Doğal gaz basınç düşürme istasyonlarında enerji geri kazanımında turbo gaz genleştirici kullanımı ve teknik analizi

DOĞAL GAZ BASINÇ DÜŞÜRME İSTASYONLARINDA ENERJİ GERİ KAZANIMINDA TURBO GAZ GENLEŞTİRİCİ KULLANIMI VE TEKNİK ANALİZİ

Tuğrul ÜÇOK Yüksek Lisans Tezi

Makine Mühendisliği Anabilim Dalı Temmuz – 2018

Tuğrul ÜÇOK

Dumlupınar Üniversitesi

Lisansüstü Eğitim Öğretim ve Sınav Yönetmeliği Uyarınca Fen Bilimleri Enstitüsü Makine Mühendisliği Anabilim Dalında

YÜKSEK LİSANS TEZİ Olarak Hazırlanmıştır.

Danışman: Dr. Öğr. Üyesi Oğuzhan ERBAŞ

KABUL VE ONAY SAYFASI

Tuğrul ÜÇOK tarafından hazırlanan “Doğal Gaz Basınç Düşürme İstasyonlarında Enerji Geri Kazanımında Turbo Gaz Genleştirici Kullanımı ve Teknik Analizi” adlı tez çalışması, aşağıda belirtilen jüri tarafından Dumlupınar Üniversitesi Lisansüstü Eğitim Öğretim ve Sınav Yönetmeliğinin ilgili maddeleri uyarınca değerlendirilerek OY BİRLİĞİ ile Dumlupınar Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü Makine Mühendisliği Anabilim Dalında YÜKSEK LİSANS TEZİ olarak kabul edilmiştir.

04/07/2018

Prof. Dr. Önder UYSAL

Enstitü Müdürü, Fen Bilimleri Enstitüsü Prof. Dr. Ramazan KÖSE

Makine Mühendisliği Bölümü Dr. Öğr. Üyesi Oğuzhan ERBAŞ

Danışman, Makine Mühendisliği Bölümü

Sınav Komitesi Üyeleri

Prof. Dr. Ramazan KÖSE

Makine Mühendisliği Bölümü, Dumlupınar Üniversitesi

Doç. Dr. Abdullah YILDIZ

Makine Mühendisliği Bölümü, Uşak Üniversitesi

Dr. Öğr. Üyesi Oğuzhan ERBAŞ

ETİK İLKE VE KURALLARA UYGUNLUK BEYANI

Bu tezin hazırlanmasında Akademik kurallara riayet ettiğimizi, özgün bir çalışma olduğunu ve yapılan tez çalışmasının bilimsel etik ilke ve kurallara uygun olduğunu, çalışma kapsamında teze ait olmayan veriler için kaynak gösterildiğini ve kaynaklar dizininde belirtildiğini, Yüksek Öğretim Kurulu tarafından kullanılmak üzere önerilen ve Dumlupınar Üniversitesi tarafından kullanılan İntihal Programı ile tarandığını ve benzerlik oranının %14 çıktığını beyan ederiz. Aykırı bir durum ortaya çıktığı takdirde tüm hukuki sonuçlara razı olduğumuzu taahhüt ederiz.

DOĞAL GAZ BASINÇ DÜŞÜRME İSTASYONLARINDA ENERJİ GERİ

KAZANIMINDA TURBO GAZ GENLEŞTİRİCİ KULLANIMI VE TEKNİK

ANALİZİ

Makine Mühendisliği, Yüksek Lisans Tezi, 2018 Tez Danışmanı: Dr. Öğr. Üyesi Oğuzhan ERBAŞ

ÖZET

Ülkemizin enerji kaynakları açısından dışa bağımlı olması sebebiyle, enerjinin üretiminden tüketimine kadar tüm aşamalarında verimli kullanımı büyük önem arz etmektedir. Türkiye'nin lisanslı elektrik kurulu gücünün kaynak bazında dağılımı incelendiğinde; 2018 yılı mayıs ayı itibariyle doğal gazın % 32,03 değerine ulaştığı görülmektedir. Ayrıca, 2017 yılı doğal gaz tüketimi 53,5 milyar m³ olarak gerçekleşmiştir. Gittikçe artan doğal gaz talebine karşılık arz kaynaklarının ve güzergâhlarının çeşitlendirilmesi ile dağıtım şebekelerinin artırılması çalışmalarına devam edilmektedir.

Bu kapsamda; doğal gaz, kaynağından çıkarılarak çeşitli fraksiyonlama işlerinin ardından uygun iletim basıncı ile ulusal ve uluslararası ağda iletilmektedir. Boru içerisinde meydana gelen kayıpların basınç düşümüne sebep olmasının etkilerinin ortadan kaldırılması için kompresör istasyonlarında basınçlandırılmakta ve güzergahı boyunca akışına devam etmektedir. Şehir giriş istasyonları aracılığı ile dağıtım basıncına düşürülen ve bazı ölçme, hazırlama işlemlerine tabi tutulan doğal gaz, dağıtım basıncına düşürülme işlemlerinin ardından da nihai tüketicilere ulaşmaktadır.

Bu işlemler sırasında basınç kayıplarından herhangi bir kazanım sağlanmamakta ve doğal gaz, dağıtım şebekesinin ihtiyacı olan basınç değerlerine ulaştırılmaktadır. Doğalgaz iletim hattı üzerinde bulunan basınç düşürme ve ölçüm istasyonlarında, ‘Turbo Gaz Genleştiriciler’ yardımı ile enerjinin geri kazanımı mümkün olabilmektedir. Bu çalışmada; İzmir ilindeki basınç düşürme ve ölçüm istasyonlarında turbo gaz genleştirici kullanılması durumunda, elektrik enerjisi üretim potansiyeli incelenmiş ve teknik-ekonomik analizler yapılmıştır. Bu analizlere göre uygulanması enerji verimliliği açısından ekonomik olan istasyonlar belirlenmiş ve Türkiye geneli istasyonlarda kullanılabilecek bir seçim abağı da oluşturulmuştur.

USAGE OF TURBO EXPANDER AND TECHNICAL ANALYSIS IN ENERGY

RECOVERY AT NATUREL GAS PRESSURE REDUCTION STATIONS

Tuğrul ÜÇOK

Department of Mecanical Engineering, Master Thesis, 2018 Thesis Supervisor Assist. Prof. Oğuzhan ERBAŞ

SUMMARY

Since our country is dependent on the outside in terms of energy resources, it is very important to use the energy efficiently at all stages from production to consumption. When the distribution of resources on the basis of Turkey's electricity installed capacity licensed is analyzed, it is seen that natural gas has reached 32.03% as of May 2018. In addition, natural gas consumption in 2017 was 53.5 billion m³. In response to the increasing demand for natural gas, efforts are continuing to diversify supply sources and routes and increase distribution networks.

So, after removing the naturel gas from the source and various fractional works, it is delivered in the national and international network with the appropriate transmission pressure. Naturel gas is pressurized in compressor stations to prevent pressure drops caused by loses in the pipe and continues flowing along its route. Naturel gas, which is reduced to distribution pressure through city entrance stations and subjected to some measurement preporation procedures, reaches the end consumers following the distribution pressure reduction operations.

The pressure losses are not recovered during these operations and the network reacles the pressure that needs. At the pressure reduction and measurement stations located on the natural gas transmission line, it is possible to recover the energy by the help of 'Turbo Gas Expander'. In this study; In case of using turbo-gas expander in pressure reducing and measuring stations in İzmir, electric energy production potential is examined and technical and economic analyses were carried out. According to these analyzes, stations that are economically feasible in terms of energy efficiency have been identified and also a selection chart that can be used in the stations of Turkey was done with some general acceptance.

TEŞEKKÜR

Bu çalışmada bana yardımcı olan başta danışman hocam Dr. Öğr. Üyesi Oğuzhan ERBAŞ' a, değerli hocam Prof. Dr. Ramazan KÖSE' ye, desteğini hep yanımda hissettiğim eşim Özlem ÜÇOK' a, varlıkları ile bana güç veren sevgili kızım Gökçe ÜÇOK ve sevgili oğlum Mehmet Ertuğrul ÜÇOK' a, desteğini esirgemeyen İzmir Doğalgaz Dağıtım A.Ş. Genel Müdürü Sayın Ahmet Yetik' e, İzmir Doğalgaz Dağıtım A.Ş. çalışanları, yöneticilerine ve emeği geçenlere teşekkür ederim.

İÇİNDEKİLER

SİMGELER VE KISALTMALAR DİZİNİ ... xiv

1.GİRİŞ ... 1

2. LİTERATÜR ÇALIŞMASI ... 5

3. DOĞALGAZ VE ÖZELLİKLERİ ... 7

4. DOĞALGAZ ŞEBEKESİ VE ÖZELLİKLERİ ... 10

4.1. Türkiye’de Bulunan Yüksek Basınç Doğal Gaz Şebekesi ... 11

4.2. Doğal Gaz Basınç Düşürme (ve Ölçüm) İstasyonları ... 14

4.3. Doğalgaz Kompresör İstasyonları ... 16

5. TURBO GAZ GENLEŞTİRİCİ ... 18

5.1. Turbo Gaz Genleştirici Uygulamaları ... 19

5.2. Turbo Gaz Genleştirici Ekipmanları ... 19

5.3. Tasarım Temel Parametreleri ... 22

5.3.1. Yoğunluk ... 23

5.3.2. Hacimsel debi ... 23

5.3.3. Giriş basıncı ... 24

5.3.4. Ön ısıtma öncesi giriş sıcaklığı ... 24

5.3.5. Olması gereken giriş sıcaklığı ... 24

5.3.6. Çiğlenme noktası ve etkisi ... 24

5.3.7. Çıkış basıncı ... 24

5.3.8. Çıkış sıcaklığı ... 25

5.3.9. Kütlesel debi ... 25

5.3.10. Birim kütle için iş değeri ... 25

5.3.11. Birim zamanda üretilebilecek güç değeri ... 25

5.3.12. Turbo gaz genleştirici için üretilebilecek güç değeri ... 25

5.3.13. Ön ısıtma için gerekli doğalgaz ... 26

5.4. Joule-Tompson Etkisi ... 26

5.5. Turbo Gaz Genleştiricilerin Termodinamiği ... 28

İÇİNDEKİLER (devam)

