T.C.

SÜLEYMAN DEMİREL ÜNİVERSİTESİ

FENBİLİMLERİ ENSTİTÜSÜ

HİDROJEN ÜRETİM METOTLARININ

İNCELENMESİ

MURAT ÖZTÜRK

Danışman: Prof. Dr. Nuri ÖZEK

DOKTORA TEZİ

FİZİK ANABİLİMDALI

ISPARTA-2009

Fen Bilimleri Enstitüsü Müdürlüğüne

Bu çalışma jürimiz tarafından FİZİK ANABİLİMDALI’nda oybirliği/oyçokluğu ile

DOKTORA TEZİ olarak kabul edilmiştir.

Başkan: Prof. Dr. Refik KAYALI (İmza)

Niğde Üniversitesi, Fen Edebiyat Fak. Fizik Bölümü

Üye: Prof. Dr. Nuri ÖZEK (Danışman) (İmza)

Süleyman Demirel Üniversitesi, Fen Ed. Fak., Fizik Bölümü

Üye: Prof. Dr. Ali KÖKÇE (İmza)

Süleyman Demirel Üniversitesi, Fen Ed. Fak., Fizik Bölümü

Üye: Prof. Dr. Ali Kemal YAKUT (İmza)

Süleyman Demirel Üniversitesi, Teknik Eğt. Fak., Makine Eğt. Bölümü

Üye: Doç. Dr. Hakan AKTAŞ (İmza)

Süleyman Demirel Üniversitesi, Fen Ed. Fak., Kimya Bölümü

ONAY

Bu tez 03/07/2009 tarihinde yapılan tez savunma sınavı sonucunda, yukarıdaki jüri

üyeleri tarafından kabul edilmiştir.

…/…/2009

Prof. Dr. Mustafa KUŞCU Enstitü Müdürü

i

İÇİNDEKİLER

İÇİNDEKİLER ............................................................................................................. i

ÖZET........................................................................................................................... vi

ABSTRACT...............................................................................................................vii

TEŞEKKÜR..............................................................................................................viii

ŞEKİLLER DİZİNİ..................................................................................................... ix

ÇİZELGELER DİZİNİ ................................................................................................ x

SİMGELER VE KISALTMALAR DİZİNİ ..............................................................xii

1. GİRİŞ ....................................................................................................................... 1

1.1. Sorunun Belirlenmesi............................................................................................ 2

1.2. Tez Çalışmasının Amacı ....................................................................................... 3

1.3. Çalışmanın Hedefleri ve Sınırlamalar................................................................... 4

1.4. Çalışmanın Özgün Değeri ..................................................................................... 5

2. KAYNAK ÖZETLERİ ............................................................................................ 6

2.1. Hidrojenin Karakteristikleri .................................................................................. 6

2.2. Hidrojen Üretim Yöntemleri ve Kaynakları ......................................................... 8

2.2.1. Elektroliz ile Hidrojen Üretimi .......................................................................... 8

2.2.1.1. Elektroliz için Kaynak Olarak Güneş Fotovoltaik Gözeleri ........................... 9

2.2.1.2. Elektroliz için Kaynak Olarak Rüzgar Gücü ................................................ 10

2.2.2. Doğalgazın Buhar-Metan Reformu.................................................................. 12

2.2.3. Gazlaştırma ...................................................................................................... 13

2.2.3.1. Kömürün Gazlaştırılması .............................................................................. 13

2.2.3.2. Biyokütlenin Gazlaştırılması......................................................................... 14

2.2.4. Termokimyasal Üretim .................................................................................... 15

2.2.4.1. Güneş Termoliz............................................................................................. 16

2.2.4.2. Güneş Termokimyasal Çevrimler ................................................................. 17

2.2.4.3. Güneş Reformasyonu ve Gazlaştırma........................................................... 17

2.2.4.4. Güneş Parçalama (Kraking) .......................................................................... 18

2.2.5. Fotoelektrokimyasal Hidrojen Üretimi ............................................................ 18

2.2.6. Biyokütlenin Prolizi ......................................................................................... 19

2.2.7. Fotobiyolojiksel Üretim ................................................................................... 19

ii

2.2.8. Nükleer Termokimyasal................................................................................... 20

2.3. Karbonsuzlaştırma............................................................................................... 22

2.4. Hidrojenin Dağıtımı ............................................................................................ 24

2.4.1. Boru Hattı ile (gaz formunda) Dağıtım............................................................ 26

2.4.2. Şebeke Hatları ile (elektriğe çevrildikten sonra) Dağıtım............................... 26

2.4.3. Kamyonlarla veya Demiryolu ile Dağıtım....................................................... 26

2.5. Hidrojenin Depolanması ..................................................................................... 26

2.5.1. Basınçlı Gaz Tankları....................................................................................... 29

2.5.2. Krojenik Sıvı Silindirler................................................................................... 29

2.5.3. Materyallerde Depolama.................................................................................. 30

2.6. Son Kullanım ve Standart Yakıtlar ..................................................................... 32

2.6.1. Ulaşım Sektörü................................................................................................. 35

2.6.1.1. Enerji Sürdürülebilirliği ................................................................................ 35

2.6.1.2. Ulaşımdan Kaynaklanan Kirlilik................................................................... 36

2.6.1.3. Ulaşımda Kullanılan Yenilenebilir Kaynakların Ekonomisi ........................ 36

2.6.1.4. Tüketici İlgisi ve Seçimi ............................................................................... 37

2.6.2. Elektrik Üretimi ............................................................................................... 37

2.6.3. Termal Enerji ................................................................................................... 37

2.6.4. Standart Yakıtlar .............................................................................................. 38

3. MATERYAL VE YÖNTEM ................................................................................. 39

3.1. Hidrojen Enerjisine Dönüşüm Sistemleri İçin Değerlendirme Araçları ............. 39

3.1.1. Sürdürülebilirliğin Değerlendirilmesi .............................................................. 39

3.1.2. Enerji Dönüşüm Sistemlerinin Değerlendirilmesi ........................................... 39

3.1.3. Sürdürülebilirlik Boyutu .................................................................................. 40

3.1.4. Disiplinler Arasındaki İlişki............................................................................. 42

3.1.5. Değerlendirme Araçlarının Uygulanması ........................................................ 43

3.2. Ömür Boyu Değerlendirme Analizi .................................................................... 45

3.2.1. Ömür Boyu Değerlendirme Analizinin Tanımı ............................................... 46

3.2.2. Metodolojiksel Yapı......................................................................................... 47

3.2.2.1. Hedefin Belirlenmesi ve Anlaşılması............................................................ 49

3.2.2.2. Envanter Analizi............................................................................................ 50

3.2.2.3. Etki Değerlendirmesi .................................................................................... 52

iii

3.2.2.4. LCA Sonuçlarını Yorumlama ....................................................................... 53

3.2.3. Ömür Boyu Değerlendirmenin Faydaları......................................................... 54

3.2.4. Ömür Boyu Değerlendirmenin Sınırlamaları................................................... 55

3.2.5. Örnek Uygulamalar.......................................................................................... 56

3.2.5.1. Doğalgazın (Gaz Ürün Olarak) Buhar Metan Reformasyonu ile Hidrojen

Üretimi ................................................................................................................. 56

3.2.5.2. Doğalgazın (Sıvı Olarak) Buhar Metan Reformasyonu ile Hidrojen

Üretimi ................................................................................................................. 60

3.2.5.3. Kömürün Gazlaştırılmasından Hidrojen Üretimi (Karbon Ayrıştırması

Olmadan).............................................................................................................. 60

3.2.5.4 Kömür Gazlaştırma ile Hidrojen Üretimi (Karbon Ayrıştırma ile) ............... 62

3.2.5.5. Rüzgar Elektrolizinden Hidrojen Üretimi..................................................... 64

3.2.5.6. Fotovoltaik Elektrolizden Hidrojen Üretimi ................................................. 67

3.2.5.7. Biyokütlenin Gazlaştırılması ile Hidrojen Üretimi ....................................... 70

3.3. Ömür Boyu Maliyet Analizi................................................................................ 71

3.3.1. Iskontolu Para-Akış Analizinin Prensipleri ..................................................... 72

3.3.1.1. Yıllık Şimdiki Değer ..................................................................................... 72

3.3.1.2. Ödemenin Serileri ......................................................................................... 74

3.3.2. Yenilenebilir Enerji Sisteminin Ömür Boyu Maliyet Analizi.......................... 75

3.3.2.1. Yenilenebilir Enerji Sisteminin İlk Yatırım Maliyeti ................................... 75

3.3.2.2. Yenilenebilir Enerji Sisteminin Gelecek Maliyetleri.................................... 76

3.3.2.3. Yenilenebilir Enerji Sistemlerinin Yıllık Maliyetleri ................................... 76

3.3.3. Örnek Uygulama: Güneş-PV Hidrojen Üretiminin Ömür Boyu Maliyet

Analizi .................................................................................................................. 79

3.3.1. Güneş-Fotovoltaik Sistemin Ömür Boyu Maliyet Analizi............................... 81

3.3.2. Güneş Fotovoltaik Hidrojen Üretim Sistemin Ömür Boyu Maliyet Analizi ... 82

3.4. Kümülatif Ekserji Analizi ................................................................................... 84

3.4.1. Güç Üretimi: Ekserjetiksel Kendi Kendine-Devamlı Genişleme .................... 84

3.4.1.1. Termodinamiksel Ön Bilgi............................................................................ 85

3.4.1.2. Yaklaşım ....................................................................................................... 87

3.4.2. Sistem............................................................................................................... 87

3.4.3. Kümülatif Ekserji Tüketimi ............................................................................. 89

iv

3.4.3.1. Yapım Süreci................................................................................................. 90

3.4.3.2. İşletim Süreci ................................................................................................ 92

3.4.3.3. Görevi Sonlandırma Süreci ........................................................................... 93

3.4.3.4. Tesisin Hizmetten çıkarılması ve Geri Dönüşümünden Kaynaklanan Ekserji

Kazanç Faktörü .................................................................................................... 94

3.4.3.5. Yapım İçin CExC Üzerinden Kazanç Faktörünün Hesabı............................ 96

3.4.3.6. Emisyonların Azaltılması İçin Kümülatif Ekserji......................................... 98

3.4.3.7. Yapım İçin AbatEx Üzerinden Kazanç Faktörü ......................................... 101

3.4.3.8. Güç ve Kazanç İçin Kümülatif Ekserji ....................................................... 103

3.5. Hidrojen Üretiminde Kullanılan Güç Üretim Sistemlerinin Optimizasyonu.... 104

3.5.1. Analitiksel Yaklaşım...................................................................................... 105

3.5.1.1. Çoklu-Objektif Optimizasyon Problemi ..................................................... 105

3.5.1.2. Optimizasyon Objektifleri........................................................................... 105

3.5.1.3. Kısıtlamalar ................................................................................................. 107

3.5.2. Ekserjetik Maliyet .......................................................................................... 107

3.5.3. Ekonomik Maliyet.......................................................................................... 110

3.5.4. Sürdürülebilirlik Değerlendirmesi ................................................................. 112

3.5.4.1. Ekserjetik Sürdürülebilirliğin Göstergesi.................................................... 113

3.5.4.2. Ekonomik Sürdürülebilirliğin Göstergesi ................................................... 115

3.5.4.3. Ekserjetik-Ekonomik Sürdürülebilirliğin Göstergesi.................................. 115

3.5.5. Güç Üretim Sistemlerinin Çoklu Objektif İncelenmesi ................................. 116

3.6. Endüstriyel ve Ekolojiksel Ekserji Tüketimi .................................................... 118

3.6.1. Endüstriyel Kümülatif Ekserji Tüketimi........................................................ 118

3.6.2 Ekolojiksel Kümülatif Ekserji Tüketimi ......................................................... 120

3.6.3. Ekolojiksel Kümülatif Ekserji Tüketiminin Hesaplaması.............................. 122

3.6.3.1. Ağ Sunumu ve Cebiri.................................................................................. 123

3.6.3.2. Paylaştırma.................................................................................................. 126

3.6.3.3. Tam Tanımlanmış Ağlarda Paylaştırma...................................................... 126

3.6.4. Açıklayıcı Örnek ............................................................................................ 127

3.6.5. Proses Örnekleri ............................................................................................. 128

3.6.5.1. Kömür ve Güneş Enerjisinden Elektrik ...................................................... 128

4. ARAŞTIRMA BULGULARI VE TARTIŞMA .................................................. 132

v

4.1. Arka Plan........................................................................................................... 132

4.2. Araştırma Yaklaşımı ......................................................................................... 133

4.2.1. Problemin Ortaya Konulması......................................................................... 133

4.2.2. Değerlendirme Araçlarının Seçimi ................................................................ 135

4.2.3. Karar Modelinin Tasarımı ve Geliştirilmesi .................................................. 136

4.2.3.1. Çoklu Kriter Değerlendirme Prosedürünün Seçilmesi................................ 137

4.2.3.2. Karar Verici Mekanizmanın veya Yönetimin Tanımlanması ..................... 137

4.2.3.3. Girdi Bilgilerinin Elde Edilmesi ................................................................. 138

4.2.3.4. Amaç Hiyerarşisinin Geliştirilmesi............................................................. 138

4.2.3.5. Kriterlerin Seçilmesi ................................................................................... 139

4.2.4. Karar Modellerinin Uygulanması ve Değerlendirilmesi................................ 141

4.2.4.1. Kriterlerin Değerlendirilmesi ...................................................................... 141

4.2.4.2. Optimizasyon .............................................................................................. 141

4.3. Tartışma............................................................................................................. 143

4.3.1. Verilerin Kaynakları....................................................................................... 143

4.3.1.1. Hidrojen Üretim Yöntemlerinin Seçilmesi ................................................. 143

4.3.1.2. Yakın Dönem Değerlendirme ..................................................................... 144

4.3.1.3. Uzun Dönem Değerlendirme ...................................................................... 145

4.3.2. Kriter Üzerine Alternatiflerin Performansı .................................................... 146

4.3.3. Analizin Sonuçları.......................................................................................... 150

5. SONUÇ ................................................................................................................ 152

5.1. Öne Sürülen Düşüncelerin Değerlendirilmesi .................................................. 152

5.1.1. Ekosistemin Değerlendirilmesi ...................................................................... 152

5.1.2. Farklı Kalitedeki Verilerin Kombinasyonu.................................................... 153

5.1.3. Proseslerin Ekolojiksel ve Ekonomik Açıdan Değerlendirilmesi.................. 153

5.1.4. Çevresel Performansın Değerlendirilmesi ..................................................... 154

5.2. Gelecekteki Çalışmalar ..................................................................................... 154

6. KAYNAKLAR .................................................................................................... 156

EKLER..................................................................................................................... 166

ÖZGEÇMİŞ ............................................................................................................. 174

vi

ÖZET

Doktora Tezi

HİDROJEN ÜRETİM METOTLARININ İNCELENMESİ

Murat ÖZTÜRK

Süleyman Demirel Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü

Fizik Anabilim Dalı

Jüri: Prof. Dr. Refik Kayalı Prof. Dr. Nuri ÖZEK (Danışman)

Prof. Dr. Ali KÖKÇE Prof. Dr. Ali Kemal YAKUT

Doç. Dr. Hakan AKTAŞ Sürdürülebilir kalkınma çalışmaları çevresel problemlerin çözülmesini gerektirir. Bu problemler her geçen gün artan hava kirliliği, su kirliliği, katı atıklar, kirleticiler, ekosistemin bozulması ve diğer daha farklı alanlara genişlemesini kapsar. Hidrojen yüksek ısıl değeri ve çevreyi kirletmemesi nedenleri ile fosil yakıtların yerini alacak en önemli alternatiftir. Bir enerji taşıyıcısı olan hidrojenin üretilmesi için diğer enerji kaynaklarına ihtiyaç vardır. Hidrojen üretim opsiyonlarının artması inceleme yapmayı ve etkilerin sonuçlarındaki değişim aralığını belirlemeyi gerektirdiği için bu durum çeşitli komplikeleri oluşturur. Bu tez çalışmasında, hidrojen üretiminde yenilenebilir ve yenilenebilir olmayan enerjilerin kullanımlarının rolü ve kazanımları çevresel, kaynak kullanımı ve ekonomi görüşleri açısından değerlendirilmiştir. Sürdürülebilir gelişmeye ulaşmaya çalışan toplumlar hidrojen enerjisi teknolojilerini geliştirmek zorundadırlar. Hidrojen üretiminde yenilenebilir enerjilerin kullanımı mevcut olan çevresel problemlere çözüm bulmayı sağlayabilir. Bu tezde Ömür Boyu Değerlendirme Analizi, Ömür Boyu Maliyet Analizi, Kümülatif Ekserji Analizi, Endüstriyel ve Ekolojiksel Ekserji Tüketimi metotları ekolojiksel enerji taşıyıcısı olarak hidrojen üretim teknolojilerini değerlendirmede ve sürdürülebilir gelişmeyi ölçmede kullanılabileceği örneklerle açıklanmıştır. Ömür Boyu Değerlendirme Analizi ve Ömür Boyu Maliyet Analizi birlikte değerlendirilerek Çoklu Kriter Değerlendirilmesi oluşturulmuş ve seçilen yedi hidrojen üretim-dağıtım opsiyonları için uygulanmıştır. Maliyet, çevre ve kaynak kullanımı açısından sırasıyla rüzgar enerjisi, biyokütle ve güneş enerjisi destekli hidrojen üretim opsiyonlarının desteklenmesinin gerekliliği ortaya konmuştur. Anahtar Kelimeler: Hidrojen üretim metotları, Ömür Boyu Değerlendirme Analizi, Ömür Boyu Maliyet Analizi, Kümülatif Ekserji Analizi, Endüstriyel ve Ekolojiksel Ekserji Tüketimi, Çoklu Kriter Değerlendirmesi 2009, 176 sayfa

vii

ABSTRACT

Ph.D. Thesis

INVESTIGATION OF HYDROGEN PRODUCTION METHODS

Murat ÖZTÜRK

Süleyman Demirel University Grade School of Applied and Natural Science

Physics Department

Thesis Committee: Prof. Dr. Refik KAYALI Prof. Dr. Nuri ÖZEK (Supervisor)

Prof. Dr. Ali KÖKÇE Prof. Dr. Ali Kemal YAKUT Assoc. Prof. Hakan AKTAŞ

Sustainable development studies require that environmental problems be resolved. These problems cover a continuously growing range of air pollution, water pollution, solid wastes, pollutants, ecosystem degradation, and extend over ever wider areas. Hydrogen is the best alternative to fossil fuels due to its high calorific value and being environmentally friendly. Hydrogen is an energy carrier, not energy source, thereby requiring another energy source to produce it. This situation creates complexities because hydrogen production options need to be considered. In this research, the roles and benefits of renewable and nonrenewable energy sources using in hydrogen production have been investigated in terms of environmental, sustainability and economy. Countries which are trying to pass sustainable development should develop hydrogen technology. Using renewable sources for hydrogen production may find solutions for current environmental problems. In this thesis, Life Cycle Assessment, Life Cycle Cost Assessment, Cumulative Exergy Analysis, Industrial and Ecological Exergy Consumption methods are proposed to obtain an objective criterion to measure sustainable development, in order to assess hydrogen production technologies for the utilization of hydrogen as an ecologically energy carrier. Multi Criteria Assessment has been created by using Life Cycle Assessment and Life Cycle Cost Assessment together and it has been applied to seven hydrogen production-transformation options that were chosen. In terms of cost, environment and resource consumption hydrogen production via wind power, biomass and solar energy need to be supported respectively. Keywords: Hydrogen production methods, Life Cycle Assessment, Life Cycle Cost Assessment, Cumulative Exergy Analysis, Industrial and Ecological Exergy Consumption, Multi Criteria Assessment 2009, 176 pages

viii

TEŞEKKÜR

Bu tez çalışmasında öncelikle şahsıma gösterdiği hoşgörü ve sabır için, daha sonra

bu çalışmanın ileriye gitmesinde değerli fikir, tavsiye ve yardımlarını ve en önemlisi

zamanını esirgemeyen akademik, yönetsel ve kişisel birikimi ile beni yönlendiren tez

danışmanım, değerli hocam Prof. Dr. Nuri ÖZEK’e teşekkür ederim.

Yoğun çalışma yükümü çalışmalarım boyunca sürekli paylaşan, destekleriyle her an

yanımda olan kıymetli eşim Çiğdem ÖZTÜRK’e sonsuz teşekkürler ederim.

Emeklerini ve desteklerini tüm yaşamımda hissettiğim ve hissedeceğim; anneme,

babama ve kardeşlerime de derin sevgi ve şükranlarımla…

Ve oğlum Batuhan ÖZTÜRK’e ithaf ederim…

Yapılan bu çalışmanın ülkemizin en büyük problemlerinden birini oluşturan enerji

konusunda çok az da olsa bir katkı sağlamasını ve bu konu üzerinde çalışmak

isteyenlere yardımcı bir kaynak olmasını umut ederim.

Doktora çalışmamı Yurtiçi Doktora Burs Programı ile destekleyen TÜBİTAK’a da

teşekkür ederim.

Murat ÖZTÜRK

ISPARTA, 2009

ix

ŞEKİLLER DİZİNİ

Şekil 2.1. Güneş hidrojen üretimi için beş termokimyasal çevrim (Steinfeld, 2004).16

Şekil 3.1. Enerji dönüşüm sistemlerini değerlendirilen sürdürülebilirlik çerçevesi... 40

Şekil 3.2. Enerji dönüşüm sistemlerinin değerlendirilmesi. ...................................... 41

Şekil 3.3. Enerji dönüşüm sistemleri için disiplinler arası ilişki................................ 43

Şekil 3.4. LCA’daki girdiler ve çıktılar (Ciambrone, 1997). ..................................... 47

Şekil 3.5. LCA’nın sistematik fazları (LCAccess - LCA 101, 2001). ....................... 48

Şekil 3.6. Güneş PV sisteminin yatırım maliyetinin dağılımı.................................... 80

Şekil 3.7. Güneş PV sisteminin ömür boyu maliyeti. ................................................ 82

Şekil 3.8. Güç üretim sistemlerindeki ekserji akışları................................................ 89

Şekil 3.9. WT ve PV sisteminin kümülatif ekserjilerinin karşılaştırılması.............. 104

Şekil 3.10. Güç üretim teknolojiler için ömür-boyu ekserjetik birim maliyeti. ....... 109

Şekil 3.11. Güç üretimi ve emisyonların azaltılması için ömür boyu ekonomik birim

maliyetler (Becerra-Lopez, 2007). ..................................................................... 113

Şekil 3.12. PV ve WT sistemleri için emisyonların azaltılması ile birlikte güç üretimi

için mümkün optimal tanzimleri. ....................................................................... 116

Şekil 3.13. PV ve WT güç üretim sistemlerinin optimal kapasite genişlemeleri ve

değişimleri için ekserjetik, ekonomik ve ekserjetik-ekonomik sürdürülebilirliğin

göstergeleri. ........................................................................................................ 117

Şekil 3.14. Endüstriyel kümülatif ekserji (ICEC) analizi. ....................................... 119

Şekil 3.15. Ekolojiksel Kümülatif Ekserji Tüketimi (ECEC) analizi. ..................... 121

Şekil 3.16. Proses ağının örneği a) orijinal akış tablosu b) jenerik sunumu. ........... 123

Şekil 3.17. ECEC analizinin açıklayıcı örneği......................................................... 127

Şekil 3.18. Kömürle çalıştırılan güç tesisi ve termal güneş güç tesisi için ekserji akış

diyagramı............................................................................................................ 129

Şekil 3.19. Kömürle çalıştırılan güç tesisinin ECEC analizi için ağ sunumu. ......... 130

Şekil 4.1. Araştırma Yaklaşımı (Yüzügüllü, 2005).................................................. 134

Şekil 4.2. Görsel Hiyerarşik Amaç Diyagramı (Yüzügüllü, 2005).......................... 139

Şekil 4.3. Final amaç hiyerarşisi. ............................................................................. 140

Şekil 4.4. Seçilmiş hidrojen üretim opsiyonlarının çoklu kriter değerlendirilmesi. 151

x

ÇİZELGELER DİZİNİ

Çizelge 2.1. Hidrojen üretim opsiyonlarının sınıflandırılması (USDOE, 2004). ......9

Çizelge 3.1. Enerji dönüşüm sistemlerinin değerlendirilmesi için inceleme

araçları (Erlach vd., 1999; Bejan vd., 1996; Ayres, 1998; Lopez, 2007). ........... 45

Çizelge 3.2. Ömür boyu değerlendirmenin genel metodolojisi. ................................ 49

Çizelge 3.3. Buhar metan reformasyonu için hava emisyonları. ............................... 58

Çizelge 3.4. Sera gazı emisyonları ve global ısınma potansiyeli. .............................. 58

Çizelge 3.5. Buhar metan roformu için kaynak tüketimi. .......................................... 60

Çizelge 3.6. Rüzgar elektrolizi hava emisyonları. ..................................................... 65

Çizelge 3.7. Rüzgar elektroliz kaynak tüketimi. ........................................................ 67

Çizelge 3.8. Güneş-PV sisteminin ömür boyu maliyeti. ............................................ 81

Çizelge 3.9. Güneş PV-elektroliz hidrojen üretim sisteminin ömür boyu

maliyet analizi. ..................................................................................................... 83

Çizelge 3.10. Kaynak materyalleri için özel kimyasal ekserji (Finnveden ve Öslund,

1997). ................................................................................................................... 91

Çizelge 3.11. Güç tesisi inşası için kaynak materyal gereksinimleri. ........................ 91

Çizelge 3.12. Güç tesislerinin yapımından ve işletiminden kaynaklanan

emisyonlar. ........................................................................................................... 93

Çizelge 3.13. Hem yeni ve hem de geri dönüşümlü materyal üretimlerinin enerji

tüketimleri ve gaz emisyonları. ............................................................................ 95

Çizelge 3.14. Güç tesislerinin yapımı için materyallerin girdisi................................ 96

Çizelge 3.15. Yeni materyallerin ve geri dönüşümlü materyallerin girişi ile güç tesisi

yapımı için kümülatif ekserji tüketimi. ................................................................ 97

Çizelge 3.16. Yapım için CExP üzerinden kazanç faktörü, dl,k. ................................ 97

Çizelge 3.17. Gaz emisyonları için spesifik kazanç ekserjisi. ................................... 99

Çizelge 3.18. Yeni materyallerden ve geri dönüşümlü materyallerden (çelik ve demir

%40, alüminyum %90) üretiminden oluşan gaz emisyonları. ........................... 102

Çizelge 3.19. Geri dönüşümlü materyallerin (çelik ve demir %40, alüminyum %90)

girişinden güç tesislerinin yapımında biriken (kazanılan) AbatEx. ................... 102

Çizelge 3.20. Yapım için AbatEx üzerinden kazanç faktörü, d2,k............................ 102

xi

Çizelge 3.21. Emisyonların azaltılması için spesifik ekonomik maliyet (COAEx)

2005 $/ton sabitinde (sadece tutulma işlemi yapılmaktadır).............................. 111

Çizelge 3.22. Güç üretim teknolojileri için ömür boyu birim emisyonları,

(mgas/Welec). ........................................................................................................ 112

Çizelge 3.23. Proses ağının tablo sunumu. .............................................................. 124

Çizelge 3.24. Proses ağının işlem katsayıları ve CEC. ............................................ 124

Çizelge 3.25. ECEC analizi için sistemin verileri.................................................... 127

Çizelge 3.26. Güneş ve kömür tabanlı güç tesislerinin ICEC değerleri................... 129

Çizelge 3.27. Güneş ve kömür tabanlı güç tesislerinin ECEC değerleri. ................ 131

Çizelge 4.1. Kriterlerin optimizasyon talimatları..................................................... 142

Çizelge. 4.2. Alternatif 1-7 için çevresel etki değerleri. .......................................... 147

Çizelge 4.3. Alternatif 1-7 için kaynak kullanım değerleri...................................... 148

Çizelge 4.4. Alternatif 1-7 için maliyet verileri değerleri. ....................................... 149

Çizelge 4.5. Kriter ve değer skalasının alternatiflerinin performansı üzerine

örnek veriler. ...................................................................................................... 150

Çizelge A.1. ECEC analiz algoritmasına başlamak için gerekli olan veriler........... 166

xii

SİMGELER VE KISALTMALAR DİZİNİ

αααα Ekserji/enerji içerik oranının ortalama değeri

ααααj Tüketilen yakıtın ekserji/enerji oranı

ηηηηk Enerji verimliliği

ηηηηn Köşegen matris

ηηηηp Üretim zinciri mükemmelliğinin endüstriyel kümülatif derecesi

ηηηηp-D Üretim-dağıtım prosesinin verimi

ηηηηp,k k.inci üretim mükemmelliğinin endüstriyel kümülatif derecesi

λλλλi i materyalinin geri dönüşüm hızı

ΓΓΓΓ Ekolojik ve endüstriyel prosesler için toplam paylaştırma matrisi

ΓΓΓΓe Ekolojiksel girdileri, doğal kaynak çıktılarına dönüştürmenin

paylaştırma matrisi

ΓΓΓΓi Doğal kaynakları endüstriyel ürünlere dönüştürmenin paylaştırma

matrisi

γγγγij İşlem katsayısı

γγγγp,i Sistemi terk eden ürünün kesri

A Arazi

AbatEx Çevreye olan emisyonların azaltılması veya önlenmesi için gereken

ekserjinin miktarı

AH Yıllık saat

Be,k Girdilerinin ekserjisi

Bij Birim i’den birim j’ye salınan ekserji

Bn Doğal kaynakların ekserjisi

Bp,i Birim i’den ürün akışı

C Maliyet; kümülatif enerji tüketimi girişinin vektörü

Ce Bir yılda sistemi işletmedeki enerji maliyeti

CEC Kümülatif Enerji Tüketimi

CED Kümülatif enerji ihtiyacı

Ce,k Girdilerinin kümülatif ekserjisi

CER Temiz ekserji oranı

xiii

CExA Emisyonları azaltma için kümülatif ekserji

CExC Kümülatif ekserji tüketimi

CExCA Yapım ve azaltma için kümülatif ekserji

CExPA Güç ve kazanç için kümülatif ekserji olarak

CF Kapasite faktörü

Cij Ürün akışının kümülatif ekserjisi

Cn Doğal kaynakların kümülatif ekserji tüketimi

Cn,k k.inci proses ünitesine giren doğal kaynağın kümülatif ekserjisi

Cp Üretim zincirinin endüstriyel kümülatif ekserji tüketimi

Cp,k k.inci proses ünitesinden ayrılan ürünün kümülatif ekserjisi

CRF Yatırım geri dönüşüm (ikame) faktörü

Cs,ass Sistemin tahakkuk edilmiş değeri

Cs,Dec Görevi sonlandırma maliyeti

Cs,salv Analizin periyodunun sonunda sistemin hurda değeri

Cs,tot Satış vergilerini de içeren toplam ilk sistem yatırımı

COA Azaltımın maliyeti

COAEx Emisyonların azaltılması için spesifik ekonomik maliyeti

COE Elektriğin maliyeti

COEA Ekonomik azaltımın maliyeti

Cy Yıllık maliyet

Ds Peşinat (depozito)

dl,k Geri dönüşümden kaynaklanan ekserji kazanç faktörü

d2,k Yapım için emisyonların önlenmesi üzerinden ekserji kazanç faktörü

E Enerji

ECEC Ekolojiksel kümülatif ekserji tüketimi

EEA Genişletilmiş ekserji hesaplama

GTGİD Global tehlike/global iklim değişimi

GWP Global tehlike potansiyeli

HE Hava etkileri

I Sigorta masrafı

ICDP Mükemmelliğin endüstriyel kümülatif derecesi

ICEC Endüstriyel kümülatif ekserji tüketimi

xiv

IOES Ekonomik sürdürülebilirliğin göstergesi

IOExES Ekserjetik-ekonomik sürdürülebilirliğin göstergesi

IOExS Ekserjetik sürdürülebilirliğin göstergesi

ITC Yatırım vergi kredisi

i Yıllık faiz oranı

i′′′′ Efektif faiz miktarı

i′′′′′′′′ Enerji için faiz ıskonto miktarı

im Market ipotek miktarı

j Yıllık enflasyon değeri

je Enerji enflasyon değeri

K Ekserji ve ekonomi arasındaki dönüşüm faktörü

k Yeniden yerleşimin veya tamirin yapıldığı yıl

KA Katı atıklar

LEC Bir değere getirilmiş enerji maliyeti

M Bakım maliyeti; materyal

mgas,p Kirletici gazın birim kütlesi

mi-SMat Kaynak materyal kütlesi

MOOP Çoklu-objektif optimizasyon problemi

NCExR Net kümülatif ekserji oranı

Ne Ekolojik arz zincirine dahil olan birimlerin sayısı

Ni Endüstriyel üretim zincirindeki proses ünitelerinin sayısı

P Paranın şimdiki değeri

Pann Yıllık yatırılan para

PAv,k,t t yılda k teknolojisi için kullanılabilir kapasite

PConst,k,t t yıldaki yapımdaki kapasite

PInst,k,t t yılındaki kurulu kapasite

Pk k yılındaki Cs,tot’nun ödenmemiş bakiyesi

PL Yıl olarak tesis ömrü

PV Fotovoltaik pil

PWF Şimdiki değer faktörü

r Yenilenebilir enerjinin toplam elektrik iş çıkışına oranı

Rk k yılındaki sabit $ olarak yenisi ile değiştirme maliyetleri

xv

S Ödemeler toplamının şimdiki değeri; olası karar bölgesi; su

s Kararlılık değişkenlerinin i-boyutlu çözüm vektörü

SE Su etkileri

t Yıl

Tinc Vergi miktarı

Tprop Mülkün vergi miktarı

X Paranın gelecekteki toplam değeri

xi-SMat Spesifik kimyasal ekserji

XEi Veriler için kabul edilen en iyi değer

XEk Veriler için kabul edilen en kötü değer

WElec Toplam elektrik üretimi

WElec,Ren Yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilen elektrik

WT Rüzgar türbini

1

1. GİRİŞ

Dünyanın sahip olduğu petrol, kömür ve doğalgaz gibi fosil yakıtların özellikle 20.

yüzyılda yoğun bir şekilde kullanılması ile ozon tabakası delinmesi, asit yağmurları,

küresel ısınma gibi etkiler, dünyayı belki de geriye dönüşü zor bir çevre kirliliği ile

karşı karşıya bırakmıştır. Burada göz önünde tutulması gereken bir başka önemli

konuda, fosil yakıtların belli bir rezerve sahip olması ve günümüzdeki sorumsuzca

kullanımı devam ederse, gelecek yüzyılın ikinci yarısında bu yakıtlardan eser

kalmayacağı gerçeğidir. Başka bir deyişle, doğaya acımasızca davranan insanoğluna

doğanın tepkisi de, sel baskınları, küresel ısınma sonucu denizlerin yükselmesi, asit

yağmurları, ozon tabakasının koruyucu etkisinin ortadan kalkması vb. olaylarla çok

şiddetli olacak ve bu olaylarda birçok insan hayatını kaybedecektir.

Bu şartlar altında, dünyanın giderek artan enerji ihtiyacını çevreyi kirletmeden ve

sürdürülebilir olarak sağlayabilecek en ileri ve tek enerji kaynağının hidrojen sistemi

olduğu bugün bütün bilim adamlarınca kabul edilmektedir. Bilindiği üzere hidrojenin

yakıt olarak kullanıldığı yakıt pili sistemlerinde atmosfere atılan ürün sadece su

ve/veya su buharı olmaktadır. Yalnız yakıt pillerinde kullanıldığı zaman çevre dostu

olarak karşımıza çıkan hidrojen gazının yine çevreyi kirletmeden üretilmesi önem

taşımaktadır. Son zamanlarda, hidrojen “temiz yakıt’’ olarak adlandırılmıştır. Bu

tabirde karmaşa yaratan kritik bir detay bulunmaktadır. Hidrojen bir “enerji kaynağı”

değil temiz, çevre ile dost olan bir “enerji taşıyıcısıdır”. Bu tabir hidrojenin diğer bir

kaynaktan üretilmesi gerektiği anlamına gelmekte olup tartışmaların ortaya çıktığı

noktadır. Hidrojen üretilen kaynağa bağlı olarak temiz olarak da adlandırılabilir veya

çevreye fosil yakıtlar gibi zarar da verebilir.

Yenilebilir hidrojen enerji sistemi birçok yararı beraberinde getirmektedir. Böyle bir

sistem kurulduğu takdirde iyileştirilmiş çevresel şartlar (daha sağlıklı popülasyonlar),

enerji bağımsızlığı ve ekonomik iyileşme (düşük maliyet, daha iyi çevresel, sağlık

durumları ve yerel iş imkanlarının artması) sağlanabilecektir. Faydalarının bu

çeşitliliği ve büyüklüğü tehlikeleri ile kıyaslandığında ihmal edilemezler. Bu basit bir

örnekle gösterilebilir 1 kg yenilebilir hidrojen üreterek, 3 kg fosil yakıtın ürettiği sera

2

gazı emisyonlarından kaçınılabilir. Bir karar verici (yatırımcı, politikacı, bilim

adamı) hidrojen üretim seçeneklerine karar verme konusu ile karşılaştığında, birçok

diğer etkenlerin yanında ekonomik, çevresel ve kaynak kullanımı durumları da

mutlaka incelemelidir.

1.1. Sorunun Belirlenmesi

Hidrojen geleceğin olası enerji taşıyıcısı olarak gördüğü için, hidrojen enerjisinin

ekonomisi ile ilgili gerçek maliyet ve kazançların olumlu çevresel etkilerinde

farkında olunmalıdır. Ömür boyu etki ve dışsal maliyeti derinlemesine ele almak,

enerji ile uğraşan karar vericilerin karşılaştığı bazı çok önemli soruları cevaplamada

yardım edebilir.

1. Hidrojen; elektrik, ulaşım ve ısınma yakıtı olarak kömür, doğalgaz ve benzinin

yerini almalı mı?

2. Eğer alacaksa hidrojen nasıl üretilmeli?

Hidrojen farklı kaynaklar kullanılarak çeşitli metotlar sayesinde üretilebilmektedir.

Üretim süreci, farklı sonuçlar içerebilmekte ve farklı etkilerle sonuçlanabilmektedir.

Problemin doğası bir karar vericinin üzerinde yoğun araştırmalar yaparak çözmesi

gerekeceği karmaşık bir durum yaratmaktadır. Çeşitli etkenlerden kaynaklanan

problem şöyledir:

• Düşünülmesi gereken çeşitli üretim yöntemlerinin karmaşıklığı

• Hidrojenin enerji ve/veya yakıt olarak kullanılmasının yaygınlaşmaması gerçeği

(ve bu yüzden kaynaklanan tecrübesizlik)

• Farklı arka planlara ve ilgi alanlarına sahip karar vericilerin birbiri ile çelişen

bakış açıları,

• İnsanların enerji çevrim teknolojilerinin değişmesine karşı gösterdikleri direnç.

Yukarıda bahsedilen etkenlerin sonucunda, bir karar verici için hidrojen üretiminin

farklı seçeneklerini değerlendirecek etkili ve nesnel bir yol sunulmamıştır. Teknoloji

3

ilerledikçe ve hidrojen ekonomisine geçiş başladıkça, karar vericiler bu zor konuda

kendilerine yardımcı olacak bir uygulamaya ihtiyaç duyacaklardır. Eğer hiçbir

uygulama olmazsa, kararlarını klasik enerji sektöründeki bilgi ve deneyimlerine,

ayrıca sezilerine dayanarak yapmak zorunda kalacaklardır. Olaya bu şekilde bakmak

kesinlikle en iyi yaklaşım olmayacaktır. Çünkü klasik enerji sistemleri ile hidrojen

üretim ve kullanım sistemleri farklılık göstermektedir. Buna ek olarak, eğer karar

vermeyi sağlayacak iyi tanımlanmış bir yapı olmazsa, geleneklerin kırılması

zorluklarla doludur ve kararı yanlış yönde etkileyebilir. Bunlara ek olarak, karar

vericilerin zıt duruşları, çakışan ilgi ve bakış açıları bir uzlaşmanın sağlanmasını

daha zor kılmaktadır.

Özet olarak eğer karar vericilere onları daha fazla bilgilendirecek nesnel kararlar

vermesini sağlayacak araçlar sağlanmazsa, hidrojen üretim proseslerine özgü

karmaşıklıklar, hidrojen enerjisine farklı bakış açıları en iyi kararları almayı

zorlaştıracaktır.

1.2. Tez Çalışmasının Amacı

Bu tezin amacı, temiz bir enerji taşıyıcısı olarak düşünülen hidrojenin üretimi

esnasında kullanılan prosese bağlı olarak çevre üzerinde negatif etkileri olabileceği

düşüncesi ile kaynak tüketimini, enerji ihtiyacını ve emisyonları ömür boyu bakış

açısı ile değerlendirmek, hidrojen üretimi ile ilgili çevresel etkilerin bütün bir resmini

sunmak, maliyeti başlangıçtan-sonlandırmaya kadar ele almak, hidrojene olan

ihtiyacı karşılayacak kümülatif artımı değerlendirmek ve hidrojen üretiminde

kullanılan güç üretim sistemlerinin optimisazyonunu yapmaktır. Bu çalışmada;

emisyonları, kaynak kullanımını ve enerji kullanımını hesaplamak için, çevresel

stresörler, malzeme ve enerji dengeleri ham maddeyi kullanılabilir ürüne dönüştürme

operasyonlarda “beşikten mezara” şeklinde ele alınmıştır. Ömür boyu değerlendirme

modellerini kullanmanın başlıca amaçları:

• Hidrojen kaynaklı enerjilerin maliyet ve etkilerini analiz ederek hidrojen

ekonomisini çeşitli açılardan incelemek;

4

• Hidrojen enerjisinin diğer yakıt kaynaklarının yerine kullanılabileceğini, eğer

kullanılırsa hidrojenin nasıl elde edileceğini incelemek;

• Modellerin farklı bakış açılarının birleştirilmesinin yapılan incelemeyi

kolaylaştırıp kolaylaştırmadığını belirlemek;

• Hidrojen üretim kararlarını kolaylaştırmada modellerin verimliliğini

değerlendirmektir.

Alt amaçlar şunlardır:

• Problemle ilgili farklı modellerin tasarımlarını yapmak,

• Amaç hiyerarşisini geliştirmek,

• Karar vericilere sunulacak kriterleri belirlemek,

• Farklı bakış açıların varlığında modelin sağlamlığını test etmek, uygulamak ve

geliştirmek,

• Farklı bakış açılarının yakınlaşması analiz etmek,

• Karar vermenin çeşitliliğini değerlendirmektir.

Bu araştırmanın hipotezi farklı değer ve bilgilere sahip olan karar vericilere,

• Farklı çalışmalardan alınmış çevresel etki, kaynak kullanımı ve maliyet yaklaşım

değerlerini sunarak yapısal durumda problemi değerlendireceği ve

• Kararda yer alan diğer karar vericilerin yargılarını görüp anlayabileceğidir.

Problem ve çözüm yolları hakkında daha fazla bilgi verilerek ve karar vericiler

aydınlatılarak hidrojen üretim alternatiflerinin seçimi, değerlerin yakınlaşması ve

ortak paydada sonuçların kullanımı sağlanacaktır

1.3. Çalışmanın Hedefleri ve Sınırlamalar

Hidrojen üretim seçenekleri çok sayıdadır. Fakat hidrojen alt yapı sistemi tam olarak

bilinmediğinden, yeterli veri kaynağı bulunmamaktadır. Maddi, çevresel etkileri ve

kaynak kullanımını sunan örnekleri kullanan son çalışmalar, bu araştırmada ele

5

alınan değerlendirme yöntemleri çerçevesinde örnek olarak kullanılmıştır. Gelecekte

alt yapı sistemi daha da geliştirildiğinde, karar vericiler bu çalışmada hazırlanan

çerçeveleri, gerçek hayattaki verilerle hidrojen üretim teknolojileri arasından birini

seçmek için kullanacaklardır.

Yapılan çalışmada ömür boyu değerlendirme yöntemlerinin yapısını ve elemanlarını

geliştirmede, karar vericilerin çakışan tercihlerini yapısal manada nasıl ele alındığını

göstermek ve hidrojen enerjisi sistemi ile ilgili olarak daha bilgili bir karar vermek

için bu çalışmada incelenen değerlendirme sistemlerinin farklı bakış açılarına göre

modellerin esnekliklerini test etmektir. Literatürde bulunan sınırlı miktardaki veriler

değerlendirme hesaplarını yapmak için sadece yapı bileşeni olarak kullanılmıştır.

1.4. Çalışmanın Özgün Değeri

Hidrojen ekonomisi sadece gösterimlerle ve şu anda çalışan pilot sistemlerle hala

kuramsal aşamadadır. İlgili konular karmaşıktır ve hidrojen üretim seçenekleri

arasından karar etkileri sürdürülebilir olandan çevreye karşı daha zararlıya kadar

uzanmaktadır. Ele alınan değerlendirme yöntemlerinin çakışan sonuçları, daha

karmaşık bir durum yaratmaktadır. Hidrojen ekonomisine geçiş olduğunda, kritik

kararların hidrojen enerji sektöründeki karar vericiler tarafından alınması

gerekecektir. Eğer bu kararlar kılavuzsuz ve öznel bir biçimde alınırsa, sonuçlar

maksimum fayda sağlamayabilir. Bu çalışmada, 3. Bölümde karar vericilere hidrojen

üretim metotlarının seçimi aşamasında yol göstermesi açısından, tesisin

kurulmasından kapatılmasına olan tüm kaynak kullanımı ve çevresel etkileri ele alan

ömür boyu değerlendirme analizi, maliyet etkilerini inceleyen ömür boyu maliyet

analizi, gittikçe artan hidrojen talebini karşılamada kümülatif ekserji analizi, hidrojen

üretim sistemlerinin optimizasyonu ve hidrojen üretim esnasında endüstriyel ve

ekolojiksel ekserji tüketimi örneklerle ortaya konmuştur. 4. Bölümde çoklu kriter

değerlendirmesini vermek için ömür boyu değerlendirme ve ömür boyu maliyet

analizi birlikte değerlendirilmiştir.

6

2. KAYNAK ÖZETLERİ

2.1. Hidrojenin Karakteristikleri

Hidrojen bol miktarda olmasına rağmen, doğada serbest halde bulunmamaktadır.

Suda veya diğer organik materyallerde diğer atomlara bağlı olarak bulunmakta ve

hidrojeni ayırmak için başka bir enerji kaynağına ihtiyaç vardır. Bu yüzden, hidrojen

birinci enerji kaynağı yerine enerji taşıyıcısı olarak düşünülmektedir. Sıvı ya da gaz

formda üretilen hidrojen, bugün bizim güvenerek kullandığımız enerji sistemlerinin

her türlüsünde kullanılabilir (ulaşım ve elektrik güç sektöründen, termal enerji ve

hatta taşınabilir aletler sektöründe). Birçok ilerlemeler kaydedilmesine rağmen,

hidrojen enerji sistemi kavramı ve bu sistemle ilişkili teknolojiler mevcut fosil

tabanlı enerji sistemlerine göre hala yenidir. Bu yüzden, hala düşünülmesi ve

geliştirilmesi gereken temel konular vardır (Middleton, 2003). Bu konular üretimi

(besleme stokları ve enerji kaynağı ihtiyaçlarını, sistemin konumunu ve çevresel

etkileri), depolamayı (gaz, sıvı veya katı halde), taşıma ve dağıtımı (boru hatları,

demiryolları ve akaryakıt tankerleri) ve güvenliği (uygun standartları geliştirme ve

üretim, depolama ve dağıtım için prosedürleri kontrol etme) içermektedir.

Hidrojen hem fosil, hem de yenilenebilir kaynaklardan üretilmektedir (Middleton,

2003). Fosil kaynak seçenekleri buhar metan reformasyonu, termal parçalama, kısmi

oksidasyon, kömürün gazlaştırılması ve mevcut şebeke elektrik kullanımı ile

elektrolizdir. Yenilenebilir hidrojen üretim alternatifleri biyokütlenin gazlaştırılması,

yenilenebilir kaynaklardan elde edilen elektrik (rüzgar, güneş fotovoltaik (PV), güneş

termal, jeotermal, hidroelektrik, okyanus sistemleri) ile elektroliz, fotokimyasal,

fotoelektrokimyasal, termokimyasal (güneş termalden ve nükleer kaynaklardan),

biyolojik ve termal ayrıştırmadır.

Şu anda hidrojen üretiminde kullanılan en yaygın yöntem doğalgazın buhar-metan

reformasyonudur ve aynı zamanda mevcut olan en ucuz yöntemdir. Bu yöntem

dünya hidrojen üretiminin %50’sini karşılamaktadır (Middleton, 2003). Şu anda

kullanımda olan diğer yöntemler kömürün gazlaştırılması ve elektrolizdir. Bunlar

7

dünya hidrojen üretiminin %18 ve %4’ünü kapsamaktadır (Middleton, 2003).

Yenilenebilir hidrojen üretim yöntemlerinin arasında, rüzgar elektrolizinin en

ekonomik tasarım olduğu görülmektedir. Çünkü rüzgar elektrolizi diğer yenilenebilir

elektrik üretim sistemlerine göre en ucuz olanıdır (elektroliz fiyatlarında en önemli

katılımcı faktör elektrik fiyatıdır). Hidrojen gazının birim miktarda enerji olarak

depolamak için petrolden veya doğalgazdan daha fazla hacme ihtiyaç vardır.

Hidrojenin depolanması için çeşitli seçenekler vardır: basınçlı gaz, kiryojenik sıvı (-

253 oC veya 20 oK’de) veya katı hal (metal veya kimyasal hidritlerde) (Thomas,

2002). Hidrojen kokusuz ve renksiz bir gazdır. En hafif elementtir (molekül ağırlığı

2.016 kg/mol) ve yoğunluğu (standart sıcaklık ve basınçta 0.08376 kg/m3) havanın

yoğunluğundan yaklaşık 14 kat daha hafiftir. Diğer yakıtlar içinde, hidrojen kütle

başına en yüksek enerji içeriğine sahiptir, üst ısıl değer tabanında 141 MJ/kg’dür (bu

değer petrolün içeriğinin yaklaşık 3 katıdır) (Veziroğlu ve Barbir, 1998).

Hidrojen aşağıda verilen nedenlerden dolayı diğer yakıtlardan daha güvenlidir

(Veziroğlu ve Barbir, 1998): düşük yoğunluk (yakıtı daha uçucu yapmaktadır, bu

sayede sızıntı durumunda daha hızlı yayılır), yüksek difüzyon katsayısı (daha hızlı

yayılır) ve yüksek spesifik ısı (verilen ısı girdisi için, sıcaklık artışı yavaşlamaktadır).

Diğer yandan, geniş tutuşma limitleri ve düşük tutuşma enerjileri hidrojeni daha

güvensiz yapmaktadır. Çünkü yangın olma durumunda tutuşma limitlerini artırmakta

ve bundan dolayı üzerinde daha fazla düşünülmesi gerekmektedir.

Ulaşım için yakıt uygunluğunu yargılamada, motive faktörü (kütle, hacim ve yakıt

enerjisi tabanlı boyutsuz bir sayı) kullanılabilir (Veziroğlu ve Barbir, 1998). Sıvı ve

gaz hidrojen için motive faktörü diğer sıvı ve gaz yakıtlardan daha büyüktür. Bu da

hidrojenin ulaşım için daha uygun olduğunu göstermektedir. Ulaşım yakıtı olarak

hidrojenin bir diğer avantajı da onun çok yönlülüğüdür. Yani birden fazla yöntem

sayesinde enerjinin çeşitli formlarına dönüştürülebilir. Diğer yakıtlar sadece

dönüşüm için bir yöntem olan yanmaya sahiptir. Hidrojenin bir diğer avantajı

kullanım noktasında kullanıcı tarafından istenen enerji formuna diğer yakıtlardan

daha verimli olarak dönüştürülmesidir (Veziroğlu ve Barbir, 1998).

8

2.2. Hidrojen Üretim Yöntemleri ve Kaynakları

Yeryüzünde hidrojen genellikle fosil yakıtlar ve su gibi diğer elementlerle birlikte

bulunur. Bundan dolayı kullanımda, hidrojeni bu elementlerden ayrıştırmak (diğer

bir değişle üretmek) gerekir. Günümüzde hidrojen genellikle fosil kaynaklardan

üretilir, enerji ve ulaşım dışındaki diğer sektörlerde de kullanılır. Ham petrol elde

etmek için rafineride, gübre üretmek için kimya endüstrisinde ve bunlardan başka

metalürjide de kullanılmaktadır. İyi geliştirilmiş ve ekonomikten, gelişme altında ve

maliyetli olmak üzere fosil veya yenilenebilir kaynaklardan hidrojeni üretmede

çeşitli yöntemler bulunmaktadır. ABD Enerji Departmanlığı’nın (The U.S.

