doktora tezİ ankara Ünİversİtesİ zİraat fakÜltesİ...
Post on 13-Jan-2020
22 Views
Preview:
TRANSCRIPT
ANKARA ÜNİVERSİTESİ
FEN BİLİMLERİ ENSTİTÜSÜ
DOKTORA TEZİ
ANKARA ÜNİVERSİTESİ ZİRAAT FAKÜLTESİ HAYMANA ARAŞTIRMA
VE UYGULAMA ÇİFTLİĞİ’NİN GÜNEŞ ENERJİSİ POTANSİYELİNİN
BELİRLENMESİ VE GÜNEŞ ENERJİSİNDEN YARARLANABİLME
OLANAKLARI
Levent YALÇIN
TARIM MAKİNALARI ANABİLİM DALI
ANKARA
2010
Her hakkı saklıdır
i
ÖZET
Doktora Tezi
ANKARA ÜNĠVERSĠTESĠ ZĠRAAT FAKÜLTESĠ HAYMANA ARAġTIRMA VE
UYGULAMA ÇĠFTLĠĞĠ’NĠN GÜNEġ ENERJĠSĠ POTANSĠYELĠNĠN BELĠRLENMESĠ
VE GÜNEġ ENERJĠSĠNDEN YARARLANABĠLME OLANAKLARI
Levent YALÇIN
Ankara Üniversitesi
Fen Bilimleri Enstitüsü
Tarım Makinaları Anabilim Dalı
DanıĢman: Prof. Dr. Ramazan ÖZTÜRK
Bu çalıĢma kapsamında, Haymana AraĢtırma ve Uygulama Çiftliği’nin teorik, saha ve
teknik güneĢ enerjisi potansiyeli belirlenmiĢ, saatlik detayda yıllık elektrik tüketim veri seti
oluĢturulmuĢ ve elektrik tüketiminin 2 farklı iĢletim tipinde ve 3 farklı fotovoltaik yapıda
simülasyonu yapılmıĢ, fotovoltaik güç elektriği sistemleriyle karĢılanma durumu
değerlendirilmiĢtir. Bölgenin yıllık toplam güneĢlenme süresi 2607 saat ve saha güneĢ
enerjisi potansiyeli 1743 kWh/m2 olarak hesaplanmıĢtır. Yıllık toplam teorik güneĢ enerjisi
potansiyeli 2918 kWh/m2 olan bu tarımsal iĢletmede yatayda tam güneye bakan ve dikeyde
15 derece açıyla yerleĢtirilen fotovoltaik panellerle kurulacak bir güneĢ elektriği üretim
sisteminin teknik güneĢ enerjisi potansiyeli 1891 kWh/m2/yıl bulunmuĢtur. Kurulu gücü
400 kW olan iĢletmenin yıllık elektrik tüketimi 334 MWh olarak belirlenmiĢtir. Bu yükü
karĢılayabilecek, Ģebeke bağlantılı tek kristalli silisyum yapıda FV modül kullanılan sitemin
performans oranı 0.85 iken çoklu kristal silisyum FV modülde 0.83, ince film amorf
silisyum FV modülde 0.89; Ģebeke bağlantısız, akülü, tek kristalli silisyum FV modüllü
sistemde performans oranı 0.65, çoklu kristal silisyum FV modülde 0.64 ve ince film amorf
silisyum FV modülde 0.65 olarak hesaplanmıĢtır. ġebeke bağlantılı ince film amorf
silisyum FV modül kullanan FV sistemlerin, tarımsal iĢletme tüketim davranıĢlarına ve
çevre Ģartlarına en uygun donanım olduğu sonucuna varılmıĢtır.
2010, 207 sayfa
Anahtar Kelimeler: GüneĢlenme süresi, güneĢ ıĢıması, güneĢ enerjisi potansiyeli, tarımda
güneĢ enerjisi kullanımı, enerji denetimi, tarımsal iĢletmelerde enerji tüketimi, FV güneĢ
elektriği, FV sistem tasarımı
ii
ABSTRACT
Ph.D. Thesis
DETERMINATION OF SOLAR ENERGY POTENTIAL AND USING POSIBILITIES
FOR RESEARCH AND APPLICATION FARM OF AGRICULTURAL FACULTY OF
ANKARA UNIVERSITY IN HAYMANA
Levent YALÇIN
Ankara University
Graduate School of Natural and Applied Sciences
Department of Agricultural Machinery
Supervisor: Prof.Dr. Ramazan ÖZTÜRK
In this study, both as theoretical, geographical and technical solar energy potential of
Haymana Research and Application Farm and as data set for annual hourly electricity
consumption of this farm were determined. Two operating types of photovoltaic systems,
each has three different structures of PV module were simulated to match the electricity
consumption of the farm. Total sunshine duration of the field is 2607 hours/year and
geographical solar energy potential of the field is 1743 kWh/m2. While the theoretical solar
energy potential of the field is 2918 kWh/m2, technical solar energy potential of the field is
1891 kWh/m2/year in case of PV panels installed in the 0 degree to south horizontally and
in the 15 degrees vertically. HAVUÇ has 400 kW of installed power and 334 MWh/year of
electricity consumption. Performance ratios of PV solar system interconnected to grid with
the PV modules of single crystalline silicon, multi crystalline silicon and thin film
amorphous crystalline silicon are 0.85, 0.83, 0.89 respectively. Performance ratios of
Autonomous PV solar system with the PV modules of single crystalline silicon, multi
crystalline silicon and thin film amorphous crystalline silicon are 0.65, 0.64, 0.65
respectively. PV solar system interconnected to grid with the PV modules of thin film
amorphous crystalline silicon is more suitable than others for electricity consumption
behavior of a agricultural enterprise and its environmental conditions.
2010, 207 pages
Key Words: Sunshine duration, solar radiation, solar energy potential, energy consumption
in agricultural farms, energy audit, application of solar energy in agriculture, PV solar
electricity, design of PV system
iii
TEŞEKKÜR
ÇalıĢmamı yönlendiren, araĢtırmalarımın her aĢamasında bilgi, öneri ve yardımlarını
esirgemeyerek akademik ortamda olduğu kadar beĢeri iliĢkilerde de engin fikirleriyle
yetiĢme ve geliĢmeme katkıda bulunan danıĢman hocam Sayın Prof. Dr. Ramazan
ÖZTÜRK’e; çalıĢmalarım süresince maddi manevi desteklerini esirgemeyen Tez Ġzleme
Komitesi’nin değerli hocaları Ankara Üniversitesi Ziraat Fakültesi Tarım Makinaları
Bölümü öğretim üyelerinden Sayın Prof. Dr. Ali Ġhsan ACAR’a ve Ankara Üniversitesi
Ziraat Fakültesi Tarımsal Yapılar ve Sulama Bölümü öğretim üyelerinden Sayın Prof. Dr.
M. Fatih SELENAY’a teĢekkürlerimi sunarım. AraĢtırmam sırasında ihtiyaç duyduğum
sosyal ve teknik konularda fiziki ve fikri karĢılıksız desteklerini gördüğüm baĢta Devlet
Meteoroloji ĠĢleri Genel Müdürlüğü’ndeki çalıĢma arkadaĢlarım, Haymana AraĢtırma ve
Uygulama Çiftliği’nde görevli mühendis arkadaĢlarım, EĠE Mühendisi Ġsmail KÜÇÜK,
PVSYST yazılımı için verdikleri destekten dolayı Cenevre Üniversitesi Enerji Grubu Çevre
Bilimleri Enstitüsü, teknolojik konulardaki katkılarından dolayı Kamuran AKYILDIZ ve
Yusuf Salih EROĞLU ile tüm bu süreç dahilinde birçok fedakarlık göstererek beni
destekleyen baĢta babam ve annem olmak üzere bütün yakınlarıma ve sevgili eĢim Sevcan
YALÇIN’a en derin duygularımla teĢekkür ederim.
Levent YALÇIN
Ankara, Ekim 2010
iv
İÇİNDEKİLER
ÖZET ................................................................................................................................. i ABSTRACT ..................................................................................................................... ii TEŞEKKÜR ................................................................................................................... iii SİMGELER VE KISALTMALAR DİZİNİ ................................................................. v ŞEKİLLER DİZİNİ ..................................................................................................... viii
ÇİZELGELER ............................................................................................................... xi 1. GİRİŞ ............................................................................................................................ 1 1.1 Dünyada Enerji, Yenilenebilir Enerji ve Güneş Enerjisi ..................................... 3
1.2 Türkiye’de Enerji, Yenilenebilir Enerji ve Güneş Enerjisi .................................. 8 1.3 Tarımda Enerji ........................................................................................................ 13 1.4 Güneş Enerjisi ve Potansiyeli ................................................................................. 14 1.5 Güneş Enerjisi Türevleri ........................................................................................ 19
1.6 Güneş Elektriği ........................................................................................................ 21 1.7 Türkiye’de Güneş Elektriği .................................................................................... 27 1.8 Fotovoltaik Güneş Elektriği Sistemleri ................................................................. 28 1.8.1 Denge bileşenleri................................................................................................... 35
1.8.2 Ekonomik durum ................................................................................................. 37 1.9 Geleceğe Hazırlık ..................................................................................................... 38
1.10 Yapılan Çalışmanın Amacı................................................................................... 39
2. KAYNAK ÖZETLERİ ............................................................................................. 41
3. MATERYAL VE YÖNTEM .................................................................................... 81 3.1 Materyal ................................................................................................................... 81
3.1.1 Haymana Araştırma ve Uygulama Çiftliği ........................................................ 82 3.1.2 Meteorolojik veri .................................................................................................. 95 3.1.3 PVSYST yazılımı ................................................................................................ 102
3.2 Yöntem ................................................................................................................... 105 3.2.1 Güneş enerjisi potansiyelinin belirlenmesi ...................................................... 105 3.2.2 Elektrik enerjisi tüketim analizi ....................................................................... 107
3.2.3 Güneş enerjisinin elektrik enerjisine dönüşümü ............................................. 109 4. BULGULAR ............................................................................................................ 119
4.1 Güneş Enerjisi Potansiyeli .................................................................................... 119
4.1.1 Teorik güneş enerjisi potansiyeli ...................................................................... 127
4.1.2 Saha güneş enerjisi potansiyeli .......................................................................... 128 4.1.3 Teknik güneş enerjisi potansiyeli ...................................................................... 139 4.2 Elektrik Enerjisi Tüketim Analizi ....................................................................... 139
4.3 FV Tasarım ............................................................................................................ 164 4.3.1 Şebeke bağlantılı FV güneş elektriği üretim sistemi tasarımı ........................ 166
4.3.2 Bağımsız FV güneş elektriği üretim sistemi tasarımı ..................................... 187 5. TARTIŞMA VE SONUÇ ........................................................................................ 195 KAYNAKLAR ............................................................................................................ 201
ÖZGEÇMİŞ ................................................................................................................. 207
v
SİMGELER VE KISALTMALAR DİZİNİ
A Azimut (yön açısı)
AA Alternatif akım
Ah Amper saat
ALESCO Arap Birliği Eğitim, Kültür ve Bilim Organizasyonu
AM Hava kütlesi (air mass)
B$ Milyar ABD Doları
BIPV Binaya tümleĢik FV sistem (building integrated photovoltaic)
BOS Denge bileĢenleri (balance of system)
cal/cm2-gün Bir günde santimetrekareye gelen kalori enerji
CBS Coğrafi bilgi sistemi
CdTe Kadmiyum tellür (cadmium tellur)
CIS Bakır indiyum diselenit (cupper indium selenid)
DA Doğru akım
DMĠ Devlet Meteoroloji ĠĢleri Genel Müdürlüğü
DMT Dünya Meteoroloji TeĢkilatı (World Meteorological
Organization, WMO)
EĠE Elektrik ĠĢleri Etüd Ġdaresi Genel Müdürlüğü
EJ Ekzajul (exajoule, 1018 jul )
ETSU Doğu Tenesi Devlet Üniversitesi (East Tennessee State
University)
FV Fotovoltaik
GaAs Galyum arsenit
GENSED GüneĢ Enerjisi Sanayicileri ve Endüstrisi Derneği
GW Gigavat
HAVUÇ Haymana AraĢtırma ve Uygulama Çiftliği
HES Hidro elektrik santrali
Hz Hertz
I Akım
I-V Akım-gerilim
I0 GüneĢ sabiti
vi
IAM GeliĢ açısı değiĢtiricisi (incidence angle modifier)
IEEE Amerikan Elektrik ve Elektronik Mühendisleri Enstitüsü
(Institute of Electrical and Electronics Engineering)
IMP En yüksek güç akımı (maximum power current)
Isc Kısa devre akımı (short circuit current)
K Berraklık indeksi
kcal/cm2-ay Aylık santimetrekareye gelen kilokalori enerji
KGK Kesintisiz güç kaynağı
kW/kiĢi KiĢi baĢına düĢen kilovat güç
kWh y-1 Bir yılda düĢen kilovat saat enerji
kWh/gün/aile Aile baĢına bir günde düĢen kilovat saat enerji
kWh/gün/kiĢi KiĢi baĢına bir günde düĢen kilovat saat enerji
kWh/kWp Tepe kilovat baĢına kilovat saat
kWh/kWp/gün Bir günde tepe kilovat baĢına düĢen kilovat saat
kWh/kWp/yıl Bir yılda tepe kilovat baĢına düĢen kilovat saat
kWh/m2/ay Bir ayda bir metrekareye düĢen kilovat saat enerji
kWh/m2/gün Bir günde bir metrekareye düĢen kilovat saat enerji
kWh/m2/yıl Bir yılda bir metrekareye düĢen kilovat saat enerji
kWp Tepe kilovat
kWp/hane Hane baĢına düĢen tepe kilovat
LPG SıvılaĢtırılmıĢ petrol gazı (liquid propane gas)
MJ/m2/gün Günde metrekareye düĢen megajul enerji
Mtep Milyon ton eĢdeğeri petrol
mV Mili volt
NaS Sodyum kükürt
NIST Amerikan Standartlar ve Teknoloji Enstitüsü (National
Institute of Standards and Technology)
nm Nanometre
NOCT Normal iĢletim FV hücre sıcaklığı (normal operating cell
temperature)
NOx Azot oksitler
vii
NREL Amerika Ulusal Yenilenebilir Enerji Laboratuarı (National
Renewable Energy Laboratories)
OMGĠ Otomatik meteoroloji gözlem istasyonu
PbO KurĢun oksit
PR Performans oranı (performance ratio)
RES Rüzgar enerjisi santrali
SAM Solar Advisor Model
SDġ Standart deney Ģartları
Si Silisyum
SNL Amerikan Sandia Ulusal Laboratuarları (Sandia National
Laboratories)
SOx Kükürt oksitler
STC Standart deney Ģartları (standard test conditions)
TEP Ton eĢdeğeri petrol
TET Ton eĢdeğeri taĢkömürü
UEA FVGS Uluslararası Enerji Ajansı Fotovoltaik Güç Sistemleri
VMP En yüksek güç gerilimi (maximum power voltage)
Voc Açık devre gerilimi (open-circuit voltage)
W/m2 Metrekareye düĢen vat saat güç
Wh/m2 Metrekareye düĢen vat saat enerji
Wh/m2 gün Metrekareye bir günde düĢen vat saat enerji
Wm-2 Metrekareye düĢen vat saat güç
YEK Yenilenebilir enerji kaynakları
z Zenit (güneĢin geliĢ açısı)
viii
ŞEKİLLER DİZİNİ
ġekil 1.1 Dünya elektrik üretiminde yakıtların payı ......................................................... 5
ġekil 1.2 GüneĢ enerji dengesi .......................................................................................... 7
ġekil 1.3 2008 yılı Türkiye birincil enerji kaynakları arzı ................................................ 9
ġekil 1.4 Elektromanyetik tayf ........................................................................................ 16
ġekil 1.5 Yön (A), yükseklik (h) ve geliĢ (z) açılarının gösterimi .................................. 17
ġekil 1.6 GüneĢ enerjisi dağılımı ve kullanımı ............................................................... 20
ġekil 1.7 Fotovoltaik etki ................................................................................................ 22
ġekil 1.8 Silisyum FV zinciri .......................................................................................... 22
ġekil 1.9 Hücreler modülü, modüller dizeyi oluĢturur .................................................... 23
ġekil 1.10 Bir hücrenin örnek akım-gerilim grafiği ........................................................ 25
ġekil 1.11 Tipik bir FV modül etiketi ............................................................................. 26
ġekil 1.12 ġebeke bağlantılı FV sistem diyagramı ......................................................... 29
ġekil 1.13 Bataryalı FV sistem diyagramı ...................................................................... 30
ġekil 1.14 Panel kurulumunda gölgelemenin etkisi ........................................................ 31
ġekil 1.15 GüneĢi çift eksende takip eden A. Sun Company FV düzeneği .................... 32
ġekil 2.1 Türkiye yıllık ıĢınım Ģiddeti haritası ................................................................ 42
ġekil 2.2 Türkiye güneĢ enerjisi alansal ve zamansal dağılımı ....................................... 43
ġekil 2.3 Ölçülen ve iliĢkilendirilen küresel ve yayınık güneĢ ıĢıması ........................... 44
ġekil 2.4 Arap ülkeleri aylık ortalama güneĢlenme süresi haritası ................................. 46
ġekil 2.5 Arap ülkeleri ortalama küresel toplam güneĢ ıĢıması haritası ......................... 47
ġekil 2.6 Açılı yerleĢtirilmiĢ güneĢ toplayıcısına gelebilecek saatlik ıĢıma ................... 48
ġekil 2.7 Tek bir katmanda 5 sinir hücresi kullanan YSA mimarisi ............................... 49
ġekil 2.8 Türkiye güneĢ enerjisi potansiyeli Haziran tahmini ........................................ 50
ġekil 2.9 Telefon hatlı bilgisayarlı su pompaj kontrol sistemi........................................ 58
ġekil 2.10 FV sistem değiĢkenlerinin değerlendirilmesi................................................. 59
ġekil 2.11 FV su pompaj sistemi donanım düzeni .......................................................... 60
ġekil 2.12 Tek kristalli silisyum FV modül için ölçülen ve tahmin edilen I-V eğrisi .... 63
ġekil 2.13 Elektronik ölçüm ve hidrolik sistem bileĢenleri ............................................ 68
ix
ġekil 2.14 FV sistem diyagramı ...................................................................................... 71
ġekil 2.15 NIST ve SNL’nin geliĢ açısı-akım grafiği ..................................................... 72
ġekil 2.16 Yazılımın ve geleneksel yöntemin FV tasarım akıĢ Ģeması .......................... 74
ġekil 2.17 Lizbon ve Helsinki için elektrik yük talebi ve FV üretim seyri ..................... 75
ġekil 2.18 1 kWp/hane doğu-batı doğrultulu yazlık ortalama tüketim ve FV üretim ..... 76
ġekil 2.19 Aylık FV performans oranları ........................................................................ 78
ġekil 2.20 Öngörülen iĢletim programı deneme sonuçları .............................................. 79
ġekil 3.1 HAVUÇ genel görünüm .................................................................................. 83
ġekil 3.2 HAVUÇ A paftası idari kısım genel görünümü .............................................. 85
ġekil 3.3 HAVUÇ boyutlandırılmıĢ A paftası idari kısım genel görünümü ................... 86
ġekil 3.4 HAVUÇ boyutlandırılmıĢ B paftası genel görünümü ..................................... 87
ġekil 3.5 HAVUÇ boyutlandırılmıĢ C paftası iĢletmeler kısmı genel görünümü ........... 88
ġekil 3.6 HAVUÇ D paftası iĢletmeler kısmı genel görünümü ...................................... 89
ġekil 3.7 HAVUÇ boyutlandırılmıĢ D paftası iĢletmeler kısmı genel görünümü .......... 90
ġekil 3.8 HAVUÇ boyutlandırılmıĢ E paftası genel görünümü ...................................... 91
ġekil 3.9 HAVUÇ organizasyon Ģeması ......................................................................... 94
ġekil 3.10 EĠE HAVUÇ otomatik meteoroloji gözlem istasyonu .................................. 96
ġekil 3.11 Kipp&Zonen marka CMP11 modeli piranometre ......................................... 97
ġekil 3.12 Campbell-Stokes helyograf ............................................................................ 98
ġekil 3.13 Solpos Calculator arayüzü ........................................................................... 101
ġekil 3.14 PVSYST baĢlangıç arayüzü ......................................................................... 102
ġekil 3.15 PVSYST araçlar arayüzü ............................................................................. 104
ġekil 3.16 FV tasarımı belirleyen ana ve alt unsurlar ................................................... 111
ġekil 3.17 PVSYST yazılımında yeni coğrafi mevki (HAVUÇ) tanımlanması ........... 115
ġekil 3.18 Saatlik meteorolojik verinin giriĢi için PVSYST arayüzü ........................... 115
ġekil 3.19 PVSYST yazılımında albedo katsayısının girilmesi .................................... 116
ġekil 3.20 HAVUÇ yıllık saatlik elektrik tüketim verisinin PVSYST’e aktarılması ... 117
ġekil 4.1 HAVUÇ GüneĢ yolu kartı .............................................................................. 122
ġekil 4.2 HAVUÇ, Culuk, Etimesgut ve Ankara istasyonları uydu görüntüsü ............ 127
ġekil 4.3 HAVUÇ, Culuk, Etimesgut ve Ankara meteoroloji istasyonları haritası ...... 128
ġekil 4.4 Teorik güneĢ enerjisi potansiyeli ve meteorolojik güneĢ ıĢıması .................. 133
x
ġekil 4.5 HAVUÇ faturalı yıllık elektrik tüketim seyri ................................................ 158
ġekil 4.6 FV tasarıma esas yük talep verisi ile küresel güneĢ ıĢıması grafikleri .......... 164
ġekil 4.7 ġebeke bağlantılı ve bataryalı FV sistem Ģeması ........................................... 167
ġekil 4.8 ġebeke bağlantılı FV güneĢ elektriği üretim sistemi tasarımı ....................... 168
ġekil 4.9 Yaz mevsimi için optimum FV panel açısı belirleme .................................... 168
ġekil 4.10 Tüm bir yıl için optimum FV panel açısı belirleme ..................................... 169
ġekil 4.11 400 kW güç talebi için tek kristalli silisyum FV sistem donanımı .............. 170
ġekil 4.12 400 kW güç ve saatlik tüketim için tek kristalli yapılı FV elektrik üretimi 171
ġekil 4.13 ġebeke bağlantılı tek kristalli FV sistemde güneĢ ıĢıması-enerji grafiği ..... 172
ġekil 4.14 ġebeke bağlantılı tekli kristal yapıda FV sistem kayıp akıĢ Ģeması ............ 174
ġekil 4.15 400 kW güç talebi için çoklu kristal silisyum FV sistem donanımı ............ 175
ġekil 4.16 400 kW güç ve saatlik tüketim için çoklu kristal FV elektrik üretimi ......... 176
ġekil 4.17 ġebeke bağlantılı çoklu kristal FV sistemde güneĢ ıĢıması-enerji grafiği ... 177
ġekil 4.18 ġebeke bağlantılı çok kristalli yapıda FV sistem kayıp akıĢ Ģeması ............ 179
ġekil 4.19 400 kW güç talebi için amorf silisyum ince film FV sistem donanımı ....... 180
ġekil 4.20 400 kW güç ve saatlik tüketim için ince film amorf FV elektrik üretimi .... 181
ġekil 4.21 ġebeke bağlantılı ince film amorf kristal FV sistemde ıĢıma-enerji grafiği 182
ġekil 4.22 ġebeke bağlantılı ince film amorf silisyum FV sistem kayıp akıĢ Ģeması ... 184
ġekil 4.23 Bağımsız tek kristalli FV sistem tasarımı için akü ve modül seçimi ........... 188
ġekil 4.24 Bağımsız tek kristalli FV sistem tasarımı .................................................... 188
ġekil 4.25 Bağımsız tek kristalli FV sistem tasarımı ana sonuçları .............................. 189
ġekil 4.26 Bağımsız çoklu kristal FV sistem tasarımı için akü ve modül seçimi ......... 190
ġekil 4.27 Bağımsız çoklu kristal FV sistem tasarımı ana sonuçları ............................ 190
ġekil 4.28 Bağımsız çoklu kristal FV sistemde güneĢ ıĢıması-enerji grafiği ................ 191
ġekil 4.29 Bağımsız çoklu kristal FV sistem tasarımı yük talebi ve üretilen enerji ..... 191
ġekil 4.30 Bağımsız ince film amorf kristal FV sistem için akü ve modül seçimi ....... 192
ġekil 4.31 Bağımsız ince film amorf kristal FV sistem tasarımı ana sonuçları ............ 193
ġekil 4.32 Bağımsız ince film amorf kristal FV sistem tasarımı yük-enerji grafiği ..... 193
xi
ÇİZELGELER DİZİNİ
Çizelge 1.1 Türe göre gerçekleĢen ve beklenen dünya enerji talep artıĢı ......................... 3
Çizelge 1.2 Dünya sektörel enerji tüketimleri ve değiĢim oranları ................................... 4
Çizelge 1.3 Yenilenebilir enerji kullanımı ve potansiyeli ................................................. 6
Çizelge 1.4 2007 itibariyle UEA FVGS üyelerinin FV güç kapasiteleri .......................... 8
Çizelge 1.5 Türkiye’nin enerji hammaddeleri ve doğrudan enerji ithalatı ....................... 9
Çizelge 1.6 Türkiye’de bazı sektörlerin enerji tüketim seyirleri..................................... 10
Çizelge 1.7 Türkiye'nin aylık ortalama güneĢ enerjisi potansiyeli ................................. 12
Çizelge 1.8 Türkiye coğrafi bölgeler güneĢlenme süresi ve güneĢ ıĢıması..................... 12
Çizelge 1.9 Tarımda yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımı ................................. 14
Çizelge 1.10 FV dize performansına etki eden ikincil değiĢkenler ve etkileri ............... 30
Çizelge 1.11 Tipik bir evsel FV sistemde donanımın toplam maliyetteki payı ve ömrü 37
Çizelge 2.1 Türk tarımındaki uygun fiziksel güç kaynakları .......................................... 54
Çizelge 2.2 Türk tarımında tahmini fiziksel enerji girdisi .............................................. 55
Çizelge 2.3 Türk tarımında gübre enerji girdisi .............................................................. 55
Çizelge 2.4 Yıllık yataya ve açılı yüzeye günlük toplam ıĢıma ve enerji üretimi .......... 57
Çizelge 3.1 HAVUÇ’daki tesislerin yön açıları ve boyutlandırması .............................. 93
Çizelge 3.2 HAVUÇ bitkisel üretim seyri ...................................................................... 95
Çizelge 3.3 HAVUÇ hayvansal üretim seyri .................................................................. 95
Çizelge 3.4 Kipp&Zonen marka CMP11 modeli piranometre özellikleri ...................... 97
Çizelge 3.5 HAVUÇ meteorolojik veriler .................................................................... 100
Çizelge 4.1 HAVUÇ için açısal konum bilgisi ............................................................. 120
Çizelge 4.2 HAVUÇ 2010 yılı gün doğumu ve batımı ile gün süresi .......................... 124
Çizelge 4.3 HAVUÇ 2010 yılı teorik güneĢ ıĢıması ..................................................... 129
Çizelge 4.4 HAVUÇ günlük güneĢlenme süreleri ........................................................ 131
Çizelge 4.5 HAVUÇ meteorolojik güneĢ ıĢıması ortalaması ....................................... 132
Çizelge 4.6 HAVUÇ yataya doğrudan güneĢ ıĢıması ................................................... 134
Çizelge 4.7 HAVUÇ yataya yayınık güneĢ ıĢıması ...................................................... 135
Çizelge 4.8 HAVUÇ berraklık indeksi ......................................................................... 137
Çizelge 4.9 HAVUÇ saha güneĢ enerjisi potansiyeli.................................................... 138
xii
Çizelge 4.10 HAVUÇ teknik güneĢ enerjisi potansiyeli ............................................... 140
Çizelge 4.11 HAVUÇ’un kurulu gücünü oluĢturan elemanlar ..................................... 141
Çizelge 4.12 Gece ve gündüz enerji tüketimine esas aylık süre dağılımı ..................... 142
Çizelge 4.13 HAVUÇ enerji denetimi .......................................................................... 143
Çizelge 4.14 ĠĢletmelerin günlük ortalama elektrik tüketimi ve toplamdaki payı ........ 154
Çizelge 4.15 ĠĢletmelerin gündüz ortalama elektrik tüketimi ve toplamdaki payı ....... 155
Çizelge 4.16 ĠĢletmelerin gece ortalama elektrik tüketimi ve toplamdaki payı ............ 156
Çizelge 4.17 HAVUÇ yıllık elektrik enerjisi tüketimi ................................................. 157
Çizelge 4.18 HAVUÇ elektrik tüketimi enerji denetimi sonuçları ............................... 160
Çizelge 4.19 HAVUÇ fatura bazlı ortalama elektrik tüketim ....................................... 161
Çizelge 4.20 Fatura, ölçüm ve denetim sonuçlarının değerlendirilmesi ....................... 162
Çizelge 4.21 Tasarıma esas teĢkil eden enerji tüketim dönemi için açı seçimi ............ 163
Çizelge 4.22 HAVUÇ FV tasarıma esas elektrik tüketim verisi ................................... 165
Çizelge 4.23 FV sistem donanım ve iĢçilik ücret tarifesi.............................................. 170
Çizelge 4.24 ġebeke bağlantılı tek kristalli sabit açılı FV sistem göstergeleri ............. 173
Çizelge 4.25 ġebeke bağlantılı çoklu kristal sabit açılı FV sistem göstergeleri ........... 178
Çizelge 4.26 ġebeke bağlantılı ince film amorf kristalli FV sistem göstergeleri .......... 183
Çizelge 4.27 ġebeke bağlantılı merkezi evirici nitelikleri ............................................ 185
Çizelge 4.28 ġebeke bağlantılı FV sistem değiĢkenlerinin karĢılaĢtırılması ................ 186
Çizelge 4.29 Bağımsız FV sistem değiĢkenlerinin karĢılaĢtırılması ............................. 194
1
1. GİRİŞ
Ġçerisinde bulunduğumuz çağın özelliklerine bağlı olarak, tüm dünyada olduğu gibi, hızla
artan nüfus ve sanayileĢmeden kaynaklanan enerji gereksinimi, ülkemizin kısıtlı
kaynaklarıyla karĢılanamamakta, enerji üretimi ve tüketimi arasındaki açık hızla büyümekte
ve enerjide dıĢa bağımlılık oranımız artmaktadır. Bu durumda, kendi öz kaynaklarımızdan
daha etkin biçimde yararlanmak giderek artan bir önem kazanmaktadır. Enerji talebindeki
hızlı artıĢın karĢılanmasında, yenilenebilir enerji kaynaklarından en etkin ve rasyonel
biçimde yararlanılması amacıyla kamu ve özel sektör yatırımlarının artırılmasının yanı sıra
araĢtırma kuruluĢlarının da bu alanda çalıĢma yapmaları yeni uygulama yöntemleri
geliĢtirmek açısından yararlı olacaktır.