Sayfa

5.5. Hidrat Oluşumu ve Etkisi ... 35

6. İZMİR İLİ RMS A İSTASYONLARINDA ENERJİ GERİ KAZANIM POTANSİYELİNİN İNCELENMESİ ... 38

6.1. İzmir İli TÜPRAŞ RMS A İstasyonu İncelemesi ... 38

6.1.1. Yoğunluk ... 38

6.1.2. Hacimsel debi ... 38

6.1.3. Giriş basıncı ... 39

6.1.4. Ön ısıtma öncesi giriş sıcaklığı ... 40

6.1.5. Olması gereken giriş sıcaklığı ... 41

6.1.6. Çıkış basıncı ... 42

6.1.7. Çıkış sıcaklığı ... 42

6.1.8. Kütlesel debi ... 42

6.2. İzmir İli Buca RMS A İstasyonu İncelemesi ... 44

6.2.1. Yoğunluk ... 44

6.2.2. Hacimsel debi ... 45

6.2.3. Giriş basıncı ... 46

6.2.4. Ön ısıtma öncesi giriş sıcaklığı ... 47

6.2.5. Olması gereken giriş sıcaklığı ... 48

6.2.6. Çıkış basıncı ... 48

6.2.7. Çıkış sıcaklığı ... 49

6.2.8. Kütlesel debi ... 49

6.3. İzmir İli TÜPRAŞ RMS A İstasyonu Ön Isıtma İçin Gerekli Doğal Gaz ... 49

6.4. İzmir İli Buca RMS A İstasyonu Ön Isıtma İçin Gerekli Doğal Gaz ... 50

6.5. İzmir İli TÜPRAŞ RMS A İstasyonu Turbo Gaz Genleştirici Birim Kütle İçin Üretilebilecek İş ... 51

6.6. İzmir İli TÜPRAŞ RMS A İstasyonu Turbo Gaz Genleştirici İçin Birim Zamanda Üretilebilecek Güç... 51

6.7. İzmir İli Buca RMS A İstasyonu Turbo Gaz Genleştirici Birim Kütle için Üretilebilecek İş Miktarı ... 52

6.8. İzmir İli Buca RMS A İstasyonu Turbo Gaz Genleştirici İçin Birim Zamanda Üretilebilecek Güç Miktarı ... 53

6.9. Turbo Gaz Genleştirici Kullanılacak Mevcut İstasyonlarda Gaz Arz Güvenliğini ve Verimi Arttırıcı Hat ve İstasyon Modeli Tasarımı ... 53

6.10. Turbo Gaz Genleştirici Ekonomik Çözümlemeleri ... 58

6.11. İzmir İli TÜPRAŞ RMS A İstasyonu Turbo Gaz Genleştirici Ekonomik Çözümlemesi ... 60

6.12. İzmir İli Buca RMS A İstasyonu Turbo Gaz Genleştirici Ekonomik Çözümlemesi ... 62

İÇİNDEKİLER (devam)

Sayfa 6.14. İzmir İli RMS A İstasyonlarında Turbo Gaz Genleştirici İle Elde Edilebilecek Güç

ve Yıllık Eş Değer Net Kar Bulguları ... 64

6.15. Yıllık Eşdeğer Net Kar Bulguları ... 66

7. SONUÇ VE ÖNERİLER ... 69

KAYNAKLAR DİZİNİ... 73 EKLER

EK 1. Doğal Gaz Kalite Şartnamesi (ŞİD)

Ek 2. İzmir İli Buca RMS A İstasyonu 2017 Yılı Giriş Basıncı (Gün Bazında Saatlik Ortalama)

Ek 3. İzmir İli Buca RMS A İstasyonu 2017 yılı Çıkış Basıncı (Gün Bazında Saatlik Ortalama)

Ek 4. İzmir İli Buca RMS A İstasyonu 2017 yılı Giriş Sıcaklığı (Gün Bazında Saatlik Ortalama)

Ek 5. İzmir İli TÜPRAŞ RMS A İstasyonu 2017 Yılı Giriş Basıncı (Gün Bazında Saatlik Ortalama)

Ek 6. İzmir İli TÜPRAŞ RMS A İstasyonu 2017 Yılı Çıkış Basıncı (Gün Bazında Saatlik Ortalama)

Ek 7. İzmir İli TÜPRAŞ RMS A İstasyonu 2017 Yılı Giriş Sıcaklığı (Gün Bazında Saatlik Ortalama)

ŞEKİLLER DİZİNİ

Şekil Sayfa

1.1. Dünya üzerinde doğal gaz ticareti ... 3

1.2. Dünya üzerinde kişi başına düşen doğal gaz tüketimleri ... 3

3.1. Doğal gaz içeriği ... 8

4.1. Türkiye doğalgaz ve boru hatları ... 14

4.2. Genel bir A tipi basınç düşürme istasyonu giriş ve çıkış basınç sınıflandırması... 15

4.3. Örnek bir A tipi basınç düşürme ve ölçüm istasyonu mekanik tesisatı ... 15

4.4. Genel bir basınç düşürme işlemi ve ön ısıtma şematik gösterimi ... 16

4.5. Klasik bir kompresör işlemi ... 16

5.1. Enerji geri kazanım prosesinin şematik görünümü ... 18

5.2. Turbo gaz genleştirici kesit görünümü ... 20

5.3. Turbo gaz genleştirici türbin akış kılavuz vanası ve çarkı ... 20

5.4. Turbo gaz genleştirici türbin açık çark ... 21

5.5. Turbo gaz genleştirici türbin kapalı çark ... 21

5.6. İzentropik ve Joule-Thomson genleşmeleri ... 22

5.7. P-T diyagramındaki h=sabit eğrisinin elde edilmesi ... 27

5.8. Kesit değişimi ile P-T diyagramındaki sabit entalpi değerleri ... 27

5.9. Turbo gaz genleştirici şematik gösterimi ... 30

5.10. Turbo gaz genleştirici ve ön ısıtma eşanjörü şematik gösterimi ... 31

5.11. Ön ısıtma eşanjörü şematik gösterimi ... 32

5.12. Adyabatik türbinde gerçek ve izentropik hal değişimlerinin gösterilmesi ... 34

5.13. Verimlere göre ön ısıtma gaz tüketimleri ... 35

5.14. Gaz hidrat oluşum koşulları basınç ve sıcaklık değişimi ... 36

6.1. İzmir ili TÜPRAŞ RMS A istasyonu 2017 yılı yoğunluk değerleri ... 38

6.2. İzmir ili TÜPRAŞ RMS A istasyonu 2017 yılı hacimsel debi değerleri ... 39

6.3. İzmir ili TÜPRAŞ RMS A istasyonu 2017 yılı giriş basınç değerleri ... 40

6.4. İzmir ili TÜPRAŞ RMS A istasyonu 2017 yılı ön ısıtma öncesi giriş sıcaklık değerleri ... 41

6.5. İzmir ili TÜPRAŞ RMS A istasyonu 2017 yılı olması gereken giriş sıcaklık değerleri ... 42

6.6. İzmir ili TÜPRAŞ RMS A istasyonu 2017 yılı kütlesel debi değerleri ... 43

6.7. İzmir ili TÜPRAŞ RMS A istasyonu 2017 yılı ortalama verileri. ... 44

6.8. İzmir ili Buca RMS A istasyonu 2017 yılı yoğunluk değerleri ... 45

6.9. İzmir ili Buca RMS A istasyonu 2017 yılı hacimsel debi değerleri ... 46

ŞEKİLLER DİZİNİ (devam)

Şekil Sayfa

6.11. İzmir ili Buca RMS A istasyonu 2017 yılı ön ısıtma öncesi giriş sıcaklığı değerleri ... 47

6.12. İzmir ili Buca RMS A istasyonu 2017 yılı olması gereken giriş sıcaklığı değerleri ... 48

6.13. İzmir ili Buca RMS A istasyonu 2017 yılı kütlesel debi değerleri ... 49

6.14. İzmir ili TÜPRAŞ RMS A istasyonu 2017 yılı ön ısıtma için gerekli doğalgaz miktarları 50 6.15. İzmir ili Buca RMS A istasyonu 2017 yılı ön ısıtma için gerekli doğalgaz miktarları ... 50

6.16. İzmir ili TÜPRAŞ RMS A istasyonunda 2017 yılı birim kütle için üretilebilecek iş değerleri ... 51

6.17. İzmir ili TÜPRAŞ RMS A istasyonu 2017 yılı birim zamanda elde edilebilecek güç değerleri ... 52

6.18. İzmir ili Buca RMS A istasyonu 2017 yılı birim kütle için üretilebilecek iş değerleri ... 52

6.19. İzmir ili Buca RMS A istasyonu 2017 yılı birim zamanda üretilebilecek güç değerleri .... 53

6.20. Klasik bir basınç düşürme ve ölçüm istasyonunun filtre, ısı eşanjörü ve regülatör grubu şematik görünümü ... 54

6.21. Klasik bir basınç düşürme ve ölçüm istasyonunun filtre, ısı eşanjörü ve regülatör grubuna bağlanacak tek turbo gaz genleştirici şematik görünümü ... 54

6.22. Klasik bir basınç düşürme ve ölçüm istasyonunun filtre, ısı eşanjörü ve regülatör grubuna bağlanacak seri turbo gaz genleştirici şematik görünümü ... 55

6.23. Klasik bir basınç düşürme ve ölçüm istasyonunun filtre, ısı eşanjörü ve regülatör grubuna bağlanacak paralel turbo gaz genleştirici şematik görünümü ... 56

6.24. Ring şebeke tasarımı ... 57

6.25. Dal şebeke tasarımı ... 57

6.26. İzmir ili RMS A istasyonlarında turbo gaz genleştirici elde edilebilecek güç değerleri .... 66

6.27. İzmir ili RMS A istasyonlarında turbo gaz genleştirici kullanılarak elde edilebilecek yıllık eşdeğer net kar değerleri ... 67

7.1. Değişken giriş basınçlarına karşılık çıkış basıncı 12 bar olan sistem ... 71

7.2. Değişken giriş basınçlarına karşılık çıkış basıncı 19 bar olan sistem ... 71

ÇİZELGELER DİZİNİ

Çizelge Sayfa

1.1. Dünyada doğal gaz rezervi (Tsm³), ... 2

1.2. Dünyada doğal gaz üretimi ... 2

1.3. Dünyada doğal gaz tüketimleri ... 2

1.4. Kaynak ülkelere göre doğal gaz ithalat miktarları (msm³) ... 4

1.5. Sektörlere göre doğal gaz tüketim miktarları (msm3_{). ... 4}

4.1. Doğal gaz iletim ve dağıtım şebekesi basınç aralıkları ve şebeke tipi. ... 10

5.1. Turbo gaz genleştirici ile genleşme vanasının karşılaştırması ... 22

5.2. Değişik basınç sistemlerine Joule-Thomson etkisinin tesiri ... 28

5.3. Bangladeş’te bulunan üç farklı RMS A istasyonu ısıl gereksinimlerin analizi ... 37

6.1. Yatırım maliyetinin elektriksel güç değerine göre değişimi ... 58

6.2. İzmir ili TÜPRAŞ RMS A istasyonu için yıllık ortalama teknik veriler ... 61

6.3. İzmir ili TÜPRAŞ RMSA istasyonu turbo gaz genleştirici gelir gider verileri ... 62