Department of Energy, USDOE) hidrojen üretim opsiyonları üzerinde yapmış olduğu

detaylı çalışma Çizelge 2.1.’de verilmiştir (USDOE, 2004). Bu bölümde dünyada

uygulaması mevcut olan hidrojenin üretim yöntemleri ve üretilen hidrojenin

karbonsuzlaştırılması, dağıtımı, depolanması, kullanımını içeren opsiyonlar

sunulmuştur.

2.2.1. Elektroliz ile Hidrojen Üretimi

Elektrolizde, iki elektrot (bir tanesi pozitif yüklü ve diğeri negatif yüklü) elektrolitli

su çözeltisine yerleştirilmiştir. Elektroliz hücresine doğru akım voltajı uygulandığı

için, hidrojen gazı katotta (negatif yüklü elektrot) ve oksijen gazı anotta (pozitif

yüklü elektrot) birikir. Çözeltideki elektrolit asit (pozitif hidrojen iyonlarına sahip)

veya alkalin (negatif hidroksil iyonlarına sahip) olabilir (Cassedy, 2000). Elektroliz

50 yıldan fazla süredir kullanılan basit ve verimli bir teknolojidir (Veziroğlu ve

Barbir, 1998). Avantajları hareketli parçasının olmaması, genellikle yenilenebilir

enerji ile birleşik, geniş aralıktaki kapasitede çalışma yeteneği ve doğru akım

elektriği ile kullanılabilmesidir. Fakat mevcut elektroliz sistemlerinin maliyeti, düşük

maliyetli materyaller üreterek ve bakım-onarım maliyetlerini azaltıp sistemi optimize

ederek aşağıya çekilmelidir (USDOE–HFC&ITP, 2003). Ömür boyu perspektifinden

bakıldığında, eğer mevcut şebeke elektriği elektroliz için kullanılırsa (genellikle

büyük ölçekli sistemlerde) ve elektrolizde kullanılan elektrik birincil enerji

kaynaklarından üretiliyorsa önemli miktarda sera gazı emisyonu üretilir.

9

Çizelge 2.1. Hidrojen üretim opsiyonlarının sınıflandırılması (USDOE, 2004).

Ham Geri besleme

Prosesli Geri besleme

Üretim Prosesleri

Proses Enerji Kaynakları

Üretim Stratejileri

Dağıtım opsiyonları

Fosil Yakıtlar: -Kömür -Doğalgaz -Petrol

-Sentez gazı -Gazolin -Dizel yakıtı -Metanol -Amonyak - Ham materyalin direkt kullanımı

Biyokütle

-Etanol -Metanol -Biyo-dizel -Biyo-gaz -Şekerler - Ham materyalin direkt kullanımı

Atık Materyal

- Ham materyalin direkt kullanımı

Su

- Ham materyalin direkt kullanımı

Termal: -Refarmasyon - Buhar Reformasyonu - Kısmi oksidasyon - Gazlaştırma - Proliz Elektrokimyasal: - Elektroliz - Foto-elektrokimyasal Biyolojiksel: - Foto-biyolojiksel - Aerobik fermantasyon -Anerobik fermantasyon

Termal: - Fosil - Yenilenebilir - Nükleer Elektrik: - Fosil -Yenilenebilir - Nükleer Fotolitik: - Güneş

Dağıtılmış: -Yakıt istasyonları -Kişisel binalar -Araç üzerinde Yarı-dağıtılmış: -Market odaklı Merkezi: -Kaynak merkezli

Hidrojen: - Gaz: - Boru hattı - Demiryolu - Tanker - Sıvı: - Tanker - Demiryolu - Hidritler: -Diğer (mesela Karbon nanotübler) -Gaz taşıyıcıları: - Doğalgaz - Amonyak -Sıvı Taşıyıcıları: - Etanol - Metanol -Diğer organik sıvılar

2.2.1.1. Elektroliz için Kaynak Olarak Güneş Fotovoltaik Gözeleri

Su moleküllerinin elektrolizi için gerekli olan enerjiyi sağlamada güneş enerjisinin

kullanımı yenilenebilir elektroliz metotlarından bir tanesidir. Hidrojen teknolojileri

yenilenebilir enerjinin geleceği ile sıkı sıkıya bağlı iken, bu bağlılık bu teknolojilerin

suyun elektrolizinde ne kadar verimli olduğu ile doğru orantılıdır. Bu üretim

perspektifinde, fotovoltaik (PV) teknoloji güneşten elektrik üretmede kullanılır.

Fotovoltaik silikon hücreler fotovoltaik etki ile güneş ışığını doğru akıma (DC)

çeviren elektriksel yarıiletkenlerdir. İlk olarak 1950’lerin sonlarında üretilmiş ve

uydular için enerji kaynağı olarak kullanılmıştır. Maliyetlerin düşmesi ile

telekomünikasyon ve denizcilik ekipmanları gibi uzak uygulamaların enerji

ihtiyaçları için PV’lerin kullanımı ile birlikte 1970’lerde geliştirmeler başlamıştır.

1970’lerin enerji krizi hem şebekeye bağlı hem de şebekeden bağımsız bireysel ve

10

resmi uygulamalarda PV kullanımı artmıştır. Üretim evresinde, PV hücreler

modüllerde (veya panellerde) birleşir. Daha sonra bunlar istenilen yere monte

edilerek PV tanzimleri oluşturulur. Yeterli enerjiye sahip olan foton, silikonun

atomuna çarptığı zaman elektronun valans bandı kabuğundan, elektrik akımının

oluştuğu iletkenlik bandına hareket ettirir. Bu serbest elektronlar bir noktada birikir

ki burası elektriksel akımın oluşmasına yol açar. Bu elektriksel akım hücreye

dönmeden önce işi destekleyebilir. PV tanzimindeki seri ve paralel bağlantıların

tercih edilen kombinasyonu bu iş için gerekli olan gücü sağlar. Güneş enerjisinin

elektriğe dönüşümündeki akım verimlilikleri laboratuar şartları altında yaklaşık

%18’dir. Enerjinin ana kaynağı olarak güneş enerjinin kullanımında verimli bir

şekilde depolama ve kolay taşınım önemlidir. Bu depolama ve taşınımda hidrojen

yüksek potansiyel sağlar. Hidrojen farklı yollarda depolanabilir, kolaylıkla taşınabilir

ve termal enerji sağlayıcısı olarak direk yakılabilir veya yakıt hücreleri ile elektriğe

dönüştürülebilir. PV sistemlerinin avantajı modüler olmasıdır, gerekli güç çıkışı için

ayarlanabilmeleri ve konum bakımından (dağılmış veya merkezi) esneklik

kapasitesine sahiptir. PV sistemleri hareketli parçalara sahip olmamalarından dolayı,

çalışma esnasında ses çıkarmazlar ve sistemlerin bakımı çok kolaydır. Fakat şu anda

en büyük dezavantaj bu sistemlerin yüksek maliyete sahip olmasıdır. Ayrıca PV

sistemlerinin alan ihtiyaçları bazı bölgelerde sınırlayıcı neden olabilir. Güneş ışığının

karakteristiği ve mevcut enerji dönüşüm verimliliklerinden dolayı 8-12 m2/kW’lık

alana ihtiyaç duyulmaktadır.

2.2.1.2. Elektroliz için Kaynak Olarak Rüzgar Gücü

Elektroliz için gerekli olan elektrik üretiminin ikinci yenilenebilir elektroliz

teknolojisi rüzgar gücüdür. Rüzgar yeryüzünün güneş ile ısıtılmasından dolayı ortaya

çıkan doğal konveksiyonla oluşan havanın akımıdır (Cox ve Williamson, 1977).

Kutup ve ekvatoral bölgeler arasındaki ısı farkı ve dünyanın hareketi rüzgarı

oluşturan ana kuvvetlerdir (Cassedy, 2000). Bu hareketin diğer bir sebebi de

dünyanın dönmesinden kaynaklanan kuvvetlerdir. Rüzgar gücü yüzyıllar boyunca

farklı yollarla birçok kültür tarafından kullanılmıştır (su pompalamak, buğday

öğütmek gibi işlere mekanik enerji sağlamışlardır). Rüzgar enerjisini elektrik

11

enerjisine dönüştürme değişimi dünyada 1888’de Charles F. Brush tarafından 12

kW’lık rüzgar türbini yapması ile başlamıştır (IEA, 2003). Küçük bağımsız türbinleri

kullanma trendi ise 1930’larda ilk alternatif akım (AC) türbininin kurulmasına kadar

devam etmiştir (IEA, 2003). Rüzgar gücü endüstrisi bundan sonra megawattlara

ulaşarak, çok türbinli rüzgar tarlaları oluşmasına kadar büyümeye devam etmiştir.

Rüzgar yenilenebilir enerjinin maliyeti en düşük formudur ve tüm dünyada rüzgar

kapasitesi yıllık hidrojen üretiminin %28’sini karşılayabilecek durumdadır (Rifkin,

2002). Avrupa Rüzgar Kurumunun (The European Wind Energy Association)

verilerine göre 2020’de rüzgar enerjisi tüm dünya elektrik üretiminin %10’nu

karşılayacak kapasiteye ulaşacaktır.

Rüzgar türbinlerinin çalışma sürecinde zararlı hava emisyonları üretmez. Bu yüzden

ilk bakışta rüzgar enerjisi tamamen zararsız görülebilir. Fakat ömür boyu bakış

açısıyla bakıldığında, yapım, taşıma ve tasfiye aşamasında atmosfere salınan

emisyonlar vardır. Bu emisyonlar türbin yapımı için gerekli materyallerin üretilmesi

(çelik, bakır, plastik vb.) ve taşıma prosesi için kullanılan birincil enerjinin türüne

göre değişmektedir (IEA, 2003). Bu emisyonlar konvansiyonel güç sistemlerinin

emisyonlarından az olsa bile, düşünülmesi gerekmektedir. Rüzgar sistemleri ile

alakalı ayrıca çevresel ve sosyal kaygılar bulunmaktadır. Rüzgar tarlaları görüntü

kirliliğinden özellikle yerleşim birimlerine yakın yerlerde itirazlarla karşılaşmaktadır.

Rüzgar türbinlerinin gürültü ve iletişim paraziti problemleri genelde yereldir, sadece

tesisten 400 metre yarıçaplı bölgeyi etkilemektedir (IEA, 2003). Türbinlerin

çalışmasından kaynaklanan gürültü mekanik ve aero-akustik bileşenlere sahip

olabilir. Mekanik gürültü mühendislik yöntemleri ile başa çıkılabilir ve aero-akustik

gürültüye kıyasla modern türbinlerde böyle bir problem olmamaktadır. Rüzgar

türbinleri ayrıca kuş popülasyonlarını da etkilemektedir. Eski tasarımlar kuşlara daha

uygun konma yüzeyi sağlayan daha köşeli türbin yapılarından dolayı daha çok

probleme yol açmışlardır. Fakat yeni tasarımlar bu problemi göz önüne almışlardır

ve kuşların kolay erişimini engellemek amacıyla daha silindirik şekillerde

üretilmişlerdir. Rüzgar tarlalarının kurulması için gerekli alan 0.06’dan 0.08

km2/MW (12-16 MW/km2)’ye kadar değişiklik gösterir. Fakat şöyle bir avantaj

karşımıza çıkmaktadır, türbinler bu alanın %1’ini kaplamakta geri kalan alan tarım

12

gibi diğer amaçlar için kullanılabilmektedir (IEA, 2003). Ek olarak, rüzgar türbinleri

telekomünikasyon sistemlerinden dağılan elektro-manyetik dalgalara etkisi vardır.

Fakat bu konu ileri araştırmalara açıktır ve ilk incelemeler problemin aşılabilir

olduğunu göstermektedir. Rüzgar tarlaları dünyada bir bölgede sınırlandırılmamıştır.

Uygun rüzgar şartları ve tesis özellikleri karşılandığı sürece, rüzgar tarlası üretmek

mümkün olmaktadır. Rüzgar gücünün avantajları yenilenebilir doğası ve mekaniksel

gücün direk kullanımıdır. Dezavantajları güneş enerjisi ilişkili olanlara benzerdir:

düşük güç yoğunluğu ve kesikli güç kaynağı olmasıdır. Güneş enerjisine benzer

olarak, eğer rüzgar gücü geleceğin en önemli enerji kaynağı olacaksa, bu

yetersizlikler verimli enerji depolama sistemi ile çözülmelidir.

2.2.2. Doğalgazın Buhar-Metan Reformu

Günümüzde dünyada üretilen hidrojenin hemen hemen yarısı doğalgazın buhar

reformasyonundan sağlanmaktadır (Rifkin, 2002). Hem test edilmiş olmasından ve

hem de doğalgazın düşük maliyetinden, bulunabilirliğinden dolayı teknoloji düşük

maliyette olup en uygun yakın dönem seçeneği olarak görülmektedir. Fakat bu

teknolojiye ana engel doğalgazın sonsuz bir kaynak olmaması ve dönüşüm

prosesinin azda olsa çevreye verdiği zararlar gelmektedir. Doğalgaz ilk olarak

desülfürize edilir (katalizör ile iletişimi engellemek için) ve daha sonra reformatöre

gönderilir. Burada, doğalgaz katalitik konvertörde buhar ile reaksiyona girer ortaya

çıkan hidrojen ortamdan alınır ve yan ürün olarak karbonmonoksit oluşur.

Doğalgazın buhar reformasyonu ile hidrojen üretiminde ısı dolaylı kaynak olarak

kullanılır (Dicks, 1996). Reformasyon reaksiyonları endotermiktik ve yakıtın bir

kısmı reaktör tüpünün dışında hava ile yakılmalıdır. İşleme tabii tutulmamış

doğalgazın kimyasal bileşimi uygulanacak işlemlerin tasarımında önem taşır.

Doğalgaz reformerlerinde hidrojen yaklaşık olarak %72-85 arasındaki verim ile

üretilir. Geriye kalan %15-28’lik kesim yakıt kaynağı olarak kullanılır (Lovins,

2004). Aşağıdaki kimyasal reaksiyonlar metanın buhar reformasyon prosesinde

kullanılır.

224 3HCOOHCH +→+ (2.1)

13

Su-gaz değişim reaksiyonu:

222 HCOOHCO +→+ (2.2)

Denklem (2.1)’de gösterildiği gibi, reaktörden çıkan ürünler CO ve H2’dir. Bu

prosesi CO2 ve %95-99 saflıkta üretilen H2’nin ortaya çıktığı su-gaz değişim

reaksiyonu takip eder. Teorisel olarak, üretilen hidrojenin %50’si metandan ve geriye

kalan kısımda sudan gelmektedir. Reaksiyonda üretilen CO daha sonra su ile

reaksiyona girerek CO2 ve H2’ni oluşturur. Reaksiyondan çıkan gaz birçok dönüşüm

reaksiyonuna gereksinime ihtiyaç kalmaksızın oldukça yüksek miktarda H2 ihtiva

eder. Sonuç olarak, buhar reformasyonunda yüksek saflıkta hidrojen üretmenin

önemli bir adımı CO2’nin ortamdan uzaklaştırılmasıdır. Ticari prosesler bu gazı su,

amonyak çözeltileri, etonolamin çözeltileri, potasyum karbonat çözeltileri ve metanol

gibi sıvıları kullanarak counter-current absorbsiyonundan yararlanarak

ayırmaktadırlar (Shiozawa, 2000).

2.2.3. Gazlaştırma

Hidrojen, doğalgazdan başka fosil yakıtlarla da (kömür veya petrol) veya gazlaştırma

denilen prosesle biyokütleden üretilmektedir. Hammadde yaklaşık 1400 oC’ye kadar

hava ve oksijenle ısıtılmalıdır. Sonuç ürün olarak H2, CO ve atık karışımı

üretilmektedir (IEA-GHGP, 2005).

2.2.3.1. Kömürün Gazlaştırılması

Kömür gazlaştırma veya kömürün kısmi oksidasyonu hidrojen üretimi için diğer bir

mümkün olan teknolojidir. Günümüzde dünya hidrojen üretiminin %18’i kömürden

sağlanmaktadır (Doctor ve Molburg, 2004). Dolayısıyla bu yöntemin üzerinde

düşünülmesi gerekmektedir. Doğalgazdan elde edilen hidrojene göre daha fazla

maliyetli olmasına rağmen, kömürü çıkartma-taşıma maliyetleri daha düşüktür (ve

kömür uçucu değildir) ve kaynak miktarı daha fazladır. Kömür gazlaştırmada, kömür

ilk olarak öğütülerek toz haline getirilir ve su ile karıştırılarak çamur oluşturulur

14

(IEA-GHGP, 2005). Çamur daha sonra saf oksijenle gazlaştırmaya gönderilir. Elde

edilen bu gaz doğalgaza benzer ve kimya sanayisinde, gübre yapımında veya enerji

üretiminde kullanılabilir. Kömürü direk olarak yakmak yerine, gazlaştırma ile kömür

(veya karbon esaslı yapıya sahip maddeler) temel kimyasal bileşenlerine

dönüştürülebilir. Gazlaştırma ile kömürden; oksijen aynı zamanda buhardan oluşan

sülfür ve civa gibi kirleticiler temizlenerek sentez gaz elde edilir. Hidrojeni üretmede

sentez gaz üretilen hidrojenin miktarını arttırmak için Denklem (2.2) ile verilen su-

gaz dönüşüm reaktör teknolojisini kullanarak daha ileri işleme tabi tutulur (Hydrogen

from Coal Research, 2004). Temiz gaz daha sonra hidrojeni ortamdan almak üzere

ayrıştırma sistemine gönderilir.

2.2.3.2. Biyokütlenin Gazlaştırılması

Biyokütle, fotosentezin ürünü olarak, petrole bağlı olmayan çok yönlü yenilenebilir

enerji kaynağı olduğu için sürdürülebilir hidrojen üretiminde kullanılabilir. Hidrojen

üretimi için biyokütlenin kullanım potansiyeli iki önemli faktörle sınırlandırılmıştır.

Bunlar hektar başına ürün verimi ve değerlendirmeye tabi tutulan ürünün enerji

içeriğidir. Bu çok geniş bir yelpaze sunabilir. Gazlaştırma boyunca, biyokütle oksijen

ile reaksiyona girerek buhar ve hidrojen üretir.

EnerjiCOHCOOBiyokütle +++→+ 222 (2.3)

Bu gaz karışımının hidrojence zengin gaza dönüşümü ya gazlaştırma (katılar) ya da

reformasyon (gazlar) gibi geri beslemeye bağlı olarak sınıflandırılır. Buharla

hidrokarbonların endotermik reaksiyonları yüksek hidrojen içeren sentetik gazların

ortaya çıkarılması, yani su-gaz değişim reaksiyonu [Denklem (2.2)] molar CO/H2

oranını değiştirmede kullanılabilir (Zittel, 1996). Su-gaz değişimi ile CO’nin H2’ne

dönüşümü katran ve diğer inorganik kirleticileri temizler. Gazın hidrojen içeriği

basınç ve sıcaklık gibi proses parametreleri ile belirlenir. Su-gaz değişimi ile ilişkili

gazlaştırma, biyokütleden hidrojen üretimi için oldukça geniş pratiksel prosese

sahiptir. Biyokütlenin hidrojene dönüşümünün ortalama verimi %63’dür (Adamson,

2004).

15

Biyokütle gazlaştırıcıları kömürü gazlaştırmak için geliştirilen sisteme benzerler ve

gazlaştırma prosesi için ısıya, gazlaştırma için beslemeye ihtiyaç vardır. Eğer

biyokütle ve yenilenebilir atık bu ısıyı karşılamada kullanılırsa, bu teknoloji

tamamen yenilenebilir enerji kaynağına bağlıdır. Kömürün gazlaştırılması için

yapılan yaygın deneysel çalışmalara bağlı olarak, gelecek 2-3 yıl içinde biyokütlenin

gazlaştırılması prosesi ticari olarak kullanılabilir olacaktır. Biyokütlenin

gazlaştırılması, doğalgazın konvansiyonel buhar reformasyonundan daha fazla

maliyete sahip olmasına rağmen yenilenebilir enerji kaynaklarından direkt hidrojen

üretimi için önerilen metotlardan bir tanesidir (Cannon, 1997). Gelişmiş ve mevcut

teknoloji; hidrojen ve elektriğin kömürden birlikte üretildiği bütünleşmiş gazlaştırma

birleşik döngü (IGCC) sistemidir. Gazlaştırma kısmında, ana sistem birimi

gazlaştırıcıdır. Burada buhar ve oksijen, belli bir ısı ve basınç altında kömürle

birleştirilir. Hammaddenin sadece küçük bir kısmı yanar (kısmi oksidasyon da

denilir). Prosesin sonucunda hidrojen, karbonmonoksit ve sentez gaz denilen diğer

gazların karışımı üretilir. Hammaddedeki mineraller gazlaştırıcının alt kısmından

çıkarılır, sülfür ve amonyak gibi maddeler prosesin ilerleyen aşamalarında çıkarılır.

Prosesin birleşik döngü kısmı sistem verimliliğini artıran sentez gazdan elektrik

üretmede kullanılan buhar türbinini takiben yanma türbininin kullanılmasını ifade

etmektedir. Bu entegre sistemin faydası sentez gazı hidrojen kaynağı olarak

kullanmaktır. Buda ulaşım yakıtı veya yakıt hücreleri sayesinde elektrik olarak

kullanılabilir (U.S. DOE-OFE, 2008).

2.2.4. Termokimyasal Üretim

Termokimyasal hidrojen üretiminde su, ısı ile işletilen kimyasal reaksiyonların

kombinasyonuyla hidrojen ve oksijene ayrıştırılır. Güneş termokimyasal hidrojen

üretiminde, yoğunlaştırılmış güneş radyasyonu endotermik kimyasal reaksiyon için

gerekli olan yüksek sıcaklık prosesin enerji kaynağıdır. Beş adet termokimyasal

hidrojen üretim metodu Şekil 2.1.’de sunulmuştur. Hidrojenin kimyasal kaynağı su

ve fosil kaynaklar ya da her ikisinin birleşimi olabilir. Bu proseslerin hepsi yüksek

sıcaklılarda yoğunlaştırılmış güneş enerjisi ile işletilen endotermik reaksiyonları

içermektedir.

16

Şekil 2.1. Güneş hidrojen üretimi için beş termokimyasal çevrim (Steinfeld, 2004)

2.2.4.1. Güneş Termoliz

Güneş termolizinde, hidrojen direkt olarak tek bir adımda sudan üretilir.

222 21 OHOH +→ (2.4)

Bu basit reaksiyonun yaygın bir şekilde kullanıma ulaşması zordur. Çünkü kararlı bir

ayrışma için yüksek sıcaklık ısı kaynağına (2500 K’nın üstünde) ve yan ürünlerin

patlamasından sakınmak için hidrojen ve oksijeni ayırmada etkili bir tekniğe ihtiyaç

vardır. Yoğunlaştırılmış güneş enerjisi ve nükleer enerji gibi yüksek sıcaklık ısı

kaynaklarının birçoğu bu proseste kullanılabilir. Araştırmalar, ayrışma için gerekli

olan ısının, katalistleri kullanarak aşağıya çekilmesi üzerine yoğunlaşmıştır. Bu

teknoloji hala daha geliştirilme fazındadır ve verimlilik faktörü belirsizdir.

Yoğunlaştırılmış Güneş Enerjisi

Termoliz

Termo-kimyasal Çevrimler Reformasyon Parçalama Gazlaştırma

H2O H2O

Fosil yakıtlar

H2O

Güneş Hidrojen

CO2/CO Ayrıştırılması

17

2.2.4.2. Güneş Termokimyasal Çevrimler

Su-parçalama termokimyasal çevrimler H2/O2 ayrıştırma probleminden kaçınır ve

daha düşük sıcaklıklarda (yaklaşık 1200 K) işletilir (Steinfeld, 2004). Aslında, bu

çevrimler birçok adımı içerir, ısı transferi ile ilgili verimsizliklerden ve ürün

ayrışımından etkilenmez. Son zamanlarda yoğunlaştırılmış güneş kollektörleri için

geliştirilen optiksel sistemler 2-adımlı termokimyasal çevrimi daha verimli yapmıştır.

Bu daha verimli çevrim metal oksit redoks reaksiyonlarını kullanmaktadır.

1.inci adım (güneş): 22

Oy

xMOM yx +→ (2.5)

2.inci adım (güneş olmayan): 22 yHOMOyHxM yx +→+ (2.6)

Net reaksiyon: 222 21 OHOH +→ (2.7)

Yukarıdaki denklemlerde M metali ve MxOy ise ilişkili olduğu metal oksidi

bildirmektedir. İlk adımda, metal oksit endotermik reaksiyon ile metalden güneş-

termal prosesiyle ayrılır. Daha sonra, ekzotermik reaksiyon olan metalin hidrolizi ile

hidrojen ve metal oksit oluşmasında rol oynar. Net reaksiyon güneş termolize

benzerken, yüksek sıcaklık ayrışmanın gereksinimi ihmal edilebilir. Çünkü H2 ve O2

farklı adımlarda oluşur. Şimdiye kadar bildirilen en iyi iki adet güneş termokimyasal

çevrimler ZnO/Zn çevrimi ve Mn2O3/MnO çevrimleridir.

2.2.4.3. Güneş Reformasyonu ve Gazlaştırma

Doğalgazın, petrolün ve diğer hidrokarbonların buhar reformasyonu, kömür ve diğer

katı karbon yapılı materyallerin buhar gazlaştırılması aşağıdaki basitleştirilmiş net

reaksiyon ile verilebilir (Steinfeld, 2004).

xCOHxy

OxHHC yx +

+→+ 222

(2.8)

18

Bu proseslerde, reaksiyon kinetiklerine ve tiplerine, saf materyal içindeki kirliliklerin

miktarına bağlı olarak bazı bileşiklerde üretilebilir. Karbonsuzlaştırma ve karbonu

yakalama tekniklerinin fosil yakıt kullanan teknikler ile kullanılarak çevresel etkiler

azaltılabilir.

2.2.4.4. Güneş Parçalama (Kraking)

Güneş parçalama prosesi doğalgazın, petrolün ve diğer hidrokarbonların termal

parçalanmasını ifade eder. Bu metot basitçe aşağıdaki net reaksiyon ile sunulabilir

(Steinfeld, 2004).

( ) 22

Hy

grxCHC yx +→ (2.9)

2.2.5. Fotoelektrokimyasal Hidrojen Üretimi

Fotoelektrokimyasal (PEC) proses hidrojeni bir adımda, su içine daldırılan

yarıiletkenin güneş enerjisi ile aydınlatılarak suyun parçalanması ile üretir. Güneş

ışığı fotosentetif yarıiletken ve katalizör ile doldurulmuş elektrolitik çözeltiye çarpar.

Güneş enerjisi katalist tarafından absorbe edilir. Oluşturulan yerel elektriksel alanlar

suyun, hidrojen ve oksijene elektrolitik parçalanmasını tetikler (Cannon, 1997).

Çoklu eklem hücre teknolojisi PEC ışık dönüştürücüsü olarak kullanılması, suyun

parçalanması için gerekli voltajın üretilmesi ve su/elektrolit ortamında kullanılması

için uygundur.

İkili eklem sisteminin teoriksel verimi %42’dir. Yalnız pratiksel verimi %7-12

arasındadır. Düşük maliyetli çoklu eklem amorf silikon (a-Si) sisteminin verimi %7-

12 arasındadır (HFCIT, 2004). Direkt dönüşümlü hidrojen üretim sistemi

elektrolizörün maliyetini ortadan kaldırır ve aynı zamanda prosesin toplam veriminin

arttırılması yeteneğine sahiptir. PEC su-parçalama sisteminin geliştirilmesi üzerine

yapılan araştırmaların sonucuna göre güneş ışığını kullanarak güneşten-hidrojen

üretim verimi alt ısıl değerine göre %12.4 olmaktadır.

19

2.2.6. Biyokütlenin Prolizi

Biyoyakıtın karbonhidrat kesimlerinin reformasyonunun hızlı prolizi sayesinde

endotermik reaksiyon ile biyoyakıt olarak adlandırılan sıvı üretilir. Proliz, yakıt

kimyasallarının ve materyallerinin geliştirilmesi için kullanılan çeşitli proseslerin

temelini oluşturur. Prolizdeki ilk adımda ısı kompleks moleküllerin daha basit

birimlere ayrıştırılmasında kullanılır.

Biyokütle + Enerji → Biyoyakıt + Kömürleşmiş atık + Gaz (2.10)

Daha sonra birinci adım boyunca üretilen reaktif buhar hidrojene dönüştürülür. Nikel

esaslı katalizör kullanılarak 750-850 oC’de biyo-yakıtın katalitik buhar reformasyonu

dönüşüm reaksiyonunu da içeren iki adımdan oluşur. Toplam stokiyometriye bağlı

olarak maksimum verim 0,172 grH2/grBiyo-yakıt (%11,2 bitkiye bağlı olarak)

olmaktadır.

Biyoyakıt 22 HCOOH +→+ (2.11)

222 HCOOHCO +→+ (2.13)

2227.09.1 21.226.1 HCOOHOCH +→+ (2.14)

2.2.7. Fotobiyolojiksel Üretim

Genel olarak fotobiyolojiksel sistemler hidrojen üretmede bakterilerin doğal

fotosentetik aktivitesini ve yeşil algleri kullanırlar. Fotosentetik sistemler normalde

CO2’di karbon hidratlara indirgerken, hidrogenaz veya nitrognaz gibi hidrojen içeren

enzimleri birleştiren fotosentetik prosesin sonunda indirgeme gibi değiştirme

şartlarını barındırması muhtemeldir (Bolton, 1996). Katalistik ve mühendislik

sistemlerinin uygulanmasıyla hidrojen üretim verimi %24’de ulaşabilir (HFCIT,

2004). Hidrojen üretimi için biyolojiksel proseslerinin kullanımı teknik sistemlerin

geliştirilmesi aşamasında olup ve cevapları yanıtlanmamış birçok temel sorun

bulunmaktadır. Hidrojen üretimi için en etkili fotobiyolojiksel sistemler yeşil alg ve

siyano bakteri gibi mikro alglere bağlıdır. Hidrogenaz sentezlenip aktif hale getirme

20

süresi boyunca, anorobik şartlar altında kuluçkadan sonra yeşil algler hidrojen

üretmeye başlar (Bolton, 1996). Karanlığa adapte edilmiş algler ışığa maruz

bırakıldığında, başlangıç olarak %12’ye ulaşan verimliliklerle H2 ve O2 üretirler.

Fakat ürünler fotosentezden ayrı olarak ölçülemezler. Azot-bağı bulunan siyano

bakteriler nitrogenaz enziminin varlığında hidrojen üretebilirler. Bu proseste ideal

verimlilikler %10’na ulaşır. Karşımıza çıkan en büyük zorluk alg sistemini 0,03

güneş sabitinin üzerinde tutmak için gerekli olan genetik mühendislik ile antenna

krolofillerinin daha yüksek güneşlenmeyi sağlamak için boyutlarının

küçültülmesidir. Tekniksel açıdan öne çıkan engel ise hidrojen üretimi boyunca

oksijenin de üretilmesidir. Bu da hidrojen-değiştirme enzim sistemlerine zarar verir.

Araştırmacılar oksijenin varlığını daha da fazla katlanan doğal yolla oluşturulan

organizmalar üzerine çalışmakta ve genetik açıdan organizmanın yeni formunu

oluşturarak oksijenin varlığında kararlı hidrojen üretimi üzerine çalışmaktadırlar.

Yeni geliştirilen bir sistem, fotosentetik büyüme fazı ve hidrojen üretim fazı arasında

alg hücrelerine metabolik değiştirmeyi (kükürt eksikliği) denemektedir (HFCIT,

2004). Siyano bakteri veya alglerden farklı olarak, fotosentetik bakteriler suyu

oksidize etmez, bunun yerine hidrojeni biyokütleden elde eder. Bu bakteriler

hidrojen üretmede birkaç çeşit enzimatik mekanizmaları kullanırlar.

2.2.8. Nükleer Termokimyasal

Suyun hidrojen ve oksijene ayrışmasını sağlayan ısı ile birlikte termokimyasal

prosesleri kullanarak hidrojen direkt olarak üretilebilir. Yüksek verimliliğinden ve

düşük işletim giderlerinden dolayı, bu termokimyasal prosesler nükleer enerjiyi

kullanarak hidrojen üretimi için uzun dönem opsiyonları olarak bilinir. Yinede,

düşük üretim maliyetlerinin yanında, yüksek sıcaklıklar (750 oC), hızlı kimyasal

kinetikler ve yüksek dönüşüm verimliliklerini sağlamak gereklidir (Forsberg, 2003).

Hidrojen üretimi için termokimyasal proseslerin birçok tipi bulunmaktadır. Bunların

en yaygın olanları sülfürik asit prosesleri (hidrojen-sülfat, iyot-sülfat, sülfürik asit-

metanol) ve Br-Ca-Fe çevrimleridir. Sülfürik asit proseslerinde, endotermik

reaksiyon yüksek sıcaklık ve düşük basınçta oluşur.

21

222422

1OSOOHSOH ++→ (yüksek sıcaklık) (2.15)

Genel olarak, 800 oC civarındaki sıcaklık değişimleri verimli hidrojen üretimi için

gereklidir (bu reaksiyonlar düşük basınçlarda oluşur). Başlangıç oksijen ayrışımından

sonra ek kimyasal reaksiyonlar hidrojen üretimi için gereklidir. Mesela iyot sülfür

prosesini iki ek kimyasal reaksiyon belirleyicidir.

42222 22 SOHHIOHSOI +→++ (düşük sıcaklık) (2.16)

Hidrojen üretim adımı: 222 IHHI +→ (orta sıcaklık) (2.17)

Hidrojen üretimi için nükleer gücü kullanan termokimyasal çevrim en yüksek

potansiyele sahiptir. Çünkü maliyeti oda sıcaklığındaki elektrolizden yaklaşık %60

daha aşağıdadır (Forsberg, 2003). Bu maliyet değerlendirmesinde nükleer

reaktörlerin termokimyasal proseste (elektrik üretiminde değil) kullanıldığı ve oda

sıcaklığındaki elektroliz için elektriğin şebeke hattından sağlandığı kabul edilmiştir.

Yukarıda dikkati çekilen maliyet avantajı termokimyasal proseslerin yüksek toplam

verimliliklerinden kaynaklanmaktadır. Üretim verimi proses sonucunda üretilen

hidrojenin enerji içeriği ile hidrojeni üretmede gerekli olan enerjinin oranı şeklinde

tanımlanabilir. Kullanılan elektriğin elektriksel dönüşüm verimine bağlı olarak,

elektrolizden üretilen hidrojenin toplam verimi yalnızca %10 ile 30 arasında

değişmektedir. Daha önce tanımlanan kükürt-iyot prosesi gibi termokimyasal

yaklaşımlar için, toplam verimin yaklaşık %50 olduğu bildirilmiştir (Forsberg,

2003). Verimlilikler arasındaki bu fark oda sıcaklığındaki elektrolizde termal

enerjinin elektriğe ve daha sonra kimyasal enerjiye (H2) çevrilirken termokimyasal

proseste ısı direk olarak kimyasal enerjiye çevrilir. Ek olarak, daha az yatırım

gerektiğinden, termokimyasal prosesin yatırım maliyeti bununla ilgili elektroliz

yatırımından daha da düşüktür. Termokimyasal prosesler henüz gelişme fazındadır

ve bu konuda önemli çalışmalara gereksinim olmasına rağmen bu teknoloji hem

nükleer hem de güneş-güç ısı kaynaklarına uygulanabilir.

22

2.3. Karbonsuzlaştırma

Hidrojen üretmek için eğer fosil tabanlı kaynaklar kullanılıyorsa, karbondioksitin

üretilmesi kaçınılmazdır. Fakat karbon ayrıştırma teknolojisi bu problemi hafifletmek

için kullanılabilir. Karbonun ayrılması yakalama ve depolama basamaklarından

oluşmaktadır. Diğer bir değişle bir prosesten oluşan karbondioksit emisyonlarını

yakalamak ve onu güvenli bir şekilde yer altına veya okyanusa depolamaktır. Buhar

metan reformasyonu prosesi ile doğalgazdan hidrojen üretiminde, yakalanan CO2’in

%80-85’i üretilen H2’in maliyetine yaklaşık %25–30 oranında ek yük getirmektedir.

Bütün CO2 ayrıştırma süreci yoğun bir enerji kullanımını gerektirir. Ana

basamakların enerji kullanımı; yakalama, basınçlama (80 bar) ve taşıma (100–500

km boru hattı) için sırasıyla 3000 kJ, 281 kJ ve 2000 kJ’dür (Muradov, 2000).

Karbondioksiti ayrıştırmak için birkaç alternatif bulunmaktadır. Bunlar jeolojik

formasyonlarda yer altı depolama, okyanuslarda depolama, katı mineral haline

getirme veya fotosentez esnasında kendi besin ihtiyaçları için CO2’i kullanma

kapasitesine sahip tarım alanları veya ormanlar sağlamaktır. Jeolojik formasyonlar,

okyanuslar ve ormanların sırasıyla 300–3200, 1400–20 milyon ve >100 gigaton

depolama kapasitesine sahip olduğu düşünülmektedir. CO2’in yakalanması ve

ayrıştırılması, hem karbondioksitin taşınması hem de toplanması ve depo ortamını

yönetmek için yeni sektörlere ihtiyaç duyulmaktadır. Ayrıştırmanın yanında,

yakalanan CO2 petrol iyileştirilmesinin geliştirilmesinde, kömür yataklı metanın

üretiminde ve tükenen gaz rezervlerinde basıncı korumak için kullanıldığında

ekonomik olarak sürdürülmüş olur (Doctor ve Molburg, 2004). Uluslararası Enerji

Ajansı (IEA) Sera Gazı Ar-Ge Programı (IEA-GHGP, 2005) farklı ayrıştırma

seçeneklerini aşağıdaki gibi detaylandırmıştır.

• Derin Tuz Rezervleri: Derin tuz rezervleri 800 m derinliğe ulaşan, CO2’in yoğun

süper-kritik formda depolanmasını sağlayan tuzlu yer altı su havzalarıdır. Bu su

havzaları geniş bir şekilde yayılmıştır ve genellikle sınırlı miktarda CO2’i kabul

edebilecek boşluklarla bağlanmıştır. Fakat bu havzaların bazıları bağlanmamış

23

yapıya sahiptirler ve CO2 suda yavaşça çözündüğü için daha fazla depolamaya izin

vermektedir.

• Artırılmış Petrol Geri Kazanımı: Konvansiyonel iyileştirmede, daha fazla rezerv

bulunsa bile petrol alanındaki basınç onu yüzeye iter ve bu basınç bitene kadar

zamanla azalır. Basıncın devamını sağlamak ve petrol çıkarımını artırmak için su

yada gaz enjekte edilir. Hidrojen üretim prosesinden ayrıştırılan CO2 burada petrol

çıkarımı artırmak için kullanılabilir.

• Kömür Yatağı Metan Çıkarımı: Kömür rezervleri genelde yüksek içerikte metana

sahiptir. Eğer yakalanan CO2 kömür madenine pompalanırsa, kömürün metana göre

CO2 ile olan bağ yapma kapasitesi daha yüksek olduğundan, metan salınacaktır. Bu

metan daha sonra elektrik üretmek için kullanılabilir.

• Derin Okyanus Enjektesi: Okyanus atmosferdeki CO2’in eşsiz durağı olarak

düşünülmektedir, fakat CO2 enjektesi uzun zaman almaktadır. Bu yüzden okyanus

enjekte yöntemi doğal sürecin ivmelendiricisi olarak görülmektedir. Okyanusun

depolama için fazla potansiyeli olmasına rağmen, çevresel, yasal ve halkın kabulü

gibi konuların aşılması gerekmektedir.

Hidrojen prosesinden elde edilen CO2 sıkıştırılmış gaz, sıvı, katı veya yüksek

basınçta süper-kritik formda olarak atılacak hedeflere transfer edilebilir. Eğer boru

hattı sağlanabilirse, CO2’i süper-kritik formda transfer etmek genelde daha

elverişlidir. Bu yöntem yeni teknoloji olarak gösterilmesine rağmen, taşınması

gereken CO2’in gelecekteki miktarının iklimsel değişiklik hakkındaki kaygılardan

dolayı daha fazla olacağı öngörülmektedir. Boru hattını inşa etmek zor olabilir ve

özellikle nüfusun fazla olduğu alanlarda güvenlik problemleri ortaya çıkabilir. Ek

olarak, bilgilendirmeyen kazılardan dolayı boru hattının zarar görme tehlikesi

sıkıntılara, sigorta ile ilgili karmaşıklıklara ve güvenilirlik konularında problemlere

yol açabilir. Bir diğer konu da CO2’in atımı için uygun yer bulma sorunudur.

Depolama bölgelerinin yüksek hacimdeki atılması gereken CO2’i karşılayamadığı

durumlarda, CO2’in gemiler vasıtasıyla uluslararası taşınması ekonomik ve güvenli

24

bir şekilde gerekli olabilir ki bu daha geniş ve karmaşık yasaları gerektirmektedir

(Doctor ve Molburg, 2004).

Okyanuslar antropojenik karbondioksit emisyonlarının %85’ini depolayacak

alanlardır. Fakat bu depolama prosesi çok yavaştır (çekişin mevcut oranı %40). Eğer

karbondioksit okyanusun yüzeye yakın seviyelerine enjekte edilirse, gaz tekrar

atmosfere kaçabilir. Dolayısıyla daha derin tabakalara enjekte edilmelidir. Bu da

maliyeti artırmaktadır. Bir diğer problem de büyük miktarda enjeksiyon

gerçekleştiğinde pH dengesinin değişmesidir. Farklı bölgelere küçük miktarda

enjekte edilmesi bu problemi aşabilir. Fakat yine maliyeti artacaktır (Pacala, 2004).

Jeolojik formasyonlarda CO2’in ayrıştırılması ne tür değişikliklerin olacağı, tekniğin

formasyonun entegresinde ters etkisinin olup olmadığı ve depolamanın güvenli ve

çevresel olarak kabul görme gibi soruları artırmaktadır (USDOE-OFE, 2008). Petrol

ve gaz rezervlerinde bulunan karbondioksitin jeolojik ayrıştırılması ile ilgili ana

problem hem doğal bozulmalardan hem de kullanılmayan kuyulara olan zararından

dolayı sızıntı potansiyelidir. Bu problemi aşmak için karbondioksit karbonat taşı

oluşturarak katı formda transfer edilebilir. Fakat bunun da mali zorlukları vardır

(Pacala, 2004). Eğer mevcut teknoloji kullanılırsa, istenmeyen karbon emisyonlarının

karbon ayrıştırma maliyeti 100$’dan 300$/ton’a kadar değişmektedir. Üretim

prosesinden başka, dağıtım metotları, depolama ortamı ve kullanımı hidrojen enerji

sistemlerine geçişte çok önemli faktörlerdir. Bu bölümde hidrojen dağıtımı,

depolanması ve son ürün olarak kullanımı için göz önüne alınan tüm opsiyonlar

tanımlanmıştır.

2.4. Hidrojenin Dağıtımı

Seçilen hidrojen üretim teknolojisi sisteminin, ulaştırma maliyetine ve yöntemine

doğrudan etkisi vardır. Merkezi hidrojen üretim tesisi daha düşük üretim maliyetine

fakat mesafelerden dolayı daha yüksek taşıma ve dağıtım maliyetine sahiptir.

Dağılmış üretim, taşıma maliyetini ortadan kaldırır. Çünkü hidrojen ihtiyaç olan

yerde üretilir, fakat üretilen hidrojen miktarının hacminin düşük olmasından dolayı

daha yüksek üretim maliyetine sahip olması dezavantajıdır. Gaz hidrojen için

25

sıkıştırma ve sıvılaştırma düşünülmesi gereken önemli parametrelerdir. Çünkü

sıkıştırma ve sıvılaştırma için büyük miktarda enerji ihtiyacına ve maliyete

gereksinim vardır. Üretilen hidrojenin miktarı oldukça fazla ise, boru hatları

ulaştırma için en düşük maliyeti sunmaktadır. Fakat mevcut boru hatlarının yapısının

geliştirilmesi veya talebi karşılamak için yeni yapılar oluşturmak (eğer hidrojen ana

enerji taşıyıcısı ise) önemli miktarda maliyetli olacaktır (USDOE-HFC&ITP, 2003).

Hidrojenin dağıtımı için dört ana opsiyon mevcuttur.

1. Üretildiği yerde kullanım (dağıtım gerekli değildir)

2. Boru hattı ile (gaz formunda) dağıtım

3. Dağıtım hattı ile (elektriğe çevrildikten sonra) dağıtım

4. Tanker, demiryolu ile (katı, sıvı veya gaz) dağıtım mümkündür.

Üretildiği yerde hidrojenin kullanımı büyük endüstriyel tesisler için geçerli olup,

elektroliz veya buhar reformu yolu ile elektrik sağlamada veya taşımada

kullanılabilir. Günümüzde elektrik şebekesi ya da doğalgaz boru hattı sistemi gibi

hidrojeni son kullanıcıya ulaştırmak için geniş bir ağ bulunmamaktadır. Çok küçük

ölçekli, bireysel hidrojen yapısında, endüstriyel müşterilere hizmet veren teknolojiler

gelişmektedir. Bu mevcut endüstriyel üretimin yaklaşık %5’ini oluşturmaktadır (geri

kalan hidrojen tesiste kullanılmaktadır) ve sıvı veya sıkıştırılmış gaz olarak tanker

veya gaz boru hatları ile ulaştırılmaktadır (Ogden, 1999).

Ulusal Yenilenebilir Enerji Laboratuarının (NREL) yaptığı analize göre depolama ve

ulaştırma maliyeti hem hidrojenin üretim oranına (kg/h) ve hem de son noktaya olan

mesafeye (km) bağlı olduğu gösterilmiştir (Amos, 1998). Genel olarak, yüksek

üretim oranı maliyeti düşürür ve 10 kg/h’in altındaki üretim oranı için, ulaştırma

mesafesinin maliyet üzerinde önemli bir etkisi yoktur. Fakat eğer üretim oranı 10

kg/h’in üzerinde ise, maliyet ulaştırma mesafesine göre değişmeye başlamaktadır.

Uzun mesafeler için sıvı veya gaz hidrojenin demiryolu ile taşınması daha uygundur.

Boru hattı seçeneği geniş aralıktaki dağıtım için uygulanabilir. Daha kısa mesafeler

için, sıkıştırılmış gaz, metal hidrit veya sıvı formdaki hidrojenin kamyonlarla

26

taşınması tercih edilir. Kamyonlar veya demiryolu ile sıkıştırılmış gaz taşınması daha

küçük miktarlar için daha pratiktir.

2.4.1. Boru Hattı ile (gaz formunda) Dağıtım

Bu senaryoda hidrojen yakıt olarak baskın bir enerji kaynağı olmaya başladığında,

boru hattı ile hidrojen merkezi üretim tesisinden araç pompa istasyonlarına, yakıt

hücrelerinde ve içten yanmalı motorlarda yakıt olarak kullanılmak üzere, direk olarak

evlere ve iş yerlerine gerekli olan ısıtma ve elektrik ihtiyacını karşılamak üzere

gönderilebilir.

2.4.2. Şebeke Hatları ile (elektriğe çevrildikten sonra) Dağıtım

Geniş ölçekte merkezileştirilmiş yakıt hücresi tesislerinin bulunması durumunda,

hidrojen üretim tesisinde üretilebilir, yakıt hücreleri ile elektriğe çevrilebilir ve daha

sonra var olan güç dağıtım hatları ile çeşitli elektrik tüketicilerine dağıtılabilir.

2.4.3. Kamyonlarla veya Demiryolu ile Dağıtım

Bazı durumlarda üretilen hidrojenin küçük miktarlarını kısa mesafelerde taşımak

gerekebilir. Bu durumda kamyonlar ve demiryolu uygun bir opsiyon olarak

karşımıza çıkmaktadır.

2.5. Hidrojenin Depolanması

Dağıtımın birinci ve üçüncü opsiyonları (yerinde üretim ve kamyon veya demiryolu

ile dağıtım) bazı hidrojen depolama metotlarını gerektirmektedir. Ayrıca hidrojenin

depolamadaki gelişimi, taşıma uygulamalarında yakıt hücreli sistemlerin gelişimi ve

başarısı için anahtar bir rol oynamaktadır. Düşük maliyet, güvenlikli ve verimli

depolama tüm hidrojen uygulamaları ve buna ek olarak ta hidrojen alt yapı

sistemlerinin inşası için gerekli olacaktır. Mesela depolama, hidrojenin üretildiği

yerde, hidrojen yakıt istasyonlarında ve sabit güç sistemlerinde gerekli olabilir.

27

Geçici depolama terminallerde ve/veya ara depolama bölgelerinde de aynı zamanda

gerekli olabilir. Hidrojen bilinen en hafif elementtir ve düşük hacimsel enerji

yoğunluğu hidrojenin depolanmasını zorlaştırmaktadır. Özellikle günümüzün

benzinli otomobillerinin ulaştığı mesafeye ulaşmayı hedefleyen yakıt hücreli

araçlarda karşımıza çözülmesi gereken büyük bir sorun olarak çıkmaktadır (HFCIT,

2004). Hidrojen katı, sıvı veya basınçlı gaz olarak depolanabilir. Bu parametrelerle

birlikte, dokuz adet mümkün depola opsiyonları bulunmaktadır.

• Basınçlı gaz tankları (en çok bilinen ve ticari olarak ulaşılabilir)

• Kriyojenik sıvı konteynırlar

• Metal hibritler (sabit ve kompleks)

• Kimyasal hibritler

• Karbon materyaller (nano-tüpler veya fiberler)

• İleri teknoloji bataryalar

• Süper kondansatörler

• Volanlar

• Kinetik depolama

Hidrojeni çeşitli şekillerde depolama yapabilirken aynı zamanda depolama ile ilgili

rekabete dayanan problemlerde çözülmelidir. Araç üzerinde hidrojen depolama,

hareketsiz depolamadan daha zor olduğu için, aşağıda verilen yedi faktör herhangi

bir hidrojen depolama sistemi tartışılırken göz önünde bulundurulmalıdır (HFCIT,

2004).

1. Maliyet: Petrol ile karşılaştırıldığında hidrojenin araç üzerinde depolanma maliyeti

çok yüksektir. Hidrojen depolama sistemleri için düşük maliyetli materyaller ve

araçlar gereklidir (düşük maliyet, yüksek hacimli üretim metotları gibi).

2. Ağırlık ve hacim: Hidrojen depolama sistemlerinin ağırlık ve hacmi günümüz

araçları ile karşılaştırıldığında çok yüksektir. Materyallerin ve bileşenlerin

üretiminde kompakt (yoğunlaştırma) olmasına ve hafif olmasına ihtiyaç vardır.

Ancak bu şekilde hedeflenen benzinli araçların ulaştığı menzil sınırına ulaşılabilir.

28

3. Verimlilik: Tüm hidrojen depolama yaklaşımları için enerji verimliliği sıkıntı

yaratmaktadır. Hidrojeni depolama tankının içerisine katmak ve dışarı çıkarmak için

gerekli olan enerji tersinir katı-durum materyalleri için baskı oluştururken ömür boyu

enerji verimliliği kimyasal hibrit depolama için sorundur. Ek olarak, sıkıştırma ve

sıvılaştırma ile ilgili enerji önemsiz kabul edilebilir.

4. Dayanıklılık: Hidrojen depolama sistemlerinin dayanıklılığı yetersizdir ve hidrojen

depolama sistemlerinin en az 1500 kullanıma sahip olması gerekmektedir.

5. Yeniden Doldurma Süresi: Yeniden doldurma süresi çok uzundur. Gelişmiş

hidrojen depolama sistemleri ile bu süre üç dakikanın altına indirilmelidir.

6. Kurallar ve Standartlar: Hidrojen depolama sistemleri ve ara birim teknolojileri

için uygulanabilir kurallara ve standartlara ihtiyaç bulunmaktadır.

7. Ömür Boyu Verimlilik Analizleri: Tüm ömür boyu maliyet ve verimlilik

analizinin olmayışı hidrojen depolama sistemlerini karşılaştırılmasında sıkıntı

yaratmaktadır.