Enerji iĢ yapabilme kabiliyeti olarak tanımlanır. Enerjinin dönüĢebilirliğinin ölçümü, ekserji
ile ifade edilmektedir. Ekserji, belirli termodinamik koĢullarda, belli bir miktar enerjinin
diğer bir enerji biçimine dönüĢtürülebilen en yüksek miktarıdır. Herhangi bir değiĢime ya
da dönüĢüme uğrayıp uğramadığına göre enerjiler birincil ve ikincil enerjiler olmak üzere
ikiye ayrılırlar. Doğadaki enerjilerin herhangi bir değiĢim veya dönüĢüm göstermemiĢ
biçimi birincil enerji; birincil ya da diğer ikincil enerjilerin dönüĢtürülmesi sonucu elde
edilen türü de ikincil enerjidir. Birincil enerjiler güneĢ, rüzgar, hidrolik, petrol, kömür,
jeotermal, nükleer; ikincil enerjiler elektrik, termik, mekanik, kimyasal, elektromanyetik ve
ıĢık enerjileridir. Ayrıca enerji türlerini alıĢılagelmiĢ (konvansiyonel) ve yenilenebilir
enerjiler olarak sınıflandırabiliriz. AlıĢılagelmiĢ enerjiler uzun zamandan beri kullanılan,
rezervi kısa sürede yinelenemeyen, çoğunlukla fosil kaynaklı petrol, kömür, kısmen elektrik
türü enerjilerdir. Yeni ve yinelenebilir enerjiler ise uzun süredir kullanımda olmakla birlikte
sistematik ve geliĢtirilmiĢ tekniklerle kullanılan, rezervi kısa sürede yinelenebilen güneĢ,
rüzgar, hidrolik, biyokütle, jeotermal türü enerjilerdir. Yine ham maddelerinin özgül enerji
içeriklerinin yoğunluğuna göre petrol, kömür, hidrolik ve atom enerjilerini yoğun enerjiler,
güneĢ ve rüzgar enerjilerini de yoğun olmayan enerjiler olarak sınıflandırabiliriz. Ayrıca
kömür, petrol, atom enerjileri hammaddelerinden dolayı tam depo edilebilir; doğalgaz ve su
kısmen depo edilebilir; güneĢ, rüzgar, gel-git ise depo edilemeyen enerji türlerine
girmektedirler (Yavuzcan 1994).
2
Günümüzde, üretimin en temel girdisi elektrik enerjisi olup, onu ısınma veya ısıtma amaçlı
fosil yakıtlar takip etmektedir. GeçmiĢten günümüze elektrik genellikle hidroelektrik
santraller vasıtasıyla üretilmektedir. Arazi yapısı ve nehir potansiyeli uygun olmayan
ülkeler ise termik santraller vasıtasıyla elektrik ihtiyacını giderirler. Tüm ülkeler yine
ısınma ihtiyacı için kömür, doğalgaz veya petrol kullanmaktadırlar. Diğer taraftan enerji ve
yakıt talebi sürekli olarak artmaktadır. Dolayısıyla hidrolik veya termik santraller
vasıtasıyla ve kömür veya petrol kullanımıyla enerji talebinin karĢılanamaz hale gelmesi
kaçınılmaz bir gelecektir. Özellikle kömür ve petrol rezervlerinin sınırlı ve bir gün mutlaka
bitecek olması gelecek enerji talebini planlayan enerji projeksiyonlarınca önemle
değerlendirilmektedir (Ünalan 2000).
Fosil yakıtlar içindeki karbonun havadaki oksijen ile birleĢmesiyle CO2 (tam yanma
halinde) veya CO (yarım yanma halinde veya yanma havasının az olması durumunda)
gazları ortaya çıkmaktadır. Yine yakıt içerisinde eser miktarda bulunan kurĢun, kükürt gibi
elementler yanma sıcaklığında oksijen ile birleĢerek insan sağlığı açısından önemli tehdit
oluĢturan bileĢikler (SOx,PbO, NOx...) oluĢturmaktadır. Bu yanma ürünleri atmosfere
bırakılmakta ve atmosfer içerisinde birikmektedir. Fotosentez ve çürüme gibi tabii
dönüĢümler bu birikime engel olabilse de, aĢırı yakıt tüketimi kısa sürede büyük bir
birikime neden olmaktadır. Atmosfer içinde biriken yanma gazları güneĢ ve yer arasında
doğal olmayan bir katman meydana getirmekte, bu katman insan ve bitki hayatı üzerinde
negatif etkiye neden olmaktadır. Sera etkisi olarak bilinen bu etki ve buna bağlı olarak insan
sağlığı, bugün önemle üzerinde durulan olgulardır. Tabiatın ve tabii değerlerin korunması
amaçlı çevreci düĢünceler toplumlarda önemini hissettirmektedir. Dolayısıyla endüstrinin
veya toplumun enerji talebi düĢünülürken, seçilecek enerji türünün çevre ve insana olan
etkisi de düĢünülmelidir. Ġlave olarak, fosil yakıtların ana maddesi olan karbon endüstrinin
en temel malzemesi olan çeliğin de önemli bir elementidir. Gelecek nesillerin sanayisinde
üretilecek plastik-sentetik kumaĢ, solventler, yağlar, karbon lifli ürünler için de mevcut fosil
yakıt kaynaklarının muhafazası gerekir. Kömür rezervlerinin yaklaĢık 200 yıl, petrol
rezervlerinin yaklaĢık 30 yıl dayanacak olması alternatif enerji kaynaklarına olan ihtiyacı
daha önemli kılmaktadır (Ünalan 2000).
3
1.1 Dünyada Enerji, Yenilenebilir Enerji ve Güneş Enerjisi
Anonymous (2009a) raporuna göre Dünya 2006’daki 6.5 milyar nüfustan, yıllık % 1 artıĢla,
2030’da 8.2 milyar nüfusa doğru gitmektedir. Dolayısıyla insanlık refah düzeyi için bir
gösterge kabul edilen enerji kullanımı da hem bu nüfus artıĢı, hem de yeni teknolojilerin
ıĢığında insan ve toplum davranıĢlarındaki değiĢimin etkisiyle hızla artmaktadır. 2006’da
18.921 TWh olan küresel elektrik üretimi 2015’de 25.000 TWh’e, 2030’da ise 33.000
TWh’e yükselecektir. Son 25 yıl için yıllık bazda enerji kaynaklarına olan talep değiĢimine
dikkat edilirse petrol (% 1) ve nükleerde (% 0.9) diğer kaynaklara oranla bir talep azlığı
vardır. Yenilenebilir enerjide ise yıllık artıĢ oranı % 7.2 gibi oldukça yüksek bir değerdedir.
Toplam talepte yenilenebilir enerjinin payı hidrolik ve biyokütle ile birlikte 2000 yılında
% 0.12 iken 2030 yılında % 0.14’e çıkması beklenmektedir (Çizelge 1.1).
Çizelge 1.1 Türe göre gerçekleĢen ve beklenen dünya enerji talep artıĢı
Enerji türü 1980,
Mtep 2000,
Mtep 2006,
Mtep 2015,
Mtep 2030,
Mtep 2006-30,
%* Kömür 1788 2295 3053 4023 4908 2.0
Petrol 3107 3649 4029 4525 5109 1.0
Doğal gaz 1235 2088 2407 2903 3670 1.8
Nükleer 186 675 728 817 901 0.9
Hidrolik 148 225 261 321 414 1.9
Biyokütle ve atıklar 748 1045 1186 1375 1662 1.4
Diğer yenilenebilir 12 55 66 158 350 7.2
Toplam 7223 10034 11730 14121 17014 1.6
*Ortalama yıllık büyüme
Sektörel bazda baktığımızda enerji tüketimindeki en yüksek talep artıĢı sanayi sektöründe
görünmektedir. Bu sektörde kömür hala öncülüğünü korurken, elektrikteki talep artıĢı
dikkate değerdir. TaĢımacılık sektöründe ise net bir Ģekilde biyokütle arzı gerekecektir.
Tarım ve konut enerji tüketiminde kömüre olan ilginin azalmasının yanında elektrik
enerjisini ciddi bir talep artıĢı (% 2.3) beklemektedir. Petrol ürünlerinin de daha çok
motorlu taĢıtlar tarafından tüketildiği düĢünüldüğünde tarım ve konut sektöründe enerji
tüketiminin elektrik temelli olacağı (elektrikte talep artıĢı yıllık % 2.7, kömürde talep
düĢüĢü yıllık % 0.5), dolayısıyla CO2 salınımında düĢüĢ beklenebileceği kanaatine
4
varılabilir (Çizelge 1.2). Anonymous (2009a) 2006 yılı için tüm dünyada CO2 emisyonuna
sebebiyet veren enerji kullanımının % 2’sinin tarımsal amaçlı kullanılan enerjiden
kaynaklandığını açıklamıĢtır.
Çizelge 1.2 Dünya sektörel enerji tüketimleri ve değiĢim oranları (Anonymous 2009a)
Sektör / 1980,
Mtep 2000,
Mtep 2006,
Mtep 2015,
Mtep 2030,
Mtep
2006-
2030,
%* Enerji kaynağı
Sanayi 1779 1879 2181 2735 3322 1.8
Kömür 421 405 550 713 838 1.8
Petrol 474 325 329 366 385 0.7
Doğal gaz 422 422 434 508 604 1.4
Elektrik 297 455 560 789 1060 2.7
Diğer 165 272 307 359 436 1.5
Taşımacılık 1245 1936 2227 2637 3171 1.5
Petrol 1187 1844 2105 2450 2915 1.4
Biyo dizel 2 10 24 74 118 6.8
Diğer 57 82 98 113 137 1.4
Konut, hizmet,
tarım 2006 2635 2937 3310 3918 1.2
Kömür 244 108 114 118 100 -0.5
Petrol 481 462 472 493 560 0.7
Doğal gaz 346 542 592 660 791 1.2
Elektrik 273 613 764 967 1322 2.3
Diğer 661 910 995 1073 1144 0.6
Toplam 5378 7048 8086 9560 11405 1.4
*Ortalama yıllık büyüme
Anonymous (2009a) raporuna göre tüm dünyada 2006 yılında kurulu bulunan güneĢ
elektriği gücü 6 GW’tır. Bunun büyük kısmı Almanya (2.9 GW), Japonya (1.7 GW) ve
ABD (0.6 GW)’de bulunmaktadır. Fotovoltaik (FV) 5500-9000 $/kW’lık fiyat aralığıyla
hala en pahalı kurulum maliyetli enerji üretim teknolojisi olmasına karĢın bu tutarın 2030
yılında 2600 $/kW’a düĢmesi beklenmektedir. (http://www.solarbuzz.com/ sbqdata.htm,
2010) araĢtırma sitesi ise FV güneĢ elektriği kurulu gücünü tüm dünyada 2009 yılı itibariyle
7.5 GW olduğunu hesaplamıĢ, 2010 tahminini ise 15.2 GW olarak açıklamıĢtır.
5
Dünya elektrik üretiminde yenilenebilir kaynakların payı % 18.1 oranındadır. Yenilenebilir
enerji kaynaklarından üretilen elektrikte en büyük pay % 16 ile hidrolik kaynaklara aittir.
Bunu atıklar ve rüzgâr, güneĢ, jeotermal, dalga vb kaynaklardan elektrik üretimi
izlemektedir (ġekil 1.1). Yenilenebilir enerji günümüzde dünyanın birçok ülkesinde enerji
temin güvenliği, enerjinin çeĢitlendirilmesi, enerjide ithalat bağımlılığının azaltılması, iklim
değiĢikliği ile mücadele, istihdam yaratma gibi yararları ile gittikçe daha fazla
kullanılmaktadır (Anonim 2009a).
ġekil 1.1 Dünya elektrik üretiminde yakıtların payı (Anonim 2009a)
Yenilenebilir enerjinin en büyük avantajı, nakil gereksinimi olmaması, dünyanın her
yerinden eriĢilebiliyor olmasıdır. Üstelik sürdürülebilir olması, iklimi ve çevreyi
kirletmemesi, potansiyelinin tüm insanlığın ihtiyacına yetebilir olması diğer avantajlarıdır.
Yüksek teorik ve teknik potansiyeline karĢın yaygın kullanımı olduğu söylenemez (Çizelge
1.3).
6
Çizelge 1.3 Yenilenebilir enerji kullanımı ve potansiyeli (Luque ve Hegedus 2002)
Kaynak Halihazır
kullanım, EJ
Teknik
potansiyel, EJ
Teorik
potansiyel, EJ
Hidrolik 9 50 147
Biyokütle 50 >276 2900
GüneĢ 0.1 >1575 3900000
Rüzgar 0.12 640 6000
Dünya üzerine güneĢten gelen 1.73x1014 kW’lık toplam güç, yıllık olarak 1.9x1014 TEP (ton
eĢdeğeri petrol) karĢılığı 1.5x1018 kWh’lik bir enerji anlamına gelmektedir (ġen 2007) ve bu
enerji dünyaya ıĢınımlarla ulaĢmaktadır. GüneĢin saldığı toplam enerji göz önüne
alındığında bu çok küçük bir kesirdir. Ancak bu tutar, dünyada insanoğlunun bugün için
kullandığı toplam enerjinin 15-16 bin katıdır. Dünyaya gelen güneĢ enerjisi çeĢitli dalga
boylarındaki ıĢınımlardan oluĢur ve güneĢ-dünya arasını yaklaĢık 8 dakikada aĢarak
dünyaya ulaĢır (ıĢınımlar saniyede 300000 km’lik bir hızla yol alırlar). Havakürenin
(atmosfer) dıĢına, güneĢ ıĢınlarına dik bir metrekare alana gelen güneĢ enerjisi, güneĢ sabiti
(I0) olarak adlandırılır ve değeri 1373 W/m2’dir. Bu değer, tanım gereği, yıl boyunca
değiĢmez alınabilir. Bu sabit ölçüm yeri, zamanı ve yöntemine göre küçük değiĢimler
gösterebilir. ġen (2007) güneĢ sabitini 1367 W/m2 olarak vermektedir. Çünkü dünyanın
güneĢ çevresindeki yörüngesi bir çember olmayıp bir elips olduğundan, yıl boyunca bu
değerde % 3.3’lük bir değiĢim söz konusudur. Dünya üzerine herhangi bir zamanda gelen
ortalama güneĢ ıĢıması (radyasyonu) değeri ise 340 W/m2’dir (ġen 2007). Yer yüzeyine
gelen ortalama güneĢ ıĢıması ile enerjinin dağılımı yaklaĢık ortalama değerlerle ġekil 1.2’de
karakterize edilmiĢtir. Dünya ortalaması 4 kWh/m2/gün kabul edilir. Ortalama bir hesapla
ihtiyaç duyulan enerji için kaç m2 FV gerektiği, FV veriminin % 10 verimle çalıĢtığı esas
alınarak hesaplanabilir. Yani her bir m2 FV modül 0.4 kWh/gün enerji üretmektedir.
GeliĢmiĢ ülkelerde kiĢi baĢı evsel elektrik tüketimi 5 kWh/gün/kiĢi, 4 kiĢilik bir aile için ise
20 kWh/gün/aile’dir. 20 kWh/0.4 kWh/m2’den yola çıkarak 50 m2’lik bir FV sistem
standart bir ailenin elektrik ihtiyacını karĢılamaya yetecektir (Luque ve Hegedus 2002).
7
ġekil 1.2 GüneĢ enerji dengesi
Uluslararası Enerji Ajansı FV Güç Sistemleri Grubu, 2008 yılında özel ve kamu sektöründe
strateji geliĢtirenlere, elektrik Ģebekeleri için orta ölçekli planlama yapanlara ve enerji
hizmeti üreticilerine, enerji politikaları ve ulusal enerji planlaması yapan devlet adamlarına
yardımcı olmak amacıyla 40 W ve üzeri FV sistemlere odaklanan bir rapor yayınlamıĢtır
(Anonymous 2008). Bu raporda 2007 yılında kurulan FV gücün, bir önceki yıla oranla % 50
büyüyerek 2.26 GW olduğuna ve toplam kurulu FV gücün de, % 73’lük kısmı Almanya ve
Ġspanya’da olmak üzere, 7.8 GW’a ulaĢtığına vurgu yapılmıĢtır. Kayda giren FV güneĢ
elektriği üretim tesisleri bağımsız ev, bağımsız ticari, Ģebeke bağlantılı dağıtık ve Ģebeke
bağlantılı merkezi tip olmak üzere 4 sınıfta derlenmiĢtir. Son dönem kurulan kapasitenin
büyük çoğunluğu Ģebeke bağlantılı dağıtık güç üretimi olarak tasarlanmaktadır (Çizelge
1.4).
8
Çizelge 1.4 2007 itibariyle UEA FVGS üyelerinin FV güç kapasiteleri
Ülke
Bağımsız FV
kapasite toplamı, kW
ġebeke bağlantılı FV
kapasite toplamı,
kW
Kurulu
toplam
FV güç,
kW
KiĢi baĢı
Kurulu
toplam FV
güç,
kW/kiĢi
2007’de
kurulan
FV güç,
kW
2007’de
kurulan
Ģebeke
bağlantılı
FV güç,
kW Evsel Ticari Dağıtık Merkezi
ABD 134000 191000 465000 40500 830550 2.8 206500 151500
Almanya 35000 3827000 3862000 46.8 1135000 1131000
Avustralya 27713 38733 15035 1010 82491 4.1 12190 6280
Avusturya 3224 22721 1756 27701 3.4 2116 2061
Çek Cum. 3200 400 30040 2560 36200 4.9 6500 6300
Danimarka 100 285 2690 0 3075 0.6 175 125
Fransa 15881 6666 52685 0 75232 1.2 31299 30306
Hollanda 5300 44500 3500 53300 3.3 1605 1023
Ġngiltere 420 1050 16620 0 18090 0.3 3810 3650
Ġspanya 29800 625200 655000 15.1 512000 490000
Ġsrail 1584 210 11 14 1819 0.3 500 0
Ġsveç 3878 688 1676 0 6242 0.7 1392 1121
Ġtalya 5400 7700 83900 23200 120200 2.1 70200 69900
Japonya 1884 88266 1823244 5500 1918894 15.0 210395 208833
Kanada 8088 14776 2846 65 25775 0.8 5291 1403
Kore 983 4960 32559 39099 77601 1.6 42868 42868
Meksika 15487 4963 300 0 20750 0.2 1019 150
Norveç 7450 410 132 0 7992 1.7 324 4
Portekiz 2841 676 14353 17870 1.7 14454 14254
Tahmini
toplam 265368 3696972 6019835 1158557 7840732 2257638 2160778
1.2 Türkiye’de Enerji, Yenilenebilir Enerji ve Güneş Enerjisi
2008 yılı Türkiye toplam birincil enerji kaynakları arzı 106.27 Mtep olup bunun kaynaklara
göre dağılımları ġekil 1.3’de verilmektedir. 2008 yılı Türkiye toplam birincil enerji arzının
9.319 Mtep’i (% 9) yenilenebilir enerji kaynaklarından karĢılanmaktadır. Ülkemizin orman,
bitki ve hayvan atıklarından oluĢan biyokütle kaynakları çoğunlukla geleneksel yöntemler
kullanılarak enerjiye dönüĢtürülmektedir. Bu miktar yıllık birincil enerji arzının % 4.52’sini
oluĢturmaktadır. Yenilenebilir enerji arzının % 51.64’ü biyokütle kaynakları, % 32.2’si
hidrolik ve jeotermalden elektrik üretimi, % 0.72’si rüzgârdan elektrik üretimi, % 10.8’ini
jeotermal ısı ve diğer ısı, % 4.5’ini güneĢ-ısı ve % 0.01’ini biyo yakıtlar oluĢturmaktadır.
Ülkemiz % 75 oranında enerjide dıĢa bağımlı durumdadır (Anonim 2009a). Enerji
sektöründe hem enerji hammaddesi hem de doğrudan enerji alımı yapmak durumundadır.
Hem tüm kalemlerdeki mutlak miktarı hem de toplam ithalat içerisindeki enerjiye düĢen
pay her geçen yıl artıĢ göstermektedir (Çizelge 1.5).
9
ġekil 1.3 2008 yılı Türkiye birincil enerji kaynakları arzı (Anonim 2009a)
Çizelge 1.5 Türkiye’nin enerji hammaddeleri ve doğrudan enerji ithalatı
2003,
Mil. $
2004,
Mil. $
2005,
Mil. $
2006,
Mil. $
2007,
Mil. $
2008,
Mil. $
2009,
Mil. $
Maden kömürü
ve linyit 929 1222 1579 1978 2570 3315 3055
Ham petrol ve
doğal gaz 7766 9366 14140 19220 21784 31109 16378
Kok kömürü ve
rafine petrol 2833 3797 5507 7631 9492 13829 10437
Enerji ithalatı 11528 14384 21226 28828 33846 48252 29870
Toplam ithalat
69340 97540 116774 139576 170063 201964 140775
Enerji ithalat
payı, % 16.6 14.7 18.2 20.7 19.9 23.9 21.2
2007 yılında yurtiçi üretimi ile dıĢ alımın toplamından dıĢ satım çıktıktan sonra kalan
Türkiye elektrik enerjisi brüt tüketimi, yıllık % 8.8 artıĢ ile 190 Milyar kWh; 2008 yılı için
204 Milyar kWh olarak tahmin edilen brüt elektrik tüketimi, yıl ortalarında ortaya çıkan
10
ekonomik durgunluğun etkisi ile azalma eğilimi göstermiĢ ve yıl sonunda bir önceki yılın
tüketimine göre % 4.3 artıĢ göstererek 198.1 Milyar kWh olarak gerçekleĢmiĢtir. Türkiye
net tüketimi 2007 yılında 155.0 Milyar kWh, 2008 yılında ise 161.9 Milyar kWh olmuĢtur
(Anonim 2009a). Ülkemizde elektrik enerjisi tüketiminin bazı sektörlerle birlikte tarım
sektörünü de alacak Ģekilde dağılımı Çizelge 1.6’de verilmiĢtir. Yoğun ve mekanizasyon
ağırlıklı tarımın yaygınlaĢmasıyla tarım sektörünün elektrik tüketimi de artıĢ göstermekte,
toplam ülke elektrik enerjisi tüketimindeki payı % 3-4 aralığında seyretmektedir.