6.4. İzmir ili Buca RMS A istasyonu yıllık ortalama teknik veriler ... 62

6.5. İzmir ili Buca RMSA istasyonu için turbo gaz genleştirici gelir gider verileri ... 63

6.6. İzmir ili 2017 yılı basınç düşürme ve ölçüm istasyon verileri ... 64

6.7. İzmir ili RMS A istasyonlarında güç ve yıllık eş değer net kar bulguları. ... 65

SİMGELER VE KISALTMALAR DİZİNİ

Ag Giriş kısmı boru kesit alanı (mm2) Aç Çıkış kısmı boru kesit alanı (mm2)

CS Kompresör İstasyonu

CT Toplam giderler (USD)

CK Geri ödeme maliyeti (USD)

CE Ön ısıtma ve yardımcı üniteler enerji gideri (USD)

Co Bakım onarım giderleri (USD)

CQ Ön ısıtma yakıt gideri (USD)

CP Yardımcı üniteler enerji maliyeti (USD)

CP ort Metan özgül ısısı (kJ/kg ˚K)

ee Elektrik birim fiyatı (USD)

ed Doğal gaz birim fiyatı (USD)

EKH Kontrol hacmi içerisindeki enerji

ET Toplam gelirler (USD)

Ee Üretilebilecek elektrik enerjisi (kWh)

Eg Kontrol hacmine giren enerji

Eç Kontrol hacminden çıkan enerji

h1 Doğal gaz ısı eşanjörü giriş özgül entalpi değeri (kJ/kg) h2 Doğal gaz ısı eşanjörü çıkış özgül entalpi değeri (kJ/kg) h2 Turbo gaz genleştirici giriş özgül entalpi değeri (kJ/kg) h3 Turbo gaz genleştirici çıkış özgül entalpi değeri (kJ/kg) h3i İzentropik durum sonrası çıkış özgül entalpi değeri (kJ/kg) h4 Isı eşanjörü su giriş özgül entalpi değeri (kJ/kg)

h5 Isı eşanjörü su çıkış özgül entalpi değeri (kJ/kg)

h Saat

IA Turbo gaz genleştirici ilk yatırım maliyeti (USD) in Geri ödeme süresince sabitlenmiş yıllık faiz oranı

ke Kinetik enerji

pe Potansiyel enerji

kA Birim yatırım maliyeti (USD)

SİMGELER VE KISALTMALAR DİZİNİ (devam)

Lf Yükleme faktörü

n Geri ödeme süresi (yıl)

msm3_{/h Milyon Standart metreküp}

ṁ Doğal gaz kütlesel debi (kg/h)

ṁÖn Isıtma Ön Isıtma için kullanılan doğal gaz miktarı (sm³ /h)

ṁg Kontrol hacmine giren doğal gaz kütlesel debisi (kg/h) ṁç Kontrol hacminden çıkan doğal gaz kütlesel debisi (kg/h) ṁsu Isı eşanjörüne giren ve çıkan su kütlesel debisi

ṁd gaz Isı eşanjörüne giren ve çıkan doğal gaz kütlesel debisi (kg/h)

Msm3_{/h Milyar Standart metreküp}

𝑄 Akışkan birim kütle enerjisi (kJ/kg)

Qg Akışkan birim kütle için giren ısı (kWh) Qç Akışkan birim kütle için çıkan ısı (kWh)

PE Elektriksel güç (kW)

P1 Isı eşanjörü giriş basıncı

P2 Turbo gaz genleştirici giriş basıncı P3 Turbo gaz genleştirici çıkış basıncı

PT Turbo gaz genleştirici gücü (kW)

sm3 _{Standart metreküp}

S2 Turbo gaz genleştirici giriş entropi değeri (kJ/kg ˚K) S3i İzentropik genleşme sonucu çıkış entropi değeri (kJ/kg ˚K) Tsm3_{/h Trilyon Standart metreküp}

T1 Isı eşanjörü giriş sıcaklığı (˚C)

T2 Turbo gaz genleştirici giriş sıcaklığı (˚C) T3 Turbo gaz genleştirici çıkış sıcaklığı (˚C)

V Doğal gaz hızı (m/s)

𝑉̇ Doğal gaz hacimsel debisi (sm3_/h)

Wi İzentropik iş (kW)

Wg Gerçek iş (kW)

WT Birim iş (kJ/kg)

SİMGELER VE KISALTMALAR DİZİNİ (devam)

∂P Diferansiyel basınç farkı

ηT İzentropik türbin verimi

ρ Yoğunluk (kg/m3₎

∆𝑡 Çalışma saati (h)

Kısaltmalar Açıklama

BOTAŞ Boru Hatları ile Petrol Taşıma A.Ş.

BP British Petreleum Refining Limited

CNG Sıkıştırılmış Doğal gaz

EPDK Enerji Piyasasası Düzenleme Kurumu FSRU Floating Storage and Regasification Unit

GOOA Gas Over Oil Actuator

IEA Uluslararası Enerji Ajansı

LNG Sıvılaştırılmış Doğal gaz

RMS A İstasyonu A Tipi Basınç Düşürme ve Ölçüm İstasyonu RMS B B Tipi Basınç Düşürme ve Ölçüm İstasyonu RMS C C Tipi Basınç Düşürme ve Ölçüm İstasyonu

ŞİD BOTAŞ Şebeke İşleyiş Düzenlemeleri

NG Doğal gaz

TEP Ton eşdeğer petrol

TANAP Trans Anadolu Doğal Gaz Boru Hattı Projesi

TAEK Türkiye Atom Enerji Kurumu

TTK-MY Temel Teknik Kriterler ve Mühendislik Yaklaşımları Esasları

1.GİRİŞ

Günümüz hayatının sürdürülebilir olması için gerekli en önemli şartlardan bir tanesi de enerji ve enerji verimliliğidir. Sürdürülebilir bir enerji anlayışı için enerji ve çevre birlikte düşünülmesi gereken konulardır.

Dünyada, enerji tedarik ve elektrik üretiminde fosil yakıtlara olan bağımlılık yüksektir. Bu koşulların sonucu olarak dünyada iklim değişimlerine neden olan sera gazları üretilmekte, bu da dünya ekonomisinin karbona dayalı büyümesinin önüne geçilmesi için artan bir hassasiyete sebep olmaktadır. Göreceli olarak belirli sayıda üreticiye bağlı olan petrol ve doğal gaza bağımlılığın artması, ulusal enerji politikalarında enerji arzının güvenliği konusundaki kaygıları da öne çıkarmaktadır (TAEK, 2018).

Bu durumun doğal sonuçlarından bir tanesi de enerjinin tasarruflu kullanılması, mümkünse; en küçük düzeyde kayıplar ve en yüksek düzeyde geri kazanımlardır.

Enerji ithalatının toplam ithalatımızın yaklaşık dörtte birini oluşturması nedeniyle, önümüzdeki dönemde küresel enerji piyasalarındaki fiyat ve arz gelişmeleri, Türkiye ekonomisini hem büyüme dinamikleri hem de cari açık açısından etkilemeye devam edecektir. Sürdürülebilirliğin en önemli adımlarından olan enerji verimliliği ve enerji tasarrufu, enerji denilince ilk akla gelenlerdir. Enerji verimliliğini artırmaya yönelik kapsamlı programlar yürütülmesi konusunun gündeme geleceği öngörülmektedir. Enerji verimliliği tedbirlerinin artırılması öncelikli konulardandır. Ekonomik ve sosyal alanlardaki önemli gelişmelere rağmen büyüme seyri, verimlilik oranları, cari açık, tasarruf oranları, enerji arz güvenliği, vb. faktörler Türkiye’nin daha fazla gelişme göstermesi gereken başlıca alanlardır. Yerli ürünler ve ithal ürünlerin sağlık, çevre, enerji verimliliğine dair teknik düzenlemelere uygunluğu bu açıdan önemlidir (10. Kalkınma Planı 2014-2018).

2040 yılı projeksiyonuna göre gelişmekte olan ekonomilerdeki hızlı büyüme, küresel enerji talebinde üçte bir oranında artışa neden olabilir. Küresel enerji yelpazesi, 2040 yılına kadar dünyada şimdiye kadar görülen en fazla çeşitliliği barındırmaktadır. (BP, 2018).

Dünyada toplam 193,5 Tsm³ kanıtlanmış doğalgaz rezervi bulunmaktadır. En fazla doğalgaz rezervi 79,1 Tsm³ le (% 40,9) Ortadoğu’da bulunmaktadır. Daha sonra Ortadoğu’yu, 61,2 Tsm³ rezerve sahip Rusya ve Türkmenistan’ın da içinde bulunduğu Avrupa ve Avrasya takip ediyor. Dünya üzerinde en fazla doğal gaz üretimi ise Avrupa ve Avrasya’da toplam üretimin %

28,8 oranı ile 1057,4 Msm³, ardından Kuzey Amerika da toplam üretimin % 25,9 oranı ile 951,5 Msm³ ve % 17,9 oranı ile 659,9 Msm³ değeri ile Ortadoğu ülkeleri gelmektedir (BP, 2018).

Çizelge 1.1. Dünyada doğal gaz rezervi (Tsm³), (BP, 2018).

Bölge Rezerv (Tsm³) Oran (%)

Kuzey Amerika 10,8 5,6

Orta ve Güney Amerika 8,2 4,2

Avrupa ve Avrasya 61,2 32,1

Orta Doğu 79,1 40,9

Afrika 13,8 7,1

Asya Pasifik 19,3 10,0

Çizelge 1.2. Dünyada doğal gaz üretimi (Msm³), (BP, 2018).

Bölge Üretim (Msm³) Oran (%)

Kuzey Amerika 951,5 25,9

Orta ve Güney Amerika 179,0 4,9

Avrupa ve Avrasya 1057,4 28,8

Orta Doğu 659,9 17,9

Afrika 2225 6,1

Asya Pasifik 607,5 16,5

Çizelge 1.3. Dünyada doğal gaz tüketimleri (Msm³), (BP, 2018).