Araç üzerine hidrojen depolama sistemi olarak 35 ile 70 MPa basınçlı gaz tankları ve

kriyojenik sıvı hidrojen silindirleri kullanılmaktadır. Hidrojen aynı zamanda tersinir

sorpsiyon (içe tutma) prosesi veya kimyasal reaksiyon ile ileri katı durum

materyallerinde de depolanabilir. İleri katı-durum materyalleri basit metal hibritler,

kompleks metal hibritler ve kimyasal hibritler, karbon materyallerdir. Kısaca,

hidrojen depolamanın en yaygın üç metodu:

1. Basınçlı gaz tankları

2. Kriyojenik sıvı silindirler

3. Materyallerde depolamadır.

29

2.5.1. Basınçlı Gaz Tankları

Gaz halindeki hidrojenin enerji yoğunluğu, hidrojeni yüksek basınçlarda basınçlı gaz

olarak depolayarak sağlanabilir. Bu işlemi uygun duruma getirmek için depolamanın

verimi arttırılmalıdır. Sistemin maliyetini düşürmek için materyaller ve bu tankların

tasarımı gibi sıkıştırma teknolojilerinde ki gelişmelere ihtiyaç vardır. Aynı zamanda

verimlilikleri artırmada ve hidrojende yüksek basınç üretme maliyetini düşürmek

içinde gereklidir. Basınçlı hidrojen tankları (35 ve 70 MPa) ISO 11439 (Avrupa),

NGV-2 (ABD) ve Reijikijun Betten (İzlanda)’da göre ve TUV (Almanya) ve

Japonya Yüksek Basınçlı Gaz Güvenliği Enstitüsü (KHK) tarafından onaylanan

dünya geneli sertifikaya sahiptir (HFCIT, 2004). Birçok tank ticari olarak

bulunabilir. 70 MPa tanklar Avrupa Hidrojen Proje özellikleri tarafından gerekli olan

2.35 güvenlik faktörüne sahiptir. Ek olarak, ileri düşük ağırlıklı basınçlı kaplar 70

MPa’da depolamada minimum sızıntı kaybı ile birlikte ağırlıkça %12 hidrojen

depolayacak şekilde tasarlanmış ve üretilmiştir. Bu kaplarda hafif ağırlıkta iç lastik

kaplamalar kullanılmıştır. Bunun amacı ise kompoziti üst üste giydirilmiş mil gibi

kullanmak ve gaz sızmaları için bariyer oluşturmaktır. Basınçlı gaz tankları tüm

hidrojen depolama opsiyonları içinde en iyi bilinen ve ticari uygulaması olan

depolamadır.

2.5.2. Krojenik Sıvı Silindirler

Hidrojenin enerji yoğunluğu sıvı fazda depolandığında istenilen seviyeye ulaştığı için

hidrojen üzerindeki kaygılar ortadan kalkacaktır. Sıvı hidrojenin depolanması için

geliştirilmiş tank izolasyonu hidrojen kayıplarını minimize etmek için gereklidir.

Daha da fazla olarak, verimli depolama metodu olabilmesi için, sıvılaştırma

verimindeki iyileştirmeler gereklidir. Daha verimli sıvılaştırma metotları ile soğutma

ve hidrojen gazının sıvılaştırılması için gerekli olan enerjiyi azaltılmalıdır. Sıvı

hidrojen tankları günümüzde hidrojen ile çalışan araçlarda demonstrasyon olarak

kullanılmaya başlanmıştır. Çalışmalar hem yüksek basınç gazlı ve krojenik sıvı

depolama kombinelerini içeren hibrit tank konsepti üzerinedir (HFCIT, 2004). Bu

30

hibrit yalıtılmış basınçlı kaplar hidritlerden daha hafiftir, sıvılaştırma için daha az

enerji gerektirir, sıvı hidrojen tankları daha az buharlaşma kayıplarına sahiptir.

2.5.3. Materyallerde Depolama

Materyallerde hidrojenin depolanması için günümüzde üç adet metot bulunmaktadır.

Bunlar absorbsiyon, adsorbsiyon ve kimyasal reaksiyondur. Absorbtif hidrojen

depolamada, hidrojen direk olarak materyalin boşluklarına absorbe edilir. Basit

kristal metal hibritlerde, bu absorbsiyon, atomik hidrojen kristalografik latis

yapısındaki dokular arasındaki boşluklara birleşir (HFCIT, 2004). Adsorbsiyon

mekanizmasının enerjetiklerine bağlı olarak adsorbsiyon fizisorbsiyon ve

kemisorbsiyon olmak üzere iki alt başlığa ayrılabilir. Fizisorblanmış hidrojen,

kemisorblanmış hidrojen daha zayıf olarak enerjetiksel sınırdadır. Hidrojen

absorbsiyonu için emici proses tipiksel olarak, yüzey alanını maksimize etmek için

yüksek oranda gözenekli materyal gerektirir, materyalden hidrojenin kolayca

çekilmesine ve serbest bırakılmasına izin verir. Hidrojen depolama için kimyasal

reaksiyon yolu, hem hidrojenin üretimi ve hem de hidrojenin depolanmasında rol

oynayan kimyasal reaksiyonları içerir (HFCIT, 2004). Tersinir hidrojen depolama

kimyasal reaksiyonları için, sıcaklık ve basınçtaki makul değişiklikler hidrojen

üretimi için (mesela sodyum anataza bağlı kompleks metal hidritler) gerekli olan

kimyasal reaksiyonların basit tersinimine (depolama-üretim) neden olur. Tersinmez

hidrojen depolama kimyasal reaksiyonları için, depolama geniş sıcaklık/basınç

değişimlerine veya alternatif kimyasal reaksiyonlara (mesela sodyum bor-hidrit)

ihtiyaç duyar. Günümüzde, materyallerin üç sınıfı olan metal hidritler, kimyasal

hidritler ve karbon esaslı materyaller hidrojen depolama için araştırma altındadırlar.

Çeşitli saf veya alaşımlı metaller, hidrojen enerjisinin depolanmasına uygun kararlı

metal hidritleri üretmede hidrojenle birleştirilebilir. Isıtıldığı zaman hidritler ayrışır

ve depolanmış hidrojeni serbest bırakır. Bu formda, hidrojen basit sıkıştırma ile daha

yüksek yoğunluklarda depolanabilir. Bu depolama mekanizması hem güvenli ve hem

de verimlidir. Fakat uygun sıcaklık değişimleri altında çalıştırılan yeterli adsorbsiyon

kapasitesi ile metalin tanımlanması gerekir. Konvansiyonel yüksek kapasiteli metal

31

hidritlerde hidrojeni serbest bırakmak için yüksek sıcaklıklar (300-350 oC) gereklidir.

Fakat yeterli ısı, yakıt hücreli ulaşım uygulamalarında genellikle elverişli değildir.

Düşük sıcaklık hidritler var olmasına rağmen düşük enerji yoğunluklarından dolayı

sıkıntılar mevcut olup büyük alanlara ihtiyaç duyarlar ve önemli ağırlık eklerler. Bu

nedenlerden dolayı düşük sıcaklık hidritler, araç üzeri uygulamalar için uygun

değildir. Bir kimyasal hidrit bulamacı ya da çözeltisi de hidrojen taşıyıcısı veya

depolama ortamı olarak kullanılabilir. Kimyasal hidrit su ile tersinmez olarak

tepkimeye girer ve hidrojen serbest bırakılır. Bu sistemlerin hidrojen bileşenini tekrar

yüklemek için taşıyıcının rejenerasyona ve termal yönetime ihtiyacı vardır. Kimyasal

hidrit depolanmasının bir örneğinde durağan bir sıvının bulamacı, hidrojenin nemle

temas etmesini engeller ve hidritin pompalanabilir olmasını sağlar (HFCIT, 2004).

Kullanım noktasında, bulamaç su ile karıştırılır ve aşağıdaki reaksiyon ile yüksek

saflıkta hidrojen üretilir.

22 2222 HLiOHOHLiH +→+ (2.18)

Toplam bir prosesin önemli bir özelliği de merkez proses tesisinde harcanan

hidritlerin tekrar kullanımı ve geri kazanımıdır. Burada karşılaşılan zorluklar

güvenliğin tanımı, istikrar, pompalanabilir bulamaçlar ve harcanan bulamacın

rejenerasyonu için reaktörün tasarımıdır. İkinci ve en gelişmiş olan örnek, bu

depolama sürecinin sodyum-borhidrit içermesidir. Sodyumborhidrit katalizöre

gönderildiğinde hidrojen üreten zehirsiz, yanmayan çözeltiyi üretmek için su ile

birleşmektedir.

2224 42 NaBOHkatalizörOHNaBH +→++ (2.19)

Sodyum-borhidrit çözeltisi ve katalizör ayrıldığında, çözelti hidrojen üretmeyi

durdurur ve harcanan yakıt atık tankına gider. Böylece yeni bir yakıta

dönüştürülebilir. Borhidrit sistemi Chrysler Natrium gibi prototip araçlarda başarılı

bir şekilde uygulanmıştır. Aktif karbon üzerinde hidrojen moleküllerinin

adsorpsiyonu sıvı hidrojen depolama yoğunluğuna ulaşabilir fakat sistemin düşük

sıcaklıklara ihtiyacı vardır (örneğin sıvı azot). Yapılan çalışmalar hidrojen gazının

32

standart mezo gözenekli aktif karbon içinde adsorpsiyonu gerektirmeyen şartlarda

karbon yapılarında yoğunlaşabildiğini ispatlamıştır. Karbon malzemeleri hidrojen

depolama için uzun dönemli potansiyel sunmaktadır ve birkaç karbon nanoyapılı tek

duvar nanotüpler üzerindeki araştırmalara yoğunlaşılmıştır. Fakat depolama miktarı

ve bu materyaller de depolanan hidrojen mekanizması tam olarak tanımlanmamıştır.

2.6. Son Kullanım ve Standart Yakıtlar

Hidrojen çeşitli son kullanımlara hizmet etmek üzere birkaç proses üzerinden

dönüştürülebilir (Veziroğlu ve Barbir, 1998):

• Yanma–içten yanma, jet ve roket motorları: İçten yanmalı motorlarda hidrojen

kullanımı petrolle kıyaslandığında yaklaşık %20 daha verimlidir. Fakat hidrojen

kullanımı yaklaşık %15 güç kaybına neden olmaktadır (bu sıvı hidrojen kullanarak

ya da gelişmiş yakıt enjeksiyon teknolojileri kullanarak aşılabilir). İçten yanmalı

motorlarda hidrojen kullanmanın avantajı proseste açığa çıkan tek emisyonun küçük

miktarda azot oksit olmasıdır. Bu da fazla hava kullanarak ya da yanma odasındaki

sıcaklığı düşürerek azaltılabilir. Jet motorlarında hidrojen kullanımı konvansiyonel

jet yakıtlarının kullanımına benzemektedir. Fakat yine tek zararlı atık azot oksittir.

Uzay programlarında roket motorları için hidrojen (sıvı) kullanımı oldukça yaygındır

ve sıvılaştırma, kontrol etme, depolama ve dağıtma tekniklerinde büyük deneyimlere

ulaşılmıştır.

• Yanma–buhar üretmek için saf oksijenle yanma: Hidrojen, elektrik üretim

sektöründe kullanım için buhar üretmek ve sanayinin buhar ihtiyacını karşılamak için

saf oksijenle yakılabilir.

• Yanma–katalitik ısı üretmek için: Düşük sıcaklıklarda (500 oC’ye kadar)

katalizör varlığında, hidrojen ve oksijen ısı üretmek için bir araya gelebilir ve

reaksiyon ürünü olarak yalnızca su buharı oluşur. Reaksiyon sıcaklığı düşük olduğu

için, sadece düşük miktarlarda azot oksit oluşur. Isı üreten katalitik yakıcılar evlerde,

mutfakta ve ısıtma alanlarında kullanılabilir.

33

• Elektrokimyasal dönüşüm–elektrik üretmek için: Hidrojen ve oksijenin elektrolit

içeren yakıt hücresi adı verilen bir araçta bir araya gelerek (elektrolizin tersi) bir

elektrokimyasal reaksiyon ile doğru akım (DC) elektriği üretebilir.

• Metal hidritler yoluyla dönüşüm: Hidrojen ve metal hidritlerin birleşimi

depolama ortamı olarak kullanımının yanında çeşitli hidrojen dönüşüm yöntemlerine

hizmet etmektedir. Hidrojenin bir metalle (ya da alaşımla) birleşimi ekzotermik bir

prosestir yani ısı açığa çıkar (diğer yandan hidrojeni serbest bırakmak için reaksiyona

ısı verilmelidir). Farklı karakteristikteki farklı türlerdeki metaller, ısı ve reaksiyon

sıcaklık özelliklerini kullanarak, metal hidritler depolama, ısıtma/soğutma,

pompalama ve hidrojen saflaştırma gibi çeşitli uygulamalarda kullanılabilir.

Hidrojen bugün ulaşım (otomobiller, otobüsler, kamyonlar, uçaklar, denizaltıları,

gemiler ve yatlar), elektrik üretimi ve endüstri gibi fosil yakıtların kullanıldığı bütün

servislere hizmet etme kapasitesine sahiptir (Veziroğlu ve Barbir, 1998). Ulaşımda

kullanılması için, hidrojenin modifiye edilmiş içten yanmalı motorlarda yakıt olarak

kullanılması gerekir. Doğrudan gaz olarak depolanabilir ve yakıt hücrelerinde

kullanılabilir (motoru çalıştıracak elektriği üretmek için), sıvı hidrojen olarak veya

petrolün ya da metanolün reforme edilmesi ile üretilebilir (ve daha sonra yakıt

hücresine beslenir). Bütün bu yöntemler şu anda geniş araştırmalar altında olup yakıt,

depolama, performans, güvenlik ve maliyet gibi konuları ele alacak uygun çözümlere

ulaşacak pilot çalışmalar yapılmaktadır. Binalarda hidrojen; ısıtma ve soğutma, su

ısıtma, klima sistemleri ve elektrik üretim fonksiyonlarında hizmet verebilmektedir

(Veziroğlu ve Barbir, 1998). Ayrıca büyük ölçekli merkezi veya dağılmış (şebeke

dışı) yolla hidrojenle çalışan yakıt hücreleri tarafından elektrik üretilebilir. Hidrojen

ayrıca amonyak üretimi, petrol prosesi, petro-kimyasal üretim, yağ doyurma, metal

prosesi, cam üretimi ve güç jeneratörü soğutma gibi endüstriyel uygulamalara da

hizmet vermektedir. Çeşitli türlerde yakıt hücreleri bulunmaktadır (Veziroğlu ve

Barbir, 1998):

34

• Alkali: Elektrolit olarak %85 KOH kullanılmakta ve 120–250 oC’de

çalışmaktadır. Çeşitli katalizörler ile birlikte kullanabilir ve sistem karbondioksit

üretmemektedir.

• Polimer Elektrolit ya da Proton Değişimli Zar (PEM): Elektrolit olarak ince

polimer zar kullanılmakta ve 100 oC’nin altındaki sıcaklıklarda çalışmaktadır

(genellikle 60–80 oC aralığında). Ulaşım ve küçük ölçekli dağılmış elektrik üretim

uygulamaları için en uygun yakıt hücresidir.

• Fosforik Asit: Elektrolit olarak konsantre fosforik asit ve katalizör olarak siyah

platin kullanmaktadır. 150–200 oC aralığındaki sıcaklıklarda çalışmaktadır.

• Erimiş Karbonat: Elektrolit olarak alkali karbonatların karışımını kullanılmakta

ve 600–700 oC sıcaklık aralığında (bu sıcaklıklarda karbonatlar eriyerek iletken

olurlar ve katalizör gerekli değildir) çalışırlar.

• Katı Oksit: Elektrolit olarak katı ve gözeneksiz metal oksit kullanılmakta ve 900–

1000 oC sıcaklık aralığında çalışmaktadır.

Yakıt hücresi biri pozitif (katot) ve diğeri negatif (anot) olan iki elektrot bir

elektroliti birleştiren boşluklu bir yapıya sahiptir (Cassedy 2000, Veziroğlu ve Barbir

1998). Elektrolizörün tersi olarak çalışmaktadır. Burada hidrojen ve oksijen; elektrik,

su ve ısı üretmek için bir araya getirilir. Ürün doğru akım (DC) elektriğidir. Bu

elektriğin elektrik şebekesi ile bağlı kullanılabilmesi için alternatif akıma (AC)

dönüştürülmesi gerekmektedir. Fakat bir yakıt hücreli araçta doğrudan DC elektriği

olarak kullanılabilmektedir. Farklı türdeki yakıt hücrelerinde meydana gelen

reaksiyonlar birbirlerinden ayrıdır. Fakat toplam reaksiyon aynıdır. Bu da hidrojen ve

oksijenin birleşmesi reaksiyonudur. Elektrolit çözünmüş tepkinlerin elektrotlara

ulaşması için ulaşım ortamı olarak ve elektriksel akımı tamamlamak için iletken

olarak görev yapmaktadır. Yakıt hücreleri yakıt kavramına esneklik

kazandırmaktadırlar. Hidrojene ek olarak gazyağı, metanol ve doğalgaz da elektrik

üretiminde kullanılabilmektedir. Fakat saf hidrojen yakıt hücrelerinde kullanım için

35

en uygun ve çevresel açıdan da en ideal yakıttır. Yakıt hücreleri hareketli parçalara

sahip olmadıkları için daha az bakım gerektirirler. Diğer avantajları hızlı bir şekilde

çalışmaya başlaması ve sürekli şarj edilebilir olmasıdır. Eğer çıkan ısı kullanılırsa,

%75’lik verimliliğe ulaşabilirler (Berinstein, 2001).

2.6.1. Ulaşım Sektörü

Araçlar, petrolle çalışan motorlardan 3 kat daha verimli olan hidrojen yakıt pilleriyle

çalışabilmektedir (Nath ve Das, 2003). 5 çeşit yakıt pili şu anda geliştirme

aşamasındadır. Bunların içinde proton değişimli zar (PEM) yakıt hücreleri ulaşım

uygulamaları için en uygun olanıdır. Yakıt hücrelerinin diğer türleri de fosforik asit,

alkali, erimiş karbonat ve katı oksit yakıt hücreleridir. Ayrıca hidrojen gazı içten

yanmalı motorlu araçlarda kullanılabilir. Hidrojen çok geniş bir yanma aralığına

(%4’den %75’e) sahip olduğu için, hidrojenle çalışan araçlar petrolle çalışan araçlara

göre daha geniş aralıkta hava/yakıt karışımını kullanabilmektedirler ve ön ateşleme

komplikasyonları olmadan yakıt verimlilik düzeninde çalışabilmektedirler

(Hydrogen Internal Combustion. 2004). %38 toplam verimliliğe ulaşan hidrojen

motoru petrol motorundan yaklaşık %20 daha yüksek verimlilikle çalışmaktadır.

Dahası, yakıt karbon içermediği için, yanma prosesi herhangi bir hidrokarbon ya da

karbondioksit emisyonu üretmemektedir. Aşağıdaki sebeplerle değerlendirildiğinde

ulaşım yakıtı olarak düşünülmesi gereken hidrojen önemli bir son kullanım ürünü

olduğu ortaya çıkmaktadır.

1. Ulusal enerji sürdürülebilirlik problemi ulaşım sektöründe daha önemlidir.

2. Ulaşımdan kaynaklanan kirlilik derecesi çevresel problemler oluşturmaktadır.

3. En uygun yenilenebilir kaynak kullanım ekonomisi ulaşım sektöründedir.

4. Ulaşımda tüketiciye bağlılık ve seçim yüksektir.

2.6.1.1. Enerji Sürdürülebilirliği

Ülkemize ulaşım sektörünün neredeyse tamamı petrole bağımlıdır. Bu faktörler

ülkemizi dış ülkelere bağımlı olmaya zorlamıştır, genellikle bu bağımlılık bizim

ulusal enerji sürdürebilirliğimizi tehdit etmektedir.

36

2.6.1.2. Ulaşımdan Kaynaklanan Kirlilik

Otomobillerde petrol kullanımının çevre ve insan sağlığı üzerinde olumsuz etkileri

mevcuttur. Ulaşımdan kaynaklanan emisyonlar hava kirliliğinin yaklaşık %50’si

kadarını oluşturmaktadır. Ulaşımdan kaynaklanan azotoksit, hidrokarbon, partikül ve

karbonmonoksit emisyonları, elektrik üretiminden kaynaklanan emisyonları

geçmektedir. Daha önemlisi otomobilden çıkan egzozlar genellikle yerleşim

bölgelerinde oluştuğu için, egzoz emisyonlarının insan sağlığı üzerine etkisi çok daha

büyüktür. Araç başına emisyonların azaltılması mümkün olmasına rağmen, artan

nüfus yoğunluğu ve ulaşımda artan kilometre yüzünden bunu sürdürmek mümkün

olmamaktadır. Sıfır emisyonlu araçları üretmenin tek yolu yenilenebilir kaynaklara

ve hidrojene yönelmektir. Ulaşımdan kaynaklanan kirliliğin insan sağlığına ve

çevreye etkisi hakkında toplum bilinci diğer kirliliklere göre daha fazladır. Bu

yüzden ulaşım endüstrisi alternatif yakıtları dahil etmede ideal bir pazardır. Bu artan

bilinç, insanların kısmen diğer enerji üretimlerinden çok, ulaşımla daha yakın ilişkili

olmalarından kaynaklanmaktadır. Halk otomobil egzozsundan çıkan emisyonu

görebilir ve kokusunu hissedebilir. Fakat merkezi enerji üretim tesisleri yerleşim

bölgelerinden daha uzakta olduğu için buradan çıkan emisyonu görmezler. Son

olarak, hidrokarbonların ve azot oksitlerin emisyonları atmosferde tepkimeye girerek

ozon ya da duman oluşturmakta ve bu da havanın kalitesini bozmaktadır.

2.6.1.3. Ulaşımda Kullanılan Yenilenebilir Kaynakların Ekonomisi

Petrol rezervlerinin azalmasından ve petrolü yeniden formüle eden temizleyicilerin

üretim maliyetlerinin pompa fiyatlarına dahil edilmesinden dolayı, son yıllarda petrol

fiyatları artmaktadır. Hidrojen temelli ulaşım seçeneklerinin fiyatı klasik petrolden

fazla olmasına rağmen, fiyat düşmektedir ve teknoloji yapısındaki geliştirmelerle

birlikte düşmeye de devam edecektir. Belki de hidrojenin ilk kullanım alanı olarak

ulaşımın seçilmesinin en saygı uyandıran sebebi yakıt hücreli araçlardaki hidrojen

kullanımının konvansiyonel yakıtlı araçlara göre önemli ekonomik avantajlar

sunmasıdır. Ulaşımda, hidrojen petrolle doğrudan gidilen yol başına maliyet

konusunda yarışmaktadır. Elektrik tahrik sistemlerinin içten yanmalı motorlara göre

37

1.5-3 kat daha verimli olmasından dolayı, gidilen yol başına daha az yakıt

gerektirmektedir (Cannon, 1997). Böylece, hidrojen petrolden daha maliyetli fakat

kilometre başına maliyette daha ucuzdur. Bu baskı faktörü ulaşımda kullanılan

yenilenebilir kaynakların (yenilenebilir kaynaklardan üretilen hidrojen dahil olmak

üzere) karşılaştığı ekonomik bariyeri aşağıya çekmektedir. Tersi olarak, yenilenebilir

hidrojen merkezi elektrik üretiminde dezavantaja sahiptir. Burada daha pahalı

yenilenebilir tabanlı elektrik daha ucuz fosil yakıtlarla üretilen elektrikle bire-bir

yarışmalıdır.

2.6.1.4. Tüketici İlgisi ve Seçimi

Artan petrol fiyatları, otomobil satın almak isteyen tüketicilerin yaptığı en pahalı ve

zor kararlardan biridir. Mevcut ulaşım pazarı yeni teknolojiye ilk sahip olmak isteyen

tüketiciler üzerinden hidrojen yakıtı için yeniliğe açık kitleler bulabilir.

2.6.2. Elektrik Üretimi

Hidrojen ayrıca elektrik üretmek için yakıt hücrelerinde kullanılabilir. Elektrik, iş ve

ev içinin enerjisini sağlayacak bir ortamda üretilebilir veya büyük ölçekli hidrojen

yakıt hücresi tesisi halihazırda kullanımda olan dağıtım hatlarını besleyebilir. Yakıt

hücresi, yakıt enerjisini (genellikle hidrojen) doğru akım elektrik enerjisine yanma

prosesi olmadan dönüştüren bir araçtır. Yakıt hücresi bir zar tarafından ayrılan iki

elektrottan oluşmaktadır. Elektrotun birine hidrojen diğerine oksijen geçmektedir.

Elektrotların yüzeyindeki katalizör hidrojen gazını proton ve elektronlarına

ayırmaktadır. Protonlar oksijenle tepkimeye girmek için zardan geçerken, elektronlar

kullanılabilir enerjiyi üretirler ve zardan geçemezler.

2.6.3. Termal Enerji

Hidrojenle üretilen termal enerji yanma odasını, katalitik yakıcıyı ve hidrojen/oksijen

buhar jeneratörünü kullanmaktadır. Diğer son kullanımlara benzer olarak

hidrojendeki enerji, yanma üzerinden ısı olarak salındığında bile, az kirlilik üretir ya

38

da hiç üretmez. Hidrojenin yanması bazı azot oksit hava kirliliği üretmesine rağmen

(yüksek sıcaklıktan dolayı), son testler azot oksit konsantrasyonlarının çok küçük

miktarda tutulduğunu göstermiştir.

2.6.4. Standart Yakıtlar

Düşünülen son kullanıma bağlı olarak, farklı standartlardaki yakıtlar kıyaslamanın

temelini oluşturacaktır. Örneğin, petrol, doğalgaz, kömür konutlarda ve resmi

binalarda termal enerji üretmek için kullanılan standart yakıtlardır. Ulaşım

sektöründe kullanılan hidrojen ele alındığı zaman petrol kıyaslama için standart yakıt

olarak görülebilir. Elektrik üretimi için hidrojen kullanımı düşünüldüğünde, elektrik

üretiminin kıyaslanması için kömür, nükleer, hidroelektrik, güneş enerjisi ve rüzgar

enerjisi gibi çok sayıda seçenek bulunmaktadır.

39

3. MATERYAL VE YÖNTEM

3.1. Hidrojen Enerjisine Dönüşüm Sistemleri için Değerlendirme Araçları

Enerji arzı modern hayatın vazgeçilmez bir parçası olup her geçen yıl önemi

katlanarak artmaktadır. Enerji üretimi yaygın bir şeklide fosil yakıtlara bağlı

sanayilerde konuşlandırılmıştır. Fakat bu günlerde iki büyük güç değişimi

zorlamaktadır; sürdürülebilirlik araştırmaları ve çevresel değişimlere karşı gelişen

duyarlılık.

3.1.1. Sürdürülebilirliğin Değerlendirilmesi

Değerlendirme, bilimsel ve teknolojik manada kullanıldığı zaman aslında genel bir

terimdir. Fakat analiz ve sonuçların incelenmesini içeren araştırmacı bir süreci

tanımlar (ISO 8402, 1994). Değerlendirme süreci mutlaka değerlendirilen konudan

bağımsız olmalıdır. Verilen değerler çıktı olarak alınırken kısmi ve toplam değerleri

incelemek için, nitel veya nicel olarak analiz konusu olan inceleme çerçevesi uygun

parçalara bölünür. İkinci olarak sonuçların incelenmesinde tavsiye edilen,

kararlaştırılan ya da resmi olarak kabul edilen çerçeve içerisinde ki sonuçlar ile

önceden tanımlanmış kriterler kıyaslanır. Karmaşık sistemler ile çoklu teknolojik

seçenekler bir arada olduğu zaman, değerlendirme süreci karar verme mekanizmaları

için gerekli yargıyı işaret etmelidir.

3.1.2. Enerji Dönüşüm Sistemlerinin Değerlendirilmesi

Enerji dönüşüm sistemlerinin değerlendirilmesi, çevresel konuları geleneksel olarak

iyi planlanmış teknik-ekonomik analitik prosedürlere dahil ederek yeni model ve

metotları uygulayan yapısal bir çerçeve gerektirir. Bu açıdan çevresel ve ekolojik

konularla ilgilenmek için mevcut disiplinlerden farklı olarak bilimin yeni bir

kavramının ortaya konması gereklidir (Müler, 2003). Giampietro vd. (2006) bilimin

çok boyutlu ve çok ölçekli analizleri ele alması gerektiği fikrini ortaya atmışlardır.

40

Normal bilim tanım, analiz ve teknolojik gelişmeler etrafında odaklanırken normal

sonrası bilim ise değişim ve siyasi alt yapıya odaklanmaktadır. Bu bilim

konseptlerinden her birinin yeterli çalışma alanı vardır (Lopez, 2007). Bunlar bir

arada bulunmaktan çok Şekil 3.1’de gösterildiği gibi ayrı ayrı incelemektedir.

Araçlar ve yaklaşımlar (bazen zıt ya da rekabet içinde görülürler) bir arada olurlar ve

temel prensipler ve ihtiyaçlar ile tutarlı olan sistem yaklaşımları üzerinde paralel

olarak kullanılabilirler (Robert vd., 2002). Gelecekte enerji sektörü alanında fosil

yakıttan yenilenebilir enerji kaynaklarına geçişte toplum ilgisinin merkezi rolü

mevcut bilimi belirsizlikle, aciliyetle, yüksek riskle ve toplum değerleriyle sınırlı

olduğunu anlayarak mevcut üstü bilime dahil edecektir.

Şekil 3.1. Enerji dönüşüm sistemlerini değerlendirilen sürdürülebilirlik çerçevesi.

3.1.3. Sürdürülebilirlik Boyutu

Sürdürülebilirlik çok boyutlu bir kavramdır (ISO 8402, 1994). Tek bir tanımı

olmadığı gibi (ASME, 2000), boyutları hakkında ki tartışmalar tipik farklı karakterler

olarak kalmaktadır (Müller, 2003). Sürdürülebilirlik; uluslararası ve ulusal

siyasetçilerin amacı olsa bile, pratik siyasi uygulamalar için bir ölçüm standardı

41

bulunmamaktadır (Giampietro, 2006). Buna rağmen, sürdürülebilirlik çerçevesine

olan ihtiyaç sürmektedir. Sürdürülebilirlik konularına, kendi organizasyonlarını ve

mühendislik seviyelerini adapte etmek, ayrıca teknolojilerin ve sistemlerin

değerlendirilmesi için uygun çerçeveler bulmak sanayi için stratejik önem

taşımaktadır. Özellikle mühendisler, arzın sonsuzluğuna ve temel olarak sistemlerin

üretimini destekleyen maddenin ve günümüzdeki enerji teknolojisinin

sürdürülemeyen olduğuna inanmışlardır. Kuşkusuz, enerji üretim sistemleri

gelecekteki teknolojik değişimlerle sürdürülebilirlik kriterleri altında yönetilmelidir.

Sürdürülebilirlik uygun kategorilerde ve dallarda sınıflandırılabilirse yararlı

yaklaşımlar elde edilebilir. Sürdürülebilirliği sağlamak için, enerji dönüşüm

sistemlerinin değerlendirilmesinde farklı bölümler önem açısından birbiri ile ilişki

içinde olmaktadır. Sürdürülebilirlik için enerji dönüşüm sisteminin

değerlendirilmesindeki bazı boyutlar termodinamik, ekonomik, çevresel ve sosyal

alanlar gibi, sahip oldukları özelliklerle birbirini etkiler (Lopez, 2007). Bu etki Şekil

3.2’de gösterilmiştir.

Şekil 3.2. Enerji dönüşüm sistemlerinin değerlendirilmesi.

Mekanizma olarak termodinamik, nesne olarak enerji dönüşüm teknolojisi tarihsel

olarak gelişim göstermiştir. Termodinamik analiz boyunca hem enerji dönüşüm

teknolojilerinin gelişimi hem de operasyonundaki ilerlemeler her seviyede (sistemler,

süreç, süreç birimleri ve parçaları) ivme kazanabilmektedirler (Hirs, 2003). Dahası,

42

termodinamik eğer çevresel sorunları anlamada (Rosen, 2002,a) sürdürülebilirlik

alanında (Dincer, 2001) ve hatta endüstriyel politikalarının tasarımında (Rosen,

2002,b) kullanılırsa çok faydalı bir uygulama olabilir. Termodinamik (enerji analizi

ya da ikinci yasa analizi üzerinden) enerji ve çevresel teknolojileri değerlendirmede

önemli bir rol oynamaktadır. Ayrıca, enerji talebi yüksek olan bölgeler için stratejik

önem taşıyan kaynak tüketimini de iyileştirmek için eşsiz bir fırsat sunmaktadır

(Wall ve Gong, 2001).

3.1.4. Disiplinler Arasındaki İlişki

Şekil 3.3’de enerji dönüşüm sisteminin analizinde birbirine bağlı olarak seçilmiş

disiplinlerin ve alt disiplinlerin arasındaki ilişki sunulmuştur. Son yüzyılın dördüncü

çeyreğinde, termodinamiğin birinci ve ikinci yasası temel alınarak, dönüşüm

sistemlerinin tasarımında yeni bilimin bir alt disiplini olan termoekonomiler

üzerinden ekonomik değişkenlerde çeşitlilikler ortaya çıkmıştır (Erlach vd., 1999).

Bu terim ekzergoekonomik (Bejan vd., 1996), (Tsassaronis, 1987), (Tsatsaronis,

1994), (Tsatsaronis ve Winhold, 1985) ve ekzergonomik (Yantovskii, 1994), (Rosen

ve Dincer, 2003) terimleriyle eşdeğerdir. Bir başka eşdeğer terim, makroekonomiyi

ithaf eden ekotermodinamiktir (Ayres vd., 1996), (Ayres, 1998). Ekotermodinamik

termal sistemlerin ekonomik uygulanabilirliğini riske atmadan verimliliği artırmayı

tanımlamaktadır (El-Sayed, 2003). Bu disiplinlerin karışımı ekonomik ve çevresel

bilimler gibi bazı diğer harmonileri neredeyse paralel olarak takip edilmektedir.

Böyle bir bağ çevre-ekonomi (Khavari, 1993) veya termo-çevre-ekonomi (Lazzaretto

ve Toffolo, 2004) olarak adlandırılır. Daha genel manada literatürde bir periyodik

terim termoekonomik fonksiyona çevresel maliyetler eklemektedir. Çevresel konular

uzun zaman süresince planlayıcılar ve tasarımcılar tarafından çevresel konular alt

değerlere bölünmüştür (Lopez, 2007).

43

Şekil 3.3. Enerji dönüşüm sistemleri için disiplinler arası ilişki.

3.1.5. Değerlendirme Araçlarının Uygulanması

Enerji dönüşüm sistemlerine uygulanabilir değerlendirme araçlarının seçimi Çizelge

3.1.’de verilmiştir. Bu yöntemler termodinamik, ekonomik, çevresel ve sosyal

boyutlarla uğraşır. Bazıları saf analitik amacı takip ederken bazıları prosedürel rehber

sağlamak amacıyla sunulmaktadır. Değerlendirmenin amacı farklı türlerde olabilir:

malzemeler, ürünler, servisler, süreçler, sistemler, komple endüstri veya hatta birincil

ya da ikincil sektörler. Uygulamanın skalası yerelden-ulusala, faydası da özelden-

genele doğru gitmektedir.

Termodinamik metotlar, değerlendirilen ekosistem için detaylı ve özenli

değerlendirme sağlarlar. Çevresel değerlendirme kararlılık yapımı için bu metotların

kullanımı, yüksek fiyatları nedeniyle dünya ekonomisinde kırılganlık oluşturan fosil

yakıtların tüketimini minimize etme amacı ile birlikte yetmişlerdeki enerji krizinde

ortaya çıkmıştır. Genel olarak bu metotlar enerji ve materyallerin tüketimi üzerine

Termodinamik

Çevresel-Termodinamik

Çevresel Ekonomi

Termo-Ekonomi

Çoklu-Kriter Değerlendirilmesi

Çevresel Ekonomik

44

odaklanmıştır. Bu metotlar, Net Enerji analizini (Spreng, 1988), Termo-ekonomileri

(Bejan vd., 1996) kümülatif ekserji tüketimini (Szargut vd., 1988) ve Emergy

analizini (Odum, 1996) kapsamaktadır.

Çevresel değerlendirme kararlılık yapımı için termodinamik metotların yükselişi

artan çevresel duyarlılığın sonucu olarak doksanların başında ortaya çıkmıştır.

Çevresel değerlendirme kararlılık yapımı için metotlar emisyonların ve atık

düzenlemenin çevresel etkisini sunmaktadır. Bu metotlar Ömür Boyu Değerlendirme

(Life Cycle Assessment), Ekserjetik Ömür Boyu Değerlendirme (Exergetic Life

Cycle Assessment) (Cornelissen ve Hirs, 2002), Termodinamik Girdi-Çıktı Analizi

(Thermodynamic Input-Output Analysis) (Ukidwe ve Bakshi, 2004) ve Ekserji

Hesabı (Exergy Accouting) (Sciubba, 2001) çalışmalarını içermektedir.

Çizelge 3.1.’de verilen metotlar kararlı (her analizi uygulamak için kullanılan

parametrelerin tek bir tahmini), stokastik (rastgele değişken içeren) ve bulanık

(gerçek dünya sisteminde belirsizlik ve net olmamanın matematiksel tanımı) gibi

daha ileri bir şekilde sınıflandırılabilir (Lopez, 2007). Metotlar üç ana karakteri

paylaşmaktadırlar: kriterler üzerinden çatışma, kıyaslanamayan birimler ve

alternatiflerin seçimindeki zorluklar.

Takip eden bölümler, bu çalışma için en çok ilişkili olan termodinamik metotları

içermektedir. Bu metotlar, ömür boyu değerlendirme (Life Cycle Assessment), ömür

boyu maliyet analizini (Life Cycle Cost Analysis), kümülatif ekserji tüketimi

(Cumulative Exergy Consumption), Endüstriyel ve Ekolojiksel Ekserji Tüketimi

(Industrial and Ecological Exergy Consumption) analizidir.

45

Çizelge 3.1. Enerji dönüşüm sistemlerinin değerlendirilmesi için inceleme araçları

(Erlach vd., 1999; Bejan vd., 1996; Ayres, 1998; Lopez, 2007).

3.2. Ömür Boyu Değerlendirme Analizi

Çevresel bilinç arttığı için bilim adamları farklı ürünlerin ve proseslerin çevreyi nasıl

etkilediğini incelemeye başlamışlardır. Bir ürünün ya da prosesin etkisini doğru

46

olarak ele almak için, tam olarak ömür döngüsünü incelemelidir. Ömür boyu

değerlendirme (Life Cycle Assessment, LCA) analizi ürünün veya prosesin yaşam

döngüsü boyunca kullanımını içeren, tüm sistem boyunca ilişkili olan emisyonların

çevresel etkisini değerlendirir (Guinee vd., 1993a, b). Ürün-temelli LCA inceleme

altındaki ürünün (mesela ham maddenin çıkarılması ve işlenmesi, prosesten

geçirilmesi, kullanımı, ürünlerin yeniden kullanımı ve yeniden üretimi, atık

düzenlenmesi) değer zincirini içeren tüm prosesleri içerir. Proses-temelli LCA,

çalışma altındaki prosesin planlaması, yapımı, işletimi ve hizmetten çıkarılmasını

kapsar (Lombardi, 2001). Ürün temelli LCA’lar, proses temelli LCA’dan daha

yaygın olarak kullanılmaktadır (Guinee, vd., 1993a, b; Jensen vd., 1997; Graedel,

1998). LCA hala daha genç ve gelişen bir yardımcı değerlendirmedir. Şu anki

durumda çalışmanın fizibilitesi ve sonuçların güvenilirliği ile ilgili birçok

uyuşmazlık ve kararsızlık bulunmaktadır. Ama yine de LCA politika yapmada proses

seçiminde, tasarım ve optimizasyonda (Azapagic, 1999; Burgess ve Brennan, 2001)

önemli rol oynamaktadır. Çeşitli enerji üretim seçeneklerinin karaya, suya ve havaya

olan atıksal etkisinin doğru kıyaslanması için LCA gereklidir. Bu ayrıntılı analiz,

yakıtın üretim ve taşınma etkilerini, gücün kullanımını ve atıkların atılmasını inceler.

Genel olarak, LCA çalışmaları bu yan etkileri maliyete çevirmeye çalışmaz. Çünkü

insan sağlığının ve çevresel etkilerin parasal olarak karşılığı yoktur. Bunun yerine,

LCA tam ömür döngüsü zemininde enerji seçimlerinin çevresel etkilerini araştırmayı

ele alır.

3.2.1. Ömür Boyu Değerlendirme Analizinin Tanımı

Ömür boyu terimi verilen bir ürünün ya da prosesin ömrü boyunca olan en önemli

etkinlikleri tanımlar. Şekil 3.4. LCA’da kullanılan beş ömür döngüsü, genellikle

hesaplanan girdiler ve çıktılar ile birlikte gösterilmiştir (Tupper, 2002). LCA ürünü,

sistemi ve prosesi değerlendirmek için kullanılan ‘beşikten mezara’ yaklaşımıdır. Bu

çalışmada, LCA farklı hidrojen üretim proseslerini tüm kullanım ömrü boyunca

değerlendirmek için kullanılmıştır.

47

Şekil 3.4. LCA’daki girdiler ve çıktılar (Ciambrone, 1997).

Bu yaklaşımın sınırları doğadan hammadde elde edilmesi ile başlar ve doğaya geri

döndüğü noktada sonlanır. LCA, genellikle daha geleneksel analizlerde ele

alınmayan işlemlerle birlikte tüm aşamalarıyla toplam çevresel etkileri tahmin etmeyi

sağlar (mesela hammadde üretimi, malzeme taşımacılığı, ürün atımı gibi etkiler

geleneksel analizlerde ele alınmaz) (LCAccess - LCA 101, 2001). Bu ayrıntılı metot

gerçek çevresel etkilerin daha doğru resminin ortaya çıkmasını sağlar.

3.2.2. Metodolojiksel Yapı

Geleneksel LCA Şekil 3.5.’de gösterildiği gibi dört aşamadan oluşmaktadır. Bunlar;

amacın belirlenmesi ve anlaşılması, envanter analizi, etki değerlendirmesi ve

yorumlamadır (Schaltegger, 1996).

48

Şekil 3.5. LCA’nın sistematik fazları (LCAccess - LCA 101, 2001).

Çizelge 3.2.’de gösterildiği gibi; amacın belirlenmesi ve anlaşılması prosesi analizin

amacının belirlenmesi, sistem sınırının kurulması ve verilerin değerlendirilmesinden

oluşur. Envanter analizi prosesi kayıtlama ve ayırma adımlarından oluşur (Tupper,

2002). Kayıtlama, bilgilerin ve verilerin toplanması, sistem sınırlarının incelenmesi

ve verilerin onaylanmasından oluşur. Ayırma; bazı kurallara bağlı olarak girdilerin

ve yan-ürünlerin (ana ürün ve sözde ürün olmak üzere) kesrinin tahsis edilmesinden

oluşur. Etki değerlendirmesi prosesi sınıflandırma, karakterizasyon ve değerlendirme

adımlarına sahiptir. Sınıflandırma çevresel etki potansiyeli olan giriş ve çıkış

envanter verisinin çıkışının ve girişinin ayrışmasından oluşur. Karakterizasyon

bilinen yapı içindeki farklı gerginliklerin etki ilişkisinin birleşmesinden oluşur.

Değerlendirme farklı etki kategorilerindeki ek ücret faktörlerinin tahsisinden oluşur.

Yorumlama prosesi düşünülen prosesin ömür boyu değerlendirme sonuçlarını

yorumlama ve iletişim kurmadan oluşur. Bu sonuçları çıkarmada kullanılan tahmin

ve belirsizlikleri anlama ve tanımlama gereklidir.

LCA Yapısı

Hedefin Belirlenmesi

ve Anlaşılması

Envanter Analizi

Etki Değerlendirilmesi

Yorumlama

49

Çizelge 3.2. Ömür boyu değerlendirmenin genel metodolojisi.

Faz Adım Tanımlama Hedefin belirlenmesi Analiz hedeflerinin belirlenmesi

Hedefin belirlenmesi ve anlaşılması

Anlaşılması

Sistemin sınırlarının ve fonksiyonel birimlerinin kurulması

Kayıtlama

Bilgilerin ve verilerin toplanması, sistem sınırlarının incelenmesi, verilerin onaylanması

Envanter analizi

Ayırma Girdilerin ve yan ürünlerin, ana ürüne ve ortak ürüne ayrılması

Sınıflandırma Envanter girdi ve çıktı verilerini, potansiyel çevre etkilerine ayırma

Karakterize etme Farklı gerilme etkilerini bilinen yapı içene adapte etme

Etki değerlendirilmesi

Değerlendirme Ağırlıklı faktörleri farklı etki kategorilerine ayrıştırma

İnceleme Ekolojiksel zayıflıkları ve potansiyel gelişmeleri tanıtmak

Yorumlama

İletişim kurma İlerleme durumlarını analiz etme

3.2.2.1. Hedefin Belirlenmesi ve Anlaşılması

Hedefin belirlenmesinde ve anlaşılması, LCA işleminin amacını tanımlayan ve karar

verme proseslerinde ömür boyu kullanımın çevresel etkilerini içine alan metottur

(LCAccess-LCA 101, 2001). Bu aşamada, çalışmaya değer katacak bilginin türüne,

sonuçların ne kadar kesinlikte olacağına, sonuçların anlamlı ve kullanılabilir olması

için nasıl görüntüleneceğine karar verilmelidir. LCA prosesinin hedefinin

belirlenmesi ve anlaşılması bölümü tüm proseste en anlamlı sonuçların elde

edildiğinden emin olmak için yardımcı olurken, aynı zamanda gerekli olan zamana

ve kaynağa karar verir. Bu aşamanın birincil amacı, LCA çalışmasının başında

alınmış olması gereken kararları ve bu kararların LCA üzerindeki etkilerini

tanımlamaktır. Aşağıdaki yedi temel karar LCA prosesinin başında zaman ve kaynak

kullanımını etkili yapmak için alınmalıdır.

1. Projenin hedeflerini belirleme: LCA’nın birincil ve ikincil hedefleri tanımlanır.

50

2. Projenin kavramını tanımlama: Temel durumlar ve düşünülen alternatif

seçenekler tanımlanır.

3. Karar verme organlarını bilgilendirmek için gerekli olan bilgiye karar verme:

LCA sonuçlarının nasıl kullanılacağına karar verilir ve bu kullanımlardan sonuç

almak için ne tür bilgilerin gerekli olduğu tanımlanır.

4. Verilerin nasıl organize edileceğini ve sonuçların nasıl görüntüleneceğine karar

verme: Kıyaslamanın yapılabilmesi için mutlaka fonksiyonel bir birim tanımlanır.

5. LCA’nın içinde neler olacağının sınırlarını belirleme: 5 ömür döngüsü

basamağından hangisinin katılacağı karar verilir.

6. Gerekli verilerin doğruluğuna karar verme: Doğruluk seviyesi içinde verileri

kabul ya da ret etmek için rehber olacak bir sınır belirlenir.

7. Çalışmayı hayata geçirmek için temel kurallar koyma: LCA’yı yönetmek için

biçimsel prosedürler belirlenir.

3.2.2.2. Envanter Analizi

Ömür boyu envanter (Life Cycle Inventory, LCI), enerji ve hammadde ihtiyacını,

atmosferik emisyonları, su emisyonlarını, katı atıkları ve diğer bir ürünün, prosesin

ya da faaliyetin tüm ömrü boyunca çevreye bıraktığı atıkları tanımlar (LCAccess -

LCA 101, 2001). LCA’nın bu aşaması bütün alakalı olan verilerin toplandığı ve

düzenlendiği aşama olup temel çevresel etkileri veya potansiyel gelişmeleri

kıyaslamalı bir şekilde değerlendirmeye yarar (Tupper, 2002). LCA’nın doğruluğuna

karar verme aşamasında, doğruluk seviyesi ve toplanan verilerin detayları büyük bir

rol oynar. Kullanışlı bir araç olarak, LCA aşağıdaki karakteristikleri göstermelidir

(Ciambrone, 1997).

51

• Nicellik: Toplanan bütün veriler uygun bir kalite kontrolü ile ölçülmeli ve

belgelendirilmelidir. Verilerdeki ve metotlardaki herhangi bir tahmin belirtilmelidir.

• Aslına benzeyebilirlik: Bilginin ve metodun kaynakları yeterli bir biçimde

tanımlanmalıdır. Öyle ki aynı sonuçlar diğer yetkili kişiler tarafından elde edilebilsin

veya kanıtlar/bulgular ortaya çıkan sapmaları yargılamak için erişilebilir olsun.

• Bilimsellik: Verileri elde etmek ve işlemek için bilimsel tabanlı analiz

kullanılmalıdır.

• Kapsamlılık: Bütün önemli enerji ve malzeme kullanımı ve atıklar dahil edilir.

Veri erişilmezliği ya da diğer bir nedenle hesaba dahil edilmeyen elemanlar açık bir

şekilde ortaya konur.

• Detay Seviyesi: LCI doğruluk seviyesi ile uygulanır ve detaylar LCA’nın

amaçları ile uyumlu olmalıdır.

• Karşılıklı gözden geçirme: Eğer çalışma sonuçları halk tarzında kullanılırsa,

sonuçlar kabul edilebilir protokollerle gözden geçirebilir.

• Kullanışlık: Bu çalışmanın kullanıcıları LCI’in ilgilendirdiği alanlarda uygun

kararlar verebilirler. Çalışmanın yararı hususundaki herhangi kısıtlamalar açık bir

şekilde not edilmeli ve açıklanmalıdır.

LCI analizleri genellikle ürünleri ve işlemleri, çevresel faktörler açısından

kıyaslamada kullanılır. Bu kıyaslamalar siyasetçiler için kullanışlı olabilir, devlet

otoritesine yardım ederek kaynak kullanımı ve çevresel atıklarla ilgili düzenlemeler

geliştirilebilir. LCI’nın ürünü enerji, malzeme kullanım miktarını ve çevreye

bırakılan atıkların miktarını içeren bir listedir. Sonuçlar daha sonra çeşitli yollarla

düzenlenebilir ve yayımlanabilir. Ömür boyu envanter analizi aşağıdaki basamakları

kapsar.

52

• Değerlendirilen işlemlerin taslağını geliştirme.

• Veri toplama planı geliştirme.

• Veri toplama.

• Sonuçları belgelendirme ve değerlendirme.

3.2.2.3. Etki Değerlendirmesi

Ömür Boyu Etki Değerlendirme (Life Cycle Impact Assessment, LCIA) basamağı

insan sağlığı, çevresel kaynakların ve LCI esnasında tanımlanan atıkların çevresel

etkilerini değerlendirir (LCAccess-LCA 101, 2001). Ömür boyu etki

değerlendirmesi, proses ve onun potansiyel etkileri arasında bağ kurmaya çalışır.

LCA’nın bu aşaması esnasında, baskınlık kavramı çok etkilidir. Baskınlık küresel

ısınmaya sebep olan potansiyele sahip olan sera gazlarının artışına sebep olabilecek

bir etkiyi başlatan şartların bütünüdür. LCIA bu tür çevresel etkileri karakterize

etmek ve sınıflandırmak için sistematik bir prosedür sunar (Tupper, 2002). Bu LCIA

esnasında kıyaslama için temel oluşturur. LCI atık emisyonların miktarını ve türlerini

nitelendirirken, LCIA hangisinin daha büyük potansiyel etkisi olduğuna karar

verebilir. Bilime dayalı tipik faktörleri kullanarak, LCIA çevresel atıkların neden

olduğu havanın kirlenmesi ve küresel ısınma gibi problemlerin etkilerini

hesaplayabilir ve ayrıca değer yargılamasıyla işbirliği yapabilir. LCIA’nın sonuçları

her bir seçenek için potansiyel çevresel etkilerindeki göreceli farklılıkların

kıyaslamasını sağlayabilir. Mesela, LCIA ile hangi hidrojen üretim seçeneğinin

tarladaki ürünlere daha çok zarar verebilecek ya da küresel ısınmaya sebep

olabilecek potansiyele sahip olduğuna karar verebiliriz. Aşağıdaki basamaklar, ömür

boyu etki değerlendirmesi analizini oluşturur.

1. Etki kategorilerini seçme ve tanımlama: Çevresel etki kategorilerini tanımlama

(küresel ısınma, asit yağmurları, vb.). Bu adım projenin amacını ve kavramını

tanımlarken kullanılır.

2. Sınıflandırma: LCI sonuçlarını etki kategorilerine göre düzenleme (küresel

ısınmaya CO2 salınımının atanması).

53

3. Karakterize etme: LCI modellemesi bilimsel temelli dönüşüm faktörlerini

kullanan etki kategorilerini belirtir (CO2 ve metanın küresel ısınmaya potansiyel

etkisini modelleme).

4. Normalleştirme: Kıyaslama yapılabilecek yolları kullanarak potansiyel etkileri

tanımlama (iki alternatif seçenek olarak CO2’in ve metanın küresel ısınmaya etkisini

kıyaslamak).

5. Gruplandırma: Göstergeleri sıralamak ve listelemek (göstergeleri yere göre

sıralamak; yöresel, bölgesel ve global).

