T.C. ULUDAĞ ÜNİVERSİTESİ FEN BİLİMLERİ ENSTİTÜSÜ BURSA İÇİN KONUTLARDA ENERJİ TÜKETİM KARAKTERİSTİKLERİNİN BELİRLENMESİ VE BU KONUTLAR İÇİN YAKIT HÜCRELERİ İLE ALTERNATİF ENERJİ TÜKETİM SİSTEMLERİNİN KARŞILAŞTIRILMASI M. EMİN UĞUR ÖZ DOKTORA TEZİ MAKİNE MÜHENDİSLİĞİ ANABİLİM DALI BURSA 2006 T.C. ULUDAĞ ÜNİVERSİTESİ FEN BİLİMLERİ ENSTİTÜSÜ BURSA İÇİN KONUTLARDA ENERJİ TÜKETİM KARAKTERİSTİKLERİNİN BELİRLENMESİ VE BU KONUTLAR İÇİN YAKIT HÜCRELERİ İLE ALTERNATİF ENERJİ TÜKETİM SİSTEMLERİNİN KARŞILAŞTIRILMASI M. Emin Uğur ÖZ DOKTORA TEZİ MAKİNE MÜHENDİSLİĞİ ANABİLİM DALI Bu Tez 29 / 09 / 2006 tarihinde aşağıdaki jüri tarafından oybirliği/oy çokluğu ile kabul edilmiştir. Prof. Dr. Atakan AVCI Prof. Dr. R. YAMANKARADENİZ Prof. Dr. A. YİĞİT Danışman Prof. Dr. R. EREN Prof.Dr.İ.EKMEKÇİ i ÖZET Yakıt Hücreleri modüler yapısı, kısmi yüklerde verimli çalışması, çevresel etkisinin minimum olması, hem ısı hem güç sağlayabilmesi açısından çok iyi bir gelecek vaat etmektedir. Bu tez çalışmasında, Bursa bölgesinin iklim şartlarında ihtiyaç duyulan tipik evsel enerji taleplerine yakıt hücreli evsel bir bileşik ısı güç ( kojenerasyon ) sistemi’nin cevabı araştırıldı. Bilgisayar simülasyonu ile PEMFC ( Proton Değiştirici Membranlı Yakıt Hücresi ) ve SOFC ( Katı Oksitli Yakıt Hücresi ) esaslı ısı geri kazanımlı, evsel bir bileşik ısı güç sisteminin, saatlik termal ve elektriksel yükler için ulusal şebekeden tam bağımsız olarak nasıl çalışabileceği tespit edildi. Bilgisayar simülasyonunda kullanılacak verileri elde etmek için; Bursa’daki evlerin yapısal özellikleri ve ailelerin sosyoekonomik durumlarına göre enerji kullanım alışkanlıkları anket yapılarak, ayrıca tüm yıl için saatlik evsel enerji gereksinimleri, gaz, elektrik ve su faturaları incelenerek bulundu. Simülasyondan alınan sonuçlar enerji kullanımı, verim, yatırım ve işletme maliyetleri açısından klasik sistemlerle karşılaştırıldı. Yakıt hücreli modellerin, enerji kullanımı açısından klasik sistemlerden daha ekonomik ve verimli olduğu tespit edildi. Tüm klasik enerji sistemlerine göre, bugünkü ilk yatırım maliyetleriyle ekonomik olmamasına karşın, işletme maliyetleri açısından daha ekonomik olduğu, yatırım ve işletme maliyetlerinin toplamlarına göre ise, tamamen elektrikle çalışan klasik sistemlerle rekabet edebildiği, gazlı ısıtma - elektrikli soğutma sistemlerine göre ise rekabet edebileceği şartlar belirlendi. ANAHTAR KELİMELER: Enerji Tahmin Yöntemleri, Saatlik Enerji Modelleme, Derece Gün Yöntemi, Evsel Enerji Tüketimi, Evsel Kojenerasyon, Hibrid Sistem, Isı Geri Kazanımı, Yakıt Hücresi. ii DETERMINATION OF RESIDENTIAL ENERGY CONSUMPTION CHARACTERISTICS AND COMPARISON FUEL CELLS WITH ALTERNATIVE ENERGY SYSTEMS FOR THE HOUSES IN BURSA ABSTRACT Fuel Cells are promising for the Future with their Modularity, efficient Operation under the Part Load Conditions, minimal environmental impact and both of heat and power supplying. İn this study, specifications, characterisations and applications of Fuel Cells are described and analysed thermoeconomically for a Residential Cogeneration System with heat recovery for Turkey conditions ( for now, Bursa Climatic Conditions ). It was found consequently that a residential and cogeneration application of a Total Energy System Model based on PEMFC and SOFC analysed by a computer program Matlab coded is thermoefficient in terms of energy use for a year, but has disadvantage for the first Costs. Local inputs for the Model ( i.e.hourly energy use of a Turkish Family in a year ) have been determined by analysing the Bills and the Inquiry. Although system was not found economic for the first Costs under today’s conditions, it is more economic than the Classical Systems running electrically but competitive as to Natural Gas Heating and Electrical Air Conditioning Systems in terms of operational costs. KEYWORDS: Energy Estimating Methods, Hourly Energy Modelling, Degree Days Method, Residential Energy Consumptions, Residential Cogeneration, Hybrid Systems, Heat Recovery, Fuel Cells. iii İÇİNDEKİLER DİZİNİ 1 - GİRİŞ 2 - KAYNAK ARAŞTIRMASI 2. 1. Enerji Tüketim Tahminleri 2. 2. Yakıt Hücrelerinin Evsel Kullanımı 3 - MATERYAL ve YÖNTEM 3. 1. Materyal 3. 1. 1. Evsel Enerji Yükleri ve Tahmin Metotları 3. 1. 2. Yakıt Hücreleri 3. 1. 3. Yakıt Hücreleri İçin Kurşun Asit Bataryalı Hibrid Sistem 3. 1. 4. Isı Pompası 3. 2. Yöntem 3. 2. 1. Sistemin Tanıtımı 3. 2. 2. İşletme Rejimleri 3. 2. 2. 1. Evin Soğutulması 3. 2. 2. 2. Evin Isıtılması 3. 2. 2. 3. Klasik Enerji Sistemleri 3. 2. 3. Akü’nün Hibrid Sistem İçin Çalışması 3. 2. 4. Farklı Yakıtlara Göre Çalışma Verimleri 4 - ARAŞTIRMA SONUÇLARI ve TARTIŞMA 4. 1. Evsel Enerji Yüklerinin Analizi ve Sonuçları 4. 2. Toplam Enerji Sisteminin Analizi ve Sonuçları 4. 2. 1. Yakıt Hücresi ve Isı Deposunun Analizi ve Sonuçları 4. 2. 2. Isı Pompasının Çalışmasının Analizi ve Sonuçları 4. 2. 3. Maliyet Analizleri ve Sonuçları 4. 3. Sonuç ve Öneriler KAYNAKLAR EKLER EK 1. Çizelgeler EK 2. Termodinamik Analizler EK 3. Hesaplar EK 4. Maliyetler EK 5. Literatürdeki Benzer Çalışmalar ile Karşılaştırma EK 6. Bilgisayar Modeli iv SİMGELER DİZİNİ A i - “ i “ Yönündeki Toplam Pencere Alanı ( m 2 ) a i - Ürünlerin ve Reaksiyonların Aktiviteleri Aikl - İklimlendirilmiş Alan ( m 2 ) AK - Isı ( Kayıp) Transfer Yüzeyi ( m 2 ) C i - Akü Kapasitesi ( Amper saat ) ( Ah ) c p , hava - Havanın 20 o C, 100 kPa’ da Özgül Isınma Isısı, 1006 ( J / kg K ) c o p , su - Suyun 20 C, 100 kPa’da Özgül Isınma Isısı, 4181 ( J / kg K ) cos Φ - Faz Farkı DG IS - Isıtma Derece Gün ( o C ) DG SOĞ - Soğutma Derece Gün ( o C ) DIO - Duyulur Isı Oranı DS - Derece Saat ( o C ) d Z - İşletme Rejimi Süresi ( Dakika ) • E AKÜ - Aküye Gelen Yük ( kW ) E 0 - Standart Basınç ve Verilen Bir Sıcaklıkta Açık Devre Potansiyeli ( V ) ECD, AKÜ - Aküden Çekilen Enerji ( J ) • E CONV - Y.H’ nin Akü Doldurma ( Konverter ) Yükü ( kW ) • E DEF - Elektrikli Defrost Yükü ( kW ) • E DO - Elektrikli Domestik Su Isıtma Yükü ( kW ) • E EI - Isı Pompasının Isıtma İçin Kullandığı Elektrik ( kW ) • E F - Fan İçin Gerekli Elektrik ( kW ) • E IP - Isı Pompası Kompresörünün Çektiği Elektrik ( kW ) • E KL - Klima İçin Gerekli Elektrik ( kW ) • E LA - Aydınlatma İçin Gerekli Elektrik ( kW ) v EMAX, AKÜ - Akünün Verebileceği Maksimum Enerji ( J ) EKAL, AKÜ - Aküde Kalan Enerji ( J ) • E YED - Yedek Elektrikli Isıtıcının Elektrik Yükü ( kW ) • EYH - Yakıt Hücresi Elektrik Çıktısı ( kW ) EYÜKL - Aküye Yüklenen Enerji ( J ) F - Faraday Sabiti g i, ay - “ i “ Yönündeki Saydam Elemanların Güneş Enerjisi Geçirme Faktörü G - Gibbs Fonksiyonu GOS - Günlük Ortalama Dış Hava Kuru Termometre Sıcaklığı ( ˚C ) GOS ORT - Günlük Ortalama Sıcaklıkların Yıllara Göre Ortalaması ( ˚C ) Ii,ay - i Yönünde Yüzeylere Dik Gelen Aylık Ort. Güneş Işınım Şiddeti ( W/m 2 ) i 0 - Değişen Akım Yoğunluğu ( mA / cm 2 ) ITKİ - İdeal Çevrimde Isıtma Tesir Katsayısı KBSZ - Derece Gün Başına Boyutsuz Tüketim L IS - Binanın Özgül Isı Kayıp Katsayısı – Isıtma İçin ( W / K ) L SOĞ - Binanın Özgül Isı Kazanç Katsayısı – Soğutma İçin ( W / K ) m - Hidrokarbonlu Yakıtta Hidrojen’ in Molekül Sayısı • mDG - Depo ve Yakıt Hücresi Soğutucu Eşanjörü Arasında Dolaşan Su ( kg / h ) m D - Depodaki Su Miktarı ( kg ) mS - Soğutucu Akışkan • m SIC - Talep Edilen Domestik Su Miktarı ( kg / h ) • mTI - Evi Termal Olarak Isıtmak İçin Depodan Çıkan Suyun Debisi ( kg / h ) • mYHS - Yakıt Hücresi Soğutucu Akışkanının Debisi ( kg / h ) • N - Molar Debi ( mol / h ) n - Hidrokarbonlu Yakıtta Karbon’ un Molekül Sayısı OTTV - Bina Dış Zarfıyla Dıştan İçe Toplam Isı Geçiş Katsayısı ( W/m 2 ) p - Oksitlenmiş Hidrokarbonlu Yakıtta Oksijen’ in Molekül Sayısı vi P - Pik Yük ( kW ) P - Ürünler P b - Buharlaştırıcı Basıncı ( Teorik Analiz ) P max - Akünün Sabit Akımla Verebileceği Maksimum Güç ( W ) P i - Kısmi Basınç ( Atm ) P y - Yoğuşturucu Basıncı ( Teorik Analiz ) Q b - Buharlaştırıcıda Çekilen Isı ( Teorik Analiz ) Q BSZ - Boyutsuz Gaz Tüketimi • QC - Çevreye Atılan Isı ( kW ) • Q D - Duyulur Isı ( W ) • Q DG - Depoya Giren Isı Miktarı ( kW ) • Q DO - Termal Olarak Domestik Su Isıtma Yükü ( kW ) • Q EI - Elektrikli Isıtma Yükü ( kW ) • QG - Gizli Isı ( W ) • Q I - Ev Isıtma Yükü ( kW ) • Q IL - İletimle ve Havalandırma İle Isı Kazancı ( W ) • Q IP - Isı Pompasının Sağladığı Termal Güç ( kW ) Q IS.max - Maksimum Isıtma Yükü ( W ) • Q K - Kayıp Enerji ( kW ) QKAZ - Isı Kazancı ( W ) Q max - Maksimum Gaz Tüketimi ( m 3 ) • Q PIŞ - Pişirmeden Gelen Isı Kazancı ( W ) Q SOĞ.max - Maksimum Soğutma Yükü ( W ) vii • QTI - Termal Ev Isıtma Yükü ( kW ) • QTOP - Toplam Isı ( kW ) Q y - Yoğuşturucudan Çekilen Isı • QYED - Yedek Elektrikli Isıtıcının Isıtma Yükü ( kW ) • QYH - Yakıt hücresinden alınan ısı ( kW ) • q D - İnsanlardan Gelen Duyulur Isı Kazancı ( W / kişi ) • qG - İnsanlardan Gelen Gizli Isı Kazancı ( W / kişi ) R - Reaktanlar ri,ay - “ i ” Yönünde Saydam Yüzeylerin Aylık Ortalama Gölgelenme Faktörü rTE - Yakıt Hücresinin Termal Çıktısı / Elektrik Çıktısı, Boyutsuz SEER - Mevsimlik Enerji Verimliliği ( % ) SOC - Akünün Doluluk Durumu ( % ) STKİ - İdeal Çevrimde Soğutma Tesir Katsayısı TD - Depo Sıcaklığı ( ˚C ) TDEN, IS - Isıtma Denge Sıcaklığı ( ˚C ) TDEN, SOĞ - Soğutma Denge Sıcaklığı ( ˚C ) TDG, İ - Depoya Giren Suyun Sıcaklığı ( ˚C ) TDIŞ - Dış Hava Termometre Sıcaklığı ( ˚C ) TDIŞ, IS - Isıtma Tasarım Dış Sıcaklığı ( ˚C ) TDIŞ, SOĞ - Soğutma Tasarım Dış Sıcaklığı ( ˚C ) TDL - Depodan Evi Termal Olarak Isıtma Başlangıç Sıcaklığı ( ˚C ) TDO - Depoda Termal Olarak Isıtılan Domestik Suyun Çıkış Sıcaklığı ( ˚C ) TK - Dış Hava Kuru Termometre Sıcaklığı ( ˚C ) TSIC - Domestik Su Sıcaklığı ( ˚C ) TSICX - Domestik Suyu Termal Olarak Isıtmak İçin Gerekli Min.Depo Sıc. ( ˚C ) TSO - Soğuk Şebeke Suyu Sıcaklığı ( ˚C ) viii TTI, İ - Depoya Dönen Su Sıcaklığı ( ˚C ) TY.H.S -Yakıt Hücresinden Çıkan Soğutucu Akışkanın Sıcaklığı ( ˚C ) TY.H.X - Deponun Yakıt Hücresinden Isı Çekebileceği Max. Depo Sıcaklığı ( ˚C ) TZONE - Bölünmüş Hacmin Sıcaklığı ( ˚C ) U - Voltaj ( V ) UBSZ - Boyutsuz Gaz Tüketimi UK - Isı ( Kayıp ) Transfer Katsayısı ( W/ m 2K ) UDD ADD - Dış Duvarlardan Isı Transfer Katsayısı ( Alana Bağlı ) ( W / K ) UP AP - Pencerelerden Isı Transfer Katsayısı ( Alana Bağlı ) ( W / K ) V - Şartlandırılan Hacim ( m3 ) • V - Taze Hava Miktarı ( m3 / h ) VD - Isı Depolama Tankının Hacmi ( lt ) • V f - Fan Debisi ( lt / sn ) Y Y.H. - Yakıt Hücresinin Kullandığı Yakıt Enerjisi ( MJ, kWh ) • Y DO - Domestik Su Isıtıcısının Kullandığı Yakıt Enerjisi ( kW ) • Y GAZ - Gazlı Cihazın Kullandığı Toplam ( Ev Isıt.+ Su Isıt.) Yakıt Enerjisi ( kW ) • Y I - Gazlı Cihazın Ev Isıtması İçin Kullandığı Yakıt Enerjisi ( kW ) Z - Toplam Süre ( Saat ) ∆ G - Yakıt Molekülü Başına Gibbs Değişimi αİ , βİ - Enerji Denklemlerinin Katsayıları ∆ t,IS - Isıtma Tasarım İç Dış Sıcaklık Farkı ( ˚C ) ∆ t,SOĞ - Soğutma Tasarım İç Dış Sıcaklık Farkı ( ˚C ) η - Sistem Verimi ( % ) η accu - Akünün Boşaltma Verimi - % 93 ( % ) η cogen - Bileşik Isı Güç ( Kojenerasyon ) Verimi ( % ) η elk - Elektriksel Verim ( % ) η gaz - Gazlı Cihazın Verimi - % 85 ( % ) ix η ısıtıcı - Gazlı Domestik Su Isıtıcısının Verimi - % 70 ( % ) η elk.ısıtıcı - Elektrikli Su Isıtıcısının Verimi - % 100 ( % ) η ik - Kompresörün İzentropik Verimi ( % ) η termal - Termal Verim ( % ) η Y.H. - Y.H. Elektrik Gücüne Bağlı Olarak Bulunan Y.H. Sistem Verimi ( % ) η Y.H..düz - Farklı Yakıtlar İçin Düzeltilmiş Y.H. Sistem Verimi ( % ) η YED - Isı Pompası Yedek Elektrikli Isıtıcısının verimi ( % ) η yükl - Y.H.’ nin Akü Doldurma Verimi - % 83 ( % ) Ф g,ay - Aylık Ortalama Güneş Işınımından Gelen Isı Kazancı ( W ) ρ - Havanın 20 C o hava 100 kPa’ daki Özgül Ağırlığı - 1.184 ( kg / m 3 ) Wk - Kompresör İşi w dış.ay - Dış Havanın Özgül Nemi ( Aylık Ortalama ) ( gr-nem / kg-kuru hava ) w iç.ay - İç Havanın Özgül Nemi ( Aylık Ortalama ) ( gr-nem / kg-kuru hava ) w s - Bütün Sistemin Ürettiği Net Elektrik Gücü ( kW ) Ψ - Duyulur Isı Oranı ζ - Yakıt Hücresi Sisteminin Verimi ( % ) KISALTMALAR A.B.D. - Amerika Birleşik Devletleri AC - Alternatif Akım AFC - Alkali Yakıt Hücresi B.F. - Birim Fiyat BUSKİ - Bursa Su ve Kanalizasyon İşletmesi CHP - Bileşik Isı Güç Sistemi DC - Doğru Akım DMFC - Direkt Metanollü Yakıt Hücresi Є - Euro ( Avrupa Birliği Para Birimi 1 Є = 1.7 YTL Alınmıştır. ) EİEİ - Elektrik İşleri Etüd İdaresi x F2, İ - Aylık Kombi, Şofben Gaz Tüketim Farklarının Ara Değerleri F2, İ Bsz - Aylık Kombi Şofben Gaz Tüketim Farklarının Enterpolasyonla Bulunmuş Ara Değerlerin Boyutsuzlaştırılmış Büyüklükleri Is. Bas. Yuk - Isıtma Sezonu Başlangıç Dönemindeki Isıtma Yükü İçin Gaz Tüketiminin Boyutsuz İfadesi ( 293. Gün- 365. Gün Arası ) Is. Son. Yük.- Isıtma Sezonu Son Gaz Tüketiminin Boyutsuz İfadesi ( 80 – 151. Günler ) MATLAB - Matris Laboratuarı ( Bilgisayar Programlama Dili ) MCFC - Eriyik Karbonatlı Yakıt Hücresi PAFC - Fosforik Asitli Yakıt Hücresi PEMFC - Proton Değiştirici Membranlı Yakıt Hücresi Pik. Is. Yuk. - Pik Isıtma Dönemi Boyutsuz Gaz Tüketimi ( 1. – 80. Günler Arası ) Pik. Is. Sıc. - Pik Isıtma Dönemi Derece Günleri Ort_yAylikOrtSicakliki - Aylık Ortalama Dış Sıcaklık Ortalamalarının Enterpolasyonla Bulunmuş Ara Değerleri Ort_GazTük_Kombi - Kombi Ortalama Gaz Tüketimi Ort_GazTük_SofOc - Şofben Ocak Ortalama Gaz Tüketimi PLR - Kısmi Yük Oranı SOFC - Katı Oksitli Yakıt Hücresi TEDAŞ - Türkiye Elektrik Dağıtımı Anonim Şirketi TES - Toplam Enerji Sistemi USD - A.B.D. Para Birimi ( Dolar ) Y. H. - Yakıt Hücresi y t - 00 - 2000 Yılı Gaz Tüketimi ( m3 ) ŞEKİLLER DİZİNİ Şekil 3. 1. Bursa İçin Ortalama Sıcaklıklar Şekil 3. 2. Ortalama Gaz Tüketimi Kombi Gurubu Şekil 3. 3. Yıllara Göre Kombi Gaz Tüketimleri Ortalaması xi Şekil 3. 4. Kombi – Soba Şofben Gaz Tüketim Fark Grafiği Şekil 3. 5. Ortalama Boyutsuz Gaz Tüketimleri Şekil 3. 6. Bir Yakıt Hücresinin Şematik Görünüşü Şekil 3. 7. PEM Yakıt Hücrelerinin Yapısı Şekil 3. 8. Y. H.’ lerinin Kimyasal Reaksiyonları Şekil 3. 9. PEMFC ve SOFC Y.H. Sistemlerinin Alt Sistem Elemanları Şekil 3. 10. SOFC Ön Yakıt Hazırlama Proses Diyagramı Şekil 3. 11. PEMFC Sistemi Yakıt Hazırlama ve Temizleme Proses Diyagramı Şekil 3. 12. Kurşun – Asit Tipte Bir Akü Şekil 3. 13. Hibrid Sistemin Farklı Durumları İçin Y. H. İle Akü Kapasitesi Arasındaki İlişki Şekil 3. 14. Y. H. İçin Hibrid Sistem Şeması Şekil 3. 15. Dinamik Batarya Modelleme Algoritması Şekil 3. 16. Kayıplı Buhar Sıkıştırmalı Isı Pompası Çevrimi T-s ve ln P-h Diyagramı. Şekil 3. 17. Yakıt Hücresi / Isı Pompası / Sıcak Su Deposu Olan TES Sistem Şeması. Şekil 3. 18. Y. H. Alt Sistem Şeması Şekil 3. 19. Y. H. Sisteminin Performansı (Yakıt hazırlama ve güç regülâtörü hariç ) Şekil 3. 20. Y. H.Sisteminin Verimi ( Kısmi yükün fonksiyonu olarak ) Şekil 3. 21. Termal Depo Enerji Akış Diyagramı Şekil 3. 22. Enerji Dengeleri için TES Diyagramı Şekil 3. 23. İşletme Rejimlerinin Akülü Hibrid Sistem için Akış Şeması Şekil 3. 24. TES Tesisatının Rejim 1 için İşletme Durumu Şekil 3. 25. TES Tesisatının Rejim 2 için İşletme Durumu Şekil 3. 26. TES Tesisatının Rejim 3 için İşletme Durumu Şekil 3. 27. TES Tesisatının Rejim 4 için İşletme Durumu Şekil 3. 28. TES Tesisatının Rejim 5 için İşletme Durumu Şekil 3. 29. TES Tesisatının Rejim 6 için İşletme Durumu Şekil 3. 30. TES Tesisatının Rejim 6.x için İşletme Durumu Şekil 3. 31. TES Tesisatının Rejim 7 için İşletme Durumu Şekil 3. 32. Kurşun Asit Batarya Maksimum Gücü xii Şekil 3. 33. Basit bir SOFC – CHP Sistemi Şekil 3. 34. KW SOFC’ li Bir Mikro CHP’nin Yük Faktörü ve Elektriksel Verimi Şekil 4. 1. Ortalama Gaz Tüketimi ( Kombi ) Şekil 4. 2. Karşılaştırmalı Ortalama Gaz Tüketimi Şekil 4. 3. Ortalama Gaz Tüketimleri ( Yıllık ) Şekil 4. 4. Kombi Kullanımında Saatlik Gaz Tüketimi ( iş günü ) Şekil 4. 4. ( Devamı ) Kombi Kullanımında Saatlik Gaz Ttüketimi (Tatil Günü) Şekil 4. 5. Ortalama Gaz Tüketimi ( Şofben – Ocak ) Şekil 4. 6. “ Gos “ Ortalama Günlük Ortalama Sıcaklık ( F2 i, Bsz ile beraber ) Şekil 4. 7. Günlük Sıcak Su Tüketimi Şekil 4. 8. Saatlik Sıcak Su Tüketiminin Bağıl Dağılımı ( Kümülatif ) Şekil 4. 9. İç Enerji Kazançlarıyla Oluşan İç Sıcaklıklar Şekil 4. 10. İç enerji Kazançlarıyla Oluşan Günlük Ortalama İç Dış Sıcaklıklar Ort. Şekil 4. 11. Tipik Günlük Soğutma Yükü Şekil 4. 12. Aylık Ortalama Elektrik Tüketimleri ( Gurup 1 ) Şekil 4. 12. ( Devamı ) Aylık Ortalama Elektrik Tüketimleri ( Gurup 2 ) Şekil 4. 13. Aylık Ortalama Elektrik Tüketimleri ( Akıllı Sayaç Aboneleri ) Şekil 4. 14. Aylara Göre Saatlik Elektrik Tüketimleri Şekil 4. 15. Aylık Pik Elektrik Yükleri Şekil 4. 16. Farklı Isı Deposu ve Y. H. Kapasitelerinde Termal Yük ( QYH ) – PEMFC Şekil 4. 17. Farklı Isı Deposu ve Y. H. Kapasitelerinde Termal Sıcak Su Isıtma Şekil 4. 18. Farklı Isı Deposu ve Y. H. Kapasitelerinde Çevreye Atılan Isı - PEMFC Şekil 4. 19. Farklı Isı Deposu ve Y. H. Kapasitelerinde Depodaki Kayıp Isı – PEMFC Şekil 4. 20. Farklı Isı Deposu ve Y. H. Kapasitelerinde Termal Ev Isıtması - PEMFC Şekil 4. 21. Farklı Depo Kapasitelerinde Y. H. Kapasitesi ve TES Toplam Verimi arasındaki ilişki Şekil 4. 22. Farklı Isı Deposu ve Y. H. Kapasitelerinde Termal Enerji kullanımı Şekil 4. 23. Farklı Isı Deposu ve Y. H. Kapasitelerinde Elektrikli Sıcak Su Isıtma Şekil 4. 24. Farklı Isı Deposu ve Y. H. Kapasitelerinde Isı Pompası Kompresörünün Elektrik Tüketimi xiii Şekil 4. 25. Farklı Isı Deposu ve Y. H. Kapasitelerinde Yedek Elektrikli ısıtma Şekil 4. 26. Farklı Isı Deposu ve Y. H. Kapasitelerinde Isı Pompasının Elektrikli Defrost Yükleri ( PEMFC – Yıllık ) Şekil 4. 27. Farklı Depo ve Y. H. Kapasitelerinde PEMFC Elektrik Yükü ( Yıllık ) Şekil 4. 28. Farklı Isı Deposu ve Y. H. Kapasitelerinde Yakıt ( Enerjisi ) Yükü Şekil 4. 29. Isı Deposunda Aylık Termal Denge ( PEMFC ile ) Şekil 4. 30. Isı Deposunda Aylık Termal Denge ( SOFC ile ) Şekil 4. 31. PEMFC ve SOFC’ li TES‘ in Elektriksel Yüklerinin Karşılaştırılması Şekil 4. 32. PEMFC ve SOFC’ li TES‘ in Termal Yüklerinin Karşılaştırılması Şekil 4. 33. PEMFC ve SOFC’ li TES‘ in Verimlerinin Karşılaştırılması Şekil 4. 34. 5 kW SOFC ile TES ‘ in Yıllık Yüklenme Oranları Şekil 4. 35. Akülü Hibrid Y.H. Sistemi Saatlik Elk.Yükleri ( % 50 Akü. Şubat ) Şekil 4. 36. Akülü Hibrid Y.H. Sistemi Saatlik Elk.Yükleri ( % 25 Akü. Şubat ) Şekil 4. 37. Akülü Hibrid Y.H. Sistemi Saatlik Elk.ve Termal Yükleri ( % 25 Akü ) Şekil 4. 38. Akülü Hibrid Y.H. Sistemi Saatlik Elk. Yükleri ( % 25 Akü. Yıllık ) Şekil 4. 39. Akülü Hibrid Y.H. Sistemi Saatlik Elk. Yükleri ( % 50 Akü. Yaz ) Şekil 4. 40. Isı Pompasının Çalışması ( Isıtma durumu ) Şekil 4. 41. Isı Pompasının Çalışması ( Soğutma ) Şekil 4. 42. Yedek Elektrikli Isıtıcının Çalıştığı Dış Sıcaklıklar Şekil 4. 43. Kanada’daki Bir Evin İçin 3 kW’ lık SOFC’ li CHP Ünitesinde Enerji Akışı Şekil 4. 44. TEAG Prensip Şeması ve Isı Pompası Kış Çalışması Termal Dengesi Şekil 4. 45. Y. H. ve Depo Kapasitesinin Yatırım Maliyetlerine Etkisi Şekil 4. 46. Y. H. ve Depo Kapasitesinin İşletme Maliyetlerine Etkisi Şekil 4. 47. Y. H. ve Depo Kapasitesinin Toplam Maliyetlere Etkisi Şekil 4. 48. Amortisman Sürelerine Göre Yatırım Maliyetleri Şekil 4. 49. Amortisman Sürelerine Göre İşletme Maliyetleri Şekil 4. 50. Amortisman Sürelerine Göre Toplam Maliyetler Şekil 4. 51. Gaz Birim Fiyatlarındaki Değişimin Toplam Maliyetlere Etkisi xiv Şekil 4. 52. Elektrik Birim Fiyat Değişiminin - SOFC - Toplam Maliyetlerine Etkisi Şekil 4. 52. ( Devam ) Elektrik Birim F. Değişiminin Toplam Maliyetlere Etkisi Şekil 4. 53. Geri Dönüş Hızlarındaki Değişimin TES Toplam Maliyetlerine Etkisi Şekil 4. 54. Farklı Birim Fiyatlardaki Y. H.’ lerinin Maliyetleri Şekil 4. 55. Farklı Referans Sıcaklıkları için TES’ in Verimleri Şekil 4. 56. TES ‘ in Farklı Referans Sıcaklıkları İçin Elektriksel ve Termal Yükleri Ek 2. Şekil 1. Açık Devre Voltajının Sıcaklıkla Değişimi Şekil 2. Yakıt Hücresi Tipik Polarizasyon Eğrisi Şekil 3. Metan’ın Autotermal Reaksiyonundan Çıkan Ürünler ( O2 / H4 ‘e göre ) Şekil 4. Metan’ın Autotermal Reaksiyonunda Isı Değişimi Şekil 5. Yakıt ve H2 Isıl Değerine ve Yakıt Yenileme Verimine O2 / C H4 Etkisi Ek 5. Şekil 6. İsveç’ teki Bir Binanın Yıllık Isı Talep Süresi Şekil 7. Y.H. Sisteminin Ürettiği Termal Güçlerin Süreleri ( İsveç) Şekil 8. Y.H.Sisteminin Ürettiği Elektriksel Güçlerin Süreleri ( İsveç ) Şekil 9. Termal Depo Sıcaklık Değişimi ( İspanya’ daki Bir Evin ) Şekil 10. Bataryada Enerji Depolanması ( İspanya’ daki Bir Evin ) ÇİZELGELER DİZİNİ Çizelge 3. 1. Çeşitli Ülkelerin Enerji Tüketimleri Çizelge 3. 2. Türkiye’de Birincil Enerji Kaynakları Tüketimi Çizelge 3. 3. Bursa için Soğutma Tasarım Şartları Çizelge 3. 4. Bursa için Isıtma Tasarım Şartları Çizelge 3. 5. Bursa için Yıllık Isıtma ve Soğutma Derece Günleri Çizelge 3. 6. Yakıt Hücrelerinin Ana Karakteristikleri Çizelge 3. 7. Yakıt Hücrelerinin Kullanım Alanları Çizelge 3. 8. Y. H. ‘leri İçin Alternatif Yakıtlarla İlgili Bilgiler Çizelge 3. 9. PEMFC ile SOFC Sistemlerinin İşletme Koşullarının Mukayesesi xv Çizelge 3. 10. TES için İşletme Rejimleri Çizelge 3. 11. TES Modeli için Temel Parametreler Çizelge 3. 12. Akünün Sabit Güç Çekiminde Verebileceği Maksimum Güç Çizelge 3. 13. Metan Kullanan Yakıt Hazırlayıcı ve Y. H. ‘nin Farklı Stokiyometrilerde Yakıt Hazırlama Verimleri Çizelge 3. 14. Y. H. ‘ lerinde Kullanılan Yakıtların Özellikleri Çizelge 4. 1. Gaz Tüketimlerin Karşılaştırılması Çizelge 4. 2. Aylık Elektrik Sarfiyatları - Gurup 1. ( Soğutma Hariç ) Çizelge 4. 3. Aylık Elektrik Sarfiyatları - Gurup 2. ( Soğutma Hariç ) Çizelge 4. 4. Pik Elektrik Yükleri Çizelge 4. 5. Saatlik Elektrik Tüketim Tahminleri Çizelge 4. 6. Farklı Depo ve Y. H. Kapasitelerinde TES Termal Yükleri Çizelge 4. 7. Farklı Depo ve Y. H. Kapasitelerinde TES Elektrik Yükleri ( PEMFC ) Çizelge 4. 8. Aylara Göre TES‘ in Elektrik Yükleri ( 4 kW PEMFC ) Çizelge 4. 9. Aylara Göre TES’ in Termal Yükleri ( 4 kW PEMFC ) Çizelge 4. 10. Aylara Göre TES’ in Elektriksel Yükleri ( 4 kW PEMFC ) Çizelge 4. 11. Aylara Göre TES’ in Termal Yükleri ( 4 kW SOFC ) Çizelge 4. 12. PEMFC ve SOFC‘ li CHP’nin Yıllık Elektrik ve Termal Enerji Kullanımlarının Karşılaştırılması Çizelge 4. 13. Akülü Hibrid Y.H. Sistemi Termal ve Elektriksel Yükleri Çizelge 4. 14. Farklı Verimlilikte TES ‘ in Enerji Kullanımı Çizelge 4. 15. Tipik Amerikan Evi İçin Y.H. Kapasiteleri ( kW ) Çizelge 4. 16. Farklı SEER Değerlerinde TES’ le Amerikan Evinin Enerji Kullanımı Çizelge 4. 17. İspanya’ daki ( kuzeybatı ) Bir Evin Saatlik Enerji Talep Limitleri Çizelge 4. 18. Yıllık Talepler Çizelge 4. 19. İspanya’ daki ( kuzeybatı ) CHP İçin Seçilen Ekipman Çizelge 4. 20. Ekipman Listesi ve Fiyatları Çizelge 4. 21. Değişen Geri Ödeme Sürelerine Göre Maliyetler Çizelge 4. 22. Elektrik ve Gaz Birim Fiyat Değişimleri Çizelge 4. 23. Enerji Tüketiminin ve Birim F.’ların Yıllık Enerji Tasarruflarına Etkisi xvi Çizelge 4. 24. Elektrik Birim Fiyat Değişiminin TES Toplam Maliyetine Etkisi Çizelge 4. 25. Gaz Birim Fiyat Değişiminin TES Toplam Maliyetine Etkisi Çizelge 4. 26. Geri Dönüş Hızındaki Değişimin TES Toplam Maliyetlerine Etkisi Çizelge 4. 27. TES’ in farklı Taban Sıcaklıkları için Elektriksel ve Termal Yükleri Ek 1. Çizelge 1. Bursa için – Kuru Termometre Sıcaklığı – Yıllık Toplam Bin Verileri Çizelge 2. Bursa Meteorolojik Bilgileri ve Saatleri Çizelge 3. Bursa için Derece Günler Çizelge 4. Cihaz Türlerine Göre Abone Sayıları Çizelge 5. Konut Tüketimleri Çizelge 6. Elektrikle Üretilen Sıcak Su Çizelge 7. Sıcak Su Üretimi ( Gazlı Cihazla Üretilen) Çizelge 8. Saatlik Sıcak Su Yükleri (Elektrikli Cihazla Üretim Hariç) Çizelge 9. Pik Soğutma Günü için 24 Saatlik Soğutma Yükü Çizelge 10. Camdan Gelen Toplam Güneş Radyasyonu : 40° Kuzey Enlemi Çizelge 11. Isı Pompasının Özellikleri Çizelge 12. Fan ( Üfleyici ) Özellikleri Çizelge 13. Farklı Yakıtlar İçin Maksimum Teorik Yakıt Hazırlama Verimleri Ek 5. Çizelge 14. Tipik Amerikan Evinin Özellikleri Çizelge 15. Gazlı ve Elektrikli Sistemle Bir Amerikan Evinin Enerji Kullanımı Çizelge 16. Tipik Bursa Evinin Yapısal Özellikleri Çizelge 17. Gazlı ve Elektrikli Sistemle Bursa’ daki Bir Evin Enerji kullanımı Çizelge 18. Farklı SEER Değerlerinde Bursa Evinin ( TES’le ) Enerji Kullanımı Çizelge 19. HOT 2000 Bina Simülasyon Programına göre Kanada’daki CHP li Bir Evin Enerji Sarfiyatı ( kWh / yıl) Çizelge 20. Farklı SOFC Kapasitelerinde Kanada’daki CHP li Bir Evde Enerji Kullanımı BURSA İÇİN KONUTLARDA ENERJİ TÜKETİM KARAKTERİSTİKLERİNİN BELİRLENMESİ VE BU KONUTLAR İÇİN YAKIT HÜCRELERİ İLE ALTERNATİF ENERJİ ÜRETİM SİSTEMLERİNİN KARŞILAŞTIRILMASI 1.GİRİŞ Enerji, insan yaşamının kalitesinin bir ölçüsü ve ayrıca sosyal ve ekonomik büyümenin bir göstergesidir. Gelişmiş ülkelerde kişi başına düşen enerji tüketimi diğer ülkelerden yüksektir. Konutlar için enerji tüketim karakteristiklerinin ortaya çıkarılması enerji türlerinin ve bu türlere göre dağılımların belirlenmesi ileriye dönük enerji talebinin ve yatırımların planlanması için gereklidir. Çoğu zaman ölçüme dayalı bilgilerin eksikliğinden, kişi ve m² başına tüketim gibi istatistiki verilerin olmayışından ya da kısa süreler - örneğin yılın her saati - için bir kayıt bulunmamasından dolayı evsel tüketim tahminlerini yapmak zordur. Ayrıca sosyoekonomik gelişmelere bağlı olarak bu rakamlar ya da diğer bir ifadeyle enerji tüketimindeki tercihler, senelere göre de değişebilmektedir. Enerji üretimi, enerji dağıtım sistemleri, pik yükler, yük-zaman profilleri ve toplam enerji talebi gibi belirsizliklere bağlı olarak enerji tüketim özelliklerini ve tüketim tahminlerini yapmak zor ve karmaşık bir iştir. Tasarım ve işletme açısından en ekonomik, teknolojik ve çevreye uyumlu enerji üretim ve tüketim sistemlerinin ve alternatiflerinin bulunmasında, karşılaştırılmasında bu bilgilere şiddetle ihtiyaç duyulmaktadır. Maksimum tüketim miktarları, enerji tüketim sistemlerinin karşılamak zorunda olduğu yükün seviyesi ve hangi teknolojiyle bu ihtiyacın karşılanabileceği konusunda bilgi verir. Ekonomiklik düzeyi ve çevresel etki, sistemin çalışma şartlarına ve süresine bağlıdır. Yük-Zaman grafikleri ise sistemin yıl boyunca uygun değerde çalışıp çalışmadığını gösterir. Ayrıca, elde mevcut olan enerji kaynaklarının daha verimli kullanımı için de toplam enerji talebini tahmin etmek gerekir. 2 Tahminler, saatlik tüketimlerin ve hatta evdeki kurulu gücün kısa süreli ( 1, 2 dakikalık ) piklerine kadar hassas bir seviyede yapılabilmektedir. Bu tür bir tahmin, modelin doğruluğunu, güvenirliliğini arttırmakta ve farklı sistemlerin daha iyi karşılaştırılmasına olanak sağlamaktadır. Yakıt hücreli sistemler için bunun daha çok önemi vardır. Çünkü yakıt hücrelerinin kararlı olmayan yük taleplerine dinamik cevapları yakıt hücresinin yapısına ve çalışma sıcaklıklarına bağlı olarak değişmektedir. Sistemin yatırım ve işletme maliyetleri açısından analizleri yapılırken tahmin edilen yük ve enerji taleplerinin doğruluk derecelerine göre yapılabilecek enerji tasarrufları veya tasarruf olanakları araştırılmış olmaktadır. Sistemin termodinamik analizleri yapılarak alınabilecek maksimum verimler gerçek uygulamada alınabilecek verimlerle simülasyon programlarının yardımıyla her açıdan değerlendirilebilmektedir. Bu simülasyonlarda sistemin hangi işletme koşullarında uygun değerde çalışabileceği, en uygun ekipman büyüklüğünün ne olması gerektiği, değişik tahmin metotlarıyla ve farklı matematiksel yaklaşımlarla analiz edilebilmekte ve birçok alternatifin ortaya çıkmasına yardımcı olmaktadır. Böylelikle ilk bakışta pahalı görünen bir yatırımın işletme koşullarının farklı olması halinde yapılabilecek enerji tasarrufları ile rekabet edebilecek duruma geldiği ya da hangi koşulların iyileştirilmesiyle ekonomik olabileceği irdelenebilmektedir. Yük-zaman grafikleri sistemin yakıt kullanımlarının ve toplam verimlerinin kısmi yük-verim grafikleriyle birlikte daha iyi değerlendirilmesine yardımcı olmaktadır. Ana ve yardımcı sistem ekipmanlarının çalışma ( performans ) grafikleri bu analizler için gereklidir. Ekipmanların çalışmalarını etkileyen parametrelerin ve yüklerinin iyi tahmin edilmesi, sistemin entegrasyonu ve en uygun çalışma noktalarının bulunması için şarttır. Bu açıdan her yük koşulunda sistemlerin zayıf ve güçlü tarafları bu parametrelerin bulunması ve değişen işletme koşullarında sistemin cevabının bilinmesiyle ortaya çıkacaktır. Sistemin evsel yükleri karşılaması çevre koşullarına da bağlıdır. Çünkü enerji yüklerini ( ısıtma-soğutma-elektrik-sıcak su v.b.) çevre şartları, yani atmosferik hava şartları etkilemektedir. 3 Değişen dış sıcaklık, bağıl nem, rüzgâr hızı, bulutluluk gibi atmosferik şartlar ısıtma- soğutma, sıcak su v.b. evsel yüklerin değişmesine neden olmaktadır. Bu açıdan meteorolojik şartların tahmini, enerji taleplerini tahmin etmek için gereken bir hazırlık çalışmasıdır. Sistemin çalışması, doğrudan bu koşullara bağlı olarak etkilenmekte, sistemin verimini bulmak için bu koşulların iyi bilinmesi gerekmektedir. Termal sistemlerin, özellikle ısı pompalarının yüksek ve düşük ısı kaynakları arasında çalışması nedeniyle evsel ısıtma ve soğutma yüklerine cevabı bu kaynaklara göre değerlendirilmektedir. Çoğu zaman her iki yükün arasında sıkışıp kalan sistemlerin hem ısıtmaya hem soğutmaya cevaplarını değerlendirerek bütün yıl boyunca çalışmasını modellemek kapsamlı ve yorucu bir iş olup, ısıtmada verimli olan ve ısıtma odaklı bir sistemin seçimi aynı çalışma kapasitesinin soğutma için çalışırken de elde edilmesini güçleştirir. Bu iki durum arasında kalan sisteme çalışma esnekliğini kazandırmak, enerji tasarrufunu sağlayarak ekonomik açıdan rekabet şansını arttırmak amacıyla atık ısıyı geri kazanmak ya da sistemi yedek güç ile desteklemek düşünülebilecek alternatiflerdir. Bu maksatla hemen akla ilk gelen çözümlerden birisi ısı geri kazanımlı evsel bileşik ısı güç sistemleridir. Diesel motordan gaz türbinine, ısı pompasından yakıt hücresine kadar farklı primer güç kaynaklarından beslenen bu sistemler atık ısıların da geri kazanımıyla ekonomik hale gelmektedir. Uygun sistem seçimi ve kapasite bulma prosedürü, sistemin elektrik şebekesiyle veya şebekeden tamamen bağımsız çalışıp çalışmayacağı ve mevcut enerji olanaklarından ne oranda yararlanacağı belirtilmek suretiyle, işletme koşulları açıkça ortaya konarak, kısıtların da tespitiyle bir optimizasyon probleminin çözümü haline gelir. Bu çalışmada analizi yapılacak sistem, elektriksel olarak tam bağımsız, minimum ve maksimum güç taleplerinde akü tarafından desteklenen yakıt hücresiyle beslenen, ısı pompalı, bileşik ısı güç sistemi olarak seçilmiştir. Akünün maksimum ve minimum pik yüklerde desteği, simülasyon programının çıktıları incelendiğinde, böyle bir sistemin ekonomik ve verimli olabileceğini göstermektedir. Türkiye’de enerji tüketimlerinin tahmini Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı, Devlet İstatistik Enstitüsü gibi kurumların çalışma alanları içindedir. 4 Enerji yatırımlarının planlaması için D.İ.E ( Devlet İstatistik Enstitüsü ) tarafından birkaç ilde eğitimli anketörlerce yapılan anketlerle, tüketici eğilimleri tespit edilmektedir. Devlet bütçesinin önemli bir bölümünün enerji üretimine ve tüketimine harcandığı düşünülecek olursa, bu çalışmaların ve sonrasında yapılması planlanan yatırımların gerçek bir arz talep dengesine, doğru tahminlere ve değerlendirmelere ihtiyaç duyacağı açıktır. Amaç: Bu tez çalışması, Bursa için evsel enerji tüketim tahmini yapmak ve elde edilen tüketim miktarlarını gerek elektriksel gerekse ısıl güç temini için alternatif sistemlerin karşılaştırılmasında kullanmak üzere yapılmıştır. Farklı semtlerdeki adreslerde ikamet eden ailelerle yapılan görüşmelerden ve tüketim faturalarından elde edilen veriler değerlendirilerek bulguların bütün Bursa’yı temsil edebilmesi ve genel enerji tüketim alışkanlıklarını yansıtması amaçlanmıştır. Çalışmanın saatlik esaslara göre yapılması ise enerji tüketiminin daha hassas tahmini içindir. Kapsam: Tüketimleri normalleştirme işlemi, meteorolojik temsili yıl oluşturma ve sıcaklık-yük, yük - zaman ilişkisini bir matematiksel ifadeyle belirterek ( eğri uydurma işlemi ) sonuçta saatlik sıcaklıklardan yükleri tahmin edebilmek mümkün olmuştur. Özellikleri bilinen bir yakıt hücreli sistemin - ki şu anda dünya enerji sektörünün üzerinde en çok çalıştığı konulardan birisidir – öncelikle Bursa için tahmin edilen bir evsel yük talebine cevabının ne olabileceği araştırmanın ana hedefidir. İşletme koşullarında sistemin cevabını etkileyen parametreler tespit edilerek, şartlara göre etkilenme derecesi ve gösterdiği performans, elde edilen termal verim, elektriksel verim ve yakıt kullanım verimleri araştırıldı. Yıllık yük - zaman grafiği çıkarıldı, toplam maliyetler tespit edilerek sistemin klasik sistemlerle rekabet gücü araştırıldı. Elde edilen sonuçlar tablolara ve grafiklere aktarılarak sistem seçiminde karar almayı kolaylaştıracak ölçütler saptandı. Yakıt Hücreleri ve kullanım alanları, şu anda dünya enerji sektörünün klasik enerji kaynaklarına alternatif olarak dünya piyasalarına sunduğu, teorisi eskiden de bilinen ama yeni teknolojiyle tekrar ortaya çıkarılmış olan, çevre dostu bir enerji üretim kaynağıdır. 5 Tüm dünyada hızla gelişen yakıt hücreli sistemleri bu tez çalışmasında evsel kullanım açısından ele almak, bir alternatif olarak sistemi incelemek amacıyla Y.H. kullanan ısı geri kazanımlı bir sistemin analizi yapılmıştır. Dış piyasalarda üretilmiş olan Y.H. sistemlerinin, bilimsel ortamlarda açıklanan çalışma kıstaslarına göre düzenlenmiş ve Matlab programlama diliyle kodlanmış bir bilgisayar programıyla saatlik evsel yük taleplerine cevabı bulunmuştur. Bunlar esasen saatlik elde edilen elektriksel ve termal güçler ile ısı depolayıcı bir sıcak su tankının limit sıcaklıkları ve farklı işletme koşullarında gerekli olan yakıt enerjileridir. Sonuç olarak, bu tezde Bursa için ortalama evsel yükler gaz, elektrik, su faturaları incelenerek ve ev sahipleri ile anket yapılarak bulundu. Isıtma denge noktaları grafik analizlerden çıkarılarak ısıtma yükleri tahmin edildi. Saatlik ısıtma yükleri ortalama aylık gaz tüketimlerinin ortalama aylık dış sıcaklıklara bağlı fonksiyonlarından ve yıllık ortalama cihaz verimlerinden bulunarak - ısıtma derece saat - yöntemiyle tespit edildi. Soğutma yükleri, binanın yapısal özellikleri ele alınarak klasik mühendislik hesaplamalarıyla ve - soğutma derece saat - esasıyla yine saatlik olarak bulundu. Y.H. Kullanan ısı geri kazanımlı ısı pompalı bir evsel bileşik ısı güç sisteminin, klasik gazlı ve elektrikli enerji üretim sistemlerinin saatlik yük taleplerine olan cevapları bulundu ve elde edilen bulgular karşılaştırıldı. Literatürde rastlanılan benzer evsel kojenerasyon çalışmalarının dışında bu çalışmada Y.H.’ nin bir parçası olan akülerin enerji deposu olarak pik yükü paylaşmasıyla sistemin çıktılarında ne tür değişmelerin olduğu da araştırıldı. Böylelikle, akülerin bir enerji deposu olarak Y.H. kapasitelerine etkileri incelendi. 2. KAYNAK ARAŞTIRMASI 2.1. Enerji Tüketim Tahminleri Doğalgaz ile ısıtma ve depolama gereksinimlerini tahmin etmek ve planlamak için enerji tüketim tahminlerinde Derece – Gün metodu ( DG ) geniş bir şekilde kullanılır. Doğalgaz tüketimi yıl boyunca değişir. Bu nedenle gaza olan talep önceden planlanmış olmalıdır. Isıtmadaki değişim DG ile ölçülür. DG hesapları meteorolojik verilerin uzun dönem analizleriyle yapılır. Isıtma için gaz talebi ( evsel ve endüstriyel ) derece - gün bilgisine dayanır. Yıllık derece saat ve DG referans sıcaklıkları Türkiye’deki şehirler için 15, 17 ve 18.3 o C ‘ lere göre yapılmıştır ( Satman, 1999 ). Durmayaz ( Durmayaz ve ark. 2000 ), bir şehirdeki binaların ısıtması için yakıt enerjisini; Q ıs,yıl = 3600 L * DS ıs şeklinde hesaplayarak, İstanbul için toplam yakıt tüketimi tahmini yapmıştır. Y = Q ıs,yıl * şehirdeki insan sayısı / η ıs * H L = ΣUA + I (ρ.cP ) HAVA.V / 3600 Binanın özgül ısı kaybı ( W / K ) U : Toplam ısı transfer katsayısı ( W / m 2 K ) A : Isı transfer yüzeyi ( seçilen model binanın dış duvar alanı ) ( m 2 ) η ıs : ısıtıcı ver. DS IS : Yıllık ısıtma derece saatleri H = 36.8 * 10 3 ( D.Gaz ) ( kJ / m 3 ) η ıs = % 86 , her binayı 5 katlı, toplam 10 daireli ve her dairede 5 -6 bireyin yaşadığını kabul etmiş, ortalama bina hacmini 3080 m3 olarak belirtmiştir. Bina zarfından ısı kazancı ; - Duvarlardan iletimle, - Pencerelerden iletimle, - Pencerelerden radyasyonla olmaktadır. 7 Lam’a göre ( Lam ve ark. 2005 ), bina zarflarına göre bağıl enerji verimini mukayese etmek için, gerçek bina zarfına göre uzun dönemde ölçülmüş çevre sıcaklığı ve güneş radyasyonuna göre belirli bir ısı kazancı indeks’i geliştirilmelidir. Böyle bir indeks ilk kez ASHRAE tarafından yeni binalar için geliştirildi. OTTV, ( Overall Thermal Transfer Value ) esasen dış ortamdan iç ortama bina zarfından olan ısı transferinin bir ölçümüdür. 3 Alt elemanı; - Saydam olmayan ( opaque ) yüzeylerden iletim, - Pencere camlarından iletim, - Pencere camlarından güneş radyasyonudur. OTTV Binanın termal performansının bir ölçütüdür. Daha küçük bir OTTV daha az bir soğutma enerjisi demektir. Genel uygulama 2 ayrı OTTV’ ye sahip olmaktır. Pencereleri kapsayan dış duvarlar için bir tane, tepeden aydınlatma boşluklarını ( varsa ) kapsayan çatı için ayrı bir tane olacak şekilde düşünülebilir. OTTV TOP = OTTV DD + OTTVÇATI ( W / m 2 ) OTTV DD = ( Q DD + Q P + Q R ) / ( A DD + A P ) ( W / m 2 ) Q DD = Dış duvardan iletimle ısı geçişi ( W ) Q P = Pencerelerden iletimle ısı geçişi ( W ) Q R = Pencerelerden ışınımla ısı geçişi ( W ) OTTVÇATI = Dış duvarlardaki hesaplanır. Morrison ( Morrison ve ark. 2003 ), EsP – r / HOT 3000 Simülasyon programı yardımıyla bir evin yüklerini ve katı oksitli yakıt hücreli ( SOFC ) bir bileşik ısı güç sistemini ( CHP ) 3 kontrol hacmine ayırarak enerji, kütle dengeleri açısından ele alıp yukarıdaki programla sistemin her elemanının kullandığı enerji ve kütleleri incelemiş ve oluşan denklemlerden kurduğu bir matrisi eş zamanlı çözmüştür. Her zaman dilimindeki değişkenleri iterasyon’ la belirleyerek binanın termal modelini kurmuştur. Sistemden odalara giren enerjilerden HVAC sistem elemanlarının ve kontrol elemanlarının kayıpları bulunduğunda SOFC‘ li CHP’ nin termal çıktılarının mayıstan eylüle kadar sıcak su yüklerini yeterince karşıladığına, kış ve bahar aylarında ( geçiş dönemlerinde ) ev ısıtmasına önemli katkıları olduğuna karar vermiştir. 8 Morrison, sistemin tüm yıl boyunca evin elektrik talebinin % 99‘ unu, termal gereksinimin % 36 ‘ sını karşıladığını tespit etmiştir. Modelleme; Aydınalp ( Aydınalp ve ark. 2002 ), meskenlerde bölgesel ve ulusal düzeyde enerji tüketiminin modellenmesi için, mühendislik hesaplamaları metodu ve şarta bağlı talep analiz metodunu kullanmıştır.. Son araştırmalar. sinir ağı metodunun evlerin elektrikli cihaz, aydınlatma ve soğutma enerjisi tüketimini hassas olarak modelleyebildiğini göstermektedir. Evsel enerji kullanım araştırmalarının sonuçları ile hava ve toprak sıcaklıklarını veri olarak ele alan bu modelin, sinir ağı çıkış üniteleri için enerji faturalarından veriler alınmış ve bu veriler için 376 soruluk anket yapılmıştır. 1993 Yılında hazırlanan veri bankasında 8767 ev için ( bütün illerden ) konstrüksiyon, ısıtma soğutma ve sıcak su hazırlama cihazları, elektrikli cihazlar ve sosyoekonomik özellikler sorgulanmış, 2749 evin enerji faturaları çıkarılmış, şehirler için hava ve toprak sıcaklıklarından derece günler tespit edilmiştir. Elektrikle ve gazla sıcak su hazırlamaya göre sınıflandırma yapılmıştır. Elektrikli cihazlarla su ısıtılan evlerde yıllık sıcak su için elektrik tüketimi toplam yıllık enerji faturalarından çıkarılmıştır. Elektrikli cihaz, aydınlatma ve soğutma için elektrik tüketimi sinir ağı modeliyle hesap edilmiştir. Bu yaklaşım gelişme sürecindeki metotta kullanılan sıcak su için elektrik tüketiminde hata vermesine rağmen sıcak su için ayrılmış elektrik tüketim bilgisi olmadığından kullanılmak zorunda kalınmıştır. Aynı yaklaşım gazlı ev ısıtma ve sıcak su hazırlama sistemi olan evlerde uygulanmıştır. Bu bilgilere sıcak su hazırlama sisteminin özellikleri, gelir düzeyi, oturan sayısı, kaç aile tarafından kullanıldığı, çamaşır ve bulaşık makinesi kullanımı gibi giriş bilgileri de eklenmiş ve şehir suyu sıcaklığını yansıtması için ortalama toprak sıcaklıkları alınmıştır. Sinir ağı metoduyla tüketim tahmini mühendislik hesaplamalarının sonuçlarına göre çok daha hassas olmuş ve tahminlerle gerçek veri korelasyonu; Evsel ısıtma için R2 = 0.908 Sıcak su için R2 = 0.871 olarak bulunmuştur. Mühendislik hesaplarıyla; Evsel ısıtma için R2 = 0.778 Sıcak Su için R2 = 0.828 bulunmuştur. ( R2 : Determinasyon katsayısı ) 9 Enerji Talebi; Canyurt ve ark. Türkiye’nin gelecekteki evsel ve endüstriyel enerji tüketim talebini nüfus, ithalat, ihracat kalemleri, inşaat, çimento üretimi ve temel ev cihazları v.b.tüketim rakamlarından tahmin ederek verilere en uygun çözüm olarak Genetik Algoritma GA modelini uygulamışlar ( Canyurt ve ark. 2005 ), bunun alternatif bir çözüm ve tahmin tekniği olarak kullanılabileceğini belirtmişlerdir. Bu analiz ve tahmin tekniği mühendislik uygulamaları için yazarın bildirdiğine göre 1975 yılında John Holland tarafından önerilmiş ve Goldberg tarafından ( 1989 ) geliştirilmiştir. GA, Veri yapılarına benzer basit kromozom iplerin özel bir problem için olası çözümlerini kodlar, özelleştirilmiş operatörler bu yapılara tatbik edilerek önemli bilgiler korunurken yüksek fonksiyon değerlerine giden yolu gösteren ipleri türetecek yeni bir popülasyon seti kurar. Durmayaz ve ark. İstanbul için, mimarisi önceden belirlenmiş bir apartmanda yaşayan insanların sayısını meteorolojik sıcaklıklarla birlikte ele alarak kış ve yaz sezonundaki iç şartlara göre ısıtma ihtiyacını ve yakıt gereksinimini derece saat ile tahmin etmişlerdir ( Durmayaz ve ark.2000 ). Smith ve Few, müstakil evlerin domestik enerji talebini ekonomik olarak karşılamak için evsel bileşik ısı-güç tesisinin esnekliğinin ısı pompası ile arttığını kanıtlamışlardır. Termodinamik analizler 1 ve 2 . kanun verimleri açısından yapılmış ve deneysel sonuçlarla 1. ve 2. kanun analizleri karşılaştırılmıştır. Düşük güçlü, domestik elektrik talepleri ekonomik olarak karşılanmıştır ( Smith, Few, 2001 ). Enerji ve yük tahmininde mevcut yıllık kayıtlardan çok düşük ve çok yüksek günlük ortalamalar elenerek belirli kriterlere göre yıl seçimleri yapılabilir. Bu işlem verileri bilinen yıl sayısı 1’e düşene kadar devam eder ve bu yıla referans test yılı denir ( TRY ). Westphal, TRY yılına göre düzenlenen meteorolojik simülasyon ve sadeleştirilmiş meteorolojik bilgiler arasındaki farkın %18’ e kadar çıkmakla beraber simülasyon süresinin % 50’ ye düştüğünü tespit etmiştir ( Westphal, 2004 ). Düşük termal kütleli binalar için bu metotla hazırlanmış meteorolojik bilgileri kullanan simülasyonların sonuçları yeterli görülmüştür. Bu çalışmada yüksek termal kapasiteli binalardaki termal atalet dikkate alınmamıştır. 10 Chou ve Hong birkaç yıllık meteorolojik verilerden tipik yada ortalama özellikte 12 farklı ay seçerek 1 yıllık gerçek meteorolojik veri hazırlamışlardır, yani farklı yıllardan alınmış 12 aylık bir temsili yıl oluşturmuşlardır ( Chou ve Hong, 1999 ). Bu temsili yılın ayları uzun bir dönemin ortalama şartlarını taşımaktadır. Sonuçta iki bitişik ayın geçiş sürecinde hava koşullarında önemli farklılıklar ortaya çıkabilmektedir. Bu veri, eğri uydurma teknikleriyle düzeltilebilir. Böyle bir yıla tipik meteorolojik yıl ( TMY ) denmektedir. Chou, TMY’ ye göre enerji simülasyonu yapmak için tasarım şartlarını taşıyan gün seçmiştir. Enerji talebi düşük olan günler için hazırlanan bu veriler simülasyonların daha az karmaşık olmasını sağlamıştır. Bu çalışmada, Seattle Washington‘da üniversite kampus evlerinde çocuklu, arabalı, eşit ekonomik statüdeki ailelerin ( hepsi üniversite öğrencisi olan aileler ) kiraladığı, sensörler ve sayaçlar ile özel olarak donatılmış evlerin, ailelerin aktivitelerine, evlerin dolu veya boş olma durumlarına göre enerji kullanımları araştırılmıştır. Evlerin çalışma ve enerji kullanım şartlarının çok farklı olduğu, ailelerin yaşam tarzlarının farklı olmasının evin ısıtma enerjisinde çok etkili olmadığı, farkın daha çok ailelerin sıcak su kullanımından kaynaklandığı gözlenmiştir. 15 Yılı aşkın bir sürede tespit edilenler, ısıtmada bireysel etkinliklerin değil, iyileştirilmiş ve geliştirilmiş binaların önemli tasarruflar sağlayabildiğini göstermiştir. Çalışma 1987 - 2002 yılları arasında sürmüş, ortalama birey etkinlikleri için bina dış zarfının termal direncine göre enerji tasarruf tahminleri yapılması ön görülmüştür. Bunun için, evin iç sıcaklıklarının ortalaması ve dış ortam sıcaklığı arasındaki günlük ortalama farklara göre ısıtma enerjisi tahminleri yapılması önerilmiştir. İç - dış sıcaklık, rüzgâr hızı, yalıtım, ısı tahmini yapmak için uygun olmakla birlikte daha fazla bilgi gerekmektedir. Yine de termal reaksiyonları yüksek oranda etkileyen ve geçiş hali yaratan olağan dışı tasarruflar önemli enerji tasarrufları yaratmaktadır. Isıtma ( ölçülen ) ile her fırsatta termostat ayarı yapmak arasında bir ilişki kurulamadığı belirtilmiştir ( Emery ve Kippenhan, 2006 ). Pedersen, binalarda termal yük ve enerji tüketim tahmininde regresyon analizi, enerji simülasyon programları ve bilgisayar sistemleri üzerine farklı metodolojileri incelemekte, nerede ne kullanılacağı, avantajları ve dezavantajlarından bahsetmektedir. 