Bölge Tüketim (Msm³) Oran (%)

Kuzey Amerika 942,8 25,7

Orta ve Güney Amerika 173,4 4,7

Avrupa ve Avrasya 1106,3 30,2

Orta Doğu 536,5 14,6

Afrika 141,8 3,9

Asya Pasifik 769,6 21

2017 yılı, dünya üzerinde yapılan büyük ölçekli doğal gaz ticareti Şekil 1.1. ve 2017 yılı, kişi dünya üzerinde kişi başına düşen doğal gaz tüketimi Şekil 1.2. ile gösterilmiştir.

Şekil 1.1. Dünya üzerinde doğal gaz ticareti (Msm³), (BP, 2018).

Türkiye de ise, üretim yapan toptan satış lisansı sahibi şirketlerce satışa sunulan doğal gazın miktarı EPDK verilerine göre: 367, 28 msm3 _{değerindedir. Kaynak ülkelere göre doğal gaz} ithalat miktarları Çizelge 1.4 ile sektörlere göre doğal gaz tüketim miktarları Çizelge 1.5 ile verilmiştir.

Çizelge 1.4. Kaynak ülkelere göre doğal gaz ithalat miktarları (msm³), (EPDK, 2017).

Rusya İran Azerbaycan Cezayir Nijerya Diğer* Toplam

2016 24 540 7 705 6 480 4 284 1 220 2 124 46 352

Yüzde (%) 52,94 16,62 13,98 9,24 2,63 4,58 100

* Spot LNG ithalatının yapıldığı ülkeleri temsil etmektedir.

Çizelge 1.5. Sektörlere göre doğal gaz tüketim miktarları (msm3_{), (EPDK, 2017).}

Sektör 2015 2016 Dönüşüm/Çevrim Sektörü 19 010,67 16 730,31 Sanayi Sektörü 13 965,52 14 094,99 Konut 11 000,36 11 620,38 Hizmet Sektörü 3 160,64 3 098,73 Ulaşım Sektörü 423,11 397,37 Enerji Sektörü 302,34 346,3 Diğer 136,62 106,97 Genel Toplam 47 999,26 46 395,06

Ülkemiz açısından ithalata dayalı enerji kaynağı olan doğal gaz kullanımında istenen sonuçları elde etmek şartı ile her aşamada enerji sarfiyatının düşürülerek kullanılması önem arz etmektedir.

Bu çalışmada, İzmir ilinde bulunan TÜPRAŞ, Buca doğal gaz basınç düşürme ve ölçüm istasyonları irdelenerek ve İzmir ilinde devrede olan diğer örnek doğal gaz basınç düşürme ve ölçüm istasyonlarının 2017 yılı 12 aylık verileri izlenerek, bu istasyonlarda turbo gaz genleştirici kullanımı ile enerji geri kazanım potansiyeli analiz edilmiştir.

Doğal gaz basınç düşürme ve ölçüm istasyonları yatırımlarında ilgili istasyonlarında turbo gaz genleştirici kullanılması durumunda uygulamalarda fayda sağlayacak genel seçim abağı oluşturulmuştur.

Ayrıca, bu analiz sonuçlarının şebeke tasarımı ve işletilmesi senaryolarının geliştirilmesi konusunda öncü bir çalışma olması da hedeflenmektedir.

2. LİTERATÜR ÇALIŞMASI

Zabihi ve Taghizadeh (2016), İran’daki şehir giriş istasyonları için çalışma yapılarak, 120.000 sm³/h kapasiteli istasyon için 3,2 GWh elektrik elde edilebileceğini ve geri dönüş süresinin de 12,9 yıl olduğu sonucuna varmışlardır. İlgili çıkış hatlarının birbirine bağlanması sonucu ve iki istasyon çıkışlarının tekilleştirilmesi ile % 54 oranında daha fazla elektrik elde edilebileceği ve 53.400 USD kazanç sağlanabileceği sonucuna varmışlardır.

Elsobki ve Elsalmawy (2003), Mısır’ da bulunan doğal gaz basınç düşürme istasyonları için turbo genleştirici kullanımını incelenmişlerdir. Verimi % 73 olan 9 MW’ lık bir turbo genleştiricisi ile istikrarlı, basınç düşümü oranları farklı ve yüksek debili olan istasyonlar seçilmiştir. Ön ısıtma için gerekli sarfiyatı hesaplamışlardır. Bu çalışmada bazı spesifik durumlar göze alınarak işlemler yapılmıştır. Ayrıca basınç farkı 35 bar olan bir diğer çalışmada örnek gaz kompozisyonu ve spesifik değerler için inceleme yapmışlardır. 716 kW olarak bulunan örnek üzerinden yola çıkılarak Mısır geneli istasyonlar için analizler yapılmıştır.

Ardali ve Heybatian (2009), Shahrekord şehir giriş İstasyonu turbo gaz genleştirici yükleme sonuçlarını inceleyerek belirli bir gaz kompozisyonu için özgül ısı değeri tespit edilmiştir. Gazın sıcaklığı farklı aylarda alınan istatistik kayıtlarında, istasyondaki basınç 694-780 PSIG ve giriş sıcaklığı, 8-19,4 º C arasında değişmiştir. İstasyonun çıkış basıncı regülatör üzerinden 250 PSIG düştüğü ve doğal gazın sıcaklığı genişlediğinden sıcaklık değerinin ortalama 18ºC azaldığını tespit etmişlerdir. Doğal gaz, net ısıl değeri 8400 kcal/sm³ hesaplanarak her ay sonunda üretilen güç ve fayda değerini bulmuşlardır. %85 izentropik verim kabulü ile turbo gaz genleştirici yaklaşık 1,8 MW güç üretilebileceğini tespit etmişlerdir. Turbo gaz genleştirici tahmini yatırım maliyeti 730.000 $ ve ön ısıtması için kullanılan gazın maliyeti 7cents / m³, elektrik fiyatının ise 7.7 cent / kWh olduğu bir maliyet analizi ortaya konulmuştur.

Pozivil (2004), iletim hatlarında 5-7 MPa, dağıtım hatlarında 1,5-4,0 MPa’a, bölge dağıtım hatlarında ise 0,3 MPa değerlerini dikkate almıştır. Geleneksel kısma valfi ile basınç düşümü neticesinde; 4,5-6 o_{C / MPa sıcaklık düşüşü olduğu, turbo genleştirici kullanıldığında ise} 15-20 o_{C/MPa sıcaklık düşüşü olduğu görülmüştür. Bu durumun neticesinde genel olarak 55-85} ˚C ön ısıtma ihtiyacı oluşacağını belirtilmiştir.

Gord ve ark. (2007), Horasan’da kurulu basınç düşürme istasyonlarındaki bir yıllık gaz değerlerini alarak enerji ve ekserji analizi yapmışlardır. Doğal gaz içeriği için %99 metan kabulü yapmışlardır. Yıllık ortalama debi değerinin 90,5 kg/s olduğunu hesaplayarak yaklaşık 13 MW

elektrik enerjisi üretimi hesaplamışlardır. Bazı kabuller ile ülke çapında 672 MW’lık elektrik enerjisinin geri kazanılabileceğini hesaplamışlardır.

Gord ve Dashtebeyaz (2008), turbo gaz genleştiricileri inceleyerek, basınç düşürme mekanizmasını analiz etmişlerdir. Doğal gazın iletiminde kullanılan enerjinin geri kazanılabilmesi üzerinde durmuşlardır. Hibrit uygulama ve yakıt hücresinden çıkan ısınan gazın kazanda ön ısıtma amacı ile harcanan enerjiyi azaltacağı üzerinde çalışmışlardır. Khangiran şehrinde kurulu basınç düşürme istasyonunda yıllık ölçümlere göre bir çalışma yapmışlardır. Ön ısıtmalı bir turbo genleştirici için üretilebilecek işi hesaplamışlardır. Ön ısıtma ve turbo genleştirici ekserji veriminin elde edilecek enerjiye göre değerlendirmesi yapılmıştır. Turbo genleştirici ekserji verimi % 75 ve doğal gazın giriş sıcaklığı 150 o_{C kabul edilerek, yaklaşık 6,4} MW enerji üretimi öngörmüşlerdir. Bu enerji üretimi sayesinde rafinerinin tüm ihtiyacına denk geldiğini öngörmüşlerdir.

Kostowskı (2010), iletim hattı ön ısıtma ve basınç düşürme hattını beraber analiz ederek inceleme yapmıştır. Gaz akışının sabit olmadığını ve dengesiz seyir izlediğini tespit etmiştir. Turbo gaz genleştiricinin tesisat hattına paralel konumlandırıldığı durum dikkate alınmış ve ekonomik analizi yapılmıştır. Net şimdiki değer metodu kullanılarak yedi yıl gibi bir sürede yatırımın geri dönüşü sağlandığını hesaplamıştır.

Neşeli (2014), iki adet basınç düşürme istasyonu ile ilgili enerji ve ekserji analizi yapmıştır. Sistem ile ilgili CO2 emisyon ve sürdürülebilirlik değerlendirmesi ve maliyet hesaplarını yapmıştır. Sistemler için, giriş ve çıkış basınç ortalaması, sıcaklık, debi, ön ısıtma ihtiyacı, kazan ve türbin, eşanjör enerji ve ekserji verimlerini hesaplamıştır. Sistemin üretebileceği yaklaşık 500 kW kurulu güç ve yıllık elektrik enerji değerleri tespit etmiştir. Ayrıca Trakya Elektrik AŞ Marmara Ereğli Kombine Çevrim Santrali verileri inceleyerek kurulu güç ve yıllık elektrik enerji değerlerini analiz etmiştir.

3. DOĞALGAZ VE ÖZELLİKLERİ

Doğal gaz, milyonlarca yıl içerisinde, bitki ve hayvan kalıntılarının kalın yer tabakalarının gözenekli boşluklarında basınç ve ısı etkisi ile oluşmuştur. Doğal gaz, dünya yüzeyinin derinlerinde meydana gelir ve rezerv halde yeryüzünün çeşitli katmanlarında bulunabilir.