6. Ölçüm: Farklı etki kategorilerinde algılanan önemi ve uygunluğu ölçüler atayarak

en önemli potansiyel etkiyi vurgulama.

7. LCIA sonuçlarını değerlendirme ve raporlama: LCIA sonuçlarının

güvenilebilirliğini daha iyi anlama.

3.2.2.4. LCA Sonuçlarını Yorumlama

Ömür döngüsü yorumlaması LCA proseslerinin son basamağı olarak sonuçlardan

elde edilen bilgileri tanımlamak, nitelendirmek, kontrol etmek ve değerlendirmek

için sistematik bir teknik kullanır. Uluslararası Standartlar Organizasyonu (ISO)

ömür döngüsü yorumlamasının iki amacını aşağıdaki gibi tanımlamıştır (LCAccess-

LCA 101, 2001).

1. LCA’nın önceki aşamalarında bulunan verilere dayanarak ve ömür boyu

yorumlarının sonuçlarını şeffaf bir şekilde rapor ederek sonuçları analiz etme,

çözüme ulaştırma, kısıtlamaları tanımlama ve tavsiyelerde bulunma.

2. Çalışmanın amacına ve kavramına uygun olarak LCA çalışmalarının sonuçlarını

anlaşılabilir, bütün ve tutarlı bir sunum olarak hazırlama.

54

Bu bölümde sunulan yorumlama basamakları ISO’nun standartlarında “Çevresel

Yönetim-Ömür Boyu Değerlendirme-Ömür Boyu Yorumlama” ISO/DIS 14043

(ISO, 1998b) adıyla verilen yorumların özetidir. ISO’nun standartları dahilinde,

ömür boyu değerlendirmeyi etkileyen aşağıdaki basamaklar tanımlanır ve tartışılır.

• Önemli konuları tanımlama

• Bütünsellik, hassasiyet ve verilerin tutarlılığı

• Sonuç ve tavsiye çıkarma

• Sonuçları rapor etme

3.2.3. Ömür Boyu Değerlendirmenin Faydaları

Ömür boyu değerlendirme çevresel yönden çok önemlidir. Çünkü hammaddelerin

üretiminden, en son atıkların salınımına kadar bütün işlemleri ve çevresel sonuçları

inceler (Tupper, 2002). İki seçenek arasında karar verileceği zaman, LCA büyük

çevresel etkilerin kıyaslaması ile karar verme organlarının incelenmesinde ayrıntılı

bir araç sağlar. LCA çevresel etkilerdeki değişimleri sınıflandırma ve belgelendirme

yeteneği sağlayarak karar verme organlarına alternatif işlemlerle ilgili çevresel

atıkları sınıflandırmada yardımcı olur. Araştırmalar LCA’yı kullanarak aşağıdakileri

yapabilirler.

• Ürünle ilgili çevresel sonuçların sistematik değerlendirmelerini geliştirebilir.

• Her bir ömür döngüsü ve/veya büyük katılım işlemleri ile ilgili havaya, suya ve

karaya atılan çevresel atıkları hesaplayabilir.

• Ömür döngüsü basamakları ve çevresel ortam arasında bulunan etkileşimlerdeki

önemli değişimleri tanımlamaya yardımcı olabilir.

• İki yada daha fazla ürün/proses arasındaki sağlık ve çevresel etkileri

kıyaslayabilir veya özel bir ürün ve prosesin etkilerini tanımlayabilir.

• Bir ya da daha fazla alana olan çevresel etkileri tanımlayabilir.

55

3.2.4. Ömür Boyu Değerlendirmenin Sınırlamaları

LCA’nın kusurları birçok tartışmalara ve yayınlara konu olmuştur. Burgess ve

Brennan (2001) bu problemleri özlü ve tamamlayıcı olarak yeniden ele almıştır. Bu

kusurların birçoğu LCA ile alakalı olmayıp, dolaylı etkileri dahil eden çalışmalar

altındaki sistemin sınırlarını genişleten yaklaşımlar ile ilgilidir. Sistemin sınırlarını

tam olarak belirlemek problem olabilir (Tupper, 2002). İdeal olarak, üretim

zincirindeki direk veya dolaylı olarak bulunan tüm birimler dahil edilmelidir. Aynı

zamanda, sistemde daha fazla birimin ilave edilmesi daha çok verinin toplanmasını,

daha fazla para harcanmasını ve sistemin karmaşıklığının artmasını içerir. Bunun

yanında, bazen bazı birimler diğerlerinden daha az rol oynadıkları için sonuçları

etkilememek şartı ile bunlar dışarıda bırakılabilir. Duyarlılık analizi hangi birimin

dahil edileceğini veya dahil edilemeyeceğini belirlemeye yardımcı olabilir. Ayırma

prosesi LCA’da en çok tartışılan zorluklardan birisidir. Ayırma ömür boyu analizin

proseslerinde girdi kullanımlarının (mesela, kaynak tüketimi) ve istenmeyen

çıkışların (mesela emisyonlar ve atık akımları) sorumluluğunun orantısal dağılımın

hedefi olarak tanımlanabilir (Stromberg vd., 1997). Ayırma alt sistemlerdeki

parçalama ağının sonucudur. Güçlü etkileşimli iki sistem çalışıldığı zaman kararlılık

ayırması kritiksel olmaya başlar. Bu durumda, bir alt sistemin LCA’sı için seçilen

ayırma kuralları diğerinin sonuçlarını güçlü bir şekilde etkiler. Stromberg vd. (1997)

ve Huppes (1994)’e göre, ürünlerin ekonomik değeri ayırma için temel olarak

kullanılabilir. Çünkü bunlar endüstriyel aktivitenin varlığını haklı çıkarmaktadırlar.

Lee vd. (1995), çevresel maliyetleri ayıran parasal değerlerdeki çoğunluk zorlukların

çevresel etkiler üzerinde yer alan nedenselliğin konumunu zorlaştırdığını

bildirmişlerdir. Guinee vd. (1993a) durum çalışmalarındaki tüm önemli ayırma

metotlarının duyarlılık analizine uyarlanmasını önermiştir. Nicel verilerin elde

edilmesi kullanılabilirliğinden dolayı genellikle sınırlıdır. LCA’nın performansı

güçlü bir şekilde verilerin kalitesine bağlıdır. Veriler gerçeği yansıtmayacak kadar

çok eski, çok seyrek ve çok yuvarlanmış olabilir. Toplanan verilerin maliyeti LCA

işletiminin yapılmasına uygun olmadığı konumundaki sınırında artabilir. Bu maliyet

genel kullanılabilir verilerin kullanımıyla azaltılabilir. Bazı iyi kaliteli verilerin elde

edilmesi tedarikçiler ve distribütörler ile işbirliği yapan çalışmaları gerektirebilir.

56

Bazı durumlarda kritiksel kirleticiler ile ilişkili olan fiziksel veriler yanlışsa LCA

yararlı olmayabilir (Ayres, 1995).

3.2.5. Örnek Uygulamalar

Hidrojeni doğalgaz, kömür, rüzgar enerjisi, güneş enerjisi ve biyokütleden üretimi

için yapılan çeşitli çalışmalar literatürde taranmış ve ömür boyu değerlendirmeleri

ortaya konmuştur. Değerlendirmelerin sonuçları hidrojen üretmek için kullanılan

kaynağa ve etki kategorilerine göre aşağıda açıklanmıştır.

3.2.5.1. Doğalgazın (Gaz Ürün Olarak) Buhar Metan Reformasyonu ile

Hidrojen Üretimi

Hidrojen üretim seçenekleri kapsamında günümüzde mümkün görülen sistemlerden

ikisini kıyaslamak için, Ulusal Yenilenebilir Enerji Laboratuarı (National Renewable

Energy Laboratory, NREL) yenilenebilir tabanlı (rüzgar elektroliz) ve doğalgaz

tabanlı (buhar metan reformasyonu, SMR) sistemleri için ömür boyu analizler

yapmıştır (Spath ve Mann, 2001). NREL’in çalışmasından ele alınan doğalgaz

sisteminin büyüklüğünün 1,5 milyon Nm3/gün olduğu öngörülmüştür ki bu değer

petrol rafinerilerinde bulunan mevcut sistemlerin tipik büyüklüğünü yansıtmaktadır.

Ömür boyu analizin sınırı buharlaştırma sürecini ve ana SMR tesis süreci

basamaklarını dahil etmektedir. Buharlaştırma süreci doğalgazın çıkarılmasını,

işlenmesini, taşınmasını ve SMR tesisindeki pompa ve kompresörleri çalıştırmak için

gerekli olan elektrik üretimini içermektedir. Doğalgazın bir kısmı (çıkarılan

doğalgazın %1,4’ü) buharlaştırma sürecinde atmosfere karışır. SMR sürecinde büyük

miktarda doğalgaz tüketildiği için, çıkarılan ve işlenen doğalgazın hidrojen tesisine

taşınması için ek boru hatlarının yapılması gerektiği Spath ve Mann (2001)

tarafından öngörülmüştür. LCA değerlendirmesinin sınırı hidrojen tesisinin yapımı

için gerekli malzemelerin yanında, bu ek boru hatlarının yapımı için gerekli

malzemeleri de dahil etmektedir. SMR tesisinin ürettiği atık buharın, kullanım için

başka bir servise gittiği öngörülmüştür (Yüzügüllü, 2005).

57

Doğalgaz besleme yataklarının, doğalgaz SMR tesisinde reforme olmadan önce ve

çıkarılıp işlendikten sonra, ilk ihtiyacı kirliliğin atılmasıdır. Bunu başarmak için,

besleme yatağı hidrojenasyon birimine girer, burada doğalgazdaki sülfür bileşikleri

hidrojensülfüre (H2S) dönüştürülür. Daha sonra H2S, çinko oksit (ZnO) yatağına

gittiğinde doğalgaz akışından çıkarılır. Doğalgaz kirliliğinden arındıktan sonra, 2,6

MPa buhar basınçlı katalitik buhar reformasyon birimine gönderilir. Dönüştürücüden

çıkan gaza sentez-gaz denir. Sentez-gaz daha sonra yüksek ısıl dönüştürücü ve düşük

ısıl dönüştürücü birimlerine gider. Burada karbonmonoksit gazı farklı sıcaklıklarda

suyla reaksiyona girer ve hidrojen ve karbondioksite dönüşür. Hidrojen daha sonra

basınçlı salınım adsorpsiyonu (Pressure Swing Adsorption, PSA) biriminde

saflaştırılır. PSA, gaz dönüştürücü için ana yakıt kaynağıdır. Dönüştürücü için

gerekli olan ek ısı doğalgazdan sağlanmaktadır (dönüştürücünün kullandığı yakıt

toplam yakıt ihtiyacının % 4,4’üdür). Sistemdeki pompaları ve kompresörleri

çalıştırmak için gerekli olan elektrik şebekeden alınmaktadır. Etki kategorilerindeki

değerler Spath ve Mann (2001) tarafından yapılan çalışmadan elde edilerek

düzenlenmiştir.

Yerel/Bölgesel Hava Etkileri: SMR sisteminin ömrü boyunca havaya salınan ana

hava kirlilikleri ve miktarları Çizelge 3.3’de gösterilmiştir. Hava emisyonlarının

büyük çoğunluğu doğalgazın üretim ve dağıtım prosesi basamaklarından

kaynaklanmaktadır. SMR tesisinin çalıştırılması esnasında, listelenen emisyonların

küçük bir kısmı üretilmektedir. Tesisin ömür boyu değerlendirilmesinde

yerel/bölgesel emisyonlar 10728,14 g/kgH2 olarak ortaya çıkmaktadır.

Küresel Isınma/Küresel İklim Değişikliği: Sistemin küresel ısınma potansiyeli

(GWP) için sera gazları olan karbondioksit (CO2), metan (CH4) ve azotoksit (N2O)

etkili olmaktadırlar. Ayrıca bu gazlar CO2 emisyonu miktarına eş değer olarak

tanımlanırlar. İncelemesi yapılan SMR sistemi için Çizelge 3.4.’de verilen GWP’nin

11888,8 gCO2-eşdeğer/kgH2 olarak bulunmuş olup bunların dağılımı %89,3 CO2,

%10,6 CH4 ve %0,1 N2O şeklindedir. Sera gazı emisyonlarının dağılımı şöyledir;

%25 doğalgaz üretim ve dağıtımından, %2,3 elektrik üretiminden, %0,4 inşa ve

58

tasfiyeden, %74,8 hidrojen tesisi işletiminden ve %-2,5 kaçınılan operasyondan

(kazanç olarak) olmaktadır (Yüzügüllü, 2005).

Çizelge 3.3. Buhar metan reformasyonu için hava emisyonları.

Kirletici Sistemden toplam emisyon (g/kgH2)

Benzen 1,4 Karbonmonoksit (CO) 5,7 Karbondioksit (CO2) 10620,6 Metan (CH4) 59,8 Azotoksitler (NOx) 12,3 Nitrözoksit (N2O) 0,04 Metan olmayan hidrokarbonlar (NMHC) 16,8 Partiküller (PM) 2,0 Kükürtoksitler (SOx) 9,5

TOPLAM 10728,14

Çizelge 3.4. Sera gazı emisyonları ve global ısınma potansiyeli.

Gazlar

Emisyon miktarı

(g/kg H2)

Sera gazlarının

yüzdesi (%)

CO2 ile ilişkili GWP değeri

GWP değeri

(gCO2eşdeğer/kgH2)

GWP’nin dağılım yüzdesi

(%) CO2 10620,6 99,43 1 10620,6 89,33 CH4 59,8 0,55 21 1255,8 10,56 N2O 0,04 0,02 310 12,4 0,11

TOPLAM 10680,44 100 - 11888,8 100

Su Etkileri: SMR sisteminde ortaya çıkan su emisyonlarının toplam miktarı 0.2 g/kg

H2’dir. Bu değer başlıca boru hattı ve hidrojen tesisinin kurulmasından

kaynaklanmaktadır.

Katı Atıklar: SMR sistemi tarafından üretilen katı atıkların toplam miktarı 202

g/kgH2’dir. Bu değerin büyük çoğunluğu doğalgaz üretim ve dağıtım

basamaklarından kaynaklanmaktadır. Kompresör istasyonlarının ve SMR tesisinin

önemli miktarda elektrik ihtiyacı vardır (katı atıkların %80’i bu enerji ihtiyacından

kaynaklanmaktadır). Bu değer yöresel veya bölgesel olarak değişebilmektedir.

Çünkü SMR tesisinin kurulduğu yerde şebeke hattından alınan elektriğin ne

59

kadarının kömür yakılarak üretildiğine bağlı olan bir atık parametresidir. Katı atıklar

başlıca kömür külü ve kömür gazından oluşmaktadır.

Saha Kullanımı: Spath ve Mann (2001) tarafından yapılan çalışmada 1,5 milyon

Nm3/gün’lük üretim kapasitesine sahip olan SMR tesisinin ne kadar büyüklükte bir

sahaya kurulmasının gerekli olduğu hususunda bir bilgi verilmemiştir. Bir

mühendislik, tedarik ve inşa şirketi (CB&I) ile SMR tesisinin saha kullanımı

hakkında bilgi almak için bağlantıya geçilerek, 0,5 milyon Nm3/gün’lük üretim için

yaklaşık olarak 1687,5 m2’lik (37.5x45 m) tesis alanına gereksinim duyulduğu bilgisi

alınmıştır. Bu saha alanı literatürdeki (Spath ve Mann, 2001) 1,5 milyon

Nm3/gün’lük tesis büyüklüğüne skala edilirse saha alanının yaklaşık olarak 5062,5

m2 veya 0,5 ha olması gerektiği bulunur.

Su Kullanımı: SMR sisteminde kullanılan toplam su miktarı 19,8 L/kgH2’dir. Bu su

kullanımının % 95,2’si SMR tesisinin işletiminden, % 3,6’sı tesisin yapım ve görevi

sonlandırma proseslerinden, % 1,3’ü doğalgazın üretimi ve dağıtımı proseslerinden,

% -0,1’i kaçınılan operasyonlardan (kazanç) kaynaklanmaktadır.

Enerji Kullanımı: SMR sisteminin toplam enerji tüketimi (Alt Isıl Değer tabanında)

183,2 MJ/kgH2 olup, bu değer çoğunlukla sürecin doğalgaz çıkarımı ve taşıma

basamağından gelmektedir.

Malzeme Kullanımı: SMR için ele alınan sınırlar içinde yararlanılan su hariç ham

madde olmayan kaynakların (fosil yakıtlar, mineraller ve metaller) tüketimi Çizelge

3.5.’de verilmiştir. En çok kullanılan kaynak doğalgazdır. Demir ve kireç, doğalgazı

SMR sistemine taşıyan boru hattının yapımında ve SMR tesisinde kullanılmaktadır.

Petrolün büyük çoğunluğu doğalgazı üretmek ve dağıtmak için kullanılır. Kömür

tesis tarafından kullanılan elektriğin başlıca kaynağıdır. Sistem tarafından kullanılan

malzemenin toplam miktarı 3855 g/kgH2’dir

60

Çizelge 3.5. Buhar metan roformu için kaynak tüketimi.

Kaynak Toplam Tüketim (g/kgH2)

Yüzde olarak dağılımı (%)

Kömür 159,2 4,1 Demir (Dökme) 10,3 0,3 Demir (Hurda) 11,1 0,3

Kireçtaşı 16.0 0,4 Doğalgaz 3 642,3 94,5

Petrol 16,4 0,4 TOPLAM 3 855 100

3.2.5.2. Doğalgazın (Sıvı Olarak) Buhar Metan Reformasyonu ile Hidrojen

Üretimi

Bu seçenek için temel farklılık hidrojenin gaz yerine sıvı formda olması ve

hidrojenin dağıtım metodudur (boru hattı yerine tanker). Bu özel durum için, çevresel

etkiler ve kaynak kullanımı hakkında literatürde detaylı analiz bulunmadığı için, gaz

hidrojen üretimi için geçerli olan kriterlerde bulunan veriler kullanılabilir

(Yüzügüllü, 2005).

3.2.5.3. Kömürün Gazlaştırılmasından Hidrojen Üretimi (Karbon Ayrıştırması

Olmadan)

Yerel/Bölgesel Hava Etkileri: Ratafia-Brown vd. (2002) kömür gazlaştırma

tesislerinin Entegreli Gazlaştırma Birleşik Çevrimi’nin (Integrated Gasification

Combined Cycle, IGCC) çevresel değerlendirmesini yapmışlardır. Bu sistemler katı

karbon tabanlı besleme yataklarını, çeşitli ürünlere (elektrik, hidrojen ve kimyasallar)

dönüştürmek için tasarlanmıştır. Ratafia-Brown vd. (2002) elektrik üreten IGCC

sistemlerinin (hidrojen yerine elektrik üretmek için sentez-gazı yakarak) çevresel

performansını incelemişlerdir. Fakat buradaki değerlerin hidrojen üreten tesis içinde

kullanılabileceği öngörülmüştür. Tesisin ömür boyu değerlendirilmesinde

yerel/bölgesel hava emisyonları 19891,3 g/kgH2 olarak bulunmuştur.

61

Küresel Isınma/Küresel İklim Değişikliği: Uluslararası Enerji Ajansı (International

Energy Agency, IEA) Sera Gazı Programı ve Yakıt komisyonu, CO2 ayırmalı ve CO2

ayırmasız doğalgaz ve kömürden hidrojen üretimi üzerine bir çalışma yapmıştır

(Audus vd., 1996). Kömür tabanlı hidrojen çalışmasında kullanılan parametreler

aşağıda verilmiştir.

• 278 000 Nm3/h hidrojen üretim kapasitesine sahiptir.

• Tesisin Hollanda’da olacağı öngörülmüştür.

• Kömür gazlaştırma (Texaco gazlaştırıcısı kullanılarak) ile hidrojene

dönüştürülmektedir.

Kömür gazlaştırılarak hidrojen üreten sistemden 21583 gCO2/kgH2’lik emisyon

oluşmaktadır. Diğer bir çalışma Ratafia-Brown vd. (2002) tarafından kömür

gazlaştırma tesislerinin Entegre Gazlaştırma Birleşik Çevriminin (IGCC) çevresel

değerlendirmesi üzerine yürüttüğü çalışmadır. Bu çalışma IGCC tesisinden elektrik

üretimini incelemektedir. Fakat tesis hidrojen üretmeye göre düzenlenirse 18141

gCO2/kgH2’lik emisyon değeri elde edilmektedir. Emisyonun değeri bu iki

çalışmanın ortalama değeri olarak 19862 gCO2/kgH2 alınmıştır.

Su Etkileri: Spath vd. (1999), kömür tabanlı enerji üretimi üzerine ömür boyu

değerlendirme yapmışlardır. Araştırmalarında sistemlerin üç farklı çeşidini

incelemişlerdir: 1-) Bugünün teknolojisine yakın emisyon ve verimlilikte bir tesis 2-)

Yeni Kaynak Performans Standartlarını (The New Source Performance Standards,

NSPS) karşılayan yeni bir sistem ve 3-) Daha düşük emisyon boyler sistemini

kullanılandan daha ileri tesis. LCA proseslerin kömür çıkarma, taşıma, elektrik

üretimi ve alakalı prosesleri dahil olmak üzere tüm evrelerini hesaba katmaktadır.

Toplam 6 g/kgH2’lik su tipik bir sistemden atılmaktadır.

Katı Atıklar: Ratafia-Brown vd. (2002) yapmış olduğu IGCC tesisinin çevresel

değerlendirmesinde, elektrik üreten IGCC sistemlerini (hidrojen yerine elektrik

üretmek için sentez-gazı yakarak) incelemiştir. Fakat değerlerin hidrojen üreten tesis

62

için kullanılabileceği öngörülmüştür. Tesisin ömür boyu değerlendirmesine göre,

sistemden atılan katı atıklar 2646 g/kgH2 olarak bulunmuştur.

Saha Kullanımı: Kömürü gazlaştırarak hidrojen üretimi yapan bir tesis tarafından

kullanılan saha hakkında bilgi bulunamamıştır. Fakat Yenilenebilir Enerji Politikası

Projesi (The Renewable Energy Policy Project, REPP) kapsamında çeşitli elektrik

üretim teknolojilerinin çevresel etkilerini inceleyen özel bir Yeryüzü Günü Raporu

(REPP, 2000) hazırlanmıştır. Bu rapordan kömür yakmalı tesis göz önüne alınarak,

278000 Nm3H2/h’lik hidrojen üretim tesisi için gerekli alan ortalama 6882,6 m2 veya

yaklaşık 0,688 ha’dır.

Su Kullanımı: Ratafia-Brown vd. (2002) yapmış oldukları çalışmada elektrik üreten

IGCC için elde edilen değerlerin hidrojen üreten tesis için de kullanılabileceği

öngörülmüştür. Tesisin ömür boyu değerlendirmesine göre sistemde toplam su

kullanımı 117 L/kgH2’dir.

Enerji Kullanımı: Spath vd. (1999) tarafından incelenilen IGCC sistemine bağlı

olarak enerji kullanımının 420 MJ/kgH2 olduğu ortaya konmuştur.

Malzeme Kullanımı: Spath vd. (1999) tarafından incelenilen IGCC sistemine bağlı

olarak malzeme kullanımının 19713 g/kgH2 olduğu ortaya konmuştur.

3.2.5.4 Kömür Gazlaştırma ile Hidrojen Üretimi (Karbon Ayrıştırma ile)

Yerel/Bölgesel Hava Etkileri: Bu seçenek için ana fark sistemden atılan

karbondioksitin yakalanması ve depolanmasıdır (karbon ayrıştırma). Bu yüzden

yerel/bölgesel hava etkilerinin değeri karbon ayrıştırmaksızın hidrojen

üretimininkinden daha düşük olacağı öngörülmüş ve tesisin ömür boyu

değerlendirilmesinde bu etkinin 260,8 g/kgH2 olduğu kabul edilmiştir.

Küresel Isınma/Küresel İklim Değişikliği: Uluslararası Enerji Ajansı (International

Energy Agency, IEA) Sera Gazı Programı ve Yakıt komisyonu, CO2 ayrıştırma ve

63

CO2 ayrıştırmasız doğalgaz ve kömürden hidrojen üretimi üzerine bir çalışma

yapmıştır (IEA-GHGP, 2005). Kömür tabanlı hidrojen üretim çalışmasında

kullanılan parametreler aşağıda verilmiştir.

• 278000 Nm3/h hidrojen üretim kapasitesine sahiptir.

• Tesisin Hollanda’da olacağı öngörülmüştür.

• Kömür gazlaştırma (Texaco gazlaştırıcısı kullanılarak) ile hidrojene

dönüştürülmektedir.

• Minimum CO2 yakalama seviyesi %80’dir.

• CO2 yakalanır, sıkıştırılır ve tükenmiş gaz alanında veya su havzasında tesisten

70 km uzakta depolanır.

Karbondioksitin yakalanmasından sonra sistemden salınan gaz miktarı 240

gCO2/kgH2 olmaktadır.

Su Etkileri: Su atımının değeri karbon ayrıştırmaksızın hidrojen üretimininki ile aynı

olduğu öngörülerek 6 g/kgH2 olduğu kabul edilmiştir.

Katı Atıklar: Katı atık etkilerinin değerlerinin karbon ayrıştırmaksızın hidrojen

üretimininki ile aynı olduğu öngörülerek 2646 g/kgH2 alınmıştır.

Saha Kullanımı: Saha kullanımının değeri karbon ayrıştırmaksızın hidrojen

üretimininki ile aynı olduğu öngörülerek 68882,6 m2 veya yaklaşık olarak 0,688 ha

alınmıştır.

Su Kullanımı: Saha kullanımının değeri karbon ayrıştırmaksızın hidrojen

üretimininki ile aynı olduğu öngörülerek 117 L/kgH2 alınmıştır.

Enerji Kullanımı: Muradov’a (2000) göre kömür hidrojen sisteminden

karbondioksitin yakalanması, basınçlanması ve taşınması (100-500 km boru hattı) ve

yeraltına enjekte edilmesi için yaklaşık 5.3 MJ enerji kullanmaktadır. Tipik bir

hidrojen tesisinde, bir milyon m3’lük hidrojen üretim kapasitesi için günde yaklaşık

64

0,25 milyon m3CO2 salınmaktadır. Bu 1:4 oranı (5x3/4)=1.3 MJ/kgH2’lik enerjinin

karbon ayrıştırma sürecinde kullanıldığı anlamına gelmektedir. Bu sonuç Spath vd.

(1999) tarafından kömür beslemeli enerji üretimi üzerine yapılan ömür boyu

değerlendirmede tasarlanmış 420 MJ/kgH2’lik enerji kullanımına eklenmiş ve 421,3

MJ/kgH2 değeri bulunmuştur.

Malzeme Kullanımı: Malzeme kullanımının değeri karbon ayrıştırmaksızın hidrojen

üretimininki ile aynı olduğu öngörülerek 19713 g/kgH2 alınmıştır.

3.2.5.5. Rüzgar Elektrolizinden Hidrojen Üretimi

NREL’in çalışmasında (Spath ve Mann, 2004) ele alınan rüzgar elektroliz sisteminin

3 adet 50 kW Atlantic Orient Corporation (AOC) rüzgar türbinlerine ve 30

Nm3/saatlik Stuart Energy elektrolizörüne sahip olduğu öngörülmüştür. Rüzgar

tesisinin Birleşik Devletlerin orta batısının üst tarafına kurulduğu ve 5. sınıf rüzgarla

çalıştığı kabul edilmiştir. Rüzgar tesisinden elde edilen elektrik şebekeye verilir ve

elektrolizör yardımı ile hidrojen dolum istasyonunda üretilir (Üst Isıl Değer

tabanında %85 verimli olduğu kabul edilmiştir). Elektrolizör tarafından üretilen

hidrojenin sıkıştırılması (20 MPa), depolanması ve dağıtımı burada yapılmaktadır.

Üretilen elektriği belirlemek için rüzgar türbininden elde edilen toplam elektrik

miktarından hidrojeni sıkıştırmak için gerekli elektrik miktarını, elektrolizör için

suyun de-iyonize kayıplarını ve transmisyon kayıplarını (%7.03) çıkarılarak

hesaplanmaktadır (Yüzügüllü, 2005). Etkilerin ilerleyen kategorilerindeki değerleri

bu çalışmadan elde edilerek değerlendirilmiştir.

Yerel/Bölgesel Hava Etkileri: Rüzgar elektroliz sisteminin ömrü boyunca havaya

salınan ana hava kirlilikleri ve değerleri Çizelge 3.6.’da gösterilmiştir. Toplam hava

emisyonların içinde CO2 en yüksek oranda salınır. CO2’den sonra, en yüksek hava

emisyonları partiküllerdir. Bunlar öncelikli olarak taş ocağından kumu çıkartmak ve

beton üretimi için kireçtaşı sağlamaktan kaynaklanır. Rüzgar türbinleri için beton

üretimi, sistemin partikül emisyonunun % 85’ini oluşturur. Bütün bunlara rağmen,

hava emisyonlarının çoğunluğu rüzgar türbinlerinin üretim basamağından

65

kaynaklanmaktadır. Tesisin ömür boyun değerlendirilmesinde yerel/bölgesel

emisyonlar 995,15 g/kgH2 olarak ortaya çıkmaktadır.

Çizelge 3.6. Rüzgar elektrolizi hava emisyonları.

Kirletici Sistemden toplam emisyon

(g/kg H2) Benzen 0,001

Karbonmonoksit (CO) 0,9 Karbondioksit (CO2) 950

Metan (CH4) 0,3 Azotoksitler (NOx) 4,7 Nitrözoksit (N2O) 0,05

Metan olmayan hidrokarbonlar (NMHC) 4,4 Partiküller (PM) 28,7

Kükürtoksitler (SOx) 6,1 TOPLAM 995,15

Küresel Isınma/Küresel İklim Değişikliği: Aşağıda verilen üç çalışma araştırılmıştır.

1. Spath ve Mann (2004) tarafından yapılan ömür boyu çevresel değerlendirmeye

göre, rüzgar elektroliz sistemi için küresel ısınma potansiyeline (GWP) katkıda

bulunan faktörler sera gazları olan karbondioksit, metan, azotoksit olduğu

düşünülmüş ve CO2 emisyonuna eş değer miktar olarak ifade etmişlerdir. GWP

değeri 970 gCO2-eşdeğer/kgH2 olarak bulunmuş olup bunun dağılımı %97,9

CO2’den, %0,6 CH4’den ve %1,5 N2O’den olmaktadır. Sera gazı emisyonlarının

dağılımı: rüzgar türbini üretimi ve çalışmasından %78, elektroliz biriminin üretimi ve

çalışmasından %4,4, hidrojen sıkıştırılması ve depolanmasından %17,6 şeklindedir.

2. Farklı elektrik üretim teknolojileri için Koch (2001) tarafından sunulan birkaç tane

ömür boyu değerlendirmenin yeniden incelenmesinde bahsedildiği gibi, rüzgar

enerjisinden sera gazı emisyonları 233 gCO2-eşdeğer/kgH2’den 4133 gCO2-

eşdeğer/kgH2’ye kadar değişebilmektedir.

3. Yenilenebilir Enerji Politikası Projesi (The Renewable Energy Policy Project,

REPP) kapsamında çeşitli elektrik üretim teknolojilerinin çevresel etkilerini

66

inceleyen özel bir Yeryüzü Günü Raporu (REPP, 2000) hazırlamıştır. Bu rapora

göre, rüzgar enerjisinin emisyonları 233 gCO2-eşdeğer/kgH2’den 2467 gCO2-

eşdeğer/kgH2’ye kadar değişebilmektedir.

Yukarıda verilen değerlerin ortalaması ve standart sapması hesaplanmıştır. Koch’un

(2001) 4133 gCO2-eşdeğer/kgH2’lik değeri standart sapmadan bir fazla olarak

bulunmuş ve hesaplamadan çıkarılmıştır. Yeni ortalama 1233 gCO2-eşdeğer/kgH2

olarak bulunmuş ve küresel ısınma etkisi olarak kullanılmıştır.

Su Etkileri: Rüzgar elektroliz sisteminden kaynaklanan su emisyonlarının toplam

miktarı 1.6 g/kgH2’dir. Bu değer başlıca türbin pervane kanadının taşınmasından,

pervane kanadı ve beton üretimi için fiberglas üretiminden kaynaklanmaktadır.

Katı Atıklar: Rüzgar elektroliz sisteminin ürettiği katı atıkların toplam miktarı 223

g/kgH2’dir. Bu değer başlıca türbin üretim sürecinden özellikle beton ve çelik

üretiminden ortaya çıkmaktadır.

Saha Kullanımı: Aşağıda verilen iki kaynak incelenmiştir.

1 Amerikan Rüzgar Enerji Birliği (American Wind Energy Association, AWEA)

tipik rüzgar tesisinin yaklaşık 242915 m2/MW alana ihtiyacı olduğunu belirtmiştir

(AWEA, 2008). Fakat bu alanın sadece %5’i (12145 m2/MW) türbinler, ekipmanlar

ve giriş yolları için kullanılmaktadır.

2. Yenilenebilir Enerji Politikası Projesi (The Renewable Energy Policy Project,

REPP) kapsamında çeşitli elektrik üretim teknolojilerinin çevresel etkilerini

inceleyen özel bir Yeryüzü Günü Raporu (REPP, 2000) hazırlanmıştır. Bu rapora

göre, 10000–23000 m2/MW rüzgar tesisi tarafından kullanılmaktadır.

Yukarıda verilen değerlerin ortalaması ve standart sapması alınmıştır. REPP’in

(2000) 23000 m2/MW’lık değeri standart sapmadan bir fazla olduğu için

67

hesaplamadan çıkarılmıştır. Yeni ortalama 11500 m2/MW olarak bulunmuştur ve

saha kullanımı için değer olarak kullanılmıştır.

Su Kullanımı: Rüzgar elektroliz sistemi tarafından kullanılan toplam su 26,7

L/kgH2’dir. Elektroliz için kullanılan su, bu tüketimin %45’ini oluşturmaktadır.

Enerji Kullanımı: Rüzgar elektroliz sisteminin toplam enerji kullanımı (alt ısıl değer

tabanında) 9,1 MJ/kgH2 olup, bu değer başlıca rüzgar türbini üretim sürecinden

kaynaklanmaktadır.

Malzeme Kullanımı: Rüzgar elektroliz süreci için düşünülen sınırlar içinde

faydalanılan su hariç hammadde olmayan kaynaklar (fosil yakıtlar, mineraller ve

metaller) Çizelge 3.7.’de verilmiştir.

Çizelge 3.7. Rüzgar elektroliz kaynak tüketimi.

Kaynak Toplam Tüketim (g/kg H2) Kömür 214,7

Demir (dökme) 212,2 Demir (hurda) 174,2

Kireçtaşı 366,6 Doğalgaz 16,2

Petrol (zeminde) 48,3 TOPLAM 1032

Demir madeni, demir hurdaları ve kireçtaşı rüzgar türbinlerinin ve hidrojen depolama

araçlarının yapımında kullanılır ve rüzgar elektroliz sistemde en çok kullanılan

kaynaklardır. Kömür, petrol ve doğalgaz da türbinlerin yapımı için başlıca kullanılan

malzemelerdir. Sistemdeki hammadde olmayan malzemelerin toplam kullanımı 1032

g/kgH2’dir.

3.2.5.6. Fotovoltaik Elektrolizden Hidrojen Üretimi

Yerel/Bölgesel Hava Etkileri: Aşağıda verilen iki kaynak incelenmiştir.

68

1. Fotovoltaik (PV) teknolojinin çevresel etkisini inceleyen çalışmada (Aguado–

Monsonet, 1998) PV sisteminden olan hava emisyonlarının (SO2, NOx ve PM) 6,97

g/kgH2 olduğunu gösterilmiştir.

2. Farklı elektrik üretim teknolojileri için Koch (2001) tarafından sunulan çeşitli

ömür boyu değerlendirmelerin yeniden incelemesinde bildirdiği gibi, güneş

fotovoltaik enerjinin hava emisyonları 1,7 g/kgH2’den 36,3 g/kgH2’ye kadar

değişmektedir.

Yukarıda verilen değerlerin ortalaması ve standart sapması hesaplanmıştır. 36,3

g/kgH2’lik değer standart sapmanın bir üzerinde çıkmıştır. Dolayısıyla hesaplamadan

çıkarılmıştır. Yeni ortalama 4,3 g/kgH2 olarak çıkmıştır ve yerel/bölgesel hava

etkilerinin değeri olarak kullanılmıştır.

Küresel Isınma/Küresel İklim Değişikliği: Aşağıda verilen üç kaynak incelenmiştir.

1. Farklı elektrik üretim teknolojileri için Koch (2001) tarafından sunulan birkaç tane

ömür boyu değerlendirmenin yeniden incelenmesinde bahsedildiği gibi, güneş

fotovoltaik teknolojiden kaynaklanan sera gazı emisyonları 433 gCO2-eş

değer/kgH2’den 24367 gCO2-eşdeğer/kgH2’ye kadar değişmektedir.

2. Fotovoltaik teknolojinin (PV) çevresel etkisini inceleyen bir çalışmada (Aguado–

Monsonet, 1998) PV teknolojisinin ömür boyunca salınan karbondioksit miktarının

153 g/kgH2’den 570 g/kgH2’ye kadar değişebileceği belirtilmiştir.

3. Singapur’daki Nanyang Teknoloji Üniversitesindeki araştırmacılar (Kanan, 1998)

enerji üretim planlamasının değerlendirmesine bağlı olarak 2,7 kW’lık PV sisteminin

ömür boyu sera gazı emisyonlarını 7000 gCO2-eşdeğer/kgH2 olarak hesaplamışlardır.

Yukarıda verilen değerlerin ortalaması ve standart sapması hesaplanmıştır. 24367

gCO2-eşdeğer/kgH2’lik değer standart sapmanın bir üzerinde çıkmıştır. Dolayısıyla

69

hesaplamadan çıkarılmıştır. Yeni ortalama 2039 gCO2-eşdeğer/kgH2 olarak

hesaplanmış ve küresel ısınma etkisinin değeri olarak kullanılmıştır.

Su Etkileri: Çoklu kristal silikon güneş gözeleri için uygulanan bir çevresel ömür

boyu değerlendirmeye (Phylipsen ve Alsema, 1995) göre başlıca su emisyonlarının

flor, klor olduğu ve bunların toplam değerinin 3,03 g/kgH2 olduğu belirtilmiştir.

Katı Atıklar: Phylipsen ve Alsema (1995) yapmış oldukları çalışmada güneş

gözelerinin ömrü boyunca atılan katı atıkların miktarının 0.504 kg/m2 hücre alanı

olduğunu belirtmişlerdir. PV prosesleri hakkında başka kesin veriler olmadığı veya

PV hidrojen sisteminin PV modül tasarımı için herhangi bir dönüşüm olmadığı için,

katı atık miktarı 504 g/kgH2 olarak alınmıştır.

Saha Kullanımı: İki adet çalışma incelenmiştir (Yüzügüllü, 2005).

1. ABD Enerji Departmanlığı (DOE) ve Elektrik Enerjisi Araştırma Enstitüsü (EPRI)

(USDOE ve EPRI, 1997) yenilenebilir enerji teknolojileri üzerine ayrıntılı bir

araştırma yapmışlardır. Düz ince film fotovoltaiklerin karakterlerine göre, 30000

m2/MW’lık bir alan bu sistemler için gereklidir.

2. Altı adet çevresel organizasyon farklı elektrik üretim teknolojileri değerlendirilmiş

ve tüketiciler için çevresel etkileri değerlendirmesinde web tabanlı oylama sistemi

geliştirmiştir (PS, 2005). Farklı teknolojiler üzerine web sayfasında bulunan bilgiye

göre, güneş gözeleri için 20000 m2/MW’lık saha kullanılmaktadır.

Yukarıda verilen değerlerin ortalaması 25000 m2/MW olarak hesaplanmış ve saha

kullanım değeri olarak kullanılmıştır.

Su Kullanımı: Çeşitli elektrik üretim teknolojilerinin su kullanımı üzerine Amerikan

Rüzgar Enerji Birliği (AWEA) tarafından sunulan bilgiye göre, güneş sistemleri 3,7

L/kgH2’lik su kullanmaktadır.

70

Enerji Kullanımı: Singapur’daki Nanyang Teknoloji Üniversitesindeki araştırmacılar

(Kanan vd., 1998) enerji üretim planlamasının değerlendirmesine bağlı olarak PV

sisteminin ömür boyu değerlendirilmesinin sonucu olarak 93.7 MJ/kgH2 için 2.7

kW’lık enerji kullanıldığını hesaplamışlardır.

Malzeme Kullanımı: Çoklu kristal silikon güneş gözeleri için uygulanan bir çevresel

ömür boyu değerlendirmede (Phylipsen ve Alsema, 1995) çoklu kristal silikon güneş

gözeleri için malzeme ihtiyacının 22,6 kg/m2 olduğu belirtilmiştir. PV prosesleri

hakkında başka kesin veriler olmadığı veya PV hidrojen sisteminin PV modül

tasarımı için herhangi bir dönüşüm olmadığı için, bu değerin 22600 g/kgH2 olduğu

kabul edilmiştir.

3.2.5.7. Biyokütlenin Gazlaştırılması ile Hidrojen Üretimi

NREL araştırmacıları (Mann ve Spath, 1997) tarafından biyokütle gazlaştırma

birleşik çevrim (Biomass Gasification Combined Cycle, BGCC) sistemi için bir

ömür boyu değerlendirme yapılmıştır. Bu sistemler biyokütleyi elektriğe veya

hidrojene dönüştürmek üzere tasarlanmışlardır. Çalışmada enerji üretiminde

biyokütle IGCC sisteminin çevresel performansı incelenmiştir (hidrojen yerine

elektrik üretmek için sentez-gazı yakarak) fakat değerler hidrojen üreten sistemin

değerleriyle aynı olduğu kabul edilmiştir. Etkilerin ilerleyen kategorilerindeki

değerler bu çalışmadan elde edilmiştir.

Yerel/Bölgesel Hava Etkileri: BGCC sistemlerinden yerel/bölgesel hava emisyonları

58.1 g/kgH2’dir.

Küresel Isınma/Küresel İklim Değişikliği: BGCC sistemlerinden salınan sera

gazlarının 1531 gCO2-eş değer/kgH2 olduğu bulunmuştur.

Su Etkileri: BGCC sistemlerinden atılan su emisyonu 2 g/kgH2 olarak alınmıştır.

Katı Atıklar: BGCC sistemlerinden atılan katı atıklar 21 g/kgH2 olarak alınmıştır.

71

Saha Kullanımı: Yenilenebilir Enerji Politikası Projesi (The Renewable Energy

Policy Project, REPP) kapsamında çeşitli elektrik üretim teknolojilerinin çevresel

etkilerini inceleyen özel bir Yeryüzü Günü Raporu (REPP, 2000) hazırlanmıştır. Bu

rapora göre, elektrik üreten biyokütle gazlaştırma sistemleri için gerekli alan 5000

m2/MW’dır.

Su Kullanımı: BGCC sistemlerinde su kullanımı 29,7 L/kg H2 olarak alınmıştır.

Enerji Kullanımı: BGCC sistemlerinin enerji kullanımı 7,7 MJ/kgH2 olarak alınmıştır

Malzeme Kullanımı: BGCC sistemleri tarafından kullanılan hammadde olmayan

malzeme kullanımı 204 g/kgH2 olarak alınmıştır.

3.3. Ömür Boyu Maliyet Analizi

Temelde yenilenebilir enerji sistemi fosil yakıt sisteminden farklıdır. Çünkü

yenilenebilir sistemin ömrü boyunca yenilenebilir kaynakların (güneş, rüzgar,

biyokütle vb.) kullanımından kaynaklanan kazancı ekonomik analizin yansıtması

gerekir. Fosil enerjisi (kömür, doğalgaz, petrol) temelli olan sistemler genellikle daha

az ilk yatırım maliyetlerine sahipken ham materyal satın almalarından dolayı yıllık

işletim harcamaları nispeten büyüktür. Yenilenebilir enerjili sistemlerin ilk yatırım

harcamaları nispeten fazladır. Fakat bu sistemlerin kullanım ömrü boyunca fosil

enerjisi kökenli enerji tüketim maliyetleri ihmal edilebilir. Eğer sistemin seçimi

(yenilenebilir enerjiye karşı fosil kökenli enerji kaynağı) yalnızca ilk yatırım

maliyetlerine göre yapılırsa, yenilenebilir enerji sistemleri nadiren seçilecektir. Sonlu

yakıtların kullanımını azaltan ve çevre ile dost yenilenebilir enerjili sistemleri için ilk

yatırım-maliyet görüşü, yenilenebilir enerji temelli sistemlerin maliyet hesabı olarak

kullanılamaz. Ekonomik kararlılığın oluşturulmasında, ömür boyu maliyet analizinin

(Life Cycle Cost Analysis, LCCA) konsepti hem ilk yatırım maliyetlerini ve hem de

yıllık işletim maliyetlerini dahil eder. Herhangi bir enerji sistemi için ömür boyu

maliyet analizi sistemin kullanımı boyunca aşağıdaki maliyet bileşenlerinin toplamı

olarak tanımlanır (Goswami vd., 2000).

72

1. Ana donanım maliyeti

2. Kazanç maliyetleri

3. İşletim maliyetleri (yakıtlar, işgücü, vb.)

4. Yatırım için para borç olarak alındıysa faiz hesabı

5. Bakım, sigorta ve çeşitli hesaplamalar

6. Vergiler

7. Sistemle ilişkili diğer yenilemeler

8. Hurda değeri (genellikle negatif maliyet)

Bu bölümü takip eden alt başlıklarda yenilenebilir enerji sistemlerinin ömür boyu

maliyetine etki eden parametreler analitiksel olarak tanımlanacaktır. Önemli

parametreler aşağıdakileri kapsamaktadır:

• Başlangıç maliyeti, donanımın dahil edilmesi, taşınım, kurulum, sistem

tasarımcılarının ücreti ve sistem tarafından kullanılan alanın (arazinin) maliyeti

• Depozito (peşinat) ve faiz değeri

• Ömür boyu kullanım zamanı

• Amortisman miktarı ve son hurda değeri

• Tamir ve değiştirme masrafları

• Bakım masrafları

• Fosil kökenli yakıtların maliyeti ve bu yakıtların enflasyon oranı

• Genel enflasyon oranı

• Vergiler

3.3.1. Iskontolu Para-Akış Analizinin Prensipleri

3.3.1.1. Yıllık Şimdiki Değer

Sabit para değeri ile ekonomik analiz arasında ilişki kurmak uygun olduğu için

şimdiki değer konsepti kullanılır. Gelecek para akışının veya ödemenin şimdiki

değeri ödenen paranın zaman değeri ile akışın gelecekteki değeridir. Paranın zaman

değeri gelecekte geri dönecek olan yatırım için fırsatı sunar ve enflasyondan ayrı

73

etkilenir. Mesela, yıllık faiz oranı (i), ile yatırılan paranın (P) gelecekteki toplam

değeri (X) aşağıdaki gibi hesaplanır (Goswami vd., 2000).

( )tiPX += 1 (3.1)

Burada t yıl olarak ifade edilen gelecekteki zamandır. Denklem (3.1)’in bildirdiğine

göre paranın yıllık toplamı (P) her yıl (genel enflasyonu önemsemeden) (1+i)

faktörünün çarpılması ile değerlendirilir. Alternatifsel olarak, paranın gelecekteki

toplamı (X) aşağıdaki ifade ile verilen şimdiki değere (P) sahiptir.

( )ti

XP

+=

1 (3.2)

Denklem (3.2)’nin bildirdiğine göre gelecekteki para değerinin şimdiki değeri

gelecekteki her yıl için, sabit para bazında ( ) 11 −+ i faktörü ile çarpılarak bulunur.

( ) ti

−+1 faktörü, şimdiki değer faktörü (Present Worth Factor, PWF) olarak

adlandırılır ve aşağıdaki gibi verilir.

( )( )t

itiPWF

+=

1

1, (3.3)

Bu çalışmadaki ömür boyu maliyet analizinde, şimdiki değer yaklaşımı toplam ömür

boyu maliyetlerinin oluşturulmasının yerine kullanılmıştır. Bu yaklaşımın daha

yararlı olduğu görülmektedir. Çünkü para toplam bazında değil de yıllık bazda

değerlendirildiği zaman daha anlamlı olmaktadır. Yatırım toplamının gelecek değeri

üzerine enflasyonun etkisi yıllık (1+j) faktörü ile gelecekteki değeri azaltmaktadır.

Burada j yıllık enflasyon miktarıdır. Denklem (3.1)’deki gelecekteki değer (X)

enflasyon hesaba dahil edilerek, aşağıdaki gibi yazılabilir.

t

j

iPX

++

=1

1 (3.4)

74

Alternatifsel olarak, enflasyon altındaki gelecekteki değerin toplamının (X) şimdiki

değeri (P) aşağıdaki gibidir.

( ) ( )[ ]tji

XP

++=

11 (3.5)

Eğer efektif faiz oranı ( )i′ Denklem (3.6)’daki gibi hem faiz ve hem de enflasyon

etkilerini içerirse paranın şimdiki değeri Denklem (3.7) ile ifade edilebilir.

ji

ji

j

ii

+−

=−++

=′ 11

1 (3.6)

( )( )tiXPWF

i

XP

t,

1′=

′+= (3.7)

3.3.1.2. Ödemenin Serileri

Borcun ödenmesinde yıllık ve aylık toplamlarının her hangi bir ekonomik analiz

serisi kullanılır. Tek ödemeden, ödemelerin serilerine kolayca dönüştürülebilir. Eğer

Pann toplamı faiz oranında (i) her yıl yatırılan para ise, bu ödemelerin toplamının

şimdiki değeri (S) aşağıdaki gibi hesaplanır (Goswami vd., 2000).

( ) ( )...

111 32+

++

++

+=

i

P

i

P

i

PS annannann (3.8)

( ) ( ) ( )[ ]...111 321 ++++++= −−−iiiPS ann (3.9)

olur. Parantez içindeki ifadeler ( )iPann +1 ilk terim ve ( ) 11 −+ i oranı geometrik

serilerdir. Bu serilerin toplamı için elde edilen ifadeden aşağıdaki eşitlik yazılabilir.

( )

+−=

−

i

iPS

t

ann

11 (3.10)

75

Alternatifsel olarak toplam miktar formuna (S) ihtiyaç duyan, yıllık ödeme (Pann)

aşağıdaki gibi ifade edilir.

( )

+−=

−tanni

iSP

11 (3.11)

Denklem (3.11)’de ki köşeli parantez içindeki terim yatırım geri dönüşüm (ikame)

faktörü (Capital Recovery Factor, CRF) olarak isimlendirilir.

( )( ) tann

i

iSPtiCRF

−+−==

11, (3.12)

3.3.2. Yenilenebilir Enerji Sisteminin Ömür Boyu Maliyet Analizi

Ömür boyu maliyet analizi ömür boyu kullanım periyodu boyunca yıllık maliyetlerin

toplamları ile ilgili olmasına rağmen, daha çok yıllık temeldeki ömür boyu kullanım

maliyetleri ile ifade edilir. Her iki yaklaşımda birbirine benzerdir.

3.3.2.1. Yenilenebilir Enerji Sisteminin İlk Yatırım Maliyeti

Yenilenebilir enerji sisteminin maliyeti iki türlüdür. Eğer maliyetler sistem boyutuna

bağlı ise, bunlara ‘değişken maliyetler’ denilmektedir. Mesela kollektör, depolama,

ısı değiştiricileri, pompalar gibi. Sistem boyutundan bağımsız olan maliyetlere ‘sabit

maliyetler’ denilmektedir. Mesela kontroller, bazı iş gücü maliyetler, güneş

bileşenleri için kullanılan yapı, zemin alanı gibi. Güneş kollektör alanı sistem

boyutunun genel bir ifadesi olduğu için, değişken maliyetler genellikle kollektörün

birim alanı başına maliyeti olarak ifade edilir. Mesela, depolama kg veya m3

biriminde ölçülürken genellikle fiyatı $/mc2 olarak verilir. Burada c kollektörü

göstermektedir. Tabii ki, sabit değerler sistem boyutuna bağlı değildir ve genellikle $

olarak ifade edilir. Birçok durumda yukarıda listelenilen ilk yatırım maliyetleri aylık

veya yıllık yatırımlar olarak ödenmektedir. Periyodik ödemenin büyüklüğü;

başlangıç yatırım maliyetine CRF değerinin uygulanması ile bulunur. Bu periyodik

76

maliyetler, daha önce tanımlanan gelecek maliyetlerle birleşik olarak, güneş

enerjisinin toplam yıllık maliyetinden oluşmaktadır.