11 Sonuçta üç özel metot; şarta bağlı talep analizi, mühendislik metodu ve sinir ağı metotları açıklanmıştır. Regresyon analizlerinin büyük miktarda ölçülmüş veri, uzun dönemli atmosferik hava bilgisi ve bina hakkında bilgiler gerektirdiğini, simülasyon programlarının binalar hakkında detaylı bilgi ve detaylı sosyolojik bilgiler gerektirdiğini, bilgisayar sistemlerinin ölçülmüş yük bilgisi, atmosferik hava ve bina bilgisi gerektirdiğini belirtmiştir ( Pedersen, 2005 ). Richalet’e göre yük ve enerji tahminleri ölçülmüş verilere dayanmalıdır. Çünkü binanın gerçek davranışı, enerji sistemlerinin farklı çalışmaları nedeniyle çok değişmektedir ( Richalet, 2001 ). Bu noktadan başlayarak, bu tez çalışmasında öncelikle evsel yük tahmini yapılan ankete ve fatura bilgilerine dayandırılarak derece gün yöntemiyle, referans sıcaklığı tespiti ise hesap ve grafik analiz yöntemleriyle yapılmıştır. Aylık ortalama dış kuru termometre sıcaklıkları eğrisi ile aylık ortalama boyutsuz gaz tüketim eğrisinin kesim noktası her iki eğrinin ortak kökleri ve denge noktası olduğu için bu noktadaki sıcaklığın ( 15 o C ) altındaki dış ortam ( kuru termometre ) sıcaklıkları ısıtma derece günleri’nin başlangıcı olarak kabul edilmiştir. Bu grafik analiz yöntemi, referans sıcaklığı tespitinde iyi bir yaklaşım olup farklı denge ( taban ) sıcaklıkları arasından bir seçim yaparken tercihi kolaylaştırıcı yeni bir yöntem olarak düşünülebilir. Boyutsuz ortalama ısıtma yükleri / aylık ortalama dış sıcaklıklar oranının zamana bağlı değerleri ( k- katsayıları ), yük ve sıcaklık korelasyonu için zamana bağlı türevsel bir katsayı olup, bilinen bir dış sıcaklık için ısıtma yükünü tahmin etmek amacıyla kullanılan bir çarpandır. “ k * dış sıcaklık “ Boyutsuz yükü, “ boyutsuz yük * maksimum yük “ ise boyutlu yükü vermektedir. Böyle bir yük hesabı da farklı bir yaklaşım tarzıdır. 2.2. Yakıt Hücrelerinin Evsel Kullanımı Evsel sektörde mikro ( ufak ) ölçekli kojenerasyon ( bileşik ısı güç sist.: CHP ) sistemleri gittikçe artan bir önem kazanmaktadır, çünkü tek bir yakıt kaynağından ( çoğunlukla petrol ya da doğalgaz ) hem ısı hem de elektrik üretebilmektedirler. CHP Sistemlerinde enerji dönüşüm verimi % 80’e kadar çıkabilmektedir. 12 Bu, kömürlü klasik bir elektrik üretim sisteminde % 30 – 35 civarındadır. Bu enerji verimindeki artış, elektriği ve ısıyı ayrı ayrı üreten klasik metotlarla karşılaştırıldığında maliyeti düşürmekte, sera gazı etkilerini azaltmaktadır. Evsel ve küçük ölçekli ticari binalar için ( hastaneler, oteller, enstitü binaları v.b ) uygun CHP sistemleri ve donanımları geliştirilmektedir. Bu sistemlerin hedefi, binanın ısınma, sıcak su ve potansiyel olarak da absorbsiyonlu soğutma gereksinimlerini karşılamaktır. Onovwiona ve Uğursal, tek aileli ( 10 kWe ) ve çok aileli ( 10 - 30 kWtop ) konutlardaki uygulamalar için, mevcut ya da gelişmekte olan değişik teknolojileri, son gelişmeleri, performanslarını, çevresel etkilerini ve maliyetlerini ele almıştır. Uygun teknolojiler olarak CHP esaslı içten yanmalı motorları, mikro türbinleri, yakıt hücreleri ve dıştan yanmalı Stirling motorlarını incelemişlerdir. Evsel ve küçük ticari binalarda Y.H. kullanan mikro türbinli ve Stirling motorlu teknolojilerin kendilerini ispatlayacak düzeyde olduklarını, en çok gelişmiş ve az maliyetli sistemin ise içten yanmalı motorlu sistemler olduğunu açıklamışlardır. Yazarlara göre; içten yanmalı motorların elektriksel verimi, mikro türbinler ve Stirling motorlarından daha yüksektir. Diğer yönden, yakıt hücreleri diğer teknolojilerle karşılaştırılınca evsel ve küçük ölçekli CHP uygulamalarında en yüksek elektriksel verime sahiptir. Pistonlu motorlarda, ceket soğutma suyundan ve egzost gazlarından ısı geri kazanımı yapılmaktadır. Bu, mikro türbinlere tek bir yoldan ısı geri kazanma üstünlüğü getirmektedir. İçten yanmalılarda daha fazla periyodik bakım gerekir iken, mikro türbinler basit tasarımlı ve az hareketli parçaları olması nedeniyle daha az bakım gerektirmektedir. Bakım maliyetleri ise içten yanmalılara yakındır. Y.H. Çok az hareketli parça içermesiyle az bakım gerektirir, yine de Y.H. sisteminin çalışması için fan, pompa gibi yardımcı sistemler bakım maliyetlerini arttırır. Küçük Stirling motorları ise uzun aralıklarla bakım gerektirdiği için ( 5000 - 8000 saat ) avantajlıdır. Otto motorlarla karşılaştırılınca işletme maliyetleri azdır. Y.H. En yüksek yatırım maliyetine sahiptir. İçten yanmalıların CO, NOx emisyonları yüksektir. Katalizör kullanılırsa rekabet şansı artar. Mikro türbinlerin CO, NOx emisyonları içten yanmalılara göre düşüktür. Y.H.’nin NOx, CO emisyonu ise son derece düşüktür. 13 Yüksek verimleri nedeniyle CO2 emisyonları diğer teknolojilerden genel olarak daha düşüktür. Stirling brülörlerinin emisyonları katalitik konvertörlü, gazlı Otto motorlarından 10 misli daha azdır. İçten yanmalı motorların fiyat ve performansları artık bilinmektedir. Mikro türbinli, Y.H. ve Stirling motorlu sistemlerin daha fazla çalışma saatleri ve uygulama projeleriyle kanıtlanmaları gerekmektedir. Yakıt hücresi sistemleri, evsel bileşik ısı güç sistemleri için yüksek verimliliği, minimum çevre etkisi ve ses ile çalışması, küçük güçlerde çalışabilmesi, az yer kaplaması nedeniyle tercih edilmektedir. PEMFC ve SOFC Tipleri, bu tip uygulamalar için ve düşük sıcaklıkta çalışabilmeleri nedeniyle öne çıkmaktadır. Birçok araştırmacı Y.H. sistemlerini ve evsel kojenerasyon uygulamalarını araştırmıştır. Virginia Politeknik Enstitüsünden Güneş “Y. H. Esaslı Evsel Kojenerasyon Uygulamaları” konulu tez çalışmasında USA’ da farklı iklim bölgeleri için uygulamaları tipik bir eve göre analiz etmiştir. TES ( Toplam Enerji Sistemi ) Modelinin güneyde 4 kWe ve kuzeyde 5 kWe yakıt hücreli olması gerektiğini bulmuştur. Modelinde 300 lt. kapasiteli bir termal depo kullanmış ve sistemin % 32 - 51 primer enerji tasarrufu sağladığını ortaya çıkarmıştır ( Güneş 2001 ). Güneş’in bildirdiğine göre, Peterson 6.5 kWe’ lık propan kullanan bir jeneratör ve 25 kWh lik bir batarya paketiyle solar bir sistemi birlikte kullanmış, hibrid sistemle üretilen enerjinin neredeyse yarısının fotovoltaik sistem, jeneratör ve bataryanın doldurulması ve boşaltılmasıyla elektriğin inverter’de DC - AC dönüşümü için harcandığını tespit etmiştir. Araştırmada buzdolabı, pişirme ve iklimlendirme yükleri hesaba katılmamıştır. Hoven, 5 kWe çıktısı ve 13.4 kW termal çıktısı olan, gaz yakıtlı bir jeneratörden oluşan bir evsel kojenerasyonu ele almış, sistemin yüksek termal / elektrik oranlarında 2 veya 4 kW elektrikli ısıtıcı kullanması gerekmiştir. Analiz, bir ev için termal / elektrik oranını jeneratörle karşılamanın verimli olmadığını bunun termal / elektrik oranının evlerde yüksek olmasından kaynaklandığını göstermiştir. Yine aynı enstitüden Alonso, ” Bir yakıt hücresi sisteminin optimum sentezi / tasarımında dekompozisyon ( parçalama ) teknikleri uygulanması” konulu tez çalışmasında sistemi zamana ve fizik yapıya göre ayırmış ve optimize etmiştir. 14 50 Adet tipik Amerikan evi için ortak bir sistemin ekonomik olduğunu, daha fazla sayıda evden oluşan gruplarda çok fazla tasarruf elde edilmediğini bulmuştur. Exerji açısından 10 cent / kWh den daha az maliyetli güç üretmenin imalatçıların senede 1500 adet Y.H. üretmesiyle gerçekleşebileceğini söylemektedir. 250 kWe’ lik Y.H.’ nin yazın 70 kW kışın 60 kW‘ dan az yükler için verimli olmadığını açıklamıştır ( Alonso 2001 ) . Kanada evsel enerji kullanımı veri analiz merkezinden Uğursal, İsmet, Ferguson ve Alex, bina enerji simülasyonuna entegre edilmiş bir PEMFC’ li kojenerasyon modelini kararlı hal için geliştirmişler ve bina yükleri için Y. H. sisteminin elektrik ve ısı enerjisi çıktılarını ve sistemin yakıt kullanımını tahmin edebilmişlerdir. Buna göre; Y. H. elektrik talebinin yüksek olduğu öğleden sonrası ve akşam saatlerinde ısıtma tesisine önemli katkılar sağlanmıştır. Bu sürede boylerden ısı talebi olmamıştır. İkinci bir senaryoda, Y. H.’nin 3 kWe sabit çıkışta çalıştırıldığı düşünülerek analiz edilmiş ( bu bir evin daimi yük talebi için çok fazladır ) ve Y. H.’ nden kazanılan ısının tam gün herhangi bir ısıtma olmadan boyler suyunu 70 oC üstünde tutabileceği gösterilmiştir ( Uğursal ve Ferguson 2003 ). Fraunhofer Güneş Enerjisi Enstitüsünden Vetter, Matthias ile Wittver ve Christof, Almanya’daki “ Düşük Enerjili Ev ” standartları için yenilenebilir enerji kaynağı ile ( güneş enerjili sistem ) Y. H.’li bir kojenerasyon sistemini ele almışlardır. Ekonomik enerji optimizasyonu ve ekolojik optimizasyon stratejilerine göre iki farklı kontrol hedefi bir bina simülasyon programı ile incelenmiş, yenilenebilir enerji kaynağının ve Y.H. kullanan kojenerasyon’ un bir evde fosil enerji kullanımını azaltmak amacıyla birlikte ele alınabilineceği ifade edilmiştir ( Matthias ve Witver 2003 ). Kanada Enerji Teknolojileri Merkezinden Morrison, Cuthbert, Deuchars, Alary, modern, enerji verimi yüksek bir ev için ESP – r / HOT 3000 programının içinde SOFC kullanan bir evsel kojenerasyon simülasyonu geliştirmişlerdir. SOFC’ in Evin yıllık elektrik talebinin % 99’ una, termal talebinin ise % 36’ sına cevap verebildiğini, alt yakıt ısı değerine göre ise toplam verimin % 68 olduğunu tespit etmişlerdir. Geri kazanılan ısı / Net elektrik oranı SOFC çalışma bandının alt limitlerinde ortalama olarak % 65 – 75 dir. 15 Isı değiştiricideki ürün gazlarının etkisiyle SOFC üst çalışma limitlerinde bunun % 91’e kadar yükselebildiği ifade edilmiş, yıllık ortalama değerinin % 73’ ün üzerinde olduğu belirtilmiştir ( Morrison ve ark. 2003 ). Türkiye’ deki çalışmalar; daha çok mobil uygulamalar için koordinasyon ve organizasyon çalışmaları aşamasındadır. Henüz yayınlanmış bir çalışma tespit edilmemiştir. Termodinamiğin 2. kanununa göre; Y.H.’nin İki önemli avantajı vardır. Elektrokimyasal yanma nedeniyle, bağıl olarak düşük sıcaklık ve basınçlarda diğer enerji dönüştürücülerden daha az tersinmezlikler söz konusudur. Bu durum şöyle açıklanabilir. Klasik bir yanmada serbest elektronlar düşük enerji düzeylerine geçme eğilimindedir. Bu enerji boşalması, yanma ürününün doğrudan ısınması demektir. Elektrokimyasal yanmada ise serbest elektronlar dış iletken bir devreden hareket ettirilerek elektriksel olarak doğrudan kontrol altına alınabilir ( Angrist 1976 ). Makroskopik açıdan Y.H. bir elektrolitten iyonları geçirir. Son indirgenme reaksiyonu aktivasyon kabiliyetini düşürür. Potansiyeli azalan iyonlar dış devreden dolaşan bir elektriksel güce dönüşürler, böylelikle son oksitlenme reaksiyonunda iyonlar klasik bir yanma prosesine göre daha az israf edilir ( Dunbar, Gaggioli 1993 ). Y. H.Gruplarındaki özellikle PEMFC’ deki fiziksel davranışları açıklayan ortak bir görüş yoktur. Deneysel bilgi ve matematiksel modellerin pek çoğu çok özel ve çoğunlukla da gerçek dışı ideal koşullar içindir ( Olsommer, Spakowsky 1999 ). Braun ve ark., 5 farklı SOFC tasarımıyla bir evsel CHP sistemini Y. H ve yardımcı donanımı modelleyerek ve bir simülasyonla değerlendirmişlerdir. Verimlerini ve önemli performans parametrelerini belirlemişler ve SOFC gurup veriminin anodun geometrisine bağlı olduğunu tespit etmişlerdir. 1. Ve 2. kanun verimleri açısından hem H 2 hem CH 4 ile beslenen sistemleri karşılaştırarak en yüksek verimin; metan kullanan, içten yakıt hazırlayıcı donanıma sahip, anot ve katot gazlarını yeniden dolaştıran sistemle elde edildiğini bulmuşlardır. Yakıtların alt ısıl değerlerinde sistemin elektriksel verimi % 45, CHP verimi % 88 olarak tanımlanmış, H 2 yada CH 4 kullanımının verimde önemli bir etkisinin olmadığı ortaya çıkmıştır. 16 Exerji analizleri, en yüksek tersinmezliğin hava ön ısıtıcısında ve katalitik yakıcıda oluğunu göstermiştir. Sisteme hava girişi, tekrarlanan hava dolaşımı ve içten yakıt hazırlama donanımı ile azaltıldıkça tersinmezliğin en büyük kaynağı katalitik yakıcı olmaktadır. İçten yakıt hazırlama, sisteme hava girişini % 50 azaltmaktadır ve en yüksek elektriksel verimi sağlamaktadır; ama CHP verimi ( toplam verim ) bağıl olarak düşük kalmaktadır. Exerji analizleri SOFC gurup veriminin iç reformer’li ( içten yakıt hazırlamalı ) tiplerde dış reformer’li tiplerden düşük olduğunu göstermiştir. Katot gazının tekrar dolaştırılması, sistemin performans verimine katkıda bulunmaktadır, çünkü havanın ön ısıtma gereksinimi, hatta hava girişi azalmaktadır, ayrıca termal / elektrik oranı % 29 artmaktadır ( termal çıktı % 29 artıyor ). Bir evin termal / elektrik oranı termal enerji yükünün taban seviyesindeki elektrik talebine oranıdır. Bu, ısıtma, soğutma, veya sıcak su talebine göre değişir, şiddeti ise yer, bina tipi, tasarım, kullanılan metot, saat ve mevsime bağlıdır. Evsel uygulamalardaki enerji talebinin zamanı ve şiddeti yani miktarı çok değişkendir. A.B.D. ‘deki evler için bu oran 0,7 -1 arasında değişmektedir. Isı depolayıcı tankı olan evsel Y.H. sistemlerinde ise 0,5 – 2 arasındadır ( Braun ve ark. 2005 ) Calise ve ark. SOFC ve gaz türbinli bir hibrid ( çift kaynaklı ) enerji kaynağının tam ve kısmi yük enerji analizlerini yaparak kısmi yükteki en verimli işletmenin sabit bir yakıt / hava oranına karşılık geldiğini göstermişlerdir. Diğer yönden hava debisi sabit iken yakıt debisinin azalmasıyla net elektriksel güç ( nominal yükün % 34’ü ) azalmaktadır. Bu tarzdaki işletme elektriksel verim kaybına neden olmaktadır ( Calise ve ark.2005 ). Hawkes ve Leach, SOFC’ li CHP’nin Y. H. gurup kapasitesi, ilk yatırım maliyeti, ömür, elektriksel verim, üretilen fazla elektriğin satış fiyatı ve enerji giriş fiyatlarını analiz etmişler ve mikro ölçekli bir CHP’nin ( şebeke destekli ) optimum gurup kapasitesinin 1,25 kWe olduğunu bulmuşlardır. Her kWe için gurubun yatırım maliyetlerinde, şebekeye satılan elektriğin birim fiyatında ve sisteme giren enerjinin birim satın alma fiyatında olabilecek en ufak değişikliğin optimum gurup kapasitesinde büyük değişikliklere neden olduğunu tespit etmişlerdir ( Hawkes, Leach 2005 ). 17 Bu tez çalışmasında, PEMFC’ li ve SOFC’ li ısı pompalı, elektriksel olarak ulusal şebekeden bağımsız, ısı geri kazanımlı, evsel bir kojenerasyon ( bileşik ısı güç ) sisteminin yılın her saati için ( 8760 saat ) ısıtma veya soğutma mevsiminde dış hava kuru termometre sıcaklığına bağlı ortalama ısıtma ve soğutma yükleri araştırıldı. Bulunan saatlik ısıtma, soğutma, sıcak su, elektriksel yük taleplerine bir simülasyon programı yardımıyla sistemin cevabı araştırıldı, çıkan sonuçlar ekonomik açıdan analiz edildi ve klasik sistemler ile karşılaştırıldı. Seçilen yakıt hücreli bileşik ısı güç sisteminin klasik enerji tüketim sistemlerine göre avantaj ve dezavantajları değerlendirildi. SOFC ile birlikte çalışmada daha yüksek bir elektriksel ve toplam verim elde edildi. Yatırım maliyetleri açısından klasik sistemler ile henüz rekabet şansı olmamakla birlikte, yıllık enerji taleplerine cevabı işletme maliyetleri açısından ekonomik bulunan sistemin, eğer elektrik birim fiyatları % 60’ dan daha fazla artar ya da tesis yatırım maliyetleri % 20 düşerse, tamamen elektrikle çalışan klasik sistemlere göre ekonomik olabileceği tespit edildi. Gazlı ısıtma, elektrikli soğutma yapan klasik sistemlere göre yatırım maliyetleri 3000 Є’ yu geçmemesi koşuluyla Y.H. birim maliyetinin 58 Є / kWe olması gerektiği, bu fiyatın üzerinde ekonomik olamayacağı belirlendi. Sonuç olarak; bu çalışma, evsel sektörde bir enerji kaynağı olarak SOFC veya PEMFC‘ li toplam enerji sisteminin ( TES ) ne kadar verimli ve ekonomik olabileceğini araştırmak için yapılmıştır. Y.H. Kullanan TES sistem modeli analizlerin kolaylaştırılması için bazı kabuller yapılarak basitleştirilmiştir. Örneğin; PEM ve SOFC li Y.H. sistemlerinin yakıt hazırlayıcıdaki yakıt verimlerinin % 75, sistemin çalışması sırasında akü bataryası kayıplarının % 30 olduğu var sayılmıştır. Her iki Y.H. tipi için TES sistemi bilgisayarda hazır bir simülasyon programıyla analiz edilmiştir. Isı deposundaki sıcaklık limitlerine göre çalışan bu program, minimum sistem yükünde ve önceden belirtilmiş bazı maksimum yükler aşıldığında, akü bataryası devreye girecek şekilde revize edilerek tekrar çalıştırılmış ve sonuçlar alınmıştır. Yine depo hacimleri, ısı pompası verimleri, Y.H. kapasiteleri değiştirilerek program çalıştırılmış ve TES sisteminin modeli analiz edilerek elde edilen çıktılar çizelge ve grafiklerde gösterilmiştir. Ayrıca bu çıktılara göre ekonomik analizler yapılmıştır. 18 Bunlar, değişik geri ödeme sürelerine, gaz ve elektrik birim fiyatlarına, Y.H. birim fiyatlarına, faiz oranlarına göre yeni sisteme yapılabilecek maksimum yatırım maliyetlerinin nasıl değişebileceğini ortaya çıkartmış ve klasik sistemlere yapılan yatırımlarla karşılaştırılmasına olanak sağlamıştır. Böylelikle avantaj ve dezavantajları ortaya çıkarılmıştır. Bu çalışma ayrıca, tespit edilen evsel yüklere PEMFC ve SOFC ‘ li TES’ lerin cevaplarını karşılaştırmıştır. SOFC’ li TES’ in elektriksel ve termal verimleri daha yüksek çıkmıştır. SOFC ‘ in evsel kullanımdaki yük değişimlerine PEMFC den daha az esnek olduğu çeşitli kaynaklarca belirtilmektedir ( Onovwiona ve ark. 2004 ). Akü, sadece düşük yüklerde Y.H. sistem verimini düşürmemek için kullanılan bir yardımcı destek ünitesi olarak değil, aynı zamanda sistemin pik yükünü paylaşan bir enerji deposu olarak ele alınmıştır. Bir enerji deposu olarak daha aktif şekilde kullanılmış ve bilgisayar simülasyonu kodlarına konulan ek alt dosyalarla boşalması ve doldurulması için Y.H. sistemine gelen yüklerin kapasiteyi nasıl etkilediği tespit edilmiştir. Akünün çalışmasında voltaj ve çekilen akım ile sıcaklık etkileri dikkate alınmamıştır. Akünün doldurulması ve boşalması, aküdeki enerji dengesi ve sabit akımda verebileceği maksimum güce göre modellenmiş ve bilgisayarlı simülasyon algoritmasında gerekli değişiklik yapılmıştır. Program, farklı yakıtlar için de revize edilerek sistemin ihtiyaç duyduğu yıllık farklı yakıt enerjileri ( dizel yakıtı, benzin, metanol, LPG v.b.) bulunmuştur. 3. MATERYAL ve YÖNTEM 3. 1. Materyal 3. 1. 1. Enerji Yükleri ve Tahmin Metotları Enerji insan yaşamının kalitesinin bir ölçüsü olmakla birlikte ekonomik büyümenin de bir göstergesidir. Gelişmiş ülkelerde ve Türkiye de toplam ve kişi başına 1 yıllık elektrik enerjisi tüketimi [ ( üretim + ithalat – ihracat - dağıtım kayıpları ) / nüfus ] çizelge 3. 1 deki gibidir. ( International Energy Agency, 2005 ) Çizelge 3. 1. Çeşitli Ülkelerin Enerji Tüketimleri Nüfus Elektrik Tüketimi TWh =10 9 Kişi Başına Elektrik Tüketimi ( milyon ) kWh / yıl kWh / kişi - yıl Türkiye 70.8 117.10 1654 Almanya 82.52 569.23 6898 A.B.D. 291.09 3803.12 13066 Kaynak : International Energy Agency, Key World Energy Statistics, 2005. IEA, Paris 2002 de Türkiye de enerji girişi 3257.29 PJ *dür (1 Peta J = 10 15 J ). % 31.30 ‘u yurt içinde üretilmiş ve kalanı ithal edilmiştir ( Utlu, Hepbaşlı, 2006 ). 2002’ de Enerji kaynaklarındaki en büyük pay % 39.92 ile petrol , % 20.70 ile doğalgaz % 13.86 ile linyit ve % 10.77 ile taş kömürü % 14.75 ile diğer kaynaklara aittir. Çizelge 3. 2. Türkiye’ de son 3 yılda ( 2002, 2003, 2004 ) tüketilen toplam enerji miktarları ve türlerini vermektedir ( www.en.gov.tr/enerjitüketimi.htm ). Ülkemizde, konut sektöründe ısıtma amaçlı enerji tüketimi, tüketilen toplam enerjinin % 70’i gibi çok yüksek bir orandadır. Avrupa Birliği’nde bu % 57 dir. % 25’i sıcak su üretimi için kullanılmaktadır. 20 Eski binalarda enerji tüketimi 200 - 250 kWh / m 2 iken yeni binalarda bu değer 100 - 150 kwh / m 2 ye sınırlandırılmak istenmektedir ( Dilmaç ve Kesen 2003 ). Çizelge 3. 2. Türkiye’de Birincil Enerji Kaynakları Tüketimi Yıllar 2002 2003 2004 Taşköm , Bin ton 18830 17535 19904 Linyit , Bin ton 19904 46051 44823 Asfaltit, Bin ton 5 336 722 Petrol, Bin ton 29776 30669 31729 Doğ.Gaz 10 6 m3 17694 21374 22446 Hidrolik, GWh 33684 35330 46084 Jeoter.El, IsıGWh 105730 89784 93811 Rüzgar, GWh 48 61 58 Güneş, Bin TEP 318 350 375 Odun , Bin ton 15614 14991 14393 Hayvan bitki art. Bin Ton 5609 5439 5278 Elk.ithal , GWh 3588 1158 464 Elk, ihr., GWh 435 588 1144 Toplam, Bin Tep ton 78331 83826 87818 Kaynak: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı www.en.gov.tr/enerjitüketimi.htm 21 Enerji üretiminin ve tüketiminin tahmini, modellenmesi kısa ve uzun dönemli ulusal enerji planlaması ve yatırımlar için gereklidir. Bu tahminlerin yapılması, toplam enerji tüketimi içindeki evsel sektörün payını ve aileler için ekonomik ve verimli ısıtma tipini belirlemek açısından ayrıca önem taşır. Bu nedenle tüketiciye sunulan tasarımlar arasından fiyat ve enerji kullanım miktarlarının karşılaştırılmasına ve en uygun olanının tespitine olanak sağlayan enerji yükleri tahmin yöntemleri sürekli araştırılıp, geliştirilmektedir. En doğru ve güvenilir enerji tüketim tahmini değişik yüklerin hava koşullarının, enerji kontrol sistemlerinin ve işletme programlarının bir fonksiyonu olarak yazılıp bütünleştirilmesiyle yapılır. Çok karmaşık olmalarına rağmen enerji tahmin prosedürleri için, aşağıdaki yükler mutlaka bilinmelidir. 1 - Ortam yükü, 2 - İkinci donanım yükü, 3 - Birinci donanımın enerji yükü. Burada ikinci donanım, ısıtma, soğutma ve havalandırma akışkanlarını koşullandırılacak ortama dağıtan elemanlardır ( pompa, kompresör, kanal, boru tesisatı v.b ). Birinci donanım, yakıtı ya da elektriksel enerjiyi ortamı ısıtmak ve soğutmak için dönüştüren merkezi sistemdir ( kazan, elektrikli ısıtıcı v.b ). Bu 3 ortak yükün hesabında sürekli hal yöntemi ( derece gün ya da sıcaklık farkı yöntemi ) ile dinamik yöntem ( transfer fonksiyonları yöntemi ) arasında önemli farklar vardır ( Howell ve ark. 1998 ). Enerji gereksinimlerinin hesabında 1. adım termal konforun temini için ortama verilmesi veya ortamdan alınması gereken enerjinin hesabıdır. En basit yöntem, ısıl konforu sağlamak için gerekli enerjiyi dış hava kuru termometre sıcaklığının bir fonksiyonu olarak kabul etmektedir. Güneş ışınımları, iç ortam ısı kazançları, duvarlardaki ve iç ortamdaki eşyaların depoladığı ısı, bina zarfından ( dış kabuğundan ) ısı geçişi, hava sızıntıları ve rüzgar etkisi bu hesaplara katılınca daha hassas ve doğru sonuçlar bulunur ( ASHRAE Enerji Yükleri Tahmin Yöntemleri, 1998 ). 2. Adım, yardımcı sistem donanımının ( ikinci donanım ) yükünü ortam ısı yüküne katmaktır. Bunlar vantilatör, pompa v.b cihazların yükü, sıcak su hazırlayan cihaz yükü, boru ve kanal yükleridir. 22 3. Adım, ana ekipmanın ( birinci donanım ) 1.ve 2. adımın yüklerini ve olabilecek pik yükleri karşılayan merkezi sistemin enerji ve yakacak ihtiyacını bulmaktır. Burada, donanım verimi ve kısmi yüklere olan cevabı bilinmelidir. Bu hesaplara maliyet ve verim analizleri de katılır. Eğer ısıtma havalandırma ve iklimlendirme donanım verimi ve binanın kullandığı enerji sabit ise “ Derece Gün Yöntemleri “ enerji analizi için en basit yöntemlerdir. Dış ortam sıcaklığına bağlı olarak verim ve kullanım şartları değişiyor ise, enerji tüketimi farklı dış sıcaklıklar için birim saat başına hesaplanır ve toplam tüketim bu sıcaklıklara karşılık gelen zaman dilimleri ( saat ) ile çarpılarak bulunur bu yöntem “ bin ” yöntemi olarak bilinir. Basit sürekli hal yöntemleri iç sıcaklık ve kazançlar değiştiğinde kullanılmaz, ancak özel işletme şartlarındaki saatlerin toplamı tahmin edilebiliyorsa bu yöntemler iyileştirilebilir. Bir yıl boyunca her saat başına enerji dengesi hesapları yapılarak elde edilen tüketim tahminleri en dikkatli hazırlanmış tahmin metotlarıdır. Bu detaylı benzetim metotları aydınlatma, insan, pişirme, elektrikli cihaz yükleri v.b iç kazançların saatlik tahminlerinin yanında saatlik hava şartlarının da bilinmesini gerektirir. Binalarda enerji tüketen sistemlerin lineer olmayan, dinamik ve çok karmaşık çalışma koşulları nedeniyle tüketimlerin hassas olarak tahmininde bilgisayar simülasyonları dışında çok az metot vardır. Bu nedenle çok hassas metotlar en pahalı olanlarıdır, bilgisayar programında uzmanlık gerektirmektedir. Derece gün yöntemi ve denge noktası sıcaklığı iklimin şiddetini hassas bir şekilde karakterize edebilir ( ASHRAE Enerji Yükleri Tahmin Yöntemleri, 1998 ). Denge noktası sıcaklığı: Kısaca ısı kayıplarının iç kazançlarla karşılanabildiği dış sıcaklık olarak tanımlanabilir. Isıtma sisteminin enerji tüketimi: Evin ısıtma talebi; UA + QI = [TİÇ − TDIŞ (t)] ile bulunur. η IS 23 TİÇ = İç Sıcaklık ( 0C ) TDIŞ = Dış Sıcaklık ( 0C ) UA=Binanın yüzeye bağlı toplam ısı kayıp katsayısı [ W / K ] η IS = Isıtma Sisteminin Verimi Yıllık enerji tüketimi, ısıtma ve soğutma sezonundaki anlık tüketimin zamana göre integralidir. UA Sabit ise ; η IS UA + ( 1 ) QI = ∫[TİÇ − TDIŞ (t)] dtη IS Pratikte bu entegral saatlik veya günlük kısa zaman aralıkları için ortalamaların toplamları alınarak yapılır ve derece saat ya da derece gün olarak adlandırılır. Isıtma ve soğutma sıcaklıklarını; T + IS = ( TDEN - TDIŞ ) ( 2 ) T + SOĞ = (TDIŞ - TDEN ) olarak yazabiliriz. ( 3 ) Burada TDEN = Denge Sıcaklığıdır. Isıtma derece günleri: Nis ( 4 ) IDG =∑TIS ,İ i=1 Nsoğ Soğutma derece günleri: SDG = ∑T ( 5 ) SOĞ ,İ i=1 N IS = 1 Gündeki Isıtma Derece Saatlerinin Sayısı N = 1 Gündeki Soğutma Derece Saatlerinin Sayısı SOĞ 24 Bursa için tasarım şartları: Bursa 2.iklim bölgesinde ve rüzgârlı olarak alınır ( TSE 2164 ). Bursa 29.04 o doğu boylamı, 40.11 o kuzey enlemindedir ve ortalama yükseklik 100 m’ dir. Bursa yerel meteoroloji istasyonunun ( No: 17116 ) bulunduğu enlem 40 0.18 ‘ ve boylam 29 0.07 ‘ dır. Çizelge 3. 3 – 3. 4 –3. 5 ve 3. 6. Bursa için tasarım şartlarını vermektedir. Ek 1’ deki Çizelge 2. ve Çizelge 3. Bursa için meteorolojik bilgileri ve derece günleri, Çizelge 4. ve 5. ise cihaz türlerine göre abone sayılarını ve konut tüketimini vermektedir. Çizelge 3. 3. Bursa için Soğutma Tasarım Şartları Kuru Termo. Sıc. / Orta. Yaş Termo. . Gün. % 0.4 sıklıkla %1 sıklıkla %2 sıklıkla Max. Kuru Ter K.T bandı Kuru Yaş Kuru Yaş Kuru Yaş Ort. Orta Stds 0C değer 33.5 20.4 32 20.3 30.7 20.1 37.7 37.3 1.6 13.7 Kaynak: Bulut 2001 Çizelge 3. 4. Bursa için Isıtma Tasarım Şartları Isıtma Kuru T.(0C) Min. Kuru Ter. (0C) %99.6 sık. %99 sık Ortalama Orta değer Std.s -3.4 -2.0 -8 -6.3 3.9 Kaynak: Bulut 2001 25 Çizelge 3. 5. Bursa için yıllık ısıtma ve soğutma derece günleri ve saatleri Bursa yıll. soğ. Derece günleri Bursa yıll. Isıtma derece günleri Taban sıcaklıklar ( 0C ) Taban sıcaklıklar ( 0C ) 18 20 22 24 26 28 14 16 18 20 22 606 359 177 61 12 2 1117 1491 1920 2401 2948 yıllık ısıtma derece saatl. Yıllık soğutma derece saatl. Taban sıc.( 0C ) Taban sıc.( 0C ) 15 17 18,3 24 26 27 30 34882 44557 51031 4733 2574 1799 429 Kaynak: Bulut 2001 Bursa - Soğutma için Denge Sıcaklığı Hesabı : QKAZ = L * (T − TİÇ ) ( 6 ) SOĞ DEN ,SOĞ Q L SOĞ ,max= ( 7 ) SOĞ ∆t Q T = T + KAZ ( 8 ) DEN ,SOĞ İÇ Q / ∆t SOĞ ,max Soğutma tasarım sıcaklık farkı: ∆t, SOĞ = T – T DIŞ ,SOĞ İÇ ,SOĞ T = 27.5 0 C ( 29Ağustos için günlük ortalama sıcaklık ) DIŞ ,SOĞ T = 24 0 C kabul edildi İÇ ,SOĞ ∆t = 3.5 0 C Q = 2668 W ( 29 Ağustos’ da ) SOĞ ,max L = Q / ∆ t = 2668 / 3.5 = 762.28 W / 0 C SOĞ SOĞ ,max 26 29 Ağustos’ta ortalama QKAZ = 1021 W 1021 T = 24 + = 25.33 o C DEN ,SOĞ 762.28 Bursa - Isıtma için Denge Sıcaklığı Hesabı : QKAZ = LIS * (TİÇ − TDEN ,IS ) ( 9 ) Q L IS ,maxIS = ( 10 ) ∆t Q T KAZDEN ,IS = TİÇ − ( 11 ) QIS ,max / ∆t Isıtma tasarım sıcaklık farkı ∆t, IS = TİÇ ,IS - TDIŞ ,IS TDIŞ ,IS = - 0.26 0 C ( 20 Aralık’ ta günlük ortalama sıcaklık ) T 0 İÇ = 23 C kabul edildi ∆t = 23 - ( - 0.26 ) = 23.26 0 C QIS ,max = 8828.5 W ( 20 Aralık’ ta ) LIS = QIS ,max ∆t = 8828.5 0 = 379.55 W / C 23.26 2O Aralık’ta ortalama Q kaz. = 1050 W 1050 TDEN ,IS = 23 − = 23 – 2.766 = 20.23 0 C 379.55 L = ΣUA + I (ρ.cP ) HAVA.V / 3600 ( 12 ) L Binanın ısıtmada özgül ısı kaybı veya soğutmada özgül ısı kazancıdır ( W / K ) 27 Evsel bileşik Isı-Güç sistemleri için karşılanması gereken yükler ; • Isıtma Yükü • Sıcak Su Hazırlama ( kullanım sıcak suyu ) Yükü • Soğutma Yükü • Elektriksel Yükler (aydınlatma ve elektrikli cihazlar ) olarak belirlendi. Bu yüklerin belirlenmesi için Bursa şehir merkezinde oturan 187 aile ile yapılan anketten ve bu ailelerin gaz, elektrik ve su faturalarından yola çıkılarak ortak bir enerji tüketim akışkanlığının var olup olmadığı ve ortalama tüketimleri araştırıldı. Bu evlerin gaz, elektrik su tüketimleri Bursagaz AŞ., Tedaş Bursa İşletme Müdürlüğü ve Buski’ den alınan tüketim bilgileri ile saptandı. Yine bu kurumlardan uzun yıllar sonunda tespit ettikleri ortalama olarak bir ailenin gaz, elektrik, su tüketimleri hakkında bilgi alındı. Bursagaz AŞ.’ den uzaktan okuma sistemi ile takip edilen 1 villa ve 1 apartman dairesine ait saatlik gaz tüketimleri ( 2005 ocak, şubat dönemlerine ait ) alındı. Kullanılan ısıtma sistemlerine göre sınıflandırılan tüketiciler için aylık ortalama gaz ve elektriksel yük grafikleri çıkartıldı. Meteorolojik veriler ( günlük ortalama dış hava kuru termometre sıcaklığı, toprak sıcaklığı v.b.) kullanılarak tüketimler ile dış sıcaklık ( kuru termometre sıcaklığı) ve zaman korelasyonları için polinomlar ( 2. ve 3. derece ) uyduruldu. Bursa için günlük max. min. ve ortalama sıcaklıklar aşağıdaki şekil 3. 1.’ de görülmektedir. Faturalardan aylık boyutlu yüklerin ortalamaları çıkarılıp boyutsuzlaştırıldı ve saatlik dış sıcaklıklara göre saatlik tüketimlere dönüştürüldü. Boyutsuz tüketimlerin saatlik dağılımları tekrar boyutlandırıldı ve bu saatlik tüketimler ( ısıtma, soğutma, sıcak su ve elektrik ) bilgisayar programına giriş verisi olarak kaydedildi. 4 Kişilik bir ailenin tüketim alışkanlığına evsel kojenerasyon sisteminin cevabını bulmak için bu verilerle tüm 1 yıl için farklı ısıtma tercihlerinin analizi yapıldı. Aynı yükler için; 1 - Tamamen elektrikle çalışan klasik bir ısıtma ve soğutma sistemi , 2 - Isıtma ve sıcak su üretiminin gazlı cihaz, soğutmanın elektrikli klima ile yapıldığı bir klasik sistem ve yakıt hücreli, ısı geri kazanımlı bir evsel bileşik-ısı-güç sistemi karşılaştırıldı. 28 Bu mukayese kullanılan enerjiler, gerekli yakıt miktarları, maliyetler açısından yapıldı. Şekil 3. 1. Bursa için Ortalama Sıcaklıklar Kaynak : Meteoroloji İşleri G.M. Yayınları, Ankara. Sıcak su üretimi: Elektrikli cihazlar ile sıcak su üretimi ( çamaşır ve bulaşık makinesi için ) EK 1. Çizelge 6. gazlı cihaz ile sıcak su üretimi ( banyo için ) ise EK 1. Çizelge 7. ve saatlik sıcak su yükleri EK 1. Çizelge 8’ ve Çizelge 9. dadır. Evsel Isıtma: Isınma gereksinimleri, kombi tüketimlerinden şofben + ocak tüketimleri çıkarılarak tahmin edildi. Grafikler için anket yapılan abonelerin önce 1999 Ekim – 2004 Nisan arası gaz tüketimleri çıkarıldı. Yıllara bağlı grafikleri çizildi ve bunların aynı dönemlere ait tüketimlerinin ortalaması alınarak bütün yıllar için bir ortalama tüketim grafiği çıkarıldı ( Şekil 3. 2. ve 3. 3.) bu tüketimlerdeki aşırı değerler ( aylık toplamı 600 m³ ün üzerinde olanlar ) değerlendirme dışına alındı. 29 Şekil 3. 2 : Ortalama gaz tüketimi – Kombi gurubu Şekil 3. 3. Yıllara Göre Kombi Gaz Tüketimlerinin Ortalaması 30 Gaz tüketimlerinden yola çıkarak ısıtma yüklerini matematiksel olarak ifade etmek için analizlerde boyutlu kombi tüketimleri esas alındı ve bu tüketimlerden tahmini ocak ve şofben ( sıcak su üretici cihaz ) tüketimleri çıkarıldı ( Şekil 3. 4 ). Şekil 3. 4. Kombi – Soba Şofben Gaz Tüketim fark grafiği 31 Herhangi bir aylık ortalama TDIŞ ( dış ortam ) sıcaklığındaki ısınma amaçlı aylık gaz tüketimi Q ve o yılın kışındaki en yüksek aylık gaz tüketimi Q max için; Q / Q max = Q BSZ ‘ dan ( 13 ) o yılın boyutsuz aylık gaz tüketimleri ( şekil 3. 5. ) bulundu. Şekil 3. 5. Ortalama Boyutsuz Gaz Tüketimleri 12 Aylık ortalama aylık T DIŞ sıcaklıklarının ve 12 aylık Q BSZ değerlerinin matlab programındaki enterpolasyon koduyla 365 günlük ara değerleri bulundu ve bu değerlere göre çizilen T DIŞ’ a bağlı yıllık boyutsuz tüketim grafiklerinin analizinden; Q BSZ = f ( T DIŞ ) fonksiyonu elde edildi. Herhangi bir abone için bu fonksiyon bulunduktan sonra, saatlik T DIŞ ( veya DG IS derece gün ısıtma = 15 - T DIŞ ) değerleri verilerek 32 Q = Q max * Q BSZ ‘ dan aboneye ait saatlik boyutlu Q tüketimleri elde edildi. Bu tüketimlerin ısıtma değerleri tahmini ortalama yıllık cihaz verimine bölünerek; Q I = Q * H U / η IS saatlik ısıtma yükleri bulundu. ( 14 ) H U = Yakıtın alt ısıl değeri ( Doğalgaz için 8250 kcal / m 3 alındı ) η IS = % 85 ( Kombi için yıllık ortalama verim olarak kabul edildi ) Eğer saatlik ölçümlerle elde edilmiş tüketim verileri yoksa bu yolla bir enerji talep tahmini yapmak gerçek tüketimlere ( faturalara ) dayandırıldığı için sağlıklı bir yaklaşım olarak değerlendirilebilir. Bu amaçla QBSZ ‘un aylık ortalama sıcaklıkla değişimine Matlab 6.5.1 yazılım programındaki “ curve fitting tool “ yardımı ile uydurulan eğriler ve sonuçları aşağıdadır. Tüm ısıtma sezonu için dış sıcaklığa bağlı tüketim tek bir matematiksel ifadeyle temsil edilemediği ve sonuçlar hassas olmadığı için ( determinasyon katsayıları R2 << 1 çıkmaktadır ), ısıtma için tüketim 3 ayrı döneme ait 3 farklı denklemle ifade edildi. Dönemi Süresi Isıtmanın başlangıç dönemi: 314. gün ∼ 365. gün arası Isıtma sonu dönemi : 80. gün ∼ 151. gün arası Pik ısıtma dönemi : 1. gün ∼ 80.nci gün arasıdır. Isıtma Başlangıç Dönemi: Lineer model 3. dereceden polinom: Katsayılar ( % 95 Güvenli aralıkta ) Uydurulan model; y1 = -0.08561 x 3 + 0.9679 x 2 + 6.482 x + 10.89 ( 15 ) y1 = Isıtma başlangıç döneminin tüketimi x = Isıtma başlangıç dönemi dış sıcaklıkları ( veya doğrudan DS IS alınabilir ) 33 Isıtma Son Dönemi: Lineer model 4. dereceden polinom: Katsayılar ( % 95 Güvenli Aralıkta ) Uydurulan Model ( x ) y2 = -0.01141 x 4 + 0.08102 x 3 + 0.433 x 2 + 5.029 x +27.99 ( 16 ) y2 = Isıtma son dönemi tüketimi x = Isıtma son dönemi dış sıcaklıkları ( veya doğrudan DS IS alınabilir ) Pik Isıtma Dönemi: Bu dönemde tüketimin pik ( max.) yapması nedeniyle gaz tüketiminin dolayısı ile ısınmanın matematiksel olarak zamana bağlı ifadesini bulmak daha kolay olmuştur. Aksi takdirde, aynı dış sıcaklıklarda farklı zamanlardaki farklı tüketimler tüketim denklemini elde etmek için oldukça zor matematiksel analizler yapılmasını gerektirmektedir. u = Pik ısıtma döneminin yükü , v = Pik ısıtma döneminin dış sıcaklıkları , t = Zaman ( saat ) u ( t ) = - 0.009396 t 2 + 1.875 t + 6.316 , [ R 2 = 0.99487 ] ( 17 ) v ( t ) = - 0.001236 t 2 + 0.09009 t + 7.856 , [ R 2 = 0.99805 ] ( 18 ) k ( t ) = ( du / dt ) / ( dv / dt ) , Kısa zaman aralıklarındaki ortalama değerler için; k ( t ) = ∆ u / ∆ v ( 19 ) ∆ u ( t ) = k. ∆ v elde edilir. 34 k, Tüketimin dolayısıyla ısıtma yükünün bir zaman dilimindeki değişiminin aynı süre içindeki dış sıcaklık değişimine oranı olup her iki parametre de zamana bağlı ifade edildiğinden ısıtmanın sıcaklıkla değişimini zamana bağlı olarak veren bir katsayıdır. ∆ v ( Derece gün ısıtma ) = 15 – T DIŞ ( oC ) olarak alınırsa; ∆ u ( t ) = k.DG IS olur. Dış Kuru Termometre Sıcaklığının Zamana Bağlı Değişimi: Genel Model Gauss 2: Katsayılar ( % 95 Güvenli Aralıkta ) Uydurulan Mod. ( x ) T = 5.183 * exp (-((x-88.18) / 411.5) 2 ) + 21.68 * exp (-((x-210.3) / 99.57) 2 ) ( 20 ) x = Gün Sayısı ( 1:366 ) Soğutma Yükleri: İletim ve havalandırmayla toplam ısı kazanç katsayısı ( TS 825 ) L = UTAT + I ( ρ cp ) hava V / 3600 ( Binanın özgül ısı kazancı – W / K ) UDD = 0.477 W / m 2 K Dış duvarın ısı geçirgenlik katsayısı - 6 cm styropor izolasyonlu 19 cm delikli tuğla , iç ve dış 2 cm kireç harçlı sıva için. ( TSE 825, 2164 ) ρ hava = 1.184 kg / m 3 ( 20 o C, 100 kPa’ da ) cp.hava = 1006 J / kg K, UTAT = UPA P + UDDA DD ( 21 ) ADD = 134 m 2 ( Dış duvar alanı ) UP = 3.30 W / m 2 K, Çift camlı pencere ( TS 2164 ) I = 1 1 / h ( 1 Saatteki enfiltrasyonla hava değişim sayısı ) AP = % 10 * ADD Pencere alanı ( Kadıoğlu 2003 ) 35 V = 115 m 2 ( Ev alanı ) * 2.70 m ( evin iç duvar yüksekliği ) ( Şartlandırılan Hacim ) V = 310.5 m 3 L = 211 W / K ( Binanın özgül ısı kazancı ) İletim ve havalandırmayla gelen ısı kazancı, • Q IL = L * DS SOĞ’ dan bulunur ( 22 ) o DS SOĞ = TDIŞ – 23.6… ( C ) ( ASHRAE Enerji Yükleri Tahmin Yöntemleri 1998 ) ( ASHRAE Fundementals 2005 ) Ortalama Isı Kazançları: • İnsanlardan olan ısı kazançları, • Sıcak su sisteminden kaynaklanan ısı kazançları, • Yemek pişirme işleminden kaynaklanan ısı kazançları, • Aydınlatmadan kaynaklanan ısı kazançları, • Elektrikli cihazlardan kaynaklanan ısı kazançları, • Ortalama güneş enerjisinden ( radyasyondan ) kaynaklanan ısı kazançları, Ortalama Güneş Radyasyonundan kaynaklanan ısı kazançları: Aylık ortalama kazanç; Bursa’nın Koordinatları 40 o 11’ K – 29 o 04 ’ D Ф g,ay = Σ ri,ay * g i, ay * I i, ay * A i ( TS 825 ) ( 23 ) ri,ay = “ i ” Yönünde saydam yüzeylerin aylık ortalama gölgelenme faktörü g i, ay = “ i “ Yönündeki saydam elemanların güneş enerjisi geçirme faktörü I i, ay = “ i “ Yönünde dik yüzeylere gelen aylık ortalama güneş ışınım şiddeti ( W / m 2 ) A i = “ i “ Yönündeki toplam pencere alanı ( m 2 ) ri,ay = 0.8 ( Ayrık, 3 kata kadar binaların olduğu yerleşim yerleri için ) g i, ay = 0.80 g 1 , g 1= 0.75 ( Çok katlı berrak cam için-Lab.ölçeğinde ölçülen ve yüzeye dik gelen ışın için güneş enerjisini geçirme faktörü ) ( TS 825 ) 36 Ф g,ay = r GD,ay * g GD, ay * I GD, ay * A GD + rKB,ay * g KB, ay * I KB, ay * A KB GD → 3 ( pencere sayısı) * [ 160 * 130 ] ( pencere ölçüleri ) = 4 * 2.08 = 8.32 m2 KB → 2 ( pencere sayısı) * [ 160 * 130 ] ( pencere ölçüleri ) = 2 * 2.08 = 4.16 m2 KB → 1 ( pencere sayısı) * [ 0.5 * 130 ] ( pencere ölçüleri ) = 0.65 = 0.65 m2 Toplam = 13.13 m2 Cam Alanı Ф g,ay = 0.8 * ( 0.8 * 0.75) * I GD, ay * 8.32 + 0.8 * ( 0.8 * 0.75 ) * I KB, ay * 4.81….( W ) I GD, tem , I GD, agu, I KB, tem, I KB, agu ( Havalandırma ve Klima Tesisatı 1985 ) ( I’ lar için Ek 1. Çizelge 10’ e bakınız ) Ortalama iç kazançlar: 1 – İnsanlardan olan kazançlar : • q D = 75 W / kişi ( Duyulur ısı kazancı ) • qG = 40 W / kişi ( Gizli ısı kazancı ) ( Recknagel –Isıtma ve Klima Tekniği 1998 ) İnsanlardan gelen toplam duyulur ısı kazancı: 18:00, 24:00 arası • Q D =3 * 75 + 75 * 0.75 = 281.25 W ( 3 Yetişkin ve 1 çocuk için, çocuk için duyulur ısı kazancı hesabında yetişkin duyulur ısı kazancının % 75’ i alındı – ASHRAE Handbook , Fundementals 2005.sh.30.4. ) 07:00, 18:00 arası • Q D =1 * 75 + 75 * 0.75 = 131.25 W ( 1 yetişkin, 1 çocuk için ) olarak bulunur. 2 – Pişirmeden gelen kazanç : Sabah 8:00, Öğlen 12:00, Akşam 18:00 için • Q PIŞ = F R * q gir.gaz en ( 24 ) Radyasyon faktörü, konveksiyonlu fırın için; F R = 0.17 ( ASHRAE Handbook, Fundementals 2005.sh.30.7 tablo 4. A. ) 37 q gir.gaz en = ( 15 m 3 / 30 gün / 3 ) * 8250 = 0.16 * 8250 =1320 kcal Yukarıda görüldüğü gibi, pişirme amaçlı enerjinin bulunması için, aylık ortalama ocak yükü olan 15 m 3 gaz tüketimi önce 30 güne ve sonra her gün için 3 kez pişirme olduğu kabul edilerek 3’ e bölünmüş, çıkan sonuç doğalgaz alt yakıt ısıl değeriyle çarpılmıştır. • Q PIŞ = 0.17 * 1320 = 224 kcal / h = 260 W 3 – Aydınlatmadan olan kazançlar için gece saatlerinde kullanılan aydınlatma armatürlerinin toplam güçleri alınmıştır. 4 – Havalandırmadan gelen gizli ısı kazancı: ( TSE 825 ) • • QG = [ ( ρ cp ) hava / 3600 ] * V * ( w dış.ay - wiç.ay )* DS SOĞ ( W / K ) ( 25 ) • • V = I * V +V taze hava ( m 3 / h ) Taze Hava Miktarı ( ASHRAE fundementals 2005, sh.29.7 ) • V taze hava = 0.05 * A ikl + 3.5 ( N ya + 1 ) = 19.75 lt / sn = 71.1 m 3 / h ( 26 ) A ikl = İklimlendirilmiş alan ( 115 m 2 ) N ya = Yatak odası sayısı • V = 1* 310.5 + 71.1 = 381.6 m 3 / h ( ρ cp ) hava / 3600 = 1.184 * 1006 / 3600 = 0.33 ( W h / m 3 K ) İç şartlar için 24 oC, % 50 bağıl nem varsayımı ile ; w iç.ay = 9.4 *10 -3 kg – nem / kg – kuru hava, Bursa için soğutma mevsimi 6, 7 ve 8’ nci aylar alınarak dış ortam özgül nemleri: w dış.ay ( kg-nem / kg - kuru hava ) : 6.ay için 9.60 * 10 -3 “ / “ ( Bulut 2001 ) 7.ay “ 10.80 * 10 -3 “ / “ 8.ay “ 9.00 * 10 -3 “ / “ olarak kabul edildi. 38 ( Pik soğutma günündeki saatlik soğutma yükleri EK 1. Çizelge 9’ dadır. ) Fan Yükleri: Fan havalandırma yükü: ( ASHRAE Systems Handbook 2000 , sh.9.5.) • • V f = Q D / 1.2 * ( T DIŞ – T İÇ ) ( 27 ) • Q D = Duyulur Isı Miktarı, • • Q D = Q İL ( İletim ve havalandırma ile ısı kazancı ) • • V f : lt / sn, Q D : Watt ( W ), T : Kelvin ( K ) 3. 1. 2. Yakıt Hücreleri Kimyasal enerjiyi doğrudan elektrik enerjisine çeviren elektrokimyasal cihazlardır. Ortada iyon ( yüklü parçacık ) iletimini sağlayan bir elektrolit ve onun iki yanına yerleştirilmiş gözenekli yapıda ve malzemelerine platin v.b.katalizörler katılmış bir anot ve bir katot’ dan ibarettir. Şematik görünüşü Şekil 3. 6. dadır. Y. H. ( Yakıt hücresi ) Sistemlerinin 5 ana elemanı vardır. 1. Yakıt akış kanalı, 2. Anot, 3. Elektrolit, 4. Katot, 5. Oksitleyici akış kanalı. Yakıt Y.H.’ ne yakıt kanalından girer, oksitlendiği ve bir dış devre üzerinden dolaşacak olan elektronlarını bıraktığı anoda doğru ilerler. Oksitleyici ise hücreye oksitleyici akış kanalından girer ve dış devreden gelen elektronlarla birleşerek bir indirgenme reaksiyonunun gerçekleştiği katoda geçer. Reaksiyonu dengelemek üzere iyonlar anot ve katot arasında yer değiştirirler. Reaksiyonun detayları ve elektrolit içinde iyon dolaşımının kompozisyonu yakıt hücresinin tipine bağlıdır, fakat net hücre reaksiyonu aşağıdaki gibidir. H 2 + 1 / 2 O 2 → H 2 O ( 28 ) 39 Y.H. Genellikle elektrolit tiplerine göre sınıflandırılır; Yakıt Hücresi Tipi + İyon - İyon _______________ ______ ______ PEFC H ( + ) - PAFC H ( + ) - MCFC - CO 3 ( -2 ) SOFC - O ( -2 ) Şekil 3. 6. Bir Yakıt Hücresinin şematik görünüşü Kaynak : Ellis, M. W. 2002 H2 / O2 - Yakıt Hücresi Tipleri: Alkalin Yakıt Hücresi ( AFC ): Bu Y. H.’ndeki elektrolit düşük sıcaklık uygulamaları için % 35 – 50 KOH konsantrasyonludur. Apollo, alkalin yakıt hücresi 250 ° C da ( KOH : % 85 ) çalıştı. Alkalin elektrolitlerde oksijen indirgenme kinetiği asit elektrolitlerdekine göre daha hızlıdır ve AFC’ lerde kıymetli olmayan metal katalizörler kullanılır. AFC’ lerin Dezavantajları alkalin elektrolitlerin ( yani Na OH, K OH ) CO 2’ i reddetmemesidir. Bunun sonucu olarak AFC’ ler saf H 2 ve saf O 2‘ nin kullanıldığı özel uygulamalarla kısıtlıdır. 40 Polimer Elektrolit Yakıt Hücresi ( PEFC): Bu yakıt hücresindeki elektrolit iyi bir proton iletkenliği olan iyon değiştirici bir membrandır ( fluorinatlı sülfonik asit polimeri ya da diğer benzer polimerler ). Bu tip hücrelerde tek sıvı sudur, böylece korozyon problemleri minimumdur. Memrandaki suyun miktarı ve bunun kontrolü çalışma verimini etkiler. Yakıt hücresi membranı hidratlı kalmak ( su bulundurmak ) zorunda olduğu için hücre içinde üretilmiş olan suyun buharlaşması suyun üretiminden daha hızlı olmamalıdır. Polimer malzeme, su giriş çıkış dengesi ve işletme sıcaklığındaki kısıtlamalar nedeniyle genellikle sıcaklığı 100° C’nin altında ve CO miktarı çok az yada hiç olmayan H2‘ i zengin bir gaz kullanılır, anotta ve katotta PAFC’ lerde kullanılanlardan daha yüksek oranda katalizörler ( çoğunlukla platin ) gerekir. Fosforik Asit Yakıt Hücresi ( PAFC ): 160° - 220° C Sıcaklık aralığında çalışan bu tip hücrelerde elektrolit olarak konsantre fosforik kullanılır. Düşük sıcaklıklarda fosforik asit zayıf bir iyon iletkenliğine sahiptir ve anottaki platin katalizörün CO’ le kirlenmesi olasılığı fazladır. Diğer genel asitlerle karşılaştırıldığında konsantre fosforik asitin bağıl olarak dengesi yüksektir ve sonuç olarak PAFC 100° - 220 °C sıcaklık aralığının üst limitlerinde çalışabilir. Ayrıca yoğunlaştırılmış asit kullanımı ( ∼ % 100 ) su buharını azaltır, böylece hücrede su kontrolü kolaylaşır. Asiti tutmak için matris formunda bir silikon carbide kullanılanılır ve elektro katalizör olarak anot ile katot’un her ikisinde de platin kullanılır. Erimiş Karbonatlı Yakıt Hücresi ( MCFC ): Bu tiplerin elektroliti genellikle alkali karbonatların ( Na, K, Li ) bir kombinasyonudur. Bu karbonatlar matrix formunda LiALO2 bir seramik içine yerleştirilmişlerdir. Alkali karbonatlar yakıt hücresi içinde iyon iletkenliğini sağlayan karbonatlı erimiş bir tuz haline gelirler. MCFC’ lerdeki yüksek işletme sıcaklıklarında reaksiyonu hızlandırmak için katalizör olarak nikel ( anotta ) ve nikel oksit ( katotta ) kullanılır ve kıymetli metaller gerekmez. Katı Oksitli Yakıt Hücresi: Bunda elektrolit katı halde, gözenekli olmayan bir metal oksittir genellikle Y 2 O 3 -dengeli Zr O 2 kullanılır. Hücre, oksijen iyonlarıyla iyonik iletkenliğin sağlandığı 650 – 1000 oC’ ler arasında çalışır. Tipik olarak anot CO – Zr O 2 ya da Ni – Zr O 2 cermet ve katot La Mn O 3 çirişli Sr’dir. 41 PEMFC Yakıt hücresinin yapısı şekil 3. 7., tüm Y.H. tiplerinin elektrokimyasal reaksiyonları şekil 3. 8., ana özellikleri ve kullanım alanları çizelge 3. 6. ve çizelge 3. 7.’ dedir. Şekil 3. 7. PEM Yakıt Hücrelerinin yapısı Kaynak : Fuel Cell Handbook . 2002 42 Şekil 3. 8. Yakıt Hücrelerinin Kimyasal Reaksiyonları Kaynak: National Fuel Cell Research Center 2000. Çizelge 3. 