Çizelge 1.6 Türkiye’de bazı sektörlerin enerji tüketim seyirleri (Anonim 2008)
Sektör 2002, GWh 2003, GWh 2004, GWh 2005,
GWh
2006,
GWh
Konut 23559 25195 27619 30935 34466
Demir çelik 8074 9582 10940 11661 13398
UlaĢtırma 1023 1166 1182 1291 1335
Tarım 3490 3657 3895 4113 4441
Diğer 66802 72166 77506 82263 89430
Tarımın
payı, % 3.39 3.27 3.22 3.16 3.1
Toplam 102948 111766 121142 130263 143070
GENSED (GüneĢ Enerjisi Sanayicileri ve Endüstrisi Derneği)’in yaptığı enerji
araĢtırmasına göre Türkiye’nin enerji durumu, 2015 beklentisi ve yenilenebilir enerji
potansiyeli Ģu Ģekildedir:
Enerji üretimi (2009) : 198 TWh
Kurulu güç (2009) : 44.3 GW
Enerji ihtiyacı (2015) : 380 TWh
Olması gereken kurulu güç (2015) : 84 GW
6 yılda ilave kurulacak güç : 39.7 GW
Yatırım maliyeti (konvansiyonel) : 130 B$
Rüzgar enerjisi potansiyeli : 400 TWh/yıl
11
Jeotermal enerjisi potansiyeli : 16 TWh/yıl
Biokütle enerjisi potansiyeli : 1.58 TWh/yıl
GüneĢ enerjisi potansiyeli : 500 TWh/yıl
Hidro enerjisi potansiyeli : 430-450 TWh/yıl
GüneĢ santrali enerji üretimi : 350 GW
EĢdeğer kömür santrali üretimi : 74 GW
Türkiye’de rüzgâr enerjisi baĢta olmak üzere yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik
enerjisi üretimi, 4628 Sayılı Elektrik Piyasası Kanunu, 5346 Sayılı Yenilenebilir Enerji
Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına ĠliĢkin Kanun ve ikincil
mevzuat kapsamında teĢvik edilmektedir. 5346 sayılı Kanun ile YEK belgesine sahip
üretim lisansı sahibi tüzel kiĢinin yenilenebilir enerji kaynaklarından ürettiği elektrik
enerjisi için alım zorunluluğu ile birleĢtirilmiĢ sabit fiyat sistemi uygulaması getirilmiĢ ve
Yenilenebilir Enerji Kaynakları Kanunu’nda satın alma fiyatı için alt ve üst sınırlar
belirlenmiĢtir. Ancak yenilenebilir enerji kaynakları türleri ve kullanılan teknolojiler
arasında satın alma fiyatları açısından bir farklılığa gidilmemiĢtir. Bunun yanında
yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı kurulu gücü en fazla 500 kW olan üretim tesisleri
Ģirket kurma ve lisans alma yükümlülüğünden muaftırlar (Anonim 2009a).
Elektrik Enerjisi Piyasası ve Arz Güvenliği Strateji Belgesi’nin Elektrik Üretimi GeliĢimi
ve 2023 Yılı Ġçin Hedefler kısmında yenilenebilir enerji kaynaklarının elektrik üretimindeki
payının asgari % 30 olacağı planlanmaktadır. GüneĢ enerjisi için % veya miktar cinsinden
hedef konulmamakla birlikte, “ülke potansiyelinin azami ölçüde değerlendirilmesinin
sağlanması”, “teknolojik geliĢmelerin takip edilmesi ve uygulanması”, “elektrik üretimini
özendirmek üzere yasal çerçevenin güçlendirilmesi” kararlaĢtırılmıĢ ve kamuoyuna
duyurulmuĢtur (Anonim 2009b).
DMĠ (Devlet Meteoroloji ĠĢleri Genel Müdürlüğü) ve EĠE (Elektrik ĠĢleri Etüd Ġdaresi
Genel Müdürlüğü)’nin 1983 yılında 1973 petrol krizinden sonra tüm dünyada baĢlayan
alternatif enerji kaynaklarını araĢtırmaya yönelik çalıĢmalar doğrultusunda tespit etmeye
çalıĢtığı güneĢ enerjisi potansiyeli, aylık olarak birim alana gelen enerji miktarını zamanın
koĢullarına göre birim zamanda birim alana gelen kilokalori (kcal/cm2-ay) cinsinden
12
vermektedir. Günümüzde özellikle elektrikten bahsedilirken kWh birimini kullanmak daha
uygun olmaktır. Kalori birimi daha çok beslenme sektöründe kullanılır olmuĢtur. Bu
sebeple veriler kWh birimine dönüĢtürülmüĢtür (Çizelge 1.7). Coğrafi bölgeler bazında
güneĢlenme süreleri ve güneĢ ıĢıması Ģiddetleri Çizelge 1.8’de verilmiĢtir. Karadeniz
Bölgesi en düĢük güneĢlenme süresi ve güneĢ ıĢımasına maruz kalırken, Güneydoğu
Anadolu Bölgesi en yüksek güneĢlenme süresi ve güneĢ ıĢımasına sahiptir (Anonim 1983).
Çizelge 1.7 Türkiye'nin aylık ortalama güneĢ enerjisi potansiyeli (Anonim 1983)
Aylar Aylık toplam güneĢ enerjisi GüneĢlenme
süresi (Saat/ay) (kcal/cm2-ay) (kWh/m
2-ay)
Ocak 4.4 51.8 103
ġubat 5.4 63.3 115
Mart 8.3 96.6 165
Nisan 10.5 122.2 197
Mayıs 13.2 153.9 273
Haziran 14.5 168.8 325
Temmuz 15.1 175.4 365
Ağustos 13.6 158.4 343
Eylül 10.6 123.3 280
Ekim 7.7 89.9 214
Kasım 5.2 60.8 157
Aralık 4.0 46.9 103
Toplam 112.7 1311.0 2640
Ortalama 308.0 cal/cm2-gün 3.6 kWh/m
2-gün 7.2 saat/gün
Çizelge 1.8 Türkiye coğrafi bölgeler güneĢlenme süresi ve güneĢ ıĢıması
Bölge Toplam güneĢ enerjisi,
kWh/m2-yıl
GüneĢlenme süresi,
Saat/yıl
Güneydoğu Anadolu 1460 2993
Akdeniz 1390 2956
Doğu Anadolu 1365 2664
Ġç Anadolu 1314 2628
Ege 1304 2738
Marmara 1168 2409
Karadeniz 1120 1971
13
1.3 Tarımda Enerji
Tarım, üretim ve değerlendirmeye iliĢkin bir sektördür. Bu kesimde tarımsal faaliyet
yapılırken çeĢitli teknik araçlardan yararlanılır. Bunlar birincil ve ikincil enerjileri mekanik
enerjiye dönüĢtüren termik ve elektrik motorları gibi güç makinaları ve bağlantı düzenleri
yardımıyla güç makinalarından enerji alan, aldıkları bu enerjiyle iĢ yapan, direngen
makinalar adı da verilen sulama, tarımsal savaĢım, hasat ve harman, yem hazırlama gibi iĢ
makinalarıdır. Tarım sektöründe, iĢ makinalarına mekanik enerji sağlayan güç makinaları
elektrik, yakıt, kömür, benzin, dizel, doğalgaz, LPG ve biyokütle gibi doğrudan enerjiler ile
insan iĢ gücü, hayvan iĢ gücü, makine, gübre, ilaç, tohum üretimi ve su temini gibi dolaylı
enerjileri kullanırlar (Yavuzcan 1994). Tarımsal faaliyetler için yenilenebilir enerji
kaynaklarından hangi tarımsal faaliyette yararlanılabileceğinin özeti Çizelge 1.9’da
sunulmuĢtur. Tarımsal üretimde enerji girdisinin miktar olarak en aza indirilmesi
çabalarından önce, enerjinin verimli kullanılması, kayıpların giderilmesi, enerji tasarrufu
yöntemlerinin iĢler hale getirilmesi öncelikli olarak değerlendirilmelidir.
Tarımda enerji kullanım etkinliğinin artırılabilmesi için:
ĠĢletmelerin mekanizasyon alt yapısı için enerji verimliliği yüksek olan
teknolojilerden yararlanılmalıdır.
Güç kaynağına uygun kapasitede alet ve donanım kullanılmalıdır.
ĠĢletme için gerekli güç optimizasyonu sağlanmalıdır.
Tarım alet ve makinaları tam yükte ve verimli olarak çalıĢtırılmalıdır.
Isıtma, soğutma ve iklimlendirme uygulamalarında ısı transferi açısından etkinlik
artırılmalıdır.
Isı yalıtımı standartlara uygun olarak yapılmalıdır. Isı üreten, dağıtan ve kullanan
tüm üniteler etkin bir Ģekilde yalıtılarak, ısı kayıpları en aza indirilmelidir.
Atık ısı geri kazanımı uygulamaları yaygınlaĢtırılmalıdır.
Elektriksel güç tüketiminde kayıplar önlenmelidir.
Elektriğin iĢ ve ısıya dönüĢümlerinde etkinlik artırılmalıdır.
Otomatik kontrol uygulamaları ile insan faktörü en aza indirilmelidir
14
Çizelge 1.9 Tarımda yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımı (Öztürk 2005)
Yenilenebilir
Enerji Kaynağı Teknoloji Uygulama Alanı Gereksinimler Yararları
GüneĢ Enerjisi
Aydınlatma Doğal aydınlatma
Tarımsal yapılar
doğal aydınlatmaya
uygun olarak
tasarlanmalıdır.
Aydınlatma giderleri
azalır.
Üretim artıĢı sağlanır.
Fotovoltaik Elektrik üretimi GüneĢ ıĢınımı
engellenmemelidir.
Elektrik gereksinimi
karĢılanır. Bina
tasarımına veya çatıya
yerleĢtirilebilir.
Ortam ısıtma Ortam ısıtma Zeminden ısıtma
yapmak gereklidir. YaĢam koĢulları iyileĢir.
Ortam
ısıtma/toplaç Ön ısıtma ve ısıtma
Duvarların güneĢ
görmesi gerekir. Hava kalitesi iyileĢir.
Su ısıtma Sıcak su GüneĢ ıĢınımı
engellenmemelidir.
Sıcak su gereksinimi
karĢılanır.
Jeotermal Enerji Jeotermal ısı
pompası
Sera ısıtma
Hayvan barınakları
Balık çiftlikleri
Toprak ısıtma
Ürün kurutma
Mantar üretimi
Toprak ıslahı
Yatay veya düĢey
kuyular için yer
gereklidir.
Jeotermal akıĢkanın
kimyasal yapısı
önemlidir.
Isı değiĢtiriciler ile
yapılan ısıtma ve
soğutma uygulamalarında
yaĢam koĢulları iyileĢir.
Biyokütle Enerjisi Biyoenerji
yakıtları
Elektrik üretimi
Ortam ısıtma ve
soğutma
Su ısıtma ve
soğutma
Biyodizel yakıtı
Tarım ve orman
atıklarından sürekli
olarak sağlanılan
organik materyal
gereklidir.
Atık kontrolü sağlanır.
Çevreye olan olumsuz
etkiler önlenir.
ĠĢletme giderleri azalır.
Yedek güç sağlanır.
Rüzgar Enerjisi Rüzgar türbini Elektrik üretimi
Mekanik güç
Belirli hızda esen
rüzgar gereklidir.
GeliĢen teknoloji ile
birlikte enerji birim
maliyetleri düĢmektedir.
DıĢa bağımı değildir.
Çevre dostudur.
Hidrolik Enerji Hidroelektrik Elektrik üretimi Güvenilir su akımı
gereklidir.
Yapılan yatırım sadece
enerji için değil sulama
ve taĢkın amaçlı
kullanılabilir.
1.4 Güneş Enerjisi ve Potansiyeli
SanayileĢme ile birlikte artan enerji talebi ile geleneksel kaynaklardaki kısıtlı ve çevreye
zarar veren enerji arzı yenilenebilir enerji kaynaklarına olan ilgiyi artırmıĢtır. GüneĢ bazlı
rüzgâr, dalga, biyokütle, jeotermal gibi yeni ve yenilenebilir enerji kaynaklarından
yararlanabilmenin temel koĢulu mevcut potansiyelin doğru bir Ģekilde belirlenmesidir.
GüneĢ enerjisinin kullanılabilir Ģekle dönüĢtürülmesi için gerekli dönüĢtürücülerin teknik
15
özellikleri ve fiziksel büyüklükleri ve bu enerji kaynağının ilgili bölge için yıl boyu
gerçekçi sayısal ifadesinin yapılması Ģarttır. GüneĢ enerjisinin zaman boyutundaki sayısal
büyüklüğünün söylenebilmesi için tahmin yöntemleri, uydudan uzaktan eriĢim, coğrafi bilgi
sistemleri, modelleme, hesaplama ve doğrudan ölçüm yöntemlerinden en az birisine ihtiyaç
vardır. TartıĢılmaz bir gerçektir ki hiçbir tahmin yöntemi gerçek ölçümlerin yerini
tutamayacaktır. Ölçüm haricinde geliĢtirilen yöntemler, gözlem ve ölçümün doğrudan
yapılamayacağı Ģartlarda bilgi ihtiyacını karĢılamaya yöneliktir. Tüm tahmin yöntemleri ya
istatistiki hesaplamalar gibi eski ölçümlere, ya Angström formülasyonu gibi anlık fakat
farklı bir değiĢkene ait ölçüme, ya uydu verilerinin gerçek ölçümlerle sağlaması yapılmıĢ
görüntü iĢleme tekniklerine ya da coğrafi bilgi sistemleri gibi önceden tanımlanmıĢ
algoritmalara dayanmaktadır.
DMT (Dünya Meteoroloji TeĢkilatı) 8 sayılı rehberinde meteorolojik değiĢkenleri, ölçüm
yöntemlerini, ölçüm aralığını, birimleri ve kullanılacak hesaplamaları tarif etmiĢtir.
GüneĢlenme ölçümleri kapsamında meteorolojik olarak güneĢlenme süresi, doğrudan ıĢıma,
yayınık ıĢıma, albedo ve toplam güneĢ ıĢıması değiĢkenlerinin ölçülmesini salık vermiĢtir.
Tüm bu ıĢıma ölçümleri yer yüzeyine paralel bir düzleme gelen güneĢ ıĢınım (irradiance)
Ģiddetini ölçme ilkesine dayanmaktadır. Toplam güneĢ ıĢıması değiĢkeni güneĢten hiç bir
engele maruz kalmadan gelen doğrudan ıĢınım ve atmosferde muhtelif unsurlarca yansıyan
yayınık ıĢınımın bir toplamıdır. Yatay yüzey kastedildiği için yeryüzünden tekrar
gökyüzüne yansıtılan albedo (aklık) ıĢıması bu toplam içerisinde yer almaz.
GüneĢlenme süresinin doğrudan ölçümü küresel bir cihaz olan helyograflar vasıtasıyla,
güneĢin üzerinde saat aralıkları bulunan grafik kağıdına cam küre mercekle odaklanması
sonucunda yakmasıyla ölçülmektedir. IĢıma yani radyasyon ölçümleri ise genel anlamda
radyometre denen ıĢınölçerlerle yapılır. Mekanik olarak çalıĢan ıĢınölçerlere aktinometre
veya kayıt edicili manasına, aktinograf; elektronik olarak çalıĢanına ise piranometre veya
pirhelyometre isimleri verilir. Mekanik aktinograflar cal/cm2-dakika cinsinden enerji
ölçümü yaparken, elektronik radyometreler W/m2 cinsinden güneĢ ıĢınım Ģiddetini birim
alana gelen ıĢınım gücü olarak ölçerler. Yine DMT’nın tavsiyesi doğrultusunda en az 120
W/m2 ıĢınım gücünün ölçülebildiği an, güneĢlenme gerçekleĢmiĢ sonucuna varılır ve bu
Ģiddetin görüldüğü zaman aralığı sayılarak günlük güneĢlenme süresi dakika veya saat
16
olarak ifade edilir. Piranometre her ne kadar toplam güneĢ ıĢımasını ölçüyor olsa da,
doğrudan güneĢ ıĢımasını sürekli engelleyecek bir çember ile çevrilen piranometreler
sadece yayınık ıĢımayı ölçerler ve pirhelyometre olarak adlandırılırlar.
Ülkemizde güneĢlenme süresi ve güneĢ ıĢıması ölçüm ve rasatları 1936 yılında yapılmaya
baĢlanmıĢtır (Anonim 1983). Meteoroloji istasyonlarında düzenli olarak yapılan güneĢ
ıĢınımı, güneĢlenme süresi ve bulut kapalılığı gözlem ve ölçümleri yapılmaktadır. Bu
rasatlarla birlikte geçmiĢte gözlemi ve ölçümü yapılan bulanıklık (turbidity) verisi
rasatlarını, DMT yeterli doğrulukta bulmadığı için, daha doğru bir yöntem veya ölçüm
tekniği geliĢtirilene kadar durdurmuĢtur (Alnaser vd. 2004).
Her hangi bir noktadaki güneĢ enerjisi potansiyeli, aklık dahil, genel olarak yüzeyin tipi,
yüzeyin güneĢe olan geometrik açısal durumu, güneĢ ıĢımasının tayfsal (spectral) dağılımı
gibi topografik ve morfolojik etkenlere bağlıdır (ġen 2007). GüneĢ tayfı (spectrumu) (ġekil
1.4), mutlak hava kütlesi (absolute air mass), yoğuĢabilir su içeriği (precipitable water
content), bulanıklık, bulutlar, atmosferdeki partiküllerin dağılımı, partiküllerin cinsi ve
yerden yansıma gibi faktörlerden etkilenir (Myers ve Emery 2002).
ġekil 1.4 Elektromanyetik tayf
17
Yeryüzünün herhangi bir noktasında, yılın herhangi bir günü ve günün herhangi bir
zamanında güneĢin gökyüzündeki yerini söyleyebilmek için yön (azimuth, A), yükseklik
(altitude, α) ve geliĢ açısı (zenit, z) değerlerini bilmek gerekir (ġekil 1.5). Pusula
derecelendirmesinden ayrı olarak güneĢ yolunu hesaplarken güney 0˚ kabul edilir. Doğuya
gidiĢ “+”, batıya gidiĢ “–” derecelerle ifade edilmektedir. Yükseklik açısı ise güneĢin dünya
üzerinde düz bir yüzeyde ufka olan açısıdır ve güneĢin doğuĢ ve batıĢ anında 0˚’dir. FV
sistemlerin kurulumunda gölgeleme etkisini hesaplamak için bu zaman boyutundaki açısal
değerlerden faydalanılır. GüneĢin tam güney doğrultulu ve gün içerisinde gökyüzünde en
yüksek noktada olduğu güneĢ öğlesi (solar noon) ise sanıldığının aksine 12:00 değil, yerel
olarak güneĢ doğuĢ ve batıĢ zamanlarının tam orta noktasıdır (Anonymous 2009b). Bu
açılara ek olarak, saat açısından bahsedilebilir. GüneĢ doğudan batıya doğru 15 derece/saat
(360 derece/gün) hızla hareket etmektedir. GüneĢ öğlesinde saat açısı 0 derecedir ve o gün
için gökyüzündeki en yüksek noktadadır. Bir baĢka deyiĢle, öğleden önce saat ve azimut
açıları eksi değerliklidir. GüneĢin ekvatora yaptığı deklinasyon açısından, daha çok uzay
araĢtırmalarında faydalanılır. GüneĢ öğlesinde ekvator üzerine güneĢin dik geldiği an,
deklinasyon açısı 0’dır ve bu durum ilkbahar ile sonbaharın ilk günlerinde meydana gelir
(Messenger vd. 2007).
ġekil 1.5 Yön (A), yükseklik (h) ve geliĢ (z) açılarının gösterimi
18
GüneĢ ıĢığının yoğunluğu veya birim alana gelen güneĢ gücü miktarı ıĢınım (irradiance
yada radiant flux) olarak ifade edilir ve birimi W/m2’dir. Yazın güneĢin dik geldiği anda
deniz seviyesinde yeryüzüne ulaĢan ıĢınım 1000 W/m2’dir. Bu ıĢınım “tam güneĢ” yada
“tepe güneĢ” olarak adlandırılır ve FV modül değerlendirmesinde ve denemelerinde
standart olarak kullanılır (Anonymous 2009b).
Yer yüzeyine gelen küresel güneĢ ıĢıması (global solar radiation) ile dünya dıĢı güneĢ
ıĢıması (extraterrestrial radiation) arasındaki iliĢki atmosferik Ģeffaflık (transparency)
ölçütünü verir ve berraklık indeksi (clearness index) olarak adlandırılır. Berraklık indeksi
sadece güneĢ ıĢımasının atmosferde katettiği, hava kütlesi (air mass) olarak tanımlanan
fiziksel yolla ilgili değil, aynı zamanda atmosferin gaz bileĢimi ve bulutluluğuyla da
ilgilidir. Bir yerin güneĢ iklimini doğru karakterize edebilmek için berraklık indeksinden
yararlanılır. Bu özellik eğimi belli bir yüzeye muhtemel gelecek güneĢ ıĢıması tahminine
temel teĢkil etmektedir. FV modüller yatay düzleme belli bir açıyla yerleĢtirildikleri için,
modül yüzeyine gelecek ıĢıma meteorolojik ölçümlerin hesaplamaya tabi tutulmasıyla elde
edilir (Luque ve Hegedus 2002).
GüneĢ enerjisinden yüksek verimli faydalanabilmek için belirtilen yeri ve zaman aralığını
temsil edecek doğru ve uygun güneĢ enerjisi bilgisine ihtiyaç vardır. GeçmiĢ döneme ait
uzun süreli günlük ve hatta saatlik bazdaki güneĢ ıĢıması ölçümlerinden elde edilen
ortalamalar özellikle bağımsız FV sistem tasarımında uzun dönem için doğru bir öngörü
sağlar. FV güneĢ elektriği üretim sistemlerinin boyutlandırılmasında, enerji üretim
tahmininde, gölgeleme etkisinin belirlenmesinde, eğim açısı optimizasyonunda da bu saatlik
veya günlük güneĢ ıĢıması ölçümleri esas teĢkil etmektedir (Luque ve Hegedus 2002). Her
güneĢ enerjisi uygulaması, kendine has güneĢ ıĢıması elemanının ölçüm ve bilgisinden
yararlanır. Bu elemanların en kabul görmüĢleri Ģunlardır:
Aylık olarak günlük güneĢlenme süresi ortalaması ve yıl içerisindeki seyri.
Aylık olarak günlük küresel toplam güneĢ ıĢıması ortalaması ve yıl içerisindeki seyri.
Aylık olarak günlük yayınık güneĢ ıĢıması ortalaması ve yıl içerisindeki seyri.
Aylık olarak günlük doğrudan güneĢ ıĢıması ortalaması ve yıl içerisindeki seyri (Alnaser vd.
2004).
19
GüneĢ enerjisi potansiyelinden kapsamlı Ģekilde söz edebilmek için teorik, saha, teknik ve
ekonomik potansiyellerini incelemek gerekir. Teorik güneĢ enerjisi potansiyeli dünya
üzerindeki bir noktanın enlem ve boylamına, yılın gününe ve günün saatine bağlı olarak
değiĢir. IĢınımsal akıĢ yeryüzüne ulaĢana kadar atmosferde maruz kaldığı yansıma, saçılma
ve emilmelerden dolayı kayıplara uğrar. Gelen ıĢınımın yansıtılarak uzaya tekrar gönderilen
kısmına albedo denir. Küresel ortalaması yaklaĢık % 30-35 oranındadır (ġen 2007). Teorik
güneĢ enerjisi potansiyeli, arazi kullanım kısıtları, dönüĢüm verimliliği, depolama
gereksinimi gibi konulardan bağımsızdır (Luque ve Hegedus 2002).
Coğrafik veya bölgesel potansiyel olarak da bilinen saha güneĢ enerjisi potansiyeli, yerel
koĢullara göre FV sistem kurulumuna uygun karasal yüzey üzerine gelen yıllık güneĢ
ıĢımasını “kWh y-1” birimiyle ifade eder. Teknik güneĢ enerjisi potansiyeli, güneĢ
enerjisinin saha potansiyelinin elektrik enerjisine dönüĢtürülmesi sırasında oluĢan
kayıplardan sonraki halini “kWh y-1” birimiyle yıllık olarak verir. Ekonomik güneĢ enerjisi
potansiyeli ise güneĢ enerjisinin teknik potansiyelinin, mevcut yatırım ve iĢletim durumları
gözetilerek ekonomik olarak elektrik enerjisi üretilebilecek kısmı için kullanılır. Ayrıca
ekonomik güneĢ enerisi potansiyelinin büyük kısmını oluĢturan yatırım finansmanı, altyapı,
estetik kaygılar, mevzuat desteği ve kısıtlardan ibaret olan bir uygulama güneĢ enerjisi
potansiyelinden de bahsedilebilir (Hoogwijk 2004).
1.5 Güneş Enerjisi Türevleri
GüneĢ ıĢınları atmosfere girdikten sonra bir kısmı doğrudan yeryüzüne ulaĢırken kalan
kısmı emilme, yansıma ve sıçramalara maruz kalır ve enerji dönüĢümleri doğal olarak
baĢlar. Bugün yenilenebilir olarak tanımladığımız enerji türlerinin tamamının kökeni
güneĢtir. BeĢeri hayatla birlikte ilkel yollarla, çağımızda ise teknolojik müdahalelerle ıĢın
enerjisinden, ısı ve elektrik enerjisine dönüĢtürülerek yararlanılır (ġekil 1.6).
20
ġekil 1.6 GüneĢ enerjisi dağılımı ve kullanımı (ġen 2007)
GüneĢ enerjisi ısı enerjisine ve yarı iletkenler kullanılarak doğrudan elektrik enerjisine
dönüĢtürülebilir. Isıya dönüĢtürerek yararlanma alanları sıcaklık sınırlarına göre üç bölüme
ayrılır:
DüĢük sıcaklıklarda: 150 °C’den düĢük sıcaklıklar
o Kullanma suyunun ısıtılması
o Bina ısıtma ve havalandırma
o Tarımda ürün kurutma, seracılık
o Su damıtımı, tuz üretimi
Orta sıcaklıklarda: 600 °C’ye kadar olan sıcaklıklar
o Sulama için su pompaları
o Küçük motorlar, güneĢ tencereleri
o Buhar jeneratörüyle elektrik üretimi
21
Yüksek sıcaklarda: 600 °C’nin üzeri sıcaklıklar
o GüneĢ fırınları
o Elektrik eldesi
o Madde ayrıĢtırılması
o Egzotik (yabancıl) maddeler yapımı, seramikler.
1.6 Güneş Elektriği
Gün elektrik, güneĢ elektriği, fotovoltaik ve FV birbirlerinin yerine ve diğerlerine gönderme
yapılmaksızın kullanılabilmektedir. Fotovoltaik Yunanca ıĢık veya ıĢın anlamına gelen
“photo” ve gerilimin birimi olan “volt” kelimelerinden türetilmiĢtir. Fotovoltaik güç
teknolojisi birkaç santimetrekare büyüklüğündeki yarı iletken hücreler (dilim (wafer))
kullanır. Her bir hücre yaklaĢık 1 W gücündedir. Hücre temel anlamda üst yüzeye yakın
pozisyonda yerleĢtirilmiĢ geniĢ yüzey alanlı p-n diyotudur. GüneĢ ıĢığı bu maddeler
tarafından emildiğinde elektronlar atomlarından ayrılarak madde içerisinde serbest kalırlar.
Serbest kalan elektronlar bağlantı bölgesinde potansiyel bir fark yaratıp, elektrik alanı
altında hızlandırılırlar ve harici bir devreye doğru akım olarak gönderilirler. IĢığın bu
Ģekilde elektriğe dönüĢmesine fotovoltaik etki adı verilir (ġekil 1.7). Fotovoltaik etki
sonucunda ortaya çıkan bu güç doğrultularak elektriğe dönüĢtürülür. Fotonların elektriğe
dönüĢtürülemeyen gücü hücrenin sıcaklığı için ısı enerjisi açığa çıkarır. Bu bilgi ıĢığında
FV hücrenin aĢırı ısınması enerji dönüĢüm veriminde kayıp olduğunun bir göstergesi olarak
değerlendirilebilir.
22
ġekil 1.7 Fotovoltaik etki (Patel 1999)
FV hücreler silisyum (Si) galyum arsenit (GaAs), bakır indiyum diselenit (CIS) ve
kadmiyum tellür (CdTe) bileĢikleri gibi belli bazı yarıiletkenler ve elementlerden
üretilmektedirler (Messenger vd. 2007). Piyasa Ģartlarında yaygın olarak kullanılan tüm
FV’lerin % 90 kadarı silisyum üretimidir. Silisyum tabiatta asla serbest halde
bulunmamasına karĢın oksijenden sonra gezegenimizde en bol bulunan elementtir (ġekil
1.8).