3.3.2.2. Yenilenebilir Enerji Sisteminin Gelecek Maliyetleri

Yenilenebilir enerji sisteminin kullanım ömrü boyunca ortaya çıkan maliyetlerine

gelecek maliyetler olarak tanımlanır ve bakım, tamir, yenisi ile değiştirme, enerji

masrafları, vergiler ve sigorta giderlerini kapsar. Bu değerler mutlaka kendilerine ait

gelecek değer faktörünün uygun değerleri ile şimdiki değerlerine dönüştürülmelidir.

Kurulum ve tamir maliyetleri yenilenebilir enerji sisteminin uygulamaları ile

değişmektedir.

3.3.2.3. Yenilenebilir Enerji Sistemlerinin Yıllık Maliyetleri

Yıllık temele bağlı olarak yenilenebilir enerji sisteminin toplam maliyeti (Cy) şimdiki

değer temeline bağlı olarak ifade edilen amortize edilmiş ilk yatırım maliyetlerini ve

dağıtım maliyetlerini kapsar (Goswami vd., 2000). Yıllık güneş maliyetleri (Cy) sabit

dolar olarak aşağıdaki gibi hesaplanabilir.

( ) ( )tiCRFITCCC totsy ,,′−= İlk yatırım maliyeti

( ) ( )tiCRFtiPWFC salvs ,,,′′− Hurda değeri

( ) ( )tiCRFtiPWFRt

k

kk ,,1

′

′+ ∑=

Yenisi ile değiştirme (yenileme)

( )( )tiCRF

tiCRFCe

,

,

′′′

+ Enerji

assspropCT ,+ Mülk vergisi (3.13)

assspropinc CTT ,− Mülk vergisi, vergi indirimi

( )( )tiCRF

i

PiT

kk

k

minc ,1

′

+− ∑ Faiz, vergi indirimi

M+ Bakım

I+ Sigorta

77

+ Cs,DecxPWF( ti ,′ )xCRF( ti ,′ ) Görevi sonlandırma

Burada;

totsC , : satış vergilerini de içeren toplam ilk sistem yatırımı,

salvsC , : Analizin periyodunun sonunda sistemin hurda değeri,

asssC , : Sistemin tahakkuk edilmiş değeri,

Ce: Bir yılda sistemi işletmedeki enerji maliyeti,

i′ = ( ) ( )jiji +− : efektif faiz miktarı,

( ) ( )ee jijii +−=′′ : enerji için faiz ıskonto miktarı,

i: Faiz miktarı,

M: Bakım maliyeti ($/yıl),

j: genel enflasyon miktarı,

im: market ipotek miktarı (gerçek ipotek miktarı+genel enflasyon miktarı),

je: Enerji enflasyon değeri ($/yıl),

k: Yeniden yerleşimin veya tamirin yapıldığı yıl (i, j ile ilişkili olarak herhangi bir

artışı göstermektedir),

I: Sigorta masrafı ($/yıl),

ITC: Yatırım vergi kredisi,

Rk: k yılındaki yenisi ile değiştirme maliyetleri (bazen Rk=0 olur) ($/yıl),

Pk: k yılındaki Cs,tot’nun ödenmemiş bakiyesi,

t: Analizin ömür boyu kullanım zamanı ve periyodu (yıl),

Tprop: mülkün vergi miktarı,

Tinc: Vergi miktarı,

Cs,Dec: Görevi sonlandırma maliyeti ($),

Denklem (3.13)’ün yedinci terimindeki toplam k yılı boyunca ödenmemiş bakiye

(Pk) aşağıdaki gibi değerlendirilebilir:

( ) ( )( )

−+

−+++=

−

−−

11

111

11

, t

m

k

mk

mtotski

iiCP (3.14)

78

Şimdiki değer toplamı aşağıdaki gibi verilebilir.

( )( )( )∑

=+k

m

totsk

k

mtiCRF

tiCRFC

i

Pi

,

,

1,

( )[ ]}tiCRFi

ti

iiCRF

imm

m

mm

,

,1

1

1

1−

+

−++ (3.15)

Denklem (3.13)’de ki terimler gerçek ödemelerin iki tipini sunmaktadır. Bundan

dolayı zaman içinde sabit kalmakta ve çeşitli olmaktadır. Mesela; kurulum, sigorta,

mülk vergisi analizin periyodu (t) için genellikle aynı, sabit dolarda olmaktadır. Eğer

gerçek eskalasyon beklenirse, bu terimler Denklem (3.13)’ün enerji (dördüncü)

terimi olarak kolayca ele alınabilir. Denklem (3.13)’ün ilk yatırım maliyeti (birinci)

terimi yıllık temelde yenilenebilir enerji sisteminin amortisman değerini

sunmaktadır. Bu maliyeti dengeleme eğilimi, hurda değeri (ikinci) terim olup PWF

değerinin kullanımı ile şimdiki değer azaltıldığı zaman bu terim görev olarak işlev

görmektedir. Tamir ve yenisi ile değiştirme (Rk) iyi tasarlanmış sistem için küçük ve

seyrek fiyatlar olarak değerlendirilebilir. İyi tasarlanmış sistem ise k yılı için PWF’yi

kullanarak bunların ilişkili olduğu şimdiki değeri azaltır. Yenilenebilir enerji sistemi

işletimi için enerji ihtiyaçları (genellikle sadece elektrik) genel enflasyon

miktarından (j) farklı olarak je miktarındaki fiyatta arttırılır. Bundan dolayı sermaye

geri dönüşüm faktörlerinin oranı işletilen enerjinin şimdiki değerini belirlemede

gereklidir.

Yenilenebilir enerji sisteminin borçlanmasının ödenmemiş maliyeti olarak ömür

boyu kullanım boyunca kesinti yapılan faiz vergisi yıldan yıla azalır. Bu Denklem

(3.15)’deki ifade ile verilmiştir. Bu ifade ile piyasa ipotek miktarı (im) ile çarpıldığı

zaman k yılı için faiz ödemesi bulunur. Faiz maliyetinin kesri yatırımcıya vergi

desteğine bağlı olarak düşürülebilir. Yenilenebilir sisteminden mülkün değer

sonucunun ekstra değerlendirilmesine bağlı olarak mülk vergileri (Cs,ass) benzer

olarak kısmen düşürülebilir. Genel enflasyon periyodu boyunca, fiyat endeksi sabit

dolardan bunları azaltmada yıllık vergi düşürülmesine uygulanmalıdır. Bu enflasyon

79

etkisini değerlendirmenin eğilimi vergi miktarını (Tinc) arttırır. Birçok durumda

peşinat (depozito) (Ds) yenilenebilir enerji sisteminin ipoteğin miktarını azaltacaktır.

Yıllık yenilenebilir enerji sisteminin maliyet denklemi, iki terimle birlikte ilk terim

yeniden yazılarak ipoteğin (Ds) dahil edilmesi ile düzenlenebilir.

( ) ( )( )

( )tiCRFCi

iDtiCRFDC totst

s

stots ,11

, ,,′→

−′+

′+′− (3.16)

Benzer olarak Denklem (3.13)’deki vergi indirimi (yedinci terim) (Cs,tot-Ds) ile Cs,tot

değiştirilerek ifade edilir. Yatırım vergi kredisi bir yılda oluşan negatif maliyet

olarak ele alınır.

3.3.3. Örnek Uygulama: Güneş-PV Hidrojen Üretiminin Ömür Boyu Maliyet

Analizi

Güneş fotovoltaik üretim sistemi; fotovoltaik güneş modülleri, güneş modüllerini

destekleyici yapılar, invertörler, elektroliz ünitesi ve elektrik kablolarından

oluşmaktadır. Ne kadarlık bir güçte fotovoltaik modül kurulacağı suyun

elektrolizinde kullanılacak olan elektrolizörün kapasitesine bağlıdır.

Genel kullanıma bakıldığında elektrolizörün iki ana tipi bulunmaktadır; 1. Alkali ve

2. Proton değişimli membran (PEM) elektrolizörü. Bunların her ikisi de son derece

sağlam ve uzun ömürlüdür. Alkali elektrolizörler pahalı platin temelli katalistleri

kullanmadıkları için, büyük ölçekte çok iyi sağlamlık dercesine sahip oldukları için

ve PEM elektrolizöründen daha düşük birimsel maliyete sahip oldukları için daha

çok tercih edilirler. Alkali elektrolizörler oldukça düşük akım yoğunluklarında (<0.4

A/cm2) işletilebilirler ve %80-90 arasında dönüşüm verimliliğine sahiptirler. Modern

hücre tasarımına göre alkali elektrolizörlerde dönüşüm oranı 5,5 kWh/Nm3-H2 olarak

alınabilir. Buna göre günlük 90 kg hidrojeni 6 saatte (165 m3/h) üretmek için gerekli

olan minimum güç girişi 910 kW olmalıdır. 935 kW’de saatte 170 m3’den fazla

hidrojen küçük kayıpları da içerecek şekilde üretilir. Bu özelliklere sahip alkali

elektrolizörün maliyeti 1.036 $/Wp olarak alınmıştır.

80

Güneş fotovoltaik (PV) sistemin ömür boyu kullanım fazını içeren sermaye, işletim-

bakım ve görevi sonlandırma şeklindeki üç adet maliyet bulunmaktadır (Kanan vd.,

2006). Güneş PV sisteminin maliyetini hesaplanmada, güneş PV modülleri için 5

$/Wp ve invertörler için 0.83 $/Wp güncel piyasa maliyetleri (Solarbuzz, 2008)

kullanılmıştır. Destekleyici yapıların ve kurulumların maliyetleri güncel bir proje

maliyetlerinden (BCA, 2008) adapte edilerek, 1.63 $/Wp alınmıştır. Güneş PV

sisteminin toplam yatırım maliyeti yaklaşık olarak 7.5 $/Wp hesaplanmış ve Şekil

3.6.’da bunun dağılımı gösterilmiştir.

Şekil 3.6. Güneş PV sisteminin yatırım maliyetinin dağılımı.

İşletim fazında yakıt tüketimi olmadığı için, burada enerji maliyetleri yoktur. Güneş

PV sistemi düzenli bir bakım istememesine rağmen, güneş PV modüllerinin iki

haftada bir temizlenmesi güneş PV modüllerinin üzerinde bulunan tozların veya kirli

tortuların oluşmasını engelleyecektir. Bu maliyet yatırım maliyetinin %0,17’si

olduğu hesaplanmış olup yıllık eskalasyon miktarının ise %1’ini oluşturmaktadır.

Güneş PV sisteminin sökülmesi ve parçalara ayrılmasının maliyeti yaklaşık olarak

750 $ alınmıştır (maliyet verisi kişisel görüşme ile sistem sağlayıcılarından

alınmıştır). Güneş PV modüllerinin herhangi bir hurda değerinin olmadığı kabul

edilmiştir. Bunun yerine, burada güneş PV modüllerini elden çıkartma maliyetleri

alınabilir. Fakat bilgi yokluğundan dolayı bu tip maliyetler hesaplamaya dahil

edilmemiştir. Ancak 460 $’lık hurda değeri, güneş PV modüllerinin alüminyum

destekleme yapıların ve alüminyum iskeletin geri dönüşüm maliyeti olarak alınmıştır

81

(yeniden dönüşümde alüminyumun tonunun 860 $ olduğu piyasa değerine göre

hesaplanmıştır). Görevi sonlandırma fazında verilen bu hurda değeri net maliyette

%1’lik indirim miktarı olarak hesaplanmıştır.

3.3.1. Güneş-Fotovoltaik Sistemin Ömür Boyu Maliyet Analizi

Güneş-fotovoltaik (güneş-PV) hidrojen üretiminde, fotovoltaik modüllerin ve

invertörün piyasa fiyatları hızlı değiştiği için ayrı bir başlık altında incelenmesi

uygun görülmüştür. Burada sistemin ömür boyu maliyet analizine göre yıllık maliyeti

belirlenmiş ve sermaye yatırımındaki faiz oranlarının değişiminde, aynı zamanda

güneş modülleri ve invertör birim piyasa fiyatlarının güncel fiyatların altından olması

durumunda yıllık maliyetin nasıl değişeceği gösterilmiştir. Bir önceki bölümde

belirtildiği gibi elektrolizörün güç gereksinimi 935 kW olup güneş modülü

sisteminin ve invertörün güç kapasiteleri buna göre belirlenmelidir. Burada güneş

modülünün üreteceği güç 950 kW seçilerek invertör kayıpları da hesaba dahil

edilmiştir. 25 yıllık periyot (t=25) üzerinden güneş-PV sisteminin yıllık maliyeti ve

bu maliyetteki parametreler hesaplanmış ve Çizelge 3.8.’de gösterilmiştir.

Çizelge 3.8. Güneş-PV sisteminin ömür boyu maliyeti.

Terim tipi Analitik ifade Değer ($) Yıllık ilk yatırım maliyeti Cs,totxCRF( 25, ti′ ) 364087

Hurda değeri Cs,salvxPWF( 25, ti′ )xCRF( 25, ti′ ) -22173

Tamir ve değiştirme 1. 10 yıllık 2. 10 yıllık

R10PWF( 10, ti′ )CRF( 10, ti′ )

R20PWF( 20, ti′ )CRF( 20, ti′ )

18 8

Elektrik enerjisi

),(

),(

25

25

tiCRF

tiCRFCe ′′

′

34

Mülk - 0 Mülk vergisi - 0 Faiz indirimi ( )

( )∑′+

′k

k

minci

PtiCRFiT

1, 25

-140778

Sigorta M 0 Görevi sonlandırma Cs,DecxPWF( 25, ti′ )xCRF( 25, ti′ ) 54

TOPLAM 201250

82

Güneş fotovoltaik sisteminin yıllık ürettiği güç miktarı 208050 kW’dır. Buradan

güneş fotovoltaik sistemin üretilen elektriğin ömür boyu maliyeti 0.96 $/kWh (96

cents/kWh) olmaktadır. Şekil 3.7.’de gösterildiği gibi PV sisteminin maliyeti üzerine

çeşitli senaryolara göre güneş-PV sisteminden üretilen elektriğin ömür boyu maliyet

analizlerinin karşılaştırılması verilmiştir. Burada güneş gözelerinin piyasa fiyatları

değiştirilmiş, destekleme yapılarının kurulumu (DYK) olan 1.68 $/Wp değeri sabit

alınmıştır.

Şekil 3.7. Güneş PV sisteminin ömür boyu maliyeti.

3.3.2. Güneş Fotovoltaik Hidrojen Üretim Sistemin Ömür Boyu Maliyet Analizi

25 yıllık periyot (t=25) üzerinden güneş fotovoltaik-elektroliz hidrojen üretim

sisteminin yıllık maliyeti hesaplanmış ve Çizelge 3.9.’da gösterilmiştir. Güneş

fotovoltaik hidrojen üretim sisteminden yıllık üretilen hidrojen miktarı 32850

kg/yıl’dır. Buradan güneş fotovoltaik hidrojen üretim sisteminin ömür boyu maliyet

değerlendirmesine göre sonuç 6.9 $/kg-H2 veya 0.57 $/Nm3-H2 olmaktadır.

NREL güneş fotovoltaik elektroliz ile hidrojen üretiminin maliyet ve ekonomik

verilerinin değerlendirildiği üç boyutsal farklılıkları bulunan sistemler; küçük ev

uygulamaları (~20 kg-H2/gün), pompa istasyonu (~100 kg-H2/gün) ve sanayi

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

0,45

1 2 3 4 5

Ele

ktriği

n öm

ür b

oyu

mal

iyet

i ($/

kWh)

5.83 $/Wp (Geçerli piyasa fiyatı) +

DYK (1.68 $/Wp)

2 $/Wp + DYK

3 $/Wp + DYK

4 $/Wp + DYK

5 $/Wp + DYK

83

uygulamaları (~1000 kg-H2/gün) için detaylı ekonomik analiz yayınlamıştır. Bu

analizde küçük ev uygulamaları için üretilen hidrojenin maliyeti 19.01 $/kg-H2,

pompa istasyonu için 8.09 $/kg-H2 ve sanayi uygulaması için 4.15 $/kg-H2 olarak

verilmiştir (NREL, 2004).

Çizelge 3.9. Güneş PV-elektroliz hidrojen üretim sisteminin ömür boyu maliyet

analizi.

Terim tipi Analitik ifade Değer ($) Yıllık ilk yatırım maliyeti Cs,totxCRF( 25, ti′ ) 414380

Hurda değeri Cs,salvxPWF( 25, ti′ )xCRF( 25, ti′ ) -25236

Tamir ve değiştirme 1. 10 yıllık 2. 10 yıllık

R10PWF( 10, ti′ )CRF( 10, ti′ )

R20PWF( 20, ti′ )CRF( 20, ti′ )

45 20

Elektrik enerjisi

),(

),(

25

25

tiCRF

tiCRFCe ′′

′

337

Mülk - 0 Mülk vergisi - 0 Faiz indirimi (Denk 5.15’i kullanınız) ( )

( )∑′+

′k

k

minci

PtiCRFiT

1, 25

-160158

Sigorta M 0 Görevi sonlandırma Cs,DecxPWF( 25, ti′ )xCRF( 25, ti′ ) 93

TOPLAM 229481

Economist dergisinin hidrojen üretim yöntemlerinin maliyetlerinin değerlendirme

çalışmasına göre güneş-PV elektroliz ile hidrojen üretiminin maliyeti 0.3195-0.6390

$/Nm3-H2 arasında değiştiği öngörülmüştür (The Economist, 2008).

Bu çalışmada elde edilen güneş-PV elektroliz hidrojen üretim sistemi için elde edilen

maliyet değeri literatürle son derece uyum içinde olduğu görülmüştür. Dolayısıyla

burada türetilen Denklem (3.13) hem yenilenebilir enerji üretim sistemlerinin hem de

hidrojen üretim sistemlerinin ömür boyu maliyet değerlendirilmesinde (LCCA)

kullanılabilir. Yaptığımız bu çalışmada güneş-PV sisteminden üretilen elektriğin ve

güneş-PV elektroliz sisteminden üretilen hidrojenin maliyeti literatürde verilen değer

aralıklarının üst seviyesine yakın çıktığı da gözlemlenmiştir. Bunun nedeni ise

84

Denklem (3.13) alınan efektif faiz ( i′ ) oranının faizi katsayısını (f) kapsamasıdır.

Dolayısıyla şu sonuçta ortaya çıkmaktadır; burada yapılan çalışmada faiz oranı

dikkate alındığı için elde edilen maliyet sonuçlarının Türkiye ekonomik şartlarında ki

geçerliliği daha yüksektir.

3.4. Kümülatif Ekserji Analizi

Yenilebilir enerji kaynaklarından (genellikle rüzgar ve güneş) hidrojenin üretilmesi

günümüzde hızlı bir şekilde artmakta ve bu artış trendinin devam edeceği

öngörülmektedir (Lopez, 2007). Son çeyrek yıldır, fosil yakıt teknolojileri

kullanılarak üretilen enerji miktarı da hızlı bir şekilde artmaktadır. Büyüyen bu

gidişat bölgesel bağlamda ortaya çıkan sorunu çok boyutlu probleme

dönüştürmektedir. Fakat bu sorun yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımı ile

optimize edilebilir. Çözümün parçası olarak, bu çalışmada alternatif güç üretim

teknolojileri olan fotovoltaik (PV) ve rüzgar türbinine (WT) dayalı hidrojenin

maksimum izin verilebilir büyüme hızlarının belirlenmesi prosedürü geliştirilmiş ve

örneklerle açıklanmıştır. Bu model, kümülatif ekserji tüketim konseptine bağlı olan

dinamik ekserji, ekserji analizine uygulanmış ve emisyon azalımı dahil edilerek

genişletilmiştir.

3.4.1. Güç Üretimi: Ekserjetiksel Kendi Kendine-Devamlı Genişleme

Bölgesel güç üretim sistemlerinin başarı ile uygulanması, uzun dönem planlamaların

yapılmasını gerektiren kompleks proseslerin çoklu-değerlendirilmesidir. Hızla

değişen demografikler, çevresel etkiler, sonlu kaynakların kullanımı ve üretim

teknolojilerindeki ilerleme bu tür enerji planlamalarını kısmen zorlaştırmaktadır. Bu

zorluk hem yerel yenilenebilir kaynaklardan yararlanmada ve hem de fosil yakıt

kaynaklarının daha verimli kullanımında ortaya çıkmaktadır (Lopez, 2007).

Öncelikle yeni teknolojinin optimal olarak yayılması için bölgeye tanıtılmalıdır.

Bölgesel güç üretim sisteminden hidrojenin üretiminin optimal kapasitesi çok

boyutlu bir noktada birleştirmenin yapıldığı planlama görevini oluşturmalıdır. Bu

görevin parçası olarak, fiziksel boyutların sınırlandırılması gereklidir.

85

Bu çalışmada, alternatif güç üretim teknolojilerine dayalı hidrojen üretimi fiziksel

olarak sınırlandırılmış genişleme problemini maksimum izin verilir büyüme hızlarını

belirlemede dinamik ekserji analizi yaklaşımını kullanarak çözülmüş ve

örneklendirilmiştir. Genişleme, her bir teknolojinin kaynak kullanımı ile sınırlıdır.

Ekserjetik kendi kendini besleme koşulu (üretim gücünün kesri) yeniden yatırım için

izin vermede tanımlanabilir. Geliştirilen model, emisyon azaltmayı içeren kümülatif

ekserji tüketim konseptinin kullanımını kapsamaktadır.

3.4.1.1. Termodinamiksel Ön Bilgi

Termodinamiğin I. ve II. Kanunu boyuttan bağımsız, mikro yapıdaki sistemlerden

çok büyük sistemlere kadar, herhangi bir prosesi analiz etmede kullanılabilir. I.

Kanuna bağlı olarak, enerji analizi ile enerji dönüşüm alternatifleri değerlendirilebilir

(Mortimer, 1991). Ekserji analizi, II. Kanuna bağlı olarak, tekniksel olarak enerji

analizini iyileştiren termodinamik adımdır (Lior, 2002). Enerji dönüşüm

proseslerindeki tersinmezliğin kaynağının değerlendirilmesinde yalnızca niceliksel

değil aynı zamanda niteliksel değerlendirmeye izin verir. Tersinmezlik ekserji

yıkımını ve genişleme ile çevreye verilen zararı ima etmektedir (Rosen ve Dincer,

2001). Makro ölçekte ekserji analizi uygulanabilirliği, “enerji ve politika yapma

aktiviteleri” olarak tanımlanan bağımsız tasarım mekanizmasında kullanılabilir

(Dincer, 2002). Ekonomik değişkenler hesaba katıldığında, ekserji analizi

termoekonomiğe dönüşür ve genellikle son disiplinde prosesin iyileştirilmesine

uygulanır (El-Sayed, 2003).

Dışsal maliyet elektriğin tüm maliyetinin belirlenmesi için yapılmış birçok projenin

ana konusudur (Krewitt, 2002). Dışsal maliyet terimi piyasa fiyatını yansıtmayan

ekonomik aktivite ile ilişkili maliyetleri (negatif dışsal maliyet, mesela global

tehlike) veya yararları (pozitif dışsal maliyet, mesela toplumun gelişmesi) kapsar.

Maliyet dengesi ile birlikte dışsal maliyetin dahil edilmesi hidrojen üretim ve dağıtım

ekonomisinde önemli etkilere neden olabilir. Avrupa, ABD ve bazı diğer dünya

bölgelerinin kalkınması için yapılan çalışmalara göre, negatif dışsal maliyet

elektriğin üretim maliyetini gazdan % 30-60 ve kömürden veya petrolden %100-200

86

oranında arttırmaktadır (Roth ve Ambs, 2004), (EC, 2001), (Rafaj ve Kypreos,

2006). Yinede dışsal maliyetlerin kesin ekonomik değerlendirmesi metodolojiksel

farklılıklardan, kabullerden ve arazi özelliklerinden dolayı gerçekte zordur

(Schleisner, 2000) ve bu yaklaşımın uygulanması genellikle tartışmalıdır (Owen,

2006). İkinci opsiyon, dışsal maliyetlerin hesabı yerine, başlatılmış ölçümlerden

kaçınan (vekil metotlar) yöntemdir (Frangopoulos ve Caralis, 1997). Mesela serbest

kirleticilerin çevresel etkileriyle olan dışsal maliyet yerine, CO2’nin tutumu ve

safsızlaştırılması gibi, azaltılan emisyonların maliyetin kullanılmasıdır.

Fiziksel kökenler tarafından desteklenen üretim maliyeti skalası için yapılan

araştırmalar somutlaştırılmış enerji ve somutlaştırılmış ekserji genel kavramı,

sırasıyla Kümülatif Enerji Tüketimi (CEC) (Schaefer, 1982) (bu çalışmada kümülatif

enerji ihtiyacı (CED) olarak alınmıştır) ve Kümülatif Ekserji Tüketimi (CExC)

(Szargut vd., 1988) olarak tanımlanabilir. Her iki parametrede fiziksel maliyeti sunar.

Ayrıca ekolojiksel etkiler için ömür boyu değerlerin fonksiyonu olarak tasarlanır.

Ekserjetik parametrelerin kullanımının avantajı, hesaplamada yalnız yakıt akımlarını

değil, aynı zamanda yakıt olmayan materyal akımlarını da hesaba katmasıdır. Sonuç

olarak daha çok ekolojiksel-kabul edilebilir prosedürü sunar (Ayres vd., 1998).

Kesinlikle, Valero (2006) tarafından tartışıldığı gibi, maliyetlendirme tahsisi için

CExC’nin kullanımı, kesinlik en iyi amaç olmadığı zaman (mesela teknolojilerin

veya teknolojiksel tahminin değerlendirilmesinde) savunulabilir verilerin

eksikliğinden dolayı doğruluk kaybı belirtilebilir. CExC’nin hesabı proseslere ve

yerleşime bağlı olduğu için, hesaplanmış değerlerin gelecekteki tasfiyeleri

varsayılmaktadır.

Bu çalışmada CExC değeri termodinamiğin çevresel şekli olarak uygulanmıştır.

Ekserjinin tüketimine göre teknolojilerin sınıflandırılması sağlanır. Birleşmemiş

akımların CExC değerleri ekleneceği ve zamandan bağımsız olduğu için, birçok

teknoloji ile birleştirilmiş sistemin ekserji tüketiminin dinamik modellemesini

elverişli şekilde destekler. CExC’yi birleştirme projesi her bir teknolojinin kapasite

büyüme hızı için fiziksel olarak izin verilen maksimumları belirler ve birincil

kaynaklara bağlılığı minimize eden optimum sistem şartlarını ortaya koyar. Bu

87

çalışmada, özel içsel enerji dönüşüm prosesleri analiz edilmemesine rağmen, bu

amaç için CExC’nin uygulanabilirliği ilave yorum ile yapılmaya çalışılmıştır.

3.4.1.2. Yaklaşım

Metodolojide PV ve WT alternatif teknolojilerine dayalı hidrojen üretim

sistemlerinin dinamik ekserji analizinin genişlemesine yardım edilmiştir. Sadece

ekserjetik akımların hesaba katılmasından dolayı analiz CExC konseptini kullanır.

Yardımcı bir metot olarak, analiz özümsenmiş maddileştirmenin yerine emisyonların

azaltılmasını inceler. Modeli ortaya koymada, tesislerin yapımı için ekserjetik kendi

kendini besleme olarak tanımlanmıştır. Bu tanımlama, net enerji atımlarının

oluşturulmasından kaçınarak, genişleme prosesinin kullanımını ortaya koyar.

Öncelikle başlangıç ana ekserji yatırımı teknolojinin ilerlemesini sağlar. Sonradan

ortaya çıkan genişlemeler için gerekli olan ekserji girişi sahip olduğu elektrik üretimi

ile sınırlandırılmaya başlanır. Bu çıkışın kesri yeniden yatırıma izin verdiği için,

maksimum büyüme hızları her bir teknoloji için belirlenebilir olmaya başlar. Ekserji

yeniden yatırımı, tesislerin yatırımı (yenilenebilir enerji teknolojilerinin ömür boyu

değerlendirilmesindeki en ağır faktör) ve elektriksel servisin yeni ihtiyacının doyumu

arasındaki, doğru birincil kaynak tüketimi durumlarındaki ana bağımsız durumu

sunar. Bu sıra ile konvansiyonel teknolojilere bağlılığın miktarını belirler. Ekserji

yeniden yatırımı optimize edilebileceğinden, birincil kaynakların tüketiminde net

indirim için fırsat olanaklıdır. Bölgesel enerji ihtiyacının artması ile ortaya çıkan

enerji gereksinimine karşılık mevcut enerji üretim sistemine destek olarak alternatif

teknolojilerle üretilen hidrojenin destek olabileceği kabul edilmiştir. Bu alternatif

teknolojiler; rüzgar türbinleri (WT) ve fotovoltaik (PV) dönüşüm şeklinde alınmıştır.

3.4.2. Sistem

Verilen herhangi bir kombinasyondaki mevcut bölgesel güç üretim sistemlerine

destek olacak yenilenebilir enerji olan WT ve PV’ye dayalı hidrojen üretim

teknolojileri Şekil 3.8’de verilmiştir (Lopez, 2007). Destek olarak tasarlanan

yenilenebilir enerji hidrojen üretim sisteminin ve mevcut sistemin analizi aşağıdaki

88

kabuller kullanılarak yapılmıştır. Sistem ve ekserji etkileşimi adımları aşağıdakileri

kapsamaktadır.

* Sistem sınırı tüm üretim zinciri prosesini kapsamaktadır. Bu sınır yapım,

emisyonların azaltılması, görevi sonlandırma ve geri dönüşüm fazlarının dahil

edildiği beşikten-mezara şeklinde olmaktadır. Bundan aslında şu ima edilmektedir,

ekserji girişleri ile ilgili materyallerin ve cihazların üretimi ve bununla ilişkili

emisyonlar coğrafik bölge içinde veya dışında olabilir.

* Yapım, görevi sonlandırma ve geri dönüşüm için gerekli olan ekserji girişi

tamamen birincil kaynaklardan sağlanır. İşletim için gerekli olan ekserji girişi ise

yenilenebilir enerji kaynaklarından veya yenilenebilir artı birincil enerji

kaynaklarının karışımından karşılanabilir.

* Atık maddelerde toplanan artık ekserji (mesela kirletici emisyonlar) sistem sınırları

içinde kalmaktadır.

* Saf ekserji havuzu ile sistem ekserjisini sürekli değiştirmektedir. Bu ekserji havuzu

depolamaya girenler, çıkanlar ve değişimler ile ekserjetik kaynakların (elektrik, yakıt

ve yakıt olmayan materyaller) ulusal hesabı ile ilişkilidir.

Ekserji tüketimi ve birikimi adımları aşağıdakileri kapsamaktadır.

* Emisyonların azaltılması için CExC fiziksel maliyetlerdir. Bundan dolayı,

materyallerin ve cihazların üretim zincirleri çoğunlukla servis bölgesinin dışında

olmasına rağmen, (mesela PV modülleri, rüzgar türbinleri gibi) kalıtımsal fiziksel

maliyet bölge ile tam bağlı olarak değerlendirilmelidir.

* Önceki durumlar aynı zamanda, sürdürülebilir teknolojiyi kullanarak tanımlanmış

ekserji korunumu ulusal ekserji havuzuna eklenebileceğini, fakat bölge ve sistemin

bu kredinin direkt alıcısı olabileceğini bildirmektedir.

89

* Böyle ekserjetik kredinin fonksiyonu, teknolojinin gelişimini yöneten fiziksel

limitin alt sınırını belirlemede uygulanabilir.

Hidrojen üretim servisi ve teknolojileri adımları aşağıdakileri kapsamaktadır.

* Güç üretimi genişleyen enerji tüketim piyasası ile sınırlı coğrafik bölgeye servis

yapmaktadır.

* Daha önce kurulan güç üretim tesisleri bölgenin içinde veya dışında yer almakta

iken yeni kurulan hidrojen üretim tesisleri tamamen ele alınan bölge içindedir.

* Sistem tarafından üretilen hidrojenin bölgeyi ulusal doğalgaz şebekesi ile

besleyeceği öngörülmüştür.

* Şebeke hattından bağımsız PV sistemleri ele alınan bölgede bulunmaktadır.

Şekil 3.8. Güç üretim sistemlerindeki ekserji akışları.

3.4.3. Kümülatif Ekserji Tüketimi

CExC birleşik bir genel kavram olup, üretim prosesinde tüketilen tüm doğal kaynak

girdilerinin sahip olduğu ekserjilerinin toplamıdır. Burada hem yakıtların, hem de

çevreden elde edilen yakıt olmayan ham materyallerin kimyasal ekserjileri dikkate

90

alınmalıdır. Sonuç olarak, CExC doğal kaynak tüketiminin bir göstergesi haline

gelmektedir. Her bir sistem için CExC’nin hesabı beşikten-mezara kadar tüm ömür

boyu kullanımı kapsar. CExC ifadesi yapım, işletim ve görevi sonlandırma fazlarına

ayrılabilir (Lopez, 2007).

DecOpConstcycleLife CExCCExCCEXCCExC ++=− (3.17)

3.4.3.1. Yapım Süreci

Güç tesisi yapımı için CExC tesisi yapmak için gerekli olan yakıtların tüketiminin ve

yakıt olmayan materyallerin kullanımına bağlı kimyasal ekserji girişinin

birleşiminden oluşmaktadır (Lopez, 2007). Yakıtlar için kümülatif ekserjinin

basitleştirilmiş hesabı, yapım için gereken kümülatif ekserji ihtiyacının (CED) aynı

zamanda ekserji/enerji içerik oranının ortalama değerine (α ) bağlıdır (Wang vd.,

2005). Yakıt olmayan materyallerden gelen ekserji, kaynak materyal kütlesinin

( SMatim − ) üretiminden elde edilir ve bu değer spesifik kimyasal ekserji ( SMatix − ) ile

ilişkilidir. CExC, belirli bir teknoloji (k) için yapımdaki kapasitenin her bir birimi

başına aşağıdaki gibi hesaplanır.

∑

+

=

−−

i kConst

SMati

SMati

kConstkConst P

mx

P

CED

P

CExC

,,,

α (3.18)

Literatürde (Spath ve Mahn, 2000) WT ve PV için CED değerleri yapım ve görevi

sonlandırma fazının tümü için verilmiş olup bu değerlerin yaklaşık %90’nı yapım

fazında tüketildiği kabul edilerek WT ve PV sistemlerinin CED değerleri sırasıyla

1250 ve 1825 MWh olarak alınmıştır. α değerleri; kömür için 1.09, doğalgaz için

1.04, benzin için 1.07 ve nükleer yakıt için 1 alınabilir (Ayres vd., 2003; Nakienovi,

1996). α ortalama değeri elektrik üretiminde kullanılan birincil enerji tüketimine

göre (kömür %17, doğalgaz %74, benzin %9) Türkiye için 1.05 olarak alınabilir.

Ana kaynak materyallerinin seçimi yapılmış ve spesifik kimyasal ekserjilerinin

değerleri Çizelge 3.10’da verilmiştir. PV ve WT sistemlerinden üretilen güç değerleri

91

Bölüm 3.3.’de verilen ömür boyu maliyet değerlendirilmesinde alınan değerle aynı

seçilerek 0.95 MWh olarak alınmıştır.

Çizelge 3.10. Kaynak materyalleri için özel kimyasal ekserji (Finnveden ve Öslund,

1997).

Spesifik kimyasal ekserji Kaynak materyal MJ/kg MWh/ton Demir cevheri 0.42 0.12 Boksit 1.10 0.31 Kireçtaşı 0.03 0.01 Çakıl (taş) 0.32 0.09 Kum 0.03 0.01 Kuvars 0.03 0.01

WT ve PV güç tesislerinin yapımı için gerekli olan kaynak materyal gereksinimleri

Çizelge 3.11.’de verilmiştir. Bu değerler yapımdaki kapasitenin birimi başına

verilmiştir. PV ve WT güç üretim sistemlerinin yapım fazlarındaki kümülatif ekserji

değerleri Denklem (3.18), PV ve WT sistemlerini inşa ederken harcanılan

kaynakların miktarları ve özel kimyasal ekserjileri kullanılarak hesaplanmış ve

sırasıyla 2074,78 ve 1452,58 MWh olarak bulunmuştur. Buradan görüleceği üzere

fotovoltaik güç sisteminin yapımı esnasında harcanan kümülatif ekserji değeri daha

büyüktür.

Çizelge 3.11. Güç tesisi inşası için kaynak materyal gereksinimleri.

Kaynak materyal Birim WT PV Demir cevheri ton/MWe 180.7a 208.1a

Boksit ton/MWe 0.3a 75.7a

Kireçtaşı ton/MWe 105.7b 11.8c

Çakıl (taş) ton/MWe 463.3b 51.7c

Kum ton/MWe 293.8b 32.8c

Kuvars ton/MWe - 125d

a (Pehnt, 2006)’den tahmin edilmiştir b (Schleisner, 2000)’den tahmin edilmiştir. c (Kanan vd., 2006)’dan tahmin edilmiştir. d (Kato vd., 1997)

92

3.4.3.2. İşletim Süreci

İşletim için, CExC ifadesi genellikle yakıt tüketimi ile belirlenir. Materyal

kullanımından dolayı kimyasal ekserji çok düşüktür ve bu yüzden ihmal edilebilir

(Lopez, 2007). Bundan dolayı, CExC ‘saf’ yenilenebilir enerji sistemleri için sıfır

olmaya başlar. Bu argümanlara bağlı olarak birim elektrik iş çıkışı başına işletim için

ekserji girişi, tüketilen yakıtın ekserji/enerji oranının (αj), üretim-dağıtım prosesinin

veriminin (ηp-D), enerji verimliliğinin (ηk) ve yenilenebilir enerjinin toplam elektrik

iş çıkışına oranının (r) fonksiyonu olarak basitçe hesaplanabilir.

)1(,

rW

CExC

kDP

j

kOpElec

−=

− ηη

α (3.19)

Fosil yakıtlar için r oranı ‘0’ ve yalnız yenilenilir enerjiyi kullanan sistemler için

‘1’dir. Bölüm 3.3.’de verilen ömür boyu maliyet analizinde belirtildiği gibi

yenilenebilir enerji teknolojileri olan PV ve WT sistemlerinin işletiminde kullanılan

birincil enerji kullanımı ihmal edilebilecek seviyelerde olduğu belirtilmişti. Burada

Denklem (3.19) ile verilen yenilenebilir toplam elektrik iş çıkışı oranı (r) 1 alındığı

takdirde PV ve WT sistemleri işletim fazında birincil yakıtlara bağlı olmadığı ve bu

nedenle de işletim fazındaki kümülatif ekserji tüketim değerleri sıfır olarak

alınmıştır. Yapım ve işletim fazları süresince WT ve PV güç tesislerinin atık gaz

emisyonları Çizelge 3.12.’de sunulmuştur. İşletim fazı esnasında PV ve WT

sistemleri birincil enerji kaynaklarını kullanmadıkları için çevreye herhangi bir

emisyon çıkışı olmamaktadır. Bu değerler sırası ile yapımdaki kapasitenin birimi

başına ve birim elektrik iş çıktısı başına verilmiştir.

93

Çizelge 3.12. Güç tesislerinin yapımından ve işletiminden kaynaklanan emisyonlar.

Gaz Birim WT PV CO2 ton/MWe 558.5a 1826.4b

CH4 ton/MWe 1.3a 3.5b

N2O ton/MWe - - SO2 ton/MWe 2.2a 4.6 Y

AP

IM

NOx ton/MWe 1.7a 5.4 CO2 ton/MWe - - CH4 ton/MWe - - N2O ton/MWe - - SO2 ton/MWe - -

İŞL

ETİM

NOx ton/MWe - - a (Pehnt, 2006) b (Pehnt, 2006; Fthenakis vd., 2005)

3.4.3.3. Görevi Sonlandırma Süreci

Görevi sonlandırma fazı binayı yıkıp ortadan kaldırma ve materyallerin geri

dönüşümü için ekserji tüketimini içerir. Ekserji (veya enerji) net bir dengeye yol açan

geri dönüşüm aktivitesinde birikir. Bazı durumlarda bu birikim önemsiz bir terim

veya ihmal edilebilir bir terim olsa da net bir kazancın olduğu unutulmamalıdır

(Lopez, 2007). Mesela gaz yakmalı kombine çevrim tesisinin görevi sonlandırma ve

geri dönüşümden sağlanan net enerji, ömür boyu enerji kullanımının %0.01’i olduğu

tahmin edilmektedir (Kanan vd., 2005). Yinede, ekserji tüketiminin çoğunluğunun

yapım fazında olduğu yenilenebilir enerji sistemleri durumunda geri dönüşüm ömür

boyu ekserji dengesinde önemli bir ağırlığa sahip olmalıdır. Görevi sonlandırma ve

geri dönüşüm kendi kendini değerlendirme faktörüdür. Fakat ne yazık ki, bu faz

esnasında ortaya çıkan detaylı net enerji tüketimi hakkında basılı yayın, tüm enerji

sektörleri için bulunmamaktadır. Bundan dolayı ve aynı zamanda basitleştirme için,

bu çalışmada görevi sonlandırma ve geri dönüşüm için kümülatif ekserjinin net

dengesi materyal geri dönüşümüne bağlı olarak yapılmıştır. Aynı zamanda geri

dönüşümden kaynaklanan ekserji kazanç faktörü (dl,k) yapım için CExC ile ilişkili

olarak uygulanmıştır. dl,k’yı değerlendirme metodolojisi, seçilen PV ve WT

teknolojileri ile ilgili değerler Bölüm 3.4.3.4.’de verilmiştir. Önceki değerlere göre,

birim ekserji çıkışı başına ömür boyu CExC aşağıdaki gibi yazılabilir.

94

kOpEleckk

k

kConstkcycleLifeElec W

CExC

CFAHPL

d

P

CExC

W

CExC

,

,1

,,

1

+

−

=

−

(3.20)

Buradaki AH yıllık saat, PL yıl olarak tesis ömrü ve CF kapasite faktörüdür. PV ve

WT sistemleri için kapasite faktörü sırasıyla %25 ve %24 olarak alınmıştır.

3.4.3.4. Tesisin Hizmetten çıkarılması ve Geri Dönüşümünden Kaynaklanan

Ekserji Kazanç Faktörü

Yapılan kabuller aşağıda verilmiştir.

* Sınırlı geri dönüşümden dolayı sadece çelik (dökme demir) ve alüminyum

değerlendirilmiştir. Beton ve diğer materyaller, tesisin parçalanmasından sonra

arazinin doldurulması ve düzenlenmesinde kullanılır. Geri dönüşüm miktarı çelik ve

demir için %40, alüminyum için %90 olarak alınmıştır. Bu değerlerin sabit olduğu

ve tüm benzer teknolojiler için de kullanılabileceği kabul edilmiştir. Ayrıca tesis

parçalanırken harcanan ekserji ve taşınma ile ilişkili işler tahmin edilmiştir.

* Model gelişiminde, tesislerin yapımı için sağlanan materyallerin birincil

kaynaklardan (madenlerden) sağlandığı kabul edilmiştir. Bu kabul faz boyunca,

ekserji tüketimi için en kötü durumun ön koşulunu tanımlar ve bu nedenle

kapasitenin genişlemesi için zorlamayı sunar. Önce tesisin kullanım zamanı tespit

edilir. Burada görevi sonlandırma esnasında toplanan materyallerin ya atıldığı ya da

geri dönüşüm için son tüketim ıskartası olarak yeniden işlendiği kabul edilmiştir.

Iskartaya çıkarma, birincil kaynakların çıkarılması için gerekenden daha düşük

ekserji girişi sağlandığından dolayı materyal üretimi için değerli bir ikincil kaynaktır.

* Bu çalışmada, geri dönüşüm miktarı yararlı materyale dönüşmedeki ıskartanın

kütle yüzdesini göstermektedir. Geri dönüşümü yapılmış ıskarta birincil materyalin

üretiminin yerini alır ve ekserji kazancını üretir. Öne sürülen görüşe göre, bu ekserji

korunumu ulusal ekserji havuzu üzerinde direkt etkiye sahip olduğu kabul edilmiştir

(Michaelis vd., 1998). Geri dönüşüm hızı iki göstergeye sahiptir: 1-) geri alma hızı

95

veya 2-) geri dönüşümün içerik yüzdesi. İlk terim, ürünün kullanım yaşam süresinin

sonundan sonraki gerçek geri dönüşümün ne kadar sıklıkla olduğunu tanımlarken

ikinci terim geri dönüşümde bulunan materyalin ne kadarının tamamlanmış üründe

bulunduğunun ölçüsüdür (SRI, 2005).

Enerji tüketimleri ve gaz emisyonları kabulleri aşağıda verilmiştir.

* Hem yeni ve hem de geri dönüşümlü materyal üretimi için spesifik kümülatif enerji

ihtiyacı (MWh/ton) ve buna ek olarak gaz emisyonları Çizelge 3.13.’de

gösterilmiştir. Çizelgede verilen λi değeri geri dönüşüm hızlarını belirtmektedir.

λalüminyum=%90 ve λçelik=%40 olarak alınmıştır.

Çizelge 3.13. Hem yeni ve hem de geri dönüşümlü materyal üretimlerinin enerji

tüketimleri ve gaz emisyonları.

Yeni (%100) λλλλ geri dönüşümlü i-Metaryali MWhPrim/ton Kg-CO2/ton

λλλλ MWhPrim/ton kg-CO2/ton

Çelik 8.30a 3000a %40 5.60a 1700a

Demir 8.30b 3114b %40 5.60b 1700b

Alüminyum 245c 18800c %90 10.76d 6700d

a (Krauter ve Rüther, 2004) b Değerler çeliğe göre benzetim yapılmıştır. c (Krauter ve Rüther, 2004) Yeni materyalin düşük verimli prosesle tesislerde üretildiği kabulü yapılarak en üst değerler seçilmiştir. d (Krauter ve Rüther, 2004)’den türetilmiştir.

Yapım için materyal girişlerini içeren kabuller aşağıda verilmiştir.

* Yapım için materyal ihtiyaçları, aşağıda verilen materyal/kaynak materyal

oranlarına: demir-maden cevheri/çelik 1.48, demir-maden cevheri/demir-dökme 1.47

ve boksit/alüminyum 10 oranına göre Çizelge 3.11.’de verilen kaynak materyaller

hesabı ile uyumludur. Her bir k teknolojisi ve i materyali için, yapımdaki her bir

birim kapasite başına materyal girişleri hesaplanmış ve Çizelge 3.14.’de verilmiştir.

96

Çizelge 3.14. Güç tesislerinin yapımı için materyallerin girdisi.

i-Materyali WT (ton/MWe)

PV (ton/MWe)

Çelik 121.67 140.16 Demir - -

Alüminyum 0.03 7.57

3.4.3.5. Yapım İçin CExC Üzerinden Kazanç Faktörünün Hesabı

Yapım için CExC’ye katkıda bulunan dl,k faktörü, tesislerin görevi sonlandırma ve

materyallerin geri dönüşümü başlandığı zaman ekserji kazanım payına kazanç

faktörü denilir ve aşağıdaki gibi hesaplanır.

kConst

Saved

kCExC

CExCd

,

,1

= (3.21)

Geri dönüşüm iki katkı ile kümülatif ekserji tüketimi için net kazancı üretir: fosil

yakıt tüketimi ile ilişkili kümülatif ekserjide birikim ve harcanmayan kimyasal

ekserjideki birikim. Yapım esnasındaki birim kapasite başına kazanılan CExC

aşağıdaki gibi hesaplanır.

[ ]∑ −−−− +

=

i

MatiMatiMatiSaved

kConst

Mati

kConst

Saved xcedP

m

P

CExCλα ,

,,

(3.22)

Buradaki ekserji/enerji içerik oranının ortalaması (α ) 1.05 olarak bulunmuştur.

Spesifik kümülatif enerji gereksiniminin birikimi aşağıdaki gibi hesaplanır.

cedSaved,i-Mat= cedi-Mat (%100 yeni materyal)- cedi-Mat (λi geri dönüşümlü)

97

Çizelge 3.15. Yeni materyallerin ve geri dönüşümlü materyallerin girişi ile güç tesisi

yapımı için kümülatif ekserji tüketimi.

i-Materyali WT (MWh/MWe)

PV (MWh/MWe)

CExC 1452.58 2074.78 CExC,saved

Çelik 357 411 Demir - -

Alüminyum 7 1902 Toplam 364 2313

Hem yeni ve hem de geri dönüşüm için cedi-Mat verileri Çizelge 3.13’de sunulmuştur.

MWh/ton biriminde her bir materyal için spesifik kimyasal ekserji (x) Çizelge

3.10.’dan hesaplanmış ve kaynak materyal/materyal oranları: çelik için 0.1733, demir

(dökme) için 0.1751 ve alüminyum için 3.0556 olarak alınmıştır. Hem yeni

materyallerin girişli ve hem de geri dönüşüm materyallerin kullanılması ile elde

edilen kazançlı yapımdaki kapasitenin birim ünitesi başına CExC Çizelge 3.15.’de

gösterilmiştir. Kazanç faktörü (dl,k) Çizelge 3.16’da gösterildiği gibi bulunmuştur.

Çizelge 3.16. Yapım için CExP üzerinden kazanç faktörü, dl,k.

Faktör WT PV D1,k %18 %29

Görevi sonlandırma fazı boyunca PV ve WT sistemlerinin kümülatif ekserji tüketimi

Denklem (3.20) ve ele alınan sistemler için Çizelge 3.16.’da verilen kazanç faktörleri

kullanılarak hesaplanmış ve sırasıyla 0.16 ve 0.24 MWh olarak bulunmuştur. Yapım

fazının aksine bu fazda yani görevi sonlandırma fazında PV sisteminin kümülatif

ekserji tüketimi WT sistemine göre daha fazla çıkmıştır.

98

3.4.3.6. Emisyonların Azaltılması İçin Kümülatif Ekserji

Güç tesislerinin yapımı ve işletimi yoğun miktarda kirletici gaz emisyonlarını üreten

aktivitelerdir (Lopez, 2007). Bundan dolayı ekserji analizi yalnızca sistemin yapımı,

işletimi ve görevi sonlandırma ile ilgili ekserji tüketimi olmayıp aynı zamanda

çevreye atılan her bir negatif etkinin ekserjetik maliyeti ile de ilişkilidir. Negatif

etkiler aşağıdaki gibi değerlendirilir.

* Atık ekserji, emisyon hızının terimlerinde çevreye olan ekserji kaybı olarak ölçülen

ekosistem bozulmanın (ekolojiksel veya insanoğlunun zararı) tahmini (Dewulf vd.,

2005).

* Çevresel etkiden dolayı oluşan ekonomik maliyetler ile ekserjetik maliyetlerin

korelasyonu.

* Çevreyi bozulmamış şartlarına ulaştırma restorasyonunda ki ideal termodinamik

harcamanın ölçümü olarak kirlilik potansiyelinin (entropik fonksiyonun)

uygulanmasıdır (Seager ve Theis, 2002).

Çevreye duyarlı hale gelme sürecinin başlangıç noktası emisyonları azaltan her bir

teknoloji için alternatif yaklaşımların kurulmasıdır. Özümsenmemiş etkiler,

kararsızlığın gerçeğe yakın yüksek seviyeleri ile karakterize edildiği için,

emisyonların azaltılması bu çalışmada önerilmiştir. Emisyonları azaltmada ekserjetik

maliyetin uygulanması ile çevresel etkilerin verimlilikleri arasında bağ vardır. Bu

teknolojilerin tarafsız işletiminin garantisidir. Emisyon miktarını azaltma yerine

getirilmediği zaman, değerlendirmelerdeki mümkün dengesizliklerden kaçıldığında,

çevreyi kirleten cihazlara sınırlama getirilebilir (Parry, 2004) veya yeşil vergi

uygulanabilir (Babiker vd., 2003). Sisteme uygulanan ekserji azaltılmasının hesabı,

kirletici emisyonların tüm ömür boyunun her bir fazındaki üretim kaynağına kadar

izlenmesini gerektirir (Dewulf, 2000). Bu CExC’nin zorlanmış genişlemesinin

sonucudur. Bu fazlar tüm enerji giriş akımlarındaki (yakıt ve yakıt olmayan

materyallerin çıkarılması ve işlenmesi, tesis cihazlarının imalatı, taşıma, cihazların

99

hizmetten çıkarılması ve geri dönüşüm) zorunlu olarak bulunan kirletici gaz

emisyonlarını ortaya çıkaran enerji gereksinimi ile desteklenir. Wang vd. (2005)

tarafından tanımlanan AbatEx, çevreye olan emisyonların azaltılması veya önlenmesi

olarak veya daha fazla çevre dostu olmak için gereken ekserjinin miktarıdır. Dewulf

vd. (2001) CExC’nin genişlemesinde CExA (azaltma için kümülatif ekserji)

teriminin kullanımını önermişlerdir. Bu ifadenin daha çok yapımda kullanılabileceği

belirtilmiştir (CExCA, yapım ve azaltma için kümülatif ekserji). Bu çalışmada

AbatEx terimi kullanılmıştır. Güç tesislerinin yapım ve işletiminden kaynaklanan ana

sera gazı ve asidik gaz emisyonları CO2, SO2, NOx, CH4 ve N2O’dir. CO2, SO2, NOx

için spesifik AbatEx değerleri (AbatEx, MJ/kg cinsinden Çizelge 3.17.’de

gösterilmiştir) Cornelissen (1997) tarafından bildirilmiştir. Kullanılabilir

teknolojilere bağlı olarak CH4 ve N2O için AbatEx değeri global tehlike potansiyeli

(GWP) ile orantılı olarak tahmin edilebilir (Wang, 2005). Bu fazlar esnasında WT ve

PV için birim atık emisyonlar Çizelge 3.12.’de verilmiştir.