6. Yakıt hücrelerinin ana karakteristikleri Elektriksel Güç Yoğunluğu Çalışma Sıcaklığı İlk Hareket verima ( % ) ( k W / m2 ) ( o C ) Z a manı ( dak. ) SOFC 50-65 ( grp. ) 1,5 - 2,6 b 800 - 1000 Saatler 45 -50 ( sist. ) >74 ( hybr. ) MCFC 50 - 60 ( sist ) 0,1 - 1,5 650 - 800 S aatler 55 - 70 ( hybr. ) PAFC 40 -50 ( grp.) 0,8 - 1,9 160 - 210 Saatler 41 ( sist.) PEMFC 40 -55 ( grp. ) 3 , 8 - 6,5c 50 - 100 Saniyeler – Dakikalar AFC 45 - 60 ( grp.) 0 , 7 - 8,1 60 - 100 Dakikalar DMFC 40 ( grp. ) 0 , 7 - 8 ,1 50 - 200 D a k ikalar a: 1. Kanun verimleri. Kojenerasyon dahil edilmediği için bu değerler karşılığı olan 2. kanun değerlerine çok yakındır. b: Güç yoğunlukları 20 kW/m2 olarak bildirilmiştir. c: Ballard Power Sistem Dow Chemical ‘ın bir deney membranını kullarak 1987’ de 21,5 kW/m 2 olarak bildirmiştir. Kaynak: Wagner ve Czup 1999. 43 Çizelge 3. 7. Yakıt hücrelerinin kullanım alanları Büyüklük ( kW ) Uygulama alanı Kullanıcılar Y.H. teknolojisi Micro (< 1kW ) Taşınabilir, kişisel Ticari PAFC / PEFC Küçük ( 1 – 5 kW ) Evsel Yardımcı üniteler / PAFC / PEFC / SOFC ticari Kesintisiz güç ( UPS ) Ticari Uzaktan kumandalı Yardımcı ünite uygulama Orta ( 5 – 300 kW ) Ticari, endüstriyel Yardımcı ünite PAFC / MCFC / SOFC / PEFC Otomotiv Ticari / yardımcı ünite Uçak Ticari UPS Ticari / yardımcı ünite Büyük ( 100 kW – 50 Taşımacılık (lokomotif- Ticari MCFC / SOFC bileşik MW ) otobüs) uçak-gemi durumda Enerji endüstrisi a Ticari / yardımcı ünite Gaz türbini a - Bileşik ısı güç santralleri. Kaynak: Kordesch 1984. Yakıt Hücrelerinin termodinamik analizi için ek bilgiler Ek 2.’ dedir. Y.H. için alternatif yakıtlar ( Thorstensen 2001 ) 1 - Hidrojen: Yakıt işleme gereksinimi olmadan kullanılabilmesi nedeniyle Y.H. için ideal bir yakıttır. Bugün için büyük miktarlarda üretilmesi ve dağıtılması söz konusu değildir. Pek çok malzemeye difüzyon kabiliyeti, metal hidrid oluşturması ve patlama tehlikesi hidrojen kullanımındaki problemler olarak gözükmektedir. Ekseriyetle endüstriyel uygulamalar için hidrojen üretimi doğalgazdan yapılmaktadır. Bu süreçte, doğalgaz enerjisinin %5 ‘ den fazlası kaybolmaktadır ( Rostrup Nielsen1993 ). H2 , Sudan fototermal / foto katalitik ayrılma ya da elektroliz yöntemiyle üretilir. 2 - Doğalgaz: Bol miktarda saf olarak bulunması nedeniyle Y.H.’ nin en çok kullandığı yakıttır. Geniş dağıtım şebekeleriyle taşınması dünya çapında kullanımını kolaylaştırmaktadır. Sıkıştırılmış ( CNG ) ya da sıvılaştırılmış ( LNG ) olarak depolanabilmektedir. 44 Hacmi ve enerji yoğunluğu, sıvılaştırmadaki güçlüklere rağmen LNG‘ nin tercih edilen özellikleridir. Doğalgaz H2, metanol ya da kükürtsüz dizel yakıtı olmak üzere işlenebilir. Son ikisi için işlenirken doğalgazın enerjisinden yaklaşık % 40 kayıp vardır. Bu nedenle doğrudan kullanılması tercih edilir. 3 - Metanol: Taşımacılıkta petrolün ve diesel oil’in yerine geçebilecek bir alternatif yakıt olarak her zaman düşünülen metanol, atmosfer basıncında ve oda sıcaklığında sıvı fazda olduğu için mevcut petrol hatlarında dağıtımı uygundur. Yine de zehirleyici özelliği sorun yaratmaktadır. Metanol, biyokütleden ( biomass ) ve ana kaynak maddesi olarak en çok doğalgaz’ dan üretilebilir. Doğalgaz’ dan elde edilirken yüksek enerji kayıpları nedeniyle biyokütleden dönüştürme yöntemi gelecekte tercihini zorunlu hale getirecektir. Düşük sıcaklıklar gerektiğinde, H2’i doğalgaz yerine metanol’ den üretmek daha kolaydır. Çalışma sıcaklıkları arttığında ( 150 oC ), yakıt yenileme işlemi; Y.H. gurubuna termal olarak entegre vaziyette ya da Y.H. anodunun içinde gerçekleştirilir. Diğer alkoller de Y.H. için potansiyel enerji kaynağıdır. Etanol, metanol gibi zehirleyici olmadığından ve ona benzer birçok özelliği nedeniyle dikkat çekicidir. 4 - Diesel oil: Bugün değişik kalitelerde bol miktarda bulunmaktadır. Birim miktarında yüksek enerji taşımaktadır. Y.H. Sülfüre çok hassas olduğundan kullanımından önce diesel oil’e desülfürizasyon işlemi yapılmalıdır. Değişik yakıtların özellikleri çizelge 3. 8.‘ de gösterilmektedir. Çizelge 3. 8. Y.H. İçin alternatif yakıtlarla ilgili bilgiler Yakıt Yoğunluk Enerji CNG’ ye göre enerji CNG’ ye göre MWh CNG’ ye göre bağıl (gr / cm3) miktarı başına bağıl hacim başına bağıl maliyet(%) CO2 emisyon (%) ( MJ / lt ) (%) H2 ( 200Atm ) 0,02 2,8 245 225 0 CNG(200Atm) 0,14 6,8 100 100 100 LNG (-160 C) 0,46 22,3 30 115 110 Methanol 0,79 17,8 39 165 122 Diesel Oil 0,85 38,5 18 140 130 Kaynak: US Congress Office of Technology Assessment 1986. 45 Yakıt hazırlama: Yakıt ve Y.H. seçimi, yakıtın işlenmesini, kullanımını, toplam maliyeti, işletme maliyetini ve verimini etkiler. Hidrokarbon yakıtların işlenmesi genellikle buhar oluşumunu takip eden bir yer değiştirme reaksiyonundan ibarettir. Böylece, hidrokarbonlar H2 ‘e dönüşerek bütün Y.H. tiplerini doğrudan besleyebilirler. Örnek: Doğalgaz için, CH4 + 2 H2O CO2 + 4 H2 Bu işlemler, yüksek sıcaklıklarda nikel gibi katalizörler üzerinde gerçekleşir. Ürün gazlarının kompozisyonunu, buhar / metan oranı, basınç, sıcaklık vb. işlem şartları belirler. Y.H. Sistemlerinde yakıt hazırlama 3 farklı şekilde gerçekleştirilebilir. 1- Dış ünitede yakıt yenileme ( ER = External Reformation ): Proses donanımı Y.H. gurubunun dışındadır. Bu düşük ve orta sıcaklıklı Y.H. tipleri için uygundur, çünkü proseste oluşan sıcaklık Y.H.’nin çalışma sıcaklıklarından yüksektir. Yakıt yenilemeden hemen sonra çoğunlukla gaz temizleme işlemi yapılır. Özellikle düşük sıcaklık hücreleri CO gibi ürünlere karşı çok hassastır. 2- İç ünitede yakıt yenileme ( IR = Internal Reformation ): Ekipman termal olarak Y.H. gurubunun içinde entegre vaziyettedir. Bütün yüksek sıcaklıklı Y.H.tiplerinde kullanılabilir ve termal kayıpları azdır. 3- Doğrudan Y.H. ile bütünleşik yakıt hazırlama ( DIR = Direct Integrated Reformation ): Anot yakıt üretici bir eleman gibi davranır. Tüm yüksek sıcaklıklı Y.H. tiplerinde termal bir bütünlük sağlar. Endotermik oluşum reaksiyonu nedeniyle Y.H. içinde termal olarak oldukça yüksek sıcaklık farkları olabilir. Çıkan gazların temizliği mümkün değildir, zararlı ‘ kok’ oluşturup Y.H. elektrotu üzerinde birikebilir. Y.H.’ ndeki yakıt reaksiyonları: Yakıt hazırlama sırasında elde edilen H2 elektrokimyasal olarak Y.H.’ nde oksitlenir. 4H2 + 4O 2 - 4 H2 O + 8e - ( 29 ) O2 İyonları elektrolit içinde taşınır. Bu bütün Y.H. tiplerinde yer alan bir reaksiyondur. Buharlaşmanın alternatifi hidrokarbonların doğrudan elektrokimyasal reaksiyonudur. Bu işlem, anottaki hidrokarbonların elektrolitte elektrokimyasal olarak taşınan oksijen iyonlarıyla yüksek sıcaklıklarda doğrudan oksitlenmesiyle gerçekleşir. 46 CH + 4O 2 -4 CO2 + 2 H O + 8e - 2 ( 30 ) Doğrudan oksitlenmede hidrokarbonların tümü O2 iyonlarıyla tamamen oksitlenmelidir. Farklı bir dönüşüm, örneğin mevcut buharla hidrokarbonların buharlaşması ya da kısmen oksitlenmesi önlenmelidir. Bunun için, elektro katalitik yüzeye ( anot ) kıymetli madenler yerine iletken ve aktif katalitik metal oksitler konulur. PEMFC ile SOFC’ in Karşılaştırılması: Her iki tip Y.H. için gerek yardımcı ünite olarak gerekse evsel uygulamalardaki kullanımda donanım farklılıkları yoktur ( Şekil 3. 9. ). PEMFC Taşımacılıkta kullanılıyorsa dış kaynaklı su gereksinimi azaltılır ya da kaldırılır. Bu, yardımcı ünite olarak kullanılan PEMFC’ in esas sorunudur. İlk çalıştırma, her iki tip Y.H. için de dışarıdan elektrik verilmemesi halinde, bataryalarla sağlanır. Şekil 3. 9. PEMFC ve SOFC Y.H. Sistemlerinin Alt Sistem Elemanları Kaynak: Fuel Cell Handbook, 2002. 47 SOFC’ de Ana elemanlar; Y.H. gurubu, yakıt işlemcisi, ısı kontrol sistemidir. Yüksek sıcaklıklarda ( ~ 800 o C ) CO ve farklı yakıt kullanımlarına uygundur. Anot ve katot sıcaklıkları 600 o - 850 o C arasında olduğundan sistem verimini korumak için yüksek sıcaklık reküperatörleri gereklidir. Bunlar pahalı malzemelerdir. Hidrokarbonlar, Y.H. gurubu içinde dönüştürülebilirse toplam exotermik reaksiyon azalır ve soğutma gereksinimi düşer. Sülfürsüz yakıt kullanılırsa veya Y.H. sülfüre toleranslı ise sistem daha da basitleşir. Bu durumda reformerden Y.H.’ ne yakıt doğrudan verilir. Anottan çıkan atık gazların tümü reformer’ e buhar vermek için yeniden kullanılır, ayrı bir su kontrol ünitesine gerek kalmaz. Bunun için, bir sıcak gaz dolaşım sistemine ihtiyaç vardır. Aşağıdaki Şekil 3. 10. SOFC’ li bir yardımcı ünitenin tesisat şemasını göstermektedir. Yakıt hazırlayıcı ve katot için gerekli hava bir kompresörde sıkıştırılıp dağıtıcıya gönderilir. Şekildeki harici su çoğunlukla gerekmez, çünkü SOFC’ de sudan oluşan anot gazları tekrar dolaştırılarak gereken su verilmiş olur. Reaksiyona girmemiş olan atık anot gazları bir artçı yakıcıda taze yakıtla zenginleştirilerek kullanılır. SOFC’ de atık gazlardan entalpi geri kazanımıyla alınan 400o ile 600o C’ lik ek bir enerji vardır. Şekil 3. 10. SOFC Ön Yakıt Hazırlama Proses Diyagramı Kaynak: Fuel Cell Handbook, 2002. 48 PEMFC Gurup teknolojisi işletme şartlarında kaliteli bir yakıt hazırlamak için su – gaz yer değiştirme reaktörleri, CO atma işlemleri gerektirir. Aynı şekilde Y.H. gurup sıcaklığı ve nem ihtiyacı, ısı atmak için radyatör gerektirdiği gibi bir de su kontrolunu gerektirmektedir. Elektroliti hidratlamak, yakıt sistemine ve su – gaz yer değiştirme reaksiyonuna gereken suyu vermek, CO temizleyiciye ek buhar sağlamak, su kontrolünü çok önemli hale getirmektedir. Bazı yakıt hazırlayıcılar, PEMFC’ in anot ve katodundaki reaktanların kısmi basınçlarını arttırarak verimi yükseltir. Basınçlandırma, atmosfer basıncının üstündeki basınçlarda gurubun içinde buhar üretimini sağlamak için, sıcaklığın 100 o C’ in üstüne çıkmasına yardımcı olur. PEMFC sisteminde yakıt hazırlayıcı ( exotermik veya endotermik ~ 850 o – 1000 o C ), yer değiştirme reaktörleri ( exotermik 150 o – 500 o C ), CO temizleyici (öncelikle exotermik 50 o – 200 o C ) ve Y.H. gurubu ( exotermik 80 o C ) vardır. Her reaksiyon bölgesi çok farklı sıcaklık aralığında çalışmaktadır, bu sistemin bütünlüğünü ve ısı atmayı zorlaştırır. Elemanların, istenen yüzey sıcaklığına düşmek için izole edilmesi, sistemin hacmini arttırdığından yüksek sıcaklığa dayanıklı olması tercih edilir. PEM için bir yakıt hazırlama prosesinin örneği şekil 3. 11.’ de gösterilmiştir. İşletme koşulları açısından PEM ve SOFC’ in karşılaştırması çizelge 3. 9.’ da verilmektedir. Şekil 3. 11. PEMFC Sistemi Yakıt Hazırlama ve Temizleme Proses Diyagramı Kaynak: Wallmark C. Alvfors P. 2002 49 Çizelge 3. 9. PEMFC ile SOFC Sistemlerinin İşletme Koşullarının Mukayesesi Konular PEMFC SOFC İşletme Sıcaklığı Y.H.: 80 -100 o C 650 -1000 o C YakıtYenileyici:650-1000o C CH4 Yenileme Harici Harici CO Kontrolu Anot için kötü Anotta Su – Gaz Yer değiştirme < 10 ppm olması gerekir reaksiyonunda Sülfür Kontrolu Elektrot için kötü, < 5 ppm Toleranslı ama azaltılması yapmak için sorbent ister gerekli Su Kontrolu Membran hidrasyona hassas, Sorun değil, anotta üretilen su ( anot ve katot akımları için su – gaz ) yer değiştirme gerekli reaksiyonuna katılır Isı Düşük sıcaklıkta ( 70 -90 o C ) Yüksek sıcaklıkta ( 650 -1000 o atık ısı C ) atık ısı Kojenerasyon 50 -60 o C Su ısıtma Endotermik yakıt hazırlama, su Kabiliyeti ve ev ısıtma 3. 1. 3. Yakıt Hücreleri için Kurşun – Asit Bataryalı Hibrid Sistemler: Kurşun – Asit Tipinde bir akü’nün tipik bir görüntüsü aşağıdaki Şekil 3. 12. ‘ de gösterilmektedir. 50 Şekil 3. 12. Kurşun – Asit tipte bir akü konstrüksiyonu Kaynak : www.mpower.com/custom power solutions Şekil 3. 13. Hibrid Sistemin farklı çalışma durumları için Y.H., Akü kapasitesi arasındaki ilişki Kaynak : Jossen 2005 51 Kurşun – Asit Aküler’de sıvı elektrolit nemli ayırıcıların içinde taşınır ve sızdırmaz bir şekilde kılıflanır, bakım istemez. Akü dolarken ve boşalırken çıkan gazların tahliyesi sağlanır. Sızdırmaz kurşun asitli ( sealed lead acid: SLA ) ve valf ayarlı ( valve regulated lead acid: VRLA ) olmak üzere 2’ye ayrılırlar ( Dürr ve ark.2005 ). Kurşun asitli bir akü şekil 3. 12.’ dedir ( www.mpower.com ). Akülerin avantajları düşük maliyette büyük bir enerji deposu olabilmeleridir. Hızla doldurulabilirler. Y.H. İse düşük yüklerde verimsiz çalışırlar ve pahalıdırlar. Aküler ilk çalışmada Y.H.’ ni desteklerler. Düşük güçteki uzun süreli çalışmalarda ya da orta ve yüksek güçte, yük bataryadan karşılanır. Y.H. Sadece bataryayı doldurur ( eğer doluluk durumu minimum bir seviyenin altına inmişse ). Başka bir olasılık Y.H.’ni yardımcı güç kaynağı gibi kullanarak bataryayı tam dolu hale getirmektir. Bir hibrid sistemin özelliklerini analiz edebilmek için; örneğin. toplam yakıt tüketimini farklı kapasitelerin ve işletme parametrelerinin bir fonksiyonu olarak analiz etmek için, sayısal simülasyon gereklidir. Bu nedenle literatürden bilinen Y.H. ve kurşun asit bataryalar kullanıldı. Kütle transferi, termodinamik davranışlar ve diğer fiziksel ve kimyasal prensipler gibi temel prensiplere göre mekanik modeller vardır. Bu modellerin dezavantajları, belirlenmesi gereken çok sayıda parametre olmasıdır. Ampirik modeller daha basittir, parametre sayıları daha az ve belirlemek daha kolaydır. Şekil 3. 14. Y.H. İçin akülü hibrid sistem şeması Kaynak: Jossen 2005 52 Hibrid sistemlerin avantajı, sadece Y.H. veya sadece akü kullanılan durumlar karşılaştırılınca anlaşılır, amaca göre Y.H. ve akü kapasiteleri arasındaki ilişkiler şekil 3. 13.‘ dedir. Pik yükler ve düşük güçler için hibrid sistemler avantajlıdır. Yüksek güçteki küçük bir akü pik yükleri paylaşmak için Y.H. ile ortak çalışabilir. Farklı bir uygulama da uzun süreli düşük güçlerde veya orta ve yüksek güç talep edilen sürelerde akünün devrede kalıp, Y.H.’nin akünün doluluk durumu ( state of charge: SOC ) min. bir düzeye indiğinde aküyü doldurmak için çalıştığı ve böylece akünün sürekli dolu tutulduğu durumdur. Enerji üreticisi ( Y.H. ), depolayıcı ( akü ) ve yük arasında bir enerji kontrol sistemi ile kararlı güç çıkışları sağlanır. Bunun için DC – DC evirici Y.H. nin çıkışında hem aküye DC dolum gücü verir hem de TES’ in istediği AC için ayrıca eklenmiş olan bir DC – AC eviriciye talep edilen gücü verir ( Şekil 3. 14 ). Akü doluluk durumu SOC < 0.20 olunca en az 0.80 olana kadar Y.H. tarafından doldurulur. İki tür doldurma tekniği vardır. Hızlı doldurma : Bir zaman saati ile ( 0.50 * boşaltım hızı ) saydırılarak dolumdaki pik tespit edilir ve batarya doldurma voltajının düştüğü gözlenince dolum sona erdirilir ( 3-5 saat ) . Sabit akım sabit voltaj ile doldurma: Sabit akımla ( örn.10 A ) ilk 8.5 saat dolum yapılır, bu sürenin sonunda Y.H. akımı düşürülür. Dolum hızı yaklaşık ( 0.10 * boşaltım hızıdır ). Elektrokimyasal Batarya Modelleme: Batarya modellemenin en kolay yolu elektroktrokimyasal prensiplere dayanır. Bu modellerde termodinamik ve quantum etkileri ihmal edilir, neticede bu modeller depolanan enerjiyi tahmin edebilirken ne yük altında voltajın zamanla değişimini ne de raf ömrüyle ve sıcaklıkla bu değişimi modelleyebilirler. Bataryanın sabit akımla boşalma zamanı arttıkça boşalma akımının azaldığı Peukert denklemiyle bellidir ( www.thermoanalytics.com ) . I n * t i = Sabit ( 31 ) n = Batarya sabiti ( Kurşun asit Batarya için 1.25 ) I = Boşaltma akımı ( Amper ) t i = Akım boşaltma süresi ( Saniye ) 53 Peukert denklemi; bir akım boşalması ve boşalma hızıyla, diğer bir akım boşalması ve boşalma hızı arasındaki ilişkiyi belirleyecek şekilde C n -1 1 = C2 * ( I 2 / I 1 ) yazılabilir. ( 32 ) C1, 2 = Boşaltma ( deşarj ) hızları Sabit boşaltma hızında doluluk durumu bu ilişkiden; SOC = 1- ( I * t ) / C, ( 33 ) Sabit olmayan hızlar için değiştirilerek kısa zaman aralıklarına göre ; I * ∆t ∆SOC = 2 yazılabilir. ( 34 ) n−1 3600 *C * I I  1  2 1  Verilen zaman diliminde, çekilen I 2 akımına karşılık gelen boşalma hızı C1 yukarıdaki denklemde yerine konularak ∆ SOC bulunur. SOC < 0.20 iken dolum başlatılır, % 100’ de veya % 80’ de bitirilebilir. Batarya 12 Volt ise dolum 13.4 V’ da bitirilir. Batarya voltajı 11.4 V’ a düşünce dolum başlatılır. E0 : Tam dolu iken batarya açık devre voltajı. E0 = 11.4 V SOC = 0 E0 = 13.4 V SOC = 1 Shepherd modeli: En çok bilinen ve uygulanan modeldir. Bataryanın voltaj ve akım cinsinden doğrudan elektrokimyasal davranışını temsil eder. Verilen bir güç çekişinde batarya voltajını ve doluluk durumunu elde etmek için Peukert deklemiyle bağlantılı olarak çok sık kullanılır. E t , ( V ) Batarya terminal voltajı , R i , (Ω ) Batarya iç direnci K i , ( Ω ) Batarya polarizasyon direnci , Q , (Ah) Batarya kapasitesi I , (A) Bataryadan çekilen akım ve Birikmiş A (Ah) dt ∆t f = ∫ I = I = ise, batarya terminal voltajı QO QO Tam Batarya Kapasitesi E t = E 0 - R i * I - K 1 i * dir. ( 35 ) 1− f 54 Y.H. için Dürr’ün Dinamik Batarya Modelleme algoritması aşağıdaki Şekil 3. 15.‘dedir ( Dürr 2006 ). Buna göre, bir yüke bağlanan akünün ilk I B akımıyla sahip olduğu max. mevcut enerji tahmin edilebilir, bataryadan çekilen akım dinamik olarak hesap edilebilir ve bataryadaki ilk enerjiden çıkarılır, böylece kalan batarya enerjisi ve doluluk durumu bulunur. Kalan enerji bilinince bataryanın yeni açık devre voltajı diyagram’dan bulunur. Şekil 3. 15. Dinamik Batarya Modelleme Algoritması Kaynak : Dürr 2006 3. 1. 4. Isı Pompası İdeal buhar sıkıştırmalı ısı pompası çevrimi ile ideal buhar sıkıştırmalı soğutma çevrimleri aynıdır ( Şekil 3. 16.). Fakat ikisinin amacı farklıdır. Isı pompasında amaç yoğuşturucudan çekilen ısının ısıtma, sıcak su üretme ve endüstriyel prosesler gibi faydalı işlerde kullanılmasıdır. İdeal buhar sıkıştırmalı ısı pompası çevriminin hesapları aynı soğutma çevriminin hesapları gibi yapılır ( Yamankaradeniz 1995 ). İdeal buhar sıkıştırmalı ısı pompasının ideal ısıtma tesir katsayısı: 55 Qy ITK İ = ( 36 ) Wk ,12s İdeal buhar sıkıştırmalı soğutma çevriminin ideal soğutma tesir katsayısı: Q STK = bİ ( 37 ) Wk ,12s ITK İ = STK İ +1 ( 38 ) Burada; Qy = Yoğuşturucudan çekilen ısı, Q b = Buharlaştırıcının çektiği ısı, Wk ,12s = Kompresörün sıkıştırma işidir. Her ısı makinesinin ekonomikliğinin ölçüsü alınan gücün verilene oranıdır, mutlaka 1’den küçüktür. Alınan gücün verilen güce oranı soğuk taraftan ısı girişi nedeniyle ısı pompasında daima birden büyüktür. Bu nedenle verim olarak değil güç katsayısı ( veya tesir katsayısı ) olarak adlandırılır. Kompresörde sıkıştırma işinin adyabatik olduğu çevrimi ( Şekil 3. 16.) inceleyelim; -Wk ,12 = m s ( h 2 – h 1 ) ( 39 ) Mutlak değer olarak Wk ,12 > Wk ,12s Kompresörün iç verimi ( izentropik ): W η k ,12s h = = 2s − h1 ik ( 40 ) Wk ,12 h2 − h1 Q y = Q23 = m s ( h 2 – h 3 ) Q b = Q41 = m s ( h 1 – h 4 ) Kısılma vanasında, h 3 = h 4 Qy h − h ITK = = 2 3 ve ( 41 ) Wk ,12 h2 − h1 56 Q h − h STK = b = 1 4 olarak ifade edilir. ( 42 ) Wk ,12 h2 − h1 Şekil 3. 16. Kayıplı Buhar Sıkıştırmalı Isı Pompası Çevrimi T-s ve ln P-h Diyagramı Kaynak: Yamankaradeniz 1995 T Carnot’ya göre ısı pompasında; ITK = SIC = STK +1 dir. TSIC − TSO ITK II. Kanun verimi: η = ( Recknagel 1745 – 1746 ) ITKCARNOT Mevsimsel Enerji Verimliliği: Mevsimlik Toplam Soğ. Gücü (Btu / h) SEER = İngiliz birim sisteminde ( 43 ) Çekilen Elk. Güç (W ) KullanilanGüç Performans katsayısı: COP = Avrupa ( EN ) biriminde ( 44 ) Çekilen Elk. Güç 57 Q Duyulur ısı oranı: Ψ = D ( 45 ) QTOP • • • • • • Q D = Duyulur ısı ( W ) , QTOP = Q D + QG , QG = hSB *W ( W) • hSB = Buharlaşma entalpisi ( J / kg su ), W = Alınan nem miktarı ( kg su / sn.) Duyulur ısı oranı, cihazın iç ortam şartlarını sağlayabilmesi için çıkışında olması gereken hava koşullarını belirleyen bir özelliğidir ( klimada şartlandırılmış havanın santralden mahale gidiş doğrultusunu psikrometrik diyagramda göstermeye yarar ) . Isı pompasının ITK ve STK değerleri Ek 1. Çizelge 11. üfleyici özellikleri Çizelge 12’ dedir. 3. 2. Yöntem 3. 2. 1. Sistemin Tanıtımı Toplam enerji sistemi ( TES )’ ne göre bir yakıt hücresi gurubu evin elektrik ve termal gereksinimlerinin her ikisini birden temin eder. TES’ in Tesisat şeması şekil 3. 17.’ de gösterilmektedir. Sistem, aşağıdaki alt sistemlere bölünmektedir. • Yakıt hücresi gurubu • Termal depolama tankı • Evsel kullanım sıcaksuyu ( domestik su ) ısıtma sistemi • Termal ev ısıtma sistemi • Isı pompası sistemi Bir mesken için TES modeli; yakıt hücreli / ısı pompalı / ısı depolama ( sıcak su deposu ) tanklı, elektriksel yükün tümünü elektrik şebekesinden bağımsız şekilde öncelikli olarak karşılayan bir sistem olarak belirlenmiştir. Model, girdi olarak saatlik elektriksel yük taleplerini alır ve her saat bu talep için yakıt hücresinin kullandığı minimum yakıt miktarını hesaplar ( Güneş 2001 ). 58 Şekil 3. 17. YakıtHücresi / IsıPompası / Sıcaksu Depolu TES Sistem Şeması Not: Bu akış şeması tek tip Y.H. ( PEMFC ) ve sabit akülü TES için Güneş’ inkiyle aynıdır, ancak bu çalışma kullanılan farklı Y.H. ( PEMFC, SOFC ) tipleri ve akü kapasiteleri nedeniyle ayrılmaktadır. 59 • E YH = Y. Hücresi gücü ( kW ) T YHS = Y.H.’ den soğutucunun • E LA = Aydınlatma ve elektrikli cihaz gücü ( kW ) çıkış sıcaklığı ( ˚C ) • E F = Fan elektrik gücü ( kW ) T DG, I = Y.H. soğutucu eşanjöründen • E KL = Klimanın elektrik gücü ( kW ) depoya giriş sıcaklığı ( ˚C ) • E EI = Elektrikli ısıtma yükü ( kW ) T So = Şebeke suyu sıcaklığı ( ˚C ) • E DO = Elektrikli su ısıtıcı yükü ( kW ) T D = Depo sıcaklığı ( ˚C ) Y K = Yakıt kullanımı ( mJ ) T DO = Domestik su sıcaklığı ( ˚C ) Q C = Çevreye atılan ısı ( kW ) T TI, İ = Evden depoya giriş • Q DG = Depo ve Y.H. arasındaki soğutucu sıcaklığı ( ˚C ) eşanjörde transfer edilen ısı ( kW ) T SIC = Sıcak su sıcaklığı ( ˚C ) • QTI = Evin ısınması için kullanılan termal enerji ( kW ) • Q EI = Ev ısıtması için transfer edilen • elektriksel enerji ( kW ) mYHS = Y.h. soğutucu akışkan ( kg / sn ) • vsd = Değişken devirli pompa mDG = Depo ve Y.H. eşanjörü arasındaki • m SIC = Sıc. su debisi ( kg / sn ) dolaşan akışkanın debisi ( kg / sn ) • mMD = Isıl depodaki akışkan ( kg ) mTI = Evi ısıtacak akışkanın debi. ( kg / sn ) Yakıt Hücresi Gurubu Y. H. Alt sistemi Şekil 3. 18.’ de gösterilmektedir. Yakıt hücresi sistemleri yaklaşık % 40 elektrik verimiyle çalışır. Verimleri, pik güçteki çalışmaya göre düşük güçte biraz daha yüksektir. Çok küçük güçlerde ( PLR = Kısmi yük oranı < % 10 ) kayıplar önemli oranda artar ve sistemin verimi düşer. Bütün yük koşullarında, yakıt hücresi grubundan gelen bir atık ısı vardır. Guruptan alınan termal enerji elektrik üretimine yaklaşık olarak eşittir ve Y.H. gurup sıcaklığına yakın bir sıcaklıktadır. Küçük ölçekli yakıt hücresi sistemleri için kojenerasyon verimleri genel olarak % 65 den yüksektir. TES Analizinde, yakıt hücresi gurubu girdisi doğalgaz, çıktısı elektriksel ve termal enerji olan bir alt sistem olarak modellenmektedir. Yakıt girişi ile elektriksel ve termal enerji çıktılarını ilişkilendirmek için deneysel bağıntılar kullanılmaktadır. 60 Şekil 3. 18. Yakıt Hücresi Gurubu alt sistem şeması Virginia Politeknik Enstitüsü’ nde ( USA )’ de geliştirilmiş bir yakıt hücresinin elektriksel verim eğrisi, yakıt işlemcisi ve batarya - voltaj regülatörü hariç bütün yakıt hücresi elemanlarının çalışmasına göre çıkarılmıştır ( Güneş 2001 ). Grubun ve sistemin eğrileri şekil 3. 19.’ da gösterilmektedir. Şekil, maksimum sistem veriminin düşük güçlerde elde edildiğini, hava kompresörü v.b kayıpların daha düşük güçlerde elektrik verimini önemli bir şekilde azalttığını göstermektedir. Evlerin değişik elektrik yüklerine gereksinimleri olması nedeniyle, yakıt hücresi sisteminin arada sırada çok düşük yüklerde çalışması beklenir. Bu bakımdan bir batarya paketi sisteme eklenir. Eğer elektriksel yük, yakıt hücresi gurubunun tam kapasitesinin % 5’ inin altına düşerse, yakıt hücresi grubu kapanacak ve elektrik batarya tarafından verilecektir. Güneş’ in bildirdiğine göre; Peterson’ un çalışmasından, bataryanın dolma / boşalma çevriminin % 30 oranında bir güç kaybı oluşturduğu bilinmektedir. Kısmi yük oranları 0 - 0.05 arasında ise yakıt hücresi sisteminin verimi % 70 olarak kabul edilir ( PLR = 0.05 ). 61 Şekil 3. 19. Y. H. Sisteminin Performansı ( Yakıt hazırlama ve güç regülatörü hariç ) Kaynak: Güneş, 2001 Yakıt hücresindeki yakıt işlemcisi ve yakıt kullanımı için bir verim faktörü ayrıca işin içine dahil edilir. Güneş’ in bildirdiğine göre Arthur Little tarafından hazırlanan bir raporda yakıt kaynağı olarak metan kullanan tipik bir buharlaştırıcı tarif edilmektedir. Tam kapasitede çalışırken yakıt hazırlayıcı ünitenin ( reformer ) verimi yakıt ısıtma değerinin % 94’ üdür. Aynı şartlardaki yakıt hücresi grubunca yakıt kullanımı % 80 dir ve yakıtın gerisi buharlaştırıcı için ısı temin etmek üzere yakılır. Primer yakıtın ısıtma değerinin yakıt hücresinde elektrokimyasal olarak reaksiyona giren bölümü, ısıtma değeriyle kullanılan yakıt miktarının çarpımına ya da yakıtın % 75’ ine ( % 94 * % 80 = % 75 ) eşittir. Sistemin kısmi yükteki yakıt işlemcisi verimi hakkında bilgi eksikliğinden, verim eğrisindeki bütün noktalarda Y.H.verimi % 75 kabul edilmiştir. 62 Yakıt işlemcisi verimi şekil 3. 20.’ dedir. Yakıt hücresi sisteminin yakıt kullanımı, evin herhangi bir elektriksel yükü için aşağıda gösterilen grafikten hesaplanabilir. Yakıt hücresi grubunun ve yakıt hücresi alt sisteminin termal çıktısının elektrik çıktısına oranı sırasıyla şekil 3. 19. ve 3. 20.’ de gösterilmiştir. Gruptan atılan ısı azalan elektriksel verimle artmaktadır. Şekil 3. 20. Yakıt Hücresinin Verimi ( Kısmi Yük’ e bağlı olarak ) Kaynak: Güneş 2001 Aşağıdaki bağıntı evsel kullanım için yakıt hücresi sisteminden çıkan toplam termal enerjiyi verir. • • QYH = r TE EYH ( 46) 63 • QYH = Yakıt hücresinden elde edilen ısı • EYH = Yakıt hücresi sisteminin net elektrik çıktısı r TE = Yakıt hücresi sisteminin termal çıktısının elektriksel çıktısına oranıdır. Yakıt hücresi sisteminin kojenerasyon verimi: η cogen = η elk + η termal = η elk ( 1 + r TE ) ( 47 ) Bu araştırmada r TE‘ nin şekil 3. 20.’ de gösterilen profilde olduğu varsayılır. 0.05’ den Küçük kısmi yüklerde yakıt hücresi sisteminden sabit bir termal enerji elde edilir. Yakıt hücresi sisteminin çalışması, farklı tasarımlar için değişir. Yine de şekil 3. 20. de gösterilen profiller genel özelliklerdir. Deneysel bilgiler var ise verim ve kısmi yük ile ilgili ifadeler değiştirilebilir. Termal Depolama Tankı Termal depolama tankı suyu çok iyi karıştıran bir sıcak su tankıdır. Su, termal depolama tankından çekilir, yakıt hücresi sisteminin atık ısı geri kazanım eşanjörü üzerinden pompalanarak daha yüksek bir sıcaklıkta tanka döndürülür. Bu devreden dolaşan kütlesel debi yakıt hücresi sistemi soğutucu akışkanının sıcaklık düşüşünü 10˚ C ile sınırlamak için değişken devirli bir pompayla ayarlanır. Evi ısıtmak için su, ısı pompası kanalına yerleştirilmiş bir ısıtıcı serpantinden geçirilerek tanka pompalanır. Ayrıca tank kendi içindeki serpantinden geçirilen domestik suyu da ısıtabilmektedir. Domestik Su Isıtma Sistemi Domestik su ısıtma sistemi termal depolama tankı içindeki bir ısıtıcı serpantin ve tankın ısıtıcı serpantin çıkışına yerleştirilmiş yedek bir elektrikli ısıtıcıdan ibarettir. Depodaki ısı, sıcak suyun sıcaklığını TSIC = 60 ° C yapmaya yeterli olmadığı zaman yedek elektrikli ısıtıcı kullanılır. Termal Ev Isıtma Sistemi Termal ısıtma sistemi ısı pompası kanalına yerleştirilmiş bir ısıtıcı serpantin ile bir dolaşım pompası ve borulardan ibarettir. Depodaki ısıyla evin ( termal ) ısıtılması eğer termal depolama tankındaki sıcaklık termostat ayarının üzerinde ise gerçekleşir. 64 Isı Pompası Sistemi Isı pompası sistemi, ısı depolama tankından elde edilen ısı yeterli olmadığında evin ısıtılmasını ve yazın da soğutulmasını sağlar. 3. 2. 2. İşletme Rejimleri TES için geliştirilen matematiksel model yılın her saatinde kullanılan enerjiyi hesaplar. Modelin giriş verileri aşağıdaki gibidir. Yılın her saati için; • Saat ( 1 den 8760’a ) • Dış hava kuru termometre sıcaklığı ( C˚ ) • Ev ısıtma gereksinimi ( kW ) • Aydınlatma ve elektrikli cihazlar nedeniyle gerekli elektriksel güç ( kW ) • Soğutma yükü nedeniyle gerekli elektriksel güç ( kW ) • Fanın çektiği elektrik ( kW ) • Talep edilen kullanım sıcak suyunun sıcaklığı ( C˚ ) • Talep edilen kullanım sıcak su miktarı ( kg / h ) Yılın her saati ( 8760 ) için bu veriler elde edilebilir. Modelin hedefi, sistemin her elemanı için gerekli enerjiyi hesap etmektir. Her saat için istenen çıktılar ise şunlardır; • Depodan temin edilebilen termal ısıtma ( kW ) • Depodan termal olarak kullanım suyunu ısıtma ( kW ) • Depodan ısı kaybı ( kW ) • Yakıt hücresiyle depoya verilen termal enerji ( kW ) • Yakıt hücresinden soğutucu akışkanla dış ortama atılması gereken ve depolanamayan atık ısı ( kW ) • Isı pompası ve elemanlarında ( ısı pompası çevrimi ya da kompresör, yedek elektrikli ısıtıcı ve defrost çevrimi için ) ısıtma saatlerinde kullanılan elektrik ( kWh ) • Kullanım suyunu ısıtmak için gerekli elektrik ( kWh ) • Yakıt hücresi sisteminde üretilen elektrik ( kWh ) • Yakıt hücresi sisteminin termal çıktısı ( kW ) • Yakıt hücresi sisteminin yakıt sarfiyatı ( Mj ) 65 TES’nin Çalışması ısı depolama tankının saat saat değişen ( T D ) sıcaklığına bağlıdır. Tank yeterince sıcak ise ( T D ≥T SIC, X ) bütün sıcak su yükü karşılanabilir, çok sıcak ise ( T D ≥ T YH, X ), yakıt hücresinden ısı transferi kısıtlanacaktır. Sonuç olarak; öncelik termal enerjinin sıcak suyu ısıtmasına verilir. Çünkü evin ısınması ısı pompasıyla halledilir. Bu sırada ek sıcak su elektrikli ısıtıcı ile elde edilir. Böylelikle eğer sıcaklık bir ayar noktasının altını düşerse ( T D < T DL ) termal enerji evi ısıtmak için kullanılmayacak ama kullanım suyunu ısıtmak için depolanabilecektir. T SIC, X, T YH, X ve T DL sıcaklık noktaları, sıcak su eşanjöründeki ve yakıt hücresi soğutucu eşenjöründeki hesaplamalarla ve sıcak su depolama tankındaki enerji dengesi ile belirlenir. Sıcak su depolama tankı için bir sistem diyagramı aşağıdaki şekil 3. 21.’ de gösterilmiştir. Şekil 3. 21. Termal Depo Enerji Akış Diyagramı 66 • T SIC, X sıcaklığı domestik suyu ( m SIC ) tasarım sıcaklığı ( T SIC, TAS )’ na ısıtmak için gerekli minimum depo sıcaklığıdır ( T D ). Hesaplanan bu limitten daha küçük T D değerleri için kullanım suyunu elektrikle ısıtmak gerekecektir. Domestik su ısıtma eşanjörünün verimi: TSIC − T •ε = SO = 1− exp[ −UA / mSIC cP ] ( 48 ) TSICX − TSO T − T T SIC SOSICX = TSO + ( 49 ) • 1− exp( −UA / mSIC cP ) Sıcak su eşanjörünün UA değeri, maksimum kullanım suyu debisinde minimum şehir şebeke suyu sıcaklığında ( T SO ) ve T SIC ( kullanım suyu sıcaklığı ) ile T SIC, X arasındaki 2 ˚C’ lik bir farka göre belirlenmektedir ( bu tespit sıcak su eşanjörünün UA değerinin depodan eşanjöre ısı transferinin en zor ve eşanjör yükünün max. olduğu en zor koşulda bile eşanjöre gelen max. sıcak su talebini karşılamasını sağlar. Çünkü eşanjörün U değeri tek başına değiştirilemese de A ve dolayısıyla UA istenilen duruma göre seçilmiş olur ). ASHRAE’ ye göre 1 ailelik ev için sıcak su debisi 68.14 kg / h alınır ( ASHRAE Handbook 1999 ). Sistemin büyüklüğünün hesabında kullanılan bu debi enerji kullanımını tahmin etmek için kullanılan saatlik ortalama debiyi geçer. T YHX • yakıt hücresi sisteminin ısıl çıktısı QYH ,X ’ in tamamiyle ısı depolama tankına transfer edilebildiği durumdaki maksimum T D sıcaklığıdır. Isı depolama tankına enerji transferi, • • Q DG = mDG . c P ( T DG - T D ) ile verilir. ( 50 ) Denkleme göre yakıt hücresi sisteminden daha yüksek ısı almak ya da daha yüksek bir tank sıcaklığını karşılamak için kütlesel debi arttırılabilir. Ancak yakıt hücresi çıkış • sıcaklığı TDG sabit varsayıldığından max. debiye ( mDG ,max ) ulaştıktan sonra tank • sıcaklığının daha çok artması Q DG ‘ in T D ile doğrusal olarak azalmasına neden olur. 67 • T YH, X , Q DG ‘ in doğrusal olarak düştüğü tank sıcaklığının üstündedir ve • Q T YHYHX = TDG − ‘ dan bulunabilir. ( 51 ) • mDG,max .cP • QYH Yakıt hücresinden gelen bir saatteki maksimum ısıdır. • ( mDG ,max .cP ) Faktörü, ısı transfer rejimi için maksimum. tasarım şartlarından bulunur. • • Q DG ,TAS = mmax . c P ( T DG – T D,TAS ) ( 52 ) T D,TAS : Yakıt hücresinden ısı deposuna max.ısı transferinin olabildiği depo sıcaklığıdır, Önceki iki denklemde yerlerine konursa ; • Q T YHYHX = TDG − ( TDG − TD ,TAS ) elde edilir. ( 53 ) • Q DG ,TAS Q YH , Her saat değiştiğinden her saat için tekrar hesaplanması gerekir. T DL depodan ev ısıtması için izin verilmeyen min. T D sıcaklığıdır. Bu sıcaklık öyle ayarlanır ki ev ısıtması yok iken, depo yakıt hücresi sisteminden gelen ısıya ilave yapmadan bir saatlik maksimum sıcak suyu temin edebilsin. Ev ısıtması yok iken ve yakıt hücresinden gelen ısıya ilave yapmadan depodaki enerji dengesi; • dT − Q SIC −U K AK ( TD − Tzone ) = mDc D P verir. ( 54 ) dt Bu denklem tankın küçülmesiyle T DL’ nin büyüdüğünü gösteriyor. Bu denklemdeki ısı kaybı terimi sıcak su ısıtma yüküyle karşılaştırılınca çok küçük olduğundan sabit kabul edilir ve yukarıdaki denklem lineer bir denklemdir. Bir saatte tankın sıcaklık düşümü T DL ve T SIC, X, max arasındaki sıcaklık farkı olarak belirtilir. Bu ilişki enerji dengesi için aşağıdaki denklemi verir ve T DL için: 68 TDL − T •m c SICX ,maxD P = Q SIC ,max +U K AK ( TD − Tzone ) olup, ( 55 ) 1 hr • ( Q SIC ,max +U K AK ( TSICX , − Tmax zone ) ) 1 saatTDL = TSICX ,max + bulunur. ( 56 ) mDcP Modeldeki matematiksel problemleri yok etmek için T DL < 72 C˚ olacak şekilde sınırlandırılmaktadır. Bu yaklaşım T DL ‘ nin hesaplarda daima T SIC. X, max‘ dan büyük ve T YH, X ‘ den küçük olmasını sağlar. Tank sıcaklığının ( T D‘ nin ) ısıtma ve soğutma sezonu boyunca 3 limit sıcaklıkla ( T SIC, X , T YH, X ve T DL ) ilişkisi ısı yönetim sisteminin çalışma rejimini belirler. Çizelge 3. 10 İşletme rejimlerini özetlemektedir. Çizelge 3. 10. TES Sistemi için işletme rejimleri Rejim Mevsim TD Tank Açıklama no sıcaklığı 1 Soğutma TD < T SIC, X Elektrikli su ısıtma, Y.H. sist.den tam ısı transferi 2 Soğutma TSIC, X< TDx* ve <0.05 Hayır Evet Kısmi Yük>x* ve <0.05 71 Eğer TD hesaplamalar sırasında aktif haldeki rejimin limitlerini aşarsa o rejim bitirilir ve uygun işletme rejimi çalıştırılır. Örneğin, 3. rejim aktifse ve TD, TYHX in altına düşerse, program 2. rejime geçecektir. Eğer sıcaklık TSICX ‘ in altına düşerse program 1. rejime geçecektir. 3. 2. 2. 1. Evin Soğutulması: Soğutma sezonunun alt rejimleri 1, 2, 3 no.lu rejimlerdir. Bu rejimlerde ev ısıtması yoktur. Değişik amaçlar için gerekli enerjileri ve yakıt miktarlarını belirlemek için depoda ve yakıt hücresi sisteminde enerji denge denklemleri kurulur, yakıt hücresi verimi ve ısı / elektrik oranı ( r TE ) denklemleri ile birlikte hesap yapılır. Soğutma döneminde modelin en sık çalıştığı rejim 2 aşağıda , diğerleri ek 3.’ te açıklanmıştır. Rejim 1 : T SICX < T SO < T YH. Bu rejim şebeke suyu sıcaklıklarına göre büyük ama T SICX ‘den daha küçük depo sıcaklıkları için kullanılır. Kullanım suyu depodan gelen termal enerjiyle ısıtılır. Yinede depo sıcaklığı T SICX‘ in altında olduğu için, kullanım suyu eşanjörüyle sıcak su istenen sıcaklığa ısıtılamaz. Elektrikli ısıtıcı ile ek ısıtma yapılır. Şekil 3. 24. TES Tesisatının rejim 1 için işletme durumu ( TSO < TD < TSICX ) 72 Rejim 2 : Bu rejim, depo sıcaklıkları T SICX ‘ den daha büyük ama T YHX ‘den daha az olduğunda ve soğutma sezonu için kullanılır. Kullanım suyu tamamen depodan gelen termal enerjiyle ısıtılır. Termal ev ısıtılmasının yokluğunda depodaki enerji dengesi ( bak şekil 3. 21. ) ; T SICX < TD < T YHX • • • dT Q DG − Q DO − Q K = mDc D P dir. ( 57 ) dt Su veya ev ısıtması için elektrik kullanılmadığından, yakıt hücresi gücü • • • • EYH = E LA + E F + E KL ile verilir. ( 58 ) Bu değer hibrid çalışan sistem için • • • • • • EYH = E LA + E F + E KL + E YÜKL − E AKÜ şeklinde revize edilir. Sağ taraftaki terimler bilinmektedir. Yakıt hücresi sisteminden gelen ısı ; • • • Q DG =QYH = r TE EYH ile verilir. ( 59 ) • r TE, E YH ‘ ye göre şekil 3. 20.’ den hesaplanır. Depodan kullanım suyuna ısı transferi; • • Q DO = mSIC . c P ( TSIC – TSO ) ile verilir. ( 60 ) • Depodan ısı kaybı Q K = UKAK ( TD – Tzone ) ile bulunur. ( 61 ) 57 – 61’ ye kadar olan denklemleri birleştirirsek aşağıdaki enerji dengesi bulunur, • • d T r E DTE YH − m SIC cP ( TSIC − TSO )−U K AK ( TD − Tzone ) = mDcP ( 62 ) dt Denklem 62 şu şekle sokulabilir, d T α 2 − β 2 TD = mDc D P ( 63 ) dt 73 Şekil 3. 25 . TES Tesisatının rejim 2 için işletme durumu • • • • α 2 = r TE (E LA + E F + E KL ) – m SIC . c P ( TSIC – TSO ) + UK AK Tzone ( 64 ) Bu değer hibrid çalışan sistem için • • • • • • α 2 = r TE (E LA + E F + E KL + E YÜKL − E AKÜ ) – m SIC . c P ( TSIC – TSO ) + UKAK Tzone olur. β 2 = UKAK ( 65 ) Bu diferansiyel denklem çözülünce ( Ek 3. ) tank sıcaklığı zamanın bir fonksiyonu olarak,   α 2  α 2  3600 β 2 TD ,t2 = + TD ,t1 −  exp  (t2 − t 1 ) bulunur. ( 66 ) β 2  β 2  m DcP   74 Denklem 66 özel bir tank sıcaklığı TD,t2 ye erişmek için gerekli zamanı vermek üzere yeniden düzenlenir. m c T t t D P 1n D, t1 −α 2 β 2 2 = 1 + ( 67 ) TD,t2 −α 2 β 23600 β 2 Sistemin çalışması ( 66 ) denkleminden saatin sonundaki sıcaklığın hesaplanmasıyla ve rejim 2’ nin limitleriyle ( T SICX ve T YH ) karşılaştırmak suretiyle modellenir. Hesaplanan T D limitler içerindeyse tutulur ve saatin sonunu göstermesi için ; t 2 = 1 olur. Yine de hesaplanan T D üst limiti aşarsa ya da alt limitten küçük ise o zaman, t 2 zamanı sırasıyla T D = T YH veya T D = T SIC X için denklem ( 67 )’ den bulunur. Bütün durumlarda rejim 2’ nin denklemleri ( aşağıda çıkarılmıştır. ) aktiflendiği t 1‘ den sona erdiği t 2‘ ye kadar olan çıktıları hesaplamak için kullanılır. Program hesaplanan son depo sıcaklığını ve bir sonraki rejimin başlangıç değeri olarak t 2‘ yi kullanan “ partitioner ” dosyası ile uygun rejime geçer. Bu rejimin çıktıları, kullanım suyunu ısıtmak için ( Q DO ) termal enerji, yakıt hücresi sisteminin elektrik çıktısı ( E YH ), yakıt kullanımı ( Y YH ), ve yakıt hücresi sisteminin termal enerji çıktısıdır ( Q YH ). Isı depolama tankından kullanım suyuna ısı transferi aşağıdaki ifadeyle hesaplanır; • Q DO = m SIC . c P ( T SIC – T SO ) ( t 2 – t 1 ) ( 68 ) İstenilen gerekli yakıt hücresi sisteminin net elektrik çıktısı ve yakıt kullanımı şu şekilde hesaplanır. • • • E YH = (E LA + E F + E KL ) ( t 2 – t 1 ) ( 69 ) Veya akülü hibrid sistemde, • • • • • E YH = (E LA + E F + E KL + E YÜKL − E AKÜ ) ( t 2 – t 1 ) olur. ( 70 ) 75 Q YH = r TE E YH ( 71 ) E YYH = YH ( 72 ) ζ ζ, Şekil 3. 20.’ de gösterildiği gibi yakıt hücresi gücü E YH’ nin bir fonksiyonu olarak yakıt hücresi sisteminin verimidir. Rejim 3 : T D > T YH, X . Bu rejim, soğutma sezonunda depo sıcaklığı T YH, X ‘ den büyük olduğu zaman kullanılır. Yine, domestik su tümüyle depodan gelen enerji ile ısıtılır. Ama yakıt hücresi sisteminden ısı depolama tankına ısı transferi yakıt hücresi sistemi ve depo arasındaki küçük sıcaklık farkı nedeniyle sınırlıdır. Şekil 3. 26. TES Tesisatının rejim 3 için işletme durumu 76 3. 2. 2. 2 Evin Isıtılması Isıtma sezonunun alt rejimleri 4, 5, 6 ve 7’ dir. Her alt rejim için enerji denge denklemleri şekil 3. 23’ de gösterilen sistemin enerji akış diyagramından çıkarılır. Ev soğutma rejimleri ve ısıtma rejimleri arasındaki ana fark termal enerjinin, elektriğin ya da her iki enerji şeklinin ev ısıtması için kullanılabilmesidir. Isı • pompasının kullandığı güç ( E EI ), ev ısıtması için gerekli ısıtma yükünün fonksiyonu olarak ifade edilmektedir. Isı pompasının gücü; kompresör gücünü, yedek elektrikli ısıtma ve dış serpantinin defrostu için gereken gücü kapsamaktadır. • • • • E EI = E IP + EYED + E DEF ( 73 ) • Kompresörün gücü E IP ; • • E IP = f eir ( T k ) Q IP ; ( 74 ) Kompresör için elektrik girdi oranının dış sıcaklığa bağımlılığı [ Hirsch ve ark. 1999 ] ; 1   f eir ( Tk ) = 2.057025 − 0.033229 Tk + 0.0002284 2 T 2  ( 75 ) ITK k  Denklem ( 75 ) deneyseldir ve dış sıcaklık artışıyla kompresörün kullandığı enerjinin azaldığını gösterir. • • Elektrikli ısıtıcı gücü; E YED = QYED / η YED ( 76 ) η YED: Elektrikli ısıtıcının verimi. Defrost için güç (2) : [ Hirsch ve Ark. 1999 ] • • 3,5 Q E DEF = 0,7 IP Eğer TK < 4.4 ˚C ( 77 ) 60 f kap ( Tk ) Aksi halde = 0 77 Defrost çevrimi, TK < 4.4 ° C ise çalıştırılır ve ısı pompası çevrimi ile kontrol edilir. Bu modelde ortalama defrost gücü; denklem ( 77 )’ de pik defrost gücü ( 0.7 * • Q IP,kap ), defrost çalışma zamanı ( çalışma saati başına 3.5 dak. ) ve ısı pompası çalışma • • süresi oranının çarpımı [Q IP / (Q IP,kap * f kap (TK )) ] olarak hesaplanır. Isı pompası çevrimi ile sağlanan ısıtma; • • • Q IP = min. (Q EI , f kap (TK ) * Q IP,kap ) eğer TK > -12 ° C ( 78 ) Aksi takdirde = 0 Isı pompası kapasitesinin sıcaklığa bağımlılığı, ( Hirsch ve Ark. 1999 ) f kap (TK ) = 0.313927 + 0.0118416 TK + 0.0000586 TK ² ( 79 ) Denklem ( 79 ) deneyseldir ve dış sıcaklıktaki artışın ısı pompası çevriminde ısıtma kapasitesini arttırdığını göstermektedir. • Isı pompası çevrimi ile temin edilen ev ısıtması (Q IP ), verilen dış hava kuru termometre sıcaklığı (TK ) için ya da evin gerçek ısıtma talebi için, ısı pompasının min kapasitesiyle sınırlıdır. Yinede kompresör TK < - 12° C için çalışmaz, çünkü ısı pompasının verimi ve kapasitesi düşük dış sıcaklıklar için çok küçüktür. Böylelikle düşük sıcaklıklardaki çalışma ile ilgili ek kompresör çalışma saatleri, enerji masrafındaki tasarruflara göre kararlaştırılır. Düşük dış sıcaklıklarda ( -12 °C’ den az ) ısıtma gereksinimlerini karşılamak için yedek ısıtıcı kullanılır. Ek ısıtıcı iç serpantine bitişik olarak konulmuş elektrikli bir ısıtıcıdır. Isı pompası çevrimi ile karşılanamayan ısıtma yükünü bu karşılar. • • • QYED = Q EI – Q IP ( 80 ) • • Elektrikli ısıtma Q EI , dış sıcaklık TK ve ısı pompası büyüklüğü (Q IP,kap ), 73’ den 80’ e • kadar olan denklemlerin ısı pompası gücü ( E EI ) için çözülmesiyle bulunur. 78 73’den 80’ e Isı pompası denklemleri elektrikli ısıtmayı kapsayan 4, 5 ve 6x rejimleri için çözülmelidir. Rejim 6 ve 7 sadece termal ısıtmayı kapsar ve ısıtma hesaplarını gerektirmez. Her rejim için özel hesaplar ek 3’ dedir. Isıtma sezonunda sistemin en çok çalıştığı rejim 6 aşağıda açıklanmış diğer ısıtma rejimleri ( 4, 5 ve 7 ) özetlenmiştir. Rejim 4 : T D< T SICX. Bu rejim, T SICX den daha az termal depolama sıcaklıkları için kullanılır. Domestik su tanktan gelen termal enerjiyle ve elektrikli ısıtıcıyla ısıtılır. Çünkü, bu rejim sırasında su sıcaklığı sadece tek bir depodan olan ısı transferiyle istenen TSIC seviyesine çıkarılamaz. Ayrıca ev ısıtılması termal enerjiyle karşılanamaz, ısı pompası ve ek elektrikli ısıtıcı bütün evin ısıtma ihtiyacını karşılamalıdır. Şekil 3. 27. TES Tesisatının rejim 4 için işletme durumu 79 Rejim 5: Bu rejim, depo sıcaklıkları T SICX‘ den büyük, T DL’ den küçük olunca kullanılır. Bu rejim sırasında domestik su tanktan gelen termal enerji ile ısıtılır ama termal ev ısıtması yoktur. Ev ısıtması ısı pompası ile ve ek elektrikli ısıtıcıyla temin edilir. T SICX < T D < T DL Şekil 3. 28. TES Tesisatının rejim 5 için işletme durumu Rejim 6: Bu rejim, ısıtma döneminde termal depo sıcaklıkları T DL‘ den büyük, TYH X‘ den küçük olduğu durumlarda kullanılır. Bu rejim sırasında, domestik su ve ev ısıtması için bütün ısı depodan gelen termal enerjiyle temin edilir. Depolama tankındaki termal enerji dengesi ( şekil 3. 21. ) : • • • • dT Q DG − QTI − Q DO − Q K = mDc D P ( 81 ) dt Yakıt hücresi gücü • • • E YH = E LA + E F ‘ dir. ( 82 ) 80 Şekil 3. 29. TES Tesisatının rejim 6 için işletme durumu TDL < TD < TYHX Hibrid çalışan sistem için; • • • • • EYH = E LA + E F + EYÜKL − E AKÜ olur. Lambalar, cihazlar ve fan için elektriksel güç bilinmektedir. Yakıt hücresi sisteminden gelen ısı • • • • Q DG = QYH = r TE ( E LA + E F ) ( 83 ) Hibrid çalışan sistem için; • • • • • • Q DG = QYH = r TE ( E LA + E F + EYÜKL − E AKÜ ). • r TE Yakıt hücresi gücü E YH ’ ye düzenlenmiş şk 3. 20.’ de gösterilen profilden hesaplanır. Evsel su ısıtması için gerekli ısı ; • • Q DO = m SIC . c P ( T SIC – T SO ) ile verilir. ( 84 ) 81 Ev ısıtma yükünün tümü depoda mevcut termal enerji ile kazanılmıştır; • • QTI = Q I ( 85 ) Depodan ısı kaybı; • Q K = UK AK ( T D – T zone ) ( 86 ) 81 den 86’ ya Denklemleri birleştirirsek aşağıdaki enerji dengesini verir. • • • • d T rTE ( E LA + E F )− Q I − mSIC cP { TSIC − T D SO )−U K AK ( TD − Tzone ) = mDcP dt Hibrid sistemde; …( 87 ) • • • • • • d T r DTE ( E LA + E F + E YÜKL − E AKÜ )− Q I − m SIC Cp{ TSIC −TSO )−U K AK ( TD −Tzone ) = mDCp dt denklem 87 aşağıdaki forma sokulabilir. d T α − β TD = mDc D P ( 88 ) dt • • • • α 6 = r TE ( E LA + E F ) – QTI – m SIC . c P ( T SIC – T SO) + UK AK T zone ( 89 ) veya • • • • • • α 6 = rTE ( E LA + E F + EYÜKL − E AKÜ ) – QTI – m SIC .c P ( T SIC – T SO) + UK AK T zone β 6 = UK AK olur. ( 90 ) Bu diferansiyel denklemin çözümü zamana bağlı depo sıcaklığını verir. α6 α6 3600 β 6 TD ,t2 = + [ TD,t1 − ]exp[ − ( t2 − t1 ) ] ( 91 ) β 6 β 6 mDcP Özel bir depo sıcaklığına ( TD, t2 ) ulaşmak için gerekli zamanı vermek üzere yeniden düzenlenebilir; m T t −α6 β 6 t = t + D cP 2 1 1n D , 1 ( 92 ) TD ,t2 −α6 β 63600 β 6 82 Sistemin çalışması denklem 92’ den saatin sonundaki depo sıcaklığını hesaplamak ve onu rejim 6 nın çalışma limitleriyle ( T TDL ve T YHX ) karşılaştırmak suretiyle modellenir. Eğer hesaplanan T D limitler arasındaysa, sabitlenir ve sürenin bittiğini göstermesi için t 2 = 1 alınır. Limitler aşılırsa T D = T YH X için yada T D = T DL için t 2 kararlaştırılır. Bütün hallerde, rejim 6’nın denklemleri ( aşağıda çıkarılmıştır. ) rejimin aktif olduğu t 1 den bittiği t 2 ye kadar olan çıktıları hesaplamak için kullanılır. Program bir sonraki rejimin ilk değerleri olarak t 2‘ yi ve en son bulunan depo sıcaklığını kullanan partitioner kodu üzerinden uygun rejime geçer ( rejim 7 de T D > T YHX dir ya da eğer T D = T YHX ise rejim 6x dir. ) . Bu rejimde hesaplanan çıktılar; domestik su ısıtması için termal enerji (QDO ), ev ısıtması için termal enerji (QTI ), elektrik çıktısı ( E YH ), yakıt kullanımı ( Y YH ) ve yakıt hücresi sisteminin termal enerji çıktısıdır ( Q YH ). Depodan domestik suya ısı transferi aşağıdaki ifade ile hesaplanır; • QDO = m SIC . c P ( T SIC – T SO ) ( t 2 – t 1 ) ( 93 ) Depodan ev ısıtılması için eve ısı transferi, aşağıdaki gibi hesaplanır. • QTI = Q I ( t 2 – t 1 ) ( 94 ) İstenen yakıt hücresi sisteminin net elektrik çıktısı, yakıt kullanımı ve termal çıktısı aşağıdaki gibi hesaplanabilir. • • E YH = ( E LA + E F ) ( t 2 – t 1 ) ( 95 ) • • • • E YH = ( E LA + E F + EYÜKL − E AKÜ ) ( t 2 – t 1 ) Q YH = r TE E YH ( 96 ) E Y YHYH = ( 97 ) ζ 83 ζ, Şekil 3. 