300-400 milyon yıl önce minik deniz bitkileri ve hayvanlarına ait kalıntılar, okyanus tabanına gömülerek zamanla silt ve yan katmanları ile kaplanmıştır. 50-60 milyon yıl boyunca kalıntılar daha derinlere gömülmüş ve ısı ve basınç etkisi ile kalıntılar petrol ve gaz haline dönüşmüştür. Bugün, petrol ve gaz birikintileri içeren kum, silt ve kaya oluşumlarından meydana gelmiş bir katman bulunmaktadır. Kaynağından çıkan doğal gaz, işleme tesisleri ile ana iletim sistemine gönderilmeden önce, hidrokarbon gazı sıvılarını, hidrokarbon olmayan gazları ve suyu ayrıştırılır (IEA, 2018). Bu işlem çiğlenme noktası farkı kullanılarak gaz işleme tesislerinde yapılmaktadır. Kuyu gazı olarak nitelendirilen gaz çeşitli ıslah işlemlerinin ardından boru gazı haline dönüştürülür (Yılmazoğlu, Amirabedin, 2010).

Doğal gazın hacimsel bileşiminde genellikle metan % 85’ten daha büyük bir oranda bulunur. Bu oran doğal gazın üretim prosesi ve çıktığı yere göre değişmektedir. Bununla birlikte, %3-8 arasında etan, % 1-2 arasında propan ve % 1’den küçük oranlarda da bütan ve pentan bulunabilir. Bunların dışında, karbondioksit, hidrojen sülfit, azot ve helyum gibi bileşik ve elementler de doğal gazın bileşiminde bulunabilir. Doğal gaz, yukarıda belirtilen oranlarda gazlardan meydana gelen bir gaz karışımdır ve doğal gazın faz davranışı, depolama ve taşıma özelliklerinin belirlenmesi için büyük bir öneme sahiptir (Beşergil, 2013).

Doğal gazın diğer bir tanımı, bulunduğu yatakta ham petrol ile bir arada olup olmadığını belirtir. Bağlı doğal gaz, ham petrol yataklarında bulunan doğal gazı tanımlar, bir yatakta önemli miktarlarda petrol olmadığında doğal gaz bağımsız olarak tanımlanır.

Doğal gaz, temiz yanan bir yakıttır. Doğal gaz korozif ve zehirli değildir, kolay ve kalıntı bırakmadan yanar, hava kirliliğine neden olabilecek emisyonları çok azdır (GAZMER, 2018)

Doğalgaz, renksiz, kokusuz, nemsiz ve havadan hafif bir gazdır. Kaçakların fark edilebilmesi için özel olarak kokulandırılır. Bu amaçla THT (tetra hidro teofen) veya TBM (tersiyer bütil merkaptan) kullanılır. Doğalgaz zehirli değildir, ancak bir hacmi yüksek oranda doldurduğunda yeterli miktarda oksijen kalmayacağından boğucu etki oluşturur. Doğalgazın hava ile %5~15 oranında karışması halinde yanma gerçekleşir. Yapısındaki tek karbon atomlu metanın

çokluğu nedeniyle, atık gazlar içindeki karbondioksit (CO2) miktarı diğer yakıtlara nazaran minimum miktardadır. Bu ise küresel ısınma ve iklim değişiklerine sebep olan “sera etkisini” azaltır (Bu etkiye yol açan gazların azaltılmasını amaçlayan Kyoto Protokolü, 140’ı aşkın ülke tarafından imzalanmıştır). Kükürtlü bileşikler içermediğinden, yanma sonunda kükürt oksit (SOX) gibi zehirleyici bileşikler oluşturmaz. Ancak uygun yanma şartları sağlanamaz ve tam yanma gerçekleşmez ise, diğer yakıtlara göre düşük miktarlarda karbon monoksit (CO) ve azot oksitler (NOX) meydana gelir.

Belirlenen rezervlere çeşitli sondaj teknikleri ile ulaşılarak doğalgaz yeryüzüne çıkarılır. Temizleme (yabancı partiküller), ayrıştırma (ağır hidrokarbonlar, karbondioksit, azot) ve kurutma (nemin giderilmesi) işlemlerinden geçirilir. Ardından basınç altında gaz formda (NG) boru hatlarıyla, sıvı formda (CNG, LNG) tanker ve gemilerle taşınarak uzak tüketim noktalarına ulaştırılır. Sıkıştırılmış doğalgazın (CNG) hacimce 200 kat, sıvılaştırılmış doğalgazın (LNG) ise hacimce 600 kat az yer tutması taşınabilirliğini avantajlı hale getirir.

Doğalgazın depolanması ve sıvılaştırılmış doğalgazın boru hattına verilmesiyle, mevsimlik tüketim dalgalanmaları ve anlık yüksek talepler dengelenir. Depolamada kullanılan başlıca mahaller yeraltı su gölleri, yeraltı kaya tuzu yatakları, terk edilmiş madenler, eski doğalgaz ve petrol yataklarıdır.

Doğal gaz içeriği, yanma reaksiyonu sonucu enerji veren ve enerjisiz gazlar olarak ayrılarak Şekil 3.1 ile verilmiştir.

Doğal gaz renksiz, kokusuz ve tatsızdır, havadan daha hafiftir, -1610_{C’nin üstündeki} sıcaklıklarda gaz halindedir; kullanılırken herhangi bir kaçak olması halinde kokusundan tanınması için merkaptan bileşikleri ilave edilir (Yılmazoğlu, Amirabedin, 2010).

Doğal gaz yakıt ve hammadde olarak birçok sektörde kullanılmaktadır. Diğer fosil kaynaklı yakıtlara göre emisyonlar yönünden daha temiz bir enerji kaynağıdır. Doğal gaz, organik maddelerin biyojenik ya da termojenik olarak bozunması ile oluşur (Rojey vd., 1997).

‘İletim Şebekesi İşleyiş Düzenlemelerine İlişkin Esaslar’, kısaca ŞİD, 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanunu ile bu kanuna dayanan mevzuat çerçevesinde, iletim şebekesi yoluyla doğal gaz taşınması ile ilgili tarafların belli hak ve yükümlülüklerinin kayıt altına alınması amacıyla hazırlanmış bir belgedir. ŞİD, Temel Uygulamalar ve tanımlar bölümünün de yer aldığı İşletme Hükümleri olmak üzere iki kısım ve eklerden oluşmaktadır. Resmî Gazetede yayınlanarak yürürlüğe giren ‘Doğal Gaz Kalite Şartnamesi’ Ek-1, doğal gazın Türkiye’ deki boru gazı temel özelliklerini tanımlamıştır.

4. DOĞALGAZ ŞEBEKESİ VE ÖZELLİKLERİ

Doğal gaz taşımacılığı; boru hatları, sıvılaştırılmış doğal gaz (LNG-liquified natural gas), sıkıştırılmış doğal gaz (CNG-compressed natural gas), katılarda (hidrat) depolayarak taşıma (GTS-gas to solids) ve sıvılarda depolayarak taşıma (GTL-gas to liquids) gibi yöntemlerle gerçekleştirilir. Boru hatları ile doğal gaz taşımacılığı sürekli üretim ve tüketim, ülkeler arası politik dengenin sağlanmış olduğu durumda uygulanan yöntemdir.

Doğalgaz iletimi ve dağıtımı bazı özelliklere ihtiyaçlara ve arz güvenliğine bağlı olarak; kriterler ile sağlanmaktadır. Transfer edilecek gazın özellikleri ve miktarı, iletim projeksiyonunu belirlemede öncelikli olarak kullanılır.

Ulusal ve uluslararası iletim şebekesi ihtiyaç duyulacak projeksiyondaki mümkün olan en yüksek miktarda gazı iletilmek için yüksek basınç şebekesi ile taşınır ve iletim şebekesinin sonunda şehir besleme hatları ile şehir giriş istasyonlarına ulaşır.

Yüksek basınç şehir besleme hatlarında ve dağıtım şebekesi orta basınç hatlarında öngörülen durumlarda kullanıma kapalı fakat ilave operasyon gerektirmeyen ‘Take-Off’ vana grupları dizayn edilir. Şehir besleme hattından gelen yüksek basınçlı doğal gazın istenilen basınç değerine düşürülmesinin ve ölçülmesinin yanı sıra ısıtma, filtreleme ve kokulandırma gibi doğal gazla ilgili ihtiyaç duyulacak diğer işlemlerin de yapıldığı ilgili teçhizat ve binalardan oluşan tesisler aracılığı ile Dağıtım şirketinin dağıtım faaliyetini gerçekleştirebilmek için yetkili kılındığı Dağıtım Bölgesine ulaşır.

Dağıtım bölgesi içerinde belirli bir bölgeyi beslemek üzere orta basınçlı dağıtım hatlarındaki basıncı alçak basınçlı dağıtım şebekesi basıncına düşüren ve gerektiğinde ölçen istasyonlar aracılığı ile alçak basınçlı dağıtım şebekesinde dağıtım tamamlanır.

Çizelge 4.1. Doğal gaz iletim ve dağıtım şebekesi basınç aralıkları ve şebeke tipi.

Hat Tipi Basınç Sınıfı Çalışma Basıncı (bara) Şebeke Tipi

Ulusal İletim Yüksek 35-75 Çelik

Şehir Dağıtım Orta 12-19; 19-25 Çelik

4.1. Türkiye’de Bulunan Yüksek Basınç Doğal Gaz Şebekesi

Türkiye’ de bulunan yüksek basınç doğal gaz iletim şebekesi yapımı tamamlanmış, devam eden ve proje aşamasında hatlardan oluşmaktadır.

Bunlar arasında yapımı devam eden TANAP projesinin amacı, Azerbaycan’ın Hazar Denizi’ndeki Şah Deniz 2 Gaz Sahası ve Hazar Denizi’nin güneyindeki diğer sahalarda üretilen doğal gazın öncelikle Türkiye’ye, ardından Avrupa’ya taşınmasıdır. Tamamlandığında 7 adet kompresör istasyonu, 4 adet ölçüm istasyonu, 11 adet pig istasyonu, 49 adet blok vana istasyonu ve Türkiye’deki ulusal doğal gaz şebekesini beslemek üzere 2 adet gaz çıkış istasyonundan oluşmaktadır (TANAP 2018).

Rusya Federasyonu’ndan ülkemize, Türkiye – Bulgaristan sınırında plato döneminde yıllık 5-6 Milyar m³ doğal gaz Rusya Federasyonu-Türkiye Doğal Gaz Boru Hattı ile ülkemize Malkoçlardan girmekte Hamitabat, Ambarlı, İstanbul, İzmit, Bursa, Eskişehir güzergahını takip ederek Ankara'ya ulaşmaktadır. Hat 842 km uzunluğundadır. Boru hattında, Kırklareli, Ambarlı, Pendik, Bursa ve Eskişehir'de kompresör istasyonları ve Malkoçlar' da ana ölçüm istasyonu bulunmaktadır.