Çizelge 3.17. Gaz emisyonları için spesifik kazanç ekserjisi.

abatEx Gaz MJ/kg MWh/ton

Karakteristik

CO2 5.86a 1.63 Sera gazı SO2 57a 15.83 Asidik NOx 16a 4.44 Asidik CH4 34.34b 9.54 Sera gazı N2O 201.3b 55.90 Sera gazı

a (Wang, 2005), (Cornelissen, 1997) b Tahmin edilmiş özellik

Emisyonların azaltılması için sistem ekserji segmenti yapım, işletim, görevi

sonlandırma ve geri dönüşüm bölümleri içinde uyumsuzluk vardır. Bu yüzden bu

çalışmada AbatEx birim değerleri ile ifade edilmiştir. AbatEx terimi CExC’ye benzer

olarak yapım, işletim ve görevi sonlandırma fazlarına ayrılabilir.

DecOpConstcycleLife AbatExAbatExAbatExAbatEx ++=−

100

Yapım için aşağıdaki kabuller yapılmıştır.

* AbatEx yapımdan kaynaklanan kirletici gaz atıklarının fonksiyonudur. Bu atıkların

azaltılması için gerekli olan spesifik ekserji aşağıda verilmiştir.

∑

=

p

p

kConst

pgas

kConst

abatexP

m

P

AbatEx

,

,

,

(3.23)

* Yapım fazı esnasında emisyonların azaltılması için kümülatif ekserji tüketimi, bu

çalışmada hidrojen üretim tesisleri olarak seçilen PV ve WT sistemleri için Denklem

(3.23) ve Çizelge 3.12.’de verilen tesislerin yapım fazı esnasında oluşan

emisyonların ve bu emisyonların azaltımı için Çizelge 3.17.’de verilen spesifik

kazanç ekserji değerleri kullanılarak hesaplanmıştır. PV ve WT sistemleri için

AbatExConst değeri sırasıyla 3270,76 ve 101,.92 MWh olarak bulunmuştur. Elde

edilen bu sonuçların Bölüm 3.4.3’de PV ve WT sistemleri için hesaplanan yapım

fazında kümülatif ekserji tüketimi fazla çıkan PV sisteminin emisyonların azaltılması

için gerekli olan kümülatif ekserji tüketim değerinin de fazla olduğu görülmüştür.

İşletim için yapılan kabuller aşağıda verilmiştir.

* İşletim için AbatEx elektrik enerjisi çıkışının birimi başına belirlenir. İşletim fazı

esnasındaki kirletici gaz emisyonu hakkında gerekli olan bilgi aşağıda verilmiştir.

∑

=

p

p

kOpElec

pgas

kOp

abatexW

m

P

AbatEx

,

,

,

(3.24)

PV ve WT sistemleri yenilenebilir enerji kaynakları oldukları için ve işletim fazı

esnasında çevreye herhangi bir zararlı emisyon salınımı olmadığı için bu fazdaki

kümülatif ekserji tüketiminin miktarı sıfır olmaktadır.

101

Görevi sonlandırma için yapılan kabuller aşağıda verilmiştir.

* Yapım, görevi sonlandırma ve geri dönüşüm ekserjileri aynı zamanda atık gaz

emisyonların azaltılmasında etkilidir. Geri dönüşümden kaynaklanan ekserji kazancı

AbatEx için ömür boyu değerin hesabındaki d2,k faktöründe tanımlanabilir. Ömür

boyu için elektrik iş çıktısının her bir birimi başına AbatEx aşağıdaki gibi elde edilir.

kOpEleckk

k

kConstkcycleLifeElec W

AbatEx

CFAHPL

d

P

AbatEx

W

AbatEx

,

,2

,,

1

+

−

=

−

(3.25)

3.4.3.7. Yapım İçin AbatEx Üzerinden Kazanç Faktörü

Geri dönüşüm aynı zamanda, birincil materyallerin üretimindeki prosesleri içeren

emisyonların üretiminin azalması için gerekli olan ekserji tüketimi (AbatEx)

üzerinden kazancı üretir (Lopez, 2007). Tesisler için görevi sonlandırma ve

materyaller için geri dönüşüm başlandığında d2,k faktörü, geri ödemedeki ekserji

kazanım ödeneği olan AbatEx’i destekler. Bu aşağıdaki gibi hesaplanır.

kConst

Saved

kAbatEx

AbatExd

,

,2

= (3.26)

Yapımdaki her bir birim kapasitesi başına kazanılan AbatEx materyal giriş

gereksiniminin terimlerinde her bir teknoloji için hesaplanabilir. Geri dönüşümle

engel olunan emisyonlar ve her bir kirletici gazın azaltımı için spesifik ekserji

miktarı aşağıda verilmiştir.

∑∑

−

=

−−

−

i

p

p cwMati

pgas

NewMati

pgas

kConst

Mati

kConst

Saved abatexm

m

m

m

P

m

P

AbatEx

Re/

,,

,,

(3.27)

Geri dönüşüm materyallerin kullanımından ortaya çıkan gaz emisyonlarının

azaltılmasını hesaplamak için, emisyonların indirgenmesinin Çizelge 3.18’de

102

gösterildiği gibi direkt CO2 emisyonlarının indirgenmesinin oranı olarak kabul

edilecektir. CO2 emisyonlarının verileri Çizelge 3.11.’de gösterilmiştir. Yapım d2,k

AbatEx üzerinden biriktirme faktörü Çizelge 3.19.’da gösterilmiştir.

Çizelge 3.18. Yeni materyallerden ve geri dönüşümlü materyallerden (çelik ve demir

%40, alüminyum %90) üretiminden oluşan gaz emisyonları.

Kg-CO2/ton Kg-CH4/ton kg-N2O/ton kg-SO2/ton kg-NOx/ton i-Materyali Yeni w/Rec Yeni w/Rec Yeni w/Rec Yeni w/Rec Yeni w/Rec

Çelik 3000 1700 9.5 5.4 0.1 - 15 8.5 10 5.7 Demir 3114 1700 23.2 12.7 0.1 - 8.9 4.9 8.9 4.9 Alüminyum 18800 6700 13 4.6 0.1 - 21 7.5 13 4.6

Çizelge 3.19. Geri dönüşümlü materyallerin (çelik ve demir %40, alüminyum %90)

girişinden güç tesislerinin yapımında biriken (kazanılan) AbatEx.

WT (MWh/MW)

PV (MWh/MW)

i-Materyali

New w/Rec New w/Rec CO2 909 258 2973 445.7 CH4 12.6 4.8 33.6 6.1 N2O 0.6 0.2 1.7 0.3 SO2 34.2 12.5 73 16 NOx 23.6 2.3 10 3 Toplam 980 277.8 3091.4 471.1

Çizelge 3.20. Yapım için AbatEx üzerinden kazanç faktörü, d2,k.

Faktör WT PV D2,k %28 %15

PV ve WT sistemleri için görevi sonlandırma fazındaki emisyonların azaltılması için

kümülatif ekserjinin miktarı Denklem (3.25) ve Çizelge 3.20.’de verilen kazanç

faktörü değerleri (d2,k) kullanarak hesaplanmıştır. PV ve WT sistemleri için görevi

sonlandırma fazındaki emisyonların miktarı sırasıyla 0.151 ve 0.214 MWh olarak

bulunmuştur.

103

3.4.3.8. Güç ve Kazanç İçin Kümülatif Ekserji

CExC ve AbatEx’in birleşimi, güç ve kazanç için kümülatif ekserji olarak

(CExPA)’yı tanımlar ve değeri aşağıdaki gibi hesaplanır.

AbatExCExCCExPA += (3.28)

CExPA parametresi sistem ömür boyunun fazının her birindeki teknolojileri

karakterize eder. Bu yüzden yapım, işletim ve ömür boyu için CExPA’nın birim

değerleri CExC ve AbatEx’in ilişkili olduğu değerlerin direkt eklenmesi ile

bulunabilir (Lopez, 2007). PV ve WT sistemleri için CExPA parametresi

hesaplanmış ve sırasıyla 5345,86 ve 2468,89 MWh olarak bulunmuştur. Bununla

birlikte görevi sonlandırma fazı için CExPA’nın birimi geri dönüşümden net ekserji

kazancı olduğu kabul edilerek aşağıdaki gibi yazılır.

+

−=

kConst

k

kConst

k

kDec P

AbatExd

P

CExCd

P

CExPA

,

,2

,

,1

,

(3.29)

CExPA bir parametre olup kümülatif ekserji yoğunluğu oranını (CExPA/WElec)

bulmada uygulanabilir. Bu değer, birincil enerji kaynaklarından ekserjinin toplam

tüketimi olup, çevresel etki olmaksızın elektrik enerjisini üretmede sistemin

ihtiyacıdır. Şekil 3.9.’da PV ve WT sistemleri için kümülatif ekserji değerleri

verilmiştir.

104

PV

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

CExCWT

AbatExWT

CExPAWT

CExCPV

AbatExPV

CExPAPV

WT

MWh

Şekil 3.9. WT ve PV sisteminin kümülatif ekserjilerinin karşılaştırılması.

3.5. Hidrojen Üretiminde Kullanılan Güç Üretim Sistemlerinin Optimizasyonu

Bu bölümde hidrojen üretiminde kullanılan güç üretim sistemlerinin kapasite

kullanım genişlemesi yenilenebilir güç dönüşümleri olarak seçilen rüzgar türbinleri

(WT) ve fotovoltaik (PV) teknolojileri için sağlama payını belirlemede çoklu-

objektif optimizasyon problemi olarak formüle edilmiştir. Ekserjetik maliyet ve

ekonomik maliyet birincil rekabet faktörü olarak kurulmuştur. Ekserjetik maliyet

çevresel etki için ele alınmış, kümülatif ekserji tüketimi (CExC) terimlerinde

tanımlanmış ve hem yakıt hem de yakıt olmayan materyaller için kaynak tüketiminin

öncüsü olarak kullanılmıştır. Optimal tanzimlerin sürdürülebilirliği üç göstergenin

sayesinde analiz edilir (Lopez, 2007). Bunlar: ekserjetik, ekonomik ve birleşik

ekserjetik-ekonomik. Ekserjetik sürdürülebilirliğin göstergesi yenilenebilir enerji

kaynaklarından elektriksel iş üretimi ile yenilenebilir olmayan (veya birincil) enerji

kaynaklarından kümülatif ekserji girişi arasındaki oran olarak tanımlanır. Bu

gösterge tüketilen ekserjinin birimi başına temiz enerjinin verimi olarak güç üretim

teknolojilerinin herhangi bir tanzimini belirler. Ekonomik sürdürülebilirliğin

göstergesi, optimal maliyetlerin sınıfı için normalleştirilmiş maliyetler olarak alınır.

105

3.5.1. Analitiksel Yaklaşım

3.5.1.1. Çoklu-Objektif Optimizasyon Problemi

Sürdürülebilir yapı içinde hidrojen üretimi için güç, ihtiyaç genişlemesini

karşılayacak teknolojilerin optimal tanzimi için araştırmalar rekabetçi türün çoklu

faktörlerini içerir. Bu görev çoklu-objektif optimizasyon problemi (MOOP) olarak

formüle edilebilir. MOOP’un çözüm vektörü tek bir kombinasyon ile belirlenemez,

optimal tanzimlerin kurulmasını gerektirir. Çözüm formunun noktaları, baskın

olmayanlar (aynı zamanda ast olmayanlar olarak da bilinir) veya Poreto optimal set

(Statnikov, 1995) olarak adlandırılır. Poreto tanzimlerinin her biri için, diğerini

kötüleştirmeden bir objektifi geliştirmek mümkündür. Hidrojen üretimi için

genişleyen kapasitesinin optimal tanziminin belirlenmesi basitçe lineer programlama

problemi olup çeşitli sayısal tekniklerle ulaşılabilir. Bu çalışmada, zorunlu metot

uygulanmıştır (Collette ve Siarry, 2003). Bu modelde, bir objektif minimum olacak

şekilde seçilirken objektiflerin geri kalanları parametrik sağ-taraftaki katsayı ile

eşitsizlik zorlamalarına dönüşür.

3.5.1.2. Optimizasyon Objektifleri

Her bir sistem tarafından üretilen mekaniksel işin veya ısının termodinamik

optimizasyonu maksimum dönüşüm veriminin (ya enerjetik, ya da ekserjetik)

sağlanmasını arzular. Bununla birlikte güç üretim prosesinin sonucunda sadece

elektrik üretilmez, aynı zamanda termal kirliliğe ek olarak toksit ve sera gazı

emisyonlarının sonucu olarak çevresel etkide oluşur (Rosen, 2002). Fosil-yakıt güç

üretim teknolojisi dönüşüm verimi ile direkt ilgili olan tüm emisyonu tutmadan

optimizasyonu yapıldığı zaman, çevresel etkiler dönüşüm verimi ile yarışabilir ve

diğerlerinden ayrı objektifleri oluşturulur. Zıt olarak elektrik ve çevresel etkinin her

ikisinin üretim teknolojisine bakmaksızın kararlı enerji dönüşüm verimliliklerine

sahip çoklu teknolojilerden oluşan sistemler için doğrusal olarak üretim kapasitesine

bağlı olmaya başlar. Bu birimsellik termodinamik performans ve çevresel etki

arasında bağ oluşmasını sağlar. Bu da sistemin optimizasyonunu basitleştirir. Verilen

106

dönüşüm teknolojisinin ömür-boyu termodinamik performansı kümülatif ekserji

tüketiminden ölçülebilir (Szargut vd., 1988). Ekserji bir özellik olup çevre şartlarında

bulunan materyallerin maddeyi belirtilen duruma getirmek için gerekli olan

minimum teoriksel şaft gücüne veya elektriksel güce eşittir. Çeşitli kısmi katkılar bu

minimum iş üzerinde değişikler meydana getirir. Bunlar kimyasal ekserji veya

termo-mekaniksel ekserji olarak sınıflandırmalara ayrılabilirler. Ekserji bir özellik

olduğu için kütle ve enerji akımlarının niteliğini ortadan kaldırarak maliyetlendirme

de kullanılabilir.

Güç üretimi için proseslerin ve cihazın optimum tasarımı genellikle ekonomik

maliyet fonksiyonu ile yapılır. Bu fonksiyon ekserjetik performansa bağlı olan

maliyet terimini içerdiği zaman termo-ekonomik optimizasyon olarak adlandırılır

(El-Sayed, 2003). Eğer buna ek olarak fonksiyon aynı zamanda çevresel maliyetleri

de hesaba katarsa termo-çevre-ekonomik (Lazzaretto, 2004) [aynı zamanda

environomic olarak da adlandırılır (Frangopoulos, 1992; Rosen, 2002; Curti, 2006)]

optimizasyon yapılır. Tüm bu durumlarda objektif fonksiyon net olarak ekonomik

boyutta kalır. Bu görüşe göre, ekserji ve ekonomi arasındaki dönüşüm faktörü (K)

‘Genişletilmiş Ekserji Hesaplama (Extended Exergy Accouting, EEA)’

metodolojisinde ifade edilmiş (Sciubba, 2001) olup ekserjetik olmayan faktörlerin

fiziksel maliyetleme yeteneğini ifade etmektedir. Yinede, termo-ekonomik problemin

çözümü ilişkili olduğu termodinamik problemle genellikle tam olarak uyuşmaya

bilir. Çünkü ekonomik veriler ekserjinin düzenli değeri değildir (Perez-del-Notario

ve Leo, 2007). Sieniutycz ve Kubiak (2002) tarafından tanımlandığı gibi, termo-

ekonomik optimizasyonlar yalnızca iki özel durumda termodinamik optimizasyonu

zorunlu bırakabilir: 1-) Bir ekserjetik akımın maliyeti geri kalan diğer akımların

maliyetinden biraz daha fazla olduğunda 2-) Ekserjetik birimin ekonomik değeri,

proseste alınan bölümdeki maddenin ve enerjinin tüm formları için aynı olduğu

zaman. Akım şartlarında, yenilenebilir olmayan güç üretimi için yüksek ekserjetik

maliyet ve düşük ekonomik maliyet yenilenebilir güç üretimi için düşük ekserjetik

maliyete karşılık yüksek ekonomik maliyet arasında ilişki bulunduğu için, ekonomik

maliyet ve ekserjetik maliyet rekabetçi objektifler olarak değerlendirilir. Çevresel

ekonomik maliyet, ekonomik objektif fonksiyonun içinde dahil edilse bile bu durum

107

geçerliliğini sürdürür. Bölge için spesifik kirlilik, zararın ekonomik maliyetlerinin

hesabında zorluklar ve belirsizlikler bulunduğundan dolayı, yardımcı metot gibi

(ekserjetik maliyet için takip eden yaklaşıma benzer) çevresel ekonomik maliyet,

ekonomik maliyetin terimlerinde uygulanır. Bu da kirletici gaz emisyonlarının

azaltılması için gereklidir (Frangopoulos ve Caralis, 1997). Bu analizde tahminde

bulunulan ekonomik maliyetler, karşılaştırmalı amaçlar için kesin yararlılıklar ile

birlikte temsil edilmiştir.

3.5.1.3. Kısıtlamalar

Herhangi bir optimizasyonun ortaya konması için gereken temel öngörü

kısıtlamaların önceden belirlenmesidir. Bu çalışmada ekonomik sermayenin

kısıtlanmadığı kabul edilmiştir. Böylelikle sistemin genişlemesi sadece fiziksel

ifadelerle sınırlandırılmıştır. Hidrojen üretim sistemlerinin kapasite genişlemesi her

bir teknolojinin kendisine has olan maksimum fiziksel izin verilebilir büyüme hızı ile

zorlanabilir (Mathur vd., 2004). Daha sonra, bu büyüme hızı ekserjetik kendi kendini

beslemenin kriteri ile sınırlanabilir. Mesela yeni tesislerin yapımında beslenen

ekserjinin miktarı, sahip olunan elektriksel ekserji çıkışının kesri ile ilişkilidir.

Elektriksel ekserji çıkışı tüketim piyasasına elektriğin net dağılımını garanti eder ve

net enerji atımından sakınır. Bu şekilde her bir hidrojen üretim teknolojisinin

genişlemesi sahip olduğu termodinamik performansın fonksiyonuna dönüşür.

Kapasite genişlemesi için ekserji yeniden yatırımı tesislerin yapılması ve elektrik

dağıtımının sağlanması arasındaki ticaret dışı düzenlemenin ana bağımsız

değişkenidir. Ömür-boyu maliyet perspektifinin de, yenilenebilir enerji teknolojileri

için en ağır değerlendirme faktörünü oluşturur. Çünkü yapılış fazında birincil kaynak

tüketimi yüksektir.

3.5.2. Ekserjetik Maliyet

Hidrojen üretim tesisi olarak seçilen PV ve WT’nin T zamanı boyunca birim elektrik

iş çıkışı başına ekserjetik maliyeti, güç için kümülatif ekserji tüketiminin (CExC) ve

ekserji azalımının (AbatEx) terimlerinde tanımlanabilir (Lopez, 2007). Bölüm

108

3.4.’de CExC ve AbatEx’in toplamı güç ve azaltım için kümülatif ekserji (CExPA)

olarak tanımlanmıştı (Becerra-Lopez ve Golding, 2007). Buradan ekserjetik maliyet

aşağıdaki gibi ifade edilebilir.

TSystemElec

ExergeticW

CExPAC

,

= (3.30)

CExPA her bir k teknolojisi için toplanırsa,

∑−

=

k kcycleLifeElecTSystemElec W

CExPA

W

CExPA

,,

(3.31)

ifadesi elde edilir. Soldaki toplam işleminden sonraki terim aşağıdaki gibi daha açık

yazılabilir.

kcycleLifeEleckcycleLifeEleckcycleLifeElec W

AbatEx

W

CExC

W

CExPA

,,, −−−

+

=

(3.32)

CExC/Welec terimi güç üretimi için ekserjetik birim maliyetidir ve AbatEx/WElec

terimi benzer olarak emisyonların azalımı için ekserjetik birim maliyetidir. Her iki

terim için ömür-boyu değerler Bölüm 3.4.’de alınan PV ve WT sistemleri için

hesaplanmış ve Şekil 3.10.’da sunulmuştur.

109

WT0,00

0,02

0,04

0,06

0,08

0,10

Güç Üretimi (WT)Emisyonlardan Kaçınma (WT)Güç Üretimi (PV)Emisyonlardan Kaçınma (PV)

PV

MWh

Şekil 3.10. Güç üretim teknolojiler için ömür-boyu ekserjetik birim maliyeti.

Ekserjetik maliyet veya CExPA, T zamanı boyunca her bir teknoloji için toplanarak

değerlendirilebilir.

kcycleLifeElec

TkElecTkW

CExPAWCExPA

,

,,,

−

= (3.33)

Buradaki üretilen elektrik iş çıkışı aşağıdaki gibi verilir.

∫=T

tkAvTkElec dtPAHW0

,,,, (3.34)

AH yıllık işletim saati (8760), PAv,k,t t yılda k teknolojisi için kullanılabilir

kapasitedir. Ömür boyu ekserjetik maliyet; yapım, işletim ve hizmetten çıkarma için

bileşenlere ayrılabilir. Hidrojen üretim teknolojilerini genişletmede önemli olan,

özellikle yenilenebilir enerji kullanımında, yapım fazındaki ekserjinin tüketimidir.

Bundan dolayı, işletim fazı boyunca yenilenebilir enerji teknolojileri ile tüketilen

ekserji en azdır.

110

3.5.3. Ekonomik Maliyet

Elektroliz hücresi için üretilen elektriğin ekonomik maliyeti (CEconomic) elektrik

üreten sistem için gerekli olan ekonomik maliyet olarak tanımlanır ve emisyonların

azaltılmasını içeren maliyet genişlemesidir, mesela elektriğin maliyeti (ekonomik) ve

ekonomik azaltımın maliyeti (Cost of Economic Abatement, COEA) (Lopez, 2007).

Daha sonra, T zamanı için elektrik iş çıkışının (WElec) her bir birimi başına ekonomik

maliyet aşağıdaki gibi hesaplanabilir.

TSystemElec

EconomicW

COEAC

,

= (3.35)

T zamanı için ve k çoklu teknolojiye sahip sistem için COEA, elektriğin (Cost of

Economic, COE) ve azaltımın maliyetinin (Cost of Abatement, COA) ortalama

maliyetinin tüm teknolojiler için toplamı şeklinde ifade edilebilir. Buradan,

∑

+

=

k kElecTkAverageElecTSystemElec W

COA

W

COE

W

COEA

,,,

(3.36)

elde edilir. COE her bir üretim teknolojisinin teknolojiksel ilerlemesine bağlı olduğu

için zamanla değişir. T zamanı için COE’nin ortalama değeri; bir değere getirilmiş

enerji maliyeti (Levelized Energy Cost, LEC) için yapılan projeksiyonlardan elde

edilebilir (bir değere getirilmiş enerji maliyeti, tesisin ekonomik yaşamı boyunca

binanın yapım ve işletiminin toplam maliyetinin bugünkü değeridir, üretilen

elektriğin birimi başına, yıllık eşit ödemelere dönüştürülür (DE-EIA, 2006)).

Buradan aşağıdaki ifade yazılabilir.

( )kTElec

k

TkageAElec W

LEC

W

COE

,,,var

=

(3.37)

111

Değerlendirilen PV ve WT teknolojiler için LEC projeksiyonları NREL Enerji

Analiz Ofisi tarafından yapılan tahminlere (NREL-EAO, 2005) dayandırılarak

türetilmiş ve 2009 yılı için PV ve WT teknolojileri için LEC değerleri sırasıyla 270

ve 60 $/MWh olarak alınmıştır. Her bir k teknolojisi ile ilişkili elektrik iş çıkışının

her bir birimi başına emisyonların azaltılması için ömür boyu ekonomik maliyet

(azaltımın maliyeti, COA) hem kirletici gazın birim kütlesi başına (mgas,p) maliyete

ve hem de elektrik iş çıkışının birimi başına üretilen ömür boyu emisyonların

maliyetine bağlıdır. Bu ifade aşağıdaki gibi verilebilir.

∑−−

=

p kcycleLifeElec

pGas

x

kcycleLifeElec W

mCOAE

W

COA

,

,

,

(3.38)

CO2 (sıkıştırma dahil) NOx, SO2 ve CH4 emisyonların azaltımı için kabul edilen

maliyetler Çizelge 3.21.’de verilmiştir.

Çizelge 3.21. Emisyonların azaltılması için spesifik ekonomik maliyet (COAEx)

2005 $/ton sabitinde (sadece tutulma işlemi yapılmaktadır).

Gaz Verimlilik (%) Minimum Maksimum Ortalama/Kabul edilen CO2 90 53.8a 107.5a 80.6 NOx 90 821.4b 3990.4c 2405.9 SO2 90 205.4d 1232.2d 718.8 CH4 - - - 286.5

a (API, 2001) b (Lani, 2003) c (Coombs vd., 2004) d (Marshall, 2004)

Bu maliyetlerin yalnız emisyonların tutulması için yapıldığı kabul edilmiştir. Çünkü

düzenleme mekanizmalarında yüksek belirsizlik bulunmaktadır: CO2 ayrıştırılabilir

veya ticari olarak satılabilir (mesela petrol veya metan reformunda kullanılabilir)

NOx ve SO2 atıkları tehlikeli atıklar olarak ve reform edilmiş CH4 yeniden

kullanılabilir olarak kabul edilmiştir. Teknolojiler için ömür boyu emisyonlar

Çizelge 3.22.’de sunulmuştur.

112

Çizelge 3.22. Güç üretim teknolojileri için ömür boyu birim emisyonları,

(mgas/Welec).

Gaz Birim WT PV CO2 g/kWh 10.2a 29b

NOx Mg/kWh 31.1a 99.5b

SO2 Mg/kWh 39.5a 84.2b

CH4 Mg/kWh 24.1a 64.4b

a (Pehnt, 2006) b (Pehnt, 2006), (Fthenakis ve Kim, 2005)

Elektrik üretimi ve emisyonların azaltılması için ömür boyu birim maliyetleri her bir

teknoloji için LEC ve COA biriminden hesaplanabilir. PV ve WT sistemleri için

hesaplanan bu maliyetler Şekil 3.11.’de gösterilmiştir.

3.5.4. Sürdürülebilirlik Değerlendirmesi

Sürdürülebilirlik çoklu bakış konsepti olup altı genel kategoride değerlendirilebilir

(Seager ve Theis, 2002): ekonomik, termodinamik, çevresel, ekolojiksel, sosyo-

politik ve birleşik ölçütler. Bundan dolayı sürdürülebilirliğin tekil ölçüsü mükemmel

bir parametre olarak değerlendirilmemelidir. Yinede optimizasyon işinden elde

edilen sonuçların sürdürülebilirlik göstergesinin terimlerinin değerlendirilmesinde

kullanılması önemlidir. Bu çalışmada, termodinamik, çevresel (ekserjetik maliyet ile

verilen) ve ekonomik boyutlarla değerlendirildiği için, iki spesifik gösterge

ilişkilendirmede değerlendirilebilir.

113

WT

0,00

0,02

0,04

0,06

0,08

0,10

0,12

Güç Üretimi (WT)Emisyonların Azaltımı (WT)Güç Üretimi (PV)Emisyonların Azaltımı (PV)

PV

$/MWh

Şekil 3.11. Güç üretimi ve emisyonların azaltılması için ömür boyu ekonomik birim

maliyetler (Becerra-Lopez, 2007).

3.5.4.1. Ekserjetik Sürdürülebilirliğin Göstergesi

Güç üretim sistemleri için sürdürülebilirlik konseptine bağlı termodinamik Sewalt

vd. (2001) tarafından önerilmiştir. Bu çalışmada, hem yenilenebilir beslemenin ve

hem de ekserji kayıplarının bulunduğu enerji prosesleri sunulmuştur. Gösterge açık

ekserji beslemesinin birimi başına üretilen güç, değerlendiren eko-verimlilik olarak

adlandırılan ifadenin terimlerinde verilmiştir. Ekserjetik sürdürülebilirliğin diğer bir

göstergesi Dewulf vd. (2000) tarafından tanımlanmıştır. İki niceliğe dayandırılmış

normalleştirilmiş parametrelerden oluşmaktadır. Bu nicelikler:

1-) Ekserjetik verimlilik

2-) Birincil enerji tüketimi ile ilişkili yenilenebilir ekserji girdisinin

değerlendirilmesidir.

Her iki yaklaşımda ekserjetik sürdürülebilirliğin iyi bir göstergesi olsa da, bu

çalışmada toplam elektrik iş çıktısına bağlı olmayan fakat aşağıdaki ilişkilere göre

114

yenilenebilir enerji kaynakları olan PV ve WT sisteminden üretilen elektrik çıktısına

bağlı olarak ortaya konmuştur. Bu ilişkiler (Wall, 2002):

* Ekserjetiksel sürdürülebilir sistem olarak yenilenebilir olmayan kaynaklar

tüketilenlerden daha fazla ekserji sağlamalıdır.

* Güç üretim sistemleri için tam bir ekserjetik sürdürülebilirlik yalnızca yenilenebilir

enerjinin dönüşümünden ulaşılabilir. Bundan dolayı yenilenebilir enerji

kaynaklarından güç üretimi olmayan sistemin ekserjetik sürdürülebilirliği sıfırdır.

Yukarıda tanımlanan ilişkilerden sonra net kümülatif ekserji oranı (NCExR)

aşağıdaki gibi tanımlanır.

TSystem

Elec

CExPA

WNCExR

,

= (3.39)

Aynı zamanda, temiz ekserji oranı (CER), yenilenebilir enerji kaynaklarından

elektrik işine çevrilenin (WElec,Ren), toplam elektrik çıkışına (WElec) oranı olarak

tanımlanabilir.

TSystemElec

nElec

W

WCER

,

Re,

= (3.40)

Buradan ekserjetik sürdürülebilirliğin göstergesi (IOExS), CER zamanlamasında

NCExR’nin ürünü olarak tanımlanır ve aşağıdaki gibi ifade edilebilir.

TSystem

nElec

CExPA

WIOExS

,

Re,

= (3.41)

IOExS, kümülatif ekserji tüketiminin birimi başına yenilenebilir enerji

kaynaklarından dönüştürülen elektrik iş çıkışını belirler. Her zaman sıfırdan

büyüktür. Ekserjetik sürdürülebilirliğin göstergesi PV ve WT sistemleri için

115

değerlendirilmiş ve sırasıyla 7.14 ve 12.5 olarak bulunmuştur. Görüldüğü üzere PV

sisteminden üretilen elektriğin miktarı fazla olmasına rağmen ömür boyu birim

ekserjetik maliyeti WT sisteminden daha küçük olduğu için ekserjetik

sürdürülebilirliklerine bakıldığında WT sistemi daha yüksektir.

3.5.4.2. Ekonomik Sürdürülebilirliğin Göstergesi

Ekonomik sürdürülebilirliğin göstergesi (IOES) Pareto optimal cephesinde bulunan

değerlerin tanzimi için normalleştirilmiş ekonomik maliyetin terimlerinde

tanımlanabilir (Lopez, 2007). Bu durumda IOES aşağıdaki gibi tanımlanabilir:

TSystemEcoEco

EconomicEco

CC

CCIOES

,min,max,

max,

−

−= (3.42)

Ekonomik sürdürülebilirliğin göstergesi PV ve WT sistemleri için değerlendirilmiş

ve sırasıyla 0.578 ve 0.333 olarak bulunmuştur. Görüldüğü üzere PV sisteminden

üretilen elektriğin miktarı fazla olduğu için ve ekonomik perspektifte emisyonlar göz

önüne alınmadığı için PV sistemi daha ekonomik çıkmıştır.

3.5.4.3. Ekserjetik-Ekonomik Sürdürülebilirliğin Göstergesi

Verilen parametrelerde işletilen farklı boyutlar genellikle çarpımsal etkilere sahip

oldukları için, sürdürülebilirliğin birleşik göstergesi özel göstergelerin ürün

fonksiyonları olarak ifade edilebilir (Lopez, 2007). Buradan ekserjetik-ekonomik

sürdürülebilirliğin göstergesi (IOExES) aşağıdaki gibi tanımlanır.

IOExES = IOExS x IOES (3.43)

Ekserjetik-ekonomik sürdürülebilirliğin göstergesi PV ve WT sistemleri için

değerlendirilmiş ve sırasıyla 4.24 ve 4.16 olarak bulunmuştur. Yukarıda PV sistemi

daha ekonomik olarak ve WT sistemi daha çevreci oldukları ortaya konmuştu.

116

Burada ise hem ekonomik hem de çevresel açıdan olaylara bakıldığında WT sistemi

daha üstün görülmektedir.

3.5.5. Güç Üretim Sistemlerinin Çoklu Objektif İncelenmesi

Hidrojen üretiminde kullanılan PV ve WT teknolojilerinin kapasite dağılımları Şekil

3.12.’de gösterilmiştir. Bu kapasiteler sistemin genişlemesini destekleyen ekserjetik

yeniden yatırım kesrinin ıskontosundan sonra (bu durumda %15) şebekeye verilen

kullanılabilir güç olarak verilebilir. WT ve PV’nin genişlemesi ekserjetik kendi

kendini besleme ile zorlandığı kabul edilmiştir. Elde edilen ve Şekil 3.12.’de verilen

sonuçlara göre, minimum ekserjetik maliyet PV ve WT şeklinde sıralanmasıyla elde

edilebilirken minimum ekonomik maliyet WT ve PV şeklinde olmaktadır.

Şekil 3.12. PV ve WT sistemleri için emisyonların azaltılması ile birlikte güç üretimi

için mümkün optimal tanzimleri.

Denklem (3.41), (3.42) ve (3.43)’de tanımlanan teknolojilerin optimal tanzimi için

ekserjetik, ekonomik ve ekserjetik-ekonomik sürdürülebilirliğin göstergesi

117

hesaplanmış ve Şekil 3.13.’de gösterilmiştir. Ekonomik sürdürülebilirlik yüksek

ekserjetik maliyetin genişlemesi ile kademeli olarak artarken, ekserjetik maliyet

artarsa ekserjetik sürdürülebilirlik güçlü bir bozulma sunmaktadır. Her üç eğri 3

noktasındaki çözüm aralığında birleşir. Birleştirilmiş sürdürülebilirliğin

değerlendirilmesi, ekserjetik ve ekonomik boyutlar olarak en uygun şartı belirlemeye

yardımcı olabilir. Şekil 3.13.’de gösterildiği gibi 3 nolu tanzim için, ekserjetik-

ekonomik sürdürülebilirliğin göstergesi, mesela IOExES, maksimum değerine ulaşır.

Bunun manası, bu nokta ile verilen teknolojilerin ve kapasitelerin birleşimi sistemin

kapasitesinin genişlemesinde en çok tavsiye edilen alternatifi bildirebilir. Ek olarak 3

noktasının komşusundaki mümkün tanzim için, mesela 4 noktası, IOExES hala

yüksek değerler sergiler. Bu yüzden bu çözümler tavsiye edilebilir değerleri

sunabilir. 1 ve 2, 5 ve 7 tanzimleri arasına yerleştirilmiş mümkün çözümler ekserjetik

sürdürülebilirliğin yüksek değerini sunsa bile, ekonomik gösterge ile sunulan düşük

değer birleşik sürdürülebilirliği azaltır.

Güç üretim teknolojilerinin optimal tanzimleri

1 2 3 4 5 6 7

Sür

dürü

lebi

lirl

ik f

aktö

rü

0

1

2 EkonomikEkserjetikEkserjetik-Ekonomik

Şekil 3.13. PV ve WT güç üretim sistemlerinin optimal kapasite genişlemeleri ve

değişimleri için ekserjetik, ekonomik ve ekserjetik-ekonomik sürdürülebilirliğin

göstergeleri.

118

3.6. Endüstriyel ve Ekolojiksel Ekserji Tüketimi

Ekserji analizi endüstriyel ürünlerin ve proseslerin ekolojiksel performans

incelenmesi ve ömür boyu değerlendirilmesi için genişletilmiştir. Bu genişlemeler

çevresel etkilerin ve sermaye girdilerinin öneminden bahsetmesine rağmen, birçoğu

ekosistemin bütün endüstriyel faaliyetlerin sürdürülebilirliğindeki önemli rolünü

ihmal etmektedir. Kararlar, her insan aktivitesi için gerekli olan servisleri ve ürünleri

üretecek ekosistemlerin yeteneğinde önemli bozulmalara yol açan, doğayı ele alan

yaklaşım tabanlıdır. Doğanın katılımını hesaplamak endüstriyel faaliyetlerin çevresel

performansı ve etkisini ölçmek için de önemlidir. Bu bölüm de Ekolojiksel

Kümülatif Ekserji Tüketimi (ECEC) kavramına öncülük eden ekosistemlerin

katılımını dahil etmek için Endüstriyel Kümülatif Ekserji Tüketimi (Industrial

Cumulative Exergy Consumption, ICEC) analizinin mühendislik kavramı

genişletilmiştir. Endüstriyel prosesler için ECEC’i hesaplamada pratik yöntemler

tanımlanmış ve ağ cebiri temelli bir formal algoritma öne sürülmüştür (Hau, 2005).

3.6.1. Endüstriyel Kümülatif Ekserji Tüketimi

Geleneksel veya Endüstriyel Kümülatif Ekserji Tüketimi (ICEC) ekserji analizinin

genişletilmiş uygulamasıdır. Ürün oluşturmada direkt veya dolaylı olarak kullanılan

tüm doğal kaynakların ekserjisinin hesabıdır (Szargut vd., 1988). Burada hidrojen

üretmede kullanılan kaynaklara bağlı olarak verilen sistemler için ICEC analizinin

nasıl uygulanabileceği açıklanmıştır. Şekil 3.14. ICEC analizini göstermektedir. Eğer

kaynak ekolojiksel prosesten ve insanlık aktiviteleri için ham materyallerden mesela

kömür, doğalgaz ve petrol direkt üretiliyorsa bu kaynak doğal kaynak olarak

tanımlanır (Hau, 2005). Prosesin ICEC’si prosesin tüm adımlarında ve üretim

zincirinde bulunan önceden gerçekleşen proseslerde tüketilen tüm doğal kaynakların

ekserjisinin toplamıdır. Genel olarak, üretim zincirinin ICEC’si olan Cp aşağıdaki

gibidir.

∑=

==iN

k

knnp CCC1

, (3.44)

119

Burada Ni endüstriyel üretim zincirindeki proses ünitelerinin sayısını, Cn,k ve Cp,k

sırasıyla k.inci proses ünitesine giren doğal kaynağın ve ayrılan ürünün kümülatif

ekserjisidir. Giriş-çıkış ağ cebirinin uygulaması Bölüm 3.6.2’de geliştirilmiştir.

Ağdaki her bir ünite sadece bir dış giriş ve çıkışa sahip olarak değerlendirilmiştir.

Böylece final ihtiyaç ve değer katkısı akımları tek bir üniteye giren tüm doğal

kaynakların ve ayrılan final ürünlerin ekserjisinin toplamını sunması sağlanmıştır.

Şekil 3.14. Endüstriyel kümülatif ekserji (ICEC) analizi.

ICEC analizi doğal kaynak girdilerinin ekserjilerini (Bn) ve kümülatif ekserjilerini

(Cn) eşit olarak kabul eder. Buradan aşağıdaki ifade yazılabilir.

knkn BC ,, = (3.45)

Mükemmelliğin Endüstriyel Kümülatif Derecesi (Industrial Cumulative Degree of

Perfection, ICDP) (η) final ürününün veya ürünlerinin ekserjisinin, ürününün veya

ürünlerinin ICEC’sine oranıdır. Buradan;

p

p

N

k

kn

N

k

kp

pC

B

C

B

i

i

==

∑

∑

=

=

1,

1,

η ; kp

kp

kpC

B

,

,

, =η (3.46)

elde edilir. Burada ηp ve ηp,k sırasıyla üretim zincirinin ve k.inci üretimin ICDP’sini

sunmaktadır. Denklem (3.46) aşağıdaki gibi yazılabilir.

Endüstriyel Prosesler

Γi

Doğal Kaynaklar, Bn,k; Cn,k

Ürünler, Bp,k; Cp,k

120

ppp BC1−= η (3.47)

Her bir ürün akımının CEC hesaplaması için yaklaşım Bölüm 3.6.2’de detaylı olarak

açıklanmıştır. Genel olarak, her bir ürünün CEC’i (Cp,k) ve girdiklerin CEC’i (Cn,k)

arasındaki ilişki aşağıdaki gibi yazılabilir.

nip CC .Γ= (3.48)

Buradaki C, CEC girişinin vektörü (Cn,k) ve Γi, NixNi ayırma matrisidir. Bu matris

ekserji akış ağını ve seçilmiş ayırma metodunu sunar. Ayırma ile ilgili daha fazla

bilgi Bölüm 3.6.2’de verilmiştir. ICEC analizi LCA’nın bazı özelliklerini kapsar.

Çünkü her iki metotta ürünün yaşam döngüsü ile ilgili bazı kapsamlarını inceler.

LCA’dan farklı olarak, ICEC analizi emisyonları ve onların zararlarını incelemez.

ICEC analizi kullanılabilir olan birçok endüstriyel prosesin hesaplamalarında

kullanılmaktadır (Szargut vd., 1988).

3.6.2 Ekolojiksel Kümülatif Ekserji Tüketimi

Ekolojik prosesler global ekserji girdilerini endüstriyel ürünler ile ekolojik ürünlere

çevirmektedir. Ekolojik prosesleri dahil etmek ICEC analizinin sistem sınırlarının

genişletilmesini gerektirmektedir (Hau, 2005). Böylece Şekil 3.14., Şekil 3.15.’de

gösterildiği gibi, ekolojik proseslerin ekserji tüketimini dahil ederek genişletilmiştir.

Ekolojik proseslerin sürdürülen girdilerinin ekserjisi ve kümülatif ekserjisi sırasıyla

Be,k ve Ce,k olarak ifade edilmiştir. Denklem (3.45) artık Şekil 3.15. için bağlayıcı

değildir. Aslında, doğal kaynakların CEC’i ve ekserjisi, sırasıyla Cn ve Bn, Denklem

(3.47)’a benzer olarak bir eşitlik üzerinden tanımlanabilmektedir.

nnn BC .1−= η (3.49)

Burada ηn köşegen matris terimlerini oluşturan ηn,k ile (Ni+Ne)x(Ni+Ne) köşegen

matristir. Ne ekolojik arz zincirine dahil olan birimlerin sayısını ifade etmektedir.

121

Bölüm 3.6.1.’de bahsedildiği gibi girdi ve çıktıların sayısı, birimlerin toplam sayısına

eşittir. Çünkü her bir birimin bir tane dışsal girdisi ve çıktısı vardır (Hau, 2005).

Değişken ηn,k küresel ekserji girdilerinden k.inci proses birimlerine giren doğal

kaynakları oluşturan ekolojik proseslerin verimliliğini ifade etmektedir. Açık olarak,

Denklem (3.45)’de gösterildiği gibi, ICEC analizi bu verimliliklerin uyum içinde

olduğunu ve ekolojik prosesleri ihmal ettiğini öngörmektedir. Şekil 3.15.’de verilen,

doğal kaynakları endüstriyel ürünlere çevirmek için, kullanılan doğal kaynakların

üretimindeki ekolojik proseslerde tüketilen ekserji miktarı aşağıda gösterildiği gibi

yazılabilir.

Şekil 3.15. Ekolojiksel Kümülatif Ekserji Tüketimi (ECEC) analizi.

een CC .Γ= ve nip CC .Γ= (3.50)

Burada Γe ve Γi sırasıyla ekolojiksel girdileri doğal kaynak çıktılarına dönüştürmenin

ve doğal kaynakları endüstriyel ürünlere dönüştürmenin paylaştırma matrisleridir.

Her bir ürünü oluşturmak için ekolojik ve endüstriyel proseslerdeki kümülatif ekserji

tüketimi aşağıdaki gibi yazılabilir.

ep CC .Γ= (3.51)

Burada Γ ekolojik ve endüstriyel prosesler için toplam paylaştırma matrisini ifade

eder. Γ, Γe ve Γi’nin ürünlerine eşittir veya paylaştırma metoduna bağlı değildir.

ECEC için eşitliklerin değişimi Denklem (3.49) ve (3.50)’yi bir araya getirerek

aşağıdaki gibi yazılabilir.

Endüstriyel Prosesler

Γi

Doğal

Kaynaklar

Bn,k; Cn,k

Ürünler, Bp,k; Cp,k

Ekolojiksel Prosesler

Γe

Global Ekserji

Be,k; Ce,k

122

nnip BC .. 1−Γ= η (3.52)

Şekil 3.15.’deki ekolojik-endüstriyel ürün zinciri için toplam ECEC aşağıdaki gibi

yazılabilir.

∑+

=

===ei NN

k

keenp CCCC1

, (3.53)

Denklem (3.51), (3.52) ve (3.53) bize toplam ECEC’i (Cp) bulmak için Bn,k’nın ve

ηn,k’nın ne olduğunun bilinmesine ve her bir ürünün ECEC’ini hesaplarken Cp,k’nın

paylaştırma matrisine (Γ) ihtiyacımız olduğunu göstermektedir. Benzer olarak,

ekolojik proseslerin ICDP’sini belirlemek paylaştırma matrisi (Γe) ve ekolojik

girdileri (Be,k) gerektirmektedir. Çoklu çıktılar arasındaki toplam ekserjiyi

bölümlendirmek için, paylaştırma matrisi (Γ) ağa ve seçilen paylaştırma yöntemine

bağlıdır. Ekolojik girdiler (Be,k) güneş, dalga ve jeotermal ekserjisi gibi küresel

girdileri ifade etmektedir. Global girdilerin CEC’i Denklem (3.47) ve (3.49)’den

hesaplanabilir.

eee BC .1−= η veya kekeke BC ,1,, .−= η (3.54)

Denklem (3.51), (3.52) ve (3.53) herhangi ürün zincirinden ürünlerin ECEC’ini

tahmin etme yollarının alternatiflerini sunmaktadır.

3.6.3. Ekolojiksel Kümülatif Ekserji Tüketiminin Hesaplaması

Bölüm 3.6.2.’de verilen ECEC analizi için eşitlikler ECEC’in uygulamada nasıl

hesaplanacağı hakkında yeterli detayları vermemektedir. Bu bölümde pay ayırma ve

ağ cebirini takiben ECEC analizi için formal algoritma gibi pratik yöntemler

sunulmuştur.

123

3.6.3.1. Ağ Sunumu ve Cebiri

Girdi-çıktı analizinin ağ cebiri herhangi bir analizdeki akışı analiz etmenin uygun ve

özenli yolunu sunmaktadır (Hau, 2005). Şekil 3.16.’da gösterildiği gibi herhangi bir

ağ ifade edilebilir. Şekil 3.16.a aynı birimleri terk ederek final ürünlerin bilgisini

ayırmada kullanılan bir yapay birimi göstermektedir. Şekil 3.16.b; Şekil 3.16.a’da

sunulan üç adet birim sisteminin jenerik sunumunu göstermektedir. Şekil 3.16.b,

Çizelge 3.23.’de gösterildiği gibi çizelge biçiminde ifade edilebilir. Cn,i i.inci

birimden sisteme girişleri ifade etmektedir. Cij i.inci birimden j.inci birime direk

işlemi ifade etmektedir. Girdi-çıktı analizi, analiz edilen özelliğin korunmasını

gerektirmektedir. Örneğin kütle, enerji, kümülatif ekserji, para vb. Böylece, Ci i.inci

birime direk girişlerin toplamı olup bu i.inci birimden çıkışların toplamına da eşittir.

İşlem katsayısı (γij) j.inci birime transfer olan Ci’nin kesrini ifade eder. γp,i sistemi

terk eden Ci’nin kesridir. İşlem katsayıları (γij ve γp,i) ve sistem girdileri (Cn,i)

değişkenlerdir. İşlem katsayıları, kullanılan pay ayırma metotları hakkında bilgi

taşımaktadırlar. ICEC analizinde bunlar birim çıkış ekserjisinin fonksiyonlarıdır.

Çizelge 3.22., Şekil 16.b’de ki proses ağının değişkenlerini göstermektedir. Çizelge

3.23.’ün çıktı sütunu eşitliklerin sistemi olarak formüle edilebilir. Jenerik bir sistem

için bu formülasyon aşağıdaki gibi olur (Hau, 2005).

Şekil 3.16. Proses ağının örneği a) orijinal akış tablosu b) jenerik sunumu.

124

22,2,

11,1,

CC

CC

pp

pp

γ

γ

=

=

. (3.55)

.

nnpnp CC ,, γ=

Çizelge 3.23. Proses ağının tablo sunumu.

Birimler 1 2 3 Çıktı Toplam 1

11111 CC γ= 11212 CC γ= 11313 CC γ= 11,1, CC pp γ= 1C

2 22121 CC γ= 22222 CC γ= 22323 CC γ= 22,2, CC pp γ= 2C

3 33131 CC γ= 33232 CC γ= 33333 CC γ= 33,3, CC pp γ= 3C

Girdi 1,nC 2,nC 3,nC

Toplam 1C 2C 3C

Çizelge 3.24. Proses ağının işlem katsayıları ve CEC.

Birimler 1 2 3 Çıktı Toplam 1 0

12γ 0 1,pγ 1C

2 0 22γ 23γ 2,pγ 2C

3 0 0 0 3,pγ 3C

Girdi 1,nC 2,nC 0

Toplam 1C 2C 3C

Daha kullanışlı matematiksel ifade için, Denklem (3.55) matris formunda

sunulmuştur.

CC pp .γ= (3.56)

Burada γp köşegen üzerindeki katsayılar (γp,i) ile köşegen matristir ve C katsayıları Ci

tarafından yapılan vektördür (Hau, 2005). Çizelge 3.23.’ün sistem birimleri ile

alakalı bir sütununun elemanları eklenerek diğer eşitlikler sistemi formüle edilebilir.

Geniş kapsamlı bir sistem için bu aşağıda gösterildiği gibi olur.

125

22,2222112

11,1221111

...

...

CCCCC

CCCCC

nss

nss

=++++

=++++

γγγ

γγγ

. (3.57)

.

ssnsssss CCCCC =++++ ,2211 ... γγγ

Matris formunda, Denklem (3.57) aşağıdaki gibi yazılabilir.

CCC n

T

ij =+.γ (3.58)

Burada γ işlem katsayıları (γji) ile formüle edilen kare matrisidir. γ sistem birimleri

arasındaki ilişkiyi ifade eder. Cn sistem girdilerinin kümülatif ekserji vektörüdür. C

için ifade çözülmek istenirse Denklem (3.58) yeniden düzenlenmelidir.

( ) n

T

ij CC .11−

−= γ (3.59)

Ürünlerin kümülatif ekserji vektörü Cp, Denklem (3.59)’u Denklem (3.56)’da

kullanarak elde edilir.

( ) n

T

ijpp CC .1.1−

−= γγ (3.60)

Geniş kapsamlı paylaştırma matrisinin formu (Γ) aşağıda verilmiştir.

( ) 11.

−−=Γ T

ijp γγ (3.61)

Bu ağ sunumu ve cebir ICEC analizi için kullanılabilir. Fakat ECEC hesaplaması için

kullanılabilirliği paylaştırma yaklaşımına bağlıdır.

126

3.6.3.2. Paylaştırma

Endüstriyel ve ekolojiksel proseslerin çoklu çıktıları mevcut olduğu için, çoklu

çıktılar arasındaki girdileri sınıflandırmak veya paylaştırmak genellikle gereklidir.

Paylaştırma için çeşitli metotlar tavsiye edilmiştir. Bunların pazar değeri, kütle,

enerji veya ekserji içeriği ve ürünlerin enerji kalitesine dayandırılmıştır. Ayrıca

sistemi değiştirerek paylaştırmadan kaçınma tekniği önerilmiş (Weidema, 2001) ve

ISO 14000 standartlarında tavsiye edilmiştir (ISO 14040, 1997).

3.6.3.3. Tam Tanımlanmış Ağlarda Paylaştırma

ICEC analizinde ürün akışlarını ekserjilerine göre paylaştırma popülerdir (Szargut

vd., 1988; El-Sayed ve Gaggioli, 1989). Bu yaklaşımda, i.inci birimden j.inci birime

kadar bir ürün akışının kümülatif ekserjisi (Cij),

iijij CC γ= (3.62)

şeklindedir. Burada γij aşağıdaki gibi hesaplanabilir.