20.’ de gösterildiği gibi, yakıt hücresi elektrik gücü E YH‘ nin bir fonksiyonu olarak yakıt hücresi sisteminin verimidir. Rejim 6x ( Ara Rejim ) : Ev ısıtılmasının tümünü termal olarak karşılamak, deponun çok hızlı bir şekilde soğumasına neden olabilir ve alt limite ( T DL ) saat bitmeden daha önce düşebilir, eğer bu anda program termal ev ısıtması olmayan rejim 5' e geçerse depo sıcaklığı hızla geri kazanılır ve program rejim 6’ ya geri döner. Rejim 5 ve 6 arasındaki bu salınım yük şartları değişene kadar devam eder. Bu salınmadan sakınmak için, termal ve elektrikli ev ısıtmasının eş zamanlı dengelenmesi fikri ile yeni bir çalışma programı geliştirilebilir. Bu işletmede; depoya giren ve çıkan enerjinin dengelenmesi suretiyle depo sabit bir sıcaklıkta ( T DL ) tutulur. Saatin sonuna kadar denge korunur ve o zaman program depo sıcaklığı ( T DL ) ile bir sonraki saatin başlangıcına geçer. Dengeli termal ve elektrikli ev ısıtması için depodaki enerji dengesi ( şekil 3. 21. ) şöyledir. • • • • dT Q DG − Q D TI − Q DO − Q K = mDcP = 0 ( 98 ) dt Şekil 3. 30. TES Tesisatının rejim 6x için işletme durumu 84 Yakıt hücresi gücü; • • • • • • EYH = E LA + E F + E EI ( Q I – QTI ) ( 99 ) veya hibrid sistemde • • • • • • • • EYH = E LA + E F + E YÜKL – E AKÜ + E EI ( Q I – QTI ) olur. Aydınlatmalar, cihazlar ve fan gücü bilinmektedir ve elektrikli ısıtma gücü istenen elektrikli ev ısıtmasının bir fonksiyonudur. Yakıt hücresi sisteminden elde edilen ısı: • • • • • • • Q DG = QYH = r TE ( E LA + E F + E EI ( Q I – QTI ) ) ( 100 ) Veya hibrid sistemde • • • • • • • • • Q DG = QYH = r TE ( E LA + E F + E YÜKL – E AKÜ + E EI (Q I – QTI ) ) olarak bulunur. r TE, yakıt hücresi gücü E YH ‘ e göre şekil 3. 20.’ deki profilden hesaplanır. Domestik su ısıtması için gerekli ısı, • • Q DO = m SIC . c P ( T SIC – T SO ) ‘ dan bulunur. ( 101 ) Depodan ısı kaybı, • Q K = U K A K ( TD – T zone ) ‘ olur. ( 102 ) Elektrikli ev ısıtması 64 den 71’ e kadar olan denklemlerle hesaplanır ve bu • • denklemlerde ev ısıtma yükü ile termal ev ısıtması arasındaki fark (Q I – QTI ) kullanılır. Denklem 98 den 102 ye kadar denklemleri birleştirirsek, en genel halde; • • • • • • • • • rTE( E LA + E F + E YÜKL – E AKÜ + E EI (Q I –QTI ))– m SIC cP(TSIC–TSO)–QTI –UKAK(TDL– Tzone)=0 ( 103 ) 85 Yukarıdaki denklemlerde tek bilinmeyen termal ev ısıtması Q TI dir. Denklem ( 103 ), matlab’ ın “ fzero ” fonksiyonunu kullanarak Q T I için çözülür. Q T I Değeri bulununca bütün çıktılar hesaplanabilir. Bu rejimde, ayrı ayrı hesaplanan değişkenler domestik su ısıtması için termal enerji ( Q DO ), ev ısıtması için termal enerji ( Q T I ), ısı pompası değişkenleri, elektrik çıktısı ( E YH ), yakıt kullanımı ( Y YH ) ve yakıt hücresi sisteminin termal çıktısıdır ( Q YH ). Depodan domestik suya ısı transferi aşağıdaki ifade ile hesaplanabilir; • Q DO = m SIC . c P ( T SIC – T SO ) ( t 2 – t 1 ) ( 104 ) Depodan eve ısıtma amaçlı ısı transferi • QTI = QTI ( t 2 – t 1 ) ile bulunur. ( 105 ) Isı pompasıyla ilişkili çıktılar; ısı pompası çevrimiyle temin edilen ev ısıtması (Q IP), ek ısıtma ( Q YED ), kompresörün kullandığı elektrik ( E IP ), ek ısı için kullanılan elektrik ( E YED ) ve defrost için kullanılan elektrik ( E DEF ) yüküdür. Elektrikli ev ısıtması için gerekli elektrik ( E E I ), kompresör, ek ısıtma ve defrost için gerekli elektrik yüklerinin toplamıdır. Tüm değişkenler, ısı pompası sisteminin 73 – 80 denklemlerinin ( t 2 – t 1 ) için çözülmesiyle bulunur. Isı pompasındaki yük, ev ısıtma yüküyle termal ev ısıtması arasındaki farktır ( Q I – Q T I ). Yakıt hücresi sisteminden alınan elektrik, yakıt kullanımı ve termal enerji aşağıdaki gibi hesaplanabilir; • • • • • E YH = ( E LA + E F + E EI ( Q I – QTI ) ) ( t 2 – t 1 ) veya ( 106 ) • • • • • • • E YH = ( E LA + E F + E YÜKL – E AKÜ + E EI ( Q I – QTI ) ) ( t 2 – t 1 ) …. Hibrid sistemde Q YH = r TE E YH ( 107 ) E Y = YHYH ( 108 ) ζ ζ, Şekil 3. 20. de E YH‘ nin bir fonksiyonu olan yakıt hücresi sisteminin verimidir. 86 Rejim 7 : TD > TYH X . Bu rejim, depo sıcaklıkları T YH X den büyük olduğu durumlarda kullanılır. Domestik su ısıtma ve hacim ısıtması tümüyle tanktan gelen termal enerjiyle sağlanır. Yakıt hücresi sisteminden termal depolama tankına ısı transferi sınırlıdır, çünkü yakıt hücresi sistemi ve termal depolama tankı sıcaklığı arasındaki fark küçüktür. Şekil 3. 31. TES Tesisatının rejim 7 için işletme durumu 3. 2. 2. 3 Klasik Enerji Sistemleri Klasik enerji sistemleri için enerji kullanımları, iki özel alt rejimin ilavesiyle hesaplanır. Bu alt rejimlerdeki hesaplamalarda TES rejimlerinin fonksiyonları kullanılır. Yine de sisteme termal enerjinin var olmadığını göstermek için, r TE ve termal depolama tankından elde edilen enerji “0” yapılır. Klasik sistemler için özel hesaplar aşağıdaki bölümdedir. 87 Klasik Sistem - tamamen elektrikli Bu çalışma rejimi, bir enerji kaynağı olarak sadece elektriği kullanan klasik bir sistemi temsil eder. Domestik suyu istenen sıcaklığa ısıtmak için gereken elektrik gücü şöyledir: • 1  • • E DO = m SIC cP (  TSIC −TSO )+ Q K  ( 109 ) ηelk .ısıtıcı   • Q K , Su ısıtıcısından ısı kaybını vermektedir. ηelk .ısıtıcı = Elektrikli su ısıtıcısının verimi ( % 100 ) Tüm yıl için ısı kaybı Güneş’in ( 2001 ) bildirdiğine göre Pontitakis tarafından 225 litrelik bir domestik su tankı için 1022 kWh olarak önerilmektedir. Soğutma sezonu boyunca, her saat tesisten temin edilen elektrik gücü; • • • • • ETES = E LA + E F + E KL + E DO ( 110 ) Isıtma sezonu boyunca, ısı pompasıyla hacim ısıtması için kullanılan elektrik gücü E E I , 73’ den 80’ e kadar olan denklemler kullanılarak hesaplanır. Tesisattan her saat için temin edilen toplam elektrik gücü; • • • • • • ETES = E LA + E F + E KL + E EI + E DO ( 111 ) Klasik Sistem - elektrikli soğutma / gazlı ısıtma Bu rejim doğalgazlı klasik ısıtma sisteminin hesapları için kullanılır. Her saat şebekeden temin edilen elektrik gücü; • • • • ETES = E LA + E F + E KL ( 112 ) • E KL , Isıtma sezonunda sıfırdır. Hacim ısıtma yükü bir gazlı cihazla ( ya da sobayla ) karşılanır ve yakıt kullanımı şöyle hesaplanır. 88 • • Q Y = II ( veya gaz sobası ) ( 113 ) η gaz • Q I , Ev ısıtma yüküdür ve η gaz gazlı cihazın 0.85 kabul edilen verimidir. Domestik su doğalgazlı bir ısıtıcıyla ( şofben v.b. ) ısıtılır ve yakıt kullanım debisi şöyle hesaplanır; • • mDOcP (TSIC − TSO ) + QY DO = K ( 114 ) η ısıtıcı η ısıtıcı , Domestik su ısıtıcısının verimidir ve % 75 kabul edilmektedir. Her saat kullanılan toplam yakıt debisi; • • • Y GAZ = Y I + Y DO ( 115 ) • Y I , Soğutma sezonunda sıfırdır. TES Modelinin Temel Parametreleri Yakıt hücresi soğutma suyunun çıkış sıcaklığı bütün şartlarda 75 oC kabul edilmiştir. Isı depolama tankının büyüklüğü yakıt hücresi soğutma eşanjöründen gelen suyun depoya girişi ve çıkışı arasındaki 10 oC lik bir farkla 17.2 oC’ lik kullanım suyunu 60 oC tasarım sıcaklığına ısıtabilecek enerjiyi depolayacak şekilde belirlenmiştir. 68.1 lt / h ASHRAE tarafından 3 oda 1 salonlu olarak evlerde tavsiye ettiği maksimum sıcak su ısıtma ihtiyacına karşılık gelmektedir. Toplam ısı transfer katsayısı, domestik su çıkış sıcaklığı T DO ve depo sıcaklığı T D arasındaki 2 oC lik bir farka göre tespit edilmiştir ( depo içindeki kullanım suyu eşanjörünün ısı transfer kat sayısı ). Isı kaybı sadece tankla enerji alışverişi yapıyor ise tanktaki suyun sıcaklığı her saat 0.3 oC düşer. Bu araştırmada değerlendirilen TES' in parametreleri aşağıdaki çizelge 3. 11.’ de sunulmuştur. Isı pompası özellikleri Ek 1. Çizelge 11. ve üfleyici fanının özellikleri Çizelge 12’ dedir. 89 Çizelge 3. 11. TES Modeli için Temel Parametreler Parametre Eleman Değeri __________________________________________________________________ rTE ( Termal / elektrik ) Yakıt Hücresi şekil 3. 20.’ deki gibi Sistem Verimi Yakıt Hücresi şekil 3. 20.’ deki gibi TDG ( Yakıt hücresi çıkış sıc.) Yakıt Hücresi 75 o C UA ( Depo ve sıcak su arasındaki Isı Depolama Tankın 0.25 kW/ K alana bağlı ısı transfer katsayısı ) U K ( Depo ve dış çevresi arasındaki Isı Depolama Tankı 0.849 W/m 2 K toplam ısı transfer katsayısı ) η elk.ısıtıcı , ( Verim ) Elektrikli su ısıtıcısı 1 TSIC ( Sıcak su tasarım sıcaklığı ) Elektrikli su ısıtıcısı 60 oC ITK Isı Pompası 3.16 (ARI şartlarında)* STK Isı Pompası 2.68 (ARI şartlarında) • Q IP,kap 8.3 oC’da ( Isı pom. ısıtma kap.) Isı Pompası 5.7 kW (ARI şartlarında) Isıtma Pompası Soğutma Kapasitesi Isı Pompası 5.9 kW (ARI şartlarında) η elk.ısıtıcı , ( Elektrikli ısıtıcı ) Isı Pompası 1 * ARI Şartları: Ekipman soğutma kapasitesi dış sıcaklık 35o C de ve iç serpantine giren hava 26.7 o C kuru, 19.4 o C yaş termometre sıcaklıkta iken ölçülür. Isıtma kapasitesi ise yüksek sıcaklıklı ısıtma için dış hava 8.3o C kuru, 6.1o C yaş termometre sıcaklıkta ve iç serpantine giren hava 21.1o C iken, düşük sıcaklıklı ısıtma için dış hava -8.3o C kuru, - 9.4o C yaş termometre sıcaklıkta ve iç serpantine giriş 21.1o C iken ölçülür. 90 3. 2. 3. Akünün hibrid sistem için çalışması Seçilen Powerfit S512 / 60 model akü 15 dakikada 1264 W veriyor ( 1.75 V / hücre ), evsel elektrik kullanımında 15 dakikada 5.5 kW güç çekildiği için ( Bak Böl.2. Elektriksel Yükler ), DC – AC evirici ( inverter ) girişinde 5.5 kW / inverter ver.= %83 , yani 6.626 kW batarya gücü olmalıdır. Bu nedenle yukarıdaki aküden 5 tanesi paralel bağlanacaktır. Deşarj süresi ve deşarj gücü aşağıda Çizelge 3. 12.‘ dedir. Bu akünün 20 oC’ de sabit güçle boşaltma kapasitesi 1, 10, 20 saatlik süreler için: Nominal Voltaj : 12 V C1 = 40.8 Ah ( 1.60 V / Hücre ) C 2 = 58 Ah ( 1.75 V / Hücre ) C 3 = 61 Ah ( 1.75 V / Hücre ) ‘ dir. Çizelge 3. 12.. Seçilen akü’nün t süresinde sabit güç çekimi için verebileceği max. güç 3 5 10 15 20 30 45 1 2 3 5 8 10 dak dak dak dak dak dak dak saat saat saat saat saat saat 2746 2288 1623 1264 1026 752 552 446 264 194 126 82 68 W W W W W W W W W W W W W Kaynak: www.networkpower.exid.com Matlab’ dan bu değerlere göre R2 = 0.999 determinant katsayısıyla P max = ( 38.15 t + 26970 ) / ( t + 6.865 ) dir. ( 116 ) t : Boşaltım süresi ( saat ) Aşağıdaki Şekil 3. 32.’ de bu değişim görülmektedir. 91 Şekil 3. 32. Powerfit ( S512 / 60 ) Kurşun Asit Batarya’nın t sürede vereceği max. güç Kaynak : www.networkpower.exid.com Bataryadaki Enerji Dengesi: Evin elektrik sisteminin her işletme rejiminde TES’ nden talep ettiği güç ( P yük ) aynı zamanda DC – AC ( doğru akım – alternatif akım ) evirici çıkışına Y.H. yükü ( P giriş ) olarak yansır ( şekil 3. 14.). P giriş = P yük / η DC−DC , ( kW ) ( 117 ) ηDC−DC = % 83, Y.H. Çıkışındaki DC – DC evirici ( doğru akım – doğru akım ) verimi P giriş = Net olarak Y.H.’ ne gelen DC – DC evirici girişindeki güç, ( kW ) Aktif haldeki rejimin ∆t ( saat ) çalışma süresinde aküden enerji istenirse, çekilen enerji: E cd,akü = ( P yük / ηDC− AC ) * ( t2 - t1 ) * 3600 * 1000 , ( J ) şeklinde hesaplanır. ( 118 ) ηDC− AC = % 93, DC - AC evirici verimi 92 Başlangıçta ∆t = 60 dakika alınarak akünün verebileceği maksimum güç ( P max ) aküye özgün sabit güç - zaman diyagramı şekil 3. 32.‘den ( E cd,akü birimi J ‘ den W’ a, ∆ t ise dakikaya çevrilerek ) bulunur, sonra akünün 60 dakikada verebileceği maksimum enerjiye ( E max, akü , J ) dönüştürülür, bulunan güç rejim bittiğinde bulunan gerçek ∆ t = ( t 2 – t 1 ) * 60 , ( dak.) ile düzeltilir. ∆ t Süresi sonunda aküde kalan enerji E kal, akü = E max, akü – E cd, akü ( J ) ( 119 ) Akünün doluluk durumu: Ιort * ∆t SOC = 1− ( Ah ) ( 120 ) Cboş I ort *∆ t = C boş ( 1 – SOC ) ( Ah ) Ιort Cboş = * ∆t ( Ah ) , ( boşaltma hızı ). 1− SOC ( I ort ) Bilinmediği için SOC ‘ nin tespitinde programda kullanılan formül; SOC = E kal, akü / E max, akü ‘ dür. ( 121 ) Eğer SOC <= 0.20 ise akü dolumu başlar. Dolum için gereken enerji akü doluluk durumu SOC = 1 olacak şekilde hesap edilir ve belirlenen toplam doldurma süresi 8.5 • saate bölünür, böylece saat başına düşen doldurma enerjisi ( E YÜKL ) bulunur. Her aktif rejimdeki ∆ t süresinde Y.H.’ ne gelen doldurma yükü ( E yh,yükl ) Y.H. çıkışındaki yükleyici ( DC – DC evirici ) üzerinden aküye yüklenir. E yükl = ( 1-SOC ) * E max, akü / C dol / 1000 / 3600 / η akü , ( kW ) ( 122 ) Yükleyici ( akü doldurma, ηakü ) verimi ηDC−DC = % 83 Doldurma süresi C dol = 8.5 saat , 93 ∆ t ( saat ) Süresinde Y.H.’ nden çekilen enerji: • E yh, yükl = E YÜKL * ∆ t / η yükl ( 123 ) • Rejim sonunda E YÜKL ve SOC’ e rejimin gerçek süresine göre tekrar bakılır. Akünün dolumu için Z sayacı ( bilgisayar programında ∆ t sürelerinin toplamını tespit etmek için kullanılır ) ve SOC kontrolu birlikte yapılır ( % 80 veya % 90 dolulukta ise doldurma işlemi bitirilebilir ). 1. Durum SOC > 0.20 iken ( Akü çalışıyor, boşaltma var ) E max,akü Ekal,akü E cd, akü - Sistemin talep ettiği elektrik enerjisi E max, akü = ( P max / ηDC− AC ) * ( t2 - t1 ) * 3600 ( kJ ), ( P max şekil 3. 32.’ den ) E kal, akü = E max, akü - E cd, akü ( kJ ) E cd,akü = ( P yük / ηDC− AC ) * ( t2 - t1 ) * 3600 , ( kJ ) 2. Durum SOC < = 0.20 ise ( Akü çalışmıyor, dolumda ) E max, akü • E YÜKL E kal, akü Aküye dolan • E YÜKL = (1- SOC ) * E max, akü / 8.5 / ηakü • E kal, akü = E YÜKL + E kal, akü • Ekal,akü + E yükl SOC = E max,akü E cd, akü = 0, Akü yüke cevap vermiyor sadece dolumda. 94 Bilgisayar programında düşük ve pik elektriksel yüklerin yakıt hücresi ile akü tarafından ortak karşılanması için değişiklik yapıldı ( şekil 3. 23. ). Bunun için önce her rejimde giriş verileri alındı. Elektriksel yüklerin kısmi yük oranı ( PLR ) belirlenen oranın üstüne çıktığında yükün % 100’ den geri kalanı, % 5 ‘ in altına düştüğünde ise tamamı aküye verildi ( hibrid çalışma durumu ). Analizlerde kısmi yük oranı ( PLR = Elektriksel yük / Y.H. nominal kapasitesi ) % 50 ve % 75 ‘ i geçtiğinde akü ile hibrid çalışma durumu incelendi. • Isıtma sezonunda ev ısıtması için termal yük kullanımı (QTI ) söz konusu olduğundan ve bu QTI = rTE * EYH ilişkisiyle rTE ‘ ye ( termal yük / elektriksel yük oranı ) bağlı olduğundan bu dönemde depolanan termal enerji önemli rol oynamaktadır. • Bu dönemde çoğunlukla işletmede olan 5. ve 6. rejimlerdir. QTI ‘ nın ev ısıtması için • yetersiz kalması halinde yedek elektrikli ev ısıtması ( E EI ) devreye girmektedir. Bu rejimlerde ısı pompasının dış sıcaklığa bağlı ısıtma gücü de test edilmekte ve yetersiz • kalırsa E EI yedek elektrikli ısıtma ile ev ısıtması takviye edilmektedir. Buna göre; akü çalışmasının modellenmesi için bilgisayar programına 4 alt rejim eklenmiştir, önce her • rejimin girişinde, giriş verilerindeki elektriksel yüklere bakılarak akü yükü ( E AKÜ ) olup olmadığı tespit edilir ( Bkz. Şekil 3. 23. ), sonra akünün bu yükü karşılayacak dolulukta olup olmadığı analiz edilir. Yeterli güç varsa akü devreye sokulur, eğer yoksa aküye • gelen E AKÜ yükü karşılanamaz olduğu için sıfırlanır ve bunun yerine Y.H. tarafından • aküyü doldurmak üzere gerekli E CONV yükü hesaplanarak Y.H.’ nin toplam elektrik yüküne eklenir. Toplam elektrik yükü ve kısmi yük oranına göre bulunan r TE den Y.H.‘ • nin termal çıktısı bulunur ve buna göre termal ev ısıtması QTI ‘ nın ne kadar olabileceği rejim 6. 5.’ da hesaplanır. Eksik kalan evsel ısıtma yükü için ısı pompası kapasitesi dış sıcaklığa bağlı olarak yine aynı rejimde hesap edilir. Yetersiz kalırsa, elektrikli ev • ısıtması E EI bulunarak toplam elektrik yüküne eklenir. Akülü hibrid sistem çalışması için bilgisayar modelinde yapılan değişiklik ve eklenen alt dosyalar Ek 6.’ dadır. 95 3. 2. 4. Farklı yakıtlara göre çalışma verimleri Yakıtların hidrojen’e dönüşümü ve proses verimleri için kuramsal bilgiler ek 2 dedir. Metan kullanan yakıt hazırlayıcı ve Y.H. grubunun değişik stokyometrik oranlarda yakıt hazırlama verimleri: Aşağıdaki çizelge 3. 13. metan kullanan yakıt hazırlayıcısı ve Y.H. grubunun değişik stokyometrik oranlarda yakıt hazırlama verimlerini göstermektedir. Çizelge 3. 13. Metan kullanan yakıt hazırlayıcısı ve Y.H. gurubunun farklı stokyometrik oranlarda* yakıt hazırlama verimleri: x = O2 / Hava/ Reformerde LHVCH4, kul. LHVH2,üre Reformer Yakıt kul. Top.ver CH4 CH4 bağıl H2 yoğ. max. ver. %, H2 ba- %, Ek2. Denk 42, E k2. Ek2. Ek2.Denk şına, ( y ) ( % ) Denk. 43 Denk.48 47 ( % ) Denk. 130 47*130 0 0 80 252230 231192 91.6 76 69.61 0.10 0.476 73.41 238566 219632 92 76 69.92 0.44 2.094 54.03 191758 180329 93.9 76 71.36 1 4.76 29.58 191758 115596 60.28 100 60.68 1.5 7.14 26.17 191758 57798 30.14 100 30.16 2 9.52 0 0 0 0 100 0 * Stokyometrik oran: Teorik tam yanma reaksiyonundaki ( min.hava / yakıt ) oranı. O x = 2 CH 4 CH4 için n = 1, m = 4, p = 0 2n − 2x − p + m / 2 Max.H 2 % = *100 ( 124 )  m  n + 2n − 2x − p +  + 3.76x  2  LHV , , Verim = H 2 üretilen * 100 ( 125 ) LHV ,CH 4 ,kullanilan 96 x = 0 ‘ da , Ek 2. denklem 43’ e göre Reaksiyon ısısı = n∆ Hf, CO2 - ( 2n - 2x – p ) ∆Hf, sıvı su - ∆Hf, yakıt = 1* ( - 94051 ) - ( 2 * 1–0–0 ) * ( - 68317 ) - ( - 17889 ) = 60472 cal / gmol ( 126 ) Eksik ısı = 60472 cal / gmol Reaksiyon endotermik ( böl.3. 1. 2 ), reaksiyondaki eksik ısıyı tamamlamak için; LHVCH4,kull. = 191758 cal / gmol + 60472 = 252230 cal / gmol olmalı ( 0 < x < 0.44 ) LHV ,H Verim ( 0 < x < 0.44 ) = 2,ÜRETİ *100 252230 Ek 2. denklem 47’ ye göre ; LHV,H2,ÜR. = [ 2n - 2x – p + ( m / 2 )] * 57798 cal / gmol = ( 2 * 1 – 2 * 0 – 0 + 4/2 ) * 57798 = 231192 cal / gmol Ek 2. denklem 48’ e göre ; x = 0’ da Verim = ( 231192 / 252230 ) * 100 = % 91.6 Cn Hm Op + ( 2n – p ) H2O, sıvı n CO + ( 2n – p + m 2 / 2 ) H2 SR’ deki Reaksiyon ( y mol. Yakıt gidiyor ) ∆Hr, 1 = n ∆Hf,co2 – ( 2n-p ) ∆Hf, sıvı su - ∆Hf, yakıt ( 127 ) Cn Hm Op + ( n + m / - p 4 / 2 ) (O2 + 3.76 N2 ) n CO 2 + ( m / 2 ) H2O,buh 97 Ek ısı için brülördeki reaksiyona ( 1 – y ) mol. yakıt gidiyor. ∆Hr,2 = n ∆Hf, m CO 2 + / 2 ∆ Hf, buh - ∆ Hf, yak ( 128 ) SR’ in Maksimum veriminde her iki reaksiyonun net ısı etkisi 0’dır x = 0.44’ de, η = max ). Buradan y ∆Hr, 1 + ( 1 - y ) ∆ Hr, 2 = 0 ( 129 ) ∆Hr,1 ve ∆Hr,2 yerlerine konulunca y * [ n ∆Hf,co2 - ( 2n - p ) ∆Hf, sıvı su - ∆Hf, yakıt ] + (1 - y ) ( n ∆Hf,co2 + ( m / 2 ) ∆ Hf, buh - ∆ Hf, yak.) = 0 n∆Hf ,co + m2 / 2 ∆Hf ,buh −∆Hf , yak . y = olmaktadır. ( 130 ) (2n − p)(∆Hf , msu )+ / 2 (∆Hf ,buh .) Yanma ısıları: ∆ Hf, buh = 57745 cal / gmol ∆ Hf, CO2 = 94051 cal / gmol ∆ Hf, su = 68317 cal / gmol ∆ Hf, CH4 = 17889 cal / gmol SR Reformer’in maksimum veriminde ( x = 0.44’ de ); 1*94051+ 4 / 2 *57745 −17889 y = = 0.76mol (2*1− 0) *68317 + 4 / 2 *57745 SR‘ deki yakıt tüm yakıtın % 76‘ sıdır ve % 24‘ ü brülördedir. Bu durumda; 1mol yakıt ( metan ) enerjisinin % 93.9 * % 76 = % 71.36 ’ sı 1 mol H2 için kullanılmaktadır. 98 Bu durum için stokyometrik oran, O x = 2 = 0.44 dür. CH 4 Bu, 0.44 * ( O2 + 3.76 N2 ) = 2.094 mol hava demektir. Diğer stokyometrik oranlar için ( y ) ve ( 1 - y ) tespit edilmelidir. ( Bilgisayar prog. da ηYakit = % 94 * % 80 = % 75, stokyometrik oran = 2 alınmıştır.) x = 0 İçin; ( yani SR’ de yakıt sadece H2O‘ dan O2 alıyor. Bölüm 3. 1. 2. ) Bu durumda verilen ek enerji 60472 cal / gmol yakıt kadar olup ( ∆Hr,1’ in fazlası 60472 cal / gmol yakıt ) 191670 y = = 0.76 Yakıt reformerine giden yakıtın mol oranı ( % ) 252124 1 - y = 1 – 0.76 = 0.24 Brülöre giden yakıtın ( % ) mol oranı. Toplam Verim = SR max. verim, x=o * y % 91.6 * % 76 = % 69.61‘e düşer. x = 1 için; y = % 100. Burada reaksiyon exotermik olduğu için brülörde ek ısı yaratmaya gerek yok ( bölüm 3. 1. 2. ) ve tüm yakıt H 2 elde etmek için reformere veriliyor. Toplam Verim: % 60.28 * % 100 = % 60.28 olur. . x = 1.5 için; y = % 100. Burada reaksiyon exotermik olduğu için brülörden ek ısı almaya gerek yok. 99 Tüm yakıt H 2 elde etmek için reformere veriliyor ve tüm yakıt enerjisi reformerin kendi içinde harcanıyor. Toplam verim = % 30.14 * % 100 = % 30.14 Değişik Stokyometrik Oranlara Göre Yakıt Enerjisi Kullanımı: O2 yükx = , PLR = , PLR = Kısmi yük oranı , ηYH = f ( PLR ) CH YH.kapasitesi4 x = 0, ( H2 üretmek için gerekli O2’ i sadece reformere verilen su sağlıyor ) PLR > 0.05 ise ηYH = 0.9033 * PLR 5 – 2.9996 * PLR4 + 3.6503 * PLR3 – 2.0704 * PLR2 + 0.4623 * PLR + 0.3747 Her noktada daha önce Y.H. modelinin yakıt enerjisinin %75‘ ini kullandığı varsayımıyla yakıt tüketimleri bulunmuştur. ( % 94 Reformer ver.* % 80 Y.H. yakıt kullanım verimi = % 75 ). Bu nedenle; η ηYH , YH x=0 = *%56.15 ( tablodan x = 0 için ) = 0.75 * η YH %75 η x = 0.44 için, η YHYH , x=0.44 = * %71.36 = 0.95 * ηYH PLR >1 Y.H. kap. %75 arttırılmalı η x = 1 için, ηYH , YH x=1 = * %60.28 = 0.80 * ηYH %75 100 η x =1.5 için η = YHYH * %30.14 = 0.40 * ηYH PLR>1 Y.H.kap.artmalıdır. ,x=1.5 %75 PLR < 0.05 ise Batarya doldurma ve boşaltma kayıpları % 30 alınacak olursa verim; ηYH ,PLR<0.05 = ηYH ,PLR=0.05 * % 70 = 0.384 * 0.70 = 0.27 alınır. Değişik Yakıtların H2 Üretmek için Yakıt Kullanım Oranları ve Maksimum Teorik Reformer Verimleri: Değişik yakıtlar için genel özellikler çizelge 3. 14.’ tedir. Çizelge 3. 14. Y.H.’nde Kullanılan yakıtların özellikleri, max. reformer verimleri YAKIT Metanol Propan Etanol Benzin LPG (C3.6 Bütan Diesel Hidrojen CH3OH C3 H8 C2H5OH C7.14H14.3 H9..2) C4 H10 C13.57 H2 ( sıvı ) %60Bütan H27.14 +%40 Propan ( C ) n: mol 1 3 2 7.14 3.16 4 13.57 0 sayısı ( H ) m: 4 8 6 14.28 9.2 10 27.14 2 mol sayısı ( O ) P: mol 1 0 1 0 0 0 0 0 sayısı y: 0.605 0.761 0.78 0.74 0.76 0.76 0.75 1 reformere giren mol s. ηmax,ref % 96.3 93.9 93.7 90.8 88.356 84.66 82.18 100 max.ref.ver. η % 58.263 71.46 73.09 67.44 67.188 64.34 61.635 100 yak y*ηmax,ref ∆ H 57000 24802.96 66321.94 53000 27998.28 30128.5 69786 0 f , yak yak. oluşum entalpisi cal /mol LHV yak 158442 478120 299011 1019823 603538 687150.7 1929782 54731.31 alt yakıt cal/mol ısıtm.değeri / 47.6= 12679 cal/mol kcal / kg Yoğunluk 0.271 1.92 0.275 0.746 2.286 2.53 0.808 0.085 kg / m3 kg / m3 kg / m3 kg / lt kg / m3 kg / m3 kg / lt kg / m3 101 (n)*∆Hf , +(m/ 2)*∆Hf , −∆Hf , y = CO2 buh Yak (2n − p)*68317+ (m/ 2)*57745 (n)* 94051 + (m / 2)* 57745 − ∆Hh, yak y = (2n − p)* 68317 + (m / 2)*57745 M (C H ) = 48 + 10 = 58 kg / kmol, 4 10 M (C H ) = 36 + 8 = 44 kg / kmol, 3 8 M LPG = 47.6 kg / kmol Propan için Teorik Maksimum Reformer Verimi = [2n − 2x − p + (m / 2)]57798 [2*3 − 2 * (1.116)+ 4]*57798 *100 = *100 = 93.9 LHV , propan 478120 x’in Bulunması: ∆ Hr = n ∆ Hf,CO2- ( 2n – 2x – p ) ∆ Hf,su - ∆ Hf,Propan = 0 3 * 94051 – ( 2 * 3 – 2x – 0 ) * 68317 - 24803 = 0 x Propan= 1.116 Bütan için Teorik Max. Ref. Verimi = (2n − 2x − p + m / 2)*57798 [2 * 4 − 2 * (1.467) + 5]*57798 *100 = *100 = 84.66 LHVBÜTAN 687150.7 ∆Hr = n ∆Hf, CO2 – ( 2n – 2x – p ) ∆Hf,su – ∆Hf, bütan = 0 4* 94051 – ( 2*4 – 2x–0 ) * 68317 – 30128.5 = 0 200460.5 x = = 1.467 x Büt = 1.467 2 * 68317 102 Değişik Yakıtlar için Bilgisayar Programının Revizyonu: 16 LHVCH 4 = 50069.47 (kJ / kg)* M (kg / kmol) = 50069.47* = 191758 (cal / mol)4.187 ηYH *η yak ηYH ,düz = 0.75 Çizelge 3. 14.’ den: η METANOL ( CH3OH ) = ηYH *0.58 / 0.75 = 0.77*ηYH ( ) 0.7309η ETANOL C 2H 5OH = *ηYH = 0.97 *ηYH 0.75 ( ) 0.7146η PROPAN C3H 8 = *ηYH = 0.95*ηYH 0.75 0.6434 η BÜTAN (C 4H 10) = *ηYH = 0.86 *ηYH 0.75 0.67188 η LPG (%60Bü tan)(%40Pr opan) = *ηYH = 0.89 *ηYH 0.75 η GASOLLNE (C7,14H 14,28) 0.6744 = *ηYH = 0.90 *ηYH 0.75 0.6163 η DIZEL (C13,57H 27,14) = *ηYH = 0.82 *ηYH 0.75 1 η HIDROJEN (H 2) = *ηYH = 1.33*ηYH 0.75 SOFC’ in Çalışması: SOFC, Maksimum kapasitesine yaklaştıkça kısmi yük verimleri artar. Konsantrasyon, aktivasyon ve ohmic polarizasyonları azalan verimle birlikte değişir. Kısmi yükte verimli çalışması evsel uygulamalar için uygundur. Aşağıdaki şekil 3. 33. SOFC’ li bir CHP’nin çalışma prensibini göstermektedir. 103 Böyle bir sistemin elektriksel verimi ise Şekil 3. 34. ‘tedir. Şekil 3. 33. Basit bir SOFC – CHP ( Bileşik Isı Güç ) Sistemi Şekil 3. 34. 5 kW SOFC’ li bir mikro CHP’nin yük faktörü ve elektriksel Verimi Kaynak: Hawkes ve ark.2005 104 Özellikler: ( Hawkes 2005 ) Elektriksel verim: - 0.0607 * PLR 3 + 0.253 * PLR 2 – 0.453 * PLR + 0.6593 (131 ) Kısmi yük oranı E PLR = YH ,ort ( 132 ) EYH ,kap DC - AC Evirici düşük yüklerde % 7 kayıp verir, yüksek güçlerde % 3 kayıp verir. Toplam verim ( ısı + güç ) η top = 0.05 * PLR+ 0.9 ( 133 ) SOFC elektriksel çıktısına ; 1 – Hava ve yakıt ön ısıtma yükü = % 10 * EYH 2 – Fan için, % 5 * EYH eklenir. 3 – 50 W Sabit otomatik kontrol yükü eklenir. 4 – PLR < 0.2 ‘den az yüklerde SOFC çalıştırılmaz. Sistem işletme basıncı 1 bar, yakıt ve hava giriş sıcaklığı 750 oC olan yakıt kullanım oranı % 75, hava oranı 8.93, giriş yakıtı % 28.1 CH4, % 56.7 H2O, % 0.5 CO, % 12 H2, % 2.7 CO2 ‘ den ibaret, buhar / karbon oranı 2 ve CH4‘ ın molar sayısının % 10‘ u Y.H.‘ nden önce reforme edilmiş CH4, H2O, CO, H2 ve CO2 den ibaret bir SOFC ‘ li CHP’ dir. Sistem verimi ( AC – DC Dönüştürücü verimi dâhil ) : η el = 0.04911 * PLR 3 + 0.007991 * PLR 2 – 0.2849 * PLR + 0.5924 ( 134 ) Toplam Verim : ( Isı + Güç ) verimi. ( Isı + Güç ) için η top = 0.05* PLR + 0.9 = η ter + η elek = η elek ( 1+ r TE )’ den 0.05PLR + 0.9 rTE = -1 dir. ( 135 ) ηelk 105 Eğer PLR > 0.2 ise η el = 0.04911* PLR 3 + 0.007991 * PLR 2 – 0.2849 * PLR + 0.5924, Eğer PLR < 0.2 ise η el = 0.5 * 0.70 = 0.35 Alınır. Burada, Y.H. verimi çok düştüğü için çalıştırılmaz, aküler devreye girer. Akü devrede iken akü dolumu ve boşaltımı için Y.H. veriminin % 30 düştüğü kabul edilmektedir ( Güneş 2001 ). Bu nedenle; PLR < 0.2 altındaki η el verimi, % 50‘ nin ( PLR = 0.20’ deki sistem ver.) % 70’i yani % 35 alınmıştır. 4. ARAŞTIRMA SONUÇLARI ve TARTIŞMA 4. 1. Evsel Enerji Yüklerinin Analizi Isıtma Yükleri: Doğalgaz sektörünün şehirlerdeki gelişim süreçleri incelendiğinde şu sonuca varılmıştır. Kombi tüketimleri sıcak su ve ocak yüklerini de kapsadığı için ( gaz faturaları gaz tüketiminin tümünü kapsar ) ortalama tüketim değerleri diğer gazlı cihazlardan daha yüksek çıkmaktadır. Doğalgaz ile ısınmaya geçmeden önce soba ile ısıtılan evlerde dahi maddi olanaklar ölçüsünde kombi ile ısıtma tercih edilmektedir. Yani bireysel ısınma öncelikli bir tercihtir. Merkezi sistemle ( düşük sıcaklıklı kazan sistemleri v.b. ) ısıtılan apartman dairelerinin birçoğu kombiyle ısıtmayı seçmiştir ( Ek 1. Çizelge 4. ve 5. ). Dolayısı ile araştırmada bu evlere öncelik verilerek “şofben + ocak” yükleri bu abonelerin gaz faturalarından çıkarıldı ve sıcak su gereksinimleri ile ısınma gereksinimleri ayrı ayrı analiz edildi. Bu evlerin yapılan ankete göre ortak yapısal özellikleri, ailelerin enerji tüketim alışkanlıkları ve yapısı şu şekilde tespit edildi. Kombili evlerin; • Ortalama taban alanları: 115 m², 3 oda 1 salonu var, % 78’i çift camlı, % 18’i izolasyonludur. • Ortalama 3 yetişkin + 1 çocuk var, gündüz evde en az 1 yetişkin + 1 çocuk veya 1 yetişkin kalmaktadır. • Her evde çamaşır makinesi, % 50 sinde bulaşık makinesi var. • Yazın her gün, kışın 3 günde bir duş yapılıyor ( min. 15 – 20 dak. / kişi ). • Haftada ortalama 1.5 saat ütü, 1 saat elektrikli süpürge kullanılıyor. • Haftada ortalama 1.5 saat çamaşır makinesi, 1.5 saat bulaşık makinesi kullanılıyor günde en az 1 kez 30 dakika elde bulaşık yıkanıyor, fırın ortalama haftada 1 ya da 2 kez kullanılıyor. Her evde buzdolabı, TV, saç kurutma, müzik seti, radyo vb. bulunmaktadır. 107 Tüketim eğrisinin ortalama aylık dış sıcaklık eğrisini kestiği denge noktalarının analizinden kış mevsiminin başında ısınmanın günlük dış sıcaklık ortalamalarının 14 ˚C’ ye düşmesiyle başladığı ve mevsim sonunda ise 17 ˚C ye gelmesiyle son bulduğu tespit edildi. Dış hava sıcaklıklarının yıllık ortalaması 14.32 ˚C dir. Isıtma sezonunun sonundaki günlük ortalama dış sıcaklık sezon başındaki sıcaklıktan yüksektir. Bu hissedilen sıcaklık ve ısıtma etkileşimindendir. Günlük dış sıcaklık ortalamaları 14 ˚C’ ye düşene kadar ısınma ihtiyacının olmamasını yaz mevsimindeki güneş ışınımıyla dış duvarların, ev eşyaları v.b. malzemelerin depolayabildiği enerjinin ayrıca insan vücudunda depolanan enerjinin ve hissedilen sıcaklığın artışı açıklayabilir. Gaz tüketimi zamana bağlı olarak da değişmektedir ( şekil 4. 1., 4. 2. ve 4. 3 ). Bu nedenle tüketimin dolayısıyla ısınmanın matematiksel olarak hem zamana ve hem de dış sıcaklığa bağlı bir fonksiyonu olmalıdır. Sıcaklığın zamana bağlı bir ifadesi ve sıcaklığa bağlı bir tüketim denklemi istediğimiz sonucu verir. Isıtma gereksinimi grafiklere uydurulan denklemlerle ifade edilmiş ve bunun için boyutsuz gaz tüketimleri kullanılmıştır. Şekil 4. 1. 2000 – 2005 Dönemi Ortalama Gaz Tüketimi, Kombi 108 Şekil 4. 2. Karşılaştırmalı Ortalama Gaz Tüketimi Şekil 4. 3. Ortalama Gaz Tüketimleri (Yıllık) 109 Saatlik Tüketimler: Gece boyunca kombi termostatının 1. veya 2. kademeye ( düşük sıcaklık kademesine ) ayarlı kalması genel bir alışkanlıktır. Çünkü saatlik tüketim grafiklerine baktığımızda günün ortalama en soğuk saatleri olan 03:00 – 06:00 arası gaz tüketimi gündüz saatlerindeki ( ocak + sıcak su hazırlama saatleri ) tüketimlerden daha yüksek değildir ( Şekil 4. 4. ). Dış sıcaklıkla gaz tüketiminin ilişkisi değerlendirilirken kombinin sıcak su ürettiği dikkate alınmıştır. Çünkü gaz faturalarında sadece ısıtma yoktur. Kombi için gelen gaz faturalarının sıcak su + ocak tüketimlerini de yansıttığı düşünülürek şofben + ocak tüketimleri ( Şekil 4. 5. ) kombi faturalarından çıkartılmıştır. Şekil 4. 4. Kombi kullanımında saatlik gaz tüketimi ( iş günü ) 110 Şekil 4. 4. ( Devamı ) Saatlik Tüketim ( İş Günü ) Şekil 4. 4. ( Devamı ) Saatlik Tüketim ( İş Günü ) 111 Şekil 4. 4. ( Devamı ) Saatlik Tüketim (Tatil Günü) Ocak Tüketimleri: Ocak tüketimleri yapılan ölçümlerle tahminin edilmiştir. Bir abonenin ocak kullanım başlangıcı ve bitiminde gaz sayacı okunarak kahvaltı ve yemek zamanlarındaki ocak tüketimleri tespit edildi, ayrıca saatlik tüketimleri takip edilen ve kaydedilen başka bir abonenin ( Adres: Lefkoşa cad. ) grafiklerindeki tahmini kahvaltı ve yemek saatlerindeki kaydedilmiş tüketimler incelendi. Ölçümlerden ve anketten alınan sonuçlara göre tipik set üstü gazlı ocaklarda akşam yemeklerinde orta bek 1 saat, öğle yemeği için 1 ~ 1.5 saat ve kahvaltı için 30 dakika çalıştığı varsayılarak günlük toplam ocak tüketiminin 0.4- 0.5 m³ olduğu ve 30 günlük aylık gaz tüketimi için 12 – 15 m³ arasında olduğu tahmin edildi. 112 Bir aygaz marka set üstü ocağın Küçük bek : 0.105 m³/h Orta bek : 0.216 m³/h Büyük bek : 0.264 m³/h tutarında gaz harcadığı tespit edildi. Günlük ocak tüketimleri yaklaşık 0.40 ∼ 0.5 m³ * 30 gün kabul edilerek aylık ortalama 12 ∼ 15 m³, min. 10 ∼ 12 m³ olarak bulundu. Ocaklar yarım alev ile tam alev arasında bir konumda çalıştırılmaktadır. Bunun için maksimum ocak tüketimleri % 80 ile çarpıldı. Şekil 4. 5. Ortalama Gaz Tüketimi ( Şofben – Ocak ) Yıllara bağlı tüketimler çizelge 4. 3.’ de sunulmaktadır. Buradan en çok gaz tüketiminin kombi sonra soba + ocak, soba + şofben + ocak, merkezi sistem, şofben + ocak abonelerinde olduğu görülebilir. 113 . Çizelge 4. 1. Gaz Tüketimlerinin karşılaştırılması Aylık Yıllık Toplam Ortalama Tüketimlerin Sı Tüketim Tüketim Max. Min. Abone ra ( Ort. ) ( Ortalama ) Değeri Max. Tüketim Değer Min. Tüketim ( m³ ) ( m³ ) ( m³ ) Tarihi ( m³ ) Tarihi 1 Kombi 118.096 1354 325.815 29.02.2000 14.581 31.07.2004 2 Soba, Ocak 85.626 943.739 375.000 31.12.2004 11.400 30.06.2003 Soba, Şofben, 3 Ocak 74.967 861.672 218.950 31.01.2001 13.647 31.07.2004 * Merkezi 4 Sistem* 59.43 627.833 240.000 10.02.2005 5.000 01.11.2004 5 Şofben, Ocak 31.609 363.403 80 31.01.2000 5.000 31.08.2001 * Bu sitenin sıcak su üretmediği için yaz dönemi kapalı olup min. tüketim tarihi sonbahardaki ısıtma dönemine gelmiştir. Tüketim grafiği ve ortalama aylık sıcaklığın kesim noktaları tüketim fonksiyonunun denge noktaları olup ısıtmanın başladığı ve bittiği noktalar olarak değerlendirilmiştir. Isıtma başlangıcı ( şekil 4. 6. ) 14.46 ˚C, bitiş 17.38 ˚C dir. Ortalama aylık sıcaklıkların ortalaması 14.32 ˚C dir ve bu değerin altına inilince ısıtmanın başladığı görülmektedir. Bu nedenle Bursa ve aynı iklim özellikleri ( 2.Bölge ) içindeki illerde yapılacak ısıtma ve derece gün analizlerinin bu referans sıcaklığına göre yapılmasının doğru olacağı kanaatine varıldı. Günlük ortalama sıcaklıkların ısıtma mevsimi başında yüksek olması yaz dönemindeki enerji birikimi ve hissedilen sıcaklığın¹ yükselmesine bağlanmaktadır. _ 1-Hissedilen sıcaklık (Etkin Sıcaklık): ET* =to + W İm LR( pa– 0.5 pET* S Gerçek çevreye olan ısı kaybına eşit bir ısı kaybına neden olan %50 bağıl nemdeki ortamın sıcaklığıdır. pET* = ET* sıcaklığındaki doymuş buhar basıncı (kPa) , LR: Levis Oranı (16.5˚C/kPa) = he/ hc, hc: Taşınımla ısı transferi katsayısı W/m²K, he: Buharlaşma ile ısı transferi katsayısı W/m²kPa, İm: Buhar geçirgenlik indisi, gerçek durum için giysilerden buharlaşma ile ısı geçişinin duyulur ısı geçişine oranının LR ile karşılaştırılması. Pa: Çevre havası buhar basıncı (kPa) (ASHRAE Fizyolojik ilkeler ve ısıl Konfor 1997 ). 114 Şekil 4. 6. “ Gos “ Ortalama Günlük Ortalama Sıcaklık ( F2 i, Bsz ile beraber ) Isıtmanın başladığı tarih 314. gün bitişi 151. gün olarak görülmüştür. Isıtma başlangıcı yaklaşık 9 Kasım, ısıtma sonu yaklaşık 30 Nisan’ dır. Derece gün tablosuna bakıldığında kısa sürelerde de olsa Ekim ve Mayıs aylarında 1999 – 2003 arasında dış sıcaklıkların 14 ˚ C ‘nin altına inmiştir. Sıcak su yükü : Sıcak su yükleri ek 1. çizelge 7 ve çizelge 8’ de, günlük değişimi şekil 4. 7. ve saatlere bağlı değişimi ise 4. 8.’dedir. Soğutma Yükleri: İç enerji kazançları ile oluşan iç sıcaklıklar şekil 4. 9.’ ve şekil 4. 10.’dadır. Bölüm 3. 1. 1.’ de “ Soğutma Yükleri ” başlığı altında açıklanan yöntemle bulunan ve en fazla soğutma yükünün oluştuğu 29 Ağustos için tipik günlük soğutma yükü ise şekil 4. 11.’ dedir. Burada sadece iç kazançlardan kaynaklanan soğutma yükü ( saat 05:00, 09:00 arası ) dikkate alınmadı. İç ısı kazançları ile iletim ve havalandırma ısı kazançları birlikte değerlendirilerek toplam soğutma yükü bulundu. 115 Şekil 4. 7. Günlük Sıcak Su Tüketimi Şekil 4. 8. Saatlik Sıcak Su Tüketimi’nin Bağıl Dağılımı ( Kümülatif ) 116 Şekil 4. 9. İç enerji kazançlarıyla oluşan iç sıcaklıklar ( Soğutma Dönemi., Havalandırma kazancı yok ). Şekil 4. 10. İç Enerji Kazançlarıyla oluşan Günlük Ortalama İç ve Dış Sıcaklıkların Ortalaması ( Soğutma Dön., Havalandırma kazancı yok ) 117 Şekil 4. 11. Tipik Günlük Soğutma Yükü ( Bursa – ağustos ayı için ) 05:00 – 09:00 arası hariç.( Hesap dökümü Ek 1. Çizelge 9.’ dadır.) Aydınlatma ve Elektrikli Cihazlar İçin Elektrik Yükleri: Tedaş’a göre bir ailenin ortalama elektrik tüketimi ( yukarıda 3.1.1 de tanıtılan modele uygun ) günlük 5 kWh’ dır, 9 – 10 kWh’ lık günlük tüketimler ise ortalamanın üstü sayılmaktadır. Abonelerin 1999 yılındandan sonraki elektrik faturalarının grafiğe aktarımı ve analizlerinin sonucu aşağıdadır. • Hafta sonu, hafta içinden daha çok elektrik tüketilmektedir • Kış döneminde yaz döneminden daha çok elektrik tüketilmektedir • Geceleri gündüzden daha çok elektrik tüketilmektedir. Akıllı sayaç abonesi, klasik tip sayaç kullanan aboneden daha çok elektrik tüketmektedir. Çünkü saat 17:00 den sonraki tüketimler % 50 daha ucuza fiyatlandırılarak daha az yoğun tüketim olan saatler cazip hale getirilmektedir. Abonelerin aylık elektrik tüketimlerinin ortalaması Şekil 4. 12. ve 4. 13. ile çizelge 4. 2. ve çizelge 4. 3. de görülmektedir. 118 Anket sonucu bulaşık makinesi kullandıkları tespit edilmiş olan 1.gurup abonelerin en yüksek tüketimleri şubat ayında 145 ∼ 311 kWh arasında değişmekte, en düşük tüketimleri ağustos ve eylül aylarında 75 ∼ 162 kWh aralığında seyretmektedir. En yüksek ortalama tüketim şubat ayında 213.64 kWh, en düşük tüketim ise ağustos ayında 122.7 kWh olarak görülmektedir ( Çizelge 4. 2. ). Bu tüketimlere, soğutma yüklerinden kaynaklanan elektrik enerjisi dahil edilmemiştir. Çizelge 4. 2. Aylık elektrik tüketimleri ( kWh ) – Gurup 1 ( soğutma hariç) Aylar 1. Gurup’ taki aboneler [2003 / 3 / 11] 156 350 338 301 246 514 504 495 390 75 146 237 352 2003 / 4 / 4 111 209 194 193 138 126 140 104 183 81 149 215 101 2003 / 5 / 7 137 254 230 236 174 115 157 117 233 129 193 213 93 2003 / 6 / 5 104 172 144 162 152 73 119 91 153 127 112 183 79 2003 / 7 / 7 115 221 193 183 191 84 133 77 138 102 84 95 89 2003 / 8 / 6 111 178 102 173 164 69 139 73 161 91 143 2 70 2003 / 9 / 6 128 178 122 142 180 92 132 74 173 153 153 54 91 2003 / 10 / 6 113 188 134 169 173 81 134 70 179 113 148 172 84 2003 / 11 / 6 153 239 224 209 174 115 165 143 238 143 220 233 109 2003 / 12 / 6 130 252 269 224 207 133 158 167 223 117 243 207 113 2004 / 1 / 6 142 286 291 267 209 178 158 177 273 156 254 201 121 2004 / 2 / 6 149 311 285 229 222 155 220 188 309 145 256 191 146 2004 / 3 / 5 103 200 207 209 113 105 134 129 183 100 146 182 85 2004 / 4 / 6 129 226 230 253 150 133 162 177 247 123 195 159 117 2004 / 5 / 8 128 228 235 219 127 141 168 103 199 136 193 116 86 2004 / 6 / 6 60 165 165 190 95 104 134 95 197 130 175 119 77 2004 / 7 / 8 5 175 170 205 105 124 164 105 202 89 150 2 96 2004 / 8 / 6 0 170 173 209 98 105 143 81 216 131 169 2 94 2004 / 9 / 7 0 0 0 0 0 114 151 0 0 162 0 0 75 Aylık max. tüketimler ( kWh ) 215 254 183 221 178 180 188 239 269 291 311 209 253 235 197 205 216 162 Aylık min. tüketimler ( kWh ) 81 93 73 77 70 54 70 109 113 121 145 85 107 86 60 89 1 75 119 Çizelge 4. 3. Aylık elektrik tüketimleri ( kWh ) - Gurup 2. ( soğutma hariç) Aylar 2.Gurup’ taki aboneler 2003 / 4 / 146 175 94 189 163 88 148 135 109 90 130 148 198 178 130 81 142 4 2003 / 5 / 145 207 114 233 198 98 195 189 148 114 127 187 236 155 127 160 184 8 2003 / 6 / 122 181 84 162 131 122 110 144 135 105 124 130 125 151 124 115 136 6 2003 / 7 / 96 56 92 167 166 99 104 179 165 89 123 182 167 212 123 105 169 7 2003 / 8 71 19 97 59 162 120 33 173 158 97 126 160 202 133 126 99 173 / 7 2003 / 9 / 97 43 93 76 180 115 21 177 158 90 127 159 160 134 127 136 179 6 2003 / 10 125 154 96 192 159 117 86 172 129 97 115 168 176 152 115 108 146 / 7 2003 / 11 189 186 128 243 174 110 136 221 259 100 63 182 193 229 63 161 188 / 7 2003 / 12 169 226 136 255 217 172 218 217 47 111 158 190 342 199 158 105 172 / 6 2004 / 1 / 172 242 149 269 255 179 211 229 145 93 139 191 343 223 139 123 215 8 2004 / 2 / 0 280 155 264 265 208 224 225 175 107 110 208 197 264 110 76 238 11 2004 / 3 / 328 206 117 193 166 245 174 167 106 83 165 130 132 149 165 141 168 6 2004 / 4 145 194 122 255 225 111 192 219 139 90 152 154 151 191 152 257 164 / 8 2004 / 5 / 136 222 106 235 169 135 144 209 148 111 149 150 104 176 149 231 189 11 2004 / 6 / 113 181 106 199 169 139 130 195 138 92 168 158 85 155 168 103 158 8 2004 / 7 76 98 112 68 187 117 103 189 162 111 114 220 99 177 114 126 225 /12 2004 / 8 / 78 193 90 48 176 128 22 185 155 117 159 149 84 0 159 134 183 11 2004 / 9 / 116 156 0 0 211 100 47 180 0 114 107 0 98 340 107 0 203 12 2004 / 10 109 130 0 0 0 136 72 0 0 97 0 0 75 0 0 0 176 /21 2004 / 154 202 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 208 11/ 20 2004 / 12 147 207 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 179 /15 Aylık max. tüketimler ( kWh ) 198 236 181 212 202 180 192 259 342 343 280 328 255 235 199 225 193 340 136 208 207 Aylık min. tüketimler ( kWh ) 81 98 84 89 59 43 86 63 105 93 76 83 90 111 85 68 48 47 72 154 147 120 Diğer gurupta ( 2.gurup ) en yüksek tüketimler ocak ayında 93 ~ 343 kWh aralığında, en düşük tüketimler 43 ∼ 183 kWh aralığında değişmektedir. Abonelerin aylık en yüksek ortalama tüketim değeri şubat ayında 196.43 kWh, en düşük değer ağustos ve ekim aylarında sırasıyla 119 ve 113 kWh olarak tespit edilmiştir ( çizelge 4. 3. ). Bu durumda yıllık maksimum tüketimin ocak, şubat aylarında ve ortalama 340 kWh civarında olduğu, yıllık minimum tüketimin ağustos, eylül aylarında ve ortalama 140 kWh civarlarında olduğu kabul edilmiştir. Şekil 4. 12. Aylık Ortalama Elektrik Tüketimleri ( Gurup 1 ) 121 Şekil 4. 12.( Devamı ) Aylık ortalama elektrik tüketimleri ( Gurup 2 ) Şekil 4. 13. Aylık ortalama elektrik tüketimleri ( Akıllı Sayaç Aboneleri ) 122 Grafiklerden şu sonuçlar çıkarılmıştır; kış aylarında tüketim yaz aylarına göre yüksektir, maksimum tüketim şubat ayında olmaktadır ve 22:00 - 06:00 arası 06:00 - 17:00 arasındaki tüketimlerden biraz fazla görünmektedir, bu kombinin gece daha çok ısıtma yapmasından ve bu nedenle dolaşım pompasının daha çok çalışmasındandır ( gün ışığı nedeni ile gündüz saatlerinde ısıtma ihtiyacı geceye göre azalmaktadır ). Akşam saatlerinde tüm aile evde olduğu için 17:00 - 22:00 arası tüketim çoğalmaktadır. Ayrıca fiyat tarifesindeki ucuzluk nedeni ile pik kullanımlar geceye kaydırılmaktadır. Kış döneminde gün kısalığı nedeni ile toplam günlük aydınlatma süresi daha uzun olmakta ve aydınlatma yükleri artmaktadır. Çamaşır makinesi, bulaşık makinesi vb. su ısıtan elektrikli cihazlar şebeke suyunun kış aylarındaki ortalama sıcaklığının düşük olması nedeni ile daha çok ısı enerjisi ve elektrik kullanırlar ( elektrikle üretilen sıcak su ek 1. çizelge 6. dadır ). Saatlik elektrik tüketimlerinin tahmini çizelge 4. 5. ve şekil 4. 14. ’ tedir. Şekil 4. 14. Aylara göre Saatlik Elektrik Tüketimleri 123 Bu nedenle, elektrik tüketimindeki kış yaz salınımı su sıcaklığına bağlantılı olmaktadır. Tüm bunlara rağmen bu bir tahmindir, hafta sonu, hafta içi değişimi de göz önünde tutulmakla bu grafik iyileştirilebilir, geliştirilebilir. Tüketici alışkanlıklarının ailenin sosyal yapısına göre de değişebileceği düşünülecek olursa yapılan tahminin iyi bir değerlendirmedir. Akıllı sayaç abonelerinin, sayaç okuma programları ile son 6 ay içinde her ay 15 dakika süre ile çektiği maksimum güç kaydedilmiş olup ( çizelge 4. 4 ), pik elektrik tüketimleri grafiğe aktarılmıştır ( şekil 4. 15. ). Bu grafikte, çekilen en yüksek gücün 4.61 kW olduğu görülmektedir. Bu yük 20 / 12 / 2004 de 15:52 de kaydedilmiştir, buna en yakın diğer pik yük 4.570 kW, 19 / 12 / 2004 de 22:36 da kaydedilmiştir. Pik çekim saatleri gece ve gündüz saatleri arasında özellikle 14:00 – 18:00 ve 20:00 – 24:00 arasında değişmektedir. Bu noktada ailelerin pik tüketim saatlerinin alışkanlıklarına bağlı olarak değiştiği tahmin edilmektedir.. Çizelge 4. 4. Pik Elektrik Yükleri Bazı akıllı sayaç abonelerinin tespit edilen anlık ( 15 dak.) pik elektrik yükleri ( kW ) 2004 / 12 2.61 4.61 3.00 2.36 3.73 4.57 3.64 3.16 3.13 2005 / 01 2.73 3.19 3.03 2.47 3.23 2.98 3.23 3.77 2.56 2005 / 02 2.75 3.21 3.43 2.26 3.50 3.35 2.56 4.30 3.68 2005 / 03 2.95 3.65 3.03 2.39 3.46 3.13 2.98 4.02 3.47 2005 / 04 3.38 2.68 2.65 2.25 3.33 2.85 2.49 3.27 3.16 2005 / 05 2.85 3.17 3.37 2.23 3.47 2.91 3.07 3.04 2.71 2005 / 06 2.58 3.25 2.42 2.24 2.51 2.56 3.37 2.25 2.71 2005 / 07 2.89 2.74 1.67 2.14 3.53 4.46 3.46 2.33 2.77 2005 / 08 2.67 3.00 0.99 2.08 2.87 3.78 4.16 2.09 2.89 2005 / 09 2.79 3.49 2.49 0.88 2.90 2.57 3.19 2.77 2.47 2005 / 10 2.64 3.03 3.29 2.25 3.42 4.46 2.68 3.77 3.94 2005 / 11 2.85 3.26 2.73 2.59 3.83 4.24 2.82 3.81 3.12 2005 / 12 2.94 3.68 5.06 0.53 3.00 3.86 3.28 3.34 3.42 Aylık ortalamaların maximum’ ları ( kW ) 4.61 3.77 4.30 4.02 3.38 3.47 3.37 4.46 4.16 3.49 4.46 4.24 5.06 Aylık ortalamaların minimum’ ları ( kW ) 2.36 2.47 2.26 2.39 2.25 2.23 2.24 1.67 0.99 0.88 2.25 2.59 0.53 124 Şekil 4. 15. Aylık Pik Elektrik Yükleri 125 Çizelge 4. 