Cezayir’den ülkemize yıllık yaklaşık 4,4 milyar m3 doğal gaz eşdeğeri Sıvılaştırılmış Doğal Gaz (LNG) ithaline ilişkin LNG Alım Satım Anlaşması 14 Nisan 1988 tarihinde imzalanmıştır. Cezayir ve Nijerya’dan yapılan LNG ithalatı kapsamında, Marmara Ereğlisi LNG İthal Terminali’ne kargo teslimatları devam etmektedir.

İran’dan, Türkiye’ye plato döneminde yıllık 9,6 milyar m3 _{doğal gaz sevkiyatına ilişkin} Doğal Gaz Alım Satım Anlaşması 08 Ağustos 1996 tarihinde imzalanmıştır. Yaklaşık 1.491 km uzunluğunda, çapı 48” ve 16” arasında değişen Doğu Anadolu Doğal Gaz Ana İletim Hattı, Doğubayazıt’tan başlayıp, Erzurum, Sivas ve Kayseri üzerinden Ankara’ya uzanmakta, bir branşman da Kayseri, Konya üzerinden Seydişehir’e ulaşmaktadır.

Rusya Federasyonu’ndan ülkemize, Karadeniz üzerinden plato döneminde yıllık 16 Msm³ doğal gaz ithalatına ilişkin Doğal Gaz Alım Satım Anlaşması, 15 Aralık 1997 tarihinde imzalanmıştır.

Rusya Federasyonu-Karadeniz-Türkiye (Mavi Akım) Doğal Gaz Boru Hattı; Rusya topraklarında İzobilnoye-Djubga arasında 56’’ çapında 307 km ve 48’’ çapında 65 km uzunluğundaki Boru Hattı Sistemi, Karadeniz geçişi olarak, Djubga-Samsun arasında yaklaşık 392 km uzunluğunda 24’’ çapında paralel 2 ayrı hat ve Türkiye topraklarında ise Samsun-Ankara

arasında 48’’ çapında ve 501 km uzunluğundaki boru hattı sistemi, olmak üzere üç ana bölümden oluşmaktadır. Mavi Akım Projesi boru hattı, Samsun'dan başlayarak Amasya, Çorum, Kırıkkale üzerinden Ankara'ya ulaşmaktadır.

AB Komisyonu INOGATE (Interstate Oil and Gas Transport to Europe) Programı çerçevesinde, Hazar Havzası, Rusya, Orta Doğu, Güney Akdeniz ülkeleri ve diğer uluslararası kaynaklardan sağlanacak doğal gazın Türkiye ve Yunanistan üzerinden, Avrupa pazarlarına nakli için ‘Güney Avrupa Gaz Ringi Projesi’ geliştirilmiştir.

Türkiye Cumhuriyeti’nden Yunanistan Cumhuriyeti’ne Doğal Gaz Arzına İlişkin Hükümetler arası Anlaşma ile plato döneminde yıllık 750 milyon m3 _{doğal gaz ihracatına ilişkin} Doğal Gaz Alım Satım Anlaşması bulunmaktadır.

Söz konusu Projenin birinci aşaması olarak belirlenen Türkiye-Yunanistan Doğal Gaz Boru Hattı 36” çapında olmak üzere toplam 296 km uzunluğundadır.

Azerbaycan Şah Deniz Faz-I sahasından ülkemize plato döneminde yıllık 6,6 milyar m3 doğal gazın ithalatına yönelik Doğal Gaz Alım Satım Anlaşması bulunmaktadır.

Kars ili Posof ilçesindeki Türkiye-Gürcistan sınırından başlayan yaklaşık 113 km uzunluğunda ve 42’’ çapındaki Azerbaycan-Türkiye Doğal Gaz Boru Hattı Projesi Faz-I kısmı 30.12.2006 tarihinde tamamlanmış ayrıca proje kapsamında Ardahan iline gaz arzı sağlanmıştır.

Azerbaycan-Türkiye doğal gaz boru hattı Projesi Faz-1 kısmı kapsamındaki 42” çapındaki hattın bitim noktasından başlayan, Erzurum-Horasan yönünde uzanan yaklaşık 113 km uzunluğunda ve 42’’ çapındaki Azerbaycan-Türkiye Doğal Gaz Boru Hattı Projesi Faz-II kısmı 09.03.2007 tarihinde tamamlanmış ve Kars iline gaz arzı sağlanmıştır.

Ege İletim Hattı Projesi'nin ilk aşaması olan ve 1996 yılında tamamlanarak işletmeye alınan Bursa-Çan Doğal Gaz İletim Hattı'nın ikinci aşaması olarak, hat Bursa-Karacabey'den İzmir'e uzatılmıştır. Aliağa bölgesinde 35 km’ lik Aliağa bağlantı hattı ve 7 km’ lik Aliağa branşman hattı bağlantısı ile 241 km uzunluğunda ve 36’’ çapındaki hat şebekeye dahil edilmiştir. 16”, 18” ve 24” çapında 209 km uzunluğundaki Pazarcık-Karadeniz Ereğli Doğal Gaz İletim Hattı ile Batı Karadeniz Bölgesine uzatılmış ve bu hat ile Ocak 1996 tarihinden itibaren Ereğli Demir ve Çelik Fabrikalarında gaz kullanımına başlanmıştır.

Ana hat 8”, 12”, 16” ve 24” çaplarında ve 208 km uzunluğundaki Bursa-Çan Doğal Gaz İletim Hattı ile Çan'a uzatılmış ve Temmuz 1996 tarihinden itibaren gaz, hat güzergahında

bulunan sanayi kuruluşları ile birlikte Çanakkale Seramik Fabrikasında da kullanıma sunulmuştur.

Doğal gaz kullanımının yurt çapında yaygınlaştırılması kapsamında, üç bölüm halinde ihale edilen İzmir Doğal Gaz İletim Hattının birinci bölümü olan 258 km lik Konya-Isparta Doğal Gaz Boru Hattı 13.05.2005 tarihinde, ikinci bölümü olan 363 km lik Konya-Isparta-Nazilli Doğal Gaz Boru Hattı 15.11.2005 tarihinde tamamlanarak gaz arzı sağlanmıştır. Üçüncü bölümü olan 244 km. uzunluğundaki Nazilli-İzmir Doğal Gaz İletim Hattı'nın dört faz halinde yapılan ve proje kapsamında 227 km uzunluğundaki kısmı tamamlanarak Aydın iline ulaşmıştır.

Doğu Anadolu Ana İletim Hattı, Sivas'tan başlayıp Malatya, Kahramanmaraş, Gaziantep, Osmaniye, Adana üzerinden Mersin'e uzanmakta olup, 40” çapında ve yaklaşık 716 km uzunluğundadır. Üç bölüm halinde ihalesi yapılan hat, 2005 yılında tamamlanmıştır.

Adıyaman-Şanlıurfa-Elâzığ-Diyarbakır doğal gaz boru hattının 2007 tarihi itibarıyla inşaat çalışmaları tamamlanmıştır. Ordu-Giresun doğal gaz bağlantı hattı 2010 yılı itibarıyla tamamlanmıştır. Diyarbakır-Batman-Siirt doğal gaz bağlantı hattı 2011 yılı itibarıyla tamamlanmış olup, gaz arzı sağlanmıştır.

Ayrıca, Edirne-Tekirdağ Doğal Gaz Boru Hattı, Van Doğal Gaz Boru Hattı, Sungurlu-Çankırı-Kastamonu Doğal Gaz Boru Hattı, Amasya-Tokat-Merzifon-Erzincan Doğal Gaz Boru Hattı, Çankırı-Korgun-Kızılcahamam-Aktaş Kurtlar Hat Vana İstasyonu, Bolu–Gerede–Düzce Doğal Gaz Boru Hattı, Nevşehir-Ilgın-Akşehir Doğal Gaz İletim Hattı, Gönen Doğal Gaz Boru Hattı, Eskipazar-Karabük-Zonguldak-Çaycuma-Bartın Doğal Gaz İletim Hattı, Iğdır Doğal Gaz İletim Hattı, Muğla Doğal Gaz Boru Hattı, Antalya Doğal Gaz Loop Hattı, Hatay Doğal Gaz Boru Hattı, Kahta Doğal Gaz Boru Hattı, Kilis Doğal Gaz Boru Hattı, Sivas Kompresör İstasyonu By-Pass Hattı, Sinop Doğal Gaz Boru Hattı, Muş Doğal Gaz Boru Hattı, Mardin Doğal Gaz Boru Hattı, Bingöl-Bitlis Doğal Gaz Boru Hattı yapımı tamamlanan ve devam eden çeşitli şehir bağlantı hatları ve loop hatları, Çankırı Yakın Kent OSB Doğal Gaz Boru Hattı, Önerler-Keşan Doğal Gaz Boru Hattı ve Esenyurt-Ambarlı Doğal Gaz Loop Hattı, Tunceli Doğal Gaz Boru Hattı, Şereflikoçhisar Doğal Gaz Boru Hattı, İscehisar-Yalvaç Doğal Gaz Boru Hattı, Mucur, Kaman, Zara, Kangal ve Doğanşehir İlçeleri Doğal Gaz Boru Hattı ile Yüzer LNG depolama ve gazlaştırma üniteleri ile muhtelif yüksek basınç şebekeleri bulunmaktadır.

Türkiye de bulunan muhtelif doğal gaz yüksek basınç şebekesi ve ilgili istasyonları Şekil 4.1’ de verilmiştir.

Şekil 4.1. Türkiye doğalgaz ve boru hatları (BOTAŞ Genel Müdürlüğü).

4.2. Doğal Gaz Basınç Düşürme (ve Ölçüm) İstasyonları

A tipi basınç düşürme (ve ölçüm) istasyonları iletim ve dağıtım şirketi koordineli olarak ve iletim şirketi şartnameleri esas alınarak minimum giriş basıncı ve maksimum çıkış debisi esas alınarak, yerel dağıtım şirketi ihale şartnamesinde belirtilen, ‘Temel Teknik Kriterler ve Mühendislik Yaklaşımları’ detaylarına göre dizayn edilir. Şebeke içerisinde tüm dağıtım ağının ve kısmi bölgelerinin en az iki adet basınç düşürme (ve ölçüm) istasyonu kesintisiz gaz arzı sağlamak üzere tasarlanır. Bu hatlardan bir tanesi aktif çalışan hat, diğeri ise; arz güvenliği maksadı ile yedek hattır.