ġekil 1.8 Silisyum FV zinciri (Luque ve Hegedus 2002)
23
Birden fazla hücrenin korunaklı bir yapı içerisinde seri ve paralel devreler olarak
bağlanmasıyla ihtiyaç duyulan gücü üretebilecek modüller (panel) elde edilir (Patel 1999).
Modüllerin paralel ve seri bağlanmasıyla dizeler (array) oluĢturulur (ġekil 1.9).
ġekil 1.9 Hücreler modülü, modüller dizeyi oluĢturur (Patel 1999)
Çoğu FV sistem 0.1 m2 yüzey alanda 5-10 W güç üretir. Bu güç farklı teknoloji çeĢitliliğine
ve farklı FV ürün verimliliğine bağlı olarak değiĢebilir. Tipik bir 2 kW FV sistem 18-37 m2
serbest alana gereksinim duyar (Anonymous 2001). Genel kabul olarak FV hücreler, 20-45
V’luk bir açık-devre gerilimini üretebilmesi ve 12 V’luk bir aküyü doldurabilmesi amacıyla
genellikle her biri 0.5 V gerilim üretebilen (çalıĢma Ģartlarında toplam 15 V) seri bağlanmıĢ
36 veya 72’lik seri diziler halinde gruplandırılırlar. 1990’larda 35-75 W gücünde modüller
üretilirken günümüzde 100-200 W gücündeki modüller daha yaygınlaĢmıĢtır (Anonymous
2009b). Bir FV dizinin ağırlığı 15-20 kg/m2 kadardır (Anonymous 2001). Fotovoltaik
sistemler en fazla silisyum ağırlıklı tek kristalli (mono-crystalline), çoklu kristal (poly-
crystalline) ve son yıllarda amorf kristal ince film (thin film veya amorphous-crystalline)
teknolojileriyle elektrik enerjisi üretmektedirler.
Tek kristalli yapıdaki hücreler mükemmel bir kristal yapıya, yüksek saflığa ve dolayısıyla
en yüksek verime sahiptirler. Ancak bu hücrelerin oluĢturulması için çok yüksek sıcaklık
gerektiğinden maliyetleri de yüksek olmaktadır. Çok kristalli yapıdaki hücre dilimleri
24
dökme metoduyla, eriyik haldeki silisyumun bir kalıba dökülmesiyle üretilirler. Dökme iĢi
maliyeti düĢürür ancak kristal yapıdaki mükemmellikten uzaklaĢıldığı için verim de
düĢmektedir. Amorf silisyum ve ince film hücreler kolay çökme ve bağlanma, inĢaat
malzemelerine ve çerçevesine kolay yerleĢme, kütle üretiminin kolay oluĢu ve geniĢ
uygulamalara yüksek uyumluluk gibi bir çok avantaja sahiptirler. Ancak diğer kristal
yapıdaki hücrelere göre verimlilikleri düĢüktür (Soto 2004).
Fotovoltaik hücrenin çıkıĢ gücü, ıĢık yoğunluğu, hücre sıcaklığı, panel yerleĢimi ve ebatıyla
doğrudan ilintilidir. IĢık yoğunluğu daha çok akım üretimini etkilerken, hücre sıcaklığı
gerilim üretiminde öncelikle etkilidir. Hücre sıcaklığı arttıkça üretilen akım aynı kalmasına
karĢın gerilim üretimi düĢer, dolayısıyla çıkıĢ gücü azalır (Soto 2004). Modül herhangi bir
yüke bağlı olmadığında (akım vermediğinde) açık-devre gerilimi oluĢur. Eğer modüller seri
bağlanırsa, akülerde olduğu gibi, gerilimler toplanır ve istenilen gerilim seviyesine ulaĢana
kadar seri bağlanan modül sayısı arttırılır. Eğer modüller paralel bağlanırsa, yine akülerde
olduğu gibi, istenilen akım seviyesine eriĢilene kadar paralel bağlanan modül sayısı arttırılır
(Anonymous 2009b).
Bölgesel Ģartlar ve iklim değiĢkenleri FV elektrik üretimine doğrudan etki eden güneĢlenme
Ģiddetini açık Ģekilde etkilemektedir (Paatero ve Lund 2006). FV modüller, doğrudan güneĢ
ıĢımasıyla beraber bulutların da ıĢınları yansıtmasıyla bulutlu bir günde, güneĢli bir güne
göre beklenen değerin üzerinde bir üretim yapabilirler (Paatero 2009). Panel yönelimi
(orientation), toplam ıĢıma, tayfsal ıĢıma, rüzgar hızı, hava sıcaklığı, topraklama ve sistemle
ilgili diğer kayıplar FV sistem çıkıĢ performansına etki eden unsurlardır. FV Hücre
sıcaklığı, modül doğrudan güneĢ ıĢığına maruz kaldığında ortam sıcaklığından 20-30 derece
daha yüksek sıcaklıkta olabilir (Luque ve Hegedus 2002). FV bir modülde akım ve gerilim
modülün sıcaklığına bağlı olarak değiĢkenlik gösterir. FV modül çıkıĢ gerilimi panel
sıcaklığı düĢtükçe artarken, modül çıkıĢ akımı ıĢınım ile doğru orantılı artar. Kristal yapılı
FV modüller sıcaklık arttıkça akım çok az artarken gerilim yaklaĢık her bir derece için %
0.4 düĢer. Dolayısıyla FV modüller en düĢük sıcaklıkta en yüksek gerilim ve gücü üretirler
(Anonymous 2009b). Sıcaklıkla modül veriminin düĢüĢüne karĢılık rüzgar etkisiyle
modüllerin serinlemesi dolayısıyla verimdeki artıĢ bir arada değerlendirildiğinde her iki etki
de hesaplamalarda ihmal edilebilir (Hoogwijk 2004).
25
Hücre elektrik performansını açıklarken kullanılan en önemli ve yaygın iki değiĢken açık
devre gerilimi (open-circuit voltage, Voc) ve kısa devre akımı (short circuit current, Isc)’dır.
Akım-gerilim (I-V) grafiği de hücrenin elektriksel karakteristiğini gösterir (ġekil 1.10)
(Patel 1999). Ġdeal bir güneĢ hücresinin kısa devre akımı ve açık devre gerilimi
olabildiğince yüksek ve doluluk çarpanı (fill factor) olabildiğince 1’e yakın olmalıdır. FV
panel verimi ise FV çıkıĢ gücünün, FV panel alanının panel yüzeyine gelen toplam güneĢ
ıĢımasıyla çarpımına oranıdır (Luque ve Hegedus 2002). Bunun yanında FV paneller
birbirleriyle kıyaslanabilmeleri adına standart anma koĢullarındaki en yüksek güç, kısa
devre akımı, açık devre gerilimi, en yüksek güç noktasındaki akım ve gerilim grafiği,
normal iĢletim FV hücre sıcaklığı (NOCT) ve kısa devre akımı ile açık devre gerilimi için
sıcaklık katsayılarından (ġekil 1.11) yararlanılır (Soto 2004).
ġekil 1.10 Bir hücrenin örnek akım-gerilim grafiği
26
ġekil 1.11 Tipik bir FV modül etiketi (Brooks 2009)
FV modül maliyeti evrensel kıyaslamalar yapılabilmesi açısından birim en yüksek güç
(peak Watts) baĢına para birimi (TL) yani “TL/Wp” olarak ifade edilmektedir. En yüksek
FV güç ise yeryüzünde deniz seviyesinde herhangi bir noktaya güneĢin ıĢınlarının kesintisiz
geldiği açık bir günde FV modülün elektrik enerjisi üretebilme gücünü ifade etmektedir. En
yüksek FV güç, standart deney Ģartları (SDġ) (standard test conditions, STC) olan 25 ˚C
sıcaklık, 1000 W/m2 ıĢınım ve 1.5 hava kütlesi (AM 1.5) Ģartlarında hesaplanır ve FV
modüllerin kapasitesini anlatır. Hava kütlesi, atmosferdeki emilimin, yeryüzüne ulaĢan
güneĢ ıĢınımının yoğunluğu ve tayfsal içeriğine etkisinin ölçümüdür (Hava kütlesi = 1/cos θ
(ıĢıma açısı)). Göreceli olarak optik hava kütlesi barometrik basınçla çarpılıp deniz seviyesi
basıncına bölünmek suretiyle doğrulanır. Atmosfer dıĢında hava basıncı değerleri sıfır
olduğundan, mutlak hava kütlesi sürekli sıfırdır. FV modül değerlendirmesi ve
denemelerinde standart kabul edilen deney Ģartlarından biri olan hava kütlesi, Florida-Cape
Canaveral’da güneĢ öğlesinde 21 Mart tarihinde yeryüzüne ulaĢan güneĢ ıĢığının kat ettiği
atmosfer miktarıdır ve AM 1.5 Ģeklinde ifade edilmektedir (Anonymous 2009b).
27
1.7 Türkiye’de Güneş Elektriği
Fotovoltaik sistemler müstakil konut, toplu konut, alıĢveriĢ merkezi, spor tesisi, endüstriyel
iĢletme, enerji santrali ve tarımsal iĢletmelerde elektrik ihtiyacının tamamı veya bir
kısmının karĢılanması; Ģebekedeki arıza, kesinti ve gerilim dalgalanmalarından
etkilenmemesi; enerji üretip elektrik dağıtım Ģirketlerine ticari olarak satmak amacıyla
kurulmaktadır.
Ülkemizde FV güneĢ elektriği sistemleri, çoğunluğu Orman Gözetleme Kuleleri, Türk
Telekom haberleĢme istasyonları, deniz fenerleri, üniversite ve kurumlar baĢta olmak üzere
bazı yerlerde küçük güçlerin karĢılanmasında ve araĢtırma amaçlı, otoyol ve park
aydınlatmasında, su pompalama ve su arıtma sistemlerinde küçük güçlerde çatılarda veya
binaya tümleĢik (BIPV) olarak kullanılmaktadır. Halen kullanılmakta olan güneĢ pili
sistemlerin toplam kapasitesi 3000 kW’tır (Anonim 2009a).
Binaya tümleĢik Ģebeke bağlantılı güneĢ elektriği uygulamaları küçük ölçekte bazı
sistemlerde kullanılmakta olup bu sistemlerin toplam gücü yaklaĢık 1500 kW’tır. FV güneĢ
elektriği sistemleri uygulamaları:
Toyota Türkiye Sakarya Fabrikası giriĢinde (14 kW’lık Ģebeke bağlantılı sistem,
176 adet x 80 W FV panel),
Muğla Üniversitesi Rektörlük Binası cephe kaplaması (40 kWp, 210 adet 140 Wp,
10 adet 75 Wp binada, 64 Wp kulelerde),
Muğla Üniversitesi YerleĢkesinde (Toplam 94 kWp güç ile elektrik enerjisi
ihtiyacının % 3.5’i karĢılanmaktadır),
Türk Telekom’un toplam 28 değiĢik ildeki 324 SDH merkezinde (Toplam 300 kW
gücünde güneĢ enerjili sistem),
Cep telefonu Ģebekesi aktarım istasyonlarında (ÇeĢme GSM istasyonu vb),
DMĠ havza yağıĢ ve kar ölçüm istasyonlarında (Anonim 2009a) aktif olarak
kullanılmaktadır.
28
1.8 Fotovoltaik Güneş Elektriği Sistemleri
FV aygıtların en büyük avantajı Ģebekeden bağımsız olarak microvat’tan megavat’a kadar
geniĢ bir yelpazede elektrik üretebilecek Ģekilde kullanılabilmeleridir (Messenger vd. 2007).
Alternatif akım elektriği sağlayan güneĢ elektriği üretim sistemleri daha çok bağımsız
(özerk), ters besleme, Ģebeke bağlantılı, adalı, ayrık ve Ģebeke dıĢı iĢletim olarak
yaygınlaĢmıĢlardır (Ongun vd. 2009). Kurulu güç olarak Ģebeke bağlantılı sistemler enerji
depolama gereksinimi olmadığından dolayı daha büyük çapta kurulabilmektedirler. Sistemi
oluĢturan donanım setleri ise Ģebekeyle bağlantı iliĢkisine bağlı olarak farklılık gösterir.
Uluslararası Enerji Ajansı (IEA)’na üye ülkelerin 2008 verileriyle 7841 MW kurulu
fotovoltaik gücünün 7178 MW’lık kısmı Ģebeke bağlantılı, 663 MW’lık kısmı Ģebeke
bağlantısızdır (Anonymous 2008).
ġebeke bağlantılı FV sistemlerin (ġekil 1.12) tasarımında yıl boyu maksimum elektrik
üretimine göre planlama yapmak en optimum sonucu vermektedir. Doğru akım (DC)
pompaj tesisleri için tasarlanan FV sistemlerde baz alınacak dönem, mevsimsel sulama
programıdır. Bağımsız sistemlerde (ġekil 1.13) ise güneĢ ıĢımasının en düĢük geldiği kıĢ
dönemine göre tasarım yapmak yükün karĢılanmasında önem arz etmektedir. Ancak
Haymana AraĢtırma ve Uygulama Çiftliği gibi tarımsal iĢletmelerde bu genel kanının aksine
güneĢ ıĢımasının en yüksek geldiği dönem, iĢletmenin de elektrik yük talebinin en yüksek
olduğu dönemdir. Bu anlamda FV sistemlerin tarımsal iĢletmeler için ayrıca bir uyumluluğu
söz konusudur.
Resmi istatistikler 500 bini Avrupa Birliği'nde olmak üzere yaklaĢık 2 milyar insanın
elektrik Ģebekelerine doğrudan eriĢimlerinin olmadığını tahmin etmektedirler. Bağımsız FV
sistemler kırsal ve uzak yerleĢim alanları için en uygun ve çevre dostu bir elektrifikasyon
çözümüdür (Kaldellis vd. 2004).
Bir FV sistemin açık devre gerilimi, panellerin açık devre gerilim değerleri ile panel
sayısının çarpımına, sistemin kısa devre akımı da paralel bağlanmıĢ dizi sayısıyla panel kısa
devre akımının çarpımına eĢittir. FV modül üretici el kitaplarında yazan Isc, Voc ve
SDġ’ndaki en yüksek güç ile normal hücre çalıĢma sıcaklığı verileri kullanılarak verimlilik
29
tahminleri yapılabilir (Luque ve Hegedus 2002). Enerji üretimi tahmin edilmek istendiğinde
tüm bu girdiler göz önünde bulundurulmalıdır (Soto 2004).
ġebeke bağlantılı FV sistem performansının değerlendirilmesi amacıyla geliĢtirilmiĢ birden
farklı yöntem vardır. Bu yöntemlerin her birinin kendine has kriterleri olsa da bazı kabul
görmüĢ değiĢkenlerde birlik sağlanmıĢtır. Bir kısmı ıĢıma, sıcaklık gibi etkileri ön plana
çıkarırken, bir kısmı da değiĢik sistem kayıpları ile ıĢıma geliĢ açısı ve tayfsal etkileri esas
alırlar (Çizelge 1.10) (Mayer vd. 2008).
Genel anlamda farklı uygulamalardaki FV sistem verimliliğinin karĢılaĢtırılması için
performans oranı (PR) kullanılmaktadır. Performans oranı:
PR (%) = FV sistem verimi (kWh/gün) / FV panele gelen günlük ortalama güneĢ
ıĢıması (kWh/gün)
ile hesaplanmaktadır (Gillet vd. 1991).
ġekil 1.12 ġebeke bağlantılı FV sistem diyagramı (Brooks 2009)
30
ġekil 1.13 Bataryalı FV sistem diyagramı (Brooks 2009)
Çizelge 1.10 FV dize performansına etki eden ikincil değiĢkenler ve etkileri
Etki Oran, %
Sıcaklık 1-10
GeliĢ açısı 1-5
Tayfsal dağılım 0-3
Üreticinin anma değerlerindeki belirsizlik 0-5
YaĢlanma (ekonomik ömür boyunca) 5
Uygunsuzluk 2
Tozlanma 0-15
Kar Yere bağlı
Gölgelenme Yere bağlı
Diyotlar ve kablolama 3
31
FV güç elektriği sistemleri tasarlanırken karar verilmesi gereken bir diğer unsur da FV
panellerin yerleĢimi ve yönelimidir. Her ne kadar yön açısını güneye 0 veya 0’a yakın bir
değer seçmek genel ilkeyse de, yıl boyu gölgelenme etkisinde kalmamak adına yön açısının
0 derece olmasından taviz verilebilir (ġekil 1.14). Uygun bir açıyla sabit bir Ģekilde
yerleĢtirilen paneller güzergahı değiĢen güneĢten gelen ıĢımayı sürekli farklı açıyla alırlar.
Dolayısıyla elektrik güç üretimleri sürekli değiĢim göstermektedir. FV sistem donanımları
boyutlandırılırken bu değiĢim içerisindeki olabilecek en yüksek değerler esas alınır.
ġekil 1.14 Panel kurulumunda gölgelemenin etkisi (Anonymous 2009b)
GüneĢin gün ve yıl içerisindeki güzergahı hesaplamayla bulunabildiği veya en yüksek ıĢık
noktasını fark edebilen hassas algılayıcılar kullanılabildiği için, güneĢi sürekli takip eden
FV modül mesnetleri de FV güç elektriği üretim sistemlerinde kullanılabilmektedir. Gün
içerisinde güneĢi takip eden sistemler güneĢ gününü uzattıkları için elektrik üretimini
artırırlar. Yazın bu artıĢ sabit sistemlere oranla % 30’lara eriĢirken, kıĢın bu fark güneĢin
gökyüzündeki kat ettiği mesafenin kısalmasından dolayı % 15 civarında olmaktadır. Takipli
sistemler bulutluluğun az olduğu sahalarda çok daha verimli olurlar. Tek eksenli takip
düzenekleri 40 derece enlemlerinin altında daha uygunken, çift eksenli takip düzenekleri
(ġekil 1.15) 40 derecenin üstü enlemlerde daha ekonomik olurlar (Anonymous 2009b).
Bulut güneĢi kapattığı zaman üzerindeki sensörlerin etkisiyle en parlak noktaya dönme
ilkesi doğrultusunda güneĢ ıĢığının sızdığı bulut kenarına doğru dönerler ve bulut
çekildikten sonra tekrar güneĢ ıĢığını en parlak görecekleri pozisyonlarını alırlar (Patel
1999).
32
ġekil 1.15 GüneĢi çift eksende takip eden A. Sun Company FV düzeneği (Patel 1999)
FV sistemlerin avantajları:
Dünyadaki en yüksek elektrik üretim potansiyeline sahiptir ve sürdürülebilir bir
yolla, radyoaktif atık ve emisyon olmaksızın tüm dünyanın elektrik enerjisi talebini
karĢılayabilir.
FV endüstrisi ve pazarı geliĢtirildiği ve geniĢletildiği takdirde çok yüksek bir
maliyet düĢüĢ potansiyeline sahiptir.
33
Küçük el aletlerinden çok büyük endüstrilere kadar her ölçekte kullanıma uygundur.
Sadece ılıman kuĢakta değil, düĢük güneĢ ıĢımalı bölgeler dahil tüm dünyada
uygulaması yapılabilir.
Kırsal bölgelere elektrik ulaĢtırmanın en pratik yoludur.
Çok düĢük bakım ihtiyacıyla çok uzun yıllar güvenilir Ģekilde çalıĢabilir.
Enerji ithalatını en aza indirerek bağımlılığı azaltır.
Ulusal ve yerel ekonomiyi canlandırır, yeni iĢ olanakları sunar (Hipp vd. 2008).
Yeni bir üretim tesisi tasarlamak, kurmak ve çalıĢtırmak için tedarik süresi kısadır.
Modüler yapıda olduğundan büyüklük tesis planlamasında bir kısıt değildir.
Hareketli parça bulunmadığından bakım gerektirmez ve ses yapmaz.
Birim ağırlık baĢına güç üretimi yüksektir.
Hafif malzeme olduğundan taĢınabilirliği ve kurulumu kolaydır (Patel 1999).
Yakıt tüketmediğinden iĢletim maliyeti yok denecek kadar azdır.
Yüksek sıcaklık gerektirmez, güvenlidir.
Paslanma ve korozyon oluĢmaz.
Yeni ve kurulu tesislere monte edilebilir (Luque ve Hegedus 2002).
FV sistemlerin dezavantajları:
GüneĢ ıĢığı düĢük yoğunlukta bir enerjidir.
Ġlk kurulum maliyeti yüksektir.
Denge bileĢenleri elemanlarının (balance of system, BOS) verimliliği düĢüktür.
Henüz ticari olarak geniĢ kitlelerce kabul görmemiĢtir.
Ekonomik enerji depolama etkinliği yoktur (Luque ve Hegedus 2002).
Buna ek olarak yük talebinin düĢük olduğu dönemde FV üretim yüksek olursa, dağıtım ve
iletim Ģebekesinde yüksek gerilim problemleri oluĢması da kaçınılmazdır (Paatero 2009).
Bu avantaj ve dezavantajların yanı sıra ekonomik ömrü boyunca bir FV modülün mekanik
olarak baĢlıca 13 muhtemel yıpranma durumu söz konusudur:
34
Hücre bölümlerinden bir kısmının bağlantısının kesilmesi,
Hücrelerin kısa devrelenmesi,
Bağlantılarda kopmalar,
Kademeli olarak hücrenin gücünde yıpranma,
Modül kasasının optik yıpranması,
Ön yüzeyin kirlenmesi,
Camın kırılması,
Modül kablolamasında kopmalar,
Modül hücrelerindeki sıcak nokta özürleri,
By-pass diyotlarının kısa devrelenmesi,
Çerçeveye ya da toprağa kısa devrelenme,
Modül kaplamasının parçalanması,
Ekonomik ömürde azalma (Luque ve Hegedus 2002).
Ev ve iĢyeri kullanıcıları için gün ve yıl içinde en yüksek güç talebinin olduğu zamanlar
güneĢ enerjisi potansiyelinin en düĢük olduğu zamanlardır. Oysa tarımsal iĢletmelerde
faaliyetlerin özellikle bahçe ve tarla tarımı için, en yoğun olduğu dönem yaz aylarıdır. Bu
iĢlerin daha çok gündüz vakti yapıldığı düĢünüldüğünde, tarımsal iĢletmelerin enerji
tüketiminin ve yük talebinin yaz mevsiminde ve gündüz saatlerinde en yüksek seviyede
olduğu söylenebilir. GüneĢlenme süresinin ve güneĢ ıĢımasının yaz ayları ve gündüz
vakitleri tepe değerlere ulaĢması FV güneĢ elektriği uygulamalarının tarım sektörüne diğer
kullanım alanlarından daha fazla uyumlu olduğu sonucunu doğurur. Ayrıca azimut açısı,
ufki ve beĢeri gölgeleme unsurları, kurulum alanı, uygulama güçlüğü, güvenlik endiĢesi gibi
tasarım, uygulama ve iĢletim aĢamalarında karĢılaĢılması muhtemel kısıtlar tarımsal
faaliyetin yürütüldüğü kırsal kesimde birer kısıt olmaktan uzaktır.
Tasarım aĢamasında güneĢ ıĢımasının en düĢük ve yük talebinin en yüksek olduğu günler
esas alınmalıdır. Detaylı bir bağımsız FV sistem donanımını boyutlandırabilmek için
geçmiĢ güneĢ ıĢıması verisiyle hesaplanmıĢ tahmini değerler kullanılır (Luque ve Hegedus
2002). 387 adet büyük ölçekli FV güneĢ elektriği üretim santralinin maliyet analizine
baktığımızda % 55’lik payı FV modül, % 10’luk payı evirici (inverter) ve kalan % 35’lik
35
payı da denge bileĢenleri almaktadır (Anonymous 2007). FV güneĢ elektriği üretim tesisi
ekipmanlarının boyutlandırılması için Ģu dört adımın doğru tanımlanması gerekir:
Sahanın detaylı güneĢ ıĢıması ölçümünün sağlanması,
Günlük güneĢ ıĢıması dizilerinin hazırlanması,
Yatay güneĢ ıĢıması dizilerinin ihtiyaç duyulan açıya uyarlanması,
FV sistem donanım davranıĢlarının simule edilmesi (Luque ve Hegedus 2002).
1.8.1 Denge bileşenleri
FV modül DA (doğru akım) gerilimi üretirken, FV sistemin tamamlanması için zemin
hazırlama, mesnet yapısı, kurulum, dizi kablolaması, sigortalar, topraklama elemanları,
devre kesiciler, kontrol birimi, eviriciler ve aküler ile mühendislik hizmetlerinden oluĢan
denge bileĢenlerine ihtiyaç vardır (Luque ve Hegedus 2002, Brooks 2009). FV bir sistem
için belirleyici unsur eviricinin tipi ve elektriksel büyüklük değerleridir. FV modüllerin
evirici elektriksel büyüklüklerine göre seri ve paralel bağlantı kombinasyonları ve sayıları
belirlenir.
Evirici tasarlanırken, yük talebinin en yüksek olabileceği durum esas alınarak evirici çıkıĢ
gücü belirlenir. Tasarımda öncelikle talep edilecek yükü karĢılayabilecek evirici belirlenir,
daha sonra bu eviricinin giriĢ eĢiklerine uygun FV diziler oluĢturulur. Bir eviriciyi
karakterize ederken giriĢ ve çıkıĢ gerilim eĢiklerine, giriĢ ve çıkıĢ akım eĢiklerine, dalga
Ģekli tipine (waveform type), iĢletim modlarına ve anma gücüne bakılır (Anonymous
2009b). FV dizi açık devre gerilimi, evirici en yüksek giriĢ geriliminden % 25 daha düĢük
olmalıdır (Messenger vd. 2007). Eviricide gerçekleĢecek % 1’lik bir enerji kaybı tüm
sistemde % 10’luk bir kayba sebep olabildiğinden evirici tasarımına özen gösterilmelidir
(Gillet 1991):
Evirici çıkıĢ gücü = Dizi gücü (W) x IĢınım faktörü x Kaçak ve toz faktörü x Dizi
sıcaklık faktörü x Kablolama verimlilik faktörü x Evirici verimlilik faktörü
36
Dizi gücü : SDġ değerleri,
IĢınım faktörü : Genel kabul olarak % 70 alınır,
Kaçak ve toz faktörü : Genel kabul olarak % 10 alınır,
Dizi sıcaklık faktörü : Referans değerlerde verilir,
Kablolama : % 3 alınır,
Evirici : % 90 üzeridir (Anonymous 2009b).
ġebeke bağlantılı, bağımsız ve kesintisiz güç kaynağı (KGK) Ģeklinde çalıĢan üç tip evirici
vardır. IEEE (Amerikan Elektrik ve Elektronik Mühendisleri Enstitüsü)’nin 929.
standardına göre Ģebeke bağlantılı bir dönüĢtürücü, Ģebekenin gerilimini sürekli olarak izler
ve eğer Ģebeke gerilimi izin verilen limitlerin altına düĢerse bağlantıyı keserek Ģebekeye
verdiği akımı durdurur. Bağımsız sistem dönüĢtürücüsü bir gerilim kaynağı gibi
davranırken, Ģebeke bağlantılı evirici bir akım kaynağı olarak çalıĢır. KGK ise her ikisinin
görevini üstlenebilir, Ģebeke bağlantısı kesildiğinde bağımsız evirici olarak çalıĢmaya
devam eder (Messenger vd. 2007).