5. Saatlik Elektrik Tüketim Tahminleri Saat Saatlik Elektrik Tüketim Tahminleri ( Wh ) Oc. Şub. Mart Nis. May. Haz. Tem. Ağus. Eyl. Ek. Kas. Ara. 01 325.72 343.01 286.79 259.55 208.8 263.89 275.54 149.64 235.69 270.83 255.65 284.07 02 325.72 343.01 286.79 259.55 208.8 263.89 275.54 149.64 235.69 270.83 255.65 284.07 03 325.72 343.01 286.79 259.55 208.8 263.89 275.54 149.64 235.69 270.83 255.65 284.07 04 325.72 343.01 286.79 259.55 208.8 263.89 275.54 149.64 235.69 270.83 255.65 284.07 05 325.72 343.01 286.79 259.55 208.8 263.89 275.54 149.64 235.69 270.83 255.65 284.07 06 306.87 339.17 285.71 266.27 209.73 263.89 275.54 154.45 246.17 298.29 271.14 274.89 07 309.14 329.41 282.01 260.86 204.9 245.45 255.13 154.45 246.17 297.98 272.66 275.81 08 309.14 329.41 282.01 260.86 204.9 245.45 255.13 154.45 246.17 297.98 272.66 275.81 09 309.14 329.41 282.01 260.86 204.9 245.45 255.13 154.45 246.17 297.98 272.66 275.81 10 309.14 329.41 282.01 260.86 204.9 245.45 255.13 154.45 246.17 297.98 272.66 275.81 11 309.14 329.41 282.01 260.86 204.9 245.45 255.13 154.45 246.17 297.98 272.66 275.81 12 309.14 329.41 282.01 260.86 204.9 245.45 255.13 154.45 246.17 297.98 272.66 275.81 13 309.14 329.41 282.01 260.86 204.9 245.45 255.13 154.45 246.17 297.98 272.66 275.81 14 309.14 329.41 282.01 260.86 204.9 245.45 255.13 154.45 246.17 297.98 272.66 275.81 15 309.14 329.41 282.01 260.86 204.9 245.45 255.13 154.45 246.17 297.98 272.66 275.81 16 309.14 329.41 282.01 260.86 204.9 245.45 255.13 154.45 246.17 297.98 272.66 275.81 17 426.94 454.49 379.03 324.62 274.03 245.45 255.13 197.85 334.61 391.14 380.56 275.81 18 435.52 480.65 394.09 335 283.87 271.11 303.23 197.85 334.61 399.64 386.24 410.97 19 435.52 480.65 394.09 335 283.87 271.11 303.23 197.85 334.61 399.64 386.24 410.97 20 435.52 480.65 394.09 335 283.87 271.11 303.23 197.85 334.61 39964 386.24 410.97 21 435.52 480.65 394.09 335 283.87 271.11 303.23 197.85 334.61 399.64 386.24 410.97 22 336.57 359.41 298.15 264.51 213.81 271.11 303.23 149.64 235.69 279.03 628.4 291.41 23 325.72 343.01 286.79 259.55 208.8 263.89 275.54 149.64 235.69 270.83 255.65 284.07 24 325.72 34.301 286.79 259.55 208.8 263.89 275.54 149.64 235.69 270.83 255.65 284.07 Her Ay için Günlük Ortalama Elektrik Tüketim Tahmini ( Wh ) 253.7 245.58 228.37 198.62 165.65 185 202.33 120.44 187.99 230.72 209.27 228.2 126 4. 2. Toplam Enerji Sisteminin Analizi 4. 2. 1. Yakıt Hücresi ve Isı Deposu’ nun Analizi Şekil 4. 16. İncelendiğinde, Y. H. kapasitesinin sabit kalması halinde depo hacmi arttıkça termal enerji kullanım oranının azaldığı görülmektedir. Depo hacmi iki misli artsa bile ( 350 lt - 750 lt ) bütün Y. H. kapasiteleri için termal enerji kullanımı sadece % 4 – 5 arasında azalmaktadır ( % 68 - % 72, çizelge 4. 6 ). Bu, büyüyen depo hacmi ile daha çok enerjinin depolanmasına karşın talebin aynı kalmasındandır. Depo hacimleri arttıkça depodan çevreye kaybolan ısı da artmaktadır ( şekil 4.19 ) . Y. H. Kapasitesi arttıkça termal çıktılar azalmakta ( şekil 4. 17 ), elektriksel çıktılar çok az olmakla birlikte artmaktadır ( şekil 4. 27 ). Çünkü r TE diyagramı ( şekil 3. 20 ) incelendiğinde r TE ‘ nin ( termal / elektrik ) kısmi yük oranı ile birlikte arttığı açıkça görülmektedir. Aynı elektriksel yükler için, Y. H. kapasitesi artışıyla kısmi yük oranları ( yük / Y. H. kapasitesi ) azalacağından termal / elektrik oranları da azalacaktır, r TE ‘ nin azalması termal çıktıların azalmasına neden olacaktır. Bu nedenle aynı yük talepleri için Y. H. kapasiteleri ve termal çıktılar ters orantılı gelişmektedir. Bu durum, şekil 4. 22. ile 4. 17. den ve yıllık yük grafiklerinden ( şekil 4. 34 ) görülebilmektedir. Dolayısıyla evin termal ısıtması da azalmaktadır ( Şekil 4. 20 ). Farklı depo hacimleri için termal çıktılar ( Q YH ) çok fazla değişmektedir ( yıllık 250 – 350 kWh arasında ). Depo hacimleri ile Y. H. kapasiteleri değişmiş olsa bile termal olarak sıcak su üretimi hemen hemen aynı seviyededir ( şekil 4. 17. ). Çünkü depodaki sıcak su eşanjörü vasıtası ile soğuk suya ısı transferini sağlayan depo içi sıcaklık seviyesi bütün yıl için ortalama 65 o ile 73 o C’ ler arasında kalmakta ve önemli farklılıklar göstermemektedir. Bu nedenle, hızla ısınabilen küçük depoların sıcak su hazırlama ve termal ev ısıtması yüklerine hızla cevap verebileceği, büyük depolu ve yüksek Y. H. kapasiteli sistemlerin ise daha çok elektriksel olarak karşılık vereceği ortaya çıkar. Büyük depo hacmi ve Y.H. kapasitelerinde elektrikle su ısıtma ve yedek ısıtıcının devreye girişi artmaktadır ( şekil 4.23 ve şekil 4.25 ). 127 Elektriksel sıcak su hazırlama 51 kWh‘ den 196 kWh‘ e kadar değişmektedir ( çizelge 4. 7 ). Ev ısıtması için yedek elektrikli ısıtma 88 kW h ‘ den 176 kW h ‘ e kadar geniş bir aralık yaratmaktadır ( şekil 4. 26 ). Yüksek Y. H. kapasitelerinde, termal enerji kullanımının azalmasıyla birlikte termal olarak karşılanabilecek sıcak su ısıtma ve evsel ısıtma yüklerinin elektriksel olarak karşılanması, bunun en önemli nedenlerinden birisidir. Termal enerji kullanımı TES’ in büyüklüğü ile önemli oranda etkilenmez, termal enerjinin % 69 ‘ undan fazlası kullanılabilmektedir ( şekil 4. 23 ). En yüksek termal enerji kullanımı 325 lt‘ lik depoyla elde edilmektedir. 4 kW‘ lık PEMFC 325lt‘ lik bir depoyla termal enerjinin % 79‘ unu kullanabilmektedir ve bu tankla daha az yakıt enerjisine ihtiyaç duyulmaktadır ( 21373 kWh, çizelge 4. 7 ve şekil 4. 28 ). Bu nedenle, 4 kW Y. H. kapasitesi ve 325 lt ‘ lik bir depo hacmi en uygun sistem olarak kabul edilmiştir. Daha küçük bir depo ile çalışmak ancak saatlik sıcak su kullanımını azaltmakla mümkün olmaktadır. Örneğin 300 lt depo hacmi için 20.16 lt / h sıcak su debisi aşılmamalıdır ya da T SIC, 62 o max C ‘ yi geçmemelidir. Bu limit sıcaklık için soğuk şebeke suyunun minimum sıcaklığı 15.56 o C olmalıdır. Çünkü sistem öncelikle sıcak su talebi için çalışmaktadır, bu talebi karşılarken gelen pik bir ısıtma yükü için ısı pompası yetersiz kalırsa sistem elektrikli yedek ısıtıcıyı devreye sokacaktır, Y. H. aşırı yüklenecek ve termal enerji çıktısı artacaktır. Bu enerji depoya transfer edildiğinde limit sıcaklık TYH,X 72 o C‘ yi geçer ve Y.H. gurubu da artık soğutulamaz, bu durumda sistemin termal dengesi bozulur, aşırı elektrik talebine cevap veremeyen Y.H. kapasitesinin arttırılması gerekir. Nitekim sistemin tasarımında depo limit sıcaklığı 72 o C olarak belirlenmiştir. Bu sıcaklığın üzerindeki sıcaklıklarda depo ve Y.H.’ nin soğutucu eşanjörü arasında dolaşan soğutucu suyun kütlesel debisi maksimumdur ve daha fazla soğutma yapamamaktadır. Bu nedenle simülasyon modeli 4 kw – 300 lt kombinasyonunda PLR ( kısmi yük oranı ) > 1 ikazıyla çalışmayı durdurur, ancak maksimum sıcak su talebi 20,16 lt / h’ e düşürülürse çalıştırılabilmektedir. Bu özel durum için sonuçlar çizelge 4. 6 ve 4. 7’ de m SIC, max = 56.45 * 10 - 4 kg / sn satırında gösterilmektedir. 128 T DL < T YH,X ve T DL > T SIC,max ( Denklem 11 bölüm 3. 2. 2 ) şartları sağlandıkça farklı depo hacmi ve Y. H. kapasitesi kombinasyonları yaratılabilir. İşletme analizindeki denklem 10’a göre; ( bölüm 3. 2. 2 ) T DL artarken depo hacmi azalması gerekmektedir, bu kısıtlara göre depo’nun 325 lt olması Bursa iklim şartlarına uygundur. Daha küçük depolar, gelebilecek pik bir sıcak su talebini elektriksel olarak sağlayacak ve elektrik tüketiminin artmasına neden olacaktır. Yukarıda değinilen karmaşalar nedeniyle simülasyon programı 250 lt – 300 lt‘ lik depolarda 4.5 kW ve 6 kW Y.H. kapasitelerinde “ PLR > 1 Y. H. kapasitesi arttırılmalı “ ikazı ile çalışmasını durdurmaktadır. 300 lt‘ lik Depo ancak 8 kW ve 9.85 kW Y. H. ile çalışabilmektedir. Bu aşırı yüklenme durumları için akülü hibrid sistemler tasarlanabilir ve sonuç olumludur. Yukarıda değinilen gerekçelerle ( şekil 3.17 ), Y. H.’ ni soğutmak için hava soğutmalı eşanjörle çevreye atılması gereken ısı Y. H. kapasitesinin artmasıyla düşmektedir ( şekil 4.18 ). Burada depo kapasitesi arttıkça çevreye atılan ısının azaldığı da görülebilmektedir ( çünkü depo hacmi büyüdükçe ısı depolama kabiliyeti artıyor ). Ev ısıtmasında, ısı pompası çalışırken depodaki termal enerji tamamen kullanılıyor demektir. Bu aşamada termal depolama yapılmıyor ve üretilen termal enerji sıcak su veya ev ısıtması için kullanılıyor demektir. Yaz sezonunda ise ısı pompası soğutma için çalışırken Y. H. gurubu elektrik taleplerini karşılamakta, açığa çıkan termal enerjiyi depolamaya da gerek kalmamaktadır. Ancak sıcak su hazırlamak amacıyla bu enerji depolanır, fakat yaz koşullarında şebeke suyunun sıcaklığı da yüksek olduğundan sıcak su yükü çok fazla olmaz. Bu durumlarda fazla termal enerjinin Y.H.’ni soğutabilmek için hava soğutmalı eşanjörle atılması gerekir. Mevsime bağlı olan bu durumu ve kullanımı azalan termal enerjiyi PEMFC ve SOFC ‘ li TES için şekil 4. 29. ve 4. 30.‘ da görebiliriz. 129 Çizelge 4. 6. Farklı Depo Hacimleri ve Y.H. Kapasitelerinde TES’in Termal Yükleri ( PEMFC için – Yıllık ) Y.H. Kap Depo Termal Termal Çevreye Depodan Y.H. Enerji TES Yak. (kW) Hacmi Ev ısıt. su ıs. Atılan kaybolan ter.çık. Kullan. Top.ver Kul ver V D Q TI QDO ısı,QÇ ısı, QK QYH % si η cog (Lt) (kWh) (kWh) (kWh) ( kWh ) kWh (QT+QDO) /QYH 4 325 2191.4 2681.3 858 924.8 6655 79.22 0.7029 0.6195 350 2177.4 2680.3 841 962.1 6660.0 72.94 0.70289 0.6172 378 2131.2 2673.5 807.1 1041.5 6679.9 71.92 400 2148.7 2678.4 807.1 1037.1 6670.6 72.36 0.70289 0.6168 450 2119.7 2676.4 773.4 1112.6 6681.2 71.77 0.70287 0.6149 750 1975.6 2667.2 609.6 1482.9 6734.5 68.94 0.70279 0.6059 325 2079.7 2666.2 761.6 902.5 6429 73.82 0.69419 0.6165 5 350 2075.9 2679.3 817.6 961.8 6534.2 72.77 0.6979 0.6149 400 2047.0 2677.3 783.7 1036.8 6544.3 72.18 0.6980 0.6132 450 2017.7 2675.2 749.8 1112.4 6554.6 71.59 0.6980 0.6114 750 1841.0 2660.5 557.5 1561.2 6619.5 68 0.69871 0.6009 325 1994.1 2631.8 652 871 6148 75.24 0.6724 0.6026 350 2007.5 2668.8 784.0 945.6 6405.5 73 0.6836 0.60417 6 400 1978.5 2666.8 750.6 1020.4 6415.9 72.40 0.6837 0.60246 450 1949.1 2664.8 717.3 1095.8 6426.6 71.79 0.6838 0.6007 750 1772.3 2649.1 536.3 1539.0 6496.3 68.06 0.68456 0.5903 300 1943.0 2621.3 652.9 829.5 6026.6 75.48 - 325 lt 8 325 1900.2 2582.9 623 841.9 5948 75.37 0.6566 0.59059 350 1913.3 2619.3 622.0 899.5 6054.0 74.87 0.6617 0.5928 400 1884.0 2617.0 592.4 969.9 6063.0 74.23 0.66158 0.5910 450 1854.6 2614.6 563.4 1040.5 6073.0 73.59 0.66166 0.5893 750 1681.4 2596.3 399.8 1463.7 6140.9 69.66 0.66245 0.5791 300 1841.6 2535.8 617.4 796.1 5813.6 75.29 325 1844.4 2538.9 606 819.2 5808 75.47 0.6425 0.5793 9.85 350 1829.6 2538.7 591.2 852.9 5812.5 75.15 0.6424 0.5784 400 1831.8 2583.4 576.8 947.5 5939.5 74.33 0.64818 0.58041 450 1802.5 2581.7 547.8 1017.4 5949.3 73.69 0.6482 0.5787 750 1631.2 2561.5 385.5 1429.4 6007.4 69.79 0.6483 0.5685 4.50 300 2341.0 2659.0 856.5 821 6696.5 74.66 (msıcmax)= 56.45*10-4 kg/sn 130 Şekil 4. 16. Farklı Isı Deposu ve Yakıt Hücresi Kapasitelerinde Termal Yük ( QYH ) ( PEMFC için –Yıllık ) Şekil 4. 17. Farklı Isı Deposu ve Yakıt Hücresi Kapasitelerinde Termal Sıcak su Isıtma ( PEMFC - Yıllık ) 131 Şekil 4. 18. Farklı Isı Deposu ve Yakıt Hücresi Kapasitelerinde Çevreye Atılan Isı ( PEMFC – Yıllık ) Şekil 4. 19. Farklı Isı Deposu ve Yakıt Hücresi Kapasitelerinde Depodaki Kayıp Isı ( PEMFC - Yıllık ) 132 Şekil 4. 20. Farklı Isı Deposu ve Yakıt Hücresi Kapasitelerinde Termal Ev Isıtması ( PEMFC – Yıllık ) Şekil 4. 21. Farklı Isı Deposu Kapasitelerinde Yakıt Hücresi Kapasitesi ve TES Toplam Verimi arasındaki İlişki 133 Şekil 4. 22. Farklı Isı Deposu ve Yakıt Hücresi Kapasitelerinde Termal Enerji kullanımı 134 Çizelge 4. 7.Farklı Depo Hacimleri ve Y.H. Kapasitelerinde TES’in Elektriksel Yükleri ( PEMFC için – Yıllık ) Y.H. Kap. Depo ELA EKL EF EDO EIP EYED EDEF EYH YYH Depo ( kW ) Hacmi kWh kWh kWh kWh kWh kWh kWh kWh kWh Fiyatı Lt Euro 325 2455.9 1167.5 1076.9 51.3 3383.1 88.4 145.8 8368.8 21373 458 350 2455.9 1167.5 1076.8 52.2 3387.4 88.7 145.9 8374.5 21389.3 496 4 kW 400 2455.9 1167.5 1076.8 54.1 3396.3 89.4 146.0 8386.1 21421.1 534 450 2455.9 1167.5 1076.8 56.2 3405.2 90.2 146.2 8398.1 21453.8 572 750 2455.9 1167.5 1076.8 65.3 3449.9 93.9 147.1 8456.5 21615.1 802 325 2455.9 1167.5 1076.8 66.3 3410.5 117.2 147 8441.3 21421 458 350 2455.9 1167.5 1076.8 53.2 3411.7 117.6 147.1 8429.9 21438.8 496 5 kW 400 2455.9 1167.5 1076.8 55.2 3420.6 118.5 147.3 8441.8 21469.9 534 450 2455.9 1167.5 1076.8 57.3 3429.6 119.4 147.5 8454.1 21501.4 572 750 2455.9 1167.5 1076.8 72.1 3483.9 125.6 148.6 8530.5 21682.7 802 325 2455.9 1167.5 1076.8 100.8 3432.5 134 147.8 8515.4 21806 458 350 2455.9 1167.5 1076.8 63.8 3428.6 134.5 147.8 8475 21766.7 496 6 kW 400 2455.9 1167.5 1076.8 65.7 3437.6 135.5 148 8487 21796.8 534 450 2455.9 1167.5 1076.8 67.8 3446.6 136.5 148.2 8499.3 21826.2 572 750 2455.9 1167.5 1076.8 83.5 3500.6 143.6 149.4 8577.3 22019.3 802 300 2455.9 1167.5 1076.8 11.3 3442.9 154.3 148.4 8557.1 22068.8 458 325 2455.9 1167.5 1076.8 149.6 3456.4 153.9 148.5 8605.7 22167 458 8 kW 350 2455.9 1167.5 1076.8 113.2 3452.5 154.4 148.6 8568.9 22098.9 496 400 2455.9 1167.5 1076.8 115.6 3461.4 155.5 148.8 8581.5 22135.5 534 450 2455.9 1167.5 1076.8 117.9 3470.4 156.6 149 8594.1 22167 572 750 2455.9 1167.5 1076.8 136.2 3523.4 164.8 150.2 8674.9 22365.1 802 300 2455.9 1167.5 1076.8 196.7 3471.7 164.5 148.9 8682.1 22556.6 458 325 2455.9 1167.5 1076.8 195.7 3470.7 164.8 149 8678.4 22546.1 458 9.85 kW 350 2455.9 1167.5 1076.8 193.9 3475.2 165.4 149.1 8683.8 22564 496 400 2455.9 1167.5 1076.8 149.1 3474.6 166.3 149.1 8639.5 22492.1 534 450 2455.9 1167.5 1076.8 150.9 3483.6 167.5 149.3 8651.6 22525 572 750 2455.9 1167.5 1076.8 171.1 3536 176.4 150.6 8734.3 22736.6 802 4.450 kW 325 2455.9 1167.5 1076.8 73.6 3546.4 87.8 144.7 8552.7 21748.2 458 msıcmax : 350 2455.9 1167.5 1076.8 0.0056458 400 2455.9 1167.5 1076.8 Kg/sn 450 2455.9 1167.5 1076.8 750 2455.9 1167.5 1076.8 4 kW 378 lt 2455.9 1167.5 1076.8 59 3401.8 89.6 146 8396.7 21450.1 500 135 Şekil 4. 23. Farklı Isı Deposu ve Yakıt Hücresi Kapasitelerinde Elektriksel Sıcak su Isıtma ( PEMFC - Yıllık ) Şekil 4. 24. Farklı Isı Deposu ve Yakıt Hücresi Kapasitelerinde Isı Pompası Kompresörünün çektiği Elektriksel Güç ( PEMFC - Yıllık ) 136 Şekil 4. 25 Farklı Isı Deposu ve Yakıt Hücresi Kapasitelerinde Yedek Elektrikli Isıtma ( PEMFC - Yıllık ) Şekil 4. 26. Farklı Isı Deposu ve Yakıt Hücresi Kapasitelerinde Isı Pompasının Elektrikli Defrost Yükleri ( PEMFC - Yıllık ) 137 Şekil 4. 27. Farklı Isı Deposu ve Yakıt Hücresi Kapasitelerinde Y.H. Elektrik Yükü ( PEMFC - Yıllık ) Şekil 4. 28. Farklı Isı Deposu ve Yakıt Hücresi Kapasitelerinde Yakıt ( Enerjisi ) Yükü ( PEMFC - Yıllık ) 138 Çizelge 4. 8. Aylara göre TES’in Elektriksel Yükleri ( 4 kW PEMFC + 325 lt Depo ) Aylar Ela EKL EF EDO EIP EYED EDEF EYH YYH kWh kWh kWh kWh kWh kWh kWh kWh kWh Ocak 253.8 0 217.45 8.137 783.25 13.141 39.838 1315.5 3433.8 Şubat 245.76 0 197.46 7.927 694.94 73.551 53.995 1273.8 3426.4 Mart 228.38 0 139.62 13.214 556.61 1.683 21.893 961.36 2451.1 Nisan 198.73 0 75.957 10.715 315.46 0 6.838 607.5 1511.1 Mayıs 165.81 0 30.956 3.408 141.82 0 0 341.87 847.42 Haziran 184.87 214.26 33.885 0 0 0 0 433.11 1081.6 Temmuz 175.03 271.63 42.908 0 0 0 0 489.45 1225.4 Ağustos 120.49 449.97 70.184 0 0 0 0 640.61 1636.9 Eylül 188.11 144.37 21.779 0.046 0 0 0 354.01 884.62 Ekim 230.78 51.757 21.517 7.818 57.995 0 0 369.7 923.56 Kasım 209.46 0 90.313 0 342.79 0 12.355 654.71 1634.2 Aralık 227.97 0 129.7 0 490.25 0 10.846 858.68 2147 Çizelge 4. 9. Aylara göre TES’in Termal Yükleri ( 4 kW PEMFC + 325 lt Depo ) Aylar QYH QÇ QIS QTI QIP QYED QDO QK kWh kWh kWh kWh kWh kWh kWh kWh Ocak 1094.2 0 2943.6 578.51 2351.9 13.141 435.61 80.527 Şubat 1116.8 0 2683.9 608.54 2001.8 73.551 483.44 70.201 Mart 767.68 0 1946.4 249.66 1695 1.683 444.47 73.916 Nisan 464.98 0 1143.6 117.97 1025.7 0 278.98 68.211 Mayıs 256.54 0 545.51 57.287 488.25 0 130.09 72.698 Haziran 330.93 154.97 0 0 0 0 90.54 81.557 Temmuz 377.4 240.51 0 0 0 0 62.204 74.605 Ağustos 474.86 308.75 0 0 0 0 80.836 85.263 Eylül 269.18 88.391 0 0 0 0 105.42 76.727 Ekim 280.79 34.526 226.67 38.338 188.32 0 139.55 67.41 Kasım 504.02 0 1315.3 244.4 1071 0 179.68 80.158 Aralık 665.24 0 1829.7 296.73 1533 0 285.74 83.04 139 Çizelge 4.10 Aylara göre TES’in Elektriksel Yükleri (4 kW SOFC + 325 lt Depo) Aylar Ela EKL EF EDO EIP EYED EDEF EYH YYH kWh kWh kWh kWh kWh kWh kWh kWh kWh Ocak 253.8 0 217.45 14.354 736.7 1.181 36.295 1259.7 2398.8 Şubat 245.76 0 197.46 19.782 667.32 9.864 51.546 1191.8 2361.4 Mart 228.38 0 139.62 0 535.74 0.175 20.238 958.24 1798.3 Nisan 198.73 0 75.957 0 318.33 0 6.651 654.84 1264.9 Mayıs 165.81 0 30.956 43.513 155.91 0 0 396.03 854.18 Haziran 184.87 214.26 33.885 13.484 0 0 0 446.59 900.6 Temmuz 202.24 307.17 48.532 0.129 0 0 0 557.93 1083.8 Ağustos 120.49 449.97 70.184 0 0 0 0 640.61 1205.6 Eylül 188.11 144.37 21.779 33.56 0 0 0 387.61 815 Ekim 230.78 51.757 21.517 88.046 61.213 0 0 453.12 1008 Kasım 209.46 0 90.313 16.622 350.36 0 11.939 678.48 1292.7 Aralık 227.97 0 129.7 8.989 486.35 0 10.4 863.31 1561.2 Çizelge 4. 11. Aylara göre TES’in Termal Yükleri ( 4 kW SOFC+ 325 lt Depo ) Aylar QYH QÇ Q IS QTI QIP QYED QDO QK kWh kWh kWh kWh kWh kWh kWh kWh Ocak 1233.9 0 2943.6 726.32 2216.1 1.181 429.39 79.045 Şubat 1244 0 2683.9 750.82 1923.2 9.864 426.58 67.387 Mart 802.24 0 1946.4 311.13 1635.1 0.175 423.57 68.691 Nisan 392.5 0 1143.6 107.23 1036.4 0 234.33 51.6 Mayıs 126.82 0 545.51 10.069 535.44 0 89.992 41.571 Haziran 231.85 79.314 0 0 0 0 77.052 61.456 Temmuz 349.64 197.34 0 0 0 0 71.77 80.746 Ağustos 453.29 288.17 0 0 0 0 80.836 83.522 Eylül 160.69 50.652 0 0 0 0 71.962 46.605 Ekim 139.65 20.892 226.67 27.535 199.13 0 59.306 26.387 Kasım 446.21 0 1315.3 216.39 1099 0 163.07 64.26 Aralık 659.67 0 1829.7 306.38 1523.3 0 276.76 75.463 140 Şekil 4. 29. Isı Deposunda Aylık Termal Denge ( PEMFC ile ) 4 kW – 325 lt Şekil 4. 30. Isı Deposunda Aylık Termal Denge ( SOFC ile ) 4 kW – 325 lt 141 Yukarıdaki şekil 4. 29. ve 4. 30’dan ısı deposunun kış aylarındaki termal kapasite kullanımı açık bir şekilde görülebilmektedir. Yaz döneminde depodan kaybolan ısının termal sıcak su ısıtma yüküne eşit olduğu açıkça görülebilmektedir. Buna göre ısı deposu kullanımının soğuk iklimler için daha verimli olacağı bellidir. Depodan kaybolan ısının her ay hemen hemen eşit görünmesi deponun çevresindeki sıcaklığın değişmez olduğu kabulünden ileri gelmektedir. Aslında kış döneminde bu kayıplar daha fazladır. Yine, kış döneminin sonlarında termal olarak sıcak su hazırlama yükü termal ev ısıtma yüküyle eşit hale gelmektedir. Buradaki önceliğin sıcak suda olması nedeniyle kalan termal ısının ev ısıtması için kullanılacağı, yetmiyorsa ısıtma talebinin ısı pompası ve yedek elektrikli ısıtıcı ile takviye edileceği unutulmamalıdır. PEMFC ile SOFC‘ li TES’ in karşılaştırılması: Çizelge 4. 12’den SOFC’ in elektrikli ev ısıtması için güç sarfiyatı PEMFC’ den 4 kW için % 4.53 daha az, 5 kW’da %2 daha az, elektrikli su ısıtma yükü PEMFC’den 4 kW’da 5.39 kat fazla, 5 kW’da ise 5.72 kat fazladır. Toplam elektrik üretimi ( E YH ) 4 kW’ da % 1.43, 5 kW’da ise % 3.62 daha fazla, termal su ısıtma yükü 4 kW’da % 11.5 , 5 kW’da % 16.60 daha azdır. Atılan ısı ise 4 kW’ da % 25.87 daha az, 5 kW’da ise % 45 daha azdır. Depodan kaybolan ısı 4 kW’da % 19 daha az, 5 kW’da % 24 daha azdır. Toplam ısı üretimi 4 kW’da % 6.2 az, 5 kW’da % 14.8 daha azdır. Yakıt ihtiyacı ise 4 kW’da % 22.5 daha az, 5 kW’da ise % 20.13 daha azdır. Toplam verimi 4 kW’da % 26 fazla, 5 kW’da % 20 fazladır. Yakıt kullanma verimi 4 kW’da % 29.5, 5 kW’da % 24.59 fazladır. SOFC Yüksek sıcaklıklarda daha verimlidir ve CHP için daha uygundur. Termal ve elektriksel yükleri daha iyi karşılamaktadır ( Q TI ve E YH daha yüksek.). 142 Çizelge 4. 12. PEMFC ve SOFC’li CHP Sisteminin Yıllık Elektrik ve Termal Enerji Kullanımlarının Karşılaştırılması – 325 Lt.lik Isı Deposu ile - ( Isı pompası SEER = 12 ) 325 lt depolu CHP 4kw 4 kw 5 kw 5 kw sofc pemfc sofc pemfc Aydınlatmalar, cihazlar ve fan ELA+EF(kWh) 3532.7 3532.7 3532.7 3532.7 Soğutma,Eklima ( kw h ) 1167.5 1167.5 1167.5 1167.5 Elektrikli ev ısıt. ( EEI = Eıp + Eyed + Edef ) 3460.2 3617.3 3601.4 3674.7 Elektrikli su ısıt. ( EDO ) ( kWh ) 328 51.3 446 66.3 Toplam elektrik ( EYH ) ( kWh ) 8488.4 8368.8 8747.6 8441.3 Termal ev ısıtma ( Q TI ) ( kWh ) 2455.9 2191.4 2093.2 2079.7 Termal su ısıtma (Q DO ) ( kWh ) 2404.6 2681.3 2286.6 2666.2 Atılan ısı ( Qç ) ( kWh ) 636.4 858 418.0 761.6 Depodan çevreye kaybol. ısı (QK ) 745.7 924.8 681.6 902.5 Toplam ısı ( QYH ) ( kWh ) 6242.6 6655 5477.7 6429 Yakıt enerjisi ( YYH ) ( kWh ) 16544.2 21373 17109.6 21421 TES top.ver. % (QYH +EYH) / YYH 89 70.29 83 69.42 Yakıttan yar.ver % (QYH+EYH)– (Qç+ Qk ) /YYH 80.68 61.95 76.71 61.65 Termal verim ( QYH / YYH ) . % 37.73 31.13 32 30.01 Elektriksel verim ( EYH / YYH ) . % 51.30 39.15 51.12 39.40 Termal enerji kullanımı % (QTI+QDO)/QYH 77.86 73.21 79.95 73.82 143 Şekil 4. 31. PEMFC ve SOFC’ Esaslı TES’ in Elektriksel Yüklerinin Karşılaştırılması Şekil 4. 32. PEMFC ve SOFC’ Esaslı TES’ in Termal Yüklerinin Karşılaştırılması 144 Şekil 4. 33. PEMFC ve SOFC’ Esaslı TES’ in Verimlerinin Karşılaştırılması Şekil 4. 34. 5 kW SOFC ile TES’in Yıllık Yüklenme Oranları 145 Ortalama yıllık elektrik talebi tam kapasitenin yaklaşık % 20‘ si ve % 40‘ ı arasında değişmektedir. Çok küçük yüklerde ( PLR < 0.05 ) Y.H. kapatılır ve soğutulmadan bekler, bu sürede gereken elektrik akülerle karşılanır. Bu şartlarda elektriksel verim, akü doldurma ve boşaltma kayıpları nedeniyle normal değerlerinden % 30 daha azdır. Ayrıca kojenerasyon verimi de düşer. Kojenerasyon verimi Y. H. sisteminin elektriksel ve termal enerji çıktılarını verir ( η cog = η te + η el ) ( Şekil 4. 21. ve 4. 34. ). Y.H.’ nin akü ile birlikte çalışması ( hibrid sistem ) . Akü dolumda iken gelen bir pik yük akü çalıştırma limitine girerse, yeterli güç var ise akü dolumdan çıkarılarak Y.H. sistemine destek olarak çalıştırılır. Ocak, şubat dönemi akü çalışma grafikleri incelendiğinde görülen E CONV yükleri ve E AKÜ yüklerindeki testere dişli profillerin nedeni budur ( Şekil 4. 35 ve 4. 36 ). Akülü çalışmada ( hibrid sistem ), akü aktif bir elemandır. Her saat ya dolumda ya da destek ünitesi olarak çalışmaktadır. Ancak yıllık toplam yüklere bakıldığında, akü Y.H.‘ nin toplam elektriksel yükü EYH‘ nin % 0,73 ‘ lik bir bölümünü karşılamakta iken dolum için EYH‘ nin %1‘ i kadar bir yük bindirmektedir ( Çizelge 4. 13.). Bu, yıllık toplamda çok küçük bir ek yüktür. Buna karşın düşük yük taleplerinde Y.H.‘ nin veriminin düşmesini engellemektedir. Ayrıca pik yükleri paylaşarak Y.H.‘ ni dinamik yük değişimlerinde rahatlatmaktadır. Sık boşalması ve doluma girmesi, Y.H.‘ ne gelen ortalama yükleri ve doldurma amaçlı yük için % 5 kısmi yük oranlarındaki çalışma sürelerini arttırmaktadır. Bu, Y.H.‘ nin senelik çalışma süresinde bir artış demektir. Bu sebeple ortaya çıkan termal enerji kullanımı hibrid olmayan sistemlerden neredeyse iki kat fazladır. Kış dönemi için bu bir kazançtır ( Şekil 4. 37. ). Yaz döneminde zaten çok fazla soğutma yükü olmadığından elektriksel yük talebi fazla olmamaktadır ( Şekil 4. 38. ve 4. 39. ). Bu sebeple dışarı atılması gereken ve depolanamayan enerji normal sistemden sanıldığı kadar yüksek değildir ( 894.3 kWh hibrid, 858.2 kWh hibrid olmayan sistemde ). Yaz döneminde klimanın çalışmadığı zamanlarda ( örneğin kısmi yük oranı < % 5 ) Y.H.‘ yerine akü devrede kaldığından sistemi rahatlatmaktadır. Grafiklerde dolum yüklerinin bu dönemde daha az olduğu görülmektedir. 146 Şekil 4. 35. Akülü hibrid sistemin saatlik elektriksel yükleri ( % 50 Y.H., % 50 akü yükü ile – Şubat ayı ) Şekil 4. 36. Akülü hibrid sistemin saatlik elektriksel yükleri ( % 75 Y.H. % 25 akü yükü ile – Şubat ayı ) 147 Çizelge 4. 13. Akülü hibrid Y.H. sisteminin yıllık toplam elektriksel ve termal yükleri Akü kapasitesi E AKÜ E CONV E YH Y YH Q YH kWh kWh kWh kWh kWh 2073.9 W, % 50 123.9 182.7 16874.656 21278 13445.2 Akü, % 50 Y.H. 2284 W, % 50 130.7 185.2 16870.458 21271.4 13473.6 Akü, % 50 Y.H. 2655 W, % 50 144.3 209.2 16887.679 21294 13451 Akü, % 50 Y.H. 2073.9 W, % 25 67.2 114.5 16854.75 21433 13436 Akü, % 75 Y.H. % 8 FC kap. aşılıyor 2073.9 W 8368.8 21373.7 6655 PLR<% 5, Akü Şekil 4. 37. Akülü hibrid sistemin saatlik elektriksel ve termal yükleri ( % 75 Y.H. % 25 akü yükü ile – Şubat ayı ) 148 Şekil 4. 38. Akülü hibrid sistemin saatlik elektriksel yükleri ( % 25 akü yükü, Yıllık ) Şekil 4. 39. Akülü hibrid sistemin saatlik elektriksel yükleri ( % 50 akü yükü, Yaz ) 149 4. 2. 2. Isı Pompası’nın çalışması ve yük analizi Seçilen ısı pompasının özellikleri ek 1’de ve ek 1, çizelge 11’de sunulmaktadır. Modelde; Max. soğutma yükü 3939 W * 3.412 = 13443.68 Btu / h‘ dir. Kuzey iklimleri için, EPRI ( Electric Power Research Institute, Stanford, USA ) ısı pompasının kapasitesinin soğutma yükünün 1.35 kat fazla alınmasını tavsiye etmektedir. Bu durumda, 5317.65 W ya da 18148.9 Btu / h’ lık ünite seçilir. Ürün katalogundan en yakın kapasitede; 59 kW ya da 20000 Btu / h soğutma kapasiteli bir model seçildi. 24 °C Kuru, 17.2 °C yaş termometre sıcaklığındaki iç ortam şartlarında; DIO ( Duyulur Isı Oranı ) = % 82 olduğundan, 5.9 kW * 0.82 = 4.838 kW duyulur soğutma yapılabilir. ( DIO Bölüm 3. 1. 4’ te açıklanmıştır. ) Bu kapasite ihtiyacımızı fazlasıyla karşılar. Şekil 4. 40 ve 4. 41‘ de ısı pompasının ısıtma ve soğutma için çalışması görülmektedir. Şekil 4. 41‘ deki ısıtma kapasitesi ve ısıtma yükünün grafiklerinin kesiştiği nokta denge noktası olarak bilinir ve bu noktadaki sıcaklığın altında kalan sıcaklıklarda yedek ısıtma yapılarak eksik kalan ısıtmanın tamamlanması gerekmektedir. Bu şekle göre, + 1 oC‘ nin altındaki dış sıcaklıklarda yedek elektrikli ısıtıcı devreye girmelidir. Şekil 4. 42’ de yedek elektrikli ısıtıcının çalıştığı dış sıcaklıklar görülmektedir. Sıcaklıkların 0 - 2 o C arasında yoğunlaştığı görülmektedir. Farklı SEER değerleri ( Bak bölüm 3. 1. 4.) ve PEMFC için 350 lt depoyla kullanılan enerjiler aşağıdaki çizelge 4. 14. de görülmektedir. SEER 10‘ dan 14‘ e yükseltilince ev ısıtmasında ( E E I = E IP + E YED + E DEF ) % 8.27 elektrik tasarrufu olmaktadır. Isınmadaki bu küçük artışın temel iki nedeni vardır. Birincisi; ısı pompasının yıllık verimi SEER soğutma gücüne göre belirlenmektedir ve ısıtma tesir katsayısındaki ( ITK ) artış soğutma tesir katsayısından ( STK ) küçüktür. 150 Şekil 4. 40. Isı Pompası’nın Çalışması ( Isıtma Durumu ) Şekil 4. 41. Isı Pompası’nın Çalışması ( Soğutma Durumu ) 151 Şekil 4. 42 Yedek Elektrikli Isıtıcının Çalıştığı Dış Sıcaklıklar İkinci neden; TES‘ in ev ısıtması elektriksel olarak ısı pompasıyla ve termal olarak Y. H. sisteminden gelen termal enerjiyle sağlanmaktadır ve her kWh elektrik üretimi için TES ayrıca önemli miktarda termal enerji çıkarmaktadır. TES‘ in Gerçek ısıtma tesir katsayısı ısıtma pompasının ITK’ sı ve Y.H. sisteminin rTE‘ sinin toplamıdır. Yıllık enerji veriminin değişmesi Y.H. sisteminin r TE‘ sini değil sadece ITK’ yı etkiler. Bu nedenle ısı pompasının artan SEER değerinin TES‘ in ev ısıtması için kullandığı elektrik miktarına etkisi bağıl olarak küçüktür. SEER‘ in 10‘ dan 14‘ e yükseltilmesi yıllık yakıt kullanımında % 3.92’ lik bir tasarruf sağlamaktadır. Elektriksel ısıtma verimi bütün ısı pompaları için aynıdır ve bu nedenle talep edilen güç SEER’e bağlı değildir. Dış ortam sıcaklığının yükselmesi ısı pompasının performansını arttırırken gerekli Y. H. kapasitesini azaltmaktadır. Isı pompası kullanmanın avantajları: Isı pompası kullanılmayan TES’ ile çalışırken dış havadan termal enerji kazanılamaz. 152 Bu eksikliği doldurmak üzere yedek elektrikli ısıtıcılar kullanmak gerekir ki bu Y.H.‘ ne ek bir yük bindirilmesi ve kapasitesinin arttırılması anlamına gelir. Böylece maliyetler yükselecektir. Ayrıca özellikle çok az elektrik daha fazla ısı ihtiyacı olan zamanlarda ( örneğin kış sabahlarında ) ısı pompası Y.H.’ ni termal yük için zorlamayan bir ünite olarak bu görevi yerine getirmektedir. Çizelge 4. 14. Farklı verimlilikteki (SEER) TES‘in Enerji Kullanımı SEER 10 12 14 350 LT 450 LT 350 LT 450 LT 350LT 450 LT Elektrikli cihazlar,aydınlatma ve fanlar 3532.7 3532.7 3532.7 3532.7 3532.7 3532.7 (ELA + EF ),kWhe Soğutma (EKL) , kWhe 1167.5 1167.5 1167.5 1167.5 1167.5 1167.5 Elektrikli ev ısıtması 3778.3 3778.3 3622 3484.2 3465.5 3641.6 (EEI=EIP+EYED+EDEF),kWhe Elektrikli su ısıtma (EDO) kWhe 48 51.9 52.2 60.9 56.7 56.2 Toplam elektrik (EYH) kWhe 8526.5 8550.9 8374.5 8245.3 8222.5 8398 Termal ev ısıtma ( QTI ) kW 2313.7 2256.5 2177.4 1985.2 2043.1 2119.7 Termal su ısıtma (Q DO ) kW 2684.6 2680.7 2680.3 2671.7 2675.8 2676.4 Atılan ısı (QÇ) kW 841 773.4 841 773.3 841 773.4 Depodan çevreye kaybolan ısı (QK)kW 964.9 1115.6 962.1 1109.4 959.2 1112.6 Toplam ısı (QYH) kW 6803.4 6826.2 6660 6539.6 6518.4 6682.1 Yakıt enerjisi (YYH) kW 21818 21884.8 21389.3 21026 20963.6 21453.8 TES Cogeneration verimi (QYH + EYH/YYH),% 70.26 70.266 70.29 70.31 70.31 70.29 Yakıttan faydalanma 61.98 61.63 61.86 61.36 61.73 61.50 (QYH + EYH – (QC + QK) / YYH ),% Termal verim (QYH/YYH), 31.18 31.19 31.13 31.10 31.09 31.14 Elektriksel verim (EYH /YYH),% 31.08 39.07 39.15 39.21 39.22 39.14 153 Literatürdeki Benzer Çalışmalar ile Karşılaştırma: Güneş’ in çalışmasında ele alınan USA’ daki 195 m 2 lik bir evin ( Atlanta ve Chicago U.S.A.’ da ) ortalama elektrik yükü 0.5 - 4 kW, yazın elektrik yükü 1.4 - 1.1 kW arasında, günlük sıcak su talebi 231.8 litre, 15 dak.süreyle çekilen pik elektrik yükü 6.4 kW, pik ısıtma gününde ısıtma yükü 7 – 10.5 kW arasında, domestik su ısıtma yükü ortalama 1 kW civarında, pik soğutma gününde soğutma yükü 0.2 – 2.5 kW arasında, domestik su ısıtma yükü 0.5 – 0.7 kW arasında değişmektedir. Seçilen optimal termal depo kapasitesi 300 lt, ısı pompası ısıtma kapasitesi Atlanta’da 6.565 kW Chicago’da 8.558 kW, soğutma kapasitesi Atlanta’da 2 ton ( 7.03 kW ) Chicago’da 2.5 ton ( 8.79 kW ) ‘dur. TES analizinden alınan sonuçlar aşağıda Çizelge 4. 15. ve 4. 16.‘ dadır. Evin yapısal özellikleri ve yıllık enerji talepleri Ek 5. çizelge 14. ve 15‘ tedir. Çizelge 4. 15. Tipik Amerikan evi için Y.H. Kapasiteleri ( kW ) SEER 10 SEER 12 SEER 14 Atlanta 4.1 3.9 3.6 Chicago 6.2 6.2 6.2 Kaynak : Güneş 2001 154 Çizelge 4. 16. Farklı SEER Değerleri için TES’ le bir Amerikan evinin enerji kullanımı Atlanta Chicago SEER SEER SEER SEER SEER SEER 10 12 14 10 12 14 Aydınlatma + elk.li cihazlar + fan ( 5015 5015 5015 5153 5153 5153 kWh e ) ELA + EF Soğutma 2858 2536 2250 1734 1539 1367 ( kWh e ) Elektrikli ev ısıtma EEI 2892 2819 2630 7465 7319 6961 ( kWh e ) Elektrikli su ısıtma EDO 77 81.5 88 107 115.9 131.3 ( kWh e ) Toplam Elk. EYH (kWhe) 10840 10450 9984 14460 14130 13610 Termal Ev Isıtma QTI 1250 1219 1117 4017 3915 3643 ( kW ) Termal Su Isıtma QDO 4060 4056 4049 4803 4794 4779 ( kW ) Çevreye Atılan Isı QÇ 1784 1535 1344 718 592.3 475.9 ( kW ) Depodan Kaybolan Isı QK 855.3 851.5 845.6 837.5 832.5 824.7 ( kW ) Toplam Isı QYH 7945 7656 7351 10390 10130 9722 ( kW ) Yakıt Enerjisi YYH 101060 97220 93100 133340 130240 125170 ( MJ ) TES Kojenerasyon Verimi 66.9 67 67 67.1 67.1 67.1 ( % ) Yakıt Kullanım Verimi 57.5 58.2 58.6 62.9 63.1 63.4 ( % ) Kaynak: Güneş 2001 155 Alanne ve ark. çalışmasında SOFC’ li bir mikro kojenerasyon sistemi tek ailelik bir ev için çalıştırılmaktadır. Sistemin elemanları, Y.H. gurubu dışında hava ile ilgili işlem yapan bir ünite, bir yakıt hazırlayıcı ve 75o - 95 o C arasında çalışan, ısıtma sistemini ve domestik su sistemini beslemek ve aşırı ısıyı kontrol etmek için kullanılan 1000 lt’ lik bir ısı deposudur. Fazla ısı depo kapasitesini aşarsa ısı tahliyesi yapan bir valf kullanılır. Sistemi takviye etmek için yardımcı ısı kaynağı olarak kullanılan bir gazlı ısıtıcı, fazla gelen elektriği şebekeye satmak için de bir ara yüzey cihazı eklenmiştir. Bina 2 katlı, ısıtma alanı 250 m2 ve 4 yatak odalıdır. Isıtılan hacim 665 m 3 dür. 1. Kat 21 oC’ ye 2. kat 19 oC’ ye ısıtılmaktadır. Zamanın % 50’ sinde 2 büyük, 2 çocuk evde ve duyulur ısı kazançları saatte 2.4 kWh’ dir. Elektrik kullanımı günde 24 kWh ( Aydınlatma, cihaz ) ve günlük sıcak su talebi 225 lt olup havalandırma sürekli devrededir ( 70 lt / sn ). Kanada evi için 3 kW SOFC’ li mikro ölçekli CHP ( Bileşik ısı güç sistemi ) enerji dengesi aşağıda şekil 4. 43. tedir. Şekil 4. 43. Kanada’daki bir ev için 3 kW’ lık SOFC ile bir CHP ünitesinde enerji akışı. Kaynak : Alanne ve ark. 2006 156 Görüldüğü üzere CHP ile toplam yıllık yakıt enerjisi kullanımı 72517 kWh, elektrik talebi ise toplam yıllık 10485 kWh’ dir. Sistem şebekeye bağlı ve kullanılan SOFC kapasitesi 3 kW’ dır. Evin enerji gereksinimleri ve farklı SOFC kapasitelerinde enerji kullanımı ek 4. çizelge 19. ve 20. dedir. Wallmark ve Alvfors, İsveçteki ısıtma talebi 150 kW’ dan az, elektrik talebi 4 – 20 kW arasında değişen, 25 daireli bir binada 15 kW’ lık PEFC’ li bir kojenerasyon ünitesinin çalışmasını test etmişler ve aşağıdaki grafiklerde gösterilen sonuçları almışlardır. Y.H. Sisteminin termal çıktısı yük seviyesi ve soğutucunun geri dönüş sıcaklığına bağlı olarak 3.5 – 32 kW arasında değiştiği belirtilmiştir. Sistem enerji deposu ( 12.5 m 3 ) ve şebekeye bağlanarak elektrik / ısı oranının esnekliği arttırılıp ( bu oran soğuk İskandinav ülkelerinde diğer ülkelerden farklıdır ) doğrudan güç talebini karşılayarak hızlı çalışması sağlanmış, ayrıca yedek bir brülör ( 65 kW ) ile ek ısıtma gereksinimleri karşılanmıştır. Elemanların büyüklüklerinin optimal olması için 1 yıllık ısıtma talep süresi eğrisi ve Y.H. sisteminin yıllık yük seviyelerinin çakışmasına dikkat edilmiş ve her 2 eğrinin de maksimum ısıtma sürelerinin 4500 saate yakın olduğu tespit edilmiştir ( ek 4. şekil 7. ve 8. ). Seçilen donanım binanın ısıtma talebinin hepsini ve elektrik talebinin % 96’ sını karşılamış ayrıca üretilen elektriğin % 38’ i şebekeye satılmış ve ek brülör de ısıtma talebinin % 40’ ını karşılamıştır. Döşemeden ısıtma yapılmış ve sistem dış sıcaklığa ve depodaki sıcaklıklara bağlı olarak kontrol edilmiş. Binanın 1 yıllık ısıtma talep süresi ve Y.H. sisteminin her yük seviyesinde çalışma süreleri ek 4. şekil 6. daki gibidir. Porterio ve ark. ( Porterio ve ark., 2004 ) şebekeden bağımsız Thermo – Electric Autonomous Group ( TEAG ) denilen farklı bir TES modelini önermektedirler. Sistem elektro manyetik kaplinle bir ısı pompası ve elektrik jeneratörünü çalıştıran gaz yakıtlı içten yanmalı bir motor, bunu destekleyen egzost gazlarından ve motor soğutma sisteminden ısı geri kazanan ve bu ısıyı depolayan bir tanktan ibarettir. Ayrı bir eşanjörle ısı pompası kompresörünün atık ısısı da geri kazanılmaktadır. Bir akü bataryası küçük elektrik taleplerini karşılaması için sisteme eklenmiştir. Tesisat prensip şeması şekil 4. 44. ‘ tedir. 157 Çalışma 4 kategoriye ayrılmaktadır. - Hazır bekleme : Enerji sadece aküden verilmektedir. - Elektrik jeneratörlü çalışma ( EG ) : Sadece jeneratör devrede, termal çıktı yok ( depodaki termal enerji kullanımı hariç ). - Kojenerasyon çalışması ( CG ): Jeneratör ve ısı geri kazanım sistemi beraber. - Isı pompası yaz konumu ( HPS ) : Jeneratör veya kojenerasyon çalışması ile klima görevi yapan ısı pompası birlikte. - Isı pompası kış konumu ( HPW ) : Sistemden alınan termal çıktılar, ısı geri kazanım sistemi ve ısı pompasıyla birlikte elde ediliyor. Isı Pompası kış çalışması : Depo sıcaklığının düşmesiyle ya da kontrol sisteminin ısı pompası olmadan termal yüklerin karşılanamayacağını tahmin ettiği zaman kojenerasyon sistemindeki termal çıktı termal yükü karşılamakta yetersiz kalırsa bu tarz çalışma zorunludur. Sadece motoru çalıştırmanın dışında önemli bir elektrik yükü ( 2 kW ) olmadığı, ama termal yüke talep olduğu her an HPW çalışması başlayabilir ( özellikle kış sabahları ). Isı pompası termal kapasiteyi; - Kendi sisteminden gelen termal çıktıyla, - Kompresörü için çalışan motordan kazanılan atık ısı geri kazanımıyla arttırır. Prototip kuzeybatı İspanya’ da ( Bask bölgesi ) ısıtma alanı 150 m2 olan, saatlik talepleri aşağıdaki çizelge 4. 17. de, yıllık talepleri çizelge 4. 18. de, seçilen ekipmanı çizelge 4. 19. da , sadece 2 kW’ lık elektrik çıktısı için HPW çalışması şekil 4. 44. de gösterilmiş olan bir evde 1 yıl boyunca test edilmiştir. Çizelge 4. 17. İspanya’ daki ( kuzeybatı ) bir evin saatlik enerji talep limitleri Kaynak : Porteiro ve ark. 2004 158 Çizelge 4. 18. Yıllık talepler Kaynak : Porteiro ve ark. 2004 Çizelge 4. 19. İspanya’ daki ( kuzeybatı ) CHP için seçilen ekipman Kaynak : Porteiro ve ark. 2004 159 Şekil 4. 44. TEAG Tesisat prensip şeması ve ısı pompası kış çalışması termal dengesi Kaynak : Porteiro ve ark. 2004 160 4. 2. 3. Maliyet Analizleri Maliyet Analizleri için donanım listesi ve fiyatları çizelge 4. 20. dedir. LCC = FC + Σ Ii=1 ( AEU * EPi ) / ( 1+ r ) i + Σ Ii=1 MC / ( 1+ r ) i ( 136 ) LCC = 2005 Yılında Euro olarak Maliyet FC = İlk yatırım maliyeti EPİ = i’ nci yılda Euro / kWh cinsinden enerji fiyatı ( Gaz B. F.= 0.0204 Є, Elekt.B. F.= 0.0751 Є, 1 Euro = 1.700 TL. ) MC = Sabit yıllık bakım ve işletme maliyeti AEU = Yıllık Enerji Kullanımı ( kWh ) r = Kapitalin % 10 kabul edilen dönüş hızı I = 20 Yıl kabul edilen donanım ömrü. Yakıt hücreli Sistem: 4 kW PEMFC ve 325 lt’ lik depo ile, Isı pompası = 2955 Є, TES = 992 Є, Y.H. = 1250 Є / kW (1), Depo ( 325lt ) = 496 Є Gaz tüketimi ( yıllık ) = 21377 kWh, 4 kW’ lık Y.H. 5 yılda 1 kez 20 yılda toplam 4 kez değişecek ( 4 * 5000 = 20000 Є ) Isı pompası bakımı ( yıllık ) = 80 Є, Y.H.bakımı ( yıllık ) = 209.16 Є LCC = ( 2955 + 992 + 496 + 20000 ) + Σ 20i=1 ( 21377 x 0.0204 ) / ( 1 + 0.10 ) i + Σ20i=1 ( 80 + 88 + 209.16 ) / ( 1 + 0.10 ) i LCCyh = 30768 Є İlk Yatırım = 24443 Є İlk Yatırım 24443 Є + İşletme maliyeti 6325 Є = Toplam 30768 Є olur. SOFC Maliyetleri ( 325 lt depo ile ): Y.H. Gurup ömrü 5 yıl, ( depo fiyatları Ek 4.’te ). SOFC Bakım maliyeti 0.0069 Έ / kWh ( Alanne ve ark.2005 ), SOFC satın alma maliyeti 5kw SOFC için 5500 Euro ( Hawkes ve ark.2005 ). ___________________________________________ (1) Maliyet analizlerinde gaz, elektrik birim fiyat değişimlerine göre yapılan analiz hariç Y.H.birim fiyatları değişmez kabul edildi. 161 Çizelge 4. 20. Donanım listesi ve fiyatları ISI POMPASI Soğutma Kapasitesi 20000 Btu / sa Dış Ünite 1008 Є İç Ünite 700 Є Bakır boru işçiliği [ 20 mm ] 200 Є Kanal işçiliği [ 30x20 çıkış 40 m ] 987 Є Elektrikli ısıtıcı [ 2 - 5 kW ] 60 Є 10 yıllık Bakım maliyeti 800 Є ( yıllık % 4 x satış fiyatı ) Elektrikli klima ile Soğutma / Gazlı Isıtma Sistemi Klima [ 18000 Btu/ sa soğutma ] 880 Є ( split+ klimalı ) Kombi [ 20000 kcal/ sa ] 924 Є Klima montajı + 10 yıllık bakım 295 Є Kalorifer tesisatı [ 5 grup ] + Gaz tesisatı işçiliği 415 Є Kombi bakım ücreti yıllık 70 Є Elektrikli termosifon ( 500 L ) 501 Є( 225 L için 250Є ) TES Sistemi Boyler ( 325 L ) 496 Є Yedek elektrikli ısıtıcı ( 1 kw ) 40 Є Isıtıcı serpantini ( 2 kw ) 117 Є Yakıt hücresi sistemi Yüksek - 1250 Є/ kW Satınalma bedeli Orta - 833 Є / kW Düşük - 416 Є / kW Yakıt hücresi bakım (40 000 saatte y.h. 0,0083 Є/ kWhE Grup yenilemesi dahil bakımı ) ( * 8400 kWhE = 209.16 Є ) Frekans kontrollü pompa ( 440 kg/ h ) 179 Є Yakıt hücresi depo eşanjörü [ 8 plakalı ] 360 Є Hava soğutmalı eşanjör 117 Є Dolaşım pompası 179 Є Elektrik sistemi Elektrikli termosifon 501 Є + Isı pompası 1708 Є Buna göre; 325 lt depolu 4 kW’ lık SOFC – CHP sistem’in toplam maliyeti: 20 20 2955 + 992 + 496 + 4700 +∑ ( 0.0204 * 16544.2 ) / (1+0.10 ) i + ∑ ( 80 + 88 + i=1 i=1 0.0069 * 8488.4 ) / (1+0.10 )i + 2333.6 = 22057 Є 5 kW – 325 Lt depolu SOFC – mikro CHP’nin Toplam maliyeti: 20 20 2955 + 992 + 496 + 5500Έ + ∑ ( 0.0204 * 17109.6 ) / ( l + 0.10 )i + ∑ ( 80 + 88 + i=1 i=1 0.069 * 8747.5 ) / ( 1+ 0.10 )i = 25373 Є 162 Elektrikli Sistem : Termosifon = 250 Є, Isı pompası = 2955 Є LCCelk = ( 250 + 2955 ) + Σ 20 i=1 ( 13231 x 0,0751 ) / ( 1+ 0,10 ) i + Σ20i=1 ( 80 ) / ( 1+ 0,10 ) i LCCelk – Toplam maliyet = 13998 Є, İlk Yatırım = 3205 Є, İşletme maliyeti = 10793 Є [ Elektrik ( klima )+ Gaz ( kombi ) ] ile çalışan sistem: Klima ( 880 Є )+ Kombi ( 1339 Є ) + Kanal işçiliği ( 987 Є ), Gaz tüketimi = 12989 kWh, Elektrik tüketimi = 3804.8 kWh Gaz birim fiyatı = 0.0204 Є, Elektrik birim fiyatı = 0.0751 Є Klima bakımı ( yıllık ) = 29.5 Є, Kombi bakımı ( yıllık ) = 70 Є LCCeg = ( 880 + 1339 + 987 ) + Σ 20 i=1 ( 12989 x 0,0204 + 3804,8 x 0,0751 ) / ( 1+ 0,10 ) i + Σ20 i i=1 ( 29,5 + 70 ) / ( 1+ 0,10 ) LCCeg – Toplam maliyet = 10898 Є, İlk Yatırım = 3206 Є, İşletme maliyeti = 7692 Є Değişen depo ve Y.H. kapasitelerine göre maliyetler: Sistemin maliyeti, ilk yatırım açısından güce ve depo hacmine bağlı olarak artmaktadır ( Şekil 4. 45. ). Depo kapasitesiyle işletme maliyetlerinin artışı daha fazladır ( Şekil 4. 46. ). Toplam maliyetlerde buna bağlı olarak depo hacmi ile daha az, Y.H. kapasitesi ile daha fazla artmaktadır ( Şekil 4. 47. ). Yatırım maliyetlerine depo fiyatlarının yansımasının daha az olması burada Y.H.’nin temel masraf kaynağı ve maliyet / kW oranının çok daha fazla etken olmasından, depo maliyetlerinin bu kalemlere göre çok küçük kalmasındandır. İşletme maliyetlerinde ise yakıt tüketimi açısından sistem zaten tasarrufludur. Bu anlamda depoyu çok büyütmenin işletme maliyetlerinde tasarrufa bir katkısı olmadığı söylenebilir. 163 Şekil 4. 45. Yakıt Hücresi ve Depo Kapasitesinin Yatırım Maliyetlerine Etkisi Şekil 4. 46. Yakıt Hücresi ve Depo Kapasitesinin İşletme Maliyetlerine Etkisi 164 Şekil 4. 47. Yakıt Hücresi ve Depo Kapasitesinin Toplam Maliyetlere Etkisi Değişen Geri Ödeme Sürelerine göre maliyetler: Amortisman sürelerinin uzaması TES sisteminin rekabet şansını arttırmaktadır ve kabul edilebilecek maksimum toplam maliyetlerin arttığı görülmektedir ( çizelge 4. 21 ). Bunun anlamı, amortisman süresi azaldıkça kapitalin kısa sürede hızla geri kazanılması gerektiğinden, kabul edilebilecek toplam maliyetlerin azalması ( Şekil 4. 48.) ve TES sistemine yatırım yapılabilecek limitlerin düşmesi demektir. Kapasitelerine göre Y.H.’ nin bugünkü fiyatlarla ilk yatırım maliyetleri şekil 4. 48.’de gösterilmiştir. İlk yatırım maliyetleri sabittir. Ancak geri ödeme süreleri uzadıkça ( 5 – 20 yıl arası ) işletme ve bakım maliyetlerinin artmasıyla birlikte toplam maliyetler de artmaktadır. Aynı şekillerde TES ile karşılaştırma amacıyla aynı süreler için klasik sistemlerin toplam maliyetleri de gösterilmiştir. En yüksek toplam maliyetin 5 kW PEMFC, en az maliyetin ise 4 kW SOFC için olduğu görülebilir. Bu durum SOFC gurubunun yüksek verimi nedeniyle işletme maliyetlerinin PEMFC gurubundan daha az olmasından kaynaklanmaktadır ( Şekil 4. 49. ). 165 Şekil 4. 48. Amortisman sürelerine göre Yatırım Maliyetleri Çizelge 4. 21. Değişen Geri Ödeme Sürelerine göre Maliyetler ( Euro ) SOFC Geri öde süresi 5 Yıl 10 Yıl 15 Yıl 20 Yıl yatırım 9143 13843 18543 23243 İşl. bakım 2138 3466 4290.4 4802.3 4 kW Toplam 11281 17309 22833 28045 PEMFC yatırım 9443 14443 19443 24443 İşl. bakım 2553 4138 5122.5 5733 Toplam 11996 18581 24565 30177 4 kW SOFC yatırım 9943 15443 20943 26443 İşl. bakım 2189 3548 4391.4 4915.7 Toplam 12132 18991 25334 31358 5 kW PEMFC yatırım 10693 16943 23193 29443 İşl. bakım 2559 4148 5134.5 5747 Toplam 13252 21091 28327 35190 5 kW Elektrik yatırım 4404 7138 8835.6 9889 İşl. bakım 3205 3205 3205 3205 Toplam 7609 10343 12041 13095 Gaz + Elektrik yatırım 2465 3995.3 4945.6 5519 İşl. bakım 3206 3206 3206 3206 Toplam 5671 7201.3 8151.6 8725.3 166 Şekil 4. 49. Amortisman sürelerine göre İşletme Maliyetleri Şekil 4. 50. Amortisman sürelerine göre Toplam Maliyetler 167 Elektrik ve Gaz Birim Fiyat Değişimlerine göre Maliyetler: Çizelge 4. 22. Farklı yıllardaki elektrik ve gaz birim fiyatlarını ve değişme oranlarını göstermektedir. Ülkemizde, birim fiyat artış oranlarını bir kıstasa oturtmak öngörülemediğinden fiyat değişikliğine ve enerji tasarrufuna dayalı yıllık enerji maliyetlerinin analizi ( Çizelge 4. 23. ) % 25 indirim, % 45 zam aralığına göre yapılmıştır. Çizelge 4. 22. Elektrik ve Gaz Birim Fiyat Değişimleri Yıllar Elektrik Birim F. Fiyat Artışı % Gaz B.F Gaz B.F TL / kWh TL / kWh Artışı % 1996– 0cak 4 .100 100 1997 -0cak 8.200 59 1998 -0cak 13.090 66 1999 -0cak 21.770 75 2000 -0cak 38.180 37.7 2001 -0cak 52.580 118 2002 -0cak 114.800 60 2003 -0cak 182.025 -2.7 2004 -0cak 177.500 -28 34.808.55 0 2005 -0cak 127.800 31.344.13 - 10 2006 -0cak 127.800 38.587.12 + 23 Kaynak : www.tedas.Gov.tr/Tarifeler ,2006 www.EPDK.Gov.tr/Tarifeler ,2006 Bu analizler, TES sisteminin tamamen elektrikle çalışan klasik sistemlerle karşılaştırıldığında, enerji tasarruflarının daha iyi olduğunu göstermektedir. Gaz birim fiyatlarının sabit kalması, elektrik birim fiyatlarının % 45 artması halinde elektrikli sisteme göre yıllık enerji tasarrufu 4 kW SOFC ile % 76 dır ( çizelge 4. 23 ). Bu sistemle karşılaştırıldığında, gaz birim fiyatları % 45 artarsa, minimum tasarruf 5 kW‘ lık PEMFC ile % 5.42 dir. Tasarrufların, aynı güçteki Y.H. için aynı koşullarda SOFC‘ de PEMFC‘ den yaklaşık % 30 daha fazla olduğu 4 kW SOFC ile 4 kW PEMFC karşılaştırıldığında açık bir şekilde görülebilmektedir. Bu, SOFC toplam veriminin yüksek olmasındandır. 168 Çizelge 4. 23. TES’in klasik sistemlerle enerji tüketimleri ve değişen birim fiyatlara göre karşılaştırılması ( Maliyetler Euro’ dur.) Toplam Enerji Gaz Bir.Fiyat Değişimi ile Elektrik Bir.Fiyat Değişimi Girişi yıllık en. kull.maliyetleri ile yıllık en. kull.maliyetleri Gaz Elektrik (kWh) (kWh) - % 25 0 + % 45 - % 25 0 + % 45 . - Tamamen elk.’li 13231 993.648 993.648 993.648 745.236 993.648 1440.7 sistem 89 ( Gaz +Elk )’li 12989 3804.8 484.47 550.71 669.955 479.28 550.71 679.30 sist. 4 kw - TES - SOFC 16544 253.12 337.49 489.36 337.49 337.49 337.49 325 Lt. 4 kw - Depo PEMFC 21373 327 436 632.21 436 436 436 ile 5 kw - birlikte SOFC 17109 261.77 349.03 506.093 349.03 349.03 349.03 5 kw - PEMFC 21421 327.735 436.98 633.63 436.98 436.98 436.98 TES kullanımı ile yıllık enerji maliyetlerinde yapılan tasarruf ( % ) 4 kw SOFC- + 47.75 + 38.7 + 27 + 29.58 + 38.71 + 50.31 (Gaz+Elk)’li Sis. 4 kw PEMFC- + 67.09 + 56.12 + 36.37 + 41.49 + 56.12 + 69.73 Elk. li Sis. 4 kw PEMFC – + 32.50 + 20.89 + 5.63 + 9.03 + 20.89 + 35.81 (Gaz+Elk)’li Sis. 5 kw SOFC - + 73.65 + 64 + 49.07 + 53 + 64 + 75.77 Elk. li Sis. 5 kw SOFC – + 46 + 36.62 + 24.46 + 27.17 + 36.62 + 48.62 (Gaz+Elk)’li Sis. 5 kw PEMFC – + 67.01 + 56.02 + 36.23 + 41.36 + 56.12 + 69.67 Elk. li Sis. 5 kw PEMFC – + 32.35 + 20.65 + 5.42 + 8.82 + 20.65 + 35.67 (Gaz+Elk)’li Sis. NOT : (-) ‘ ler kayıp , (+) ‘ lar tasarrufu göstermektedir. 