A tipi basınç düşürme (ve ölçüm) istasyonları genel prensip olarak basıncı düşürür ve ölçüm sağlayarak dağıtım bölgesine ulaştırmak maksadı ile doğal gazı boru hattına iletir. A tipi basınç düşürme ve ölçüm istasyonları çıkışında orta ve girişinde yüksek basınç sınıflandırması Şekil 4.2’ de verilmiştir.

Şekil 4.2. Genel bir A tipi basınç düşürme istasyonu giriş ve çıkış basınç sınıflandırması.

İstasyon giriş kısmında ve çıkış kısmında İstasyon girişini ve çıkışını kontrol edebilmek adına giriş ve çıkış vana grubu dizayn edilir. Örnek bir A tipi basınç düşürme ve ölçüm istasyonu mekanik tesisatı, Şelik 4.3 ile verilmiştir.

Şekil 4.3. Örnek bir A tipi basınç düşürme ve ölçüm istasyonu mekanik tesisatı.

Hattaki doğal gazın sağlıklı ölçülebilmesi adına ve dağıtım şebekesinde bulunan diğer donanımın zarar görmemesi vb. için temizleme işlemi, filtrelerde yapılır.

Hattan geçen doğal gazın miktarının ölçülmesi için sayaç/sayaç grubu dizayn edilir. Yaz tüketiminin sayaç en küçük ölçüm değerinin altına düşme öngörüsü olan istasyonlarda yaz

aylarında devreye alınabilecek şekilde, ölçüm grubu dizayn edilebilir. Sayaç dizaynı doğrulama maksatlı ultrasonik ölçüm grubu ile tamamlanır.

Faturalandırmaya esas teşkil eden doğal gaz kompozisyonunu ve kalorifik değer tespiti için gaz kromotograf ünitesi dizayn edilir.

Dağıtıma hazır hale getirilen doğal gaz kokulandırma ünitesi aracılığı ile doğal gaz kaçaklarının fark edilebilmesini sağlamak amacıyla kokulandırılarak Scada ağı ile uzaktan izlenebilir ve kontrol edilebilir hale gelir.

Regülatörden geçen gazın sıcaklığı düştüğünden dolayı doğalgaz ısıtılması için kazan dairesi ve kazan besleme gaz besleme grubu dizayn edilir. Genel bir basınç düşürme işlemi ve ön ısıtma şematik gösterimi Şekil 4.4 ile verilmiştir.

Şekil 4.4. Genel bir basınç düşürme işlemi ve ön ısıtma şematik gösterimi.

4.3. Doğalgaz Kompresör İstasyonları

Doğalgaz, tasarım kriterlerinin müsaade ettiği ölçüde yüksek basınç ile taşınarak iletilir. Boru hatları ile taşınmasında gazın basınçlandırılması gerekmektedir. Bu basınçlandırma işlemi boru hattı boyunca belirli noktalarda gerçekleştirilerek gazın istenilen basınçta tüketim noktalarına taşınması sağlanır. Klasik bir kompresör işlemi Şekil 4.5 ile verilmiştir.

Daha yüksek basınçta taşıma ile belirli bir boru çapı için daha yüksek hacimde gaz taşınması sağlanır. Basınçlandırma istasyonlarında doğalgaz, pistonlu kompresörlerle ya da santrifüj kompresörlerle basınçlandırılır. Pistonlu kompresörler elektrik motorları ya da gaz motorları tarafından tahrik edilirken, santrifüj kompresörler elektrik motorları ya da gaz türbinleri tarafından tahrik edilir. Kompresör istasyonları genel kullanım bakımından ana iletim hatları üzerine kurulurlar. Doğalgazın uzun mesafeler boyunca kat etmesi esnasındaki basınç düşüşleri, kompresör istasyonları sayesinde dengelenmektedir.

5. TURBO GAZ GENLEŞTİRİCİ

Etanın doğal gazın içerisinden alınması bu işlem için bir örnek teşkil etmektedir. Turbo gaz genleştirici türbin içerisinden doğal gaz akışı neticesinde Joule-Tompson etkisi ile doğal gazın soğuması sonucu etan çiğlenme noktasına gelindiğinde, etan doğal gaz içinden yoğuşarak ayrılır ve alınır. Düşük sıcaklık genleşme türbini üniteleri yaklaşık 50 yıldır, etan üretimi için en verimli bir sistem tasarımı olarak kullanılmaktadır (Konukman ve Akman, 2005).

Klasik basınç düşürme regülatörlerinde de genellikle dizayn parametrelerine bağlı kademeli basınç düşümü yapılmaktadır. Gaz genleştirici türbin doğal gazı kademeli olarak genleştirmekte ve ihtiyaç duyulan çıkış basıncında şebekeye vermektedir. Kademe akış kılavuz vanaları içinden geçerek bir miktar basıncın düşmesi sağlanır. Kademe de ise çarkın içinden geçer ve istenilen basınca düşer. Gaz genleştirici türbin içerisinde ısı kaybı ve bununla birlikte basınç düşümü yaşanır. Enerji geri kazanım uygulamalarında, genleşme enerjisi jeneratöre aktarılır. Jeneratör ile genleşme türbini arasında dişli kutusu bulunmaktadır. Türbin, dişli ve jeneratör tasarımında, tasarım yapan ve kullanılan alana göre farklı dizaynlar bulunmaktadır. Turbo gaz genleştirici ile enerji geri kazanımının şematik görünümü Şekil 5.1.’ de verilmektedir.

5.1. Turbo Gaz Genleştirici Uygulamaları

Turbo gaz genleştirici için çalışma prensibi olarak buhar türbini benzetmesi yapılabilir. Kendi ekseni etrafında dönen genleşme türbini çarkları ile bir kazanım sağlanır. Turbo genleştiriciler, gaz veya buhar türbinde genişlediğinde, gaz veya buharın basınç enerjisini mekanik işe dönüştüren teçhizatlar olarak tanımlanabilir. Amaç, gazın veya buhar akımının soğutulması ise, bu şekilde üretilen mekanik iş genellikle bir yan ürün olarak kabul edilir. Amaç, basınç düşürülmesi ise, genişleyen gazdan ısı geri kazanımı faydalı bir yan ürün olarak değerlendirilir (Bloch ve Soares, 2001).

Çevre ve enerji verimliliği ile ilgili artan talep, geri kazanılabilecek her türlü prosesi değerlendirme ve araştırma isteği oluşturmaktadır. Genleşme türbini uygulamaları bu yönü ile dikkat çeker hale gelmiştir. Genleşme türbini uygulamaları akuple edilebilir ve paket tip üretilmektedir. Sistem genel olarak kasa ve çark kanatları ile dişli kutusu ve jeneratör olarak tasarlanmaktadır. Güç eldesi, basınç oranı, giriş sıcaklığı ve akış debisi ile orantılıdır. Güç yüzlerce kW ile MW seviyesine ulaşan değerleri içermektedir (Rahman, 2010).

1930’ lu yıllarda, Dr. Linde radyal türbin ve gaz genleşme türbin uygulamalarını havacılık endüstrisi ile tanıştırmıştır. 1950’lerin sonlarında ise Dr. Swearingen Amerika’da genleşme türbinini doğalgaz üretiminde uygulamıştır. Genleşme türbinlerinin tasarım özellikleri ve uygulamaları bu çalışmalarla birlikte gelişme göstermiş olup, hava ayrıştırma, doğalgaz üretimi, kimyasal santraller, enerji geri kazanımı gibi birçok alanda kullanımı yaygınlaşmıştır (Agahi, 2013).

Gaz genleştirici uygulaması, ABD, İngiltere, İtalya ve Rusya gibi ülkelerde uygulanmaktadır. 1980’li yıllarda San Diego, Memphis, Stockbridge ve Hamilton’da ilk uygulamalar yapılmıştır. 2008 yılında Toronto, Kanada’da 2.2 MW kapasiteli kombine genleştirici türbini tesisi açılmıştır. Ayrıca 2009 yılında Londra gaz dağıtım bölgesinde uygulama hayata geçirilmiştir. Londra’da uygulanan bu projede biyoyakıt jeneratörü ile gaz genleşme motoru kombine edilmiştir ve 20 MW güç üretebilmektedir (Rahman, 2010).

5.2. Turbo Gaz Genleştirici Ekipmanları

Gaz genleştirici türbin içerisinden geçen doğal gaz mümkün olan en az sürtünme kaybı ile dizayn edilmeye çalışılır. Gaz genleştirici türbin içerisinden geçen doğal gaz genleşerek moment etkisi ile tork üretir. Ön ısıtma yapılan yüksek basınçlı doğal gaz, düşük basınca düşürülürken, Elektrik enerjisi elde edilebilecek tork etkisi dişli kutusu vasıtası ile jeneratör kullanımının bütünleşmiş halidir. Turbo gaz genleştirici kesit görünümü Şekil 5.2. ile verilmiştir.

Şekil 5.2. Turbo gaz genleştirici kesit görünümü (Technical description of type MTG RMG).

Basıncı düşürebilmek için Turbo Gaz Genleştiricide akışkan doğal gaz türbin kanatlarına çarparak iş elde edilir. Genleşme türbini bulunduran basınç düşürme istasyonu, geleneksel basınç düşürme istasyonlarında paralel olarak kullanılabilir. İstasyonu tam kapasitesi ile sürekli olarak güvenli bir şekilde çalıştırabilmek için genleşme türbininin çalışma aralığının dışında çalışmalıdır. Turbo gaz genleştirici türbin akış kılavuz vanası ve çarkı Şekil 5.3 ile Turbo gaz genleştirici türbin açık çark Şekil 5.4 ile Turbo gaz genleştirici türbin kapalı çark Şekil 5.5 ile verilmiştir.

Şekil 5.4. Turbo gaz genleştirici türbin açık çark.

Şekil 5.5. Turbo gaz genleştirici türbin kapalı çark.

Turbo Gaz genleştirici kullanılan bir basınç düşürme istasyonunda sıcaklık düşümü türbin çarklarında tork etkisi oluşturabilir. Kanatçık yüzeyinde yüksek sürtünme kuvvetleri oluşabilir. Klasik genleşme ekipmanları ile basınç düşürme işleminde sıcaklık düşümü 0,45 °C/bar – 0,6 °C/bar aralığında gerçekleşirken, turbo gaz genleştirici ile ve aynı koşullarda yapılan basınç düşürme işlemi esnasında sıcaklık düşümü 1,5 °C/bar – 2 °C/bar mertebesindedir (Agahi, 2013). İzentropik ve Joule-Thomson genleşmeleri Şekil 5.6. ile Genleşme türbini ve genleşme vanası karşılaştırması Çizelge 5.1 ile verilmiştir.