Eviriciler ayrıca FV donanıma bağlantı özelliklerine göre de modül evirici, dizi evirici ve
merkezi evirici olmak üzere üçe ayrılırlar. Merkezi eviricide verim yüksek, maliyet
düĢüktür. Ancak gölgeleme etkisi olması durumunda serinin tamamında enerji üretimi
durur. Bu sebeple merkezi evirici gölgelemenin kesinlikle olmayacağı yerlerde tercih
edilmektedirler.
Bağımsız bir FV sistem söz konusu olduğunda denge bileĢenlerinin ana donanımlarından
birisi de enerji depolama düzeneği olan akü bankalarıdır. Bağımsız FV sistemde tüm
ekonomik ömür boyunca maliyetin % 30’undan fazlasını akü bankası oluĢturmaktadır.
ġebeke bağlantısız FV güneĢ elektriği üretim sistemlerinde enerji depolamasından, sadece
gece saatlerinde değil, güneĢin bulutlanmadan dolayı uygun olmadığı ve 3-4 gün süreklilik
arz edebilecek bu durumda da yararlanılır. Seri bağlanan aküler dizileri (string), paralel
bağlanan aküler akü bankasını oluĢtururlar. Akü Ģarj denetleyicisi, yüksek gerilimi ve aĢırı
deĢarjı önler, akü ömrünü uzatır; hibrit sistemlerde akülerin dengeli dolmasını ve üreticiler
arasında yük dağılımını sağlar (Luque ve Hegedus 2002).
37
1.8.2 Ekonomik durum
FV modül fiyatı 1968’de 90 $/Wp, 1974’de 70 $/Wp 1976’da 51 $/Wp dolaylarında
seyretmiĢtir. Dünya petrol kriziyle birlikte 1980’lerde 30 $/Wp’e düĢen sistem maliyetinin
10 $/Wp’lik kısmı FV modüle, 20 $/Wp’lik kısmı denge bileĢenlerine aitti (Harmon 2000).
1980’lerin ikinci yarısında petrol fiyatlarının düĢüĢüyle yatırımları ve geliĢimi azalan FV
sistemler, 1990’larda dünyada küresel ısınma, iklim değiĢikliği, CO2 emisyonu,
sürdürülebilir yaĢam vb konu baĢlıklarının ön plana çıkmasıyla birlikte yeniden ön plana
çıkmıĢtır. 1996’da bağımsız FV sistem maliyeti 100-500 Wp için 14-28 $/Wp, 1-4 kWp için
10-15 $/Wp; Ģebeke bağlantılı FV sistem maliyeti ise 7-15 $/Wp seviyelerine inmiĢtir.
1998’de Ģebeke bağlantılı FV sistem maliyetinde FV modülün payı 3.5 $/Wp, denge
bileĢenlerinin payı 2.5 $/Wp olmak üzere toplam maliyet 6 $/Wp’e gerilemiĢtir (Harmon
2000). Sırasıyla 2006, 2007, 2008 ve 2009 yıllarında 125 W ve üzeri için perakende satıĢ
fiyatları 4.88, 4.83, 4.85 ve 4.31 $/Wp’dir (http://www.solarbuzz.com/Moduleprices.htm,
2010). Önümüzdeki 10 yılda 1 $/Wp olacağı tahmin edilmektedir (Messenger vd. 2007).
Her ne kadar “para birimi/kWh” birimi yatırımcı için önemli bir tarif ve kriter olsa da,
yaygın olarak kabul görmüĢ ifade biçimi “para birimi/Wp” Ģeklindedir. Yani üretim
santralinin muhtemel maruz kalacağı yükü karĢılama oranı olarak ifade edilebilir. Evsel bir
FV sistemin donanım dağılımı ve yatırım maliyetindeki payları Çizelge 1.11’de verilmiĢtir
(Luque ve Hegedus 2002).
Çizelge 1.11 Tipik bir evsel FV sistemde donanımın toplam maliyetteki payı ve ömrü
Ekipman Fiyat, $ Fiyat, % Ekonomik ömür
FV modül (53 W) ve desteği 200 47 >20
Akü (70 Ah) 40 9 4
Akü Ģarj denetleyicisi 35 8 10
Kablolama, anahtarlama 35 8 5
Nakliye, kurulum, satıcı karı 75 18 -
Harçlar ve vergiler 40 10 -
Toplam 425 100 -
38
1.9 Geleceğe Hazırlık
Günümüz elektrik üretim ve iletim sisteminin ana çalıĢma ilkesinin vazgeçilmez unsuru
olan natif akım, dönüĢtürülebilirliğin ve iletimin mucidi Tesla’nın 1883 yılında yayınladığı
dizayn esaslarına göre tasarlanmıĢ; merkezi üretim, talep kontrolü ve tek yönlü iletim
sistemlerini içeren ve bugüne kadar ciddi bir değiĢikliğe ihtiyaç duymadan iĢlerliğini
sürdüren bir yöntemdir. Ancak özellikle yenilenebilir enerji kaynaklarının sisteme dahil
edilmesi ve yük merkezlerinin farklılaĢması sonucu günümüz ihtiyaçlarını karĢılayamama
durumu oluĢmaktadır (Çetinkaya 2009). Günümüz elektrik dağıtımı, merkezi devasa üretim
santrallerinden sağlanan elektriğin uzun ve yoğun bir Ģebeke trafiğinden sonra tüketiciye
ulaĢtırılmasıyla yürütülmektedir. Bu yapı serbest piyasa Ģartlarında esnek olmaması, tek
yönlü oluĢu, çeĢitli ve yüksek kayıp oranı, dolayısıyla maliyetteki artıĢ ve idaresinin
güçlüğü sebebiyle gün geçtikçe verimsizleĢmekte ve yenilenmek zorunluluğundadır (Luque
ve Hegedus 2002). Dağıtık üretim (distributed generation) dağıtık Ģebekeye veya Ģebekenin
müĢteri tarafına bağlı elektrik güç üretimi için kullanılan bir ifadedir. Türkiye’de henüz
baĢlamamıĢ olsa da muhtemel yasal düzenlemeyle hayatımızın bir parçası olacak ve Ģebeke
yükünü hem üretim hem iĢletim anlamında rahatlatacaktır. Akıllı üretim ve iletim
Ģebekesinde, akımın tek yönlü olmasından kaynaklı Ģebeke yükü ve hataları azalacak;
Ģebeke arızaları Ģebekenin kalan kısmından ayrı tutulabilecek adalar/bloklar Ģeklinde tespit
edilip genel kesintiye gerek kalmadan giderilebilecektir. Dağıtık üretim tesislerinin fazla
enerjisi Ģebekede gerekli düzenleme yapılmadıysa ters yönlü akımdan kaynaklı sorunlar
yaratabilir (Paatero 2009).
Enerjinin etkin kullanılması, israfının önlenmesi, enerji maliyetlerinin ekonomi üzerindeki
yükünün hafifletilmesi ve çevrenin korunması amacıyla enerji kaynaklarının ve enerjinin
kullanımında verimliliğin artırılmasını amaçlayan 5627 sayılı “Enerji Verimliliği Kanunu”
yayımlanmıĢ, bu kanuna iliĢkin usûl ve esasları düzenleyen “Enerji Kaynaklarının ve
Enerjinin Kullanımında Verimliliğin Artırılmasına Dair Yönetmelik” ise yürürlüğe
girmiĢtir. Bahse konu yönetmelik “…toplam inĢaat alanı en az 10.000 metrekare veya yıllık
toplam enerji tüketimi 250 TEP ve üzeri olan kamu kesimi binalarının yönetimleri, …enerji
yöneticisi görevlendirme veya Ģirketlerden veya enerji yöneticilerinden hizmet alma
zorunluluğu getirmektedir. Böylece enerji tasarrufu, verimliliği, yönetimi ve denetimi
39
konularında yasal alt yapı olarak çözüm üretilmeye çalıĢılmıĢtır. 2010-2020 yılları arasında
Avrupa ülkeleri için enerji verimliliği ekonomik potansiyelinin % 15-20 oranında olduğu
tahmin edilmektedir (Messenger vd. 2007). Ülkemizde, bina sektöründe %30, sanayi
sektöründe %20 ve ulaĢım sektöründe %15 olmak üzere önemli düzeyde enerji tasarruf
potansiyeli olduğu tespit edilmiĢtir (http://www.enerji.gov.tr/index.php?sf=webpages&b=
enerjiverimliligi, 2010).
1.10 Yapılan Çalışmanın Amacı
Haymana AraĢtırma ve Uygulama Çiftliği’nin güneĢ enerjisi potansiyelini belirlemek ve
güneĢ enerjisinden yararlanma olanaklarını araĢtırmak, çiftlikte mevcut enerji tüketicilerin
dönemsel olarak enerji tüketim değerlerini belirlemek, tüketilen enerjinin güneĢ enerjisi
teknolojileri ile karĢılanabilme düzeyini ortaya koymak ve bu konuda uygun politikalar
geliĢtirmek bu çalıĢmanın amacını teĢkil etmektedir. Bu amaç doğrultusunda konu edilen
tarımsal iĢletmenin, bulunduğu coğrafyada maruz kaldığı güneĢ enerjisi potansiyeli
belirlenmiĢ; kullanıĢlılığı ve toplam maliyetteki oran yüksekliği açısından öne çıkan elektrik
enerjisine ait yük talep veri seti oluĢturulmuĢ; potansiyeli belirlenen enerji kaynağı ile yükü
belirlenen bu enerji tüketiminin birbirini karĢılama olanağı FV özelinde araĢtırılmıĢtır.
ġebekeyle olan bağlantı iliĢkisi ve FV modül çeĢitliliği açısından farklı kombinasyonlarda
FV güneĢ elektriği üretim sistemleri tasarlanmıĢ, davranıĢsal ve elektriksel büyüklükleri
karĢılaĢtırılmıĢtır. Elektriğe dönüĢebilecek teknik güneĢ enerjisi potansiyeli ile tarımsal
iĢletmenin yük talep seyrinin oldukça paralel gittiği tespit edilmiĢtir. Tarımsal iĢletmedeki
üretime ve/veya hizmete yönelik elektrik dıĢındaki enerji tüketimleri çalıĢmaya dahil
edilmemiĢtir. Ayrıca güneĢ enerjisinin ısıl ve biyokimyasal dönüĢümü de bu çalıĢmanın
kapsamı dıĢında kalmaktadır.
40
41
2. KAYNAK ÖZETLERİ
Anonim (1983) tüm Türkiye için güneĢ enerjisi potansiyeli belirleme çalıĢmasını derli toplu
ilk yapan araĢtırma olmuĢtur. O tarihten sonra da bu kapsamda bir çalıĢmaya
rastlanılmamıĢtır. AraĢtırma genel olarak ölçümlerin çeĢitli istatistiki yöntemlerle analiz ve
ayıklanması; ülkemiz güneĢlenme süresinin zamansal ve alansal dağılımının belirlenmesi ve
buna bağlı olarak ıĢınım Ģiddeti ölçümlerinin analizi ile hatalı ölçümlerinin ayıklanması ve
sonuç olarak da ülkemiz güneĢ enerjisi potansiyelinin zamansal ve alansal dağılımının
belirlenmesi konularını kapsamaktadır. Bu kapsamda aylık ve yıllık Türkiye güneĢ enerjisi
haritaları çizilmiĢ ve bu haritalar planimetrelenerek enerjinin alansal dağılımları
ĢekillendirilmiĢtir (ġekil 2.1). ÇalıĢmada DMĠ istasyonlarından güneĢlenme süresi ve
Ģiddeti ölçümü yapan 54 tanesinin ölçüm verilerinin kullanılabilir olduğu tespit edilmiĢ,
kalan 32 istasyon için Angström yöntemiyle veri türetilmesine gidilmiĢtir. Sonuç olarak
Türkiye güneĢlenme süresi 2640 saat/yıl, yıllık ortalama ıĢınım Ģiddeti 308 cal/cm2-gün,
yıllık toplam gelen güneĢ enerjisi miktarı 1.25x1011 TET ve kullanılabilir yıllık toplam
güneĢ enerjisi miktarı da 37.5 106 TET olarak tespit edilerek zamansal ve alansal dağılımı
çıkarılmıĢtır (ġekil 2.2).
Aksoy’un (1996) aktinograf ve pirhelyometre verilerini karĢılaĢtırdığı araĢtırmasında 2
yıllık günlük bazda küresel güneĢ ıĢıması verisini yeterli bulmuĢtur. Bu araĢtırmaya göre
güneĢlenme Ģiddeti (güneĢ ıĢıması) ölçümü için tüm dünyada uzun yıllar kullanılan
aktinograf cihazları ölçümlerinde yıllık bazda % 14.7, aylık bazda % 42.1 oranlarına ulaĢan
hatalı değerler olabildiği saptanmıĢtır. Aktinograf hassas kısımlarının (sensör) mekanik
aksamının sıcaklık duyarlılığı düzenli olarak kalibre edilemediğinden dolayı, elde edilen
ölçümler yeterince güvenli değildir. Bu gerekçeyle güneĢlenme süresi ile güneĢ ıĢıması
arasındaki iliĢkiye dayanarak geliĢtirilen bazı ikinci dereceden denklemler vasıtasıyla güneĢ
ıĢıması değerleri tahmin edilmeye çalıĢılmıĢ, ulaĢılan sonuçlar ile çalıĢılan nokta için
ölçülen piranometre değerleri karĢılaĢtırıldığında yıllık bazda sadece % 4’lük bir hata payı
tespit edilmiĢtir.
42
ġekil 2.1 Türkiye yıllık ıĢınım Ģiddeti haritası, cal/cm2-gün (Anonim 1983)
43
ġekil 2.2 Türkiye güneĢ enerjisi alansal ve zamansal dağılımı, 107 TET (Anonim 1983)
Dinçer vd. (1996) TÜBĠTAK MAM'da yaptığı çalıĢmalarında, hava sıcaklığıyla küresel ve
yayınık güneĢ ıĢıması arasındaki bağıntıya dayanarak bir güneĢ ıĢıması tahmin modeli
önermektedirler. Bu bağlamda 1990-92 yılları arasında Gebze’de küresel güneĢ ıĢıması ve
yayınık güneĢ ıĢıması cinsinden ölçülmüĢ güneĢlenme verisi ile hava sıcaklığı arasında bir
iliĢki kurulmuĢtur. 1990-92 yılları arasındaki güneĢlenme verisi bu yöntemle tahmin edilmiĢ
ve 0.95'lik bir regresyon katsayısıyla gerçek ölçümlerle arasında doğru bir iliĢki tespit
edilmiĢtir (ġekil 2.3). Ancak iliĢkideki bu yüksek oran her ne kadar güneĢ ıĢıması
tahmininde kullanılabilir olsa da, hava sıcaklığı verisinin güneĢ ıĢımasıyla arasındaki
iliĢkinin doğrusal bir kanıtı olarak algılanamayacağını vurgulamıĢlardır.
44
ġekil 2.3 Ölçülen ve iliĢkilendirilen küresel ve yayınık güneĢ ıĢıması, Nisan
Toğrul vd. (2000) Türkiye’de aylık günlük ortalama küresel güneĢ ıĢıması tahmini için açık
gökyüzü ıĢımasının kullanılabilirliğini araĢtırmıĢlardır. Aylık ortalama günlük güneĢlenme
süresinin, o ay için olabilecek teorik en yüksek güneĢlenme süresine oranından yola çıkarak
yazlık ve kıĢlık olmak kaydıyla, farklı regresyon analiz eĢitlikleri geliĢtirmiĢlerdir. ÇalıĢma
Ankara, Aydın, Antalya, Ġzmir, Adana, Elazığ Ģehirlerinde Kipp Zonen CM11
piranometresinden alınan ölçümlere dayanarak yapılmıĢtır. ġehir bazında çok baĢarılı
olmasa da Türkiye geneli için bu yöntemle küresel güneĢ ıĢımasının tahmin edilebileceği
sonucuna varılmıĢtır.
Trabea ve Shaltout (2000) Mısır'da 5 farklı meteorolojik Ģartı temsil edecek, seçilmiĢ 5
nokta için yatay yüzeye gelen küresel güneĢ ıĢıması, günlük ortalama en yüksek sıcaklık,
günlük ortalama nispi nem, günlük ortalama deniz seviyesine indirilmiĢ basınç, günlük
ortalama buhar basıncı ve güneĢlenme süresi verilerini tablo ve grafikler vasıtasıyla
düzenlemiĢ ve incelemiĢlerdir. Bu 5 noktada küresel güneĢ ıĢıması ölçümleri ile
meteorolojik değiĢkenler arasındaki iliĢkiyi göstermek adına bir bağıntı ortaya
45
çıkarmıĢlardır. Bu bağıntıya ulaĢmak için ilk olarak 1988’de Gopinathan’ın geliĢtirdiği bir
tahmin modeli, ikinci olarak 1994 yılında aynı modelden Abdalla’nın Bahreyn için
dönüĢtürerek oluĢturduğu tahmin modeli ve üçüncü olarak da bu çalıĢma için geliĢtirilen
yeni bir tahmin modeli kullanılmıĢtır. Sonuçta elde edilen korelasyon, regresyon ve standart
hata katsayılarından yararlanılarak Mısır'ın tamamı için güneĢ ıĢıması tahmini MJ/m2/gün
cinsinden yapabilmek adına, öncelikle konu edilen her bir nokta için özel modeller
türetmiĢlerdir. Kahire için türetilen model % 99 ile en yüksek korelasyon katsayısını
vermiĢtir. Tüm Mısır için korelasyon katsayısı % 89-99 ve tahmin hatası % 1-4 arasında
çıkmıĢ ve modellerin uygulanabilir olduğu sonucuna varılmıĢtır.
Kahire küresel güneĢ ıĢıması tahmin modeli:
G/G0 = 0.179 + 0.021(S/S0) + 0.008T + 0.01V – 0.002R + 0.002P
G : Küresel güneĢ ıĢıması, MJ/m2/gün,
G0 : Dünya dıĢı güneĢ ıĢıması, MJ/m2/gün,
S/ S0 : GüneĢlenme süresi,
T : En yüksek sıcaklık, °C,
V : Su buharı basıncı, hPa,
R : Nispi nem, %,
P : Ortalama deniz seviyesine indirilmiĢ basıncın su buharına oranı Ģeklinde
formülleĢtirilmiĢtir.
Alnaser vd. (2004) araĢtırmalarında 1998 senesinde Arap Birliği Eğitim, Kültür ve Bilim
Organizasyonu (ALESCO)’nun Arap dünyası için yaptığı güneĢ ıĢıması atlası çalıĢmasını
anlatmaktadırlar. Bu atlas aylık ortalamalardan oluĢan, güneĢlenme süresi (ġekil 2.4),
küresel güneĢ ıĢıması (ġekil 2.5) ve yayınık ıĢıma haritalarından ibarettir. Atlasın oluĢumu
için 19 Arap ülkesinden farklı yüksekliklerdeki 280 meteoroloji istasyonunun verisinden
yararlanılmıĢtır. GüneĢlenme süresi ölçümü için tüm dünyada yaygın olarak kullanılan ve
DMT’nın referans cihaz olarak kabul ve tavsiye ettiği Campbell Stokes helyograflar Arap
ülkelerinde de tercih edilmiĢtir. GüneĢ ıĢıması ölçümleri içinse farklı tip ve markalarda
muhtelif piranometreler kullanılmaktadır. Ölçümlerin depolanması, kontrol ve analiz
46
edilmesi, iĢlenmesi MS Excel programı vasıtasıyla yapılmıĢtır. Ölçümü eksik olan
istasyonlar için komĢu istasyon veri amprik metotlarla uyarlanmıĢtır. GüneĢlenme süresi
ölçümü yapıp güneĢ ıĢıması ölçümü yapmayan istasyonlar için Angström yöntemiyle veri
türetmesine gidilmiĢtir. Meteoroloji istasyonlarında daha yaygın olarak küresel toplam
güneĢ ıĢıması ölçümü yapıldığından dolayı, doğrudan ve yayınık güneĢ ıĢıması değerleri
için Liu ve Jordan formülasyonu kullanılmıĢtır. Ayrıca 16 Arap ülkesindeki 207 Ģehir için
güneĢlenme süresinin yanında, doğrudan, yayınık ve küresel toplam güneĢ ıĢımaları aylık
tabloları da oluĢturulmuĢtur. 10 yıllık küresel toplam ıĢımanın en yüksek olduğu Arap
kentleri 6.7 kWh/m2/gün ile Moritanya’nın Nouakchott ve 6.6 kWh/m2/gün ile Cezayir’in
Tamenraset olurken; en düĢük küresel toplam ıĢıma 4.1 kWh/m2/gün ile Irak’ın Musul
kentinde gerçekleĢmektedir. Arap dünyasında en uzun güneĢlenme süresi 10.7 saat ile
Mısır’ın Asuan; en düĢük güneĢlenme süresi ise 7.5 saat ile Tunus'un baĢkenti Tunus’ta
olmaktadır.
ġekil 2.4 Arap ülkeleri aylık ortalama güneĢlenme süresi haritası, saat/gün
47
ġekil 2.5 Arap ülkeleri ortalama küresel toplam güneĢ ıĢıması haritası, kWh/m2/gün
Tiba vd. (2004) yaptıkları çalıĢmada sabit açılı veya tek ya da çift eksende güneĢi izleyen
tipte kurulacak FV güneĢ gücü sistemlerinin tasarımında FV panellerin üzerine gelebilecek
güneĢ ıĢımasının hesaplanabilmesine yardımcı olmak amacıyla Brezilya GüneĢ Kaynağı
Atlası CD'si hazırlamıĢlardır. ÇalıĢma kapsamında Brezilya’ya gelen günlük, aylık, yıllık
güneĢ ıĢıması değerlerini, kullanılan veri iĢleme ve haritalama yöntemlerinin
açıklamalarıyla birlikte renkli haritalara aktarmıĢlardır. 1978-1990 yılları arasında
güneĢlenme süresi ölçümleri için helyometrik, güneĢ ıĢıması ölçümleri için aktinometrik ve
piranometrik ölçüm yapan istasyonlar koordinatlarıyla haritalara yerleĢtirilmiĢtir. Eksik veri
tamamlamak ve ıĢıma ölçümü yapılmayan istasyonlara güneĢ ıĢıması değerleri türetebilmek
için Angström ve benzeri modeller kullanılmıĢtır. CD toplamda 567 adet Brezilya ve sınır
komĢu meteoroloji istasyonlarının verilerini içeren bir veri bankasına sahiptir. Veri bankası
aracılığıyla belli bir merkez sorgulanabilmekte veya haritadan herhangi bir nokta ya da
bölge seçilebilmektedir. Böylece hem güneĢlenme süresi, hem de güneĢ ıĢıması ve türevleri
için aylık ve yıllık olmak üzere her bir değiĢken için birimi MJ/m2/gün olan 13 adet harita
oluĢturulabilmektedir. Özel bir yazılım kuzey güney yerleĢimi verilen ve eğimi belli olan
bir yüzeye gelebilecek güneĢ ıĢıması tahmininin yanında, Markov's Transition Matrixes
temelli bir üretimle tek veya çift eksenli güneĢ takip sistemlerinin üzerine gelebilecek güneĢ
48
ıĢıması tahminini de yapabilmektedir (ġekil 2.6). Tüm dünyada olduğu gibi Brezilya’da da
ekonomik, sosyal ve coğrafik Ģartlar sebebiyle düzenli sayılamayacak bir ölçüm Ģebekesi
söz konusudur ve bu program sayesinde veri yoğunluğunun yetersiz olduğu yerler tespit
edilebilmiĢ ve yeni kurulumlar için bir fizibilite oluĢturulmuĢtur.
ġekil 2.6 Açılı yerleĢtirilmiĢ güneĢ toplayıcısına gelebilecek saatlik ıĢıma, Wh/m2
Sözen vd. (2004) meteorolojik ve coğrafik veri kullanan yapay sinir ağları (YSA)
aracılığıyla Türkiye’nin güneĢ enerjisi potansiyelini tahmin etmeye çalıĢmıĢlardır. Bu
amaçla Türkiye’de bulunan 17 meteoroloji istasyonun üç yıllık meteorolojik verisinden
yararlanmıĢlardır. YSA’da girdi olarak enlem, boylam, yükseklik, ay, güneĢlenme süresi ve
ortalama sıcaklık verileri kullanılmıĢtır. Çıktı olarak ise güneĢ ıĢıması verisi elde edilmiĢtir.
YSA genellikle girdi katmanı, bazı gizli katmanlar ve çıktı katmanından oluĢmaktadır
(ġekil 2.7). En yüksek ortalama mutlak hata yüzdesi % 6.7’den düĢük, mutlak değiĢim
yüzdesi değerleri ise % 99’un üzerinde çıkmıĢtır. Bu gerekçeyle YSA aracılığıyla elde
49
edilen ve aylık değerler olarak haritalanan güneĢ ıĢıması değerleri güneĢ ıĢınım ölçümü
yapılmayan bölgeler için güneĢ enerjisi çalıĢmalarında kullanılabilir sonucuna varılmıĢtır
(ġekil 2.8).
ġekil 2.7 Tek bir katmanda 5 sinir hücresi kullanan YSA mimarisi (Sözen vd. 2004)
50
ġekil 2.8 Türkiye güneĢ enerjisi potansiyeli Haziran tahmini, W/m2 (Sözen vd. 2004)
HepbaĢlı (2001) çalıĢmasında, enerji verimliliği açısından enerjinin, modern sanayi
toplumunun bir payandası olduğunu vurgulayarak, genel anlamda, toplam kalite felsefesini
oluĢturan PUKÖ (Planla, Uygulama, Kontrol et ve Önlem al-düzelt) çevriminin tekrarına
dayanan mantıklı ve etkin bir Ģekilde, belirli bir amaca ulaĢmak için gerekli olan tüm
etkinlikleri içeren enerji yönetimini, çevresel çözümün anahtarı olarak sunmaktadır. Hangi
enerji kaynağını kullanırsak kullanalım, enerji verimliliği ve buna giden etkin yol, enerji
yönetimidir.
ĠĢletmelerde enerji tasarrufu çalıĢmalarını gerçekleĢtirebilmek için, öncelikle Enerji
Yönetim Sistemlerinin doğru anlaĢılıp, iĢletmeye en üst derecede yarar sağlayacak Ģekilde
uygulanması gerekmektedir. Enerji Yönetim Sistemlerinin en önemli iki konusu elektrik
yönetimi ve ısı yönetimidir. Enerji tasarrufu olanaklarının karlılığının çok yönlü olmasına
karĢın, yine de önlemler gerektiğince alınamamaktadır. Maliyetlerin fiyatlara hemen
yansıdığı piyasa ekonomilerinde bile, sanayi ve diğer sektörlerde, enerji tasarrufu
yatırımları oldukça yavaĢ uygulanmaktadır. Bu yavaĢlık az geliĢmiĢ ülkelerde daha da
fazladır ve bu durumun baĢlıca nedenleri Ģu Ģekilde ifade edilebilir:
51
Fiyat değiĢmelerine olan tepkinin yavaĢ olması ve mevcut iĢletmelerin verimli
çalıĢtığı kanısının hakim olması,
Enerji tasarrufu yatırımlarının karmaĢık oluĢu, önerilen yeni donanımlara tam
güvenilmemesi ve gerekli revizyonlar nedeniyle üretimin aksamasının istenmemesi,
Enerji tasarrufu yatırımlarının, çok sayıda küçük yatırımlardan oluĢması,
Son yıllarda, ekonomik Ģartların ağırlaĢması nedeniyle yeni yatırımlara yeterli
kaynak ayrılamaması,
Verimin iyileĢtirilmesinden çok üretim artıĢına önem verilmesi ve üst yönetimlerin
enerji tasarrufuna yeterince ilgi göstermemesi.