169 Elektrik B.F.’ larındaki artışlar özellikle Y.H. kullanan TES‘ in daha cazip hale gelmesine neden olmaktadır, çünkü elektrik fiyatlarının artışı tamamen elektrikle çalışan klasik sistemlerin toplam maliyetlerini Y.H. kullanan TES‘ in toplam maliyetlerine yaklaştırmaktadır ( Çizelge 4. 24. ). Ancak ( gaz + elektrik ) sistemleri ekonomiklik durumlarını korumaktadırlar ( Çizelge 4. 25. ). Burada, yine 4 kW‘ lık SOFC’ in en ekonomik Y.H. seçimi olduğu görülmektedir. Gaz birim fiyatlarındaki artış, ( gaz + elektrikli ) sistemin işletme maliyetlerini fazla yükseltmemekte ve bu nedenle de sistem rakipsiz kalmaktadır. Aslında gelişmekte olan Y.H. kısa süreli yatırımlarda bugün için pahalıdır, fakat grafiklerde ( Şekil 4. 51. ve 4. 52. ) görüleceği gibi, gaz birim fiyatları düşer veya elektrik birim fiyatları artarsa, klasik sistemlerle rekabet şansı yakalayabilmektedir. Ayrıca önümüzdeki yıllarda Y.H. birim maliyetlerinin düşmesi beklenmektedir. Bu beklentiye uygun olarak, birim fiyat değişimleri için yapılan analizde, her 5 yılda 1 kez Y.H. gurubu yenilenirken birim maliyetinin daha düşük olacağı varsayıldı ve azalan tahmini birim fiyatlarla değerlendirmeye alındı. Bu fiyat kabulleri şöyledir: PEMFC için SOFC için 1. 5 Yıl 1250 Є / kW ( 1500 USD / kW ) - 1100 Є / kW ( 1320 USD / kW ) 2. 5 Yıl 1041 Є / kW ( 1250 USD / kW ) - 929 Є / kW ( 1115 USD / kW ) 3. 5 Yıl 833 Є / kW ( 1000 USD / kW ) - 758 Є / kW ( 910 USD / kW ) 4. 5 Yıl 416 Є / kW ( 500 USD / kW ) - 416 Є / kW ( 500 USD / kW ) Elektrik iletimindeki ulusal şebeke kaybının % 18 olması nedeniyle ( Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı Bilgi Edindirme Servisi, E-Posta ), tamamen ulusal şebekeden beslenen klasik sistemlerin TES ile aralarındaki toplam maliyet farkları, elektrik santrallerinin verimi ile şebeke kayıpları da düşünüldüğünde daha çok azalır. Örnek verilecek olursa; elektrik fiyatları % 45 arttığında, elektrik santrallerinde üretilen ulusal enerji % 18 azalarak evlere ulaştığından, 20 yıllık amortisman süresinde toplam mal. 16902 Є olan tamamen elektrikle çalışan bir sistemin 13697 Є olan işletme mal. 16703 Є’ ya toplam mal. ise 19908 Є’ ya yükselerek 4kW ‘lık SOFC ‘ li sistemin toplam mal. ile arasındaki fark 5155 Є‘ dan 2149 Є’ ya düşmektedir ( çizelge 4. 24. ). 170 Çizelge 4. 24. Elektrik Birim Fiyatlarının değişiminin ( % ), TES toplam maliyetlerine etkisi - 60 - 45 - 25 - 15 - 5 0 + 15 + 30 + 45 + 60 + 75 + 90 + 100 4 kW SOFC Yat. 17225 17225 17225 17225 17225 17225 17225 17225 17225 17225 17225 17225 17225 Maliyetleri İşl. 4802 4802 4802 4802 4802 4802 4802 4802 4802 4802 4802 4802 4802 ( Euro ) Top. 22057 22057 22057 22057 22057 22057 22057 22057 22057 22057 22057 22057 22057 4 kW PEM Yat. 18603 18603 18603 18603 18603 18603 18603 18603 18603 18603 18603 18603 18603 Maliyetleri İşl. 5734 5734 5734 5734 5734 5734 5734 5734 5734 5734 5734 5734 5734 ( Euro ) Top. 24337 24337 24337 24337 24337 24337 24337 24337 24337 24337 24337 24337 24337 5 kW SOFC Yat. 20458 20458 20458 20458 20458 20458 20458 20458 20458 20458 20458 20458 20458 Maliyetleri İşl. 4915 4915 4915 4915 4915 4915 4915 4915 4915 4915 4915 4915 4915 ( Euro ) Top. 25373 25373 25373 25373 25373 25373 25373 25373 25373 25373 25373 25373 25373 5 kW PEM Yat. 22143 22143 22143 22143 22143 22143 22143 22143 22143 22143 22143 22143 22143 Maliyetleri İşl. 5747 5747 5747 5747 5747 5747 5747 5747 5747 5747 5747 5747 5747 ( Euro ) Top. 27890 27890 27890 27890 27890 27890 27890 27890 27890 27890 27890 27890 27890 Elektrikli S. Yat. 3205 3205 3205 3205 3205 3205 3205 3205 3205 3205 3205 3205 3205 Maliyetleri İşl. 4814 6083 7775 8621 9467 9890 11159 12428 13697 14965 16234 17503 18349 ( Euro ) Top. 8019 9288 10980 11826 12672 13095 14364 15633 16902 18170 19439 20708 21554 Gaz+Elekt.S. Yat. 3206 3206 3206 3206 3206 3206 3206 3206 3206 3206 3206 3206 3206 Maliyetleri İşl. 4076 4441 4927 5171 5414 5536 5901 6265 6630 6995 7360 7725 7968 ( Euro ) Top. 7282 7647 8133 8377 8620 8742 9107 9471 9836 10201 10566 10931 11174 ( - ) Azalmaları, ( + ) artışları ifade etmektedir. 171 Çizelge 4. 25. Gaz Birim Fiyatlarının değişiminin ( % ), TES toplam maliyetlerine etkisi - 60 - 45 - 25 - 15 - 5 0 + 15 + 30 + 45 + 60 + 75 + 90 + 100 4 kW SOFC Yat. 17255 17255 17255 17255 17255 17255 17255 17255 17255 17255 17255 17255 17255 Maliyetleri İşl. 3078 3509 4084 4371 4659 4802 5233 5664 6095 6526 6957 7388 7676 ( Euro ) Top. 20333 20764 21339 21626 21914 22057 22488 22919 23350 23781 24212 24643 24931 4 kW PEM Yat. 18603 18603 18603 18603 18603 18603 18603 18603 18603 18603 18603 18603 18603 Maliyetleri İşl. 3506 4063 4806 5177 5548 5734 6290 6847 7404 7961 8518 9074 9446 ( Euro ) Top. 22109 22666 23409 23780 24151 24337 24893 25450 26007 26564 27121 27677 28049 5 kW SOFC Yat. 20458 20458 20458 20458 20458 20458 20458 20458 20458 20458 20458 20458 20458 Maliyetleri İşl. 3133 3578 4173 4470 4767 4915 5361 5807 6252 6698 7144 7589 7887 ( Euro ) Top. 23591 24036 24631 24928 25225 25373 25819 26265 26710 27156 27602 28047 28345 5 kW PEM Yat. 22143 22143 22143 22143 22143 22143 22143 22143 22143 22143 22143 22143 22143 Maliyetleri İşl. 3515 4073 4817 5189 5561 5747 6305 6863 7421 7979 8537 9095 9467 ( Euro ) Top. 25658 26216 26960 27332 27704 27890 28448 29006 29564 30122 30680 31238 31610 Elektrikli S. Yat. 3205 3205 3205 3205 3205 3205 3205 3205 3205 3205 3205 3205 3205 Maliyetleri İşl. 9890 9890 9890 9890 9890 9890 9890 9890 9890 9890 9890 9890 9890 ( Euro ) Top. 13095 13095 13095 13095 13095 13095 13095 13095 13095 13095 13095 13095 13095 Gaz+Elekt.S. Yat. 3206 3206 3206 3206 3206 3206 3206 3206 3206 3206 3206 3206 3206 Maliyetleri İşl. 4182 4520 4972 5197 5423 5536 5874 6212 6551 6889 7228 7566 7791 ( Euro ) Top. 7388 7726 8178 8403 8629 8742 9080 9418 9757 10095 10434 10772 10998 172 Optimum Y.H. birim maliyeti, klasik sistemlerin toplam maliyetlerinin aşılmaması düşüncesiyle şöyle hesaplanabilir: Toplam maliyet TES <= Toplam maliyet KLASİK SİS. Toplam maliyet = Yatırım maliyeti ( kapital ) + İşletme ve bakım maliyetleri Yatırım mal.TES = TES ( Isı pompası, elektrikli ısıtıcı, eşanjörler, ısıtıcı serpantin, pompalar ) + Y.H. + Depo maliyetleri ( maliyetler çizelge 4. 20.’de ) Yatırımın Y.H. dışındaki kalemlerine sabit yatırım dersek ; Yatırım mal.TES = sabit yatırım mal.+ Y.H. mal. TES için, sabit yatırım = 4443 Є tutmaktadır. Elektrik birim fiyatının % 0 artışında ( çizelge 4. 24.) 4 kW SOFC için, İşletme ve bakım maliyeti TES = 4802 Є 4 kW PEMFC için, İşletme ve bakım maliyeti TES = 5734 Є Bu durumda; 4 kW SOFC için, Toplam maliyet TES = 4443 + 4802 + Y.H.mal.= 9245 Є + Y.H. mal. 4 kW PEMFC için, Toplam maliyet TES = 4443 + 5734 + Y.H.mal.= 10177 Є + Y.H.mal 9245 Є ( PEM için 10177 Є )+ Y.H.mal.<= Toplam maliyet KLASİK SİS. olmalıdır. Y.H.mal.<= Toplam maliyet KLASİK SİS. - 9245 Є ( PEM için 10177 Є ) ( 137 ) 4 kW Güçteki Y.H. 20 yılda 4 kez değiştiği için; Y .H .maliyeti Y .H .Birim maliyeti = olur. ( 138 ) Yenilenen Y .H .gurup ad.*Y .H .gücü (kW ) Bu formülün sonuçları şekil 4. 51 ve 4. 52.’ den grafik analiz yöntemiyle ve her elektrik birim fiyat artış % si için tespit edilebilir. % 100 Elektrik B.F. artışı için örnek bir hesap grafik ( şekil 4. 52.) üzerinde gösterilmiştir. 173 Şekil 4. 51. Gaz birim fiyatlarındaki değişimin toplam maliyetlere etkisi Şekil 4. 52. Elektrik birim fiyat değişiminin - SOFC - toplam maliyetlerine etkisi 174 Örnek hesapta, tamamen elektrikli sistemin toplam maliyet doğrusunun 4 kW’ lık TES işletme + sabit yatırım doğrusunu kestiği nokta, yukarıdaki eşitliğin ( 138 ) sağlandığı noktadır. Bu kesim noktasının üzerinde ve elektrikli sistemin toplam maliyet çizgisi üzerinde kalan her nokta eşitsizliğin ( 137 ) sağlandığı noktalardır. Birim fiyat artış ekseninden çıkılarak bu çizgiyi kesen nokta ve buradan maliyet eksenine gidilerek bulunan Є değeri yukarıda verilen denklemin payı olup yerine konulduğunda bulunan değer optimum Y.H. birim maliyetidir. Bu işlem gaz + elektrikli sistem için yapıldığında % 20.68 elektrik B.F. ( birim fiyat ) noktasının optimum SOFC birim maliyetleri için başlangıç noktası olduğu görülür. - % 45 ile + % 20.68 ve % 100 elektrik B.F. noktaları arasında kalan Y.H. birim maliyetleri aşağıdaki gibidir. Elektrikli sisteme göre Gaz + Elk.li sisteme göre Optimum 4kW SOFC bir. maliyeti : 2.68 – 769 Є / kW 14 – 120 Є / kW Optimum 4kW PEMFC bir. Maliyeti : 50 – 711 Є / kW 1.5 – 62 Є / kW Bu analiz gaz birim fiyat değişimi için şekil 4. 51. referans alınarak yapıldığında - % 60 + % 100 aralığında Y.H. kullanan TES’ in elektrikli sistemlere göre her zaman ekonomik olduğu anlaşılır, yukarıda açıklanan yöntemle elektrikli sistemin toplam maliyeti ( 13095 Є ) işletme + sabit yatırım maliyetinden çıkarılıp Y.H. adeti ile güç çarpımına bölünerek Y.H. birim maliyeti bulunur. Ancak gaz + elektrikli sistemle karşılaştırılınca bu sistemin toplam maliyet çizgisi ile TES işletme + sabit yatırım çizgisi kesişmediğinden ekonomik olmayacağı görülür. Bir tahmin yapmak gerekirse, gaz birim fiyatları % 70’ den aşağı çekilirse 4 kW’ lık SOFC, % 85’ den aşağı çekilirse 4 kW PEMFC’ li TES’ in gazlı klasik sistemlerden daha ekonomik olabileceği söylenebilir. Y.H.Birim maliyetlerinin güncel enerji fiyatları ve maliyetlerle gaz + elektrikli klasik enerji sistemleri ile rekabet edebilmesi için sabit yatırımın 3000 Є’ yu geçmemesi koşuluyla Y.H. birim maliyetlerinin 58 Є / kW’ a düşmesi gerekmektedir. Bu, şu anda Avrupa ülkeleri ve USA’ daki 433 Є / kW ( 500 USD / kW ) olan birim maliyet hedefinin % 13’ ü demektir. 175 Bu sistemlere göre; SOFC’ in optimum fiyatı elektrik kullanımı % 60 artar veya ısı pompası, depo, pompa v.b. tesis maliyetleri % 25 düşerse 60 Є / kW olur ( şekil 4. 51.). Bu rakam enerji talepleri 10 kW – 1 MW arasında olan hastahane, iş hanı, apartman siteleri, okul v.b. yerler için yeniden değerlendirilebilir . Şekil 4. 52. ( Devamı) Elk.birim fiyat değişiminin - PEMFC - toplam maliyetine Etkisi Geri dönüşüm hızındaki değişimin TES toplam maliyetlerine etkisi : Amortisman süresi uzatıldığında ( 20 yıl ) yatırım maliyetlerinin daha çok etkilendiği ve kabul edilebilir maksimum maliyet limitlerinin arttığı çizelge 4. 26. incelendiğinde görülebilmektedir. Bu, yatırımı rahatlatır. Şekil 4. 53. tamamen elektrikli sistemin toplam maliyetinin, ilk yatırım maliyetinin ( kapitalin ) her yıl % 1’ inin geri dönmesi durumunda bile 4 kW SOFC‘ li TES’ in maliyetini geçtiği görülmektedir. TES ile klasik ( gaz + elektrik )’ li sistem arasındaki fark 20000 Є olmaktadır. 176 Yatırımın dönüş hızları arttıkça maksimum yatırım limitlerinin önemli oranda azaldığı ve yapılabilecek yatırımın 24000 Euro‘ yu geçmediği görülmektedir. Çizelge 4. 26. Yatırımın geri dönüş hızının TES toplam maliyetlerine etkisi Y A T I R I M G E R İ D Ö N Ü Ş H I Z I G e r i d ö n ü ş h ı z ı , y ı l l ı k %1 %3 %5 %10 %15 A m o r ti s m a n S ü r e s i 1 0 y ı l 2 0 y ı l 10 yıl 20 yıl 10 yıl 20 yıl 10 yıl 20 yıl 10 yıl 20 yıl 4 kw Yatırım 13843 23243 13843 23243 13843 23243 13843 23243 13843 23243 SOFC İşletme 5342 10179 4812 8392 4356 7029.6 3466 4803 2831 3531 Toplam 19185 33422 18655 31635 18199 30273 17309 28045 16674 26774 4 kw Yatırım 14443 24443 14443 24443 14443 24443 14443 24443 14443 24443 PEMFC İşletme 6379 12153 5745 10020 5200 8393 4138 5733 3380 4215.5 Toplam 20822 36596 20188 34463 19643 32836 18581 30177 17823 28658 5 kw Yatırım 15443 26443 15443 26443 15443 26443 15443 26443 15443 26443 SOFC İşletme 5468 10419 4925 8597 4458 7195 3548 4916 2898 3614 Toplam 20911 36862 20368 35033 19901 33638 18991 31358 18341 30057 5 kw Yatırım 16943 29443 16943 29443 16943 29443 16943 29443 16943 29443 PEMFC İşletme 6394 12182 5758 10043 5213 8412.6 4148 5747 3388 4225.4 Toplam 23337 41625 22701 39486 22156 37856 21091 35190 20331 33668 Elek. Yatırım 3205 3205 3205 3205 3205 3205 3205 3205 3205 3205 Sist. İşletme 11002 20963 9909 17282 8970 14477 7138 9889.8 5830 7271.2 Toplam 14207 24168 13114 20487 12175 17682 10343 13095 9035 10476 Gaz + Yatırım 3206 3206 3206 3206 3206 3206 3206 3206 3206 3206 elk . sist. İşletme 6158 11734 5546 9673 5021 8103 3995.3 5519 3263 4070 Toplam 9364 14940 8752 12880 8227 11309 7201.3 8725 6469 7276 177 Şekil 4. 53. Geri dönüş hızlarındaki değişimin TES toplam maliyetlerine etkisi Farklı Yakıt Hücresi Birim Fiyatlarının Maliyetlere Etkisi : PEMFC için 416, 833 ve 1250 Euro / kW birim fiyatlara göre yapılmış olan analizler aşağıda şekil 4. 54.’ de gösterilmektedir. İşletme maliyetleri aynı olduğu için sadece yatırım maliyetlerinin etkisiyle toplam maliyetlerin de değiştiğini görebilmekteyiz. Depo kapasitelerine göre bir değişiklik olmamaktadır. Bu analiz 4 kW yakıt hücresi ve 350 lt hacimli termal depo’ lu toplam enerji sistemi için 20 yıllık bir amortisman süresine ve % 10 faiz oranına göre yapılmış olup yüksek Y.H. birim fiyatındaki sistemin 15000 Euro’yu aşan bir maliyetinin, düşük Y.H. birim fiyatındakinin ise 12000 Euro’ya yakın bir maliyetinin olduğu anlaşılmaktadır. Yakıt hücrelerinin birim fiyatlarının ilerleyen teknolojilerle daha ucuzlayacağı ve bunun için çalışmaların devam ettiği literatür taramalarından anlaşılmaktadır. 178 Şekil 4. 54. Farklı Birim Fiyatlardaki Y. H.’ lerinin Maliyetleri ( PEMFC için ) Farklı Referans Sıcaklıkları için Elektriksel ve Termal Yüklerin Değişimi : Farklı referans sıcaklıkları için sistemin cevabı Çizelge 4. 27.’ de verilmektedir. Buna göre referans sıcaklıkları arttıkça yıllık toplam üretilen elektrik miktarı ( E YH) artmaktadır, çünkü referans sıcaklığı arttıkça daha fazla ısıtma gereksinimi doğmaktadır. Yakıt ihtiyacı ( Y YH ) ve termal çıktı ( Q YH ) da doğal olarak artmaktadır. Referans sıcaklığının 14 oC’ den 17 oC’ ye artmasıyla E YH , PEMFC’ de % 8.3, SOFC de ise % 7.7 artmaktadır. Bu artış, Q YH için PEMFC de % 9.31, SOFC de % 17 dir. Termal ev ısıtmasında ( Q TI ) artış, PEMFC de % 81, SOFC de % 72 dir. Toplam verim, PEMFC de hemen hemen hiç değişmez iken ( yaklaşık % 70 ), SOFC de % 4 artış vardır ( % 78.7 den % 82’ ye ). Yakıttan yararlanma verimi, PEMFC de % 4 SOFC de % 6’ ya yakın artmaktadır. PEMFC de Termal verim aynı kalırken SOFC de % 3 artmaktadır. Elektriksel verim, hem PEMFC de hem de SOFC de değişmemektedir ( Şekil 4. 55. ). Termal enerji kullanımı, PEMFC de % 15 artmış, SOFC de % 6 azalmıştır. 179 Çünkü, termal enerji kullanımı termal ev ısıtması ile domestik su ısıtmasının toplamının Y.H. termal çıktısına oranıdır. Her iki Y.H. için pay sabit iken payda yani üretilen termal enerji SOFC de çok daha fazladır. Yakıt enerjisi ihtiyacı, ısıtma referans sıcaklığı arttıkça her iki Y.H. için de çok az artış göstermektedir ( Şekil 4. 56.). Çizelge 4. 27. TES’in ( Y.H.. kap. 4,5 kW – 325 lt depo için ) Farklı Referans Sıcaklıkları için Elektriksel ve Termal Yükleri DG 9 oC Ref. Sic. 12oC Tab sic. 14 OC Tab sic. 15 Oc Tab sic. 17 OC Tab sic. Referans sıc. PEMFC S0FC PEMFC S0FC PEMFC S0FC PEMFC S0FC PEMFC S0FC ELA (kwh) 2455.9 2455.9 2455.9 2455.9 2455.9 2455.9 2455.9 2455.9 2455.9 2455.9 EKL “ 1167.5 1167.5 1167.5 1167.5 1167.5 1167.5 1167.5 1167.5 1167.5 1167.5 EF “ 1076.8 1076.8 1076.8 1076.8 1076.8 1076.8 1076.8 1076.8 1076.8 1076.8 EDO “ 105.3 637.9 67.9 631.2 50 666.7 58.1 384 39.2 646.5 EIP “ 2618.3 2712.4 2951.9 3005.1 2725.8 2719.2 3400 3374.9 3351.5 3364.8 EYED “ 121.5 40.8 176.4 64.1 198.2 70.9 105 21.3 835.7 82.1 EDEF “ 122.8 119.9 130 126.8 131.6 128.5 146.5 140.1 132.8 130.2 EYH “ 7668.1 8211.3 8026.4 8527.5 7805.8 8285.5 8409.8 8620.6 8459.4 8923.9 YYH “ 19400. 16484 20428. 17139 19878. 16856. 21347. 16798. 21652. 18001. QYH “ 5979.7 4288.3 6352.8 5355.1 6160.6 4996.4 6558.2 5837 6734.7 5876.2 QÇ “ 10.6 28.0 10.6 28.0 843.7 520.7 843.1 520.7 10.6 28 QI “ 10849. 10849 12194. 12194. 10275. 10275. 12634. 12634. 13885 13885 QTI “ 2446.8 2179.0 2749.3 2645.8 1721.1 1850 2123.2 2256.2 3123.9 3192.2 QIP “ 8281.0 8629.4 9268.3 9484.4 8356.4 8354.8 10406. 10357. 10525. 10610. QYED “ 121.5 40.8 176.4 64.1 198.2 70.9 105 21.3 235.7 82.1 QDO “ 2627.3 2094.7 2664.7 2101.4 2682.6 2065.9 2674.5 2348.6 2693.3 2086.1 QK “ 907.8 617.7 914.0 609.4 920.3 573.4 918.2 713.3 919.3 598.5 dED “ - TD “ 69.122 54.221 69.441 53.799 69.64 51.591 69.655 59.133 69.710 53.235 Toplam Verim . % 70.348 64.125 70.389 81 70.259 78.794 70.117 86.064 70.172 82.216 QYH + EYH YYH ( ) ( ) 65.614 60.125 65.789 77.00 61.359 72.294 61.817 78.664 65.872 78.716 QYH + EYH − QÇ + QK YYH Yak. yararl. ver. % (QYH/YYH). % 30.82 29.65 31.098 91.245 30.991 29.641 30.721 34.747 31.103 32.643 Termal verim (EYH/YYH). % 39.52 49.81 39.29 49.75 39.268 49.153 39.395 51.317 39.068 49.573 elektriksel verim QTI + Q DO 84.855 87.247 85.222 88.648 71.481 78.374 73.155 78.89 86.376 64.506 ,% QYH Termal Ener. Kull. 180 Şekil 4. 55. Farklı Referans Sıcaklıkları için TES’in Verimleri Şekil 4. 56. TES’in Farklı Referans Sıcaklıkları için Elektriksel ve Termal Yükleri 181 4. 3. SONUÇ ve ÖNERİLER Enerji tahmin yöntemleri ve evsel yükler: . Isıtma ve soğutma yüklerinin tahmini zor olup zaman gerektiren bir çalışmadır. Araştırmada, ısıtma yüklerinin tespiti için yapılan anket ve tüketici faturalarının incelenmesinden yola çıkılmıştır. Bu klasik yöntemin daha önce farklı ülkelerde enerji tüketim tahmini ve planlaması yapabilmek için yıllarca uygulanmış olduğu literatür taramalarından anlaşılmıştır. Halen çeşitli ülkelerde buna devam edilmektedir, ayrıca posta yolu ile ev sahiplerinin anketlere gönüllü olarak katılması desteklenmektedir. Enerji tasarrufunu teşvik etmek amacıyla bu ve benzeri yöntemlerle analizi yapılmış binaların etiketlenmesi sağlanarak uygun kiralandırma, vergi indirimi v.b. teşvik uygulamaları getirilmiştir. Binalar eskidikçe ısıl dirençleri azalmaktadır. Yeni bina, gelişmiş yapı malzemeleri ve standartları ile inşa edildiğinden ısı tasarrufu en iyi olması gereken bina demektir. Tüketim, dış sıcaklığa, evin rüzgâr alma durumuna, yön, yalıtım durumuna bağlı olmakla birlikte, insanların sosyo ekonomik yapılarıyla doğrudan bağlantılıdır. Bu nedenle enerji tüketim tahminlerini sadece evin net kullanım alanına, dış zarfına veya hacmine v.b. parametrelere göre yapmak yeterli değildir. Sanıldığının aksine ısınma ihtiyacı birim ısıtma alanına ( m 2 ’ ye ) ve dış sıcaklığa bağlı olarak doğru orantılı bir şekilde artmamaktadır. Isınma alışkanlıkları ailenin nüfusuna, yaşam tarzına ve gelir seviyelerine çok bağlıdır. Aynı dönemde ve dış sıcaklık ortalamalarında, aynı binada ve benzer sosyoekonomik yapıda olmalarına rağmen, gaz tüketimleri iki misli farklı olan aileler vardır. Bir evin yeni kullanıcısının farklı zamanlarda aynı mevsimlerde aynı dış sıcaklık ortalamalarında, tüketimlerinin farklı olabildiği de gözlemlenmiştir. En sağlıklı tespitler, elektronik ölçme sistemleriyle gaz, elektrik ve su sayaçlarından daha kısa aralıklarda veri toplanarak yapılabilir. Enerji tüketim ölçümleri, olabilecek en kısa zaman aralığına indirgenirse enerji tahminleri ve talep edilen enerjiyi karşılayacak sistem seçimi ile optimizasyon çalışmaları daha hassas ve doğru yapılabilir. 182 Bursa için yıllık ortalama ısınma ve sıcak su için enerji ihtiyacı ortalama 1350 – 1400 m 3 doğalgaz alt ısıl değerine eşittir. Elektrik için yıllık talep ortalama 1800 kWh’ dir. Toplam kayıplı enerji talebi ( gazlı cihaz verimi dahil, elektrikli cihaz verimi hariç ) yıllık ortalama 15223 kWh kabul edilebilir. Önemli bir sonuç da ısıtma cihazlarının türüne bağlı olan tüketimlerde karşımıza çıkmaktadır. Yıllık toplamda “ soba ocak şofben “ tüketicisi “ kombi “ kullanan abonenin yarısı kadar gaz tüketmektedir. Ancak, ısınma kalitesi çok farklıdır ve homojen olmayan verimi düşük bir ısınma tarzıdır. Çok katlı apartman daireleri için en tasarruflu ısınma, merkezi sistemle sağlanmaktadır. Isınmada elde edilen önemli bir sonuç, iklimin tesiriyle ve hissedilir sıcaklığın etkisiyle, ısıtma döneminin başındaki referans sıcaklığının dönemin sonundakinden daha düşük olmasıdır ( sırasıyla 14o ve 17 o C ). Pişirme amaçlı tüketimler çok büyük farklılıklar göstermemekte, aylık ortalama 15, 16 m 3 civarında kalmaktadır. Elektrik tüketimleri kış döneminde ve geceleri daha çoktur. Aslında, gelir durumuna göre yazın klima cihazı kullanabilen ailelerin tüketimleri fazladır. Pik elektrik tüketimlerinde karakteristik bir zaman tespiti yapılamamıştır, günün herhangi bir saatinde pik bir elektriksel yük gelebilmektedir. Yakıt Hücresi ve alternatif sistemler: Yakıt Hücresi kapasitesini sıcak bölgelerde pik soğutma günündeki elektrik talebine, soğuk bölgeler için pik ısıtma günündeki elektrik talebine göre belirlemek gerekir. Model alınan Bursa iklim şartlarında ısı geri kazanımı için termal depolama tankının 325 lt kapasitede olması yeterlidir. Bu kapasitenin arttırılmasına gerek yoktur çünkü hacmi artan deponun yıllık ısı kaybı da artar ve sistem verimi düşer. Bursa bölgesinde iklim şartları önemli soğutma yükleri getirmemektedir ( temmuz, ağustos ayları için ). Bu nedenle yüksek soğutma verimleri ( veya STK ) olan bir ısı pompasına ihtiyaç yoktur. 4 kW Y.H.kapasitesinin seçimi 15 o C referans sıcaklığı içindir. Referans sıcaklığı 1 - 2 o C artarsa, pik ısıtma talepleri geldiğinde bu kapasite yeterli olmamakta ve kapasiteyi 4.5 kW’ a yükseltmek gerekmektedir. 183 Y.H. Kapasitesini arttırmadan sistemin pik yüklere daha rahat cevap verebilmesi için, kullanılan saatlik sıcak su yüklerini azaltmak uygun bir işletme yöntemi olabilir. Bunun için pik yük dönemlerinde max. sıcak su debisini 20.16 lt / h’ e düşürmek yeterlidir. Y.H. Kapasiteleri depo hacmi ile de doğru orantılı büyür, çünkü büyük depoyu ısıtmak zaman alır ve bu arada gelen pik talep termal olarak karşılanamaz. Bu, elektrikli ısıtıcı yükünü arttırır. Yüksek kapasiteli Y.H. gelen talepleri daha düşük kısmi yük oranlarında karşılayabilir ve bu oranlarla birlikte r TE ( termal / elektrik ) oranı düşer, bu nedenle pik ısıtma yüklerinde yedek elektrikli ısıtıcı kullanma oranı artar. 4 kW Y.H. ve 325 lt’ lik depo uygun bir seçimdir. 4 kW -325 lt Depolu TES, gazla ısıtma ve elektrikli klima ile soğutma yapan klasik sistemlere göre, enerji maliyetlerinde PEMFC’ de % 20 SOFC’ de ise yıllık % 38 tasarruf sağlayabilmektedir. Bu tasarruf, 5 kW’ lık Y.H. için PEMFC’ de % 20.65 SOFC’ de ise % 36.62 olmaktadır. Ulusal şebekede elektrik iletim kayıplarının %18 olduğu da hesaba katılırsa sistemin, halen yeni teknolojiler yaratma ve iyileşme sürecinde olmasına karşın çok iyi bir tasarruf sağladığı söylenebilir. Yakıt kullanma verimlerinin % 73.21 ve % 79.95 arasında olması, yakıtın tasarrufu açısından, sistemin klasik sistemlerle rekabet edebileceği önemli bir özelliğidir. Bursa bölgesi için termal enerji kullanımı depo ile yeterince sağlanabildiğinden bu yönde çok fazla alternatif aramaya gerek kalmamaktadır. İyi bir ısı yalıtımı ve az bakım gerektiren dikkatli seçilmiş bir tank sistemi yeterince destekleyebilmektedir. Isıtma döneminde, termal enerjiyi verimli bir şekilde sıcak su hazırlama ve termal ev ısıtması için kullanma imkânı vardır, dolayısıyla uzun kış sezonu ve soğuk iklim şartları için termal enerjiyi depolama yöntemleri üzerinde her türlü yenilikçi araştırma desteklenmelidir. Ayrıca, bu amaçla atık gazlardan geri alınabilecek her türlü ısı geri kazanım alternatiflerinin araştırılması ve sistemlerin iyileştirilmesi çabaları desteklenmelidir. Fakat, yaz döneminde ısıtma gereksinimi sadece sıcak su hazırlamak içindir. Bu, çok fazla yük getirmeyeceğinden yazın soğutma talebi nedeniyle artan elektrik yükü için çalışan Y.H. gurubundan çıkan termal enerjinin kullanma alanı çok olmayacak ve atık ısı eşanjörü ile atmosfere atılması gerekecektir. 184 Bu, sıcak iklimlerde çalışacak Y.H. kullanan TES’ in termal enerji kullanımı açısından bir dezavantajı olmaktadır. Sistemin daha fazla elektrik kullanımı ( örneğin soğutma döneminde ) desteklenmelidir, böylelikle kurulu güçten azami bir şekilde yararlanma olanağı olabilir. Burada, hem elektrik kullanımını arttırma çabası hem de neredeyse üretilen elektrik enerjisine eşdeğer bir termal enerjinin açığa çıkması bir sorun yaratmaktadır. Araştırma yapılan bölgede bazen elektrik talebinin kısmi yük oranı 0,03 düzeylerine düşmektedir. Bu Y.H.’ nin düşük kapasitelerde verimsiz çalışacağı bir aralıktır. Böyle düşük taleplerde verimsiz çalışmak Y.H. için uygun değildir. Bu durumlar için önerilen akülü hibrid sistemler daha cazip görünmektedir. Bu tür sistemlerde Y.H. kapasitesi ve akü kapasitesi seçiminde dikkatli olunmalıdır. Yüksek bir akü kapasitesi yatırım ve işletme maliyetlerini etkilemektedir, düşük kapasiteli aküler ise birbirini takip eden yoğun pik elektrik taleplerinde yetersiz kalabilmektedir. Bu nedenlerle çözüm bekleyen bir optimizasyon problemi ortaya çıkar. Simülasyon programı yardımıyla model alınan iklimsel veriler için gereken enerji taleplerine farklı akü kapasiteleri denenerek bir çözüm getirilebilir. Önerilen akü kapasitesi 1 yıl içinde 20 farklı apartman dairesinin 15 dakika süre ile çektiği aylık maksimum güçlerden en yükseği olan 5.5 kW ’ a göre seçilmiş olup, simülatör yardımıyla hibrid çalışmadaki doluluk durumları ve sabit güçte boşaltım kapasitelerine göre sistemin saatlik enerji talepleri için test edilmişlerdir. Her farklı saatlik güç talebi için bu test yapılmak zorundadır ki şebekeden bağımsız çalışan bir TES sürpriz bir pik yükte yetersiz kalmasın. Bu tür hibrid sistemlerin işletme performansını etkileyecek olan en önemli unsurun akü olduğu, kendi kendine boşalabildiği ve ortam sıcaklığından etkilendiği göz önünde tutulacak olursa akünün sistem taleplerine dinamik cevabı önemli bir araştırma konusudur. Literatürde bu konularda yoğun bir çalışma olduğu tespit edilmiştir. Yakıt hücreli TES’ in dinamik yüklere cevabı Y.H. tipinin belirlenmesinde en önemli kriterlerden biridir. Kararlı yüksek güçler için yüksek sıcaklıklı Y.H. öne çıkmaktadır. Evsel uygulamalarda örneğin Bursa için yapılan analizlerde gazlı ısıtma yükü / elektrik yükü oranının 1 den 20 ye hatta 100 e kadar değiştiği tespit edilmiştir. 185 Burada düşük sıcaklıklı Y.H. avantajlı hale gelmektedir. PEMFC, SOFC ve AFC yakıt hücreleri evsel kojenerasyon sistemlerinde rakip modellerdir. Yüksek kojenerasyon verimi ile SOFC soğuk şartlarda düşük sıcaklıklı PEMFC kadar dinamik olmadığı literatürde belirtilmiş olsa da elde edilebilen verilerle yapılan bu çalışma SOFC’ in öne çıktığını göstermektedir. Dolayısıyla bu konudaki çalışmalar farklı iklim şartları için tekrarlanarak karşılaştırma yapılabilir. Yakıtlardaki S ve CO gibi kirleticilere Y.H.’ nin dayanım koşulları yakıtın saflığını önemli bir seçim kriteri yapmaktadır. Her tür hidrokarbon yakıttan hidrojen ayrıştırılmaktadır. Bu aşama, kimyacıların en önemli uğraşılarından biridir. Y.H. Yakıt hazırlayıcı ünitelerinin ( reformer ) ve Y.H.’nin nelerden etkilendiği somut modellerle araştırılmaktadır. Yakıtların, saf hidrojenden biyodizel’ e kadar geniş bir yelpazede yer alması Y.H.’ nin aslında avantajlı bir yanıdır. Çünkü Y.H. kırsal bölgelerde de kullanılabilmektedir, böylece Y.H. kullanan sistemler savunma, mobil sistemler, kırsal bölgelerdeki şebeke bağlantısı olmayan binalar ve tesisler gibi önemli bazı alanlarda, yatırım maliyetleri karşılanabildiği ölçüde tercih edilebilir. Araştırma, işletme maliyetlerinin gaz + elektrikli klasik sistemlerde 4kW SOFC’ li TES’ lerden % 13 pahalı, 4 kW PEMFC’ den % 4 ucuz, tamamen elektrikli sistemlerde 4kW SOFC’ li TES’ lerden % 105, 4kW PEMFC’ den % 72.51 pahalı olduğunu ortaya koymaktadır. TES Yatırım maliyetleri bütün klasik sistemlerden 7 kat pahalıdır. 20 Yıllık bir ömür ve min. % 10 geri ödeme oranlarıyla toplam maliyetler gaz + elektrikli sistemlerden PEMFC’ li TES 3.45 kat, SOFC’ li TES 3.21 kat, elektrikli sistemlerden sırasıyla 2.3 ve 2.14 kat pahalıya gelmektedir. Önemli yatırım maliyetleri farkı olmasına rağmen, Y.H. teknolojisi sürekli gelişmekte ve önümüzdeki yıllarda ticari olarak imalat fiyatlarının düşmesi beklenmektedir. Literatürden alınan Y.H. satın alma bedelleriyle yapılan maliyet analizlerinin sonuçlarının değişebileceği göz önünde bulundurulmalıdır. Y.H. Birim maliyetlerinin güncel enerji fiyatları ve maliyetlerle gaz + elektrikli klasik enerji sistemlerine rakip olabilmesi için sabit yatırımın 3000 Є’ yu geçmemesi koşuluyla Y.H. birim maliyetlerinin 58 Є / kW’ a düşmesi gerekmektedir. 186 Bu, şu anda Avrupa ülkeleri ve USA’ daki 433 Є / kW ( 500 USD / kW ) olan birim maliyet hedefinin % 13’ ü demektir. Bu sistemlere göre; SOFC’ in optimum fiyatı elektrik kullanımı % 60 artar veya ısı pompası, depo, pompa v.b. tesis maliyetleri % 25 düşerse 60 Є / kW’ dır. Bu rakam enerji talepleri 10 kW – 1 MW arasında olan hastahane, iş hanı, apartman siteleri, okul v.b. yerler için yeniden değerlendirilmelidir . Farklı yakıt enerjilerinin maliyetleri Bu çalışma, alternatif yakıt enerjisi maliyetlerini de karşılaştırmaktadır. Farklı yakıtlar için modelin yıllık yakıt enerjisi ihtiyaçları ve kütlesel miktarları şöyledir; Hidrojen 16073 ( kWh ), 506 ( kg ) Metan ( Doğalgaz ) 21377 “ 1536 “ ( 2240 m 3 ) Propan 22502 “ 1783 “ LPG ( % 60 bütan, % 40 propan ) 24019 “ 1796 “ Bütan 24857 “ 1806 “ Gasoline ( benzin ) 23752 “ 2005 “ ( 2688 lt ) Dizel 26069 “ 2212 “ ( 2738 lt ) Etanol 22038 “ 2920 “ Metanol 27762 “ 4829 “ 2006 Ağustos dönem fiyatları tespit edilebilen bazı yakıtlar için yıllık toplam yakıt maliyetleri: Gasoline ( kurşunsuz benzin ) 2688 lt * 3.09 YTL / lt = 8306 YTL / yıl Dizel 2212 kg * 2.85 YTL / kg = 6304 “ LPG 1796 kg * 2.8125 YTL / kg = 5051 “ Metan ( Doğalgaz ) (1) 2240 m3 * 0.4374 YTL / m3 = 980 “ Bu fiyatlara göre Y.H. sistemlerinin birim yakıt enerjisi maliyetleri: Gasoline ( kurşunsuz benzin ) 0.350 YTL / kWh ( 0.205 Euro (1) / kWh ) Dizel ( motorin ) 0.242 “ ( 0.142 “ ) LPG 0.210 “ ( 0.123 “ ) Metan ( Doğalgaz ) 2 0.0458 “ ( 0.0269 “ ) 187 Görülüyor ki en ucuz yakıt enerjisi öncelikle doğalgaz ve sonra sırasıyla LPG, Dizel ve Gasoline yakıtı ile sağlanmaktadır. Enerji sektörünün yenilik ve tasarruf arayışı ve çevre koşullarına uyumlu alternatif enerji teknolojilerine yöneldiği günümüzde eğilimler, bu tip enerji kaynaklarının yaygınlaşacağını göstermektedir. Y.H. Teknolojisinden yararlanılması ve hazırlıklı olunması için ülkemizde bu konudaki araştırma geliştirme çabalarına ağırlık verilmelidir. Enerji maliyetleri yüksek olan gelişmiş batılı ülkelerin ( Almanya v.b.) bu teknolojide ileri düzeyde oldukları, yapılan literatür araştırmalarından ortaya çıkmaktadır Bu tez çalışması, yakıt hücresinin evsel amaçlı kullanımı içindir, gerekli elektriksel ve termal enerjiyi Y.H. ile temin eden bir evsel bileşik ısı güç sisteminin elde edilebilen verilere göre verimli ve ekonomik çalışıp çalışmayacağı araştırılmıştır. Sonuç; sistemin verimli olduğunu, yatırımın şimdilik pahalı olduğunu, ancak önümüzdeki yıllarda ticari olarak ucuzlayabileceğini ve dolayısıyla ülkemiz için bu konudaki araştırma çabalarının desteklenmesi gerektiğini ortaya koymaktadır. (1) . 1 Euro = 1.7 YTL’ ye göre hesaplanmıştır (2) . www.bursa-gaz.com.tr ‘ den alınmıştır. 188 KAYNAKLAR AHMED, S., KRUMPELT, M. Hydrogen from Hydro Carbons for FC, Int. Journal of Hydrogen Energy 26 ( 2001 ) 291-301. ALANNE, K. ve ark The financial viability of an SOFC cogeneration systems.in Single Family Dwellings, J.of . Power Source AUG.2005 ALONSO, BORJA OYARZABAL. 2001. Application of a Decomposition Strategy to the Optimal Synthesis, Design of a Fuel Cell Subsystem. Master Thesis, Virginia Polytechnic Institute and State University, Blacksburg.VA, USA. p. 131 -133. ANGRİST, S. W. 1976 . Direct Energy Conversion. Allyn and Bacon, Inc.USA. ANONİM, 1981. Binalarda Enerji Tasarrufu Serisi - 2. Derece Gün. EİEİ. Ek 1.Ankara ANONİM, 1985. Bursa İli Meteorolojik Döküm Cetveli, Devlet Meteoroloji İşleri Genel Müdürlüğü İstatistik Yayın Şube Müdürlüğü.Ankara. ANONİM, 2003. 1999 – 2003 Bursa Klimatik Sıcaklıkları.Renault Otomobil Fab.A.Ş. Bursa. ASHRAE Applications Handbook,1999. Atlanta, USA. p. 48. 9. ASHRAE Enerji Yükleri Tahmin Yöntemleri, 1998. TTMD Yayınları, Teknik Yayınlar 2- Bölüm 28. Teknik Yayıncılık İstanbul. s. 28. 10 ASHRAE Fizyolojik İlkeler ve Isıl Konfor, 1997. TTMD Yayınları, Teknik Yayınlar 2- Bölüm 8. Teknik Yayıncılık İstanbul. s. 8. 7. ASHRAE Fundementals Handbook,2005. Residential Cooling and Heating Load Calculations. Atlanta, USA. p. 29.7. ASHRAE Systems Handbook 2000. Design of Small Forced Air Heating and Cooling Systems, Atlanta, USA. p. 9. 5 AYDINALP,M,ark . 2002. Modeling of the appliance , lighting, and space- cooling energy consumptions in the residential sector using neural Networks. Applied Energy 71 (2002) 87-110. BAYINDIRLIK BAKANLIĞI TEKNİK EL KİTAPLARI -9- Havalandırma ve Klima Tesisatı, Tablo 7. Başbakanlık Basımevi, 1985 Ankara. s. 49. 189 BLOMEN , L.J., MUGERWA , M. 1993 . FC System plenum pres NewYork , BRAUN, R. J. ve ark. 2005 Evaluation of system configurations for SOFC based CHP generators in residential applications, j. of Power Source 2005 October. BULUT, HÜSAMETTİN 2001. Determination of Weather Data for Turkey for Heating and Cooling Systems. PhD Thesis. Çukurova University Institute of Natural and Applied Sciences. Adana. s. 145 ve 154 BURSAGAZ A.Ş ,2006.Abone tüketimleri , Abone işleri Servis raporu 2006. CALİSE, F. ve ark 2005 Design and partial load exergy analysis of hybrid SOFC_Gas Turbine Power Plant , J. of Power Source , 2005 July. CANYURT .0.E.,ark 2005. Estimating the Türkish residential- commercial energy output based on genetic algarithm (GA) approaches, Energy. Policy 33 ( 2005 ) 1011- 1019 CHOU, S. K.,HOUNG, T. 1999.A design day for building load and energy estimation, building Environment 1999;34;469-77. DİLMAÇ ve KESEN 2003 , A Comparison of new Turkish Thermal Insulation in Buildings ( TS 825 ), ISO 9164, EN 832 Energy & Building 35 ( 2 ) ,161 - 174 DONE MÜHENDİSLİK LTD.ŞTİ, 2006. Birim fiyat L. Bursa DUNBAR, W. R., GAGGİOLİ, R. A. The Effect of Fuel Cell Systems. Second Law Analysis of Fuel Cell Systems, Toward the 21 st Century. University of Roma, Italy. 1995. DURMAYAZ , A. Ark. 2000. An applicationof the degree-hours method te estimate the residential heating energy requirement and fuel consumption in İstanbul. Energy 25 ( 2005 ) 1245- 1256 DURR, M. ve ark . Dynamic Model of a Lead Acid Battery for use in a domestic FC system , J. of Power Source, october 2005. ELLİS, M.W. 2002. Fuel Cells for Building Applications. ASHRAE. Atlanta USA 1-130. 190 EMERY, A.F, KİPPENHAN, C.J. , A long term study of residential home heating consumption and the effect of occupant behavior on homes in the pasific northwest constructed according to improved thermal standards. Energy 31 ( 2006 ) 677-693 ENERJİ ve TABİİ KAYNAKLAR BAKANLIĞI, Bilgi edindirme servisi, E-Posta,2006 FUEL CELL HANDBOOK 6. EDITION. 2002. DOE / NETL. USA.p.3.2. GÜNEŞ, M. BURAK. 2001. Investigation of a Fuel Cell based Total Energy System for Residential Applications. Master Thesis. Virginia Polytechnic Institute and State University. Blacksburg, Virginia.USA. p. 1 – 98. HAWKES, A., LEACH, M. 2005. SOFC for residential micro CHP in U.K. J. of power sources 149 ( 2005 ) 72-83 HAWKES ve ark 2005 , Technoeconomic modelling of a SOFC stack for micro CHP , J. of Power Source May 2005. HIRSH, J. ve ark. 1999, Power DOE, Version 1.18a.USA. HİRSCHENHOFER , J.H., STAUFFER, D.B., 1998 FC Handbook 4th Ed H0WELL, R. H., ve ark.1998, ASHRAE - Principles of HVAC, 1998, USA p 8.1 – 8.23 INTERNATİONAL ENERGY AGENCY.Key World Energy Statistics,2005.IEA,Paris JOSSEN, T. A. ve ark. 2005 Hybrids Sstems with Lead. Acid Battery and PEMFC, J. of Power Source , 144 ( 2005 ) 395 - 401 KADIOĞLU, M., 2003. Heating energy reqirements and fuel consumptions in the biggest city centers of Turkey. Energy Conversion & Management 44 ( 2003 ), 1177-1192. Pergamon. KORDESCH, K. 1984. Brennstofbatterien.1984, Springer Verlag,New York.p.33. LAM , JOSEPH C. , ark . 2005. Residential building envolepe heat gain and cooling energy requirements, Energy 30 ( 2005 ) 933-951. LARMİNİE, JAMES.2000, Fuell Cells Systems Explained,Chister:John Wiley & Sons. LENNOX. Heat Pumps Bulletin.1999. USA. p.8. LITTLE,A.D.,1994. Multifuel reformer – phase l. DOE, DE - AC02 - 92 Cambridge- Massachusets 191 MORRİSON ve ARK.2003. The Simulation of Fuel Cell Cogeneration Systems within Residential Buildings. Canmet Energy Tecnology Centre.Ottawa NATIONAL FUEL CELL RESEARCH CENTER 2000.Fuel Cell Technology Development Issues and Barriers,University of California.USA. OLSOMMER, B.,von SPAKOWSKY, M. R.,ELLİS, M. W., 1999. PEMFC : The Need for a realistic simulation model. Mechanical Engineering Department Internal Report, Virginia Polytechnic Institute and State University, Blacksburg.USA. ONOVWİONA, H. I.,UĞURSAL, V. I. 2004.Residential cogeneration systems: review of the current technology, renewable and sustainable energy reviews 10 ( 2006 ) 389 - 431. ONOVWİONA ve ark. 2004 , Financial viability Residential cogeneration systems Review of the current Technology, Renewable En.Rev. ( 2004 ) 1 - 43. PEDERSEN, L., 2005. Use of different methodologies for thermal load and energy estimations in buildings including meteorological and sociological in put parameters, Renewable sustainable energy reviews I (IV) III – III , 2005.Agu. PORTERİO, J., 2004. Feasibility of a new domestic CHP trigeneration with heat pump II. Availibility analysis. J. of Power Source 24 ( 2004 ) 1421 – 1429. RECKNAGEL_ISITMA ve KLİMA TEKNİĞİ 1998. TTMD Yayınları. Teknik Yayın No 1. Doğa Yayıncılık 2003. s. 1494-1495. RİCALET , V. 2001. House Energy Labeling procedure : methodology and present results. Energy building 2001; 33; 229 - 33 ROSTRUP, J.R., NİELSEN, Catalyts. Today 18 ( 1993 ) 305. SATMAN, T. YALÇINKAYA, N. 1999 . Heating and degree-hours for Turkey. Energy 24 (1999) 833–840 SMİTH , M. A., FEW. P. C.2001. domestic – scale combined theat – and – power system incorporating a heat pump : Analysis of a prototype plant, Applied Energy 70 ( 2001 ) 215-232. THORSTENSEN, B.2001, A parametric study of FC system efficieney under full and part load operation , J.of Power Source 92 ( 2001 ) 9-16 TS 2164. Binalarda Isı Yalıtım Kuralları 1998. İletim Yoluyla Gerçekleşen Isı Kaybı Hesabı. TSE, Ankara. S. 7. 192 TS 2164. Kalorifer Tesisatı Projelendirme Kuralları, 1983. Çizelge 6A. TSE, Ankara. s.39 UĞURSAL, İSMET., FERGUSON, ALEX. 2003, A Fuel Cell Model for Building Cogeneration Applications. IEA / ECBCS Annex definition workshop in FC Cog. 10 – 12 / 2003 Ottawa US CONGRESS, Office of Technology Assessment , 1986 . OTA-TM-0-37 US Government Printing Office , Washington, USA UTLU, Z., HEPBAŞLI, A.,2006. Estimating the energy and exergy utilization efficiencies for the residential – commercial sector: an application, Energy Policy 34 ( 2006 ) 1097-1105 VETTER, M., WİTTVER, C. 2003.Dynamic Modelling and Investigation of Residential Fuel Cell Cogeneration Systems. Konferenzband 16.Internationales Kolloqium Über Anwendungen der Informatik und der Mathematik in Bauwesen, Bauhaus Universitaet Weimar 10-12.06.2003.Germany WAGNER ve CZUP.1999.Criteria Analysis Approach for SystemsBased on F.C. Technologies Cogeneration Applications Virginia Polytechnic Institute and State University, Blacksburg, VA.USA HAWKES, A., LEACH, M. 2005. SOFC for residential micro CHP in U.K. J. of power sources 149 ( 2005 ) 72-83 WALLMARK, C., ALVFORS, P. 2002. Design of Stationary PEFC System Configuration to meet heat and power demands. J.of Power Source 2002;106;83-92. YAMANKARADENİZ, R. 1995. Mühendislik Termodinamiğinin Temelleri Cilt 2. Uludağ Üniversitesi Yayın No: 114, s. 509 – 510. www.mpower.com / customs www.thermoamalytics.com/support www.networkpower .exid.com/exidepdfs/classic-0P25 – t-en.pdf. www.en.gov.tr/enerjitüketimi.htm www.epdk.gov.tr / tarifeler. 2006 , www.tedas.gov.tr / Tarifeler. 2006 , www.fct.ta Siemens Westinghaus, 2004 . 5 kW Product 193 EKLER Ek 1. Çizelgeler Bursa için Meteorolojik şartlar: Çizelge 1. Bursa için - Kuru termometre sıcaklığı - Yıllık Toplam Bin Verileri -12 /-9 -9 /-6 -6 /-3 - 3 /0 0/3 3/6 6/9 9/12 12/15 2 5 36 237 568 810 1028 981 942 15/18 18/21 21/24 24/27 27/30 30/33 33/36 36/36 985 1011 829 618 428 224 49 7 Kaynak: Bulut 2001 Çizelge 2. Bursa İli Meteorolojik Bilgileri AYLAR YIL I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII YILLIK Rasat ORTALAMA SICAKLIK (˚C ) süresi 62 yıl 5.3 6.2 8.3 13.0 17.6 22.1 24.5 24.1 20.1 15.6 11.2 7.6 14.6 EN YÜKSEK SICAKLIK (˚C ) 62yıl 23.8 26.1 32.5 36.2 37.0 40.5 41.3 42.6 40.1 36.3 31.0 26.5 42.6 EN DÜŞÜK SICAKLIK (˚C ) 62 yıl -20.5 -25.7 -10.5 -4.2 0.8 4.0 8.3 7.6 3.3 -1.0 -8.4 -17.9 -25.7 ORTALAMA NİSBİ NEM (%) 62 yıl 74 73 70 70 69 62 58 60 66 72 75 74 69 EN DÜŞÜK NİSMİ NEM (%) 62 yıl 16 10 7 9 5 9 10 8 6 9 8 19 5 ORTALAMA BULUTLULUK (0-10) 62 yıl 6.8 6.9 6.4 5.8 4.9 3.4 2.2 2.1 3.0 4.5 5.9 6.5 4.8 ORTALAMA RÜZGAR HIZI (m/sn) 50yıl 3.1 3.0 2.7 2.3 2.0 2.2 2.6 2.6 2.2 1.9 2.1 2.9 2.8 EN HIZLI RÜZGAR VE YÖNÜ 50yıl S SSE S SSW SW W N NE W SSE SSW SSW SSE 34.9 35.2 34.2 26.7 24.1 23.4 19.7 17.7 25.6 28.0 31.2 31.9 35.2 HAKİM RÜZGAR YÖNÜ 40yıl E E NE WSW W NE NE NE NE NE E E NE ORTALAMA YAĞIŞ MİKTARI (mm) 62yıl 92.3 74.8 67.9 59.2 52.0 30.7 24.7 17.2 38.5 58.4 78.1 102.5 69.65 Kaynak : Anonim 1985 194 Çizelge 3. Bursa İçin Derece Günler ( 14 o C Taban Sıcaklığına göre ) KLİMATİK KLİMATİK KLİMATİK AYLAR SICAKLIK AYLAR SICAKLIK AYLAR SICAKLIK OCAK 242 OCAK 360 OCAK 239 ŞUBAT 252 ŞUBAT 255 ŞUBAT 313 MART 206 MART 250 MART 195 NİSAN 55 NİSAN 378 NİSAN 164 MAYIS 24 MAYIS 26 MAYIS 89 HAZİRAN 0 HAZİRAN 2 HAZİRAN 3 TEMMUZ 0 TEMMUZ 0 TEMMUZ 0 AĞUSTOS 0 AĞUSTOS 0 AĞUSTOS 0 EYLÜL 0 EYLÜL 0 EYLÜL 9 EKİM 29 EKİM 35 EKİM 74 KASIM 136 KASIM 85 KASIM 185 ARALIK 147 ARALIK 209 ARALIK 310 TOPLAM 1.091 TOPLAM 1.600 TOPLAM 1.581 KLİMATİK KLİMATİK AYLAR SICAKLIK AYLAR SICAKLIK OCAK 391 OCAK 251 ŞUBAT 293 ŞUBAT 368 MART 263 MART 384 NİSAN 214 NİSAN 232 MAYIS 101 MAYIS 32 HAZİRAN 7 HAZİRAN 0 TEMMUZ 0 TEMMUZ 0 AĞUSTOS 0 AĞUSTOS 0 EYLÜL 7 EYLÜL 7 EKİM 84 EKİM 58 KASIM 220 KASIM 143 ARALIK 341 ARALIK 219 TOPLAM 1.921 TOPLAM 1.694 Kaynak : Anonim 2003 2002 1999 2003 2000 2001 195 Çizelge 4. Cihaz Türlerine Göre Abone Sayıları 2004 Aktif Aktif Cihaz Tipi Sözleşme Sözleşme Sayısına Göre Sayısına Göre Sayaç Adedi BBS** Sayısı Kombi 102.294 109.306 Soba 47.603 50.016 Ocak 25.112 25.112 (Fırın- Merkezi Brülör) 3.204 76.356 Kat Kaloriferi 1.907 3.388 Toplam 180.120 264.178 2005 Aktif Aktif Sözleşme Sözleşme Cihaz Tipi Sayısına Göre Sayısına Göre Sayaç Adedi BBS Sayısı Kombi 120.513 132.944 Soba 57.762 59.656 Ocak 36.600 36.600 (Fırın- Merkezi Brülör) 3.337 80.906 Kat Kaloriferi 2.307 5.005 Toplam 220.519 315.111 2006* Aktif Aktif Cihaz Tipi Sözleşme Sözleşme Sayısına Göre Sayısına Göre Sayaç Adedi BBS Sayısı Kombi 125.155 137.586 Soba 77.896 78.416 Ocak 40.052 40.052 (Fırın- Merkezi Brülör) 3.364 81.324 Kat Kaloriferi 2.803 5.444 TOPLA M 249.270 342.822 196 Çizelge 5. Gaz t ü k e t i m l e r i ( Konutlar ) 2004 YILI KONUT ABONELERİ TÜKETİMLERİ (m3) AYLAR Konut (m3) Kazan (m3) Toplam (m3) Konut 163.662.820 53.616.107 217.278.927 Resmi 343.612 14.011.552 14.355.164 Ticari 5.170.322 14.126.081 19.296.403 Vakıf/Dernek 270.327 292.165 562.492 TOPLAM 169.447.081 82.045.905 251.492.986 2005 YILI KONUT ABONELERİ TÜKETİMLERİ (m3) AYLAR Konut (m3) Kazan (m3) Toplam (m3) Konut 215.915.189 57.200.785 273.115.974 Resmi 647.483 12.945.363 13.592.846 Ticari 7.479.742 14.373.428 21.853.170 Vakıf/Dernek 430.503 319.921 750.424 TOPLAM 224.472.917 84.839.497 309.312.414 2006 YILI KONUT ABONELERİ TÜKETİMLERİ (m3) (İlk 2 ay) AYLAR Konut (m3) Kazan (m3) Toplam (m3) Konut 94.139.275 19.649.952 113.789.227 Resmi 166.472 3.956.124 4.122.596 Ticari 2.606.641 5.162.891 7.769.532 Vakıf/Dernek 248.348 114.113 362.461 TOPLAM 97.160.736 28.883.080 126.043.816 Kaynak: Bursagaz A. Ş. 2006 197 Sıcak su üretimi. Çamaşır makinesi: Ortalama haftada 1 kez 80 litre. Ortalama sıcaklık 40o – 60o C. Ortalama çalışma süresi 45 dak. Bulaşık makinesi: Ortalama haftada 1 kez 40 litre. Ortalama sıcaklık 65o C. Ortalama çalışma süresi 1saat 45 dak. Çizelge 6. Elektrikle üretilen sıcak su Aylar Çamaşır Makinesi Bulaşık Makinesi Üretilen Su Gereken Üretilen Su Gereken Miktarı m³ Enerji kW Miktarı m³ Enerji kW Ocak 80 4.71 40 2.58 Şubat 80 4.76 40 2.61 Mart 80 4.68 40 2.57 Nisan 80 4.46 40 2.465 Mayıs 80 4.05 40 2.26 Haziran 80 3.70 40 2.084 Temmuz 80 3.34 40 1.906 Ağustos 80 3.22 40 1.845 Eylül 80 3.39 40 1.928 Ekim 80 3.69 40 2.07 Kasım 80 4.10 40 2.28 Aralık 80 4.5 40 2.48 Çizelge 7. Sıcak Su Üretimi ( Gazlı cihazla üretilen) Aylar Gaz Aylık Ortalama Aylık Sıcak Günlük Sıcak Sıcak Su Üretimi tüketimi Toprak Sıcaklığı Su Üretimi Su Üretimi İçin Gereken Enerji m³ ˚C m³ Lt. kW Ocak 58.972 9.343 8.216 265 11 Şubat 56.092 8.791 7.594 271 11.41 Mart 48.55 9.669 6.452 208 8.54 Nisan 22.873 12.042 2.057 68 2.6 Mayıs 16 16.376 0.861 27 0.898 Haziran 11.949 20.187 0.424 14 0.4 Temmuz 13 24.009 0.891 28 0.683 Ağustos 15.692 25.324 1.746 56.32 1.33 Eylül 20.843 23.548 2.999 100 0.078 Ekim 23.778 20.304 3.396 109.54 3.223 Kasım 28.476 15.876 3.328 111 3.985 Aralık 47.178 11.573 6.346 204 8.201 Aylık sıcak su üretimi = Aylık gaz tüketimi * 8250 * 0.84 * 0.9 / c p * ( 45 – T toprak sıcaklığı ) Günlük sıcak su üÜretimi o ay’ın gün sayısına bölünerek bulunmuştur. 