∑ +=

j

ipij

ij

ijBB

B

,

γ (3.63)

Burada γij birim i’den, birim j’ye olan işlem katsayısıdır. Bij birim i’den birim j’ye

salınan ekserjidir ve Bp,i birim i’den ürün akışıdır. Ürün akışları (Bp,i) sistemi terk

eden çıktı akışlarıdır. Denklem (3.61)’deki ip,γ aşağıdaki gibi hesaplanır.

∑ +=

j

ipij

ip

ipBB

B

,

,

,γ (3.64)

127

Bu paylaştırma yaklaşımı paylaştırma için ağ ve çıktıların detaylı bilgisine

dayanmaktadır (Hau, 2005). Bunun faydaları ekserjinin korunum yasalarına uyması

ve geniş kullanımı olan ağ cebiri ile tutarlı olmasıdır.

3.6.4. Açıklayıcı Örnek

ECEC yaklaşımı Şekil 3.17.’de gösterilen basit bir ağ sayesinde açıklanmaktadır

(algoritmanın uygulanmasının detayları Ek A’dadır). İki adet doğal kaynak

girdilerinin aynı ekolojik prosesten geldiği kabul edilir ve eklenmezler. Her bir doğal

kaynağın ECEC’i Şekil 3.17.’de değerin altındaki her bir ağ ucunda parantez içinde

gösterilmiştir ve ağ üzerinden bağımsız olarak yayılmaktadır. Şekil 3.17.’de ekserji

akışları verilmiş olup, bunların kümülatif ekserjileri (Cn,1, Cn,2, C12, Cp,1, Cp,2)

bulunmak istenmektedir (Hau, 2005). Çizelge 3.25.’de sistemin verileri verilmiştir.

Örneğin uygulamaları hakkındaki detaylı hesaplamalar Ek A’da verilmiştir.

Şekil 3.17. ECEC analizinin açıklayıcı örneği.

Çizelge 3.25. ECEC analizi için sistemin verileri.

Birim (i) Bi1 Bi2 Bn,i Bp,i in,η

1 0 10 30 10 0.3 2 0 0 20 10 0.5

Cn,1 ve Cn,2’yi bulmak için Denklem (3.49) matris formunda yazılarak sırasıyla 100

ve 40 olarak bulunmuştur. Cp,1 ve Cp,2’yi bulmak için Denklem (3.48)’den

Ekolojiksel proses

Be,k

1

2

Endüstriyel proses

Bn,1=30

Bn,2=20

(Cn,1=100)

(Cn,2=40)

B12=10 (C12=50)

Bp,1=10 (Cp,1=50) Bp,2=10 (Cp,2=90)

128

yararlanılır. iΓ ise Denklem (3.61)’den ve ijγ ise Denklem (3.63)’den bulunur ve

matris formunda yazılır. ip,γ Denklem (3.64)’den hesaplanarak köşegen matris

oluşturulur. Cp,i değeri ise niip CC ., Γ= ifadesinin matris formundan hesaplanarak,

Cp,1 ve Cp,2 sırasıyla 50 ve 90 olarak bulunmuştur. C12 Denklem (3.44) ile

hesaplanarak 50 bulunmuştur.

3.6.5. Proses Örnekleri

Bu örnekler ICEC analizinin tanımlanmasından sonra ECEC analizinin proseslere

uygulanmasını göstermektedir. Örnek elektroliz yöntemi ile hidrojen üretmede güneş

termal ve kömür termal güç tesislerinin ürettiği elektriği kıyaslamaktadır. Örnek dar

tanımlanmış sınırları ele almakta, işçiliğin, büyük ihtiyaçların ve emisyonların

etkilerini ihmal etmektedir. Sonuç olarak, bu analizler politika belirlemek veya karar

vermek için kullanılamaz fakat basitçe dönüşümler üzerinden ICEC’in ECEC’e direk

uzantısını görmeye yardımcı olur.

3.6.5.1. Kömür ve Güneş Enerjisinden Elektrik

Bu örnekte elektroliz yöntemi ile hidrojen üretiminde güneş tabanlı elektrik üretimi

ile kömür tabanlı termal proseslerde elektrik üretimini kıyaslamaktadır. Szargut vd.

(1988) ve Harlock (1992) tarafından sağlanan ICEC analizinin verileri kullanılmıştır.

ICEC analizi gibi bu örnek emisyonları ve onların etkilerini, malzeme, arazi gibi

sermaye girdilerini ve işçilik gibi insan kaynağı girdilerini göz ardı etmektedir (Hau,

2005). Sonuç olarak, bu analiz her iki yaklaşım hakkındaki kararları almak için yeteri

kadar bütünsel değildir. Fakat bu bölümde geliştirilen yaklaşımı göstermektedir.

Şekil 3.18.’de kömürle çalıştırılan buhar güç tesisinin ve termal güneş güç tesisinin

ekserji akış diyagramları gösterilmiştir. Yerden 141.95 kW’lık kömürü çıkarmak için

ek olarak 7.05 kW’lık fuel-oil’den ekserji gerekmektedir. Kömür elektrik üreten

türbinlere hareket eden buharı ısıtmak için yanma odasında havayla karıştırılır.

Rankine döngüsünü tamamlamak için, kısmen yoğunlaşmış buhar geri dönüştürülür.

Denklem (3.44) ve (3.46)’yı kullanarak, sürecin ICEC’i 149 kW ve ICDP’si %23.2

129

olarak bulunmuştur. Çizelge 3.26. ICEC analizinin sonuçlarını özetlemektedir. Atık

gazların ekserjisi kömürle çalışan güç tesisi için ihmal edilmemiştir. Böylelikle doğal

kaynakların ekserjisinin tamamı elektriğe dönüştürüldüğü kabulü yapılmamıştır.

Kömürle çalışan güç tesisinin verimi daha yüksek olduğu ICDP tarafından

kanıtlandığı gibi, geleneksel termodinamik bakış açısından da daha verimlidir ve

yüksek ICDP’sinden dolayı kömürden elektrik üretmek güneş tabanlı elektrikten

daha verimlidir.

Şekil 3.18. Kömürle çalıştırılan güç tesisi ve termal güneş güç tesisi için ekserji akış

diyagramı.

Çizelge 3.26. Güneş ve kömür tabanlı güç tesislerinin ICEC değerleri.

Kaynak Cp (kW) ηηηηp (%) Kömür 149 23.2

Güneş enerjisi 270.82 12.7

130

Kömürle çalışan güç tesisinin ve termal güneş güç tesisinin ECEC analizi ekolojiksel

prosesin daha iyi görülmesi için yapılmalıdır. Şekil 3.19.’da kömürle çalıştırılan güç

tesisinin ECEC analizi için gerekli olan ağ cebirinin sunumu verilmiştir. Denklem

(3.49) kullanılarak Cn,1 ve Cn,2 sırasıyla 591.46 ve 25.19 olarak bulunmuştur.

Açıklayıcı örnekte anlatılan prosedür takip edilerek ijγ , ip,γ ve iΓ hesaplanmış ve bu

değerler kullanılarak Denklem (3.52) yardımı ile Cp1, Cp2 sırasıyla 1182.92 ve 56.67

olarak bulunmuştur. Denklem (3.46)’e göre sistemin ICDP (ηp) değeri 0.029 olarak

bulunmuştur.

Şekil 3.19. Kömürle çalıştırılan güç tesisinin ECEC analizi için ağ sunumu.

Çizelge 3.27. ekolojik ürünlerin hesaplanmasından sonra ortaya çıkan sonuçlar

özetlemektedir. Birim ECDP veya güneş ışığının dönüşümünden dolayı, güneş

tabanlı tesisin ECDP’si, ICDP’sine eşittir. Fakat ekserjiyi daha konsantre ve daha

yüksek kalitede enerjiye dönüştürmek için kömürde ve petrolde ekolojik servislerin

ekserjisini içermesinden dolayı, kömürle çalışan güç tesislerinin ECDP’si önemli

derecede düşüktür. ECEC analizi foto-termal elektrik üretimi termodinamik olarak

kömür tabanlı elektrik üretiminden üstün olabileceğini göstermektedir. Fakat

ekonomik ve sermayesel girdilerin neden olduğu ekserji tüketiminin ve emisyonların

etkilerinin dahil edilmesi bu rakamları büyük ölçüde etkileyebilmektedir ve bu

teknolojileri kıyaslama hakkında herhangi bir sonuca ulaşmadan önce bunu yapmak

gereklidir (Sciubba, 2001; Odum, 1996; Ukidwe and Bakshi, 2004).

Ekolojiksel proses

Be,k

1

2

Endüstriyel proses

Bn,1=141.95

Bn,2=7.05

(Cn,1=591.46)

(Cn,2=25.19)

B12=141.95 (C12=709.5)

Bp,1=34.51 (Cp,1=1182.92)

Bp,2=2 (Cp,2=56.67)

Bn,3=0

131

Çizelge 3.27. Güneş ve kömür tabanlı güç tesislerinin ECEC değerleri.

Kaynak Cp (kW) ηηηηp (%) Kömür 1239.59 0.029

Güneş enerjisi 270.82 12.7

Bu çalışmanın sürdürülebilirlik ilkelerini anlamak için yeni metotlara ve bakış

açılarına önderlik edebileceği beklenmektedir. Daha ileri çalışmalar için birçok fırsat

mevcuttur. Çoklu zamansal ve uzaysal skalalar üzerinden kaynakların bir araya

getirilme çalışması birçok bütünsel tekniği bulunmaktadır. Var olan metotların

şeffaflığı ve yararı ikmal zamanına göre kaynaklar arasındaki farklara işaret eden bir

sıralı sistemi geliştirerek ilerletilebilir. Kaynakları yenilenebilir ve yenilenemez

olarak kategori etmek yerine, bu sistem kaynakları günlük yenilenebilme yeteneği,

kısa döngü, uzun döngü veya evrensel zaman skalalarına göre ayırmaktadır. Benzer

bir uzaysal hiyerarşi de tanımlanabilmektedir. İdeal olarak, çoklu zamansal ve

uzaysal skalalarda verilerin kalitesindeki farkları ele alan ve bu verileri şeffaf ve

optimum noktada birleştiren sistematik çoklu skalalı istatistiksel çerçeve gereklidir.

Çevresel bilinçli karar verme, termodinamik metotların tam potansiyelini anlamak

için burada tanımlanan ve diğer alakalı alanlarda araştırmalar gerekmektedir.

132

4. ARAŞTIRMA BULGULARI VE TARTIŞMA

4.1. Arka Plan

Karar verici mekanizma veya yönetim yeterli enerjiyi sağlayacak teknolojiyi

planladığı zaman, çeşitli faydaların yanında sakıncalara da sahip olan birçok

seçenekle karşılaşacaktır. Enerji üretim opsiyonlarına ilişkin karar verme sürecinde

basit tek bir adet çözüm yolu karşımıza çıkmaz. Her bir alternatif, özellikle çevre ve

ekonomi gibi birbirleri ile çakışmakta olan birçok faktör altında incelenir. Hidrojen

enerji sistemini kurmak için devam eden incelemeler ve araştırmalar hidrojenin nasıl

üretileceği sorusunu beraberinde getirmiştir. Hidrojen enerjisinin en önemli bir

avantajı da çeşitli kaynaklardan (fosil ve yenilenebilir) üretilebilmesidir. Karar verme

aşamasında bu avantaj aynı zamanda rekabetçi bir rol alarak karşımıza çıkmaktadır.

Bütün ihtiyaçları en düşük maliyette karşılayacak, mümkün olduğunca insan

sağlığına ve çevreye en az oranda zarar verecek hidrojen üretim yöntemini seçmek

zor bir konudur.

Hidrojen enerjisi ile ilişkili mevcut yapı gelişim bariyerlerini aşma, kabul görme ve

günümüz yaşam tarzında kendisine kalıcı bir yer edinme şansına sahiptir. Her yeni

teknoloji kurulmuş yapısı ve varlıkları ile kullanıcıya sunulduğundan, hidrojen enerji

sistemlerine geçiş aşamasında diğer sistemlerden farklı bir yapı ortaya çıkmış

olacaktır. Fosil temelli sistemler günümüze kadar birçok gelişim geçirdiğinden ve

olgunlaştığından dolayı, bu sistemlerin maliyetlerinin kabul edilecek kadar düşük

olduğu bir pazar mevcuttur. Diğer yandan, alternatif teknolojiler günümüzde gelişim

aşamasında olduğu için maliyetleri doğal olarak yüksektir. Bu yüksek maliyet

teknolojinin erken gelişim aşamasında olması nedeniyle, sarf edilen Ar-Ge

harcamaları için yapılan yatırımlardan kaynaklanmaktadır. Teknoloji olgunlaşıp seri

üretime geçildikten sonra kesinlikle alternatif enerji teknolojisi sistemlerinin üretim

maliyeti düşecektir. Bu rekabetlerden dolayı hidrojen temelli sistemlere geçiş için

düşünceler, günümüzdeki yakıt yapısını sürdürmek ve ideal ihtiyaç olarak

yenilenebilir hidrojen seçeneklerini görmek (ama uzak bir ihtimal olarak)

eğilimindedir. Fakat yenilenebilir hidrojen sistemlerinin uygulanmasını ve

133

gerçekleştirilmesini hızlandıracak farklı bir bakış açısı kullanılabilir. Bakış açısının

bu türü genelde dışarıda bırakılan çevresel ilgiyi ekonomik kaygıyla bir arada ele

alınmasını sağlamaktır. Bakış açısına göre kaynak/teknoloji ilgi çekici ya da ilgi

çekici değil olarak düşünülebilir. Örneğin çevresel bakış açısına göre, enerji

sistemlerinin yenilenebilir kaynaklara bağlı olması ve hidrojen teknolojisine geçişişi

gerektirirken, fosil yakıtları kademeli bir şekilde enerji kaynağı olarak

kullanılmamasını destekler. Ekonomik bakış açısı ele alındığında bunun tersi

geçerlidir. Bu bölümde hidrojen ekonomisine geçişte karşımıza çıkan karmaşık karar

verme mekanizmasında yer alan faktörlerin daha iyi yapılandırılmasına, nesnel

düşüncelerin geliştirmesine, yakınsama potansiyeli ve farklı bakış açılarının etkisi

altında karar vermeyi sağlamada bir önceki bölümde ortaya konulan değerlendirme

analizlerinin sonuçları tartışılmıştır.

4.2. Araştırma Yaklaşımı

Literatür taramasından elde edilen bilgilerin incelenmesi sonucunda, problem

formüle edilmiş ve çözüm yaklaşımları değerlendirme analizleri yardımıyla

türetilmiştir. Bunları takiben yapılması gerekenler ana evrenin tasarımı, geliştirme,

uygulama, değerlendirme ve karar modelini test etmedir. Bu evrelerin her birinde yer

alan basamaklar ve ayrıca yer alan geri besleme döngüsünü ortaya koymak için,

Şekil 4.1. yardımı ile izlenen araştırma yaklaşımı gösterilmiştir (Yüzügüllü, 2005).

4.2.1. Problemin Ortaya Konulması

Bu çalışma için, altyapı çalışması ilk olarak hidrojen enerji sistemleri ile alakalı

literatür incelenerek yapılmıştır. Teknolojinin temelleri (karakteristikleri, üretimi,

depolanması, taşınması, dağıtımı ve kullanımı), hidrojen enerji sistemlerinin

sınırlamaları ve sürümleri ile alakalı sorunlar ilgili konuların anlaşılması amacıyla

gözden geçirilmiştir. Literatürde vurgulanan önemli bir nokta, hidrojen üretim

sistemlerinin kurulma zorluğu ve farklı üretim yollarının farklı ürünler ürettiğidir.

Çeşitli yöntemleri kullanarak hidrojen üretim teknolojilerinin ekonomik maliyetleri,

hidrojenin depolanması, taşınması ve kullanımına ilişkin farklı yaklaşımları içiren

134

analizler literatürde mevcuttur. Bazı enerji üretim teknolojileri için ömür boyu

çevresel etkiler literatürde hesaplanmıştır, fakat hidrojen üretim teknolojileri için

ömür boyu çevresel etkileri inceleyen çok az çalışma bulunmaktadır.

Şekil 4.1. Araştırma Yaklaşımı (Yüzügüllü, 2005).

Literatürden elde edilen bakış şöyledir; hidrojen üretim süreçleri önerilen hidrojen

enerji sistemlerinin önemli bir kısmını oluştururlar ve konuyla ilgili zorluklar çeşitli

faktörlerin dikkatli incelenmesini gerektirir. Analiz; maliyet ve çevre etkileri gibi

Problemin ortaya konması

Değerlendirme araçlarının seçimi

Çoklu kriter değerlendirme prosedürünün seçilmesi

Karar verici mekanizma veya yönetimin seçilmesi

Bilgiyi elde etmede metodun seçimi

Kriterin seçimi

Girdi verilerinin geliştirilmesi

Optimizasyon

Model Tasarımı ve geliştirme

Model Uygulaması,

Değerlendirme ve Deneme

Amaç hiyerarşisinin geliştirilmesi

Kriterlerin ölçeklendirilmesi

135

çeşitli özellikleri değerlendirmek için uygulansa bile, karar verme durumu ile alakalı

tüm etkenleri ele alan ve en yararlı yollar üzerinden karar verici mekanizma veya

yönetimlerin amaçlarını karşılayacak olan seçenekleri seçmeye yardımcı olmak üzere

yapılanmış bir yaklaşım kurulmamıştır. Bu araştırma böyle bir karara yardımcı

çerçeve oluşturmak için yapılmıştır.

Literatürden elde edilen bir diğer önemli bakış şudur; hidrojenin nereden (örn;

hidrojen üretmek için fosil yakıt mı kullanılmalı yoksa yenilenebilir kaynaklar mı

kullanılmalı?) üretileceği üzerinde yapılmaktadır. Bir hidrojen enerji sisteminin

kurulması aşamasında karar senaryosunda yer alan karar vericiler genelde farklıdır.

Her bir hissedarın farklı hedefleri ve birbirleri ile çakışan öncelik inançları vardır. Bu

durum hidrojenle ilgili yatırımlara karar verileceği zaman anlaşmazlıklarla

sonuçlanmaktadır. Bu araştırma hidrojen üretim seçenekleri üzerinden seçim

yapmaya yardım etmek, fikirlerin yakınsamasının uygulanmasında böyle bir

yöntemin verimliliğini test etmek ve farklı bakış açısına sahip hissedarlar karar

vermeye katıldığı zaman yönteme yardımcı olmak üzere kullanılan çeşitli

değerlendirme araçlarının geliştirmesini hedeflemiştir.

4.2.2. Değerlendirme Araçlarının Seçimi

Bölüm 3.’de ki tanımlamalardan görüldüğü gibi, hidrojen enerji sistemlerinin

değerlendirilmesi için birden çok metot bulunmaktadır. Bu değerlendirmelerin en az

ikisinin birlikte kullanılması ile ortaya çıkan değerlendirme sürecine de çoklu kriter

değerlendirilmesi yöntemi denilmektedir. Fakat bu kriterlerin seçilmesi tamamen

karar verici mekanizmaya veya yönetime ait olup kriterlerin seçilmesi hususunda

kesin bir yargı bulunmamaktadır.

Çevresel değerlendirme yöntemleri bir önceki bölümde tanımlanmıştır. Bu yöntemler

enerji üretim faaliyetlerde oluşan çevresel etkilere karşı insanların tercihlerini ortaya

çıkarmada kullanılır. Bu suretle bireylerin çevre üzerinde ki duyarlılıklarını

açıklamaya yardımcı olmaktadırlar. Çevresel değerlendirme analizlerini içeren

teknikler hem kabul hem de ret görmüş olmasına rağmen, bazı durumlarda

136

avantajları vardır. İnsan sağlığı, çevre ve bitki-hayvan türlerinin korunumu gibi

konulara fiyat biçmek bazı araştırmacı ve enerji politikacıları tarafından itirazlarla

karşılaşmasına ve tartışmaya yol açan bir konu olarak görülmesine rağmen kesinlikle

faydalı olabilecek bir yaklaşım tarzıdır. İhtiyat ve önemli etkenlerin

değerlendirilmesi bu faktörleri inkar etmekten ve ters sonuçları üretmekten daha

değerli olarak görülmektedir. Fakat tek başına çevresel değerlendirme bu araştırma

için en uygun yöntem olarak görülmemiştir. Bu araştırmada incelenen karar verme

analizleri ile problemi karar vermede rol oynayan teknikten, sosyale veya siyasiye

geniş aralıkta etkenleri düşünmeyi hedeflemiştir. Enerji üretim sistemlerine parasal

değerleri atamak ve bu parasal değerler üzerinden kıyaslama yapmak bu araştırmada

incelenen çoklu kriter probleminde ele alınan geniş ve farklı etkenler için olası

ve/veya uygun olmayabilir. Ek olarak, çevresel değerlendirme toplumun tercihi ve

yararları terimindeki konuları incelemektedir. Fakat bu çalışmada incelenen karar

problemine ulaşmada çeşitli alternatif çevresel değerlendirme sistemlerini karar

verici mekanizma veya yönetim grubunun birlikte çalışma ve hidrojen üretim

alternatifleri üzerinden seçimi ile alakalı bir karara ulaşma ihtiyacının olduğu bir

durumda yer almaktadır. Böylece çoklu kriter karar değerlendirme süreci hedef ile

alakalı faktörleri ve karar vericilerin tercihlerini hesaba katan daha uygun bir

yaklaşım olarak görülmüştür. Çoklu kriter değerlendirilmesi ile karar verme

yaklaşımında ele alınan her bir alternatifle alakalı çeşitli niteliklerin performansı da

değerlendirilir. Alternatifler üzerindeki niteliklerin performansının yanında, bu

niteliklere atanan önemliliğin hesaba katılması ile hangi alternatifin amaçları daha iyi

karşıladığına karar vererek seçim yapılmaktadır.

4.2.3. Karar Modelinin Tasarımı ve Geliştirilmesi

Karar modelinin tasarımı ve geliştirilmesi aşağıdaki beş basamaktan oluşmaktadır.

1. Çoklu kriter değerlendirilmesi prosedürünün seçilmesi,

2. Karar verici mekanizma veya yönetim tanımlanması,

3. Bilgiyi elde edecek yöntemin tanımlanması,

4. Amaç hiyerarşisinin geliştirilmesi,

5. Kriterin seçimi.

137

4.2.3.1. Çoklu Kriter Değerlendirme Prosedürünün Seçilmesi

Çoklu kriter değerlendirilmesi yöntemi eğer basit bir değerlendirme yöntemi olarak

tek başına seçilirse yeteri kadar doğru ve geçerli değildir veya tüm bakış açılarını

kapsamayabilir. Daha karmaşık birkaç yöntemin daha fazla özelliği kapsayarak daha

fazla avantajlara sahip olmakta, kesinlikle daha doğru ve geçerli bir yaklaşım

sunmaktadır. Fakat değerlendirme durumları karar verici mekanizma veya

yönetimler için daha karmaşıksa ve onların yargılarını etkiliyorsa, kesin olmayan

sonuçlar türetebilir. Böylece güvenilir sonuçların ve uygunluğun optimum

seviyesinde sonuçlanan bir yöntemi seçmek daha ideal olacaktır. Uygun çoklu kriter

değerlendirmesi yöntemleri aşağıdaki etkenler düşünülerek karar verici

mekanizmaya veya yönetime önerilmelidir (Yüzügüllü, 2005).

• Kullanım Kolaylığı: Yöntemler karar verici mekanizmanın veya yönetimin

kullanması ve kavraması için kolay olmalı, fakat güvenilir ve iyi seviyede doğruluğa

sahip olmalıdır.

• Geçerlilik: Yöntemler arasında iyi bir destekleyici teori ortaya konulmalı ve

geniş bir şekilde kullanılmasına özen gösterilmelidir.

• Sınırlamalar: Yöntem mümkün olduğunca az sayıda sınırlayıcı öngörülere sahip

olmalı ve yöntemin parçaları olan sınırlamalar sonuçlarda önemli etkilere yol

açmamalıdır.

• Uygunluk: Modeller uygulanabilir olmalı, ele alınacak alternatiflerin ve

niteliklerin sayısı verilmelidir. Problemin zorluğu ve karar modeli dengeli olmalıdır.

4.2.3.2. Karar Verici Mekanizmanın veya Yönetimin Tanımlanması

Hidrojen enerjisi ile ilgili konular kaçınılmaz olarak bakış açıları, öncelikleri ve

ilgileri çakışan birçok karar verici mekanizma veya yönetimi içerecektir. Bu

araştırmanın maksadı bu farklı bakış açılarını bir araya getirmek ve böyle bir

138

durumda karar verme modelinin sağlamlığını test etmektir. Fikirlerin bu farklılığı,

aşağıdaki nedenlerden kaynaklanabilir:

• Coğrafik: Bir şehir ya da bölge gibi bir yerleşim yeri ile alakalı nüfus, bölge

insanlarının yeni teknolojiyi kullanma istekliliği yerel/bölgesel hava kirliliği, enerji

kaynakları, hidrojen talebi vs.

• Politik: Yerel, bölgesel ya da ulusal seviyede yeni teknolojiler için yasa,

standartlar, teşvikler vs.

• Endüstriyel: Özel endüstri/sektör (örneğin petrol, doğalgaz, yenilenebilir enerji,

sistem üreticileri) ile alakalı finansal bilgiler, düzenleyici sınırlamalar, kaynaklar vs.

• Çevresel: İlgili grupların ve kar amacı gütmeyen organizasyonların çevresel

kaygıları ve bu kaygıları gündemde tutma başarıları.

4.2.3.3. Girdi Bilgilerinin Elde Edilmesi

Girdi bilgilerini oluşturmak için literatürden faydalanılabilir. Yalnız bu bilgileri ilgili

çevresel değerlendirme analizlerinde kullanmak için çeşitli eklemeler veya

çıkarmalar gerekebilir. Mesela rüzgar veya fotovoltaik sistem tarlaları kurmak için

gerekli olan çevresel analizleri yaparken bu sistemlerin kurulacak bölgeye hangi

araçlarla ve ne kadarlık bir mesafeden taşınacağı yapılan araştırmada kesinlikle

ortaya konması gerekmektedir.

4.2.3.4. Amaç Hiyerarşisinin Geliştirilmesi

Bir karar verme aşamasında değerlendirme metodolojisini geliştirmede, amaçların ve

kriterlerin belirlenmesi önemli bir basamaktır. Hidrojen üretim teknolojileri üzerine

literatürün ilk gözden geçirilmesi ile hidrojen üretim yöntemlerinin doğrudan

ekonomik maliyeti, ömür boyu analizle ilgili olarak çeşitli çevresel etki analizleri

üzerine az miktarda çalışma bulunduğu ortaya konmuştur. Bu çalışmalara dayanarak,

139

ana hedefin, kriterlerin ve niteliklerin görsel bir hiyerarşik diyagramı genişletilerek

Şekil 4.2.’de sunulmuştur (Yüzügüllü, 2005).

Şekil 4.2. Görsel Hiyerarşik Amaç Diyagramı (Yüzügüllü, 2005).

4.2.3.5. Kriterlerin Seçilmesi

Herhangi bir karar problemindeki gibi, branşlaşmanın ve detayların optimum

seviyesi bulunmalıdır. Bu karar verici mekanizmanın veya yönetimin dikkatini ana

yargılamadan çekecek çok fazla detaya sahip olurken geniş amaçların yargılaması

için gerekli bilginin sağlandığı önemli bir dengeleme sürecidir. Final amaç

SOx

PM

NOx

CO2

CH4

N2O

Emisyonlar

Global Isınma

Potansiyeli

Atık Su

Katı Atık

Arazi

Su

Materyaller

Enerji

Yatırım Maliyetleri

İşletim Maliyetleri

Hava

Atık

Kaynak Kullanımı

Ekonomik Açıdan

Çevresel Açıdan

Değerlendirme Araçları

140

hiyerarşisi Şekil 4.3’de gösterilmiştir. Toplam hedef sosyal refahı yükseltecek kararı

seçmektir (Yüzügüllü, 2005). Bunu sağlamak için ana unsurlar çevresel etkileri,

ekonomik etkileri, sosyal etkileri azaltmak ve enerji güvenliğini artırmaktır. Üçüncü

ve dördüncü seviyeler dört ana kriteri daha detaylı açıklayan alt kriterleri

sunmaktadır.

Şekil 4.3. Final amaç hiyerarşisi.

Yerel ve/veya bölgesel hava etkileri

Global tehlike/global iklim değişikliği

Su etkileri

Katı atıklar

Maliyetler

Ürünlerden elde edilen kazanç

İş yaratma

Piyasaya girmek

Rekabetçi pozisyon

Girişteki engeller

Çevresel etkiler

Ekonomik etkiler

Enerji güvenliği

Kullanılabilirlik

Hassaslık

Sosyal refah

Sosyal etkiler

Rakip kullanımlar

Geçici değişimler

Miktar

Gönderilebilme

Kaynak yararlanılabilirliği

Alt yapı yararlanılabilirliği

Jeopolitiksel yararlanabilme

Coğrafik farklılık

Arazi

Su

Enerji

Materyaller

Kaynak kullanımı

Güvenlik

Çevresel adalet, öz-sermaye, sosyal kabuller

Karşılıklı-üretimsel öz-sermaye

1.inci Seviye 2.inci Seviye 3.üncü Seviye 4.üncü Seviye

141

4.2.4. Karar Modellerinin Uygulanması ve Değerlendirilmesi

Karar modellerinin uygulaması ve değerlendirilmesi aşağıdaki işlem basamaklarını

içermektedir.

• Kriter kıyaslamaları ve ağırlıkların kurulması

• Kriterin temel önemlilik kıyaslaması

• Alternatiflerin değerlendirilmesi için girdi verilerinin geliştirilmesi

• Optimizasyon

4.2.4.1. Kriterlerin Değerlendirilmesi

Çizelge 3.1.’de verilen enerji sistemleri için mevcut değerlendirme araçlarının en

yaygın olarak kullanılanları bu çalışmada geliştirilmiş ve örnek uygulamalarla

yöntemler desteklenmiştir. Yine bu çizelgede değerlendirme araçlarının en önemli iki

özelliğinden birincisi boyutlar alt başlığı altında termodinamik, ekonomik ve

çevresel uygulamalara cevap verip vermediği, ikincisi ise uzaysal skala alt başlığı

altında yerel, bölgesel, ulusal ve global skalalardan hangisini karşıladıkları

verilmiştir. Kriterlerin kıyaslanması genellikle bu iki başlığa göre yapılır. Aynı

zamanda karar verici mekanizma veya yönetimin yine bu değerlendirme araçlarının

hangi kriterlerine daha fazla önem verdiği de kriterlerin kıyaslanmasında çok önemli

bir rol oynamaktadır.

4.2.4.2. Optimizasyon

Optimizasyon süreci kriter ağırlıklarına ve kriterdeki alternatiflerin performansına

dayanarak alternatiflerin önemlilik sıralamalarına karar vermektedir (Yüzügüllü,

2005). Çizelge 4.1. tüm kriterleri ve onların optimizasyon yönlerini (azaltma ve

artırma) listelemektedir. Kriter tanımlamaları Ek B’de verilmiştir.

142

Çizelge 4.1. Kriterlerin optimizasyon talimatları.

Kriter Maksimum Seviyede

Minimum Seviyede

Rekabetçi pozisyon √ Başlangıçtaki engel √ Rakip kullanımlar √ Geçici değişmeler √ Miktar √ Taşınabilme √ Kaynak farklılığı √ Alt yapının hassaslığı √ Jeopolitiksel hassaslık √ Coğrafik farklılık √ Arazi √ Su √ Enerji √ Materyaller √ Yerel/Bölgesel çevre etkileri √ Global ısınma/Global iklim değişikliği √ Su etkileri √ Katı atık √ Maliyetler √ Ürünlerden elde edilen kazanç √ İş yaratma √ Piyasaya girme √ Kullanılabilirlik √ Hassaslık √ Kaynak kullanımı √ Güvenlik √ Sosyal kabul √ Karşılıklı üretimsel öz-sermaye √ Çevresel etkiler √ Ekonomik etkiler √ Enerji güvenliği √ Sosyal etkiler √

143

4.3. Tartışma

4.3.1. Verilerin Kaynakları

Model uygulama, değerlendirme ve ölçme fazındaki optimizasyon ve istatistiksel

analizleri yapmak için, kriterler üzerindeki değerlendirmelerin her birinin

alternatifleri, kriter ağırlıkları ve performansını ortaya koymada veriler gereklidir. Bu

bileşenlerin elde edilmesi için prosesler aşağıda detaylı olarak açıklanmıştır.

4.3.1.1. Hidrojen Üretim Yöntemlerinin Seçilmesi

Hidrojen üretim yöntemleri karar vericiler tarafından tasarlanması gerekir . Bu

araştırmada yedi adet hidrojen üretim alternatifi ele alınmıştır. Daha önceki

bölümlerde belirtildiği gibi en uygun yöntemin seçimi için tesisin kurulacağı bölge

ile uyumlu tüm hidrojen üretim senaryoları ele alınarak değerlendirme yapılmalıdır.

• Alternatif 1 (A1): Merkezi üretim tesisinde hidrojen buhar-metan reformasyonu

(SMR) ile doğalgazdan üretilir. Gaz halinde ki hidrojen araç pompalama istasyonuna

boru hattı ile taşınır.

• Alternatif 2 (A2): Merkezi üretim tesisinde hidrojen buhar-metan reformasyonu

(SMR) ile doğalgazdan üretilir. Sıvı halde bulunan hidrojen sıvı olarak depolanır ve

araç pompalama istasyonuna tankerlerle taşınır.

• Alternatif 3 (A3): Hidrojen merkezi üretim tesisinde reformasyon ile kömürün

gazlaştırılmasından üretilir. Gaz halinde bulunan hidrojen araç pompalama

istasyonuna boru hattı ile taşınır. Prosesin sonucu olarak üretilen karbondioksit

havaya atılır.

• Alternatif 4 (A4): Hidrojen merkezi üretim tesisinde reformasyon ile kömürün

gazlaştırılmasından üretilir. Gaz halindeki hidrojen araç pompalama istasyonuna

144

boru hattı ile taşınır. Prosesin sonucunda üretilen karbondioksit yakalanır ve önceden

seçilen güvenli bölgeye depolanır.

• Alternatif 5 (A5): Rüzgar tarlasında üretilen elektrik hidrojeni üretmede

elektroliz ünitesini besler. Gaz halindeki hidrojen araç depolama istasyonuna boru ile

taşınır.

• Alternatif 6 (A6): Fotovoltaik (PV) gözeler yardımı ile güneş ışığı elektriğe

dönüştürülür ve şebeke hattına verilir. Elektriğin yeterli miktarı, hidrojeni üretmede

küçük skala elektrolizini beslemek üzere araç depolama istasyonunda hattan

kullanılır.

• Alternatif 7 (A7): Hidrojen merkezi üretim tesisinde reformasyon ile

biyokütlenin gazlaştırılması prosesi yardımı ile üretilir. Gaz halindeki hidrojen araç

dolum istasyonlarına boru hattı ile taşınır. Prosesin sonucunda üretilen karbondioksit

havaya atılır.

Bu yedi alternatif planlayıcıların modellerini yapması ve kararlarında çeşitli

değişimleri test etmesi amacı ile Türkiye için mümkün olan senaryolar olarak

seçilmiştir. Alternatifler opsiyonlardaki farklılıkları sunmak ve kriterler üzerinde bu

alternatiflerin performans verilerinin kullanılabilirliğine göre seçilmiştir.

4.3.1.2. Yakın Dönem Değerlendirme

a-) Merkezi üretim tesisinde doğalgazın buhar-metan reformasyonu. Hidrojen sıvı

olarak üretilir, sıvı formda depo edilir ve araç dolum istasyonuna tankerlerle taşınır.

Araç depolama istasyonunda, sıvı hidrojen özel depolarda saklanır ve basınçlı gaz

formunda araca vermeden önce buhar formuna geçirilir. Bu opsiyon kararlılık

modelinde Alternatif 2 olarak sunulmuştur.

b-) Elektrik hattından alınan elektrik, hidrojen üretmek amacı ile araç dolum

istasyonunun yanına yerleştirilen küçük ölçekli elektrolizörde kullanılır. Gaz

145

halindeki hidrojen daha sonra sıkıştırılır, basınçlı tanklarda depolanır ve araçlara

verilir. Bu opsiyon formu kararlılık modelindeki Alternatif 6 için temel

oluşturmuştur.

4.3.1.3. Uzun Dönem Değerlendirme

a-) Merkezi üretim tesisinde biyokütlenin veya kömürün gazlaştırılması. Hidrojen

gaz formunda üretilir ve araç dolum istasyonuna boru hattı ile gönderilir. Araç dolum

istasyonunda gaz hidrojen sıkıştırılır, basınçlı silindirlerde depolanır ve araçlara

verilir. Bu opsiyon kararlılık modelinde Alternatif 3 (kömür) ve 7 (biyokütle) ile

verilmiştir.

b-) Merkezi üretim tesisinde kömür, hidrojen üretmede kullanılır. Prosesin

sonucunda salınan karbondioksit gazı tutulur ve daha önce tespit edilen yer altı

depolamasına gönderilir. Gaz olarak üretilen hidrojen araç dolum istasyonuna boru

hattı ile gönderilir. Araç depolama istasyonunda, hidrojen sıkıştırılır, basınçlı

silindirlerde depolanır ve araçlara verilir. Bu opsiyon kararlılık modelinde Alternatif

4 olarak sunulmuştur.

c-) Rüzgar tarlalarında türbinler rüzgar gücü üretir. Buradan üretilen elektrik hidrojen

üretme çiftliğe kurulan elektroliz ünitesini besler. Gaz olarak üretilen hidrojen araç

dolum istasyonuna boru hattı ile iletilmektedir. Araç dolum istasyonunda, gaz

halindeki hidrojen sıkıştırılır, basınçlı silindirlerde depolanır ve araçlara verilir. Bu

opsiyon kararlılık modelinde Alternatif 5 ile sunulmuştur.

d-) Fotovoltaik (PV) gözeler güneşten elektrik üretmek üzere araç dolum

istasyonlarının yanına küçük ölçekli elektroliz ünitesini beslemesi için

yerleştirilmiştir. Daha sonra gaz halindeki hidrojen sıkıştırılır, basınçlı kapta

depolanır ve araçlara verilir. Bu opsiyon kararlılık modelinde Alternatif 6 için temel

oluşturmuştur.

146

Dağıtılmış üretim yolları kullanım noktasında, mesela araç dolum istasyonunda,

küçük ölçekli reformerin veya elektrolizörlerin kullanımını içermektedir. Hidrojenin

gereksinim duyulan başlangıçtaki hacmi küçük ve detaylandırılmış dağıtım alt yapı

sistemi kompleks olacağı, dağıtılmış üretim opsiyonu daha az sermaye yatırımı ve

hiçbir dağıtım alt yapı sistemi gerektirmediği için, yakın dönem için

onaylanmaktadır. Yinede, bu alternatif yüksek maliyet dezavantajına ve

karbondioksit tutumu ile ilişkili zorluklara sahiptir. Uzun dönem için hidrojenin

merkezi üretimi gittikçe artan daha fazla maliyet etkileri ile karşılaşacaktır.

Dağıtılmış üretim, merkezileştirilmiş üretim ile paralel olarak geleceğin enerji

sisteminde ele alınan çözüm olarak tasarlanmaktadır. Hidrojenin merkezi üretimi geri

beslemelerin, hem fosil hem de yenilenebilir değişiminde kazançlı olabilir.

Günümüzde, doğalgaz ve kömür üretim maliyeti uygun olan fosil kaynak

beslemeleridir. Fakat bu kaynaklardan oluşan karbon emisyonunun tutulması gerekli

olduğu için sistemin toplam maliyeti artar.

4.3.2. Kriter Üzerine Alternatiflerin Performansı

Daha fazla objektif kriter için, literatürden alınan veriler kullanılmıştır (Yüzügüllü,

2005). Çizelge 4.2, 4.3 ve 4.4’de verilerin kaynağı ile ilişkili yedi alternatif

özetlemiştir.

147

Çizelge. 4.2. Alternatif 1-7 için çevresel etki değerleri.

Alternatif Çalışma (yıl) Etki Değer Birim 1 Spath ve Mann (2001) 47.70 g/kgH2

2 Spath ve Mann (2001) 47.70 g/kgH2 3 Ratafia-Brown vd.

(2002) 29.30 g/kgH2

4 Ratafia-Brown vd. (2002)

29.30 g/kgH2

5 Spath ve Mann (2001) 44.80 g/kgH2 6 Aguado-Monsonet

(1998) & Koch (2001) 4.30 g/kgH2

7 Mann ve Spath (1997)

Hava Etkileri (HE)

58.10 g/kgH2

1 Spath ve Mann (2001) 11888 gCO2-eşdeğer/kgH2

2 Spath ve Mann (2001) 11888 gCO2-eşdeğer/kgH2

3

Audus, Kaarstad ve Kowal (1996) & Ratafia-Brown vd. (2002)

19862

gCO2-eşdeğer/kgH2

4 Audus, Kaarstad ve Kowal (1996)

240 gCO2-eşdeğer/kgH2

5

Spath ve Mann (2001), Koch (2001) & REPP (2000)

1223

gCO2-eşdeğer/kgH2

6

Koch (2001) & Aguado-Monsonet (1998)

2039

gCO2-eşdeğer/kgH2

7 Mann ve Spath (1997)

Global Tehlike/ Global İklim

Değişimi (GTGİD)

1531 gCO2-eşdeğer/kgH2

1 Spath ve Mann (2001) 0.20 g/kgH2 2 Spath ve Mann (2001) 0.20 g/kgH2 3 Spath ve Mann (2001) 6 g/kgH2 4 Spath ve Mann (2001) 6 g/kgH2 5 Spath ve Mann (2001) 1.60 g/kgH2 6 Phylipsen ve Alsema

(1995) 3.03 g/kgH2

7 Mann ve Spath (1997)

Su Etkileri (SE)

2 g/kgH2

1 Spath ve Mann (2001) 202 g/kgH2 2 Spath ve Mann (2001) 202 g/kgH2 3 Ratafia-Brown vd.

(2002) 2646 g/kgH2

4 Ratafia-Brown vd. (2002)

2646 g/kgH2

5 Spath ve Mann (2001) 223 g/kgH2 6 Phylipsen ve Alsema

(1995) 504 g/kgH2

7 Mann ve Spath (1997)

Katı Atıklar (KA)

21 g/kgH2

148

Çizelge 4.3. Alternatif 1-7 için kaynak kullanım değerleri.

Alternatif Çalışma (yıl) Etki Değer Birim 1 Moen (2005), Spath ve

Mann (2001) 4453 m2/MW

2 Moen (2005), Spath ve Mann (2001)

4453 m2/MW

3 REPP (2000) 6882 m2/MW 4 REPP (2000) 6882 m2/MW 5 AWEA (2008) &

REPP (2000) 11336 m2/MW

6 USDOE VE EPRI (1997) & PS (2005)

25101 m2/MW

7 REPP (2000)

Arazi (A)

5263 m2/MW

1 Spath ve Mann (2001) 19.80 L/kgH2

2 Spath ve Mann (2001) 19.80 L/kgH2 3 Ratafia-Brown vd.

(2002) 117 L/kgH2

4 Ratafia-Brown vd. (2002)

117 L/kgH2

5 Spath ve Mann (2001) 26.70 L/kgH2 6 AWEA (2008) 3.70 L/kgH2 7 Mann ve Spath (1997)

Su (S)

29.70 L/kgH2

1 Spath ve Mann (2001) 183.20 MJ/kgH2 2 Spath ve Mann (2001) 183.20 MJ/kgH2 3 Spath, Mann ve Kerr

(1999) 420 MJ/kgH2

4

Muradov (2000) & Spath, Mann ve Kerr (1999)

421.30

MJ/kgH2

5 Spath ve Mann (2001) 9.10 MJ/kgH2 6 Kannan (1998) 93.70 MJ/kgH2 7 Mann ve Spath (1997)

Enerji (E)

7.70 MJ/kgH2

1 Spath ve Mann (2001) 3855 g/kgH2 2 Spath ve Mann (2001) 3855 g/kgH2 3 Spath, Mann ve Kerr

(1999) 19713 g/kgH2

4 Spath, Mann ve Kerr (1999)

19713 g/kgH2

5 Spath ve Mann (2001) 1032 g/kgH2 6 Phylipsen ve Alsema

(1995) 22600 g/kgH2

7 Mann ve Spath (1997)

Materyaller (M)

204 g/kgH2

149

Çizelge 4.4. Alternatif 1-7 için maliyet verileri değerleri.

Maliyet (C) Ortalama Maliyet (MC)

Alternatif Çalışma (yıl)

$/GJ $/kgH2 $/kgH2

Audus vd. (1996) 5.60 0.80 Ogden (2002) 16.64 2.36 Padro ve Putsche (1999) 5.97-7.46 0.85-1.06 Ogden (1999) 11.00-14.00 1.56-1.99 Ogden ve Nitsch (1993) 7.00-10.00 0.99-1.42

1

Simbeck ve Chang (2002) - 5.00

1.38

Ogden (1999) 19.00 2.70 2 Simbeck ve Chang (2002) - 3.66

3.18

Audus vd. (1996) 10.30 1.46 Gray ve Tomlinson (2002) 6.49 0.92 Simbeck ve Chang (2002) - 5.62

3

Doctor vd. (2001) - 1.30-1.40

1.27

Spath ve Amos (2000) 18.72 2.66 IEA-GHGP (2005) 13.00 1.85 Ogden (2002) 16.97 2.41

4

Gray ve Tomlinson (2002) 7.77 1.10

2.30

Padro ve Putsche (1999) 11-20 1.56-2.84 Ogden ve Nitsch (1993) 17.00 2.41 Mann, Spath ve Amos (1998) - 4.50; 3.50 Myers vd. (2003) - 2.40-6.91

5

USDOE-HFC&ITP (2003) - 2.80; 2.50; 2.00

2.61

Mann, Spath ve Amos (1998) - 8.00; 5.00 Simbeck ve Chang (2002) - 12.12

6

USDOE-HFC&ITP (2003) - 4.70; 3.80; 2.50

5.38

Mann, Spath ve Amos (1998) 11.00-15.00 1.56-2.13 Simbeck ve Chang (2002) - 6.29 USDOE-HFC&ITP (2003) - 3.60; 3.30; 2.60

7

Myers vd. (2003) - 2.40-6.91

2.81

Kriterlerin hepsini kullanarak yedi alternatifin performansı üzerinden elde edilen

bilgi ilk olarak ilgili tablolara kaydedilmiştir ve daha sonra en iyi ve en kötü durum

not edilmiştir (kriterin maksimizasyonu ve minimizasyonuna bağlı olarak). Bir

sonraki adım olarak en iyi ve en kötü durum arasındaki fark bildirilmiştir. Daha

sonra bu veriler değişime bağlı olarak ölçeklendirilmiştir. Ölçeklendirme işlemi

sıfırdan bire kadar değer alacak şekilde yapılmıştır. Hesaplama prosedürü aşağıdaki

formülasyon kullanarak yapılmıştır.

Değer = (X-XEk)/(XEi-XEk) (4.1)

150

Burada; X ele alınan değer, XEk veriler için kabul edilen en kötü değer (kriterin

maksimizasyon/minimizasyon durumuna göre), XEi veriler için kabul edilen en iyi

değer (kriterin maksimizasyon/minimizasyon durumuna göre), XEi-XEk en iyi ve en

kötü arasındaki fark verilerin değerleridir. Kriterlerin ham verileri

maksimizasyon/minimizasyon durumuna göre en iyi/en kötü durumları, dizilerin ve

yukarıda açıklamaları gösterilen seçilmiş verilerin değerleri Çizelge 4.5.’de

gösterilmiştir. Aynı çizelgede kriterlerin ölçeklendirilmesi alt başlığı altında 0 ile 1

arasında değişen değerleri ile seçilen verilerin, Denklem (4.1) yardımı ile

ölçeklendirilmiş değerleri verilmiştir. Ölçek değeri 1’e yaklaştıkça en iyi değere

ulaşmakta, 0’a yaklaştıkça mükemmelden uzaklaşmaktadır.

Çizelge 4.5. Kriter ve değer skalasının alternatiflerinin performansı üzerine örnek

veriler.

4.3.3. Analizin Sonuçları

Bu çalışmada yaklaşım sonuçlarını göstermek için dünyada yaygın olarak kullanımı

bulunan yedi adet alternatif hidrojen üretim opsiyonu seçilmiştir. Çoklu kriter

değerlendirilmesinin oluşturulması için Çizelge 3.1.’de verilen enerji üretim

151

sistemlerinin değerlendirme araçlarından olan Bölüm 3.2.’de detaylı bir şekilde

açıklaması yapılan ömür boyu değerlendirme analizi ve Bölüm 3.3.’de verilen ömür

boyu maliyet analizini birlikte değerlendirilmiş ve bu analizin sonuçları Çizelge

4.5.’de sunulmuştur. Bu sonuçların daha iyi anlaşılabilmesi için sırasıyla Çizelge

4.2., 4.3. ve 4.4.’de verilen hidrojen üretim alternatifleri (A1-A7) için çevresel etki

değerlerini oluşturan hava etkileri (HE), global tehlike/global iklim değişimi

(GTGİD), su etkileri (SE) ve katı atıkların (KA) ortalama değerleri, kaynak kullanım

değerlerini oluşturan arazi (A), su (S), enerji (E) ve materyal (M) kullanımının

ortalama değerleri ve maliyet (C) verilerinin ortalama değerleri Şekil 4.4.’de

gösterilmiştir.

Hidrojen üretim opsiyonları

1 2 3 4 5 6 7

Kri

terl

erin

ölç

ekle

ndir

ilm

esi

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

Çevresel etki değerleriKaynak kullanımıMaliyet

Şekil 4.4. Seçilmiş hidrojen üretim opsiyonlarının çoklu kriter değerlendirilmesi.

Şekil 4.4. dikkatlice incelendiğinde çevresel etki değeri en az olan A6 nolu hidrojen

üretim opsiyonu, kaynak kullanımı en az olan A7 nolu hidrojen üretim opsiyonu ve

maliyet açısından en düşük olan A3 nolu hidrojen üretim opsiyonu ön plana

çıkmaktadır. Yalnız bu üç değer birlikte değerlendirilirse yani çoklu kriter

değerlendirilmesi yapılırsa A5 ve A7 nolu hidrojen üretim opsiyonları aynı kriter

ölçek değerleri ile karşımıza çıkarken bunları A1 nolu hidrojen üretim opsiyonu takip

etmektedir.

152

5. SONUÇ

Genel olarak, bu tez çalışmasında karar verme prosesindeki bütünleşik ekonomik,

kaynak kullanımı ve ekolojiksel değerlendirme için sistematik yaklaşımlar

geliştirilmiştir. Çevresel performansın değerlendirilmesi ve çevresel olarak bilinçli

karar vermenin fırsatları sunulmuştur. Bu fırsatlar ekosistem, tesis büyüklüğü

çerçevesinde analiz sınırlarının genişlemesi, farklı kalitedeki verilerin

kombinasyonu, ekonomik başarı ve çevresel koruma arasındaki doğruluk dengesi

hakkındaki perspektiflerin farklılığı değerlendirerek yapılmıştır. Takip eden bölümler

bu tezdeki ulaşılan ana objektifleri özetlemekte ve burada sunulan yaklaşımların

tamamlanması ve ulaşılması için tavsiyeler verilmektedir.

5.1. Öne Sürülen Düşüncelerin Değerlendirilmesi

Değerlendirme bu tezde üstesinden gelinen problemler ile sınıflandırılmıştır. Bunlar

aşağıdaki alt bölümlerde tanımlanmıştır.

5.1.1. Ekosistemin Değerlendirilmesi

Ekolojiksel sistemler üretken bir temel oluşturdukları için tüm endüstriyel ve

ekonomik aktiviteler için önemlidir. Güçlü bir sürdürülebilirlik yapısının prensibini

ifade etmektedir ki; mevcut ekonomik aktiviteler için doğal sermaye kullanılabilirliği

aynı zamanda bunların ihtiyaçları için gelecek üretimler içinde kullanılabilir

olmalıdır. Maalesef endüstriyel kararlılık yapımı için mühendislik ve ekonomik

yaklaşımlar birçok ekolojiksel girdiyi ihmal eder. Çünkü bunların katılımı piyasa

maliyetlerini arttırmaktadır. Bu tez çalışmasında;

• Tanıtılan Ekolojiksel Kümülatif Ekserji Tüketim (ECEC) analizi, yeni bir

yaklaşım olup, ekosistemin katılımı için yapılan hesaplamadır. Bu yaklaşım ticari

veya endüstriyel Kümülatif Ekserji Tüketimi (ICEC) analizinin (sistem sınırları

ekolojiksel prosesler tarafından tüketilen ekserji dahil edecek şekilde ilerletilmiştir)

genişlemesidir. Endüstriyel prosesler için ECEC’in hesaplanmasındaki pratiksel

153

fırsatlar tanıtılmış ve ağ yapısı cebirine bağlı olarak formal algoritma ortaya

konmuştur.