Bu nedenlere ek olarak, tesis bazında, uygun teknik imkanların bilinmemesi, enerji
yönetimi konusunda uzman kadroların bulunmayıĢı, ölçü ve kontrol aletlerinin eksikliği gibi
faktörler de teknik engelleri oluĢturmakta ve enerji tasarruf çalıĢmalarını geciktirmektedir.
Ayrıca sermaye kıtlığı, yüksek faiz oranları ve enerji tasarrufu donanımları için orta vadeli
basit finansman imkanlarının bulunmayıĢı da mali engeller olarak karĢımıza çıkmaktadır.
Enerji taraması, enerji analizi, enerji değerlendirmesi ve enerji denetimi olarak da bilinen
enerji tasarrufu etüdü, enerji tasarrufu potansiyelini belirlemek için enerji yöneticisinin veya
enerji komitesinin elinde bulunan en önemli teknik araçtır. Enerji tasarrufu etütleri,
yüzeysel gözlemlerden en detaylı mühendislik çalıĢmalarına kadar, birçok Ģekilde
uygulanabilir. Bu çerçevede, enerji tasarrufu etüdünün kullanım amaçları aĢağıda
belirtilmiĢtir:
Enerji gider artıĢlarını yönetime bildirmek ve gideri kontrol altına alan bir önlem
olarak bir enerji tasarruf programının yapılması için motivasyonu sağlamak,
Akıllı tasarruf önlemlerinin planlanabilmesi için, tesisin enerji kullanım
karakteristiklerini mühendislik çalıĢması yapanlara bildirmek,
Enerji tasarruf önlemlerini içeren akıllı yatırım kararlarının alınması amacıyla,
yönetime gerekli olan bilgiyi sağlamak,
Alternatif yakıtların planlanması ve kurulması için temeli oluĢturmak,
Geleceğe yönelik enerji tüketimlerinin kıyaslanabildiği enerji tüketim verisini
vermek,
52
Mevcut Yönetim Bilgi Sistemlerine (YBS) entegre edilebilen sürekli Enerji Bilgi
Sistemi (EBS) için temeli sağlamak,
Enerji ve gider tasarruflarını her zaman verebilmek için kolayca çaresi bulunabilen
yetersiz sevk ve idare uygulamalarını açığa çıkarmaktır.
Enerji tasarrufu etüdü, özellikle müĢteri ve müĢavirler arasında yanlıĢ anlamalardan
kaçınmak için, genellikle üç etkinlik düzeyinde sınıflandırılır. BaĢka bir deyiĢle, üç aĢamalı
olarak yapılır. Bunlar, ön enerji tasarrufu etüdü, tesis taramaları (veya mini-enerji tasarrufu
etüdü) ve detaylı enerji tasarrufu etüdü (veya maksi-enerji tasarrufu etüdü) olarak
sayılabilir. Enerji tasarrufu etüdünün tüm enerji tasarrufu etütleri için geçerli olan detaylı
yöntemleri:
Enerjiyle ilgili geçmiĢ kayıtların gözden geçirilmesi,
Esas enerji kullanan bileĢenleri belirlemek, enerji tasarrufu etüdü takımıyla prosesin
genel enerji ve malzeme akıĢları arasında iliĢki kurmak ve önemli enerji atık
kaynakları ortaya koymak için tesisin planlanması,
Veri ihtiyaçlarının detaylı tanımlanması,
Enerji ve kütle akıĢlarının hesaplanması, enerji kayıplarının tahmin edilmesi,
Enerji Tasarruf Olanakları (ETO)’nın ayrıntılı listesinin çıkarılması,
Her ETO için enerji tasarruf potansiyelinin tahmin edilmesi,
ETO’nın yürütülmesi için gider ve kar potansiyelinin belirlenmesi,
ETO’nun yürütülmesi için önem sırasına göre önerilerin oluĢturulması,
Esas enerji kullanım sistemleri için sürekli izleme çabasının oluĢturulması Ģeklinde
sıralanmaktadır.
Özkan vd. (2004) çalıĢmalarında, 1975-2000 yılları arasında Türk tarım sektöründe enerji
kullanımını irdelemiĢlerdir. Ġstatistiki veriler TSE'nin Türkiye Ġstatistik Yıllığı'ndan ve
DPT'nın ÖzelleĢtirme Komisyon Raporlarından alınmıĢtır. Daha önce yapılan tarımda enerji
analizi çalıĢmaları ve araĢtırmalarından da yararlanılmıĢtır. Girdi-çıktının enerji oranı,
üretilen ana ürünlerin verimleri ile üretim için harcanan girdilerin enerji eĢdeğerleri
kullanılarak hesaplanmıĢtır. Buğday, Ģeker pancarı, tütün, pamuk, ayçiçeği, kayısı, elma,
53
fiğ, portakal gibi 36 tarımsal ürünün tahmini çıktı enerji değerleri dikkate alınmıĢtır. Girdi
olarak da insan ve hayvan gücü, makine, elektrik, motorin, gübre ve tohum değerlerinden
yararlanılmıĢtır. Tarımsal enerji girdisi tahmini için, çiftçilerin yılda 210 gün, günde 8 saat
çalıĢtıkları ve hayvanların yılda 360 saat çalıĢtıkları kabul edilmiĢtir. Enerjinin tarımsal
üretimde kullanımı veya makina onarımında kullanımını hesaplamak için:
ME = (G x E) / (T x Ca)
ME : Makine enerjisi, MJ/ha,
G : Traktörün ağırlığı, kg,
E : Sabite, traktör için 158.3 MJ/kg,
T : Traktörün ekonomik ömrü, yıl,
Ca : Verimli arazi kapasitesi, ha/h,
Ca = (S x W x Ef) / 10
W : ÇalıĢma geniĢliği, m,
S : ÇalıĢma hızı, km/s,
Ef : Arazi verimliliği formüllerinden yararlanılmıĢtır.
Aktif tarımsal nüfus, çalıĢma periyodunun baĢlangıcı olan 1975’deki 11.7 milyondan 25
yılda 7.1 milyona düĢmüĢtür. Aynı Ģekilde tarım sektöründeki toplam insan gücü 1975’de
10.5 milyon BG iken 2000’de 6.4 milyon BG’e gerilemiĢtir. Böylece aktif nüfus ve toplam
iĢgücündeki düĢüĢ % 39 civarında gerçekleĢmiĢtir (Çizelge 2.1).
54
Çizelge 2.1 Türk tarımındaki uygun fiziksel güç kaynakları (Özkan vd. 2004)
Yıl
Tarımsal
iĢgücü Hayvan iĢgücü Mekanik iĢgücü
Say
ı, m
ily
on
Gü
ç, B
G
To
pla
m
iĢgü
cü,
mil
yo
n B
G
At,
mil
yon
Gü
ç, B
G
EĢe
k,
mil
yo
n
Gü
ç, B
G
Ök
üz,
BG
Gü
ç, B
G
Sığ
ır,
mil
yo
n
Gü
ç, B
G
To
pla
m
hay
van
gücü
, m
ilyo
n B
G
Tra
ktö
r, b
in
Gü
ç, B
G
To
pla
m f
izik
i g
üç,
mil
yo
n B
G
1975 11.7 0.9 10.5 0.9 3.8 1.8 1.5 13.8 1.9 1.1 5.7 38.1 243066 38.5 58.0
1980 11.1 0.9 10.0 0.8 3.8 1.6 1.5 15.9 1.9 1.0 5.7 41.6 436369 49.4 73.1
1985 12.1 0.9 10.9 0.6 3.8 1.4 1.5 12.5 1.9 0.6 5.7 31.2 583974 51.3 72.1
1990 12.5 0.9 11.3 0.5 3.8 1.2 1.5 11.4 1.9 0.4 5.7 27.5 692454 54.1 76.2
1995 8.6 0.9 7.7 0.4 3.8 0.9 1.5 11.8 1.9 0.3 5.7 26.8 776863 57.4 79.1
2000 7.1 0.9 6.4 0.3 3.8 0.6 1.5 10.8 1.9 0.1 5.7 23.2 941835 58.7 84.9
Tarımda teknolojinin kullanımındaki artıĢa paralel olarak, hayvan gücü kullanımı 25 yılda
38.1 milyon BG’den 23.2 milyon BG’e hızlı bir düĢüĢ göstermiĢtir. En yüksek insan gücü
kullanımı 1990’da 11.3 milyon BG ve en yüksek hayvan gücü kullanımı 41.6 milyon BG ile
1980 yılında olmuĢtur. Periyot boyunca hayvan gücü kullanımı % 39 azalmıĢtır. Tarımsal
mekanizasyon enerji tüketimi hesaplamasında sadece traktörler dikkate alınmıĢtır. 1975
yılında 243000 olan traktör sayısı 2000 yılında 942000’e çıkmıĢtır. Bu çalıĢmada ortalama
traktör gücünün 38.5 BG’den 58.7 BG’e çıktığı görülmektedir. Tarım için kullanılan toplam
fiziksel güç 25 yılda 58 milyon BG’den 85 milyon BG’e yükselmiĢtir. Ayrıca enerji
girdisinde makine gücü, elektrik ve motorinin payı artarken, insan iĢgücü ve hayvan
gücünün payı düĢmektedir. Fiziksel enerjinin girdi değeri 1975’de 131.1x1015 J olarak
tahmin edilirken, bu değer 2000 yılında 338.2x1015 J’e ulaĢmıĢtır. Bu artıĢ bize tarımsal
endüstride kullanılan fiziksel girdinin son 25 yılda % 158 arttığını göstermektedir. Elektrik
ve motorinin toplam tüketimdeki payı sırasıyla % 30.8 ve % 54.2 olmuĢtur (Çizelge 2.2).
Tarımsal üretimde enerji girdisi olarak gübre kullanımına baktığımızda, son 25 yılda N
3.75, P2O5 1.94 ve K2O 5.19 kat artmıĢtır. Tarımsal üretimdeki toplam gübre enerji girdisi
1975’de 135765.1x1012 J iken 2000 yılında 467997.6x1012J’e yükselmiĢtir (Çizelge 2.3).
55
Çizelge 2.2 Türk tarımında tahmini fiziksel enerji girdisi (Özkan vd. 2004)
Yıl
Ġnsan yıllık
iĢgücü,
1015 J
Hayvan yıllık
iĢgücü, 1015 J
Traktör
enerjisi
Elektrik,
1015 J
Petrol,
1015 J
Toplam fiziksel
enerji girdisi, 1015
J
1975 45.2 34.0 1.41 3.2 47.3 131.1
1980 42.9 36.9 1.48 7.8 84.9 174.0
1985 46.8 28.6 1.55 13.4 113.6 204.0
1990 48.3 25.4 1.64 24.7 134.8 234.8
1995 33.2 25.0 1.57 65.0 151.2 276.0
2000 27.4 21.9 1.56 104.0 183.3 338.2
Çizelge 2.3 Türk tarımında gübre enerji girdisi (Özkan vd. 2004)
Yıl N, 000 ton N enerjisi P2O5,
000 ton
P2O5
enerjisi
K2O,
000 ton
K2O
enerjisi
Toplam enerji
girdisi, 1012
J
N eĢdeğeri,
106 kg
1975 1750.2 112712 1909.8 22841 31.6 211.9 135765 2108.2
1980 3038.6 195684 2839.9 33966 89.0 596.2 230245 3575.2
1985 4383.7 282308 2800.1 33489 67.8 454.3 316251 4910.7
1990 5711.6 367827 3671.1 43906 126.8 849.6 412583 6406.6
1995 5016.6 323069 3405.4 40729 134.2 899.1 364697 5663.0
2000 6563.3 422676 3697.4 44221 164.2 1100.1 467998 7267.0
Meder vd. (2007) herhangi bir bölgede, binaların çatı yüzeylerine gelen güneĢ ıĢımasının
değerlendirilmesi için topografya temelli küresel güneĢ ıĢıması değerleri; bulut kapalılığı ve
iklim temelli küresel güneĢ ıĢımasına etki eden gökyüzü geçirgenliği; yayınık ıĢımayı
belirleyen yer sıçraması ve yansımasını esas alan albedo; belirli zaman ve periyotlarda
çekilmiĢ hava fotoğraflarından sağlanan arazide gölgelenen alanların ölçümüne dayanan
gölge katsayısı, yine hava fotoğraflarının analizine göre hazırlanmıĢ toplam çatı yüzey
56
alanları, görsel analizle tespit edilmiĢ çatı eğim, tip ve yönelimleri ile derlenen bu verilerden
elde edilen toplam bina çatı ıĢıma potansiyelini kapsayan bir yöntem geliĢtirmiĢlerdir. Bu
uygulama ile toplam güneĢ ıĢıması potansiyelini değerlendirmiĢler ve binalara
uygulanabilecek FV güç üretim potansiyelini belirlemiĢlerdir. Mapunapuna bölgesinde
seçilmiĢ alanlar için bilgisayar ortamında çalıĢan güneĢ ıĢımasından güneĢ elektriği
potansiyelini hesaplayabilen bu güneĢ ıĢıması modelleme programı, arazinin topografik
olarak gölgelenmesi, çatı yüzeylerinin alanı, eğimi, yönelimi ve geometrisini iĢleyerek aylık
ve yıllık güneĢ ıĢıması potansiyeli ve bu ıĢıma potansiyeline dayanan elektrik enerjisi
üretim potansiyelini hesaplayabilmektedir. ÇalıĢmada, ıĢımanın ısıl enerjiye
dönüĢümündeki kompleks iliĢkiler sebebiyle, güneĢ ısıl sistemleri değerlendirilmemiĢtir.
GüneĢ enerjisi potansiyelini tarif ederken, güneĢ elektriği üretimine esas olan potansiyeli
kastetmiĢlerdir.
IĢık (2007) çalıĢmasında güneĢ enerjisinden faydalanma yollarını inceleyerek, bir konutun
sıcak su ihtiyacının karĢılanması ve kıĢ konumunda güneĢ enerjisinden elde edilebilecek
sıcak su miktarı ile kalorifer kazanından yıllık olarak sağlanabilecek enerji tasarrufunu
araĢtırmıĢtır. AraĢtırma konutunda güneĢ enerji destekli ısıtma sisteminin kurulması ve
klasik ısıtma sistemiyle sağlanan enerji tasarrufunun simülasyonunu yapmak amacıyla
T*SOL Pro 4.4 programını kullanmıĢtır. Kurulan sistemin dokuz yıl içerisinde ilk kurulum
maliyetini karĢıladığı sonucuna varılmıĢtır.
Abdulkarem (2008) çalıĢmasında güneĢ enerjisinden yararlanarak Ankara Ģartlarında
döĢemeden ısıtma sisteminin projelendirilmesini ve ısıl konfor Ģartlarını incelemiĢtir.
AraĢtırmada toplam 4 m2 alanda düzlem plakalı toplaçlar kullanılarak güneĢ enerjisi
kazanımı elde edilmiĢ ve sıcak su depolanmıĢtır. Isıtılan su 200 litre hacminde bir tankta
depolanmıĢtır. -12 °C atmosfer sıcaklığında yerden ısıtma için 50 °C gidiĢ suyu sıcaklığına
ihtiyaç vardır. Ankara Ģartlarında 1000 W/m2 olan güneĢ ıĢıması kıĢın yetersiz kalmakta ve
depo içerisinde 2 kW gücünde bir elektrikli ısıtıcı takviyesi gerektirmektedir. ÇalıĢmada
Fanger yöntemi kullanılarak sistemin ısıl konfor Ģartları deneysel olarak incelenmiĢtir. Bu
yöntemde ısıl konfor Ģartlarını etkiyen değiĢkenler, çevresel ve kiĢisel değiĢkenler özel
üretilen bilgisayar yazılımında girdi olarak kullanılmıĢ ve güneĢ enerjisi kullanılarak ısıtılan
57
suyun zemin döĢemesi altında dolaĢtırılmasıyla ısıtılan ortamların daha homojen dolayısıyla
daha ekonomik ısındıkları sonucuna varılmıĢtır.
Pontoriero vd. (1998) Arjantin’nin San Juan Ģehrinde Ģebekeden uzak 14 kırsal ev tipi güneĢ
elektriği üretim sisteminden gücü, tüketicileri ve yük talep davranıĢları birbirlerinden farklı
üç tanesini esas alarak yaptıkları çalıĢmada gerçekleĢen sonuçların, FV sistem ekipmanı
üreticilerinin referans olarak verdikleri teknik niteliklerle, ekonomik ömür boyunca tutarlı
olup olmadığını, kısa süreli bir temsil periyodunda denetlemiĢlerdir. Tasarım aĢamasında
detaylı bir potansiyel talebi çalıĢması, donanım kalite ve tip seçimi; sistemin iĢletim ve
bakımının düzenli ve doğru yapılabilmesi için kullanıcı eğitimi uygulamaları yapılmıĢtır.
Sistem oluĢturulurken güneĢ enerjisi arzı ve yük talebi öngörülmeye çalıĢılmıĢtır.
GerçekleĢen değerlerin tahminlerden az da olsa yüksek çıkması güneĢ potansiyeli olarak
kullanılan verinin o noktaya değil de komĢu bölgeye ait olmasından kaynaklanma
olasılığına dikkat çekmiĢlerdir (Çizelge 2.4). Ekipmanların ve sistem bütününün verimliliği
meteorolojik değiĢkenlere, ekipman kalitesine ve yük talep davranıĢlarına göre değiĢkenlik
gösterse de, tasarım aĢamasındaki beklentiyle örtüĢtüğü tespit edilmiĢtir.
Çizelge 2.4 Yıllık yataya ve açılı yüzeye günlük toplam ıĢıma ve enerji üretimi
DeğiĢken Tahmin edilen, Wh/m2 /gün Ölçülen, Wh/m
2 /gün Fark, %
Yataya güneĢ ıĢıması 5095 5420 -7
Açılı panele güneĢ ıĢıması 5374 6035 -13
Enerji (kullanılan) 2289 2571 -11
Enerji (modül çıkıĢı) 11447 12856 -11
Benghanem vd. (1999) Cezayir'de kırsal kesimde çalıĢtırılan FV su pompaj düzeneklerini
incelemiĢlerdir. ÇalıĢmalarında FV güç elektriği üreteci boyutlandırmasından kaynaklı
yüksek gerilim ve teknik personel kaynaklı öngörülemeyen bakım sorunları tespit
etmiĢlerdir. FV su pompaj düzeneklerinin her birinden veri toplama iĢinin kurulum ve
bakımı yüksek maliyet gerektirdiğinden, düĢük maliyetli mikro sunucu gibi davranan
merkezi bilgisayar tabanlı gerçek zamanlı, kolayca eriĢilebilen ve uygun donanımdan ibaret
evrensel uzman bir veri toplama sistemi geliĢtirmiĢlerdir (ġekil 2.9). Bu veri toplama
58
sistemi ile FV su pompaj düzenekleri analiz edilmiĢ, sistemin donanım ve yazılım mimarisi
ile performans test uygulaması irdelenmiĢtir. GeliĢtirilen yöntemle analiz ve performans
testinin yapılabilmesi için uzun yıllar güneĢ ıĢıması verisine ihtiyaç duyulmuĢ, ancak
Cezayir’de güneĢ ıĢıması ölçümleri yeterli sıklıkla yapılmadığından güneĢ ıĢıması ölçümleri
ile sıcaklık ölçümleri elektronik cihazlarla proje kapsamında yapılmıĢtır. FV modüllerin
kalibrasyonu piranometre ile Wh/m2 cinsinden ölçülen küresel güneĢ ıĢıması değerleri ile
FV panel çıkıĢından alınan mA cinsinden kısa devre akımı değerleri kullanılarak
yapılmıĢtır. Bu sayede elektronik bir yükten yararlanılarak FV panelin performansını
değerlendirebileceğimiz akım-gerilim eğrisine ulaĢılmıĢtır. Tekrarlamalı uygun bir
yazılımla sistemin en yüksek güç noktası tespit edilmiĢtir. Pompanın ve FV panelin I-V
grafiğindeki kesiĢim noktası pompaj düzeneğinin çalıĢma noktasıdır. Çoğu kayıtta bu
kesiĢim noktası FV panelin en yüksek güç noktasından farklı çıkmıĢtır. Ölçülen güneĢ
ıĢımasındaki değiĢimi, FV sistem akımının birebir izlediği görülmüĢtür (ġekil 2.10).
ġekil 2.9 Telefon hatlı bilgisayarlı su pompaj kontrol sistemi (Benghanem vd. 1999)
59
ġekil 2.10 FV sistem değiĢkenlerinin değerlendirilmesi (Benghanem vd. 1999)
Al-Ali vd. (2001) FV güneĢ elektriğinin otomatik sulama sisteminde kullanımını
incelemiĢlerdir. Belli bir süreyle, haftanın belli günleri ve saatlerinde araziyi sulayacak
sistem, Ģarj kontrolörü, kontrol vanaları, 2 adet FV panel, 2 adet akü ve sensörlerden
oluĢmaktadır (ġekil 2.11). Sistem sulamayı tanımlanan aralıklar haricinde toprak nem
seviyesindeki düĢüĢe ve su ihtiyacı olan ürünün beklentilerine bağlı olarak yapmaktadır.
Böylece düzenli sulamanın yanında su tasarrufu da yapılmaktadır. Suudi Arabistan’ın su
ihtiyacı kıyı bölgelerindeki deniz suyu arındırma istasyonlarından temin edilmektedir. Bu su
üretimi ve iletimi pahalı olduğundan sulama suyu olarak kullanılamamaktadır. Bu sebeple
sulama suyu ihtiyacı için yer altı suları kullanılmakta, dolayısıyla pompaj tesislerine ihtiyaç
duyulmaktadır. Suyu verimli ve etkili kullanabilmek için otomatik sulama sistemleri
tasarlanmıĢtır. Suudi Arabistan günlük ortalama 8.89 saat güneĢlenme süresi ve 5591
Wh/m2 güneĢ ıĢımasına sahip olduğundan, FV su pompaj sisteminin enerji ihtiyacı güneĢ
elektriği ile karĢılanmıĢtır. Günlük kapasitesi 40-100 m3 olan pompalar ile 13 ayrı kuyuda
bu sistemler çalıĢtırılmıĢtır. Sistem elle kontrollü, programlı, sensörlü ve acil olmak üzere 4
ayrı durumda sulama yapabilmektedir. Sulanacak iki tarla için iki ayrı vana tahsis edilmiĢ,
elle kontrollü ve programlı durumlar haricinde vanalar tarlalara yerleĢtirilen toprak nem
sensörleriyle kontrol edilmiĢlerdir.
60
ġekil 2.11 FV su pompaj sistemi donanım düzeni (Al-Ali vd. 2001)
Spanos ve Duckers (2004) çalıĢmalarında Ġngiltere ve Yunanistan için binaya tümleĢik
kurulan FV üreteçler vasıtasıyla üretilen elektrik maliyetini incelemiĢlerdir. Bina türleri her
iki ülke için orta ölçekli 4 kiĢilik bir ailenin yaĢadığı evler ve küçük iĢyerleri ile
Yunanistan’da bunlara ek olarak küçük otellerdir. Bunlar yeni, yenilenen veya halihazırdaki
yapısı FV kuruluma müsait olan binalardır. Tüm analizler PVSYST yazılımı aracılığıyla
yapılmıĢtır. PVSYST çok fazla türde FV sistem özelliği seçme Ģansı tanıyan ve FV sistemin
hemen tüm donanımı için detaylı bir veri bankasını bünyesinde bulunduran iyi tasarlanmıĢ
bir araçtır. ÇalıĢtırdığı algoritmalar, ısı ve rüzgar etkisini, omik ve ıĢınım geliĢ açısından
kaynaklı kayıpları, albedo ve ufuk değerlerini hesaba katmaktadır. ETSU Üniversitesinin
Ġngiliz Sanayi ve Ticaret Bakanlığı için hazırladığı raporda FV sistem değerlendirme
araĢtırmaları için kuvvetle tavsiye edilmiĢtir. Çatı eğim açıları ve panel açıları her iki ülkede
de 30 derecedir. Modül verimi % 12.7, sistem verimi % 9.8 olarak belirlenmiĢtir.
Yunanistan için % 70 ve Ġngiltere için % 80 devlet desteği girdi olarak alınmıĢtır.
KarĢılaĢtırmalar mevcut çatıya kurulum, yeni binaya tasarım aĢamasında dahil etme ve düz
yüzey kaplaması tiplerinde olmak üzere ayrı ayrı yapılmıĢtır. Maliyetler 25 yıllık bir FV
ekonomik ömrünü esas almaktadır. Maliyet girdilerinde FV donanım fiyatları Ġngiltere’de
daha ucuzken, iĢçilik maliyeti Yunanistan’da daha ucuzdur. ġebeke ve FV elektrik fiyatları
61
ise sırasıyla Ġngiltere’de 0.13 €/kWh ve 0.25 €/kWh; Yunanistan’da 0.07 €/kWh ve 0.18
€/kWh’dir. GüneĢ ıĢıması Birmingham için 1000 kWh/m2/yıl iken bu değer Atina için 1500
kWh/m2/yıl’dır. Ġngiltere’de kurulum maliyeti 13855 avro olan bir FV sistemin yıllık
elektrik üretimi 2894 kWh/yıl iken, Yunanistan’da aynı donanım ve kapasiteye sahip
sistemin kurulum maliyeti 17323 avroyu bulmakta ancak yıllık elektrik üretimi 4562
kWh/yıl’a ulaĢmaktadır. Böylece birim elektrik maliyeti Ġngiltere’de 0.25 €/kWh olmasına
karĢın % 25 yüksek kurulum maliyetli Yunanistan’da elektrik maliyeti 0.19 €/kWh
çıkmıĢtır. Ayrıca FV elektrik fiyatı ile Ģebeke elektrik fiyatı arasındaki iliĢki de önümüzdeki
on yıl için hassasiyetle değerlendirilmiĢtir. Asıl aranan sonuç FV güneĢ elektrik fiyatlarının
standart kullanıcılar için ne zaman uygun olacağını tahmin etmektir. Bu hassas analiz
muhtemel senaryolar üzerine odaklanmıĢtır. FV kurulumunun verimlilik arz edebileceği
tarih gerçekçi bir yaklaĢımla 2007-2011 arası olarak tahmin edilmektedir. Bu periyotta
Ġngiltere'de binaya tümleĢik FV sistem kurulumu Yunanistan'dan daha önce uygun duruma
geçecektir. Muhtemel gelebilecek çevresel vergi ve yaptırımlara dayanan en iyi, normal ve
en kötü Ģartlara göre hazırlanan senaryolar için:
En iyi senaryo : FV sistem maliyeti yıllık % 7.5 düĢecek, FV sistem verimi
yıllık % 7.2 artacak, 2013’e kadar FV elektrik fiyatları Ģebeke fiyatlarından daha
düĢük olacaktır.