198 Çizelge 8. Saatlik Sıcak Su Yükleri (Elektrikli cihazla üretim hariç) SAAT SICAK SU YÜKÜ 700-- 1000 %23 x 271/ 3 20,766 kg 1000 -- 1200 % 7 x 271 / 2 9,485 kg 1200 -- 1600 % 10 x 271/ 4 6,775 kg 1700 -- 2300 % 50 x 271 / 6 22,583 kg 2400 -- 0700 % 10 x 271 / 7 3,871 kg Soğutma yükleri: Çizelge 9. Pik Soğutma Günü için 24 saatlik soğutma yükü Saat Soğutma İletim ve Güneş İnsanlardan Aydınlatma ve Pişirmeden Toplam Derece saat havalandırma ışınımıyla gelen gelen yük elk. cihaz yükü gelen yük ( W ) 24 oC taban ile Isı kazancı ısı kazancı (W) ( W ) ( W ) ( W ) sıc. için ( o C ) ( W ) 1 4 728.85 0 281,25 149.64 0 1159.7 2 3 550.19 0 281,25 149.64 0 981.08 3 2 371.53 0 281,25 149.64 0 802.42 4 1 192.88 0 281,25 149.64 0 623.77 5 0 0 0 281,25 149.64 0 0 6 0 0 625.16 281,25 154.45 0 0 7 0 0 1382.5 281,25 154.45 260 0 8 0 0 1817.3 201,25 154.45 0 0 9 0 0 1943.6 201,25 154.45 0 0 10 2 371.53 1620.5 201,25 154.45 0 2347.7 11 4 728.85 1448.7 201,25 154.45 0 2533.2 12 5 907.51 910.02 201,25 154.45 260 2433.2 13 7 1264.8 417.79 201,25 154.45 0 2038.3 14 8 1443.5 291.9 201,25 154.45 0 2091.1 15 8 1443.5 498.11 201,25 154.45 0 2297.3 16 10 1800.8 735.3 201,25 154.45 0 2891.8 17 10 1800.8 845.81 201,25 197.85 0 3045.7 18 10 1800.8 531.13 201,25 197.85 260 2991 19 10 1800.8 0 431,25 197.85 0 2429.9 20 9 1622.1 0 431,25 197.85 0 2251.2 21 8 1443.5 0 431,25 197.85 0 2072.6 22 7 1264.8 0 431,25 149.64 0 1845.7 23 6 1086.2 0 431,25 149.64 0 1667.1 24 5 907.51 0 431,25 149.64 0 1488.4 199 Çizelge 10. Camdan gelen toplam güneş radyasyonu: 40° Kuzey enlemi ( Kcal / m2 h ) Aylar Pencere S A A T L E R yönleri 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 HAZ. GD 138 239 296 301 268 193 92 38 38 35 33 27 16 KB 16 27 33 35 38 38 38 34 81 198 304 361 320 TEM. GD 146 260 323 339 298 222 114 41 38 35 33 27 14 KB 14 27 33 35 38 38 38 38 71 129 285 344 287 AĞU. GD 130 285 374 396 327 290 174 68 38 35 30 22 8 KB 8 22 30 39 38 38 38 38 43 125 222 277 184 EYL. GD 0 258 391 439 426 361 244 111 38 33 24 14 0 KB 0 14 24 33 35 35 38 35 35 71 157 138 0 EKİ. GD 0 220 358 437 442 391 290 171 54 27 16 5 0 KB 0 5 16 27 30 33 33 33 30 33 89 95 0 Kcal / m2h [ Watt’ a dönüşümü için 1.162 ( =1000 / 862 ) ile çarpılacak ] Isı Pompası Özellikleri : Lennox HP 29- 024 ( Dış ünite ) – CB 29M – 21 / 26 ( İç ünite ) 35 °C Dış sıcaklık, 17.2 °C iç yaş termometre sıcaklıkta, 380 lt / sn toplam hava debisinde, 20000 Btu / sa ( 5.9 kW ) soğutma kapasitesinde, 8.3 °C kuru termometre, 6.1 °C yaş termometre dış sıcaklık ve 21.1 °C iç üniteye giriş sıcaklığında, 19400 Btu / h ( 5.7 kW ) ısıtma kapasitesindedir. ITK = 3.19 5.7 kW ısıtmada toplam enerji girişi 1.8 kW‘ dır. STK = 2.68 5.9 kW soğutmada toplam enerji girişi 2.2 kW’ dir. ITK ( Tdış ) = 0.048 x + 2.8 STK ( Tdış ) = - 0.05 x + 4.4 Isıtma kapasitesi ( Tdış ) = 0.13x + 4.8 Soğutma kapasitesi ( Tdış ) = -0.00022 x 3 + 0.025 x2 – x+ 18 Duyulur Isı Oranı ( Tdış ) = 0.00012 x 2 – 0.0041 x + 0.02 Enerji verimliliği EER = 9.15 200 Çizelge 11. Isı Pompasının Özellikleri Tdış Isıtma kapasitesi Toplam enerji girişi STK DIOcihaz HavaDebisi 29 °C 6.2 kW 2.08 kW 2.98 0.82 35 °C 5.9 kW 2.20 kW 2.68 0.82 380 tl / s 41 °C 5.5 kW 2.31 kW 2.38 0.85 46 °C 5.2 kW 2.83 kW 1.837 0.88 Tdış Isıtma kapasitesi Toplam enerji girişi ITK Hava Debisi -28 °C 1.5 kW 1.1 kW 1.36 -15 °C 2.8 kW 1.335 kW 2.097 -4 °C 4.0 kW 1.55 kW 2.58 450 lt / sn +7 °C 5.7 kW 1.8 kW 3.16 +18 °C 7.3 kW 2.045 kW 3.57 İç Ünite ( üfleyici ) Fan ve Serpantin güçleri Fan motoru çıkış gücü ( nominal ) 249 W , Soğutma kapasitesi 5.3 – 7.0 kW Çizelge 12. Fan ( üfleyici ) özellikleri: Dış Statik Basınç ( Pa ) Hava Debisi ( L/ sn ) Çekilen Güç ( W ) 25 Pa 540 415 35 Pa 520 400 50 Pa 515 395 60 Pa 505 390 75 Pa 490 375 100 Pa 455 350 125 Pa 430 330 50 Pa 420 315 60 Pa 405 310 75 Pa 400 305 100 Pa 370 285 125 Pa 345 265 25 Pa 330 250 35 Pa 315 245 50 Pa 310 240 60 Pa 300 230 75 Pa 295 225 100 Pa 275 210 125 Pa 255 190 Çekilen Güç ( Hava debisi ) = 0.77 x 3.2 [ W ] 201 Ek 2. Termodinamik analizler Yakıt Hücresinin Termodinamik Analizi : N Molekül yakıtın kimyasal reaksiyonuyla ilgili tersinir iş Gibbs fonksiyonundaki değişim ile bulunur ( Ellis 2002 ). − W = - N ∆G ( 1 ) − ∆G yakıt molekülü başına Gibbs ‘ deki değişimdir. İdeal gazların arasındaki bir reaksiyonda ; α A + β B χ C + δ D ( 2 ) ve Gibbs fonksiyonunda molekül başına değişim ( örnek olarak A reaktanı için ) − − O χ . δP P ∆G = ∆G (T ) + RT ln C D ( 3 ) α PA . β PB − O ∆G (T ) Verilen sıcaklıkta ve standart basınçta molekül başına Gibbs fonksiyonunun değişimidir. P ise her gazın ( Atm ) biriminden kısmi basıncıdır. Elektrokimyasal reaksiyon işi E elektriksel potansiyeliyle hareket ettirilen ( iyonize ) yükün miktarıyla belirlenebilir. W = n N FE ( 4 ) n Yakıt mol’ ü başına elektron sayısı , F Faraday sabiti ( 1 ) ve ( 4 ) denklemini birleştirince − − ∆G E = ( 5 ) nF İdeal gazlar arasındaki bir reaksiyon için ( 3 ) denkleminden açık devre potansiyeli; χ δ O PE = E (T ) RT− ln C .PD ( 6 ) nF α βPA .PB 202 E O (T ) Standart basınçta ve verilen bir sıcaklıktaki açık devre potansiyelidir. O O ( ) − ∆G (T )E T = (7) nF Denklem ( 6 ) ile verilen açık devre potansiyeli, verilen bir sıcaklık ve reaktan basıncındaki bir hücre reaksiyonu için anot ve katot arasındaki maksimum voltajı verir. İdeal olmayan gazlar için ( 6 ) genelleştirilebilir. χ δ E = E O ( RT a .a T )− ln C D ( 8 ) nF α βaA .aB aİ ürünlerin ve reaksiyonların aktiviteleridir. Denklem ( 8 ) Nernst denkleminin genel halidir ( Larminie 2000 ). Denklem ( 5 ) açık devre potansiyelinin sıcaklık ve basınçta değişimini çıkartmak için kullanılabilir. Gibbs fonksiyonu ; G = H- TS olarak tanımlanabilir. ( 9 ) Zincir kuralıyla bu ifadenin türevi alınırsa dG = dH – T dS - S dT ( 10 ) İkinci Gibbs ifadesine T dS = dH – V dp ( 11 ) ( 11 ), ( 10 )’ de yerine konulunca dG = - S dT + V dp ( 12 ) Denklem ( 12 ) hem reaktanlara hem de ürünlere uygulanınca ; dGp = - Sp dTP + Vp dp P P Ürünler ( 13 ) 203 dGR = - SR dTR + VR dp R R Reaktanlar ( 14 ) Eğer ürünler ve reaktanlar aynı sıcaklık ve basınçtılar ise denklem ( 13 ve 14 ) denklem ( 5 ) ile birleştirilince  ∂E  ∆S   = ( 15 )  ∂T SB.BAS. nF ∆S Entropideki değişim ∆V Hacimdeki değişim  ∂E  ∆V   = − ( 16 )  ∂p  nFSB.SIC. Örnek : Su üretimi için H2 ve O2 reaksiyonu ele alınırsa ; aşağıdaki denklem standart şartlarda ( 25 o C sıcaklık , 1 Atm basınç ) H2 + 1/2 O2 → H2O ( 17 ) ∆G = -229.000 j/g mol ∆S = - 44 j / g mol – K ∆V = - 0.0123 m3 /g mol –K H2 ve O2 ile çalışan bir yakıt hücresinde çıkan su gaz fazında iken ( su buharı ) denklem ( 6 ) ile bulunan açık devre voltajı; 204 229000(J / gmol − H E = 2 ) 2(gmol − e− / gmol − H 2 ) *96487(coul / gmol − e − ) 8.314(J / gmol − H 2 * K ) * 298K− * ln(1atm)1 /(1atm)1 *(1atm)0.5 2(gmol − e− / gmol − H ) *96487(coul / gmol − e−2 ) E = 1.18 j / coul − 0.0128* ln(1) j / coul = 1.18V bulunur. ( 18 ) Bu, akım çekilmediği zaman Y.H.‘ nde ölçülen voltajdır. ∆S Negatif olduğu için denklem ( 13 ) ‘ e göre açık devre voltajı sıcaklık arttığında azalıyor demektir. Reaksiyon nedeniyle hacimdeki değişim negatif olduğu için, denklem ( 14 ) basınç arttıkça açık devre voltajın arttığını gösterir. Şekil 1. açık devre voltajının sıcaklıkla değişimini göstermektedir. Diğer faktörleri gözardı edersek, düşük sıcaklıkta çalışan bir hidrojenli Y.H. daha yüksek bir verim ortaya koymaktadır. Hücreden akım çekilirken, polarizasyon kayıpları denilen diğer etkiler hücre voltajını açık devre voltajının altına düşürür. Bu kayıplar yükselen sıcaklıklarda azalma eğilimi göstermektedir, bu zıt etkileşim şekilde görülmektedir. Şekil 1. Açık devre voltajının sıcaklıkla değişimi Kaynak : Ellis 2002 205 Polarizasyon Kayıpları : İş üretmek için anot ve katot arasında akım geçmek zorundadır. Akım geçişi polarizasyon kaybı yada üst voltaj olarak bilinen hücre voltajının düşmesine neden olan bir azalmayı gerçekleştirir. Bu kayıplar 3 alt elemana ayrılır. - Aktivasyon - Ohmic - Konsantrasyon kayıpları. Aktivasyon Kayıpları :Elektrokimyasal reaksiyonu belirli bir hızda ilerletmek için gerekli voltajdır. Anot ve katotta reaktanlar reaksiyon alanında yayılırlar, burada indirgenme ve oksitlenme reaksiyonları gerçekleşir. Bu alanda, bir itici güç ( aktivasyon potansiyeli veya voltaj farkı ) reaksiyonların önünde ilerlemelidir. Düşük sıcaklı hücrelerde daha düşük bir itici güçle reaksiyonun ilerlemesi için katalizörler kullanılır. Yüksek sıcaklıkta aktivasyon potansiyeli azalır ve katalizörlere daha az ihtiyaç olur. Akım yoğunluğu çok az iken reaktan taşımak için gereken hızlar düşüktür ve bu yüzden Y. H.‘ ndeki yoğunlaşma farklılıkları azdır. Bu durumda, reaksiyon hızı aktivasyon üst limit potansiyeli ile kontrol edilir ve reaktanların reaksiyon bölgesindeki konsantrasyonları giriş bölgesindeki konsantrasyonlara yaklaşır. Bu durum için, aktivasyon polarizasyon ‘u çoğunlukla “ Tafel denklemi “ diye bilinen ampirik bir denklemle akım yoğunluğunun bir fonksiyonu olarak ifade edilir. Vact = a log ( i / i o ) ( 19 ) a → Tafel eğimi, i o → değişen akım yoğunluğu ; ( İkisi de deneysel olarak bulunur). Bu denklem aktivasyon polarizasyonun akım yoğunluğu ile logaritmik olarak arttığını göstermektedir. Bu yüzden aktivasyon polarizasyonu düşük akım yoğunluğunda hızla ve yüksek akım yoğunluğunda daha ağır bir şekilde değişir. Tafel eğimi ve değişen akım yoğunluğu belirli bir akım yoğunluğu için aktivasyon polarizasyonunu belirler. Katalizörler Tafel eğimini azaltır ve akım yoğunluğunun değişimini, böylece belirli bir akım yoğunluğu için aktivasyon polarizasyonunu artırır. 206 Ohmic Polarizasyon: Hücrede elektronların ve iyonların akışına voltaj kaybıdır, kabaca akımın lineer bir fonksiyonudur. Vohm = iR ( 20 ) Konsantrasyon polarizasyonu: Elektrotlarda reaktan akışını sınırlandıran nedenlerden dolayı gerçekleşen voltaj kaybıdır. Akım yoğunluğu artarken, reaksiyonu sürdürmek için gerekli reaktan debilerini de arttırmak gerekir. Sonuçta, hücredeki taşıma hızı reaktanların tüketim hızında tutulamaz. Her reaksiyon bölgesinde reaktan konsantrasyonu düşmeye başlar ve voltajda düşer. Net hücre voltajı açık devre voltajından daha azdır, Değişik Polarizasyon Kayıpları: Vhücre = Voc −Vakt −Vohm −Vkons. ( 21 ) Voc = Açık devre voltajı Y.H.‘ nin verdiği güç; W = VHÜCRE * I HÜCRE ile bulunur. ( 22 ) Hücre voltajını azaltan polarizasyon kayıpları doğrudan hücreden alınan elektriksel gücü düşürür. Bu kayıplar nedeniyle, elektriksel olarak var olan enerji hücreden ısı şeklinde transfer olur. Bir polarizasyon eğrisi hücre voltajını hücre akımıyla ilişkilendirir. Şekil 2.’ de tipik bir eğri sunulmaktadır. Bu şekilden görülüyor ki, akım geçişi yok iken ( 0 ) hücre voltajı açık devre voltajıdır. Akım geçmeye başladığında aktivasyon kayıplarıyla voltaj düşmeye başlar. Logaritmik davranış nedeniyle, aktivasyon polarizasyonu önce hızla artar sonra akım artarken bu artış daha azdır. Bir noktada ohmic polarizasyondaki artışlar aktivasyon polarizasyonunkinden daima önemli bir hale gelir. Polarizasyon eğrisi bu durumda ohmic kayıplarla lineer bir durum alır. Sonuçta, yüksek akım yoğunluklarında reaktanların reaksiyon bölgesine akmasını engelleyen sebepler akım yoğunluğunun kısıtlanmasına sebep olur. Değerler değişmekle beraber Y.H. teknolojisinin bu davranışı genel olarak hepsinde aynıdır. 207 Y.H. tipiyle değişime ek olarak polarizasyon eğrisi işletme koşullarından etkilenir. Örneğin basınç ve sıcaklıktaki değişmeler eğrinin yukarıya aşağıya yer değiştirmesine, akımın limitinin değişmesine neden olur. Şekil 2. Yakıt Hücresi tipik Polarizasyon Eğrisi Kaynak. Ellis 2002 Y.H Performansının Ölçümü: Y.H. Performansı voltajı ( V ), akım yoğunluğu ( mA / cm2 ), güç yoğunluğu ( W / cm2 ) ve verimi ile ölçülebilir. Hücre voltajı ve akım yoğunluğu şekil 2.’ deki gibi bir polarizasyon eğimiyle ilişkilendirilebilir. Güç yoğunluğu; hücre voltajı ve akım yoğunluğunun çarpımıdır. Düşük akım yoğunluklarında, güç yoğunluğu artan akımla birlikte çoğalır. Akımın limitine ulaşıldığında azalan hücre voltajı artan akımdan daha fazla önem kazanır ve güç azalmaya başlar. Böylece hücre maksimum bir güçle karakterize edilir. 208 Y.H. verimini tanıtmak için birçok yol vardır. Y.H. kimyasal enerjiyi elektriksel güce ve suya dönüştürür. Tersinir ya da ideal verim, hücredeki kimyasal reaksiyondan alınabilen max. elektriksel gücün hücreye giren yakıtın tam reaksiyonuyla elde edilebilen kimyasal enerjiye bölünmesiyle ortaya çıkan verimdir . • W ideal V .nNF V .nF η ideal = = OC = OC ( 23 ) N.HVa N.HVa HVa HVa Anoda giren yakıtın üst ya da alt ısıl değeri ( mol başına ) W ideal ideal güç N Reaksiyona giren yakıtın molar debisi ( mol / s ) n Elektrokimyasal reaksiyonda elektron sayısı ( n = 2 , H2 için ) F Faraday sabiti Kütlesel olarak yazılacak olursa denklem ( 23 ) V η oc * nF ideal = olur ( 24 ) M a * HVa M a → Anota verilen yakıtın molar kütlesi HV, Isınma değeri tamamlanmış bir Y.H. reaksiyonunda açığa çıkan enerji miktarıdır ve Y.H. ‘ den ürün olarak çıkan suyun sıvı ya da buhar olup olmadığına bağlıdır. Eğer PEMFC deki gibi su sıvı fazında ise reaksiyondan alınan enerji daha fazladır ve bu değer üst ısıtma değeridir ( HHV ). Su, eğer buhar halinde çıkıyorsa diğer bütün Y.H. tiplerinde olduğu gibi daha az enerji alınmış demektir. Buna alt ısıl değer ( LHV ) denilir. V η = hücreV ( 25 ) V oc Polarizasyon eğrisine göre; voltaj verimi akım yoğunluğu arttıkça düşer. Gerçek hücre voltajı idealden daha azdır. İdeal durumda her H2 molekülü akıma girmek için iki elektron vererek reaksiyona katılır. Gerçekte bazı H2 ‘ler elektrolit içinden reaksiyona girmeden geçerler ve bir miktar akım elektrolit üzerinden şöntlenir. Böylelikle gerçek akım H2 akışına karşılık gelen akımdan daha azdır. 209 Akım verimi ya da Faraday verimi I η = HÜCREI dir. ( 26 ) nNF Reaktanlar tükendikçe hücredeki reaktanların konsantrasyonu azalır, inert gazlar değişmez ve ürün gazları artar. Teoride hücreyi terk eden reaktanların konsantrasyonu bu nedenle sıfıra yaklaşır. Fakat çok düşük reaktan konsantrasyonlarında hücre reaksiyonu büyük polarizasyon kayıpları olmadan ilerleyemez. Pratik anlamda hücreyi terk eden reaktan akımları önemli bir reaktan konsantrasyonu taşımalıdır. Yakıt verimi ya da kullanımı gerçek anlamda kimyasal reaksiyonla anottan atılan yakıt miktarının anoda giren yakıt miktarıyla bölümüdür. • N ηu = ( 27 ) • N a • N a , Anoda giren yakıtın molar debisi Y.H.’nin ürettiği enerji Y.H. sisteminde gerçekte var olan enerjiyle aynı değildir. Bir miktar Y.H. elektriği güç şartlandırıcısından ısı olarak kaybolur birazı pompa, fan gibi yardımcı ekipmanı çalıştırmak için gider. Bu nedenle sistemden çekilen net elektrik azalır. Diğer taraftan, bazı Y.H. sistemlerinde egzost’daki enerji geri kazanılabilir ve ek güç üretmek için kullanılabilir böylece sistem gücü Y.H.’nin tek başına verdiği gücü geçer.Bu faktörler sistem verimine yansıtılır. • • Ws Ws η = = ( 28 )s • W VHÜCRE * I HÜCRE Ws , Bütün sistemin ürettiği net elektrik gücü Sistem verimi 1 den fazla az ya da çok olabilir. Eğer Y.H. sistemi bir yakıt işlemcisi bulunduruyorsa işlemciye giren yakıtın ısıtma değeri Y.H. anoduna gireninkinden farklı olacaktır. 210 Yakıt işlemcisi verimi: HV η aREF = ( 29 ) HVYAK HVYAK işlemciye giren yakıtın ısıtma değeri ( Little 1994 ) Yakıt işlemcisinde yakıta ısı ilave edildiği için, işlemciden çıkan gazın ısıtma değeri gerçekte işlemciye gireninkinden daha yüksek olabilir. Bu nedenle, işlemci verimi 1 den az yada çok olabilir. Toplam elektriksel dönüşüm verimi: Y.H. sisteminin verdiği elektrik enerjisinin, hücreye giren yakıtın tam yanmasıyla verdiği enerjiye oranıdır. Toplam elektrik dönüşüm verimi Y.H. sisteminin performansını en iyi veren bir ölçümdür ve diğer 6 verimi de kapsar. • • • • WS VOC nF Vhücre I hücre N WS HV N a .MηE = = × × × × × a × a • • mYAK .HV M a HVa VOC nNF Vhücre .I hücre HVYAK mYAK YAK N a ( 30 ) Son terim anoda giren gaz miktarının işlemciye giren gaz miktarına oranıdır. Bu terim yakıtı ya da CO’ i oksitlemek için yakıtın içine havanın verildiği yakıt işlemcisinde 1 den büyük olabilir veya yakıttaki suyun yoğuşturulduğu yakıt işlemcilerinde 1 den az olabilir. Bu kütle oranını ε REF şeklinde tanıtırsak ve 23 ile 30 ile birleştirirsek ηE ≡ η İDEALηVη IηUηSηREFε REF dir. ( 31 ) Yakıtların H2’e dönüşümü Üç temel teknikle yapılır ( Ahmed, Krumpelt, 2001 ). — Buharlaştırma ( SR: Steam Reforming ) ile — Kısmi oksitlenme ( PO: Partial Oxidation ) ile ve — Otomatik termal oluşum ( ATR: Autothermal Reforming ) ile. Buharlaştırma: Kimya endüstrisinde en çok uygulanan metottur. 211 Yakıt ( C n H m O p ) + Buhar => Karbon oksit + Hidrojen , ( ∆Hr > 0 ) ( 32 ) Buhar, yakıt hazırlayıcıda ( reformer ) bir katalizör yardımıyla yakıtla (doğalgaz) reaksiyona girer hidrojen, CO ve CO2 üretir. Uzun süreli kararlı hal işletmesi bu tipler için çok uygundur ve H2 konsantrasyonları ( > o/o 70 kuru ) yüksektir, daha sonra CO ve CO2 değişik reaksiyonlarla ve süpürme teknikleriyle gazlardan alınır. Su buharı yer değiştirme reaksiyonu, metanlaştırma, amonyak solüsyonlarında CO2‘ in absorpsiyonu ve basınç salınımlı adsorpsiyon v.b. bunlara örnektir. Primer SR reaksiyonunun oldukça endotermik ve reaksiyon kinetiği sorunlarından çok ısı transferi sorunlarının olması nedeniyle reaktör tasarımı zordur. Neticede, ısı alışverişi için tasarlanan bu tip reaktörler oldukça büyük ve ağır olur, çabuk devreye giremez ve dinamik yüklere cevabı da hızlı değildir. Kısmi oksitleyici reformerlerde yakıtlar stokyometrik oranların altındaki O2 miktarları ile reaksiyona girerek ısı üretir ve reaksiyonun sıcaklığını yükseltirler. Yakıt ( Cn Hm Op ) + Hava Karbon oksitler + Hidrojen + Nitrojen , ∆Hr < 0 ( 33 ) İlk oksitlenmeden çıkan ısı, reaksiyon ortamındaki gazların sıcaklığını 1000 oC ye yükseltir, böylece gaz karışımına gereken miktarda buhar vererek geride kalan veya sonradan eklenen hidrokarbonları ( genellikle metan ve diğer parçalanma ürünlerini ) ve oksitlenmiş yakıtı daha kolay buharlaştırır. Oksitlenme, katalizörlü veya katalizörsüz yapılabilir. Autotermal reformerler yakıt, su ve havayı birlikte reaksiyona sokarak PO ve SR reaksiyonlarının ısı etkisini birleştirir. Yakıt ( Cn Hm Op ) + Hava + Buhar Karbon oksitler + Hidrojen + Nitrojen ( 34 ) ∆Hr < 0 Bu sürecin katalizörlü olması nedeniyle, reaksiyonun ilerlemesi kontrol edilebilmektedir. SR Reaksiyonu oksitlenmeyle çıkan ısıyı absorbe ederek reaktördeki maksimum sıcaklığı sınırlar. Net sonuç bir miktar exotermiktir ( dışarı ısı veren ). Fakat istenen dönüşüm ve ürün kalitesi için uygun bir katalizör gereklidir ( platin vb. nikel ). ( metan, bütan, propan, hatta nafta ) uygundur. 212 Düşük basınçlı, yüksek sıcaklık gerektiren yakıtlar için nikel esaslı katalizör kullanılır. Tipik sıcaklıklar 800 o- 900 oC dir. Buhar / Karbon oranı 3.5’ dur. Basınçlar orta seviyede olup H ve CO’ e dönüşen metan seviyesi o2 /o 98 dir ( Blomen ve Mugerwa 1993 ). Ürün gazları MCFC veya SOFC’ de doğrudan, PEMFC ve PAFC’ de ise CO’ i azaltan ek bir işlemden sonra kullanılmaktadır. Genel reaksiyon C n H m + n H2O ↔ ( n + m / 2 ) H2 + n CO ( 35 ) PO - Kısmi reaksiyon, yüksek sıcaklıklı reaksiyonlarda ağır hidrokarbonlu yakıtlara uygundur. x Miktar yakıtı reaksiyon ısısı için ayırırsak, x C n H m + ( n x + m x / 4 ) O2 + 3.76 ( n x + m x / 4 ) N2 → ( m x / 2 ) H2O + n x CO2 + 3.76 ( n x + m x / 4 ) N2 olur. ( 36 ) Net reaksiyon: C n H m +( n x + m x / 4 ) O2 + 3.76 ( n x + m x / 4 ) N2 + ( ( 1 - x ) n – m x / 2 ) H2O → ( n + m / 2 ) ( 1 - x ) H2 + n ( 1 - x ) CO + n x CO2 + 3.76 ( n x + m x / 4 ) N2 ( 37 ) Tipik sıcaklıklar 1300 o C -1500 o C’ dir. Ürün gazları doğrudan MCFC ve SOFC lerde fakat PEMFC ve PAFC lerden CO’ i azaltan ek işlemden ( su buharı yer değiştirme reaksiyonu ) sonra kullanılabilir. Kısmi oksidasyonun dezavantajı oksitlendirici olarak hava kullanıldığında ürün olarak CO2, N2 veya amonyağın çıkmasıdır. Ayrıca, bir kısım yakıt H2’e dönüşmek yerine yandığı için yakıt hazırlayıcı reformerin verdiği H2 miktarı buharlı yakıt hazırlayıcıda alınandan azdır. ATR’ deki sıcaklık PO’ den az, SR’ den çoktur. PAFC’ ler ve PEMFC’ ler için CO’ i azaltan yer değiştirme reaksiyonu; CO + H2O ↔ CO2 + H2 şeklinde gerçekleşir. ( 38 ) Bu reaksiyon düşük sıcaklıklı ürünler için exotermik bir reaksiyondur. 213 Bu dönüşüm, katalizörlerle birlikte çalışma sıcaklığına göre 2 sıcaklık kademesinde olabilir. 1. Kademe 330 oC – 530 oC’ de demir ve krom oksit katalizörlerle yapılabilir. 2. Kademe 200 oC – 250 oC de alüminyum üzerine bakır ve çinko oksitli katalizörlerle birlikte yapılır. Gazların temizlenmesi, yakıt yenileyici veya yer değiştirme reaksiyon konvertörünün girişinde veya çıkışında değişik şekillerde yapılabilir. SR ve ATR reaktörlerde kullanılan katalizörler ve yer değiştiriciler ( konvertörler ) kükürt bileşiklerine karşı hassastırlar. Pek çok yakıt doğal olarak kükürt taşır ya da sızıntı tespiti için kükürtle kokulandırılmıştır. Böyle bir yakıtı temizleme işlemi desülfürizasyondur. Bu da aktiflenmiş karbon absorber ile ve / veya çinko oksitli kükürt parlatıcılarla 350 o C – 400 o C’ de yapılır. Belirli kükürt bileşikleri H2 ile H2 S yaparlar ve bu bileşikler çinko oksitle kolayca temizlenir ( Hirschenhofer ve Stauffer 1998 ). PEMFC’ lerin CO konsantrasyonları 10 ppm’ e kadar azaltılabilir. Bunun için yer değiştiricilerin çıkışında ‘’ Ayırıcı Katalitik Oksidasyonu ’’ yapılır. Yakıtı seyrelten ama, CO’ i CO2’ e dönüştürerek PEMFC’ e zarar vermesini önleyecek duruma getiren katalizörler tasarlanır. Saf hidrokarbonlu ya da oksitlenmiş yakıtın H2’e dönüşümü için ATR’ lerdeki ideal reaksiyon stokyometrisi aşağıdaki gibidir. C n H m O p+ x ( O 2 + 3.76 N 2 ) + ( 2n – 2x - p ) H 2 O ( sıvı ) n C O2 + ( 2 n – 2 x - p + m / 2 ) H2 + 3.76 x N2 ( 39 ) Burada x = O2 yakit , Bu önemli bir kontrol değişkenidir ( Ahmed ve Krumpelt 2001 ). a- Yakıtın karbonunu CO2 ‘e dönüştürmek için gereken su ; 2 n – 2 x – p ( 40 ) b- Elde edilebilir max. hidrojen ; 2 n - 2 x - p + m / 2 ( 41 ) 214 c- Üründeki hidrojenin max. konsantrasyonu ; 2 n − 2 x − p + m / 2 × 100 ( 42 ) n + (2 n − 2 x − p + m / 2 ) + 3 ,76 x d- Reaksiyon ısısı ; ∆Hr = n ∆Hf, CO2 - ( 2 n – 2 x – p ) ∆Hf, H2O – ∆Hf, yakıt ( 43 ) ( ∆Hf, H2, O2, N2 = 0’ dır ) ( 39 ) den ( 43 )’ ye Görülüyor ki O2 yakit oranı azaldıkça su gereksinimi ve ürün içerisindeki H2 konsantrasyonu artmaktadır. x = 0’da ( O2 yakit = 0 ) Reaksiyon denklemi ATR yerine SR’ ye ( reaksiyon ısısı negatif ) düşüyor biraz daha büyük x = x C = [ n - ( p / 2 ) + ( m / 4 ) ] değerinde [ reaksiyon ısısı + oluyor ] denk.( 39 ) tam yanma reaksiyonunu vermektedir. Şekil 3. Metan’ın autotermal reaksiyonundan çıkan ürünler ( O2 / CH4 oranına göre ) Kaynak. Ahmed ve Krumpelt 2001 215 Şekil 3. Metan’ın O 2 / metan oranının fonksiyonu olan denklem 63’ e ideal olarak uyumlu bir şekilde üretilebilen H 2, CO 2 ve N o 2’ un /o ‘ lerini vermektedir. x = 0, SR şartlarında SR reaktörlerinden çıkan ürün o/o 80 hidrojen taşımaktadır. Artan x değeri üründeki H2 konsantrasyonunu ( yoğunluğunu ) azaltmaktadır. x = n - p / 2 Noktasındaki ( ki bu metan için 1’dir ) su, tüm karbonu CO2’ e dönüştürecek yeterli miktarda O2’ e sahiptir ve daha fazla suya ihtiyaç yoktur. x > ( n – p / 2 ) gibi yüksek değerlerde ( metan için x > 1 ) H2’ i suya dönüştürecek fazla O2 vardır. Sonuçta stokyometrik oran: x = x c = n + ( m / 4 ) - ( p / 2 ) ‘ dir ve metan için 2’ dir. Bütün karbon CO2’ e ve bütün H2 suya dönüşür. Metan için ( n = 1, m = 4 ve p = 0 ) denklem 43’ den reaksiyon ısısı; ∆ H r, 298 = 1* ( - 94051 ) - ( 2 * 1 – 2 x – 0 ) * ( - 68317 ) - ( - 17889 ) veya ∆ H r, 298 = 60472 – 136634 x ( 0 ≤ x ≤ 1 ) cal / gmol ( 44 ) x > 1 de reaksiyon ürünü sudur. Suyun bulunduğu faza göre; reaksiyon ısısı denklem ( 45 ) ile sıvı su için, denklem ( 46 ) ile su buharı için ifade edilir. ∆ H r, 298 = 60472 -136634 x cal / gmol ( 45 ) x >1, ürün sıvı su ∆ H r, 298 = 39434 – 115596 x cal / gmol ( 46 ) x >1, ürün su buharı Şekil 4. Metan için ATR reaksiyonundaki reaksiyon ısısının değişimini vermektedir. x = 0’da Reaksiyon çok kuvvetli endotermiktir. Artan O2 ile reaksiyon daha az endotermik olur. 216 Sıfır termal noktada ( 25 oC, 1 atm standart şartlarda, ∆H r, 298 = 0 ) x = x 0 = 0.44’ dür. Bu noktanın üzerinde 25 oC’ de reaksiyon hızla exotermik hale gelir. x = [ n - ( p / 2 ) ] = 1’ in ötesinde ( ürünün su olduğu noktada ) reaksiyon ısısını ürünün fazı belirler. Düz çizgi sıvı suyu noktalı çizgi su buharını göstermektedir. Şekil 4. Metan’ın Autotermal Reaksiyonunda Isı Değişimi Kaynak. Ahmet ve Krumpelt 2001 Proses Verimi ve Yakıt Kompozisyonu : Yakıt işlemcisinin fonksiyonunu bir yakıtı hidrojene dönüştürmek olarak tarif edersek ( denklem 39’ daki gibi ) o zaman yakıt işlemcisinin verimi LHV , H % verim = 2 *100 LHV , olur. ( 47 ) yakit LHV, yakıt = Yakıtın yanma ısısı LHV, H2 = Elde edilen H2 * Hidrojenin yanma ısısı , ∆ H yan, H2 = 57798 cal / gmol LHV, H2 = [ 2 n – 2 x – p + ( m / 2 ) ] * 57798 cal / gmol, C n Hm O p ( 48 ) 217 x ≥ x 0 İçin ( reaksiyon exotermik ),LHVkul.yak yakıtın yanma ısısıdır. x < x 0 endotermik reaksiyon şartlarında reaksiyona gerekli enerjiyi sağlamak için ek bir miktar yakıt yakılmalıdır. Bu yüzden, payda eksik enerjiyi üretmek için yakılan ve ayrıca reformer’ de dönüşüme uğrayan yakıtı da içine alan tüketilmiş tüm yakıtın ısıtma değerini temsil etmektedir. Şekil 5. O2 / Yakıt Oranının metan kullanan işlemcinin verimine, tüketilen yakıtın ve çıkan hidrojen’ in ısıtma değerine ( denklem 48 ) etkisini göstermektedir. Şekil 5. O2 / CH4 ‘ın Yakıt ve H2 Isıl Değerine ve Yakıt yenileme verimine etkisi Kaynak. Ahmed ve Krumpelt 2001 Elde edilen H2 ve LHV’ si denk. 72’ de lineer ilişkilidir ve bu şekilde yansıtılmıştır, x < x 0 ‘ da reaksiyon endotermik’ tir ve yakıt hazırlama reaksiyonuna ısı vermek için ilave metan gerekmektedir. Bu yüzden, x < x 0 da x azalırken 1 mol metanın yenilenmesi için gereken yakıtın alt ısıl değeri artmaktadır. Exotermik reaksiyonda ( x > x 0 ), ek yakıt yakmaya ihtiyaç yoktur yakıtın alt ısıl değer eğrisi düzdür. Her iki reaksiyonun bileşik etkisi verim eğrisine yansıtılmıştır ve x = x 0’ da maksimum teorik verim olduğu gözükmektedir, enerji ihtiyaçları dengelenmiştir bu noktada metan için maksimum teorik verim o/o 93.9’dur. 218 Verimdeki kayıp, sıvı halde verilen suyun buharlaşma gizli ısısına yorumlanabilir, LHV H2 su buharına dönüşen H2’ in yanmasıyla çıkan ısıdır. Diğer bir ifadeyle; 1−η = (Sivi haldeki suyun buharl. için isted. ısı LHVCH )* 100 4     Giren suyun mol.sayisi, gmol *buharlaş. giz. ısısı, cal / gmol  1−η =     *100 LHV ,CH4 1.12*10519 1−η = *100 = % 6.1 191758 x > x 0 Exotermik şartlarda, reaktör sıcaklığını arttıran aşırı bir ısı çıkar, bu ürün gazlarıyla sistem dışına çıkar. Sıfır termal noktada reformer’ in veriminin en yüksek olduğunu esas alırsak, yakıt formülünün prosesi nasıl etkilediği bulunabilir. 298 K’ de CO 2 , su ve buharın oluşum entalpileriyle beraber; 1.377n + 0.5m − ∆Hf , yak ∆f , su η = dir. ( Ahmed ve Krumpelt, 2001 ) 1.627n + 0.5m − ∆Hf , yak ∆Hf ,buh Çizelge 13. Farklı yakıtların reformer verimlerini göstermektedir. 219 Çizelge 13. Farklı Yakıtlar için Maksimum Teorik Yakıt Hazırlama Verimleri Kaynak : Ahmed ve Krumpelt, 2001 220 Ek 3. Hesaplar İşletme Rejimleri: Rejim 1: TSICX < TSO < TYH, Bu rejim, şebeke suyu sıcaklıklarına göre büyük, ama TSICX ‘den daha küçük depo sıcaklıkları için kullanılır. Kullanım suyu depodan gelen termal enerjiyle ısıtılır. Yine de depo sıcaklığı TSICX‘ in altında olduğu için, kullanım suyu eşanjörüyle sıcak su istenen sıcaklığa ısıtılamaz. Elektrikli ısıtıcı ile ek ısıtma yapılır. TSO < TD < TSICX Termal ısıtma olmayınca, depodaki enerji dengesi ( şekil 3. 21. ): • • • dT Q DDG − Q DO − Q K = mDcP ( 1 ) dt Yakıt hücresi sisteminde mevcut ısı: • • • • • • Q DG =QYH = r TE ( E LA + E F + E KL + E DO ) ( 2 ) rTE, Rejim 1 deki ortalama EYH esasına göre şk 3. 20’ de gösterilen profilden hesap edilir. Depodan kullanım suyuna transfer edilen ısı: • • • Q DO = m SIC . c P (TDO – TSO )= m SIC .c P ( TD – TSO ) [ 1 – exp ( -UA/msıc c P) ] ( 3 ) TDO, depodan çıkan suyun sıcaklığıdır. Kullanım suyunu TDO den istenen sıcak su sıcaklığına ısıtmak için elektriksel güç: • • m E = SIC cP DO ( TSIC − TDO ) ( 4 ) K DO Sıcak suyun depodaki sıcak su eşanjöründen çıkış sıcaklığı TSIC dan az olduğu için istenen TSIC değerine ( TDO dan TSIC ‘ a ) kadar elektrikli ısıtıcı ile ısıtılıyor. 221 Denklem 3’ den TDO alınıp ( 4 ) de yerine konulunca; • TDO = [ 1 – exp (-UA/ m SIC c P ) ] (TD – TSO ) + TSO • • m •SIC Cp   E DO = TSIC − [ TSO + ( TD − TSO )( 1− exp( −UA / m SIC cP ) ) ]  ( 5 ) K DO   Depodan ısı kaybı: • Q K =UKAK( TD – Tzone ) ( 6 ) Denklemler 1 den – 6’ ya kadar birleşirse aşağıdaki enerji dengesini verir,  •  • • •  m •SIC c r E + E + E + PTE  LA KL F [TSIC − (TSO + (TD − TSO )  1    − exp−UA / m SIC c ) ) ) ] P   K DO    • • d T − m SIC cP ( TD − TSO ) ( 1 − exp( − UA / m SIC c ) ) −U A ( T − Tzone ) = m c D P K K D D P dt Cebirsel işlem yaparak, denklem şu şekle sokulabilir; d T α − β TD = mDc D P ( 7 ) dt α 1=  •  • • • m SIC c •  r E P   TE  LA + E KL + E F + [TSIC − (TSO + (TD − TSO )1− exp  −UA / m SIC cP ) ) ) ]  K DO    • • + m SIC . c P T SO ( 1 – exp ( - UA / m SIC c P ) ) + U K A K T zone ( 8 ) • •  r  β 1 = m SIC cP [ 1− exp( −UA / m TESIC c ) ]  +1P  + U K AK ( 9 )  K DO  Bu diferansiyel denklemin çözümü, depo sıcaklığını zamanın bir fonksiyonu olarak verir. 222   α1  α1 3600 β1TD ,t2 = + TD,t1 −  exp (t2 − t  1 ) ( 10 ) β1  β1  m DcP   Denklem 11, özel bir depo sıcaklığı TD, t2 ye erişmek için gerekli zamanı vermek üzere yeniden düzenlenebilir; m c TD,t1 −α1 β 1t2 = t + D P 1 ln ( 11 ) TD,t3600 β1 2 −α1 β1 Sistem çalışması, denklem ( 10 )’ den saatin sonundaki sıcaklığı hesaplamak ve rejim 1’ in limiti TSICX ile karşılaştırılmak suretiyle modellenir. Eğer hesaplanan TD limitler dahilinde ise sabitlenir ve saatin sonunu göstermek için t 2 = 1 yapılır. Hesaplanan TD üst limiti aşarsa o zaman t 2 zamanı TD = TSICX için denk. ( 11 ) kullanılarak belirlenir. Her durumda, aşağıda çıkarılmış olan rejim 1’in denklemleri t 1 ile başlangıçtan, t 2 ile bitişe kadar olan rejim 1’in çıktılarını hesaplamak için kullanılır. Program, son hesaplanan tank sıcaklığını ve t 2‘ yi bir sonraki alt döngünün ilk değeri olarak kullanarak matlab ile yazılmış olan “ partitioner ” alt program dosyası vasıtasıyla uygun döngüye geçer. Rejim 1’ deki ilk çıktılar; kullanım suyunu ısıtmak için gerekli termal enerji ( Q DO ), kullanım suyunu ısıtmak için ek elektrikli ısıtıcı yükü ( E DO ) ve yakıt hücresi sisteminin termal enerji çıktısı ( Q YH ) dır. Depodan kullanım suyuna transfer edilen ısı aşağıdaki ifadeyle hesaplanır; t 2 • QDO = ∫ m SIC c ( Tt1 P DO − TSO ) dt ( 12 ) ( 3 ) ve ( 12 ) denklemlerini birleştirirsek ve zamana göre entegrasyonunu yaparsak • • α1 QDO = mSIC cP ( exp[ −UA / mSIC cP ]−1 ) ( TSIC − ) ( t2 − t1 ) β1 • m c • + m SIC c D PP ( 1− exp[ −UA / m SIC cP ] ) ( TD,t2 − t1 ) ( 13 ) 3600 β1 223 Kullanım suyunu t 1 ‘ den t 2 ‘ ye ısıtmak için gerekli elektrik aşağıdaki ifadeyle hesaplanır. 1  •  EDO = mSIC cP (TSIC −TSO )( t2 − t1 )− QDO  ( 14 ) K DO   Gerekli yakıt hücresi net elektrik çıktısı, termal çıktısı ve yakıt kullanımı aşağıdaki gibi hesaplanır; • • • E YH = ( E LA + E F + E KL ) ( t 2 – t 1 ) + E DO ( 15 ) • Rejim 1 süresince ortalama yakıt hücresi gücü E YH bu sırada • EYH = EYH / ( t 2 – t 1 ) ile verilir. ( 16 ) Bu ortalama güce göre rTE oranı şk 3. 20.’ den hesaplanabilir. 2 den 17’ye denklemler sistemi r TE deki değişiklik % 0.1’ den daha az olana kadar iterative olarak çözülür. Rejim, tipik olarak 2 iterasyonda yakınsar. r TE bulunduğunda, yakıt hücresiyle sağlanan termal enerji, QYH= rTE EYH, den bulunabilir. ( 17 ) EYH bulunca, yakıt kullanımı, E F = YHYH den hesaplanabilir. ( 18 ) ζ ζ, Şekil 3. 21’de gösterildiği şekilde yakıt hücresinin elektrik çıktısının bir fonksiyonu olan yakıt hücresi sisteminin verimidir. 2. Rejim hesapları bölüm 3. 2. 2. 2.’de. Rejim 3 : TD > TYHX . Bu rejim, soğutma sezonu için sıcaklığı TYH X den daha büyük olduğu zaman kullanılır. Yine, domestik su tümüyle depodan gelen enerji ile ısıtılır. 224 Ama yakıt hücresi sisteminden ısı depolama tankına ısı transferi yakıt hücresi sistemi ve depo arasındaki küçük sıcaklık farkı nedeniyle sınırlıdır. Termal ev ısıtması yokluğunda depodaki enerji dengesi ( şekil 3.21. ) • • • dT Q DG − Q DO − Q K = mDc D P ( 19 ) dt Yakıt hücresi gücü; • • • • EYH = E LA + E F + E KL ( 20 ) Sağ taraftaki terimler bilinmektedir. Yakıt hücresi sisteminden elde edilen maksimum ısı, • • QYH = r TE E YH ’ dir. ( 21 ) • r TE, yakıt hücresi gücü EYH ’ye göre şekil 3. 20.’ den hesaplanır. Yüksek depo sıcaklığı nedeniyle depoya ısı transferi; • • T − T Q DG = Q DG D YH ,max ile sınırlıdır. ( 22 ) TDG − TD ,TAS Depodan domestik suya ısı transferi; • • Q DO = m SIC c P ( T SIC – T SO ) ( 23 ) Depodan ısı kaybı; • Q K = UK AK ( T D - T zone ) ( 24 ) 19 – 24’ e denklemleri birleştirirsek aşağıdaki enerji dengesini verir. • T − T • Q Sİ D dT YH = m SIC .cP ( TSIC − TSO ) −U L AL ( TD − Tzone ) = mDc D P dir. ( 25 ) TSİ − TD,dsn dt 225 Denklem 25 şu hale konulabilir; d T α − β T = m DD DcP ( 26 ) dt • T • α3 = Q SİYH − mSIC .cP ( TSIC − TSO )+ U K AKTzone ( 27 ) TDG − TX • Q β3 = YH + U K AK ( 28 ) TDG − TD,dsn Bu diferansiyel denklemin çözümü zamanın bir fonksiyonu olarak tank sıcaklığını verir ;   α3  α3 T t = + T t − exp 3600 β3 D , 2  D, 1  (t − t )2 1 ( 29 ) β3  β3  m c D P   Denklem 29, özel bir depo sıcaklığına erişmek için gereken zamanı vermesi için yeniden düzenlenebilir; m c TD ,t1 −α3 β 3t D P2 = t1 + 1n ( 30 ) TD ,t2 −α3 β33600 β3 Sistemin çalışması, denklem ( 29 )’ den saatin sonundaki sıcaklık hesaplanarak ve onu rejim 3’ ün alt limitiyle ( TYH X ) karşılaştırarak modellenir. Eğer hesaplanan TD , limitten daha büyükse sabitlenir ve saatin sonunu göstermek için t 2 = t 1 olur. Yine de eğer hesaplanan TD , limitten daha az ise o zaman t 2 zamanı T D = T YH X için denklem ( 30 ) kullanılarak belirlenir. Herhangi bir durumda, rejim 3’ün aşağıda çıkarılan denklemleri t 1 ‘ den t 2 zamanına kadar çıktıların hesabında kullanılır. Program, partitioner dosyası sayesinde son hesaplanan tank sıcaklığı ve bir sonraki alt rejim için başlangıç değeri olarak t 2 ‘ yi kullanarak uygun döngüye geçer. Bu döngüde hesaplanan çıktılar; domestik su ısıtılması için kullanılan termal enerji ( QDO ), çevreye atılan termal enerji ( QC ), Y.H. elektrik çıktısı ( E YH ), kullanılan yakıt enerjisi (YYH ) ve yakıt hücresi sisteminin termal enerji çıktısıdır (QYH ) . 226 Isı depolama tankından domestik suya ısı transferi aşağıdaki ifade ile hesaplanır. • Q DO = mSIC c P ( T SIC – T SO ) ( t 2 – t 1 ) ( 31 ) t2 • • • t2 • QC = ∫ ( QYH – Q DG ) dt = r TE EYH ( t 2 - t 1 ) ∫ Q DG .dt ( 32 ) t1 t1 22, 29 ve 30 Denklemlerinden ve 32 denkleminin değerlendirilmesinden;   Q m Cp QC = rTE EYH ( t2 − t1 )− YH α3+ ( TDG − )( t2 − t1 )+ + D ( T − T )  D,t 2 D,t1T − T β 3 DG D,TAS  3600 β 3  ..( 33 ) Gerekli yakıt hücresi sisteminin net elektrik çıktısı, termal çıktısı ve yakıt kullanımı şu şekilde hesaplanabilir. EYH = EYH (t2 - t1) ( 34 ) QYH = rTE EYH ( 35 ) ζ, Şekil 3. 20.’ deki gibi yakıt hücresi elektrik gücünün E YH’ nin bir fonksiyonu olan yakıt hücresi sisteminin verimidir. Rejim 4 : Bu rejim, T SIC, X’ den daha az termal depolama sıcaklıkları için kullanılır. Domestik su, tanktan gelen termal enerjiyle ve elektrikli ısıtıcıyla ısıtılır. Çünkü, bu rejim sırasında su sıcaklığı sadece tek bir depodan olan ısı transferiyle istenen TSIC seviyesine çıkarılamaz. Ayrıca, ev ısıtılması termal enerjiyle karşılanamaz, ısı pompası ve ek elektrikli ısıtıcı bütün evin ısıtma ihtiyacını karşılamalıdır. Termal ev ısıtmasının yokluğunda depodaki enerji dengesi ( şekil 3. 21. ) • • • dT Q DG − Q DO − Q K = m c D D P ( 36 ) dt 227 Yakıt hücresi sisteminden elde edilen ısı; • • • • • • • Q DG = QYH = r TE ( E LA + E F + E EI ( Q I ) + E DO ) ( 37 ) • Isı pompası sistemi tarafından kullanılan güç ( E EI ), ev için gerekli ısıtma miktarının bir fonksiyonudur. Bölüm 3. 2. 2. 2.’ deki 73’den 80’e kadar olan denklemler bu fonksiyonun detaylarını vermektedir. Depodan domestik suya ısı transferi ve domestik suyu ısıtmak için elektrik gücü, sırası ile denklem 3 ve 5 ile verilmektedir. Yakıt hücresi sisteminin termal çıktısının elektriksel çıktıya oranı rTE , ortalama E YH’ ye göre çizilmiş olan şekil 3. 20.’ de gösterilen profilden hesaplanır. Termal depodan olan ısı kaybı; • Q K = UK AK ( TD – Tzone ) ( 38 ) Denklemler 3, 5, 36, 37, 38 ve bölüm 3. 2. 2. 2.’ deki 73’ den 80’e kadar olan denklemleri birleştirirsek aşağıdaki enerji dengesini verir;  •  • • •  • m SIC c  P   • rTE E LA + E F + E EI Q I ) + [TSIC − (TSO + (TD − TSO )1 − exp−UA / m SIC cP ) ) ) ]   K   DO  • • d T − mSIC cP ( TD − TSIC )( 1− exp( −UA / mSIC cP ) ) −U L AL ( TD − Tzone ) = m D DcP dt denklem 39 şu forma sokulabilir; …( 39 ) d T α − β T DD = mDcP ( 40 ) dt • • • • • mSIC c • α 4 = r PTE [ E LA + E F + E EI ( Q I )+ ( TSIC − TSO exp( −UA / mSIC cP ) ) ] K DO • • m SIC c P TSO [ 1 – exp ( - U A / m SIC c P ) ] + UK AK T zone ( 41 ) • •  r  β 4 = mSIC cP [ 1− exp( −UA / mSIC c ) ]  TE +1P +U L AL ( 42 )  K DO  228 Bu diferansiyel denklemin çözümü tank sıcaklığını zamanın fonksiyonu olarak verir. α 4 α 4 3600 β 4 TD ,t2 = + [ TD,t1 − ]exp[ − ( t2 − t1 ) ] ( 43 ) β 4 β 4 mDcP Denklem 43, özel bir ( TD, t2 ) depo sıcaklığına erişmek için gerekli zamanı vermek üzere yeniden düzenlenebilir. m c TD,t1 −α 4 β 4t2 = t1 + D P 1n ( 44 ) TD,t2 −α 4 β 43600 β 4 Sistemin çalışması, denklem 43’ den saatin sonundaki tank sıcaklığını hesaplamak ve onu rejim 4’ ün çalışma limiti ( T SICX ) ile karşılaştırmak suretiyle modellenir. Eğer hesap edilen TD, limitten daha az ise sabitlenir ve saatin sonunu göstermek için t 2 = 1 yapılır. Hesaplanan TD üst limiti aşarsa, o zaman t 2 zamanı T D = TSIC X için kararlaştırılır. Her iki halde de döngünün başladığı t1 den bittiği t2 anına kadar tüm çıktılar elde edilen denklemlerle bulunur. Daha sonra, program bulunan depo sıcaklığı ve bir sonraki döngü için ilk değer olarak t 2 ‘ yi kullanan partitioner kodu üzerinden uygun döngüye geçer. Eğer t 2 sürenin bittiğini göstermekte ise, o zaman program bir sonraki saatin başlangıcına geçer. Bu rejimde hesap edilen çıktılar; domestik su ısıtması için termal enerji (QDO), domestik su ısıtması için elektrik enerjisi (E DO), ısı pompası sisteminin değişkenleri, elektrik çıktısı (E YH), yakıt kullanımı (YYH ), yakıt hücresi sisteminin termal enerji çıktısı ( Q YH ) dır. Depodan domestik sıcak suya ısı transferi ve su ısıtılması için gerekli elektrik 13 ve 14. denklemlerle hesaplanır. Isı pompası sisteminin değişkenleri, ısı pompası çevrimiyle temin edilen ev ısıtması ( Q IP ), yedek ısıtma (Q YED ), kompresörün elektrik kullanımı ( E IP ), yedek ısıtıcı için kullanılan elektrik ( E yed ) ve defrost için kullanılan elektrik ( E def ) dir. Elektrikli ev ısıtması için gerekli ( E E I ), kompresör, yedek ısıtıcı ve defrost için gerekli elektriğin toplamıdır. Bütün ısı pompası sisteminin ( Bölüm 3. 2. 2. 2.’ de 73 – 80 ) denklemleri ( t 2 – t 1 ) süresi için çözülür. 229 Gerekli yakıt hücresi siteminden beklenen net elektrik, rejimde 4’ deki yakıt hücresinin ortalama gücü, yakıt kullanımı ve termal çıktısı aşağıdaki gibi hesaplanabilir. • • • • • E YH = ( E LA + E EI ( Q I ) + E F ) ( t 2 – t 1 ) + E DO ( 45 ) • EYH , ort = E YH / ( t 2 – t 1 ) ( 46 ) Q YH = r TE E YH ( 47 ) E Y YHYH = ( 48 ) ζ ζ, Yakıt hücresi sisteminin verimini ( şekil 3. 20.’ deki gibi ) ortalama yakıt hücresi elektrik gücünün ( E YH’ nin ) bir fonksiyonu olarak vermektedir. r TE Oranı ayrıca şekil 3. 20.’ de verilen ilişkiye göre ortalama yakıt hücresi gücü E YH,ort.‘ den kararlaştırılabilir. 36’ dan 48‘e Denklemler sistemi r TE yakınsayana kadar iteratif olarak çözülür. Rejim tipik olarak 2 iterasyonda yakınsar. Rejim 5 : Bu rejim depo sıcaklıkları T SIC,X‘den büyük ama T DL‘ den küçük olunca kullanılır. Bu rejim sırasında domestik su, tanktan gelen termal enerji ile ısıtılır ama termal ev ısıtması yoktur. Ev ısıtması, ısı pompası ile ve ek elektrikli ısıtıcıyla temin edilir. Termal ev ısıtmasının yokluğunda depodaki enerji dengesi ( şekil 3. 21. ) aşağıdaki denklemi verir. • • • dT Q DG − Q DO − Q D K = mDcP ( 49 ) dt Yakıt hücresi gücü: • • • • • EYH =( E LA + E EI ( Q I ) + E F ) ( 50 ) Elektrikli aydınlatma ve elektrikli cihazlar ile fan gücü bilinmektedir ve ısı pompasının kullandığı güç ( E E I ), ev için gerekli ısıtmanın bir fonksiyonudur. 230 Bölüm 3. 2. 2. 2.’ deki denklemler 73 – 79 bu fonksiyonun detaylarını verir. Yakıt hücresi sisteminden gelen ısı: • • • Q DG = QYH = r TE E YH ( 51 ) r TE, yakıt hücresi gücü E YH‘ ye göre şekil 3. 20.’ deki profilden hesaplanır. Domestik su, ısıtması için gerekli ısı şu denklem ile verilir. • • Q DO = m SIC c P ( T SIC – T SO ) ( 52 ) Termal depolama tankından olan ısı kaybı; • Q K = UK AK ( T D – T zone ) ile bulunur. ( 53 ) 49’ Dan 53’ e kadar olan denklemleri birleştirirsek aşağıdaki enerji dengesini verir. • • • • d T rTE ( E LA + E EI + E F )− m SIC cP ( TSIC − TSO )−U L AL ( TD − Tzone ) = mDc D P dt …( 54 ) • rTE , şekil 3. 20.‘ deki gibi hesaplanır ve E EI , 49’ dan 54’ e kadar olan denklemler vasıtasıyla bulunur. Denklem ( 54 ) aşağıdaki forma sokulabilir. d T α − β TD = mDc D P ( 55 ) dt • • • • • α 5 = r TE [ E LA + E F + E EI (Q I ) ] - m SIC c P ( TSIC - TSO ) + UK AK ( TD – Tzone ) ( 56 ) β 5 = UK AK ( 57 ) Bu diferansiyel denklemin çözümü zamanın bir fonksiyonu olarak depo sıcaklığını verir. α5 [ α5 ] [ 3600 β 5TD ,t2 = + TD,t1 − exp − ( t2 − t1 ) ] ( 58 ) β5 β5 mDcP 231 Denklem 58, özel tank sıcaklığı ( T D,t 2 ) ye ulaşmak için gerekli zamanı vermek üzere yeniden düzenlenebilir; m c T t t D P 1n D, t1 −α5 β 5 2 = 1 + ( 59 ) TD,t2 −α5 β53600 β5 Sistemin çalışması, denklem 58’ den saatin sonundaki depo sıcaklığını hesaplamak ve onu rejim 5’ in çalışma limitleri T SIC X ve T DL limitleri ile karşılaştırmak suretiyle modellenir. Eğer hesaplanan T D limitler arasındaysa, o zaman sabitlenir ve saatin sonunu göstermek için t 2 = 1 olur. Yine de hesaplanan T D üst limiti aşarsa veya alt limitten küçükse o zaman t 2 zamanı sırasıyla T D = T DL ya da T D = T SIC X için belirlenir. Bütün bu durumlarda rejim 5’ in denklemleri ( aşağıda çıkarılmıştır ) aktif olduğu t 1’ den bittiği t 2 ‘ ye kadar olan çıktıları hesaplamak için kullanılır. Program, son hesaplanan tank sıcaklığını ve sonraki döngünün ilk değeri olarak t 2’ yi kullanan “ partitioner ” kodu sayesinde uygun döngüye geçer ( eğer T D > T DL ise rejim 6‘ ya veya eğer TD > TSICX ise rejim 4' e ). Bu döngüde hesaplanan çıktılar; domestik su ısıtması için termal enerji ( Q DO ), ısı pompası değişkenleri, Y.H. elektrik çıktısı ( E YH ), yakıt kullanımı ( Y YH ) ve yakıt hücresi sisteminin termal enerji çıktısı ( Q YH ) dir. Depodan domestik suya ısı transferi şu ifade ile hesaplanır; • Q DO = m SIC c P ( T SIC – T SO ) ( t 2 – t 1 ) ( 60 ) Isı pompası sistemleriyle ilgili değişkenler; ısı pompası çevriminden temin edilen ev ısıtması ( Q IP ), yedek ısıtma ( Q YED ), kompresörde kullanılan elektrik ( E IP ) yedek ısı için kullanılan elektrik ( E YED ) ve defrost için kullanılan elektrik ( E DEF ), elektrikli ev ısıtması için gerekli elektrik ( E E I ), kompresör için gerekli elektriğin, yedek ısıtmanın ve defrost’un ihtiyacı olan elektriğin toplamıdır. Tüm ısı pompası değişkenleri t 2 – t 1 periyodu için bölüm 3. 2. 2. 2.’ deki denklemler 73 – 80’ in çözümüyle bulunur. Yakıt hücresi sisteminden alınması gereken net elektrik, yakıt kullanım miktarı ve termal çıktı şöyle hesaplanabilir; 232 • • • • E YH = ( E LA + E EI ( Q I ) + E F ) ( t 2 – t 1 ) ( 61 ) Q YH = r TE E YH ( 62 ) E Y = YHYH ( 63 ) ζ ζ, Şekil 3. 20.’ deki gibi Y.H.’nin elektrik gücü E YH ' nin bir fonksiyonu olarak yakıt hücresi sisteminin verimini vermektedir. Rejim 6. bölüm 3. 2. 2. 2.’de. Rejim 7 : TD > TYH X . Bu rejim, depo sıcaklıkları TYH X’ den büyük olduğu durumlar için kullanılır. Domestik su ısıtma ve hacim ısıtması tümüyle tanktan gelen termal enerjiyle sağlanır. Yakıt hücresi sisteminden termal depolama tankına ısı transferi sınırlıdır, çünkü yakıt hücresi sistemi ve termal depolama tankı sıcaklığı arasındaki fark küçüktür. Depodaki enerji dengesi ( şekil 3. 21. ) ; • • • • dT Q DG − Q D TI − Q DO − Q K = mDcP = 0 dır. ( 64 ) dt Yakıt hücresi gücü; • • • EYH = E LA + E F ile bulunur. ( 65 ) Aydınlatmalar ve cihazlar ve fan gücü bilinmektedir. Yakıt hücresinden elde edilen ısı . • • QYH = r TE EYH ( 66 ) r TE , E YH ‘ ye göre çizilmiş şekil 3. 