Şekil 5.6. İzentropik ve Joule-Thomson genleşmeleri (Agahi, 2013).

Turbo Gaz genleştirici kullanılan bir basınç düşürme istasyonunda basınç düşümünden kaynaklanan sıcaklık düşümü dikkate alınarak sıvı bölgeden kaçınmak maksadı ile ön ısıtma yapılmalıdır.

Çizelge 5.1. Turbo gaz genleştirici ile genleşme vanasının karşılaştırması (Agahi, 2013).

Genleşme Türbini Genleşme Vanası

Giriş Basıncı, bar 50 50

Giriş Sıcaklığı, °C 20 20

Çıkış Basıncı, bar 5 5

Çıkış Sıcaklığı, °C -77 -15

Debi, Nm3_{/saat 50 000 50 000}

5.3. Tasarım Temel Parametreleri

Genel bir sürekli akış sistemi için kütlenin korunumu yasası dikkate alınarak işlem yapılmıştır. Tek girişi ve tek çıkışı olan sürekli açık bir sistem için kütlesel debi, birim kesitten birim zamanda geçen akışkan hacmi, hacimsel debi olarak anılacaktır. Sürekli akışlı sürekli açık sistemlerde, kontrol hacmindeki toplam enerji sabittir. Böylece kontrol hacmindeki toplam enerji değişimi sıfır olur.Kontrol hacmine giren ısı, iş ve kütle ile kontrol hacminden çıkan ısı, iş ve kütle eşit olur.Sürekli akışlı sürekli açık sistemlerde, kontrol hacmindeki toplam enerji sabit veya enerji değişimi sıfır alınmıştır. Birim zamanda kontrol hacmine giren, ısı, iş ve kütle; Birim

zamanda kontrol hacminden çıkan, ısı, iş ve kütleye eşittir. Sürekli akışlı sürekli açık sistemde ısı, iş ve kütle ile aktarılan enerji için enerjinin korunumu denklemi ile dikkate alınmıştır. Giriş için iş etkisi niteliğinde bir etki olmayan sistem için: Giriş ve çıkış için hız ve kot farkı ihmal edilerek ve sistem ile çevresi arasında ısı geçişi olmadığı yani; adyabatik kabul edilerek işlem yapılmıştır. Birim kütle için iş ifadesi Türbin için düşünülürse 𝑊̇_ç şeklindedir. Birimi (kj/s)’ dir. Bir akışkanın giriş ve çıkış arasındaki entalpi değişimi giriş ve çıkış halleri için özellik tablolarından veya mükemmel gaz kabulü ile hesaplanabilir. Isı eşanjörü ve kazanın verimi dikkate alınarak; kazandan sağlanması gereken enerji bulunabilir.

Ayrıca, izentropik hal değişimlerini bu makinelerde gerçekleşebilecek hal değişimlerinin üst sınırı kabul edilerek verim tanımlamaları yapmak olanaklıdır. İzentropik hal değişimleri için entropinin sabit kaldığı kabulü yapılmıştır. Türbinin izentropik verimi, türbinde yapılan gerçek işin, giriş hali ile çıkış basıncı arasında izentropik bir genişleme olması durumunda elde edilecek iş oranı diye tanımlanmıştır.

İzentropik verimin “1’’ değerine yaklaşması istenilen bir durumdur. Bu durumun gerçekleşmediği veya gerçekleşmeyeceğinin ön görüldüğü durumlarda Bölüm 5.4 de anlatılan Ön Isıtma sonrası gaz sıcaklığı değeri düşünülerek, ısı eşanjörü çıkışında yani turbo gaz genleştirici girişinden önce ön ısıtma maliyetinden daha yüksek bir fayda sağlanacağından bir miktar fazla ısıtma yapılarak izentropik verim göz ardı edilebilir.

Doğal gazın basıncının düşmesi sonucu, azalan sıcaklığı bazı istenmeyen durumlara yol açabilir. Joule-Tompson etkisi ile basınç düşümü sonucu sıcaklık düşer ve kristalleşmelere ve hidrat oluşumuna yol açabilir.

5.3.1. Yoğunluk

Doğal gazın yoğunluğu kaynağına göre değişiklik gösterebilmektedir. Spesifik örnekler üzerinde çalışılırken İlgili RMS A istasyonu scada sistemi üzerinden alınan değerler kullanılarak işlem yapılmıştır.

5.3.2. Hacimsel debi

Hacimsel debi değeri üzerinde inceleme yapılan İlgili RMS A istasyonu spesifik değerleri ile hesaplama yapılmıştır. Hacimsel debi, ilgili basınç düşürme ve ölçüm istasyonundan geçerek, dağıtım şebekesi içerisine ulaştırılan değerdir. Hesaplamalarda 2017 yılı içerisinde gerçekleşen değerler kullanılmıştır.

5.3.3. Giriş basıncı

Giriş basıncı değeri üzerinde inceleme yapılan ilgili RMS A istasyonu spesifik değerleri esas alınarak hesaplama yapılmıştır. İstasyonun giriş basıncı ulusal iletim şebekesinde, boru içinde kayıplara uğrar. Bu durum için kurulu kompresör istasyonları vardır. Kompresör istasyonları aracılığı ile basınçlandırma işlemi yapılır. Doğal gaz tekrar iletim şebekesine verilir ve şehir giriş istasyonlarına ulaşır.

5.3.4. Ön ısıtma öncesi giriş sıcaklığı

Doğal gazın basıncının düşmesi sonucu, azalan sıcaklığı bazı istenmeyen durumlara yol açabilir. Kompresör istasyonu çıkışından itibaren doğal gazın iletimi RMS A istasyonu istasyonunun ısı eşanjörüne kadar ve hatta sonrasında da genellikle ısı kayıpları ile gerçekleşir. Kompresör istasyonu çıkış sıcaklığı, RMS A istasyonu giriş sıcaklığından yüksek değerlerdir.

5.3.5. Olması gereken giriş sıcaklığı

Doğal gazın basıncının düşmesi sonucu, azalan sıcaklığı bazı istenmeyen durumlara yol açabilir. Joule-Tompson etkisi ile basınç düşümü sonucu sıcaklık düşer ve kristalleşmelere ve hidrat oluşumuna yol açabilir. Turbo gaz genleştiriciden önce sıcaklığın 1 MPa için 15˚C; yani 10 bar için, 15˚C olduğu kabulü ve eşanjör çıkışı basıncı ile türbin girişi basınç değerinin aynı olduğu kabulü ile denklem 5.21 kullanılarak hesap yapılmıştır. Bu kabul ile sistem içerisindeki basınç düşümü etkisi tam olarak kullanılmaya çalışılmış ve sıcaklık düşümü gereksinimlerinin tam olarak karşılanması için olması gereken giriş sıcaklığı değerleri hesaplanmıştır (Pozivil 2004).

5.3.6. Çiğlenme noktası ve etkisi

Çiğlenme noktası, tamamen gaz fazında bulunan hidrokarbon bileşiminin %100 oranından itibaren, sıvı faz oluşumunun ilk oluşmaya başladığı basınç ve sıcaklık değeridir. Çiğlenme noktası, doğal gazın içerisinde bulunan su ve hidrokarbon çiğlenme noktası olarak ayrı ayrı düşünülmelidir. Bu durum Ek-1 (ŞİD)’ de verilmiştir. Faturalandırmaya esas referans değerler ile 15o_{C Orta Basınç istasyon çıkış sıcaklığını, RMS A istasyonu istasyonunun çıkışında} güvenli bölgede kalmak adına kabul edilmiştir.

5.3.7. Çıkış basıncı

RMS A istasyonu çıkış basıncı yerel dağıtım şirketinin tasarımında, projeksiyonlarında ve dağıtım hattı içerisindeki kullanıcı ihtiyaçlarına göre şekillenir. Orta basınç şebekesinin çok uzak mesafelere ulaşması gereken lisans sınırları içerisinde veya ihtiyaç duyulan nihayi tüketici

giriş basınç değerlerinin yüksek olması (Örneğin: İzmir ili TÜPRAŞ RMS A istasyonu çıkış basıncı: 40 bar) durumunda, ihtiyaç duyulan çıkış basıncına getirilir. Klasik dağıtım şebekesi orta basınç ihtiyacının olduğu durumlarda ise RMS A istasyonu çıkış basıncı 12-19 bara veya 19-25 bara aralığında yüksek değerlere set edilebilir.

5.3.8. Çıkış sıcaklığı

RMS A istasyonu çıkış sıcaklığı çıkış hattında ve orta basınç şebekesi boyunca tahribatlara sebep olabilir. Özellikle faturalandırmaya esas değer olan 15 ˚C altında düşürülmemeye çalışılır. Faturalandırmaya esas hesaplamaların yapıldığı, hattın korunması ve uzun ömürlülüğü için hesaplamalar 15˚C alınarak yapılmıştır. Bu durum elde edilebilecek birim işi azaltmaktadır.

5.3.9. Kütlesel debi

Kütlesel debi, turbo gaz genleştirici gücüne direkt etki eden ve türbin çarklarının dönmesini dişli kutusuna iletilen dönme etkisini sağlayan unsurlardandır. Denklem (5.3) kullanılarak hesaplamalar yapılmıştır.

5.3.10. Birim kütle için iş değeri

Birim kütle için iş, entalpi değerine eşittir. Doğal gazın entalpi değerinin ön ısıtma etkisi ile yükselmesi ve basınç düşümü ile sıcaklığının düşmesi yaklaşımı ile denklem (5.12), (5.13), (5.14), (5.17) kullanılarak hesaplamalar yapılmıştır.

5.3.11. Birim zamanda üretilebilecek güç değeri

Birim zamanda üretilebilecek güç, kütlesel debi ve giriş çıkış basınçları arasındaki fark ile ilgili olduğu gibi RMS A istasyonu istasyonunun yıllık çalışma ve durma senaryolarının da bir parametresidir. Duruş anında birim zamanda üretilebilecek güç değeri de sıfırlanır. Denklem (5.15), (5.16), (5.18) kullanılarak hesaplamalar yapılmıştır.

5.3.12. Turbo gaz genleştirici için üretilebilecek güç değeri

Turbo gaz genleştirici için üretilebilecek güç, gaz genişleticinin içerisinden geçen gazın debisi, giriş ve çıkış basıncı arasındaki farktan faydalanılarak Dişli kutusuna ve oradan da Jeneratöre aktarılır. Bu güç aktarımı sırasında kayıplar kaçınılmazdır (IPIECA 2014).Denklem (5.22), (5.23) denklemleri kullanılarak hesaplamalar yapılmıştır.