Normal senaryo : FV sistem maliyeti yıllık % 5 düĢecek, FV sistem verimi
yıllık % 5 artacaktır.
En kötü senaryo : FV sistem maliyeti yıllık % 2.5 düĢecek, FV sistem verimi
yıllık % 5 artacaktır.
Beise (2004) makalesinde FV enerji dönüĢümüne dayanarak ülkelerin etkin biçimde yeni
teknoloji için öncü bir pazar yaratabilirliklerini araĢtırmıĢtır. GüneĢ enerjisi dönüĢümünün
petrol ve nükleer enerjiye bir alternatif olarak insanları ve politikacıları umutlandırdığına
dikkat çekerek FV hücrelerin güneĢ ıĢımasını doğrudan elektriğe dönüĢtürülebilmesinin
keĢfinden bu yana güneĢ enerjisinin pek yakında yoğun bir pazar olacağı beklentisine vurgu
yapmaktadır. Bol güneĢi, düz ve boĢ arazileri ve elektriğe aç ve yüksek gelirli nüfusuyla
ABD güneĢ enerjisi için öncü pazar görünümünde olmasına karĢın güneĢ enerjisine çok
daha az uygun olduğu bilinen Japonya ve Almanya yüksek devlet destekleriyle yoğun bir
62
güneĢ enerjisi dönüĢüm pazarı oluĢturmaya kalkıĢmıĢlardır. Almanya ve Japonya’da geniĢ
kampanyalarla desteklenen farklı yenilenebilir dağıtık güç üretimleri düzenli olarak geliĢim
göstermektedir. Bu araĢtırma neden diğer ülkeler arasında bu iki ülkenin lokomotif rol
aldıkları sorusuna yanıt aranmıĢtır. Geleneksel olarak yeniliklerin uluslar arası yayılım
mekanizmaları incelendiğinde görülecektir ki, bu Ģekilde yerel pazarlar oluĢturulsa bile bu
FV için uluslar arası bir baĢarıyı garanti etmemektedir. Böyle bir baĢarı için FV sistem
adaptasyonunun devlet desteği olmadan yaygınlaĢabiliyor olması Ģartı vardır. FV hücrelerle
enerji üretim maliyetinin yakın gelecekte bilinen yollarla üretilen elektrik maliyetine
beklenilmedik bir Ģekilde yaklaĢıp yaklaĢmayacağı bir güneĢ enerjisi deneme pazarı olarak
görünen ABD’de cevap bulabilecektir.
Soto’nun (2004) çalıĢmasına göre FV hücre kullanımı son yıllarda üretim maliyetlerinin
düĢmesiyle ve insanların enerji tüketimiyle ilgilenmeye baĢlamalarıyla birlikte artıĢ
göstermiĢtir. Tasarımcılar FV teknolojisinin binaya uyumlu olup olmadığına karar
verebilmek adına, binaya tümleĢik FV panellerin enerji üretimlerini tahmin edecek güvenilir
araçlara ihtiyaç duymaktadırlar. Bu amaçla geliĢtirilmiĢtir enerji üretim tahmin modelleri
bulunmaktadır. Ancak bu modeller tasarım aĢamasında temin edilemeyecek çeĢitlilikte
girdiye ihtiyaç duymaktadırlar. Bu araĢtırmada incelenen 5-Parameter Model FV modül
üreticilerinin aktardığı referans verilerini ve yarı amprik bağıntı eĢitliklerini kullanarak
iĢletim Ģartlarında, seçilmiĢ hücre değiĢkenleri aracılığıyla enerji üretimini tahmin
etmektedir. Bu kapsamda American Standartlar ve Teknoloji Enstitüsü (NIST)'nde kurulu
binaya tümleĢik FV tesisten elde edilen verilerle 4 farklı tip hücre teknolojisi denenmiĢtir.
Bu veriler enerji üretim tahmini doğruluğunun sağlamasını yapmak için kullanılmıĢ ve bu
çalıĢmada önerilen model uygun bulunmuĢtur. Model, 4 farklı tip hücre teknolojisi için
irdelenmiĢ, sadece üreticilerden temin edilen az miktarda referans veriyi girdi olarak
kullanmasına karĢın, daha çok girdiye ihtiyaç duyan modellerle (King’s Model 43 çeĢit veri
istemektedir) hemen hemen aynı, hatta bazen daha da iyi sonuçlar üreterek, enerji tahmini
için kullanılabilir bir ara yüz olmuĢtur. FV panelleri bina yüzeyine dik olarak kaplamak
güneĢ ıĢımasını özellikle daha dik geldiği yaz aylarında uygun olmayan bir yönelimle
almasına sebebiyet verdiği için enerji üretiminde düĢüĢler yaĢanmaktadır. 1 Ocak ile 31
Aralık arasında tam bir yıllık süreyle dikey yerleĢtirilmiĢ dört farklı tip FV dizenin çıkıĢ
akımı ve çıkıĢ gerilimi ile meteorolojik ölçümler de bu çalıĢmada veri olarak kullanılmıĢtır.
63
FV paneller yaygın olarak bulunabilen, tek kristalli, çoklu kristal, ince film ve amorf
silisyum türlerinden seçilmiĢlerdir. NIST, üreticilerden farklı olarak, FV paneller
hakkındaki en yüksek güç, kısa devre akımı, açık devre gerilimi, en yüksek güç
noktasındaki akım-gerilim, normal iĢletim FV hücre sıcaklığı, kısa devre akımı ve açık
devre gerilimi için sıcaklık katsayısı, en yüksek güç noktasında kısa devre akımı ve açık
devre gerilimi için sıcaklık katsayısı, serideki hücre sayısı, bant aralığı enerjisi ve kısa devre
akımındaki akım-gerilim eğrisi ile güç üretimini belirlemek için kullanılan King’s Model
sabitleri gibi detaylı bilgileri de vermektedir. Hücre sıcaklığı ve güneĢ ıĢıması biliniyor ise
5-Parameter Model çok yüksek doğrulukla akım-gerilim eğrisini tahmin edebilmiĢtir (ġekil
2.12). Böylece müĢteriler para ve zaman harcamadan herhangi bir panel için fikir sahibi
olabilmektedirler. Tutarlılık yüzdesi tek kristalli, çoklu kristal ve ince film için % 5, amorf
silisyum için % 10 (King’s Model % 15) çıkmıĢtır. Bu tip modüller için daha fazla
araĢtırma yapılması gerektiği sonucuna varılmıĢtır.
ġekil 2.12 Tek kristalli silisyum FV modül için ölçülen ve tahmin edilen I-V eğrisi
64
Karabulut vd.’nin (2004) yaptıkları çalıĢmaya göre enerji yönetimi, enerji dağıtım
merkezleri ve elektrik Ģirketleri tarafından istenen bir teknik gerekliliktir. Enerji
pazarlamasında müĢterinin doğru bir Ģekilde beslenebilmesi ve arz talep dengesinin verimli
bir Ģekilde kurulabilmesi için güvenilir bir enerji yönetimine ihtiyaç vardır. Yük tahmini
enerji yönetimi için olmazsa olmaz Ģarttır. Ġyi bir yük tahmini güvenilir bir planlamayı
doğurur. Özellikle uzun dönem yük tahmini elektrik kurulumu ve alt yapı planlamasının
bakımı için uygun bir rehber niteliğindedir. Bu nedenle güç sistemi mühendisleri ve elektrik
üretim-dağıtım Ģirketleri, güvenilir ve güncel tahmin yöntemlerine büyük önem verirler.
Yük tahmin analizleri kısa vade, orta vade ve uzun vade olmak üzere üçe ayrılır. Orta ve
uzun dönem tahminler haftalık, aylık, mevsimlik ve yıllık tahminlerdir. Kısa vade yük
değiĢimleri saatlik ve dakikalık kısa süreli ölçümlere ve değiĢimlere dayalı olduğundan
doğrusal olmayan yapıdadır. Güç sistemi planlayıcıları bakım, yatırım, geliĢim, dağıtım
programları için 1-10 yıl gibi süreleri kapsayan uzun dönem tahminleri esas alırlar. Klasik
yük tahmin teknikleri istatistiksel yöntemlere göre çalıĢırlar. Stokastik (raslantıya dayalı),
otoregresyon (her değer bir öncekiyle kısmen ilintili), parametrik olmayan regresyon
modelleri de yük tahmininde kullanılmaktadır. Türkiye’de orta ölçekte bir Ģehrin uzun
vadeli elektrik güç tüketimini tahmin etmek amacıyla genetik programlama yöntemi
kullanılarak yapılan bu çalıĢmada, geçmiĢ yıllara ait yıllık veriler kullanılarak sembolik
regresyon aracılığıyla gelecek yıllar için tüketim verisine ulaĢılmıĢtır. Bilinmeyen bir
fonksiyonu örnek veriyle tahmin etmek için, fonksiyon “eğri uydurma” denen yöntemle
örnek veri noktalarına yakıĢacak Ģekilde yapılandırmaktadır. Eğri uydurmanın
enterpolasyon ve regresyon baĢta olmak üzere farklı yöntemleri de vardır. Bu çalıĢmada güç
tüketim verisi MATLAB yazılımı vasıtasıyla hem bilinen regresyon analiz tekniğiyle hem
de genetik programlama tekniğiyle iĢlenmiĢ ve sonuçları incelenmiĢtir. Regresyon için
MATLAB curve fitting (eğri uydurma) aracı, genetik programlama için de yine
MATLAB’ın GPLAB Toolbox’ından yararlanılmıĢtır.
Paatero ve Lund (2004) Finlandiya Ģartlarında, evsel amaçlı, tüm tüketim detaylarını içeren,
bir elektrik tüketim veri profilinin, yük modeli aracılığıyla oluĢturulabilirliğini
araĢtırmıĢlardır. Elektrik kurumlarının tipik ev elektrik tüketimi hakkında detaylı bilgi
sahibi olması, iĢletimin doğası gereği çok zordur. Buna karĢın kiĢisel bazda tüketim bilgisi
olmadan toplu tüketim bilgileri edinilebilmektedir. KiĢisel bazda elektrik tüketimindeki
65
dalgalanma ancak simülasyon modelleriyle üretilebilir. Bu amaçla 1970'lerden bu yana
birçok tahmin yöntemi geliĢtirilmiĢ ve uygulanmıĢtır. En güncel olanları bulanık mantık ve
genetik algoritmaya dayanan modellerdir. Çok az verinin toplanabildiği durumlarda ise
yaygın ekonometrik modeller tercih edilmektedir. Bu tarz modellerde, hane halkı veya
onların kiĢisel cihazlarından ibaret olan birincil yük elemanları talep edilecek yükü
meydana getirirler. Bu çalıĢmada basitleĢtirilmiĢ, birkaç haneden binlerce haneye kadar
değiĢebilen geniĢ bir yelpazede, saatlik bazda ev elektrik tüketim verisi oluĢturabilen bir
model hazırlanmıĢtır. Bu model kiĢisel ev elektrik yük profilini çıkarabilmek adına, tüm
elektrik tüketici ve tüketici gruplarının yük taleplerini, resmi raporları, referans değerleri
girdi olarak kullanıp saatlik bazda detaylı tüketim analizleri oluĢturmaktadır. Temsili
evlerden ölçümle toplanmıĢ iki ayrı veri seti, istatistik analiz, model eğitimi ve doğrulama
için kullanılmıĢtır. Analizler oluĢturulan yük profillerinin gerçek veriyle uyumlu olduğunu
göstermiĢtir. Modele girdi olması açısından, Finlandiya için iki ayrı ev elektrik tüketim veri
seti oluĢturmak amacıyla toplu konut bölgelerinde, birinci veri seti 2002 yılında 365 gün
702 hanede saatlik; ikinci veri seti birinciyi de kapsayan 1082 hanede 143 gün saatlik
Ģeklinde oluĢturulmuĢtur. Evlerde standart ev tüketimlerinin yanı sıra iklimlendirme
cihazları, su ve kiĢisel sauna ısıtıcıları da bulunmaktadır. Orijinal günlük elektrik tüketimi
5.12 kWh/gün ölçülmüĢken, yıllık bazda hafta sonu ve tatil günleri göz ardı edilerek
ortalama günlük elektrik tüketimi model vasıtasıyla 5.16 kWh/gün olarak belirlenmiĢ ve
çalıĢmaya referans teĢkil etmiĢtir. Model 10000 hane için çalıĢtırılmıĢ, oluĢturulan elektrik
tüketim verisinin doğrulamalardan sonra gerçek değerlerle uyumlu çıktığı görülmüĢtür.
Model bundan sonraki benzer çalıĢmalarda da kullanılabilecektir. Ancak modelin
endüstriyel sahalarda kullanılabilmesi için, veri toplama güçlüğünden ve standart tüketim
eğilimleri olmadığından dolayı, modelin bu duruma göre güncellenmesi gerekecektir.
Yılmaz vd. (2005) çalıĢmalarında, Gebze Yüksek Teknoloji Enstitüsü kampüsünün günlük
ve mevsimsel elektrik talep değiĢimlerini, Talep Yönetimi Metodu ile analiz ederek
kampüsün ekonomik açıdan yenilenebilir enerji potansiyelini değerlendirmiĢlerdir. Elektrik
dağıtım Ģirketlerinin sunduğu elektrik tarifeleri, tüketicileri Talep Yönetimi Metodunu
uygulayarak temiz ve ucuz enerji elde etmeye yönlendirmektedir. Türkiye’de, bir gün içinde
üç farklı zaman aralığında uygulanan elektrik tarifesi, tüketicilerin talep yönetimi
tekniklerini kullanmalarına olanak vermektedir. En yüksek fiyata sahip olan 17.00-22.00
66
saatleri, kampüs elektrik talebinin de yüksek olduğu bir zaman periyodunu içine alması
sebebiyle, kampüs için bir talep yönetimi planlamasını gerekli kılmıĢtır. Kampüs için
yapılacak olan bu planlama, kampüsün saatlik elektrik talep değerlerinin bilinmesini
gerektirmektedir. Baz olarak alınan bir haftanın, saatlik elektrik taleplerinin bir talep ölçer
ile belirlenmesinin ardından, ölçülen değerlerin ortalama haftalık talebe oranlanmasıyla,
yılın her haftası için saatlik elektrik talep verisi elde edilmiĢtir. Bununla birlikte, Ģehir
Ģebekesinden çekilen elektrik enerjisinin, özellikle yüksek tarifeye sahip zaman
aralıklarında, baĢka alternatif enerji kaynaklarıyla karĢılanması da talep yönetimi
sistemlerinin bir konusudur. Talep Yönetimi Metodu, fotovoltaik ve rüzgar enerji
sistemlerinin oluĢturduğu hibrit sistemin elektrik Ģebekesi ile bütünleĢtirilmesini
kapsamaktadır. Hibrit sistemi oluĢturan yenilenebilir enerji sistemleri için hesaplanan
maliyet fonksiyonları ve kampüsün elektrik talebi, talep yönetimi sistemi içerisinde analiz
edilerek kampüs için optimum yerel enerji sistemi belirlenmiĢtir. Ayrıca, gelecek yıllarda
fotovoltaik sistemin verimindeki muhtemel iyileĢtirmelerin sistemin toplam elektrik
maliyetine etkisi de araĢtırılmıĢtır. Optimum yerel enerji sistemi tasarımı yapabilmek için
ilk olarak üç çeĢit veri toplanmıĢtır. Toplanan verilerden iki tanesi yerel karakteristiğe bağlı
olan yenilenebilir enerji potansiyeli ve yıllık enerji talebi ile ilgili verileridir. Üçüncü veri
ise yenilenebilir enerji sistemlerinin yatırım ve iĢletim giderleri ile ilgilidir. Kampüs için
saatlik güneĢ ıĢınım yoğunluğu verisi, literatürde geçen ampirik formüller ile üretilmiĢtir.
PV toplaçlardan alınan etkin güneĢ ıĢınımı yoğunluğu için hesaplar, % 14 verime sahip olan
ve optimum iĢletim için belirlenen açı ile yerleĢtirilen fotovoltaik toplaçlar temel alınarak
yapılmıĢtır. Kampüs elektrik maliyetini minimize etmek amacıyla, yenilenebilir enerji
kaynaklarının tasarım parametreleri, “grid” arama yöntemi ile optimize edilmiĢtir.
Kullanılan algoritma, bu çalıĢmada talep yönetimi sistemi içerisinde kullanılan 1 kW ile 50
kW arasında kapasiteye sahip yenilenebilir enerji kaynaklarının bütün kombinasyonları için
saatlik iĢletim maliyetini, saatlik enerji üretimini, saatlik artan enerjiyi ve toplam sistem
maliyetini hesaplayabilmektedir. Hesaplama iĢlemi bir önceki yılın saatlik rüzgar hızı,
saatlik güneĢ ıĢınımı yoğunluğu ve saatlik kampüs talep değerlerine dayandırılmıĢtır. Azami
anma gücü, güneĢ ve rüzgar enerji sistemleri için kampüste kullanılabilecek alanın kısıtlı
olması gibi sebeplerden dolayı 50 kW olarak seçilmiĢtir. Toplam maliyet minimize
edildiğinde, optimum sistemin, 120556 $/yıl maliyete ve 14435 kWh/yıl fazla enerjiye
neden olan 50 kW kapasiteye sahip rüzgar enerji sistemi ile gerçekleĢtirildiği
67
görülmektedir. Kampüs talebi sadece konvansiyonel Ģebekeden sağlandığında ise toplam
yıllık enerji maliyeti 123091 $/yıl olmaktadır. Bundan dolayı talep yönetimi sisteminin
uygulanmasıyla birlikte yıllık olarak yaklaĢık 3000 $ tasarruf edileceği açıktır. Fotovoltaik
sistemin kapasitesi arttırıldıkça yıllık toplam maliyette de artıĢ gözleneceğinden, fotovoltaik
sistemlerin, kampüsün konumu açısından bakıldığında pahalı bir alternatif enerji kaynağı
olduğu sonucuna varılmıĢtır. Diğer yandan, rüzgar enerji sistemi kapasitesi 25 kW’ı
aĢtığında maliyeti daha düĢük bir alternatif olarak karĢımıza çıkmaktadır.
YeĢilata vd. (2006) çalıĢmalarında küçük ölçekte su teminine yönelik birebir bağlı prototip
bir FV panel dalgıç pompa sistemini deneysel olarak analiz etmiĢlerdir. Elektrik
Ģebekesinden uzak bölgelerde yer üstü ve yer altı su temininde, klasik enerji kaynaklarına
nazaran FV destekli su pompaları daha ekonomik ve güvenli olabilmektedirler. Tarıma
dayalı ekonomik yapısı bulunan GAP Bölgesinde sulama amaçlı tüketilen elektrik
enerjisinin, toplam elektrik tüketimindeki payı % 20-40 gibi yüksek değerlere ulaĢmaktadır.
FV destekli su pompaları DA motor-pompa ikilisinin panellere hiçbir ara düzenleyici
olmadan doğrudan bağlandığı sistemlerdir. Gün boyu ıĢınım Ģiddetinin gösterdiği sinüzoidal
değiĢime bağlı olarak değiĢen değerlerde çıkan gerilim ve akım, motora direkt olarak
verildiğinden, sistemin çalıĢması ancak ihtiyaç duyduğu gücü sağlayan gerilim ve akım
değerlerinin temini ile mümkün olmaktadır. Sistemde amorf-silikon hücreli FV panellere
birebir bağlı mono-blok bir konvansiyonel DA motor-merkezkaç dalgıç pompa ikilisi
kullanılmıĢtır. FV panellerin uzun süreli performanslarını tespit etmek amacıyla çok sayıda
parametrenin ölçümüne olanak sağlayan bir elektronik ölçüm düzeneği kurulmuĢtur. Bu
gerekçeyle sisteme toplam güneĢ ıĢınımı için panellerle aynı eğim açısında yerleĢtirilen
piranometre, FV panellerin gerilim ve akımını ölçmek için kullanılan gerilim ve akım
terminalleri; panel yüzey sıcaklığı için sıcaklık sensörü; veri kartı ve verilerin aktarıldığı
bilgisayar dahil edilmiĢtir. DA motor-dalgıç pompa ikilisinin hidrolik sistemi iki adet 750
litre hacimli su deposu, bağlantı hortumları ve bir debi ölçme düzeneği içermektedir. Debi
ölçümü için bir su sayacı ve kronometre kullanılmıĢtır (ġekil 2.13). FV panellerin eğimi,
kendi tasarladıkları sehpa vasıtasıyla deneylerin yapıldığı ay için geçerli optimum aylık
eğim açısına denk gelecek Ģekilde ayarlanabilmektedir. 2005 yılı Temmuz ayı için optimum
panel eğimi ġanlıurfa ilinde 0 derece olarak alınmıĢtır. ÇalıĢma sonucunda, dinamik
atmosfer koĢulları nedeniyle temel sistem parametrelerinin anlık değerlerinde önemli
68
dalgalanmalar tespit edilmiĢtir. GüneĢ ıĢınım değeri FV panel akımını doğru orantılı, panel
sıcaklığı ise gerilim değerini ters orantılı olarak etkilemiĢtir. Pompalanan ortalama su debisi
anlık değerlerdeki dalgalanmalardan etkilenmemiĢtir. FV panel parametrelerinden panel
çıkıĢ gücü kullanılarak, debi tahmininde bulunulabilmiĢtir. FV pompa sisteminin ilk yatırım
maliyeti yüksek, sistem toplam verimi (sağlanan hidrolik güç/güneĢ ıĢınım gücü) düĢük
çıkmıĢtır. Toplam verim % 2 seviyelerindedir. Günlük 4.1 ton su 5 m yükseklikte kullanıma
hazır hale getirilebilmiĢtir. Bu somut değeri yeterli bulan kullanıcılar dıĢında FV pompa
sistemleri sürekli elektrik bulunan bölgeler için avantajlı görünmemektedir.
ġekil 2.13 Elektronik ölçüm ve hidrolik sistem bileĢenleri (YeĢilata vd. 2006)
Paatero ve Lund (2006) yaptıkları çalıĢmaya dayanarak FV kurulumundaki Ģu anki seyrin
daha fazla yaygınlaĢmasının, özellikle güneĢ ıĢımasının tepe noktada ve ev tüketiminin orta
seviyede olduğu öğle vakitlerinde Ģebekede yüksek gerilim sebebiyle sorunların çıkacağı
uyarısında bulunmaktadırlar. Günümüzdeki bu muhtemel soruna karĢı alınabilecek önlem,
fazla enerjinin öncelikle depolanması, daha sonra üretimin düĢtüğü zamanlarda tekrar yükü
beslemeye geçerek, sorunun faydaya dönüĢtürülmesi Ģeklinde olmalıdır. Dağıtım
Ģebekesine depolama birimlerinin eklenmesi Ģebeke topolojisini düzenlemeyi, FV
kapasiteye göre depolamanın boyutlandırılmasını ve depolama kontrol stratejilerini
gerektirmektedir. Bunların yanında Ģebeke kalite ve güvenliğini ilgilendiren geçici gerilim
değiĢimleri, Ģebeke geriliminin armonik bozulması ve dağıtık üretimin dağıtım Ģebekesine
69
muhtemel olacak tüm diğer etkileri bu çalıĢmanın konusu dıĢında kaldığından göz ardı
edilmiĢtir. Bilgisayarlı dinamik bir metotla büyük ölçekli FV tasarımların bağlı oldukları
Ģebekede enerji depolamanın etkisini inceleyen toplam 11 örnek olay dağıtık üretim ve
depolama modelleriyle güç akıĢ hesaplamalarını birleĢtiren bir simülasyon aracı
kullanılarak hesap edilmiĢtir. Modele farklı depolama tasarımları, FV boyutlandırma ve
iklim bölgeleri dahil edilmiĢtir. ÇalıĢma her bir kWp için 1 kWh’lık depolama kullanmanın
duruma bağlı olarak yüksek gerilim ihtimalini % 30-100 arasında düĢürdüğünü göstermiĢtir.
Güney iklimlerinde, güneĢ gücü çıktısı ile yük arasındaki kaybın yüksek olduğu kuzey
bölgelere göre bu fayda daha net biçimde görülmektedir. FV birimler Ģebekeye dikkatli bir
Ģekilde yerleĢtirilirse, benzer faydalar depolama uygulamadan da sağlanabilir. Bu faydalı
durum FV sistemlerin güçlü bir Ģebeke altyapısının olduğu bölgelerde kurulmasıyla
sağlanabilirken zayıf Ģebekelerde bu denemelerden sakınılmalıdır. ÇalıĢmada güç dağıtım
sistemi Helsinki Teknoloji Üniversitesi tarafından geliĢtirilen DESIGEN simülasyon aracı
uygulanarak modellenmiĢtir. Program güç akıĢ hesaplamalarını, dağıtık güç üretim
modellerini, depolamayı ve özel yük verisini bir arada kullanmaktadır. Model FV dizelerin
çıkıĢ gücünü Ģu formülle hesaplamaktadır:
PFv = AFv x I x η
AFv : Toplam dize alanı, m2,
I : Gelen güneĢ ıĢıması, W,
PFv : FV sistemin dönüĢüm verimliliği,
η : Sistem verimi.
GüneĢ ıĢıması doğrudan ve yayınık olarak iki ayrı türde standart formüllerle hesaplanmıĢtır.
Sistem verimliliği ise modül verimliliği ve sıcaklık iliĢkisi ile kablo kayıpları dahil DA-AA
(doğru akım – alternatif akım) dönüĢüm verimliliği gibi değiĢkenlere bağlıdır. Ayrıca
gölgeleme gibi etkiler bekleniyorsa bunlar da hesaba katılmalıdır. Tüketici yük verisi de
model vasıtasıyla oluĢturulmuĢtur. Ortalama elektrik tüketim oranını haftalık bazda
mevsimsel olarak içeren veri, cihazların günlük tüketim profillerine, kullanım sıklıklarına,
güç seviyelerine ve beklemedeki tüketimlerine ihtiyaç duymaktadır. Böylece ortalama
günlük tüketimleri ifade edilebilmektedir. YaklaĢık ev sayısı da bilindiği takdirde, bölgenin
70
zamansal olarak elektrik tüketimi hesaplanmıĢ olur. Lizbon için standart bir evin yıllık
elektrik talebi 2360 kWh, Helsinki için 1859 kWh olarak benzer bir yaklaĢımla
belirlenmiĢtir. ÇalıĢmanın bir diğer amacı fazla üretilen elektriği depolayıp talebin arttığı
zamanda arz ederek FV kapasitesini düĢük tutmaktır. Depolama kapasitesini belirlemek
için:
Qkapasite,yıl = maxyıl (Qkapasite,gün)
Qkapasite,gün = ∫ ηAFv x Iöğle - Wöğle
∆Töğle
Qkapasite,gün : Gün ortası üretim kapasitesi, kWh,
maxyıl : Yıllık en yüksek günlük fazla enerji, kWh,
Iöğle : IĢıma yoğunluğu, kW,
AFv : Toplam dize alanı, m2,
η : Sistem verimi
Wöğle : Gün ortası yerel tüketim, kWh formülünden yararlanılmıĢtır.
Bölgesel iklim etkilerinin FV elektrik üretimine doğrudan etkisi olan güneĢlenme Ģiddetini
açık Ģekilde etkilediği tespit edilmiĢtir.