• Gösterildiği gibi, ECEC analizinin gerçekleştirilmesinde ki ana engel ekolojiksel

ağ yapısının tanımlanmış ekserji akımları için önerilen bir modelin olmamasıdır.

• Ele alınan tüm metotlar endüstriyel aktivitenin, ömür boyu değerlendirmeyi dahil

eden materyal akış analizinin ve ekserji analizinin bütünsel görüşü üzerine

odaklanmaktadır.

5.1.2. Farklı Kalitedeki Verilerin Kombinasyonu

Çevresel performansın değerlendirilmesi, analizin sınırlanmasını gerektirir ve aynı

zamanda tesisin menzilinin dışına çıkar. Sonuç olarak, genişleyen sistemde yer alan

her bir prosesin tüm verileri ve bilgileri toplanırken ek caba harcanır. Proses verileri

tipiksel olarak farklı kaynaklardan toplandığı için, materyal ve enerji dengeleri

tutarsızlık eğilimi içinde bulunabilir. Bu tez çalışmasında, ömür boyu değerlendirme

çalışması için toplanan verilerin ortalama değeri üzerinden kriterlerin

ölçeklendirilmesi yapılmıştır.

5.1.3. Proseslerin Ekolojiksel ve Ekonomik Açıdan Değerlendirilmesi

Raporlar göstermektedir ki, ekonomik ve ekolojiksel objektifler arasında yaygın

olarak karşılaşılan uyuşmazlık vardır. Mesela parasal kazanç ve çevresel etki

arasında karar verme için kesin bir çözüm bulunmamaktadır. Bu tezde;

• Ekolojiksel ve ekonomik görüş, çoklu uzaysal skalada analiz edildikleri zaman

üretim proseslerinin ekolojiksel ve ekonomik görüşleri arasındaki karar vermenin tek

bir kavrama dönüşmesi sağlanmıştır. Ekonomik görüş ticari maliyetler için

hesaplama yöntemi olup farklı skalalarda değişmez. Ekolojiksel faktörler her bir

skaladaki girdilerin ekserji analizi ile değerlendirilir ve seçilen prosese bağlıdır. Bu

154

analizde değerlendirilen skalalar üretim, değer zinciri, ekonomi ve ekosistem

proseslerinde var olan metotlar ile ilişkilidir.

• Önerilen hiyerarşiksel yaklaşımın iki objektif fonksiyonu çoklu skaladaki proses

için ömür boyu çevrimin ekonomik maliyetini ve ekserjetik verimini

değerlendirmektedir. Bu yaklaşımın uygulamaları kömür termik ve güneş termal

çevrim proseslerini kullanarak yapılmıştır.

5.1.4. Çevresel Performansın Değerlendirilmesi

Çevresel performansın değerlendirilmesi anlamlı, pratiksel ve bilimsel açıdan

kusursuz ölçüm sistemlerini gerektirir. Var olan birçok ölçüm, sistemin girdi

materyalleri ve enerjisi, ömür boyu çevrimlerin proseslerinde bulunan emisyonları

hakkındaki bilgiye bel bağlamaktadır. Ölçüm sistemleri çoklu-çelişkili

değişkenlerden oluşmakta ve kararlılık yapımında kullanımını zora sokmaktadır.

Daha da fazlası, çevresel performans ölçüm sistemlerinin bilimsel olarak özenli

olmasına, seçilen proseslerin ve ürünlerin daha geniş ekonomi ve ekosistem skala

etkilerini değerlendirmede daha yetenekli olmalıdır. Bu tezde;

• Girdi-çıktı ve birleşik ömür boyu çevrim değerlendirilmesi ile birlikte birleşik

termodinamik metotların kullanımı önerisi sayesinde bu kusurların üstesinden

gelinmiştir.

5.2. Gelecekteki Çalışmalar

Tamamlama ve fonksiyonelliği arttırma çalışmaları için tavsiyeler aşağıda

sunulmuştur.

• Sürdürülebilirlik bakış açısına göre, hidrojen üretimi için bildirilen kaynakların

pervasızca kullanımı, zamanla kaynak kullanımı değişiminden daha büyük bir

problem oluşturmaktadır. Bu konuda çevresel etki değerleri, kaynak kullanımı ve

155

maliyet değerleri kullanılarak çoklu kriter değerlendirilmesi geniş bir zaman

çizelgesi altında yapılabilir.

• Çoklu kriter değerlendirilmesinde kullanımı mevcut olan hidrojen üretim

yöntemleri kullanılmıştır. Bu üretim opsiyonları henüz gelişme aşamasındaki diğer

hidrojen üretim prosesleri dahil edilerek daha kapsamlı bir çalışma yapılabilir.

• Ömür boyu maliyet analizi için geliştirilen yöntemin örnek uygulaması için

sadece PV-elektroliz sistemi seçilmiştir. Yapılan bu çalışma diğer yenilenebilir enerji

kaynağı-elektrik-elektroliz sistemleri kullanılarak genişletilebilir.

• Türkiye’de yaygın kömür yatakları bulunmaktadır. Fakat bu yatakların çoğunun

ısıl değeri oldukça düşük ve çevresel açıdan zararlı emisyonları oldukça yüksektir.

Fakat dünyada uygulamaları bulunan teknolojileri veya direkt güneş enerjisi

kullanılarak kömür gazlaştırma prosesi ile hidrojen üretilebilir. Bu hidrojen üretim

prosesi ile ilgili Türkiye’de ki kömür yataklarını kapsayan çoklu kriter değerlendirme

çalışması yapılabilir.

• Çoklu kriter değerlendirilmesi için yedi adet hidrojen üretim alternatifi seçilmiş

bu alternatifler için ömür boyu değerlendirme analizi ve ömür boyu maliyet

analizinin sonuçları birlikte değerlendirilerek yapılmıştır. İleriki çalışmalarda mevcut

olan diğer çevresel-maliyet analizleri eklenerek ortaya çıkan sonuçlar genişletilebilir.

• Kümülatif ekserji analizi yöntemi geliştirilmiştir. Elde edilen sonuçlar PV ve WT

elektrik üretim sistemleri kullanılarak değerlendirilmiştir. Bu değerlendirme

yaklaşımı fosil yakıt temelli elektrik üretim proseslerinin dahil edilmesi ile daha da

fazla geliştirilebilir.

• Endüstriyel ve ekolojik ekserji tüketim analizleri diğer fosil yakıt ve yenilenebilir

enerji teknolojileri dahil edilerek yapılan çalışma geliştirilebilir.

156

6. KAYNAKLAR Adamson, K., 2004. Hydrogen from renewable–the hundred year commitment.

Energy Policy, 32, 1231-1242. Aguado-Monsonet, M.A., 1998. The Environmental Impact of Photovoltaic

Technology. Sevile, Spain: European Commission Joint Research Center, Institute for Prospective Technological Studies, 197 p.

Amos, W.A., 1998. Cost of Storing and Transporting Hydrogen. National Renewable Energy Laboratory Technical Report. NREL/TP-570-25106. Golden, CO: National Renewable Energy Laboratory, 216 p.

API (Alstom Power Inc.) 2001. Engineering feasibility and economics of CO2 capture on an existing coal-fired power plant. Final Report Volume I. American Electric Power’s Conesville Power Plant Unit No.5 CO2 Capture, Retrofit Study, PPL Report No.PPL-01-CT-09. Windsor, CT. http://www.netl.doe.gov/technologies/carbon_seq/Resources/Analysis/pubs/AlstomReport.pdf. Erişim Tarihi: 22.06.2008

ASME, 2000. Proceedings of the Second Biennial International Workshop Advances in Energy Studies. Porto Venere, Italy, 486 p.

Audus, H., Kaarstad, O., Kowal, M., 1996. Decarbonisation of fossil fuels: Hydrogen as an energy carrier. In Hydrogen Energy Progress 11: Proceedings of the 11th World Hydrogen Energy Conference, Germany, 136-149.

AWEA (American Wind Energy Association), 2008. İnternet Sitesi http://www.awea.org. Erişim Tarihi: 12.04.2008.

Ayres, R.U.,1995. Life Cycle Analyses–A Critique. Ressources, Conservation and Recycling, 14, 3-4, 199-223.

Ayres, R.U., 1998. Eco-Thermodynamic: economics and second law. Ecological Economics, 26, 2, 189-209.

Ayres, R.U., Ayres, L.W., Martinas, K., 1998. Exergy, waste accounting and life-cycle analysis, Energy, 23, 5, 355-363.

Ayres, R.U., Ayres, L.W., Warr, B.W., 2003. Exergy, power and work in the U.S. economy, 1900-1998. Energy, 28, 3, 219-273.

Ayres, R.U., Martinas, K., Ayres, L.W., 1996. Eco-Thermodynamics, Exergy and Life Cycle Analysis, Working Paper (96/04/EPS) INSEAD. Fontainebleau, France, 74 p.

Azapagic, A., 1999. Life Cycle Assessment and Its Application to Process Selection, Design and Optimization. Chemical Engineering Journal, 73, 1, 1-21.

Babiker, M.H., Metcalf, G.E., Reilly, J., 2003. Tax distortions and global climate policy. Journal of Environmental Economics and Management, 46, 2, 269-287.

BCA, 2008. Photovoltaic Demonstration-cum-Research Project, Building and Construction Authority, Singapore. Available from: http://www.neec.gov.sg/renewables/BCA%20PV%20Project%20(2004).doc. Erişim Tarihi: 12.08.2008.

Becerra-Lopez, H.R., Golding, P., 2007. Dynamic exergy analysis for capacity expansion of regional power generation systems: case study of far west Texas. Energy Journal. 32, 2167-2186.

Bejan, A., Tsatsaronis, G., Moran, M., 1996. Thermal Design and Optimization. John Wiley & Sons, New York, 543 p.

157

Berinstein, P., 2001. Alternative energy: Facts, statistics and issues. Westport, CF: Oryx Pres, 208 p.

Bolton, J. A., 1996. Solar Photoproduction of Hydrogen. IEA Technical Report, 51p. Burgess, A.A., Brennan, D.J., 2001. Application of Life Cycle Assessment to

Chemical Processes. Chemical Engineering Science, 56, 8, 2589-2604. Cannon, J., 1997. Clean Hydrogen Transportation: A Market Opportunity for

Renewable Energy. REPP Issue Brief, No. 7, 20 p. Cassedy, E.S., 2000. Prospects for sustainable energy: A critical assessment.

Cambridge, NY: Cambridge University Press. 279 p. Ciambrone, D.F., 1997. Environmental Life Cycle Analysis. New York: CRC Press

LLC, 498 p. Collette, Y., Siarry, P., 2003. Multiobjective Optimization, Principles and Case

Studies. Berlin: Springer-Verlag, 263 p. Coombs, K.A., Crilley, J.S., Shilling, M., Higgins, B., 2004. SCR levels of NOx

reduction with ROFA and Rotamix (SNCR) at Dynegy’s Vermilion Power Station. Stack Emissions Symposium. Clearwater Beach. http://www.mobotecusa.com/white_papers/rofa_rotamix_at_vermilion.pdf. Erişim Tarihi: 17.01.2007

Cornelissen, R.L., 1997. Thermodynamics and sustainable development: The use of exergy analysis and the reduction of irreversibility, Ph.D. Thesis. Enschede, The Netherlands: Laboratory of Thermal Engineering, University of Twente, 170 p.

Cornelissen, R.L., Hirs, G.G., 2002. The Value of the Exergetic Life Cycle Assessment Besides the LCA. Energy Conversion and Management, 43, 9-12, 1417-1424.

Cox, K.E., Williamson, K.D., 1977. Hydrogen: Its Technology and Implications Volume 1, CRC Press, Cleveland, Ohio, 157 p.

Curti, V., von Spakovsky, M.R., Favrat, D., 2006. An environomic approach fort he modeling and optimization of a district heating network based on centralized and decentralized heat pumps, cogeneration and/or gas furnace. Part I: Methodology. International Journal of Thermal Sciences, 39, 7, 721-730.

DE-EIA (Department of Energy, Energy Information Administration), 2006 http://www.eia.doe.gov/glossary/glossary_l.htm. Erişim Tarihi: 12.08.3006.

Dewulf, J., Van Langenhove H., 2005. Integrating industrial ecology principles into a set of environmental sustainability indicators for technology assessment. Resources, Conservation and Recycling. 43, 4, 419-432.

Dewulf, J., Van Langenhove, H., Dirckx, J., 2001. Exergy analysis in the assessment of the sustainability of waste gas treatment systems. The science of the total environment. 273, 1-3, 41-51.

Dewulf J., Van Langenhove, H., Mulder, J., Van der Berg, M.M.D., Van der Kooi, H.J., de Swaan Aros, J., 2000. Illustrations towards quantifying the sustainability of technology. Green Chemistry. 2, 108-114.

Dicks, A.L., 1996. Hydrogen Generation from Natural Gas for the Fuel Cell Systems of Tomorrow. Journal of Power Sources. 61, 113-124.

Dincer, İ., 2001. Exergy as the confluence of energy, environment and sustainable development. Exergy, An International Journal. 1, 1, 3-13.

Dincer, İ., 2002. The role of exergy in energy policy making. Energy Policy. 30, 2, 137-149.

158

Doctor, R.D., Molburg, J.C., Brockmeier, Stiegel, G., 2001. Designing for hydrogen, electricity, and CO2 recovery from a Shell gasification based system. Presented at the 18th Annual International Pittsburgh Coal Conference, December 4-7, Newcastle, New South Wales, Australia. Edited by Sperling D., Cannon, J.S., Burlington, MA: Elsevier Academic Press.

EC (European Commission), 2001. New research reveals the real cost of electricity in Europe, Brussels, http://ec.europa.eu/research/press/2001/pr2007en.html. Erişim Tarihi: 12.08.2007

El-Sayed, Y.M., 2003. The thermoeconomics of energy conversions. Amsterdam-Boston: Elsevier, 264 p.

El-Sayed, Y.M., Gaggioli, R.A., 1989. A Critical Review of 2nd Law Costing Methods 1. Background and Algebraic Procedures. Journal of Energy Resources Technology –Transactions of the ASME. 111, 1, 1-7.

Erlach, B., Serra, L., Valero, A., 1999. Structural theory as standard for thermoeconomics,. Energy Conversion and Management. 40, 15-16, 1627-1649.

Finnveden, G., Öslund, P., 1997. Exergies of natural resources in life-cycle assessment and other applications. Energy. 22, 9, 923-931.

Forsberg, C., 2003. Hydrogen, nuclear energy, and the advanced high-temperature reactor. International Journal of Hydrogen Energy. 28, 1073-1081.

Frangopoulos, A., 1992. An introduction to environomic analysis and optimization of energy-intensive systems. In: A. Valero and G. Tsatsaronis, Editors. Proceedings of ECOS’92, ASME, 231-239 p.

Frangopouslos, C.A., Caralis, Y.C., 1997. A method for taking into account environmental impacts in the evaluation of energy systems. Energy Conversion and Management. 38, 15-17, 1751-1763.

Fthenakis, V.M., Kim, H.C., 2005. Life cycle analysis of photovoltaic systems. PV EH&S Research Center Brookhaven National Laboratory, NY, USA, DOE Solar Program Review Meeting, Denver, CO, (Conference paper). http://www.nrel.gov/ncpv/thin_film/docs/fthenakis_bnl_lca_doe_nov_05final.pdf. Erişim Tarihi: 30.06.2008.

Giampietro, M., Mayumi, K., Munda, G., 2006. Integrated assessment and energy analysis: Quality assurance in multi-criteria analysis of sustainability. Energy. 31, 1, 59-86.

Goswami, D.Y., Kreith, F., Kreider, J.F., 2000. Principles of Solar Engineering. Taylor and Frances. 694 p.

Graedel, T.E., 1998. Streamlined life-cycle assessment. Prentice Hall, Upper Saddle River, NJ, 310 p.

Gray, D., Tomlinson, G., 2002. Hydrogen from coal. Mitretek Systems Technical Paper. MTR 2002-31. Falls Church, VA: Mitretek Systems, 32 p.

Guinée, J.B., Udo de Haes, H.A., Huppes, G., 1993a. Quantitative Life Cycle Assessment of Products 1: Goal Definition and Inventory. Journal of Cleaner Production. 1, 1, 3-13.

Guinée, J.B., Heijungs, R., Udo de Haes, H.A, Huppes, G., 1993b. Quantitative Life Cycle Assessment of Products 2: Classification, valuation and improvement analysis. Journal of Cleaner Production. 1, 2, 81-91.

159

Hau, J.L., 2005. Toward Environmentally Conscious Process Systems Engineering

Via Joint Thermodynamic Accounting of Industrial and Ecological Systems.

PhD Thesis. The Ohio State University, 330 p.

HFCIT, 2004. Hydrogen Production and Delivery: Photolytic: 2004. U.S. Department of Energy. http://www.eere.energy.gov/hydrogenandfuelcells/production/photolytic.html. Erişim Tarihi: 25.08.2004.

Hirs, G., 2003. Thermodynamics applied. Where? Why?. Energy. 28, 13, 1303-1313. Horlock, J.H., 1992. Combined Power Plants: Including combined cycle gas turbine

(CCGT) plants (1st edition). Pergamon Press Ltd, Oxford, 184 p. Huppes, G., 1994. A general method for allocation. Proceedings of the European

workshop on allocation in LCA, Leiden, SETAC-Europe, Brussels, 141 p. Hydrogen Internal Combustion. 2004. Ford Motor Company.

http://www.ford.com/en/innovation/engineFueltechnology/hydogenInternalCombustion.htm. Erişim Tarihi: 27.08.2006

Hydrogen from Coal Research. 2004. U.S. Department of Energy. http://www.fe.doe.gov/programs/fuels/hydrogen/Hydrogen_from_Coal_R&D.html.

Erişim Tarihi: 28.02. 2007. International Energy Agency Greenhouse Gas Program (IEA-GHGP), 2005.

http://www.ieagreen.org.uk. Erişim Tarihi: 17.05.2008 International Energy Agency (IEA). 2003. Renewables for power generation: Status

and Prospects, Paris, France. ISO 8402: 1994. Quality management and quality assurance-Vocabulary, 198 p. Jensen, A.A., Hoffman, L., Møller, B.T., Schmidt, A., Christiansen, K., Berendsen,

S., Elkington, J., Van Dijk, F., 1997. Life cycle assessment (LCA): a guide to approaches, experiences and information sources. Copenhagen, Denmark: European Environment Agency; Luxembourg: Office for Official Publications of the European Communities, 116 p.

Kannan, R., 1998. Integrated top-down and bottom-up approach in power generation planning using life cycle based evaluation. Power point presentation based on Ph.D. research. Nanyang Technological University, Singapore. http://www.ntu.edu.sg./home5/PA3938233. Erişim Tarihi: 12.07.2005

Kanan, R., Leong, K.C., Osman, R., Ho, H.K., Tso, C.P., 2005. Gas fired combined cycle plant in Singapore: energy use, GWP and cost-a life cycle approach. Energy Conversion and Management. 46, 13-14, 2145-2157.

Kanan, R., Leong, K.C., Osman, R., Ho, H.K., Tso, C.P., 2006. Life cycle assessment study of solar PV systems: An example of a 2.7 kWp distributed solar PV systems in Singapore. Solar Energy. 80, 5, 555-563.

Kato, K., Murata, A., Sakuta, K., 1997. An evaluation on the life cycle of photovoltaic energy system considering production energy of off-grade silicon. Solar Energy Materials and Solar Cells. 47, 1-4, 95-100.

Khavari, F.A., 1993. Environomics: the economics of environmentally safe prosperity. Wesport, Connecticut: Praeger, 250 p.

Koch, F.H., 2001. Hydropower: Internalized costs and externalized benefits. In Externalities and energy policy: The life cycle approach. Workshop Proceedings, Nuclear Energy Agency of the Organization for Economic Cooperation and Development. November 15-16, Paris, France.

160

Krauter S., Rüther, R., 2004. Considerations for the calculation of greenhouse gas reduction by photovoltaic solar energy. Renewable Energy. 29, 3, 345-355.

Krewitt, W., 2002. External costs of energy-do the answer match the questions?: Looking back at 10 years of ExternE. Energy Policy. 30, 10, 839-848.

Lani, B.W., 2003. Overview of DOE/NETL’s NOx Control Program. SCR/SNCR, Conference. http://www.netl.doe.gov/technologies/coalpower/ewr/ref-shelf.html#NOx

Lazzaretto, A., Toffolo, A., 2004. Energy, economy and environment as objectives in multi-criterion optimization of thermal systems design. Energy. 29, 8, 1139-1157.

LCAccess - LCA 101, 2001. U.S. Environmental Protection Agency and Science Applications International Corporation. http://www.epa.gov/ORD/NRMRL/lcaccess/lca101.htm. Erişim Tarihi: 30.07.2007.

Lee, J., O’Callaghan, P., Allen, D., 1995. Critical review of life cycle analysis and assessment techniques and their application to commercial activities. Resources. Conservation & Recycling. 13, 37-56.

Lior, N., 2002. Thoughts about future power generation systems and the role of exergy analysis in their development. Energy Conversion and Management. 43, 9-12, 1187-1198.

Lombardi, L., 2001. Life cycle assessment (LCA) and exergetic life cycle assessment (ELCA) of a semi-closed gas turbine cycle with CO2 chemical absorption. Energy Conversion & Management. 42, 101-114.

Lovins, A. B., 2003. Twenty Hydrogen Myths. Rocky Mountain Institute. http://www.rmi.org/images/other/Energy/E03-05_20HydrogenMyths.pdf. Erişim Tarihi: 15.02.2004.

Lopez, H. R. B., 2007. Multi-Criteria Assessment of Energy Conversion Systems by Means of Thermodynamic, Economic and Environmental Parameters. PhD Thesis, University of Texas, 146p.

Mann, M.K., Spath, P.L., 1997. Life cycle assessment of a biomass gasification combined-cycle system. Golden, CO: National Renewable Energy Laboratory, 73 p.

Mann, M.K., Spath, P.L., Amos, W.A., 1998. Technoeconomic analysis of different options for the production of hydrogen from sunlight, wind and biomass. In the proceedings of the 1998 U.S. Department of Energy hydrogen program review. Washington, D.C.:U.S. Department of Energy, 214-226.

Marshall, D., 2004. Clean air task force. Comments on supplemental proposal fort he rule to reduce interstate transport of fine particulate matter and ozone (Clean Air Interstate Rule), 69 Fed.Reg.32684. http://www.catf.us/advocacy/legal/IAQR/CATF_CAIR_Comments.pdf. Erişim Tarihi: 12.09.2008.

Mathur, J., Bansal, N.K., Wagner, H.J., 2004. Dynamic energy analysis to assess maximum growth rates in developing power generation capacity: case study of India. Energy Policy. 32, 2, 281-287.

Michaelis, P., Jackson, T., Clift, R., 1998. Exergy analysis of the life cycle of steel. Energy. 23, 3, 213-220.

Middleton, P., Larson, R., Niclas, M., Collins, B., 2003. Renewable hydrogen forum: A summary of expert opinion and policy recommendations. Forum presented

161

by the American Solar Energy Society. Washington, D.C. National Press Club, 473 p.

Mortimer, N.D., 1991.Energy analysis of renewable energy sources. Energy Policy. 19, 4, 374-385.

Muradov, N., 2002. Hydrogen from fossil fuels without CO2 emissions. In Advance in hydrogen energy. Edited by C.E.G. Padro and F Lau, New York; Kluwer Academic/Plenum Publishers, 1-16.

Müller, A., 2003. A flower in full blossom?: Ecological economics at he crossroads between normal and post-normal science. Ecological Economics. 45, 1, 19-27.

Myers, D.B., Ariff, G.D., James, B.D., Kuhn, R.C., 2003. Hydrogen from renewable energy sources: Pathway to 10 quads for transportation uses in 2030 to 2050. Report prepared by Directed Technologies, Inc. for The Hydrogen Program Office, Office of Power Technologies, U.S. Department of Energy, Washington, D.C., under grant no. DE-FG01-99EE35099, 88 p.

Nakienovi, N., Gilli, P.V., Kurz, R., 1996. Regional and global exergy and energy efficiencies. Energy. 21, 3, 223-237.

NREL, 2004. New Horizons for Hydrogen, Producing Hydrogen From Renewable Resources, 37 p.

NREL-EAO (National Renewable Energy Laboratory, Energy Analysis Office), 2005. Renewable energy cost trends. http://www.nrel.gov/analysis/docs/cost_curves_2005.ppt. Erişim Tarihi 12.07.2008.

Odum, H.T., 1996. Environmental Accounting: Emergy and Environmental Decision Making (1st edition). John Wiley & Sons, New York, 370 p.

Ogden, J.M., 1999. Prospects for building a hydrogen energy infrastructure. In Annual Review of Energy and the Environment. Vol. 24. Edited by Socolow, R.H.D., Anderson, and J. Harte, Palo Alto, CA: Annual Reviews, Inc., 221 p.

Ogden, J.M., 2002. Modeling infrastructure for a fossil hydrogen energy system with CO2 sequestration. Paper presented at the 6th Greenhouse Gas Control Technologies Conference, September 30-October 4, Kyoto, Japan.

Ogden, J.M., Nitsch, J., 1993. Solar hydrogen. In Renewable energy: Sources for fuel and electricity. Washington, D.C.: Island Press, 241 p.

Owen, A.D., 2006. Renewable energy: Externality costs as market barriers. Energy Policy. 34, 5, 632-642.

Pacala, S.W., Could carbon sewuestration solve the problem of global warming? In The hydrogen economy: Opportunities, cost, barriers, and R&D needs. Washington, D.C.: The National Academics Press, 83 p.

Padro, C.E.G., Putsche, V., 1999. Survey of the economics of hydrogen technologies. National Renewable Energy Laboratory Technical Report. NREL/TP-570-27079. Golden CO: National Renewable Energy Laboratory, 57 p.

Parry, I.W.H., 2004. Are emissions permits regressive? Journal of Environmental Economics and Management. 47, 2, 364-387.

Pehnt, M., 2006. Dynamic life cycle assessment (LCA) of renewable energy Technologies. Renewable Energy. 31, 1, 55-71.

Perez-del-Notario, P., Leo, T.J., 2007. A division of the thermomechanical exergy into two components with very different economic values. Energy. 32, 4, 328-334.

162

Phylipsen, G.J, Alsema, E.A., 1995. Environmental life-cycle assessment of multicrystalline silicon solar cell modules. A study by the commission of the Netherlands Agency for Energy and the Environment, Report no.95057, Utrecht, Netherlands: Utrecht University, 66 p.

PS (Power Scorecard) 2005. Rating the environmental impact of electricity products. http://www.powerscorecard.org. Erişim Tarihi 12.07.2008.

Rafaj, P., Kypreos, S., 2007. Internalisation of external cost in the power generation sector: Analysis with Global Multi-regional MARKAL model. Energy Policy. 35, 828-843 p.

Ratafia-Brown, J.A., Manfredo, L.M., Hoffman, J.W., Ramezan, M., Stiegel, G.J., 2002. An environmental assessment of IGCC power systems, Presented at the 19th Annual Pittsburgh Coal Conference, September 23-27, Pittsburgh, 627 p.

REPP (Renewable Energy Policy Project), 2000. The environmental imperative for renewable energy: An update. Special Earth Day Report. Washington, D.C.: Renewable Energy Policy Project, 74 p.

Rifkin, Jeremy, 2002. The Hydrogen Economy. Putnam, New York, 189 p. Robert, K.H., Schmidt-Bleekh, B., Aloisi de Larderelc, J., Basiled, G., Jansenf, J.L.,

Kuehrg, R., Price Thomase, P., Wackernagelj, M., 2002. Strategic sustainable development-selection, design and synergies of applied tools. Journal of Cleaner Production. 10, 3, 197-214.

Rosen, M.A., 2002. Assessing energy Technologies and environmental impacts with the principles of thermodynamics. Applied Energy. 72, 1, 427-441.

Rosen, M.A., 2002a. Can exergy help us understand and address environmental concerns? Short Communications. Exergy, An International Journal. 2, 4, 214-217.

Rosen, M.A., 2002b. Exergy and government policy: Is there a link? Short Communication. Exergy, An International Journal. 2, 4, 224-226.

Rosen, M.A., Dincer, İ., 2001. Exergy as the confluence of energy, environment and sustainable development. Exergy, An International Journal. 1, 1, 3-13.

Rosen, M.A., Dincer, İ., 2003. Exergy-cost-energy-mass analysis of thermal systems and processes. Energy Conversion and Management. 44, 10, 1633-1651.

Roth, I.F., Ambs, L.L., 2004. Incorporating externalities into a full cost approach to electric power generation life-cycle costing. Energy. 29, 12-15, 2125-2144.

Schaefer, H., 1982. Cumulative energy consumption of products-methods of determinations-problem of evaluation. Brensstoff-Warme-Kraft. 34, 337-344.

Schaltegger, S. (Ed.), 1996. Life cycle assessment (LCA) – Quo Vadis? Birkhäuser Verlag, Boston, 187 p.

Schleisner, L., 2000. Life cycle assessment of a wind farm and related externalities. Renewable Energy. 20, 3, 279-288.

Schleisner, L., 2000. Comparison of methodologies for externality assessment. Energy Policy. 28, 15, 1127-1136.

Sciubba, E., 2001. Beyond Thermoeconomics? The Concept of Extended Exergy Accounting and its Application to the Analysis and Design of Thermal Systems. Exergy an International Journal. 1, 2, 68-84.

Seager, T.P., Theis, T.L., 2002. Exergetic pollution potential: estimating the revocability of chemical pollution. Exergy, an International Journal. 2, 4, 273-282.

163

Seager, T.P., Theis, T.L., 2002. A uniform definition and conceptual framework for industrial ecology. Journal of Cleaner Production. 10, 3, 61-71.

Sewalt, M.P.G., Toxopeus, M.E., Hirs, G.G., 2001. Thermodynamics based sustainability concept. International Journal of Applied Thermodynamics. 4, 1, 35-41.

Shiozawa, S., 2000. Present Status of Jeri’s R&D on Hydrogen Production Systems in HTGR. Proceedings of the First Information Exchange Meeting, Paris, 2-3 October 2000. Nuclear Energy Agency, 61 p.

Sieniutycz, S., Kubiak, M., 2002. Dynamical energy limits in traditional and work-driven operations I. Heat-mechanical systems. International Journal of Heat and Mass Transfer. 45, 14, 2995-3012.

Simbeck, D., Chang, E., 2002. Hydrogen supply: Cost estimate for hydrogen pathways-scoping analysis. National Renewable Energy Laboratory, 69 p.

Solarbuzz, 2008. Solar module and inverter prices. Available from: http://www.solarbuzz.com Erişim Tarihi: 21.09.2008.

Spath, P. L., Amos, W., 2000. Hydrogen production from Western coal including CO2 sequestration and coal bed methane recovery: Economics, CO2 emissions, and energy balance. In Advances in hydrogen energy. Edited by C.E.G. Padro and F. Lau. New York: Kluwer Academic/ Plenum Publishers, 48 p.

Spath, P.L., Mahn, M.K., 2000. Life Cycle Assessment of a Natural Gas Combined-Cycle Power Generation Systems, NREL/TP-570-27715, Golden, CO., pp 33.

Spath, P.L., Mann, M.K., 2001. Life cycle assessment: An environmental comparison of hydrogen production from steam methane reforming and wind electrolysis. In The proceedings of the 12th National Hydrogen Association meeting, March 6-8, Washington, D.C., 124-132 p.

Spath, P.L., Mann, M.K., 2004. Life Cycle Assessment of Renewable Hydrogen Production via Wind/Electrolysis, Milestone Completion Report, NREL/MP-560-35404, 13 p.

Spath, P.L., Mann, M.K., Kerr, D.R., 1999. Life cycle assessment of coal-fired power production. National Renewable Energy Laboratory Technical Report. NREL/TP-570-25119. Golden, CO: National Renewable Laboratory, 57 p.

Spreng, D.T., 1988. Net-Energy Analysis and the Energy Requirements of Energy Systems. Praeger Publishers, New York, 289 p.

SRI (Stell Recycling Institute), 2005. The Inherent Recycled Content of Today’s Steel, Fact Sheet. Pittsburg. http://www.recyle-steel.org. Erişim Tarihi 14.02.2008.

Statnikov, R.B., Matusov, J.B., 1995. Multicriteria optimization and engineering. New York: Chapman & Hall, 327 p.

Steinfeld, A., 2004. Solar thermochemical production of hydrogen – a review. Solar Energy. 78, 603-615 p.

Stromberg, L., 1997. Guidelines on life cycle inventory analysis of pulp and paper. Nordpap DP 2/30, 27 p.

Szargut, J., Morris, D.R., Steward, F.R., 1988. Exergy Analysis of Thermal, Chemical and Metallurgical Processes, (1st Edition). Hemisphere Pubs., New York, 332 p.

The Economist, 2008. Economic Analysis of Hydrogen Production Methods, September, 23-27 p.

164

Thomas, C. E., 2002. Hydrogen and fuel cells: Pathway to a sustainable energy future. H2Gen Innovations, Inc. Report. Alexandria, VA:H2Gen Innovations, Inc., 37 p.

Tsatsaronis, G., 1987. A review of exergoeconomics methodologies. In: M.J. Moran and E. Sciubba, Editors. Second Law analysis of thermal systems, ASME. New York, 81-87 p.

Tsatsaronis, G., 1994. Invited papers on exergoeconomics. Energy, International Journal. 19, 279-381.

Tsatsaronis, G., Winhold, M., 1985. Exergoeconomic analysis and evaluation of energy conversion plants: Parts I and II. Energy, International Journal. 10, 69-94.

Tsatsaronis, G., Winhold, G., Moran, M., 1996, Thermal design and optimization. New York: Wiley, 542 p.

Tupper, K., 2002. A Life Cycle Analysis of Hydrogen Production for Buildings and Vehicles. Master of Science, Dartmunth Collage, 287 p.

Ukidwe, N.U., Bakshi, B.R., 2004. Thermodynamic Accounting of Ecosystem Contribution to Economic Sectors with Application to 1992 U.S. Economy. Environmental Science and Technology. 38, 4810-4827.

USDOE (U.S. Department of Energy), 2004. Hydrogen posture plan: An integrated research, development and demonstration plan. Washington, DC: U.S., Department of Energy, 24 p.

USDOE-EPRI (U.S. Department of energy and Electric Power Research Institute),1997. Renewable energy Technologies characterizations. Topical Report, TR-109496, Washington, D.C.: U.S. Department of Energy, Palo Alto, CA: Electric Power Research Institute, 17 p.

USDOE-HFC&ITP (U.S. Department of Energy-Hydrogen, Fuel Cells and Infrastructure Technologies Program), 2003. Draft multi-year research, development and demonstration plan: Planned program activities for 2003-2010. Washington, DC: U.S., Department of Energy, 37 p.

USDOE-OFE (U.S. Department of Energy-Office of Fossil Energy), 2008. http://www.fe.doc.gov. Erişim Tarihi 02.03.2008.

Valero, A., 2006. Exergy accounting: Capabilities and drawbacks. Energy. 31, (1), 164-180.

Veziroğlu, T. N., Barbir, F., 1998. Hydrogen energy technologies. Emerging Technology Series. Vienna, Austria: United Nations Industrial Development Organization, 122 p.

Wall, G., 2002. Conditions and tools in the design of energy conversion and management systems of a sustainable society. Energy Conversion and Management. 43, 9-12, 1235-1248.

Wall, G., Gong, M., 2001. On exergy and sustainable development-Part 1: Conditions and concepts. Review Article. Exergy, An International Journal. 1, 3, 128-145.

Wang, W., Zmeureanu, R., Rivard, H., 2005. Applying multi-objective genetic algorithms in green building design optimization. Building and Environment. 40, 11, 1512-1525.

Weidema, B., 2001. Avoiding Co-Product Allocation in Life-Cycle Assessment. Journal of Industrial Ecology. 4, 3, 11-33.

Yantovskii, E., 1994. Energy and exergy currents. New York: NOVA, 361 p.

165

Yüzügüllü, E., 2005. Hydrogen Production Alternatives: Resolving Disparities and Examining the Stability of Decision Making Amongst Divergent Stakeholders, PhD Thesis, George Washington University, 268 p.

Zittel, W., 1996. Hydrogen in the Energy Sector. http://www.hydrogen.org/indexe.html. Erişim Tarihi: 24.07.2004.

166

EKLER Ek A: Bölüm 3.6.4.’deki Örneğin ECEC Analizi İçin Detaylar

Bölüm 3.6.4.’de verilen algoritmanın adımları burada gösterilmiştir. Çizelge A.1.’de

Şekil 3.17.’den elde edilen algoritma için gerekli olan verileri özetlemektedir.

Çizelge A.1. ECEC analiz algoritmasına başlamak için gerekli olan veriler

Birim (i) Bi1 Bi2 Bn,i Bp,i in,η

1 0 10 30 10 0.3 2 0 0 20 10 0.5

Cn,1 ve Cn,2’yi bulmak için Denklem (3.49) matris formunda aşağıdaki gibi yazılarak

kullanılır.

nnn BC1−= η (3.49)

20

30

5.00

03.01−

=nC =40

100

Buradan Cn,1 ve Cn,2 sırasıyla 100 ve 40 olarak bulunur. Cp,1ve Cp,2’yi bulmak için

Denklem (3.48)’den yararlanılır.

iniip CC ,, .Γ= (3.48)

iΓ ise Denklem (3.61)’den hesaplanır.

( ) 1

, 1−

−=Γ T

ijipi γγ (3.61)

ijγ ise Denklem (3.63)’den bulunur ve matris formunda yazılır.

167

∑ +=

j

ipij

ij

ijBB

B

,

γ (3.63)

01,11

1111 =

+=

pBB

Bγ

5.02,12

1212 =

+=

pBB

Bγ

02,21

2121 =

+=

pBB

Bγ

02,22

2222 =

+=

pBB

Bγ

00

5.00=ijγ

elde edilir. ip,γ ise Denklem (3.64)’den aşağıdaki gibi hesaplanarak köşegen matris

oluşturulur.

∑ +=

j

ipij

ip

ipBB

B

,

,

,γ (3.64)

1,1211

1,

1,

p

p

pBBB

B

++=γ =0.5

2,2221

2,

2,

p

p

pBBB

B

++=γ =1

Köşegen matris oluşturulursa,

168

10

05.0, =ipγ elde edilir.

Denklem (3.61) matris formunda yazılırsa,

1

05.0

00

10

01

10

05.0−

−=Γ xi =

15.0

05.0

Cp,i değeri ise niip CC ., Γ= ifadesinin matris formundan hesaplanır,

40

100

15.0

05.0, xC ip = =

90

50

Cp,1 ve Cp,2 sırasıyla 50 ve 90 olarak bulunur. C12 Denklem (3.44) ile hesaplanır.

∑=

=kiN

k

knp CC1

, (3.44)

Buradan 50 olarak bulunur.

169

Ek B. Kriter Tanımlamaları

Amaç hiyerarşisinin 1. seviyesi

Sosyal Refah: Ekonomi ve toplum üzerine, ayrıca enerji güvenliği hususunda çevre

etkileri tarafından belirlenen toplumun genel huzuru.

Amaç hiyerarşisinin 2. seviyesi

Çevresel Etkiler: Hidrojen üretimi esnasında hava kalitesini, su kalitesini, küresel

ısınmayı ve iklim değişikliğini olumsuz etkileyen negatif etkiler.

Ekonomik Etkiler: Proses maliyetinin negatif etkileri, faydalı ürün ve iş imkanının

yarattığı olumlu etkiler, teknolojinin pazara giriş şartları tarafından tanımlanan

toplumun genel mali yapısı üzerindeki etkiler.

Enerji Güvenliği: Hidrojen üretmek için kullanılan kaynağın bulunabilirliğine ve

hassasiyetine bağlı olan güvenlik.

Sosyal Etkiler: İnsanları ve toplumu etkileyen kaynaklar, güvenlik, eşitlik, sıkıntı

oluşturan şeyler gibi geniş aralığı kuşatan etkiler.

Amaç hiyerarşisinin 3. seviyesi

Yerel ve/veya Bölgesel Hava Etkileri: Proses esnasında salınan ve havayı kirleten

maddelerin (NOx, SOx, PM, CO, VOC ve ağır metaller gibi) salınmasının yol açtığı

hava kalitesine yerel ve/veya bölgesel etkiler.

Küresel Isınma/Küresel İklim Değişikliği (GW/GCC): Proses esnasında küresel

ısınmaya ya da küresel iklim değişikliğine neden olan CO2 veya diğer sera gazlarının

eşdeğer CO2 emisyonları.

170

Su Etkileri: Proses esnasında su kalitesine olumsuz etkisi olan kimyasal veya termal

su kirleticilerin emisyonu.

Katı Atık: Proses esnasında toprağa atılması ya da başka bir şekilde giderilmesi

gereken katı atıkların üretimi.

Maliyetler: Hidrojen üretim teknolojisinin ve ilgili proses bileşenlerinin toplam

maliyeti. Yatırım, araştırma&geliştirme, depolama, teslimat, hammadde ve atık

maliyetlerini içermektedir.

Faydalı Yan Ürünler: Prosesin sonucunda oluşan ısı veya oksijen gibi yan ürünler.

Bu yan ürünlerin başka proseslerde kullanılma imkanı maliyeti düşürmekte ve anlam

kazandırmaktadır (örneğin bazı proseslerde yan ürün olan oksijen, biyokütle

gazlaştırma tesislerinde kullanılmaktadır).

İş İmkanı: Hidrojen üretim teknolojilerinin ve alakalı proseslerin yeni iş imkanları

yaratma ve bu sayede toplum ekonomisine sağladığı olumlu potansiyel.

Pazara Giriş: Hidrojen üretim teknolojileri ve alakalı proses teknolojilerinin

rekabetçi pozisyonu tarafından belirlenen pazara kabulünü ve karşılaştığı zorlukları

ifade eder.

Bulunabilirlik: Hidrojen üretiminde kullanılacak kaynağın ne kadar bulunduğu, ne

zaman ve nerede bulunduğu ve herhangi bir sınırlandırıcı etkenin olup olmadığını

ifade eder.

Hassasiyet: Hidrojen üretiminde kullanılacak kaynağın ne kadar hassas olduğunu

belirleyen faktörlerdir. Bunlar kaynağın doğasından, yapısının karakteristiğinden ve

jeopolitik faktörlerden etkilenebilirler.

Kaynak Kullanımı: Hidrojen üretim faaliyetlerinde kullanılacak kaynakların (arazi,

su, enerji ve materyaller) miktarı.

171

Güvenlik: Hidrojen üretim teknolojileri ve alakalı proseslerin güvenli olup

olmadığını (daha fazla ya da daha az kaza riski var mı? Teknolojinin/prosesin

karakteristiği etraftaki insanlar için bir tehdit oluşturuyor mu?) bildirir.

Çevresel Adalet, Eşitlik, Rahatsızlık & Sosyal Kabul: Aşağıdaki konuları

içermektedir:

• Çevresel Adalet: Proses bileşenleri (büyük gazlaştırma tesisleri, dağıtım hatları,

atık tahliye alanları) gelişimi durdurmaya gücü yetmeyecek yörelere konumlanmıştır.

• Eşitlik: Hidrojen üretiminde kullanılan kaynakların güvenliği için sağlanan askeri

kuvvetlerden toplum etkilenmiştir.

• Rahatsızlık & Sosyal Kabul: Hoşnutsuzluklar, rahatsızlıklar ve halkın yaşam

alanlarına yakın atık tesislerine, dağıtım hatlarına, rüzgar tarlalarına ve hidrojeni

taşıyacak kamyonların yol açacağı trafik sıkıntısına tepkiler.

Nesiller Arası Eşitlik: Hidrojen üretiminde sürdürülebilir kaynaklar

kullanılmaktadır. Bu sayede gelecek nesillerin enerji ihtiyaçları için gerekli olan

kaynaklara olumsuz bir etki verilmemektedir.

Amaç Hiyerarşisinin 4. Seviyesi

Rekabetçi Pozisyon: Üretim teknolojisinin pazara hazırlığını ve teknik olgunluğunu

ifade eder (üretimde maliyetin düşürülmesi başarıldı mı, teknoloji temel araştırma

geliştirme basamağında geliştirildi mi?).

Pazara Girişe Engeller: Üretim teknolojisinin pazara girişini engelleyecek engelleri

ifade etmektedir (standartlar ve gerekli izinler tehdit oluşturabilir, yeterli kullanıcı

bulunmayabilir).

Rekabet Eden Kullanımlar: Hidrojen üretiminde kullanılması düşünülen kaynaklar

için herhangi bir rekabet kullanımı olup olmadığını belirler (Rüzgar ya da güneş

enerjisi gibi yenilenebilir kaynaklar elektrik üretimi için daha kullanışlı olabilirler.

172

Biyokütle hammaddeleri diğer tarım prosesleri için kullanılabilir). Bu rekabet eden

kullanımlar hidrojen üretimi için mevcut bulunan kaynakların miktarını azaltabilir.

Geçici Değişiklikler: Kaynağın bulunabilirliğinde mevsimsel ve/veya günlük

değişimler (rüzgar/güneş ışığı miktarında günlük/mevsimsel değişiklikler).

Miktar: Hidrojen üretimi için mevcut kullanılabilir kaynakların fiziksel miktarını

göstermektedir (kömür ve doğalgaz rezervleri, tarımsal atıklar).

Gönderilebilirlik: Hidrojen üretiminde kullanılan kaynağın yedek stoklanma

yeteneği (ihtiyaç olduğunda bulunabilirliği).

Kaynak Çeşitliliği: Üretim teknolojisinin hidrojen üretmede kullandığı kaynakların

hassasiyeti. Eğer bir teknoloji sadece bir kaynak kullanırsa (örneğin kömür), birden

fazla kaynak kullanana karşı (örneğin kömür veya biyokütle) bu teknoloji yok

olmaya ve kaynak bulamamaya daha yatkındır.

Yapı Hassasiyeti: Daha çok bağlanmadan dolayı (örneğin elektrik şebekesine daha

çok elektroliz ünitesi bağlanması) yapıda ki başarısızlığa yatkınlık.

Jeopolitik Hassasiyet: Hidrojen üretiminde kullanılan kaynakların nereden geldiği

ve bu gelen materyallerin güvenilirlik seviyesinden kaynaklanan teknolojinin son

bulma olasılığı.

Coğrafi Çeşitlilik: Hidrojen üretiminde kullanılması düşünülen kaynakların coğrafi

dağılımı (örneğin; ülkenin her yerinde ulaşılabilir bir kaynak mı, yoksa sadece özel

bir bölgeye ait bir kaynak mı?).

Arazi: Proses bileşenleri tarafından kullanılan arazi.

Su: Proses faaliyetlerinde kullanılan su miktarı.

173

Enerji: Proses faaliyetlerinde kullanılan verimlilik diye tabir edilen enerji miktarı

(giren enerji ihtiyacı vs. çıkan enerji).

Materyaller: Fosil yakıtlar, mineraller ve metaller gibi proseste kullanılan kaynaklar

(ana hammadde hariç).

174

ÖZGEÇMİŞ

Adı Soyadı : Murat ÖZTÜRK

Doğum Yeri ve Yılı : Isparta, 1978

Medeni Hali : Evli

Yabancı Dili : İngilizce

Eğitim Durumu

Lise : Gönen Anadolu Öğretmen Lisesi, 1996

Lisans : Atatürk Üniversitesi KKEF Fizik Öğretmenliği, 2000

Yüksek Lisans : SDÜ Fen Bilimleri Enstitüsü Fizik Bölümü, 2005

Çalıştığı Kurumlar ve Yıl

Milli Eğitim Bakanlığı, 2000-2006

Süleyman Demirel Üniversitesi, 2006-….

Yayınları:

A. Hakemli dergilerde yayımlanan teknik not, editöre mektup, tartışma, vaka

takdimi ve özet türünden yayınlar dışındaki makale

A1. Üçgül, İ., Öztürk, M., Özek, N., 2006. Parabolik Yalak Tipi Kollektörün Optik,

Enerjitik, Ekserjetik Analizi Ve Isparta İçin Örnek Bir Uygulama. Mühendis ve

Makine Dergisi. 47, 561, 49-56.

A2. Öztürk, M., Üçgül, İ., Özek, N., 2007. Fick Sistemini Kullanarak Dört Bileşenli

Su-Gaz Değişim Reaksiyonunun Difüzyon Katsayılarının Teoriksel İncelemesi. SDÜ

Fen Bilimleri Enstitüsü Dergisi. 11, 1, 8-12.

A3. Telli, Z.K., Üçgül, İ., Öztürk, M., 2007. Buhar Kazanlarının Isıl Alanlarının

Belirlenmesinde Hücre Yönteminin Uygulanması. Politeknik Dergisi. 10, 3, 257-261.

175

A4. Üçgül, İ., Delikanlı, K., Öztürk, M., Şenol, R., 2006. Yüksek Sıcaklıklı Güneş

Enerjisi Alıcı Sistemleri İçin Malzeme Seçimi. Makine Teknolojileri Elektronik

Dergisi. 3, 3, 53-64.

A5. Telli, Z.K., Üçgül, İ., Öztürk, M., 2007. Van Der Waals Gazlarına Ait Genel İş

Formülleri. Makine Teknolojileri Elektronik Dergisi. 4, 31-37.

A6. Öztürk, M., Bezir, N.Ç., Özek, N., 2008. Güneş Havuzlarının Kullanım Ömrü

Maliyet Analizi. Pamukkale Üniversitesi Mühendislik Fakültesi Mühendislik

Bilimleri Dergisi. 14, (3), 247-252.

A7. Öztürk, M., Üçgül, İ., Özek, N., Hidrojen Depolayıcısı Olarak Sodyum

Borhidrürün Kullanımı ve Ekonomik Analizi. Yalvaç Gelişim Dergisi. Baskıda.

A8. Öztürk, M., Bezir, N.Ç., Özek, N., Güneş Enerjisini Kullanarak Hidrojen

Üretmede Yeni Bir Yöntem: Fotoelektrokimyasal Su Ayrıştırma. Yenilenebilir Enerji

Kaynakları Dergisi, Baskıda.

B. SCI, SSCI ve AHCI dışındaki indeks ve özler tarafından taranan dergilerde

yayımlanan teknik not, editöre mektup, tartışma, vaka takdimi ve özet

türünden yayınlar dışındaki makale

B1. Bezir, N.Ç., Küçüksille, E.U., Öztürk, M., Özek, N., 2006. Modeling of Monthly

Solar Radiation Using Data Mining. 6th International Conference of the Balkan

Physical Union. 22-26 August, İstanbul,TURKEY.

B2. Bezir, N.Ç., Özek, N., Kayali, R., Öztürk, M., 2006. Performance of a Salt

Gradient Solar Pond with Reflective Covered Surface and Derivation of Analytic

Functions for Air and Soil Temperatures for Isparta Region. 6th International

Conference of the Balkan Physical Union. 22-26 August , İstanbul, TURKEY.

176

B3. Öztürk, M., Üçgül, İ., Özek, N., 2006. Heat and Chemical Exergy Analysis of

Parabolic Trough Collector. 6.th International Conference of the Balkan Physical

Union. see http://proceedings.aip.org/proceedings/eper.jsp, pp 425-426, Istanbul.

C. SCI, SSCI ve AHCI tarafından taranan dergilerde yayımlanan teknik not,

editöre mektup, tartışma, vaka takdimi ve özet türünden yayınlar dışındaki

makale

C1. Öztürk, M., Bezir, N.Ç., Özek, N., 2007. Optical, Energetic and Exergetic

Analyses of Parabolic Trough Collectors. Chin.Phys.Lett. 4, 7, 1787.

C2. Öztürk, M., Bezir, N.Ç., Özek, N., 2008. Energy Market Structure of Turkey.

Energy Sources, Part B: Economics, Planning, and Policy. 3, 4, 384 – 395.

C3. Özturk, M., Bezir, N.Ç., Özek, N., 2009. Hydropower-water and renewable

energy in Turkey. Sources and policy.Renewable and Sustainable Energy Reviews.

13, 3, 605-615.

C4. Bezir, N. Ç., Öztürk, M., Özek, N., 2009. Renewable energy market conditions

and barriers in Turkey. Renewable and Sustainable Energy Reviews.13, 1428-1436.

C5. Özturk, M., Bezir, N.Ç., Özek, N., Turkey’s Energy Production, Consumption

and Policies, until 2020. Energy Sources, Part B: Economics, Planning, and Policy.

In press.