20. de gösterilen profilden hesaplanır.Yüksek tank sıcaklığı nedeniyle depoda ısı transferi; • • (T Q = Q * DG − TD ) DG YH ile sınırlıdır. ( 67 ) (TDG − TD,TAS ) 233 Termal depodan domestik suya ısı transferi; • • Q DO = m SIC c P ( T SIC – T SO ) ile verilir. ( 68 ) Ev ısıtma yükünün tümü aşağıdaki gibi depodan elde edilen termal enerjiyle karşılanır. • • QTI = Q I ( 69 ) Termal depolama tankından ısı kaybı ; • Q K = UK AK ( T D – T zone ) ( 70 ) 64’ Den 69’ a kadar olan denklemleri birleştirirsek aşağıdaki enerji dengesini buluruz; • TDG − T • •Q D dT YH − Q D I − mSIC cP ( TSIC − TSO ) −U K AK ( TD − Tzone ) = mDcP ( 71 ) TDG − TD ,TAS dt Denklem 71 şu hale getirilebilir; d T α − β T = m DD DcP dir. ( 72 ) dt • T − T • • α7 = Q DG DYH − Q − m SIC cP ( TSIC − TSO ) + U K AK ( TD − Tzone ) ( 73 ) TDG − T I D,TAS • Q β 7 = YH +U K AK Tzone ( 74 ) TDG − TD,TAS Bu diferansiyel denklemin çözümü zamanın bir fonksiyonu olarak depo sıcaklığını verir. α 7 α 7 3600β 7 TD , = + [TD.t − ]1 exp [ − ( t2 − t1 ) ] ( 75 ) t 2 β 7 β 7 mDcP 234 Denklem 75, özel bir tank sıcaklığı T D, t2 ‘ ye erişmek için gerekli zamanı vermesi amacıyla yeniden düzenlenebilir. m c TD,t1 −α7 β 7t2 = t D P 1 + 1n ( 76 ) 3600 β 7 TD,t2 −α7 β 7 Sistemin çalışması denklem 74’ den saatin sonundaki sıcaklığı hesaplayarak ve rejim 7’ nin alt limiti ( TYH X ) ile karşılaştırarak modellenir. Eğer hesaplanan T D , limitten daha fazla ise sabit tutulur ve saatin sonunu göstermek için t 2 = 1 alınır. Yine de hesaplanan T D limitten daha az ise o zaman t 2 zamanı denklem 76, T D = T YH X için çözülerek bulunur. Herhangi bir durumda rejim 7’ nin denklemleri ( aşağıda çıkarılmıştır ) aktiflendiği t 1‘ den bittiği t 2’ ye kadar çıktıların hesabı için kullanılır. Program partitioner kodu sayesinde, bir sonraki döngünün başlangıç değerleri olarak son hesaplanan tank sıcaklığını ve t 2’ yi kullanarak uygun döngüye geçer. Bu döngüde hesaplanan çıktılar; domestik su ısıtması için termal enerji ( Q DO ), ev ısıtması için termal enerji ( Q T I ), çevreye atılan termal enerji ( Q C ), elektrik çıktısı ( E YH ), yakıt kullanımı ( Y YH ) ve yakıt hücresi sisteminin termal enerji çıktısı ( Q YH )’ dir. Depodan domestik suya ısı transferi aşağıdaki ifade ile hesaplanır. • Q DO = m SIC c P ( T SIC – T SO ) ( t 2 – t 1 ) ( 77 ) Depodan ev ısıtması için eve olan ısı transferi şöyle hesaplanır; • Q TI = Q I ( t 2 – t 1 ) dir. ( 78 ) Çevreye atılmak zorunda kalınan termal enerji şu şekilde hesaplanır; t2 t2 • • • • Q C = (QYH – Q DG ) dt = r TE E YH ( t 2 – t 1 ) - Q DG .dt ( 79 ) t1 t1 Denklem 67, 75 ve 76 yerine konduğunda ve denklem 79’ün entegrali alındığında; 235 • • Q Q = r YH a7 mDcP Ç TE EYH (t2 − t1 ) − [ [ TDG − ] ( t2 − t1 )+ ( TD ,t2 − TD ,t1 ) ] TDG − TD,TAS β 7 3600 β 7 bulunur …( 80 ) Yakıt hücresi sisteminin net elektrik çıktısı, termal çıktı ve yakıt kullanımı şöyle hesaplanabilir; • • EYH = ( E LA + E F ) ( t 2 – t 1 ) ( 81 ) Q YH = r TE E YH ( 82 ) E YYH = FC ( 83 ) ζ ζ şk 3. 20.’ deki gibi ( E YH ) yakıt hücresi sisteminin verimidir. Diferansiyel Denklemin Çözümü: dT α − βT = m C DD D P dt dt dT = A α − βT dt 1 dy = dT , α − βT = y , − βdT = dy , dT = − A α − βT β dt 1 dy ∫ = * ∫ ( − ) A y β A t = 0 t = − ln y + C iken β T = T1 A A C = ln y = ln( α − βT1 ) β β A A t = − ln( α − βT ) + ln(α − βT1 ) β β 236 A α − βT t = − ln β α − βT1 t − 3600β α − βT A β − ( t2 −t1 ) = e = e mDCP α − βT1 α TD ,t1 − 3600β β (t 2−t1 ) = e mDCP α TD,t 2 − β 3600β α α (t2−t1 ) TD ,t1 − = ( TD,t2 − )e mDCP , β β Ek 4. Maliyetler Depo Fiyatları: TS 316 Paslanmaz çelik, 5 cm cam yünü izoleli ( Done mühendislik 2006 BF ) 250 lt - 420 Έ 350 lt - 496 Έ 500 lt - 610 Έ 300 lt - 458 Έ 400 lt - 534 Έ 750 lt – 802 Έ 325 lt - 496 Έ 450 lt - 572 Έ E: Euro 237 Ek 5. Literatürdeki benzer çalışmalar ile karşılaştırma: Güneş’ in çalışmasında ele alınan evin özellikleri Çizelge 14.’ de ve enerji kullanımı aşağıda Çizelge 15.‘ tedir. Çizelge 14. Tipik Amerikan Evinin Özellikleri Binanın Büyüklüğü Şartlandırılan Alan 195 m2 Şartlandırılan Hacim 475.7 m3 Pencere Alanı 14.9 m2 Çatı Hacmi 237.9 m3 Bodrum 59.5 m3 Malzeme özellikleri Bodrum Duvarları 10.2 cm Tuğla Döşeme R 19* İzolasyon, 1.9 cm Sert Levha Duvarlar+ 10.2 cm Tuğla, R 11** İzolasyon Pencereler Çift camlı Tavan R 30*** İzolasyon,1.27 cm Gypsum Levha Dam Asfalt kaplı, Kontraplak Enfiltrasyon Şartlandırılan Hacim 0.8 * Hacim hava değişimi / saat Çatı ve Bodrum 1.2 * Hacim hava değişimi / saat Kaynak : Güneş 2001 _________________________ + U Değeri yaklaşık 0.23 – 0.25 W / m2 K’ eşittir. * R 19 Belirli kalınlıktaki izolasyon maIzemesinin ısıl direnci olup değeri 19 ft2 o F.h / Btu’ dur. * R 11 Belirli kalınlıktaki izolasyon maIzemesinin ısıl direnci olup değeri 11 ft2 o F.h / Btu’ dur. * R 30 Belirli kalınlıktaki izolasyon maIzemesinin ısıl direnci olup değeri 30 ft2 o F.h / Btu’ dur. 238 Çizelge 15. Gazlı ve elektrikli klasik sistemle bir Amerikan evinin enerji kullanımı Atlanta Chicago SEER SEER SEER SEER SEER SEER 10 12 14 10 12 14 Aydınlatma + elk.li Cihazlar ( kWe ) 4 712 4712 4712 4712 4712 4712 Fan ( kWe ) 303 303 303 440.5 440.5 440.5 Ev Soğ. ( kWe ) 2858 2536 2250 1734 1539 1367 Toplam Elk. ( kWhe ) 7873 7551 7265 6887 6692 6519 Ev Isıtma ( kWh ) 8431 8431 8431 19100 19100 19100 Su Is.( kWh )+Kayıp Isı 5159 5159 5159 5932 5932 5932 Gazlı cih.ile ev ısıt. enerjisi,η = % 85 9919 9919 9919 22470 22470 22470 GAZ Gazlı cih.ila dom.su ısıtma 7370 7370 7370 8474 8474 8474 enerjisi,η ISITICI =% 70 Toplam Doğalgaz ( MJ ) 62240 62240 62240 111400 111400 111400 Kaynak: Güneş 2001 239 Çizelge 16. Tipik Bursa Evinin Yapısal Özellikleri Binanın Büyüklüğü Şartlandırılan alan 115 m2 Şartlandırılan hacim 310 m3 Dış duvar alanı 134 m2 Pencere alanı 13.4 m2 Malzeme özellikleri Döşeme Ahşap parke Duvarlar ( iç ve dış yüzeyde 2 cm sıvalı ) 19 cm delikli tuğla, 6 cm styropor Pencereler Çift camlı, çerçeve plastik doğramalı Tavan 5 cm styropor izolasyonlu Dam Asfalt kaplı, kontraplak Enfiltrasyon Şartlandırılan hacim 1 * Hacim ( hava değişimi / saat ) Çizelge 17. Gazlı ve elektrikli klasik sistemle Bursa’ daki bir evin enerji kullanımı Bursa Aydınlatma + elk.li Cihazlar ( kWe ) 2 4 5 6 Fan ( kWe ) 1077 Ev Soğ. ( kWe ) 1167 Toplam Elk. ( kWhe ) 4700 Ev Isıtma ( kWh ) 15326 Su Is.( kWh )+Kayıp Isı 2511 Gazlı cihaz ile ev ısıtma enerjisi ( η = % 85 ) 18030 GAZ Gazlı cih.ile dom.su ısıtma enerjisi ( η = % 75 ) 3348 ISITICI Toplam Doğalgaz ( MJ ) 76961 240 Yukarıdaki değerler ( Çizelge 16 ve17 ) Çizelge 4.12 ve 4.14 ile aynıdır. Çizelge 18. Farklı SEER Değerleri için TES’ le Bursa’ daki bir evin enerji kullanımı Bursa 4 kW PEMFC, 350 Lt Depo SEER 10 SEER 12 SEER 14 Aydınlatma + elk.li cihazlar + fan ( kWh e ) ELA + EF 3532.7 3532.7 3532.7 Soğutma 1167.5 1167.5 1167.5 ( kWh e ) Elektrikli ev ısıtma EEI 3778.3 3622 3465.5 ( kWh e ) Elektrikli su ısıtma EDO 48 52.2 56.7 ( kWh e ) Toplam Elk. EYH (kWhe) 8526.5 8374.5 8222.5 Termal Ev Isıtma QTI 2313.7 2177.4 2043.1 ( kW ) Termal Su Isıtma QDO 2684.6 2680.3 2675.8 ( kW ) Çevreye Atılan Isı QÇ 841 841 841 ( kW ) Depodan Kaybolan Isı QK 964.9 962.1 959.2 ( kW ) Toplam Isı QYH 6803.4 6660 6518.4 ( kW ) Yakıt Enerjisi YYH 78544.8 77000.4 75466.8 ( MJ ) TES Kojenerasyon Verimi 70.26 70.29 70.31 ( % ) Yakıt Kullanım Verimi 61.98 61.86 61.73 ( % ) 241 Alanne ve ark. çalışmasında, SOFC li bir mikro kojenerasyon sistemi tek ailelik bir ev için çalıştırılmaktadır. Model kapasiteleri 1, 2, 3, 4 ve 5 kW olan 5 adet SOFC’ e uygulanmış. Domestik su ısıtma verimi % 82 alınmış olup, SOFC kullanımında ısı depolama tankı ve domestik su sistemi arasında önemli bir fark olmamasından ve bu nedenle tankın ısı kaybının elektrikli domestik su ısıtıcılarınınki ile rekabet edebilir seviyede olmasından uygun olduğu belirtilmiştir. Çalışmada 3000 Lt’ ye kadar ısı depoları araştırılmış, ama depoyu 1000 lt’ den 3000 lt’ ye çıkarmanın önemli olmadığı ispatlanmış, böylece küçük hacim ve yatırımı nedeniyle 1000 lt’ lik bir tank seçilmiş. Kanada evi için enerji gereksinimleri çizelge 19’ da, farklı SOFC kapasiteli bir CHP ile ( Bileşik ısı güç sistemi ) enerji kullanımı aşağıda çizelge 20. dedir. Çizelge 19. HOT 2000 Bina simülasyon programına göre Kanada’daki CHP li bir evin enerji sarfiyatı ( kWh / yıl) Kaynak : Alanne ve ark. 2006 242 Çizelge 20. Farklı SOFC Kapasitelerinde Kanada’daki CHP li bir evde enerji kullanımı Kaynak : Alanne ve ark. 2006 Wallmark ve Alvfors, İsveçteki ısıtma talebi 150 kW’ dan az, elektrik talebi 4 – 20 kW arasında salınan 25 daireli bir binada 15 kW’ lık PEFC’ li bir kojenerasyon ünitesinin çalışmasını test etmişler ve aşağıdaki grafiklerde gösterilen sonuçları almışlardır. Şekil 6. İsveç’ teki bir binanın 1 yıllık ısı talep süresi Kaynak. Wallmark ve ark.2002 243 Şekil 7. Y.H. sisteminin ürettiği termal güçlerin süreleri ( İsveç) Kaynak. Wallmark ve ark.2002 Şekil 8. Y.H. sisteminin ürettiği elektriksel güçlerin süreleri ( İsveç ) Kaynak. Wallmark ve ark.2002 244 Porterio ve ark. ( Porterio ve ark., 2004 ) şebekeden bağımsız Thermo – Electric Autonomous Group ( TEAG ) denilen farklı bir TES modelini önermektedirler. Model kuzeybatı İspanya’ da ( Bask bölgesi ) 150 m2 lik yıllık talepleri, depo ve akü çalışması aşağıdaki Şekil 9’ da gösterilmiş bir evde 1 yıl boyunca test edilmiştir. Şekil 9. Termal depo sıcaklık değişimi ( İspanya’ daki bir evin ) Kaynak : Porteiro ve ark. 2004 Şekil 10. Bataryada enerji depolanması ( İspanya’ daki bir evin ) Kaynak : Porteiro ve ark. 2004 245 Ek 6. Bilgisayar Modeli; Yükün % 75 Y.H., % 25 Akü arasında paylaşıldığı hibrid sistem ve ayrıca % 5’ in altındaki kısmi yükler için ( akü dolumu ve boşalması dahil ). %%%MODEL.M%%% clear all tic %start timer % inputs: hr Tdb Qsh Qhw Ela Eac Ef global Tdb Qsh Ela Eac Ef Tcw mHW i %inputs global rTE UlAl UA mTS Cp Tzone Tx t1 t2 Kdw Thw Tsi Ksup Pfc fc_cap … Accu_cap hp_cap Ttsl COP %constants global Thwx Tfcx %variables global Tts_t1 Tts_t2 Edw Qtsh Qhp Qsup Edef Eaccu Eaccu_ust Eaccu_alt Ecd_accu Econv Eleft_accu Efc Qdw Ehp Esup Ql Tts dE_ts Error demand Z Eleft_top… Z_top%outputs global j loadd %loaddur variables %% Design Parameters %% %%Major Design Parameters fc_cap=3.86; %max electic output of FC, kW %(used in Tfcx calc) fc_cap=4; Tsi=75; %temperature of water entering TS from FC_hx, C Tx=70; %design Tts for HX (FC to TS), C Vol_TS=325; %volume of TS, liters UA=0.25; %heat transfer coef from TS to water heating, kW/K %%%UA is manually adjusted for Thwx=62 at max load Kdw=1; %electric water heater efficiency hp_cap=19400/3412; %heating cap of hp unit, btu/hr->kW Ksup=1; %electric supplemental heat efficiency %COP=2.93; %HP SEER=10 COP=3.16; %HP SEER=12 %COP=3.40; %HP SEER=14 %%Manor Design Parameters D=24.92*0.0254; %diamater of the TS, in -> m Ul=0.849; %conductance of TS, W/m2 K Tzone=(72.5-32)*5/9; %temperature to which TS loses heat, C Thw=60; %design hot water temperature, C %% Constants %% pi=3.1415926; Cp=4.2; %of water kJ/kg K mTS=Vol_TS*0.998; %mass of TS, kg h=Vol_TS/1000/(pi/4*D^2); %height of TS, m Al = pi*D*h+2*pi/4*D^2; %surface area of TS, m2 UlAl = Ul*Al/1000; %heat loss coef from Thermal Storage Tank, kW/K demand=0; %FCS load counter j=0; %step counter 246 Accu_cap=7466039; %joule=2073.9 Watt (5 Akü için). Her biri 1 saatte %1584000Joule=414.78 W veriyor. %get data from input file: inputs.txt load inputs.txt hour= inputs (:,1); %number Tdb = inputs (:,2); %F Qsh = inputs (:,3); %kW Ela = inputs (:,4); %kWe Eac = inputs (:,5); %kWe Ef = inputs (:,6); %kWe Tcw = inputs (:,7); %C mHW = inputs (:,8)/3600; %kg/sec % calculate TSH thermostat setting, Ttsl % satisfies the maximum HWload and TS heat loss for an hour mHW_max = max(mHW); % recovery rate 18 gallons per hour mHW_maxx = 18*3.785412*1/3600 ;%gal/hr*(lt/gal)*(kg/lt)*(hr/sec) = kg/sec Tcw_min = min(Tcw); Thwx_max = Tcw_min+(Thw-Tcw_min)/(1-exp(-UA/mHW_maxx/Cp)); Ttsl = Thwx_max+3600*(mHW_maxx*Cp*(Thw-Tcw_min)+UlAl*… (Thwx_max-Tzone))/mTS/Cp; %%% give starting Tts for start %%% %no thermal energy Tts_t2=Tcw(1); %with fuel cell system %Tts_t2=Ttsl; %start calculating outputs for each hour for i=1:8760 %initiate outputs Edw(i)=0; Ehp(i)=0; Esup(i)=0; Edef(i)=0; Eaccu(i)=0; Ecd_accu(i)=0; Econv(i)=0; %fuel cell system Efc(i)=0; Ffc(i)=0; Qfc(i)=0; Qrej(i)=0; %thermal loads Qtsh(i)=0; Qhp(i)=0; Qsup(i)=0; 247 Qdw(i)=0; Ql(i)=0; Tts(i)=0; dE_ts(i)=0; %run routine for partitions and calculate outputs partition_Hibrid; % outputs: hr Edw Tts_t2 Qtsh Qhp Qsup Edef Efc %actual outputs: Efc Qfc Qs Qdw Edw Qtsh Qhp Qsup Tts_ave, change outputs % matrix outputs(i,1)=i; %electric loads outputs(i,2)=Ela(i); outputs(i,3)=Eac(i); outputs(i,4)=Ef(i); outputs(i,5)=Edw(i); outputs(i,6)=Ehp(i); outputs(i,7)=Esup(i); outputs(i,8)=Edef(i); outputs(i,9)=Eaccu(i); outputs(i,10)=Ecd_accu(i); outputs(i,11)=Econv(i); %fuel cell system outputs(i,13)=Efc(i); outputs(i,14)=Ffc(i); outputs(i,15)=Qfc(i); outputs(i,16)=Qrej(i); %thermal loads outputs(i,17)=Qsh(i); outputs(i,18)=Qtsh(i); outputs(i,19)=Qhp(i); outputs(i,20)=Qsup(i); outputs(i,21)=Qdw(i); outputs(i,22)=Ql(i); outputs(i,23)=dE_ts(i); outputs(i,24)=Tts(i); outputs(i,25)=Error(i); end save -ascii outputs_325_4kW_Hibrid.txt outputs inputs=[rTE fc_cap demand Tsi Tx Vol_TS UA Kdw hp_cap*3412 Ksup D Ul Tzone Thw UlAl Ttsl Thwx_max]; sum=[sum(Ela) sum(Eac) sum(Ef) sum(Edw) sum(Ehp) sum(Esup) sum(Edef) sum(Eaccu) sum(Ecd_accu) sum(Econv) sum(Z) sum(Efc) sum(Ffc) sum(Qfc) sum(Qrej) sum(Qsh) sum(Qtsh) sum(Qhp) sum(Qsup) sum(Qdw) sum(Ql) sum(Tts)/i]; max=[max(Ela) max(Eac) max(Ef) max(Edw) max(Ehp) max(Esup) max(Edef) max(Eaccu) max(Ecd_accu) max(Econv) max(Z) max(Efc) max(Ffc) max(Qfc)… 248 max(Qrej) max(Qsh) max(Qtsh) max(Qhp) max(Qsup) max(Qdw) max(Ql) max(Tts) max(Error)]; min=[min(Ela) min(Eac) min(Ef) min(Edw) min(Ehp) min(Esup) min(Edef)… min(Eaccu) min(Ecd_accu) min(Econv) min(Z) min(Efc) min(Ffc) min(Qfc) min(Qrej) min(Qsh) min(Qtsh) min(Qhp) min(Qsup) min(Qdw) min(Ql) min(Tts) min(Error)]; fid = fopen('formatted_325_4kW_Hibrid.txt','w'); fprintf(fid,' hour Ela Eac Ef Edw Ehp Esup Edef Eaccu Ecd_accu Econv Z Efc Ffc… Qfc Qrej Qsh Qtsh Qhp Qsup Qdw Ql dE_ts Tts Error\n'); fprintf(fid,' # kWh kWh kWh kWh kWh kWh kWh kWh kWh kWh # kWh kWh… kWh kWh kWh kWh kWh kWh kWh kWh kWh C kWh \n'); fprintf(fid,'%5.0f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f… %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f… %6.3f %7.3f\n',outputs'); fprintf(fid,'\n'); fprintf(fid,' SUM %6.1f %6.1f %6.1f %6.1f %6.1f %6.1f %6.1f %6.1f %6.1f… %6.1f %6.3f %6.3f %6.1f %6.1f %6.1f %6.1f %6.1f %6.1f %6.1f %6.1f %6.1f N/A… %6.3f %6.3f\n',sum'); fprintf(fid,' MAX %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f… %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f N/A… %6.3f %6.3f\n',max'); fprintf(fid,' MIN %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f… %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.2f %6.3f %6.3f N/A %6.3f… %6.3f\n',min'); fprintf(fid,' ***INPUTS***\n'); fprintf(fid,' rTE fc_cap demand Tsi Tx Vol_TS UA Kdw hp_cap Ksup D Ul Tzone… Thw UlAl Ttsl Thwx_max\n'); fprintf(fid,' N/A kW kW C C l kW/K Btu/hr m W/m2K C C kW/K C C\n'); fprintf(fid,'%4.1f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.0f %6.3f… %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f %6.3f\n',inputs'); fprintf(fid,' ***END***\n'); fclose(fid); fid = fopen('loaddur_325_4kW_Hibrid.txt','w'); fprintf(fid,' duration load regime E_accu Econv hour Z_top Eleft_accu \n'); fprintf(fid,' hr kW # kW kW i dak Joule \n'); fprintf(fid,'%8.5f %6.3f %6.1f %6.3f %6.3f %5.1f %6.3f %8.3f \n',loadd'); fclose(fid); toc %length of run i %confirm calculation of all hours %%%PARTITION.M%%% global Tdb Qsh Ela Eac Ef Tcw mHW i %inputs global rTE UlAl UA mTS Cp Tzone Tx t1 t2 Kdw Thw Tsi Ksup Pfc fc_cap… Accu_cap hp_cap Ttsl %constants global Thwx Tfcx %variables 249 global Tts_t1 Tts_t2 Edw Qtsh Qhp Qsup Edef Eaccu Ecd_accu Econv Eleft_accu… Emax_accu Efc Qdw Ehp Esup Ql Tts dE_ts Error Z Eleft_top Z_top%outputs %initiate t1,t2 t2 = 0 %hour t1 = 0 %hour if i==1 Eleft_accu=Accu_cap Emax_accu=Accu_cap Z=0 Z_top=0 end rTE=ratio_Hibrid(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)); Thwx = Tcw(i)+(Thw-Tcw(i))/(1-exp(-UA/mHW(i)/Cp)); Tfcx = Tsi-rTE*(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)+Econv(i)-Eaccu(i))*(Tsi-Tx)/fc_cap; Qsh(i); if Qsh(i) < 0.00001 %no heating mode while t2<1.0 if Tts_t21 dE_ts(i)=mTS*Cp*(Tts(i)-Tts(i-1))/3600; %kW end Ql(i)=UlAl*(Tts(i)-Tzone); %approx. heat loss from TS during the hour, kW Ffc; Error(i)=Qfc(i)-dE_ts(i)-Qtsh(i)-Qdw(i)-Ql(i)-Qrej(i); %%%ratio_Hibrid.M%%% function temp=ratio(x) %calculates the thermal to electric ratio for the FCS with the electric demand during the period, kW %x variable: dEfc_rate [kW], the net electricity output of the fuel cell system global Tdb Qsh Ela Eac Ef Tcw mHW i %inputs global rTE UlAl UA mTS Cp Tzone Tx t1 t2 Kdw Thw Tsi Ksup Pfc fc_cap… hp_cap Ttsl %constants global Thwx Tfcx %variables global Tts_t1 Tts_t2 Edw Qtsh Qhp Qsup Edef Efc Eaccu Ecd_accu Econv… Eleft_accu Emax_accu Qdw Ehp Esup Ql Tts dE_ts Error demand Z Eleft_top… Z_top%outputs if Z>0 Eaccu(i)=0; Ecd_accu(i)=0; Econv(i)=Econv(i-1); if Econv(i-1)==0 Z=0 Z_top=0 end PLR=(x+Econv(i))/fc_cap if PLR<0.0366 251 Warning('Error PLR<0.05, Akü dolumda iken Econv(i)ile birlikte PLR>0.05… olmalı') PLR elseif PLR>1 Econv(i)=0; PLR=x/fc_cap; if PLR<=1 Eaccu(i)=0; Econv(i)=0; temp=1.1983*PLR^4-2.1933*PLR^3+1.6672*PLR^2-0.313*PLR+0.7598; else PLR>1 if Eleft_accu>0.20*Emax_accu if (Eleft_accu-0.20*Emax_accu)*0.93/3600/1000>(PLR-1)*fc_cap %Döngü 1 saat çalışacak varsayımıyla Eaccu(i)=((PLR-1)*fc_cap); else Eaccu(i)=((Eleft_accu-0.20*Emax_accu)*0.93/3600/1000); end end Eleft_accu=Eleft_accu-Eaccu(i)*1000*3600/0.93 PLR=(x-Eaccu(i))/fc_cap if PLR>1 Warning ('Error PLR>1, YH veya Akü kap.arttırın!') else temp=1.1983*PLR^4-2.1933*PLR^3+1.6672*PLR^2-0.313*PLR+0.7598; end end else temp=1.1983*PLR^4-2.1933*PLR^3+1.6672*PLR^2-0.313*PLR+0.7598; %temp=((0.05*PLR+0.9)/(0.04911*PLR^3+0.007991*PLR^2-0.2849*PLR+0.5924))- 1;% SOFC için end end if Z==0 PLR=x/fc_cap if PLR>1 if Eleft_accu>0.20*Emax_accu if (Eleft_accu-0.20*Emax_accu)*0.93/3600/1000>(PLR-1)*fc_cap %Döngü 1 %saat çalışacak varsayımıyla Eaccu(i)=E_Accu_Conv_Hibrid((PLR-1)*fc_cap); else Eaccu(i)=E_Accu_Conv_Hibrid((Eleft_accu… -0.20*Emax_accu)*0.93/3600/1000); end PLR=(x-Eaccu(i))/fc_cap%PLR=1 if PLR>1 Warning ('Error PLR>1, YH veya Akü kap.arttırın!') else temp=1.1983*PLR^4-2.1933*PLR^3+1.6672*PLR^2-0.313*PLR+0.7598; 252 end end elseif PLR<=1 & PLR>0.75 Eaccu(i)=E_Accu_Conv_Hibrid((x-0.90*fc_cap)/2); % kW, Akü yükü PLR= PLR+((Econv(i)-Eaccu(i))/fc_cap) temp=1.1983*PLR^4-2.1933*PLR^3+1.6672*PLR^2-0.313*PLR+0.7598; %(rTE %is a func of only x, dEfc_rate) else PLR<=0.75 & PLR>=0.05 Eaccu(i)=E_Accu_Conv_Hibrid(0); % Akünün çalışmasına gerek yok PLR=PLR+((Econv(i)-Eaccu(i))/fc_cap) temp=1.1983*PLR^4-2.1933*PLR^3+1.6672*PLR^2-0.313*PLR+0.7598; end if PLR<0.05 Eaccu(i)=E_Accu_Conv_Hibrid(x); % kW,Bütün yükü akü karşılıyor. temp=0; % YH çalışmıyor. end end %%% routine0a_Hibrid.M %%% global Tdb Qsh Ela Eac Ef Tcw mHW i %inputs global rTE UlAl UA mTS Cp Tzone Tx t1 t2 Kdw Thw Tsi Ksup Pfc fc_cap %constants global Thwx Tfcx %variables global Tts_t1 Tts_t2 Edw Qtsh Qhp Qsup Edef Efc Eaccu Ecd_accu Econv… Eleft_accu Emax_accu Qdw Ehp Esup Ql Tts Z Eleft_top Z_top %outputs global j loadd %loaddur variables t1 = t2; Tts_t1 = Tts_t2; rTE=ratio_Hibrid(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)+mHW(i)*Cp/Kdw*(Thw-Tcw(i))); alpha = rTE*(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)+Econv(i)-Eaccu(i)+mHW(i)*Cp/Kdw*(Thw… -Tcw(i)))+UlAl*Tzone; %[kW] beta = UlAl; %[kW/K] t2=1.; Tts_t2 = alpha/beta+(Tts_t1-alpha/beta)*exp(-beta/mTS/Cp*(t2-t1)*3600); %[K] %check trend of Tts... limits??? %upper limit if Tts_t2>Tcw(i) Tts_t2=Tcw(i); t2=t1+mTS*Cp/beta/3600*log((Tts_t1-alpha/beta)/(Tts_t2-alpha/beta)); %[hour] if t20 dEconv=E_conv_Hibrid(Econv(i)*(t2-t1)); Econv(i)=Econv(i)+dEconv; end if t2>t1 dEfc_rate=dEfc/(t2-t1); %average electricity demand during the period,[kW] dEleft_accu_rate=Econv(i) Eleft_accu=Eleft_accu+(dEleft_accu_rate)*1000*3600; dFfc=Fuel_Hibrid(dEfc_rate)*(t2-t1); %[kWh] Ffc(i)=Ffc(i)+dFfc; %[kWh] %loadduration calculations start j=j+1; loadd(j,1)=t2-t1; %duration loadd(j,2)=dEfc_rate; %load loadd(j,3)=0.1; %regime loadd(j,4)=Eaccu(i);%W loadd(j,5)=Econv(i); loadd(j,6)=i; % hour i loadd(j,7)=Z_top; % Akü charge süresi dak. loadd(j,8)=Eleft_accu;% Joule, Aküde kalan enerji %loadduration calculations end end %%%routine1_Hibrid.M%%% global Tdb Qsh Ela Eac Ef Tcw mHW i %inputs global rTE UlAl UA mTS Cp Tzone Tx t1 t2 Kdw Thw Tsi Ksup Pfc fc_cap %constants global Thwx Tfcx %variables global Tts_t1 Tts_t2 Edw Qtsh Qhp Qsup Edef Efc Eaccu Ecd_accu Econv… Eleft_accu Emax_accu Qdw Ehp Esup Ql Tts Z Eleft_top Z_top%outputs global j loadd %loaddur variables t1 = t2; Tts_t1 = Tts_t2; rTE=ratio_Hibrid(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)+mHW(i)*Cp/Kdw*(Thw-(Tcw(i)+(Tts_t1… -Tcw(i))*(1-exp(-UA/mHW(i)/Cp))))); alpha = rTE*(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)+Econv(i)-Eaccu(i)+mHW(i)*Cp/Kdw*(Thw… -Tcw(i)*exp(-UA/mHW(i)/Cp)))+mHW(i)*Cp*Tcw(i)*(1-exp… (-UA/mHW(i)/Cp))+UlAl*Tzone; %[kW] beta = mHW(i)*Cp*(1-exp(-UA/mHW(i)/Cp))*(rTE/Kdw+1)+UlAl; %[kW/K] t2=1.; Tts_t2 = alpha/beta+(Tts_t1-alpha/beta)*exp(-beta/mTS/Cp*(t2-t1)*3600); %[K] 254 %check trend of Tts... limits??? %upper limit if Tts_t2>Thwx Tts_t2=Thwx; t2=t1+mTS*Cp/beta/3600*log((Tts_t1-alpha/beta)/(Tts_t2-alpha/beta)); %[hour] if t2t1 if Econv(i)>0 dEconv=E_conv_Hibrid(Econv(i)); Econv(i)=dEconv; end dEfc=(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)+Econv(i)-Eaccu(i))*(t2-t1)+dEdw; %[kWh] Efc(i)=Efc(i)+dEfc; dEfc_rate=dEfc/(t2-t1); %average electricity demand during the period,[kW] Eleft_accu=Eleft_accu+(Econv(i)*1000*(t2-t1)*3600*0.83) %dEleft_accu,E_conv_Yeni'de hesaplandı,[J] dFfc=Fuel_Hibrid(dEfc_rate)*(t2-t1); %[kWh] Ffc(i)=Ffc(i)+dFfc; %[kWh] %loadduration calculations start j=j+1; loadd(j,1)=t2-t1; %duration loadd(j,2)=dEfc_rate; %load loadd(j,3)=1; %regime loadd(j,4)=Eaccu(i); loadd(j,5)=Econv(i); loadd(j,6)=i; % hour i loadd(j,7)=Z_top; % Akü charge süresi dak. loadd(j,8)=Eleft_accu;% Joule, Aküde kalan enerji %loadduration calculations end end %%%routine2_Hibrid.M%%% global Tdb Qsh Ela Eac Ef Tcw mHW i %inputs global rTE UlAl UA mTS Cp Tzone Tx t1 t2 Kdw Thw Tsi Ksup Pfc fc_cap… hp_cap Ttsl %constants 255 global Thwx Tfcx %variables global Tts_t1 Tts_t2 Edw Qtsh Qhp Qsup Edef Efc Eaccu Ecd_accu Econv… Eleft_accu Emax_accu Qdw Ehp Esup Ql Tts dE_ts Error Z Eleft_top Z_top%outputs global j loadd %loaddur variables t1 = t2; Tts_t1 = Tts_t2; rTE=ratio_Hibrid(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)); alpha = rTE*(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)+Econv(i)-Eaccu(i))-mHW(i)*Cp*(Thw- Tcw(i))+UlAl*Tzone; %[kW] beta = UlAl; %[kW/K] t2=1.; Tts_t2 = alpha/beta+(Tts_t1-alpha/beta)*exp(-beta/mTS/Cp*(t2-t1)*3600);%[K] %check trend of Tts... limits??? %lower limit if Tts_t2Tfcx Tts_t2=Tfcx; t2=t1+mTS*Cp/beta/3600*log((Tts_t1-alpha/beta)/(Tts_t2-alpha/beta));%[hour] if t2t1 if Econv(i)>0 dEconv=E_conv_Hibrid(Econv(i)); Econv(i)=dEconv; end dEfc=(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)+Econv(i)-Eaccu(i))*(t2-t1); %[kWh] Efc(i)=Efc(i)+dEfc; dEfc_rate=dEfc/(t2-t1); %average electricity demand during the period,[kW] Eleft_accu=Eleft_accu+(Econv(i)*1000*(t2-t1)*3600*0.83) % dEleft_accu,E_conv_Yeni'de hesaplandı,[J] dFfc=Fuel_Hibrid(dEfc_rate)*(t2-t1); %[kWh] Ffc(i)=Ffc(i)+dFfc; %[kWh] %loadduration calculations start j=j+1; 256 loadd(j,1)=t2-t1; %duration loadd(j,2)=dEfc_rate; %load loadd(j,3)=2; %regime loadd(j,4)=Eaccu(i); loadd(j,5)=Econv(i); loadd(j,6)=i; % hour i loadd(j,7)=Z_top; % Akü charge süresi dak. loadd(j,8)=Eleft_accu;% Joule, Aküde kalan enerji %loadduration calculations end end %%%routine3_Hibrid.M%%% global Tdb Qsh Ela Eac Ef Tcw mHW i %inputs global rTE UlAl UA mTS Cp Tzone Tx t1 t2 Kdw Thw Tsi Ksup Pfc fc_cap… hp_cap Ttsl %constants global Thwx Tfcx %variables global Tts_t1 Tts_t2 Edw Qtsh Qhp Qsup Edef Efc Eaccu Ecd_accu Econv… Eleft_accu Emax_accu Qdw Ehp Esup Ql Tts dE_ts Error Z Eleft_top Z_top%outputs global j loadd %loaddur variables t1 = t2; Tts_t1 = Tts_t2; rTE=ratio_Hibrid(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)); alpha = (fc_cap+Econv(i)-Eaccu(i))*Tsi/(Tsi-Tx)-mHW(i)*Cp*(Thw- Tcw(i))+UlAl*Tzone; beta = (fc_cap+Econv(i)-Eaccu(i))/(Tsi-Tx)+UlAl; %end t2=1.; Tts_t2 = alpha/beta+(Tts_t1-alpha/beta)*exp(-beta/mTS/Cp*(t2-t1)*3600);%[K] %check trend of Tts... limits??? %lower limit if Tts_t2Tsi Tts_t2=Tsi; t2=1; %[hour] if t2t1 if Econv(i)>0 dEconv=E_conv_Hibrid(Econv(i)); Econv(i)=dEconv; end dEfc=(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)+Econv(i)-Eaccu(i))*(t2-t1); %[kWh] Efc(i)=Efc(i)+dEfc; dEfc_rate=dEfc/(t2-t1); %average electricity demand during the period,[kW] Eleft_accu=Eleft_accu+(Econv(i)*1000*(t2-t1)*3600*0.83) % dEleft_accu,E_conv_Yeni'de hesaplandı,[J] dFfc=Fuel_Hibrid(dEfc_rate)*(t2-t1); %[kWh] Ffc(i)=Ffc(i)+dFfc; %[kWh] %loadduration calculations start j=j+1; loadd(j,1)=t2-t1; %duration loadd(j,2)=dEfc_rate; %load loadd(j,3)=3; %regime loadd(j,4)=Eaccu(i); loadd(j,5)=Econv(i); loadd(j,6)=i; % hour i loadd(j,7)=Z_top; % Akü charge süresi dak. loadd(j,8)=Eleft_accu;% Joule, Aküde kalan enerji %loadduration calculations end end %%%routine0b_Hibrid.M%%% global Tdb Qsh Ela Eac Ef Tcw mHW i %inputs global rTE UlAl UA mTS Cp Tzone Tx t1 t2 Kdw Thw Tsi Ksup Pfc fc_cap… hp_cap Ttsl %constants global Thwx Tfcx %variables global Tts_t1 Tts_t2 Edw Qtsh Qhp Qsup Edef Efc Eaccu Ecd_accu Econv… Eleft_accu Emax_accu Qdw Ehp Esup Ql Tts dE_ts Error Z Eleft_top Z_top%outputs global j loadd %loaddur variables if Tdb(i)>9.9 %(F)veya -12 C derece Q_hp=min(Qsh(i),hp_cap*fcap(Tdb(i))); else Q_hp=0; end Q_sup=Qsh(i)-Q_hp; 258 if Q_hp>0 & Tdb(i)<40.1%(F)veya 4.4 C derece E_def=(0.7*3.5/60)*Q_hp/fcap(Tdb(i)); else E_def=0; end t1 = t2; Tts_t1 = Tts_t2; rTE=ratio_Hibrid(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)+E_sh(Qsh(i))+mHW(i)*Cp/Kdw*(Thw… -Tcw(i))); alpha = rTE*(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)+Econv(i)- Eaccu(i)+E_sh_Hibrid(Qsh(i))+mHW(i)*Cp/Kdw*(Thw-Tcw(i)))+UlAl*Tzone; %[kW] beta = UlAl; %[kW/K] t2=1.; Tts_t2 = alpha/beta+(Tts_t1-alpha/beta)*exp(-beta/mTS/Cp*(t2-t1)*3600); %[K] %check trend of Tts... limits??? %upper limit if Tts_t2>Tcw(i) Tts_t2=Tcw(i); t2=t1+mTS*Cp/beta/3600*log((Tts_t1-alpha/beta)/(Tts_t2-alpha/beta)); %[hour] if t20 dEconv=E_conv_Hibrid(Econv(i)*(t2-t1)); Econv(i)=Econv(i)+dEconv; end if t2>t1 dEfc_rate=dEfc/(t2-t1); %average electricity demand during the period, [kW] dEleft_accu_rate=Econv(i) Eleft_accu=Eleft_accu+(dEleft_accu_rate)*1000*3600; dFfc=Fuel_Hibrid(dEfc_rate)*(t2-t1); %[kWh] Ffc(i)=Ffc(i)+dFfc; %[kWh] 259 %loadduration calculations start j=j+1; loadd(j,1)=t2-t1; %duration loadd(j,2)=dEfc_rate; %load loadd(j,3)=0.2; %regime loadd(j,4)=Eaccu(i);%W loadd(j,5)=Econv(i); loadd(j,6)=i; % hour i loadd(j,7)=Z_top; % Akü charge süresi dak. loadd(j,8)=Eleft_accu;% Joule, Aküde kalan enerji %loadduration calculations end end %%%routine4_Hibrid.M%%% global Tdb Qsh Ela Eac Ef Tcw mHW i %inputs global rTE UlAl UA mTS Cp Tzone Tx t1 t2 Kdw Thw Tsi Ksup Pfc fc_cap… hp_cap Ttsl %constants global Thwx Tfcx %variables global Tts_t1 Tts_t2 Edw Qtsh Qhp Qsup Edef Efc Eaccu Ecd_accu Econv… Eleft_accu Emax_accu Qdw Ehp Esup Ql Tts dE_ts Error Z Eleft_top Z_top%outputs global j loadd %loaddur variables if Tdb(i)>9.9 Q_hp=min(Qsh(i),hp_cap*fcap(Tdb(i))); else Q_hp=0; end Q_sup=Qsh(i)-Q_hp; if Q_hp>0 & Tdb(i)<40.1 E_def=(0.7*3.5/60)*Q_hp/fcap(Tdb(i)); else E_def=0; end %temp=Q_hp*feir(Tdb(i))+Q_sup/Ksup+E_def; t1 = t2; Tts_t1 = Tts_t2; rTE=ratio_Hibrid(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)+mHW(i)*Cp/Kdw*(Thw-(Tcw(i)+(Tts_t1… -Tcw(i))*(1-exp(-UA/mHW(i)/Cp))))+E_sh_Hibrid(Qsh(i))); alpha = rTE*(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)+Econv(i)- Eaccu(i)+E_sh_Hibrid(Qsh(i))+… mHW(i)*Cp/Kdw*(Thw-Tcw(i)*exp(-UA/mHW(i)/Cp)))+... mHW(i)*Cp*Tcw(i)*(1-exp(-UA/mHW(i)/Cp))+UlAl*Tzone; %[kW] beta = mHW(i)*Cp*(1-exp(-UA/mHW(i)/Cp))*(rTE/Kdw+1)+UlAl; %[kW/K] t2=1.0; Tts_t2 = alpha/beta+(Tts_t1-alpha/beta)*exp(-beta/mTS/Cp*(t2-t1)*3600);%[K] %check trend of Tts... limits??? %upper limit if Tts_t2>Thwx 260 Tts_t2=Thwx; t2=t1+mTS*Cp/beta/3600*log((Tts_t1-alpha/beta)/(Tts_t2-alpha/beta)); %[hour] if t2t1 if Econv(i)>0 dEconv=E_conv_Hibrid(Econv(i)); Econv(i)=dEconv; end dEfc=(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)+E_sh_Hibrid(Qsh(i))+Econv(i)-Eaccu(i))*(t2… - t1)+dEdw;% [kWh] Efc(i)=Efc(i)+dEfc; dEfc_rate=dEfc/(t2-t1); %average electricity demand during the period,[kW] Eleft_accu=Eleft_accu+(Econv(i)*1000*(t2-t1)*3600*0.83) %dEleft_accu,E_conv_Hibrid’de,[J] dFfc=Fuel_Hibrid(dEfc_rate)*(t2-t1); %[kWh] Ffc(i)=Ffc(i)+dFfc; %[kWh] %loadduration calculations start j=j+1; loadd(j,1)=t2-t1; %duration loadd(j,2)=dEfc_rate; %load loadd(j,3)=4; %regime loadd(j,4)=Eaccu(i);%kW loadd(j,5)=Econv(i); loadd(j,6)=i; % hour i loadd(j,7)=Z_top; % Akü charge süresi dak. loadd(j,8)=Eleft_accu;% Joule, Aküde kalan enerji else Eleft_accu=Eleft_accu+Ecd_accu(i) end %%%routine5_Hibrid.M%%% 261 global Tdb Qsh Ela Eac Ef Tcw mHW i %inputs global rTE UlAl UA mTS Cp Tzone Tx t1 t2 Kdw Thw Tsi Ksup Pfc fc_cap hp_cap… Ttsl %constants global Thwx Tfcx %variables global Tts_t1 Tts_t2 Edw Qtsh Qhp Qsup Edef Efc Eaccu Ecd_accu Econv Eleft_accu Emax_accu Qdw Ehp Esup Ql Tts dE_ts Error Z Eleft_top Z_top%outputs global j loadd %loaddur variables if Tdb(i)>9.9 Q_hp=min(Qsh(i),hp_cap*fcap(Tdb(i))); else Q_hp=0; end Q_sup=Qsh(i)-Q_hp; if Q_hp>0 & Tdb(i)<40.1 E_def=(0.7*3.5/60)*Q_hp/fcap(Tdb(i)); else E_def=0; end t1 = t2; Tts_t1 = Tts_t2; rTE=ratio_Hibrid(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)+E_sh_Hibrid(Qsh(i))); alpha = rTE*(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)+E_sh_Hibrid(Qsh(i))+Econv(i)-Eaccu(i))… -mHW(i)*Cp*(Thw-Tcw(i))+UlAl*Tzone; %[kW] beta = UlAl; %[kW/K] t2=1.; Tts_t2 = alpha/beta+(Tts_t1-alpha/beta)*exp(-beta/mTS/Cp*(t2-t1)*3600);%[K] %check trend of Tts... limits??? %lower limit if Tts_t2Ttsl Tts_t2=Ttsl; t2=t1+mTS*Cp/beta/3600*log((Tts_t1-alpha/beta)/(Tts_t2-alpha/beta));%[hour] if t21/36000 if Econv(i)>0 dEconv=E_conv_Hibrid(Econv(i)); Econv(i)=dEconv; end dEfc=(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)+E_sh_Hibrid(Qsh(i))+Econv(i)-Eaccu(i))*(t2-t1); %[kWh] Efc(i)=Efc(i)+dEfc; dEfc_rate=dEfc/(t2-t1); %average electricity demand during the period, [kW] Eleft_accu=Eleft_accu+(Econv(i)*1000*(t2-t1)*3600*0.83) %dEleft_accu %E_conv_Hibrid'de hesaplandı,[J] dFfc=Fuel_Hibrid(dEfc_rate)*(t2-t1); %[kWh] Ffc(i)=Ffc(i)+dFfc; %[kWh] %loadduration calculations start j=j+1; loadd(j,1)=t2-t1; %duration loadd(j,2)=dEfc_rate; %load loadd(j,3)=5; %regime loadd(j,4)=Eaccu(i); loadd(j,5)=Econv(i); loadd(j,6)=i; % hour i loadd(j,7)=Z_top; % Akü charge süresi dak. loadd(j,8)=Eleft_accu;% Joule, Aküde kalan enerji %loadduration calculations end else Eleft_accu=Eleft_accu+Eaccu(i)*1000*3600/0.93 end % Döngü 5 'ten t2-t1<1/36000 (0.1 sn'den de küçük) olduğu için çıkılıyor ve % döngü 6.5'e,depoya giren entalpi=depodan çıkan entalpi dengesinin oluştuğu % ara rejime giriliyor bu sebep ile aküden çekilen en.(Eaccu)iptal ediliyor. % aynı şekilde yüklenen en.(Econv)ve dolum süresi(Z_top)geri alınıyor. %%%routine6_Hibrid.M%%% global Tdb Qsh Ela Eac Ef Tcw mHW i %inputs global rTE UlAl UA mTS Cp Tzone Tx t1 t2 Kdw Thw Tsi Ksup Pfc fc_cap hp_cap… Ttsl %constants global Thwx Tfcx %variables global Tts_t1 Tts_t2 Edw Qtsh Qhp Qsup Edef Efc Eaccu Ecd_accu Econv… Eleft_accu Emax_accu Qdw Ehp Esup Ql Tts dE_ts Error Z Eleft_top Z_top %outputs global j loadd %loaddur variables t1 = t2; 263 Tts_t1 = Tts_t2; Qhp_t2=0; Ehp_t2=0; Qsup_t2=0; Esup_t2=0; Q_tsh=0; rTE=ratio_Hibrid(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)+E_sh_Hibrid(Qsh(i))); alpha = rTE*(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)+Econv(i)-Eaccu(i))-Qsh(i)-mHW(i)*Cp*(Thw… -Tcw(i))+UlAl*Tzone; %[kW] beta = UlAl; %[kW/K] t2=1.; Tts_t2 = alpha/beta+(Tts_t1-alpha/beta)*exp(-beta/mTS/Cp*(t2-t1)*3600); %[K] %check trend of Tts... limits??? %upper limit if Tts_t2>Tfcx Tts_t2=Tfcx; t2=t1+mTS*Cp/beta/3600*log((Tts_t1-alpha/beta)/(Tts_t2-alpha/beta));%[hour] if t2t1 if Econv(i)>0 dEconv=E_conv_Hibrid(Econv(i)); Econv(i)=dEconv; end dEfc=(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)+Econv(i)-Eaccu(i))*(t2-t1); %[kWh] Efc(i)=Efc(i)+dEfc; dEfc_rate=dEfc/(t2-t1); %average electricity demand during the period, [kW] Eleft_accu=Eleft_accu+(Econv(i)*1000*(t2-t1)*3600*0.83) % dEleft_accu, %E_conv_Hibrid'de hesaplandı,[J] dFfc=Fuel_Hibrid(dEfc_rate)*(t2-t1); %[kWh] Ffc(i)=Ffc(i)+dFfc; %[kWh] %loadduration calculations start j=j+1; loadd(j,1)=t2-t1; %duration loadd(j,2)=dEfc_rate; %load loadd(j,3)=6.1; %regime loadd(j,4)=Eaccu(i); loadd(j,5)=Econv(i); loadd(j,6)=i; % hour i loadd(j,7)=Z_top; % Akü charge süresi dak. 264 loadd(j,8)=Eleft_accu;% Joule, Aküde kalan enerji %loadduration calculations end %else Eleft_accu=Eleft_accu+Ecd_accu(i) end end %lower limit if Tts_t2t1 if Econv(i)>0 dEconv=E_conv_Hibrid(Econv(i)); Econv(i)=dEconv; end dEfc=(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)+Econv(i)-Eaccu(i))*(t2-t1); %[kWh] Efc(i)=Efc(i)+dEfc; dEfc_rate=dEfc/(t2-t1); % average electricity demand during the period, [kW] Eleft_accu=Eleft_accu+(Econv(i)*1000*(t2-t1)*3600);[J] dFfc=Fuel_Hibrid(dEfc_rate)*(t2-t1); %[kWh] Ffc(i)=Ffc(i)+dFfc; %[kWh] %loadduration calculations start j=j+1; loadd(j,1)=t2-t1; %duration loadd(j,2)=dEfc_rate; %load loadd(j,3)=6.2; %regime loadd(j,4)=Eaccu(i); loadd(j,5)=Econv(i); loadd(j,6)=i; % hour i loadd(j,7)=Z_top % Akü charge süresi dak. loadd(j,8)=Eleft_accu;% Joule, Aküde kalan enerji %loadduration calculations end %else Eleft_accu=Eleft_accu+Ecd_accu(i) end end if rTE*(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)+Econv(i)- Eaccu(i)+E_sh_Hibrid(Qsh(i)))>mHW(i)*Cp*(Thw-Tcw(i))+UlAl*(Ttsl… -Tzone);%constant Tts=Ttsl to the end of hour with balanced space heating t1=t2; 265 t2=1.; Q_tsh=fzero('fQtsh_Hibrid',[0 Qsh(i)]); Qhp_t2=min(Qsh(i)-Q_tsh,hp_cap*fcap(Tdb(i))); Ehp_t2=feir(Tdb(i))*Qhp_t2; Qsup_t2=Qsh(i)-Qhp_t2-Q_tsh; Esup_t2=Qsup_t2/Ksup; if Qhp_t2>0 & Tdb(i)<40.1 E_deft2=(0.7*3.5/60)*Qhp_t2/fcap(Tdb(i)); else E_deft2=0; end %store values for balanced Qtsh and Qesh Qdw(i)=Qdw(i)+mHW(i)*Cp*(Thw-Tcw(i))*(t2-t1); %[KW] Qtsh(i)=Qtsh(i)+Q_tsh*(t2-t1); Qhp(i)=Qhp(i)+Qhp_t2*(t2-t1); Ehp(i)=Ehp(i)+Ehp_t2*(t2-t1); Qsup(i)=Qsup(i)+Qsup_t2*(t2-t1); Esup(i)=Esup(i)+Esup_t2*(t2-t1); Edef(i)=Edef(i)+E_deft2*(t2-t1); dEfc=(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)+E_sh_Hibrid(Qsh(i)-Q_tsh)+Econv(i)-Eaccu(i))*(t2- t1); %[kWh] Efc(i)=Efc(i)+dEfc; if t2>t1 if Econv(i)>0 dEconv=E_conv_Hibrid(Econv(i)); Econv(i)=dEconv; end dEfc=(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)+E_sh_Hibrid(Qsh(i)-Q_tsh)+Econv(i)-Eaccu(i))*… (t2-t1); %[kWh] Efc(i)=Efc(i)+dEfc; dEfc_rate=dEfc/(t2-t1); %average electricity demand during the period, [kW] Eleft_accu=Eleft_accu+(Econv(i)*1000*(t2-t1)*3600);[J] dFfc=Fuel_Hibrid(dEfc_rate)*(t2-t1); %[kWh] Ffc(i)=Ffc(i)+dFfc; %[kWh] %loadduration calculations start j=j+1; loadd(j,1)=t2-t1; %duration loadd(j,2)=dEfc_rate; %load loadd(j,3)=6.5; %regime loadd(j,4)=Eaccu(i); loadd(j,5)=Econv(i); loadd(j,6)=i; % hour i loadd(j,7)=Z_top; % Akü charge süresi dak. loadd(j,8)=Eleft_accu;% Joule, Aküde kalan enerji %loadduration calculations end end end 266 if Tts_t2>Ttsl & Tts_t2t1 if Econv(i)>0 dEconv=E_conv_Hibrid(Econv(i)); Econv(i)=dEconv; end dEfc=(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)+Econv(i)-Eaccu(i))*(t2-t1); %[kWh] Efc(i)=Efc(i)+dEfc; dEfc_rate=dEfc/(t2-t1); %average electricity demand during the period, [kW] Eleft_accu=Eleft_accu+(Econv(i)*1000*(t2-t1)*3600);[J] dFfc=Fuel_Hibrid(dEfc_rate)*(t2-t1); %[kWh] Ffc(i)=Ffc(i)+dFfc; %[kWh] %loadduration calculations start j=j+1; loadd(j,1)=t2-t1; %duration loadd(j,2)=dEfc_rate; %load loadd(j,3)=6; %regime loadd(j,4)=Eaccu(i);%kW loadd(j,5)=Econv(i);%kW loadd(j,6)=i; % hour i loadd(j,7)=Z_top; % Akü charge süresi dak. loadd(j,8)=Eleft_accu;% Joule, Aküde kalan enerji %loadduration calculations end else Eleft_accu=Eleft_accu+Ecd_accu(i) end end %%%routine7_Hibrid.M%%% global Tdb Qsh Ela Eac Ef Tcw mHW i %inputs global rTE UlAl UA mTS Cp Tzone Tx t1 t2 Kdw Thw Tsi Ksup Pfc fc_cap hp_cap Ttsl %constants global Thwx Tfcx %variables global Tts_t1 Tts_t2 Edw Qtsh Qhp Qsup Edef Efc Eaccu Ecd_accu Econv Eleft_accu Qdw Ehp Esup Ql Tts dE_ts Error Z Eleft_top Z_top%outputs global j loadd %loaddur variables t1 = t2; Tts_t1 = Tts_t2; rTE=ratio_Hibrid(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)); alpha = (fc_cap+Econv(i)-Eaccu(i))*Tsi/(Tsi-Tx)-Qsh(i)-mHW(i)*Cp*(Thw- Tcw(i))+UlAl*Tzone; beta =(fc_cap+Econv(i)-Eaccu(i))/(Tsi-Tx)+UlAl; t2=1.; 267 Tts_t2 = alpha/beta+(Tts_t1-alpha/beta)*exp(-beta/mTS/Cp*(t2-t1)*3600);%[K] %check trend of Tts... limits??? %lower limit if Tts_t2Tsi Tts_t2=Tsi; t2=1; %[hour] if t2t1 if Econv(i)>0 dEconv=E_conv_Hibrid(Econv(i)); Econv(i)=dEconv; end dEfc=(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)+Econv(i)-Eaccu(i))*(t2-t1); %[kWh] Efc(i)=Efc(i)+dEfc; dEfc_rate=dEfc/(t2-t1); %average electricity demand during the period,[kW] Eleft_accu=Eleft_accu+(Econv(i)*1000*(t2-t1)*3600*0.83);[J] dFfc=Fuel_Hibrid(dEfc_rate)*(t2-t1); %[kWh] Ffc(i)=Ffc(i)+dFfc; %[kWh] %loadduration calculations start j=j+1; loadd(j,1)=t2-t1; %duration loadd(j,2)=dEfc_rate; %load loadd(j,3)=7; %regime loadd(j,4)=Eaccu(i); loadd(j,5)=Econv(i); loadd(j,6)=i; % hour i loadd(j,7)=Z_top; % Akü charge süresi dak. loadd(j,8)=Eleft_accu;% Joule, Aküde kalan enerji %loadduration calculations end 268 else Eleft_accu=Eleft_accu+Ecd_accu(i) end %%%fQtsh_Hibrid.m%%% function temp=fQtsh(x) global Tdb Qsh Ela Eac Ef Tcw mHW i %inputs global rTE UlAl UA mTS Cp Tzone Tx t1 t2 Kdw Thw Tsi Ksup Pfc fc_cap… hp_cap Ttsl %constants global Thwx Tfcx %variables global Tts_t1 Tts_t2 Edw Qtsh Qhp Qsup Edef Efc Eaccu Econv Eleft_accu Qdw… Ehp Esup Ql Tts dE_ts Error Z Z_top%outputs rTE=ratio_fQtsh_Hibrid(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)+Econv(i)- Eaccu(i)+… E_sh_Hibrid(Qsh(i)-x)) ; temp=rTE*(Ela(i)+Eac(i)+Ef(i)+Econv(i)-Eaccu(i)+E_sh_Hibrid(Qsh(i)-x))-x… -mHW(i)*Cp*(Thw-Tcw(i))-UlAl*(Ttsl-Tzone); %%%ratio_fQtsh.m%%% function temp=ratio(x) %calculates the thermal to electric ratio for the FCS with the %electric demand during the period, kW %x variable: dEfc_rate [kW], the net electricity output of the fuel cell system global Tdb Qsh Ela Eac Ef Tcw mHW i %inputs global rTE UlAl UA mTS Cp Tzone Tx t1 t2 Kdw Thw Tsi Ksup Pfc fc_cap… hp_cap Ttsl %constants global Thwx Tfcx %variables global Tts_t1 Tts_t2 Edw Qtsh Qhp Qsup Edef Efc Eaccu Econv Eleft_accu… Emax_accu Qdw Ehp Esup Ql Tts dE_ts Error demand Z Z_top%outputs PLR=x/fc_cap ; if PLR<0.05 temp=0 %FC system thermal to electric ratio,rTE, with stack not running else temp=1.1983*PLR^4-2.1933*PLR^3+1.6672*PLR^2-0.313*PLR+0.7598; %(rTE %is a func of only x, dEfc_rate) %temp=((0.05*PLR+0.9)/(0.04911*PLR^3+0.007991*PLR^2-0.2849*PLR+0.5924))- 1; end %%%E_sh_Hibrid.m%%% function temp=E_sh(x) %calculates electricity required for a given space heating x, %kW global Tdb Qsh Ela Eac Ef Tcw mHW i %inputs global rTE UlAl UA mTS Cp Tzone Tx t1 t2 Kdw Thw Tsi Ksup Pfc fc_cap… hp_cap Ttsl %constants global Thwx Tfcx %variables global Tts_t1 Tts_t2 Edw Qtsh Qhp Qsup Edef Efc Eaccu Ecd_accu Econv… Eleft_accu Emax_accu Qdw Ehp Esup Ql Tts dE_ts Error Z Eleft_top Z_top%outputs if Tdb(i)>9.9 269 Q_hp=min(x,hp_cap*fcap(Tdb(i))); else Q_hp=0; end Q_sup=x-Q_hp; if Q_hp>0 & Tdb(i)<40.1 E_def=(0.7*3.5/60)*Q_hp/fcap(Tdb(i)); else E_def=0 end temp=Q_hp*feir(Tdb(i))+Q_sup/Ksup+E_def; %%%fcap.m%%% function temp = fcap(T) temp=0.313927+0.0118416*T+0.0000586*(T^2); %%%feir.m%%% function temp = feir(T) global COP temp=(2.057025-0.0332229*T+0.0002284*(T^2))/COP; %%%E_Accu_Conv_Hibrid.m%%% function temp=Eaccu(x) %calculates the converter load, kW %x variable:load global Tdb Qsh Ela Eac Ef Tcw mHW i %inputs global rTE UlAl UA mTS Cp Tzone Tx t1 t2 Kdw Thw Tsi Ksup Pfc fc_cap… Accu_cap hp_cap Ttsl %constants global Thwx Tfcx %variables global Tts_t1 Tts_t2 Edw Qtsh Qhp Qsup Edef Efc Eaccu Ecd_accu Econv… Eleft_accu Emax_accu Qdw Ehp Esup Ql Tts dE_ts Error demand Z Eleft_top… Z_top%outputs dZ=60 ; % Dakika,döngü başlangıcında yapılan bir kabul Pmax=2073.9; % Watt 5 ad.akü için (414.78*5=2073.9W,1 akü 1 saatte %446*0.93=414.78 W verebiliyor.P=f(t) formülü E_conv_Hibrid dosyasında. Emax_accu=Pmax*dZ*60; % Joule-Akünün dZ süresinde verebileceği sabit enerji %( Formüle göre 59.94 dak.için 7875100 Joule ) if Emax_accu>=0.001 Ecd_accu(i)=x*dZ*60*1000/0.93; % Joule-Aküden çekilen enerji (converter %verimi=0.93), Pload_accu=Eaccu (sistemden gelen yük) Eleft_accu=Eleft_accu-Ecd_accu(i) % Joule-Aküde kalan enerji SOC=Eleft_accu/Emax_accu % Aküdeki doluluk durumu end if SOC>1.01 Warning('Error-Eleft_accu>Emax_accu') Eleft_accu Emax_accu 270 SOC elseif SOC>0.20 & SOC<=1.00 Econv(i)=0; temp=x else SOC<=0.20 Eleft_accu=Eleft_accu+Ecd_accu(i) % Joule Ecd_accu(i)=Eleft_accu-Emax_accu*0.20; % Joule Eleft_accu=Eleft_accu-Ecd_accu(i) % Joule SOC=0.20 Z=i*60; Z_top=Z Econv(i)=(1-SOC)*Emax_accu/8.5/0.83/1000/3600; % kW,ilk 8.5 saatte sabit ;akımla akü dolmalı,ya da hızlı şarjla 0.5*c (=boş.hızı/2)doldurulur temp=Ecd_accu(i)*0.93/(dZ*60*1000) % kW end if Econv(i)>0 & Econv(i)<0.05*fc_cap Econv(i)=0.05*fc_cap; % kW,Sadece akü için çalışan FC in min. çalışma kap.= ;0.05*fc_cap olmalı yoksa verimi düşer end end %%%E_conv_Hibrid.m%%% function temp=Econv(x)% kW,Converter yükü global Tdb Qsh Ela Eac Ef Tcw mHW i %inputs global rTE UlAl UA mTS Cp Tzone Tx t1 t2 Kdw Thw Tsi Ksup Pfc fc_cap hp_cap… Ttsl %constants global Thwx Tfcx %variables global Tts_t1 Tts_t2 Edw Qtsh Qhp Qsup Edef Efc Eaccu Ecd_accu Econv… Eleft_accu Emax_accu Qdw Ehp Esup Ql Tts dE_ts Error demand Z Eleft_top Z_top %outputs dZ=(t2-t1)*60; % Dakika if dZ<1 Pmax=0; else Pmax=(38.15*dZ+26970)*5/(dZ+6.865); %Watt,5 ad.akü için end Emax_accu=Pmax*dZ*60; %Joule-Akünün dZ süresinde verebileceği sabit enerji Z_top=Z_top+dZ if Z_top<=Z+510%8,5*60=510 dak.dolum süresi if Emax_accu>=0.001; dEleft_accu=x*1000*dZ*60 %Joule-Aküye doldurulacak enerji SOC=(Eleft_accu+dEleft_accu)/Emax_accu %Aküdeki gerçek doluluk if SOC>0.90 & SOC<1 temp=x Z=0 Z_top=0 elseif SOC>=1 271 temp=0 Z=0 Z_top=0 else temp=dEleft_accu/(dZ*60)/1000; %kW,gerçek dEconv end else temp=0 Z_top=Z_top-dZ end else Z_top>Z_top+510 temp=0 Z=0 Z_top=0 end %%%%fuel_Hibrid.m%%% function temp=Fuel(x) %calculates the chemical energy in the fuel used for the FC electric demand during each period, kW %x variable: dEfc_rate [kW], the net electricity output of the fuel cell system global Tdb Qsh Ela Eac Ef Tcw mHW i %inputs global rTE UlAl UA mTS Cp Tzone Tx t1 t2 Kdw Thw Tsi Ksup Pfc fc_cap… hp_cap Ttsl %constants global Thwx Tfcx %variables global Tts_t1 Tts_t2 Edw Qtsh Qhp Qsup Edef Efc Eaccu Ecd_accu Econv… Eleft_accu Qdw Ehp Esup Ql Tts dE_ts Error demand Z Eleft_top Z_top%outputs if x>demand demand=x; end PLR=x/fc_cap; if PLR>1 PLR=1; eta=0.9033*PLR^5-2.9996*PLR^4+3.6503*PLR^3… -2.0704*PLR^2+0.4623*PLR+0.3747; % (is a func of only x, dEfc_rate) elseif PLR<0.05 eta=0.2716; %FC system efficiency with battery else eta=0.9033*PLR^5-2.9996*PLR^4+3.6503*PLR^3… -2.0704*PLR^2+0.4623*PLR+0.3747; %(is a func of only x, dEfc_rate) end temp=x/eta; %kWh 272 TEŞEKKÜR Doktora çalışmamı destekleyerek yöneten Danışmanım Sayın Prof. Dr Atakan Avcı’ ya, yakıt hücreleri konusunda yararlı doküman ve önerileriyle araştırmalarımı yönlendiren Uludağ Üniversitesi Mühendislik Mimarlık Fakültesi’nin kurucu dekanı Sayın Prof. Dr. A. Rasim Büyüktur’a , doktora çalışması için bana cesaret veren Uludağ Üniversitesi Mühendislik Mimarlık Fakültesi değerli öğretim üyeleri Sayın Prof. Dr. Recep Yamankaradeniz ve Sayın Prof. Dr. Sedat Ülkü’ye, tez çalışmalarımı yakından takip eden Sayın Prof. Dr. Abdülvahap Yiğit, Sayın Prof. Dr. Recep Eren ve Marmara Üniversitesi Mühendislik Fakültesi öğretim üyesi Sayın Prof. Dr. İsmail Ekmekçi’ ye, çalışmamın her aşamasında katkıları bulunan Makine Mühendisliği A.B.D.’ nın tüm değerli öğretim üyelerine, bu zor dönemde gösterdikleri sabır ve anlayış için aileme çok teşekkür ederim. 273 ÖZGEÇMİŞ Lisansını Gazi Üniversitesi Mühendislik ve Mimarlık Fakültesi Makine Mühendisliğinde, Y.Lisansını Uludağ Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü Makine Mühendisliği A.B.D.da “Doğalgaz Yangınları ve Yangına karşı alınacak Önlemler” konusunda yapan M.E.Uğur Öz uzun yıllar özel sektörde çalıştıktan sonra akademik hayata başladı. Halen Uludağ Üniversitesi Teknik Bilimler M.Y.O.’nda Doğalgaz Isıtma ve Sıhhi Tesisat Programı’nda Öğretim Görevlisi ve Program Başkanı olarak çalışmaktadır.Evli ve bir kız çocuk sahibidir. İngilizce bilmektedir.