Chokmaviroj vd. (2006) çalıĢmalarında Tayland’da gerçekleĢtirilen PHA BONG FV
projesinin 500 kWp’lik pilot santralinin ilk sekiz ayını incelemiĢlerdir. Tayland’ın kuzey
batısındaki kırsal bölgenin yerel ağının geniĢletilemiyor olması sebebiyle 1680 modüllü
(140x12’lik dizi; 300 W/modül) bir FV sistem kurulmuĢtur. Sisteme iki adet 200 kVA’lık
evirici ile 280 adet toplam 560 V, 1200 Ah’lik akü bankası dahil edilmiĢtir (ġekil 2.14).
Referans değerlere göre SDġ’ında % 13 olarak beklenen FV verimi, proje saha Ģartlarında
% 9 – % 12, performans oranı 0.7 – 0.9 aralığında seyretmiĢtir. Hava sıcaklığının 32.4 °C
iken, modül sıcaklığının 59.0 °C olması verimdeki % 2-4’lük kaybın sebebi olarak
gösterilmiĢtir. GüneĢ ıĢınım değerleri 0-1080 W/m2 aralığında ölçülmüĢtür. Ġlk sekiz ayda
383274 kWh elektrik üretimi gerçekleĢmiĢtir. Elektrik üretimi 1453 kWh/gün ile 2042
kWh/gün aralığında ve ortalama 1696 kWh/gün olmuĢtur. Günlük ıĢımanın 2.0 kWh/m2
olduğu günler için performans oranı en yüksek değer olan 0.81’e ulaĢmıĢ, bazı günler
71
günlük ıĢıması 6.38 kWh/m2 olmasına karĢın performans oranı, sistemin Ģebekede arızaya
yol açmasını önlemek amacıyla otomatik kapatılması sebebiyle 0.70’lerde kalmıĢtır.
ġekil 2.14 FV sistem diyagramı (Chokmaviroj vd. 2006)
Fanney vd. (2006) ekonomik kararlar alabilmek için FV sistemlerin enerji üretim tahminini
yapan bilgisayar simülasyon araçlarını incelemiĢlerdir. Bu araçlar farklı çalıĢma ve çevresel
Ģartlar altında modül performansını karakterize eden değiĢkenlere ihtiyaç duymaktadır.
Simülasyon modelinin karmaĢık yapısı sebebiyle istenen girdi değiĢkenleri FV modül
etiketinde sınırlı yer alan bilgilerden, çok detaylı veri setlerine bir değiĢim göstermektedir.
Bu bilgiler genelde kapalı ortamlarda güneĢ simülatörleriyle veya dıĢ ortamda doğal ıĢık
altında ölçülmüĢlerdir. ABD’de bu konularda çalıĢan iki laboratuardan NIST ve SNL
(Amerikan Sandia Ulusal Laboratuarları)'de dıĢ ortamda test amaçlı ölçülen FV modül
performans değiĢkenleri karĢılaĢtırılmıĢtır. Denenen üç modülden ikisi tek kristalli silisyum
üçüncüsü ise üç bağlantılı amorf silisyumdur. Ölçülen değerleri, uygulanan deneme
prosedürünü ve performans değiĢkenlerini kullanan bilgisayar simülasyonu, tahmin edilen
72
enerji üretimlerindeki farklılıklarını, her bir modülün elektrik performansını etkileyen geliĢ
açısını, hava kütlesini ve modül sıcaklığını dikkate almaktadır. Her iki laboratuardan alınan
veriler birbiriyle çok uyumludur. Sadece, geliĢ açısının 75 dereceyi geçtiği durumlarda,
geliĢ açısı değiĢtiricisi etkisinde iki laboratuar arasında bir uyumsuzluk tespit edilmiĢtir.
Tek kristalli silisyum modülün NIST ve SNL tarafından farklı geliĢ açılarında tahmin edilen
akımdaki değiĢimi gösteren ıĢınım geliĢ açısı ve akım grafiği oldukça paralellik
göstermektedir (ġekil 2.15). NIST ve SNL laboratuarlarında yapılan ölçümlerde sıcaklık
katsayısının % 2-17 arasında değiĢmesine karĢın, bu farkların denenen tüm modül
performansları üzerindeki etkisi, % 2 civarında çıkmıĢtır. Bir yıllık süresi içerisinde FV
hücre sıcaklığı -13 ila 75 °C, hava kütlesi 1.02 ila 30, güneĢ ıĢıması 0 ila 600 W/m2 ve geliĢ
açısı 27 ila 90 derece aralıklarında değiĢim göstermiĢtir. SNL, FV sistemlerin yıllık elektrik
üretimlerini tahmin etmek için coğrafi konum, bina yönelimi, FV hücre teknolojisi bilgisini
kullanan ve farklı FV modüllerin yıllık elektriksel çıktılarını ölçülen değerlerden % 5 hata
ile ortaya koyan PV Design Pro isimli bir bilgisayar programı da geliĢtirmiĢtir.
ġekil 2.15 NIST ve SNL’nin geliĢ açısı-akım grafiği (Fanney vd. 2006)
73
Infantes vd. (2006) Ġspanya’nın Ciudad Real kentindeki Endüstri Mühendisliği Lisesi’nde
2004-2005 yılları arasında yürütülen projede elektrik yük talebi tahmin etmiĢ, FV paneller
için uygun yer tespiti yapmıĢ, merkezin ihtiyaçları doğrultusunda parasal konular dahil tüm
ilgili verileri toplamıĢlardır. Bu kapsamda Ģebeke bağlantılı bir FV kurulumun tasarımı için
elektriksel, finansal ve ekonomik tüm bilgileri girdi olarak kullanan bir bilgisayar programı
hazırlamıĢlardır. Böylece tasarım için harcanacak zaman kısaltılmıĢ ve birden fazla çözüm
önerisi için karĢılaĢtırma Ģansı doğmuĢtur. Elektrik tüketimi için, lisenin aktif ve reaktif
elektrik tüketimleri ile mevsimsel ve mevsim harici 2000-2004 arasında ölçülen değerleri
kullanılarak, merkezi ve merkez-dıĢı 6 nokta hareketli ortalamalar modeli yardımıyla 2005
yılı için bir elektrik tüketimi tahmininde bulunulmuĢtur. GüneĢ ıĢıması girdisi olarak
Ġspanya GüneĢ IĢıması Atlası yerine yaklaĢık % 7 daha düĢük değerler veren NASA Yer
Meteoroloji ve GüneĢ Tablosu değerleri kullanılmıĢtır. FV kurulum için finans kısıtı da
gözetilerek, piyasada FV üretecin ve eviricinin gücünü esas alan yaygın sistemler yerine
performans, üretim, fiyat, uygun destekleme, elektrik ücretlendirme, ücretlendirmeyi
etkileyen vergiler ile faturaya uygulanan indirimleri de dikkate alan daha esnek bir yöntem
sağlayan bilgisayar yazılımı faydalı olmuĢtur. Böylece 60 ayrı değiĢken iĢlenebilmiĢ, güç,
alan, yönelim, elektrik üretimi ve karlılık gibi değiĢkenler ayarlanabilmiĢ, farklı senaryolar
için hızlı tasarımlar oluĢturulabilmiĢ, yazılım güncellenebilir bir veri bankasıyla ilintili
çalıĢtığından FV panel ve eviricilerdeki değiĢiklikler anında yansıtılabilmiĢtir. GeliĢtirilen
yazılımın tasarımın ana unsurlarını oluĢturan akıĢ ġekil 2.16’de Ģematize edilmiĢtir.
Enlem ve boylamı dikkate alarak aylık dönemlerde elektrik üretimini hesaplamak için:
Eay = Panma (Getkili / G*) x Fgölge x Fetkili [kWh/ay]
Eay : Üretilebilecek aylık enerji, kWh,
Panma : FV panel anma gücü, kW,
Getkili : FV panele gelen etkili yıllık güneĢ ıĢıması, kW,
G* : En yüksek güç için güneĢ ıĢıması, kW,
Fgölge : FV panel üzerindeki gölgeleme faktörü,
Fetkili : Evirici kayıplarını içeren verimlilik faktörü (0.7-0.9) algoritmasından
yararlanılmıĢtır.
74
Bu Ģekilde yapılan hesap doğrultusunda 2005 yılında tüketimin % 29’unu karĢılayabilecek
aynı sistem 2000 yılında olsaydı % 43’ünü, 2001’de % 42’sini, 2002’de % 35’ini 2003’de
% 32’sini karĢılayabileceği sonucuna varılmıĢtır. Ortalama kWp baĢına elektrik üretimi
1207 kWh hesaplanmıĢtır. Bu değer üretici referans değerlerinin 1300-1500 kWh/kWp
arasındaki üretim hesaplamalarının fazla iyimser olduğunu göstermektedir.
ġekil 2.16 Yazılımın ve geleneksel yöntemin FV tasarım akıĢ Ģeması (Infantes vd. 2006)
Paatero ve Lund (2007) çalıĢmalarında Helsinki ve Lizbon için son kullanıcı tarafında
büyük ölçekli dağıtık FV güç üretiminin orta gerilim dağıtım Ģebekesindeki etkilerini
DESIGEN simülasyon aracıyla modelleyerek incelemiĢlerdir. Model için ilk olarak bir yıl
içerisindeki ortalama elektrik tüketim oranı verisini ve mevsimsel haftalık değiĢimli
ortalama yük verisini girdi olarak kullanmıĢlardır. Kamuoyunun FV teknolojileri
desteklemesi ve artan pazar payı, özellikle elektrik dağıtım Ģebekesi ve müĢteri tarafında
Ģebeke bağlantılı FV uygulamaların artmasına neden olmaktadır. Odak noktalar gerilim
75
düĢmesi, Ģebeke kayıpları ve Ģebeke kazançlarını içeren statik davranıĢlardır. KiĢisel FV
sistemler tüketici noktalarında dağıtık Ģekilde dağıtım Ģebekesine bağlanmaktadırlar.
Dağıtım Ģebekesi simülasyonu kullanılarak 150 farklı örnek durum için FV sistemlerin
Ģebekeye bu Ģekilde bağlanıĢlarının etkileri hakkında detaylı bilgiye ulaĢılmaya
çalıĢılmıĢtır. Bu örnek durumlar iki farklı coğrafik konumda, yük belirleme yöntemiyle
belirlenen toplam üç farklı evsel elektrik tüketim profilinden oluĢmaktadır. BeĢ farklı
Ģebekeye bağlantı seviyesi ve dört farklı güneĢ paneli yönelim stratejisi de analiz edilmiĢtir.
Toplam yıllık elektrik tüketimi verisi için, o yıla ait tahmini nüfus, cihazların (elektrik
tüketiciler) tercihen hafta içi ve sonu olarak detaylandırılmıĢ referans güç değerleri,
kullanım sıklıkları, günlük tüketim profilleri ve beklemedeki tüketimlerinden
yararlanılmıĢtır. FV modüllerin yönelimi ve yerel iklim Ģartlarının, FV elektrik üretimi
değiĢkenlerini ve yükü karĢılama oranını doğrudan etkilediği gözlemlenmiĢtir (ġekil 2.17).
ġekil 2.17 Lizbon ve Helsinki için elektrik yük talebi ve FV üretim seyri, 1kWp/hane
76
Lizbon ve Helsinki için FV panel ıĢıma açıları sırasıyla 30° ve 45° seçilmiĢtir. Helsinki
kuzey ikliminde olduğundan dolayı yıllık bazda Lizbon'dan % 50-60 daha düĢük FV çıkıĢ
vermektedir. FV çıkıĢ seyri Lizbon'da oldukça düzgün giderken, Helsinki’deki meteorolojik
Ģartlar nedeniyle oldukça dalgalı olmaktadır. Saatlik tepe güç değerlerine her iki iklimde de
ilkbaharın ilk günlerinde açık ve serin havada ulaĢılabilmiĢtir. FV panel yöneliminde doğu-
batı durumu, ortalama gücün en yüksek olduğu durum olmasına karĢın toplam enerji üretimi
düĢüktür. Diğer yönden sürekli güney durumunda, en yüksek toplam enerji üretimine
ulaĢılırken, FV eğrinin Ģekli tüm durumlarda en dik halini almaktadır. Güney-batı ve güney-
doğu-batı durumları biraz daha ortalama değerler vermektedir (ġekil 2.18).
ġekil 2.18 1 kWp/hane doğu-batı doğrultulu yazlık ortalama tüketim ve FV üretim
Sonuçlar FV üretimle evsel elektrik tüketimi arasındaki farkın FV panellerin yönelimini
değiĢtirerek kapanamayacağını göstermektedir. FV panellerin doğu-batı yönelimindeki
düĢüĢ öğle vakti FV tepe değerini Helsinki’de % 30 Lizbon’da % 10 düĢürmektedir.
AkĢamın erken saatlerinde evsel tüketim tepe olduğunda FV üretim yetersiz kalmıĢtır. FV
sistemi elektrik Ģebekesine bağlantılı olarak çalıĢtırmak sadece gerilim desteği
sağlamamakta, aynı zamanda sistem kayıplarını da en aza indirmektedir. FV sistem
bağlantısı olmaksızın, Helsinki’de toplam yükün % 0.74’ü, Lizbon’da % 0.80’i Ģebeke
kaybıdır. Ancak 1 kWp/hane’lik bir FV sistem Ģebekeye bağlandığında kayıp oranı açık
Ģekilde düĢmekte, 2 kWp/hane’lik bir sistem bağlandığında ise Helsinki’de % 1.7,
Lizbon’da % 1.9 oranına yükselmektedir. Ġncelenen tüm Ģebeke tipleri 1 kWp/hane
77
büyüklüğündeki FV sistemlerle problemsiz çalıĢabilmiĢtir. En iyi performansı ise tarak tipi
Ģebekeler göstermiĢlerdir.
Miwa ve Matsuno (2008) FV sistem donanımı referans değerleri ile gerçekleĢen değerler
arasındaki doğrulama iliĢkisini araĢtırmıĢlardır. Japonya Yeni Enerji ve Sanayi Teknoloji
GeliĢtirme Örgütü (NEDO) 2006 yılında Japonya’nın en kuzey kenti olan Wakkanai Ģehrini
büyük ölçekli FV güç üretim santralleri çalıĢtıran bir Ģebekenin kararlılığının doğrulaması
için, doğrulama merkezi seçmiĢtir. Birinci etabı sürdürülen projede 80 kW FV sistem için 1
yılı aĢkın süreyle veri toplanmıĢtır. Ayrıca 2008 yılında 2 MW ve 500 kW NaS (sodyum-
kükürt) akü sistemi devreye alınmıĢ ve FV çıkıĢ dalgalanması incelenmiĢtir. Proje 2010
yılında 5MW’a ulaĢarak tamamlanacaktır. Bu kapasitede kurulacak bir FV güç elektriği
santrali için en uygun FV modüle karar vermek adına ilk etapta üç adedi tekli kristal
silisyum, üç adedi çok kristalli silisyum, iki adedi amorf silisyum, bir adedi yeni model katlı
(tandem) tip ve bir adedi de yeni model tümleĢik yarıiletken (CIS) tip olmak üzere 5 ayrı
teknolojiden 10 tür FV modül kurulmuĢ ve sonuçları kıyaslanmıĢtır. Bu kıyaslamada ana
kriterler maliyet analizi, performans oranı (PR), sıcaklık karakteristikleri ve kar etkisi olarak
belirlenmiĢtir. Değerlendirmede esas alınan kriter performans oranıdır (ġekil 2.19):
PR = Ep /(Pas *Ha / Gs)
PR : Performans oranı,
Ep : FV’den üretilen toplam enerji, kWh,
Pas : FV anma kurulu gücü, kW,
Ha : FV yüzeyindeki toplam ıĢıma miktarı, kWh/m2,
Gs : Referans ıĢınım, kW/m2.
78
ġekil 2.19 Aylık FV performans oranları (Miwa ve Matsuno 2008)
Performans oranı Aralık-ġubat arası dönemde FV panel yüzeyleri karla kaplandığı için çok
düĢük çıkmıĢtır. Kristal silisyum FV panellerde kıĢ mevsimi hariç performans oranı % 90
gibi çok yüksek değer verirken, sadece kıĢ mevsiminde çalıĢtırılmıĢ olan amorf silisyumum
performans oranı % 15’de kalmıĢtır. Ancak performans oranları yaz mevsimiyle birlikte
hızlı bir yükseliĢe geçmiĢtir. Mevsimsel bu farkın ana sebebi olarak kıĢın sıcaklığın çok
düĢük olması gösterilebilir. Bu konuda gözlem ve çalıĢmalar sürmektedir. FV üretim çıkıĢı
çok dalgalı bir seyir izlediği için zayıf Ģebekelerde sorun yaratabilmektedir. Bu sebeple NaS
aküleri kullanılarak çıkıĢın düzgünleĢtirilmesi sağlanmaktadır. Bununla birlikte asıl
hedeflerden biri programlı bir FV üretim yapmaktır. Bu amaç doğrultusunda gelecek günler
için güneĢ ıĢıması tahmin edilerek FV üretimin ne kadar olacağı ve NaS akülerin dolma-
boĢalma durumları hesaplanarak programlanmıĢtır. GüneĢ ıĢıması ve hava durumu tahmini
için ayrıca bir sayısal model ve doğruluğunu sürekli iyileĢtirmek için farklı yöntemler
geliĢtirilmiĢtir. ġekil 2.20’de görüleceği üzere 9-18 saatleri arası 500 kW’lık, sonrası içinse
0 kW’lık bir güç beslemesi programlanmıĢ ve öngörülen program baĢarıyla
uygulanabilmiĢtir.
79
ġekil 2.20 Öngörülen iĢletim programı deneme sonuçları (Miwa ve Matsuno 2008)
Paatero (2009) çalıĢmasında özellikle yenilenebilir enerji üretiminin yaygınlaĢmaya
baĢladığı günümüz Ģartlarında, orta ölçekli dağıtık rüzgar türbini ve FV santrallerin büyük
ölçekli dağıtım Ģebekelerine entegrasyonu, desteği ve muhtemel sorunlarını araĢtırmıĢtır.
Ġstenmeyen aĢırı gerilim üretimi sırasında, enerjinin depolanması, Ģebeke topolojisinin
uygun kullanımı ve FV panel çıkıĢlarının baĢka yere yönlendirilmesini irdelemiĢtir. Enerji
depolamak, üretimdeki ani değiĢimlerden kaynaklanan düzensizlikleri gidermenin yanı sıra,
arz talep dengesi kurmada ve aĢırı gerilim tehdidine karĢı da kullanıĢlı bir yöntemdir.
Ayrıca zaman boyutunda fiyat farkının olduğu dönemlerde ekonomik olanı seçme Ģansı
tanımaktadır. Depolanan enerjinin kısa ve uzun vadede yük beslemesini dengelemek amaçlı
kullanımını sağlamak amacıyla farklı depolama kontrol stratejileri uygulanmıĢtır. Bu
gerekçeyle detaylı bir tüketici yük belirleme modeli ve Helsinki Teknoloji Üniversitesi
tarafından geliĢtirilen DESIGEN isimli dağıtım Ģebekesi güç akıĢ simülasyonu
kullanılmıĢtır.
80
Finlandiya’daki FV güç üretim santrali hesaplamaları için meteorolojik girdi olarak,
Helsinki Havaalanı’ndaki meteoroloji istasyonuna ait 10 yıllık güneĢ ıĢıması ölçümü
kullanılırken, Lizbon için proje kapsamında ölçüm yapılmıĢtır. ġehirde seçilmiĢ bir
bölgenin FV potansiyeli tahmin edilmek istendiğinde, bina yüzey ve çatı alanlarının
uygunluğu, bölgesel meteorolojik veriler ve bina konumları kullanılarak çatılar için toplam
yüzey alanın yarısı verimli alan olarak alınmaktadır. Enerji tüketim verisini istatistiki olarak
kullanabilmek amacıyla yıllık, haftalık ve günlük periyotlarda veri toplanmıĢtır. Bu veri
sıklığı elektrik tüketimini tespit etmekte güvenilir kabul edilmektedir. Yük belirleme için
girdi olarak standart bir evin elektrikli aletleri ve kiĢisel ihtiyaçlarını veren bu istatistiksel
verilerden yararlanılmıĢtır. Elektrik dağıtım Ģirketleri yük talebini belirlemek adına, evde
yaĢayan kiĢi sayısına veya elektrik tüketicilerine göre farklı tüketim sınıfları için tüketim
bilgilerini toplayıp ve bu bilgileri hazırladıkları modellerde iĢleyerek geleneksel tahmin
yöntemlerinden daha detaylı bilgilere ulaĢmaktadırlar. Ancak bu detay hiçbir zaman her bir
ev için yapılan veri toplama çalıĢmasından daha açıklayıcı olamamaktadır. Elektrik tüketim
tahmin yöntemleri aynı zamanda sosyal ve mühendislik tipleri olarak iki sınıfa ayrılabilir.
Sosyal tip tahmin yöntemlerinde yapılan iĢin yanı sıra cihazların (elektrik tüketiciler)
kullanıcılarının davranıĢları, çalıĢma tarzları gibi kriterler baz alınırken, mühendislik tipi
tahmin yöntemlerinde cihazların referans değerleri, yük altındaki tüketimleri gibi teknik
verilerden yararlanılmaktadır. Sonuç olarak hem güney ikliminden Lizbon’da hem de kuzey
ikliminden Helsinki'de aile baĢına 0.5 kW'lık Ģebeke bağlantılı FV üretecin devreye
alınmasının Ģebekede herhangi bir arızaya sebebiyet vermeden uygulanabileceği
belirlenmiĢtir. Depolama seçeneği bulunan sistemlerde ise bu güç aile baĢına 1 kW'a kadar
çıkabilecektir. Simülasyon sonucuna göre binaya entegre FV üreteçler orta ölçekli dağıtım
Ģebekelerinde nakil kayıplarını % 34 düĢürmektedir. Fotovoltaikler ve küçük rüzgar
santrallerinin evsel ihtiyaçlar seviyesine kadar inmiĢ olması, farklı ve dağıtık güç
üretimlerindeki artıĢ, dağıtım Ģebekesinde yeni mühendislik çalıĢmalarını da gerekli
kılmaktadır.
81
3. MATERYAL VE YÖNTEM
3.1 Materyal
Bu çalıĢma Ankara Üniversitesi Ziraat Fakültesi Haymana AraĢtırma ve Uygulama
Çiftliği’nde yürütülmüĢtür. ÇalıĢmanın anlatımını kolaylaĢtırmak adına Haymana AraĢtırma
ve Uygulama Çiftliği isimli iĢletmemiz bundan sonra metinde baĢ harflerinden esinlenilmek
ve tarımsal bir ürünü çağrıĢtırması bakımından “HAVUÇ” olarak adlandırılmıĢtır. HAVUÇ,
asli görev tanımı olarak Ziraat Fakültesi bünyesindeki öğretim üyeleri, öğretim görevlileri,
uzmanlar ile yüksek lisans ve doktora öğrencilerinin araĢtırma ve denemelerini
yapabilmeleri için uygun teknik alt yapı ve desteği sağlamaktadır.
Bitkisel ve hayvansal tarım faaliyetin yanında, iĢletmedeki marangozhane, motor ve kaynak
atölyeleri gibi hizmet birimlerinde ofis mobilyaları üretimi ile çiftliğin ve Ankara
Üniversitesi Ziraat Fakültesi’nin bazı onarım ve bakım ihtiyaçları da karĢılanmaktadır.
Ayrıca Ziraat Fakültesi’nin eğitim müfredatı doğrultusunda lisans öğrencilerine mesleki
uygulama dersleri verilmekte, yaz döneminde ise staj programları uygulanmaktadır.
Öğrenciler bu dönemde sosyal tesislerde konaklama, temizlik, beslenme ve dinlenme
ihtiyaçlarını gidermektedirler.
AraĢtırmamızın ana materyallerinden biri de güneĢlenme ölçümleri baĢta olmak üzere ilgili
meteorolojik değiĢkenlerdir. Bu kısımda güneĢ enerjisi potansiyeli hesaplamasında
yararlandığımız meteorolojik gözlem ve ölçümler ile elde edilme yöntemleri de
açıklanmıĢtır.
GüneĢten gelen enerjinin son kullanıcıya yarayıĢlı hale dönüĢtürülmesi için planlama,
tasarım ve karar verme aĢamalarında arayüz teĢkil eden paket program hakkında bilgi
aktarımı da bu bölüm kapsamındadır.
82
3.1.1 Haymana Araştırma ve Uygulama Çiftliği
Ankara Üniversitesi Ziraat Fakültesi bünyesinde 4 adet tarımsal araĢtırma ve uygulama
iĢletmesi bulunmaktadır. Bu iĢletmeler küçükten büyüğe doğru, 2200 m2 havuz alanı ile
Çifteler Su Ürünleri AraĢtırma ve Uygulama ĠĢletmesi, 8 da kullanım alanıyla Kalecik
Bağcılık AraĢtırma ve Uygulama ĠĢletmesi, 150 da büyüklüğündeki AyaĢ Bahçe Bitkileri
AraĢtırma ve Uygulama ĠĢletmesi ve çalıĢmamıza konu olan 4200 da alanıyla Haymana
AraĢtırma ve Uygulama Çiftliği (HAVUÇ)’dir.
HAVUÇ, Sakarya Akarsuyu Havzası’nda, Ankara-Haymana karayolunun 42. km'sinde,
GölbaĢı Ġlçesi’ne 15 km mesafede, 1060 m rakımlı Ġkizce Mevkisi’nde 1983 senesinde
kurulmuĢtur. ġekil 3.1’de HAVUÇ iĢletmesinin uydu fotoğrafından genel görünümü tesisler
bazında A, B, C, D ve E Ģeklinde 5 ayrı paftaya ayrılarak sunulmaktadır. ĠĢletmenin tamamı
39° 34´ kuzey enlemleri ile 32° 40´ doğu boylamlarında, +2 saat diliminde bulunmaktadır.
En yüksek kotu 1085 m, en düĢük kotu 1030 m’dir. Dikkat edileceği üzere iĢletmeler ve
tesisler yerleĢkenin yüksek kotlu sınır bölgelerinde inĢa edilmiĢlerdir. Paftalar haricinde
kalan arazi bahçe ve tarla tarımı için kullanılmaktadır. Böylece sert karasal iklim koĢulları
gözetilmiĢ tarla ve bahçe tarımına ayrılan arazinin nispeten düĢük kotlarda kalması
sağlanmıĢtır. Bu alanın 3200 da’ı tarla tarımı, 130 da’ı bahçe tarımına tahsislidir. Bahçe
tarımı haricindeki peyzaj ağaçlandırması idare ve sosyal tesis binaları dolaylarında
yoğunlaĢmaktadır. Binalar ve ağaçlar dıĢında iĢletme dahilinde gölge oluĢturabilecek
herhangi bir engel bulunmamaktadır.
Tuğaç ve Torunlar (2007) ekolojik kriterlere göre hücresel analiz metodu kullanarak,
HAVUÇ ile aynı mevkide bulunan Tarla Bitkileri Merkez AraĢtırma Enstitüsü arazilerinin
tarımsal arazi kullanım uygunluğunu belirledikleri araĢtırmalarında CBS tekniklerini
kullanmıĢlar, her bir arazi kriteri için toprak, topografya ve sulama koĢulları oluĢturmuĢlar
ve sonuç olarak arazinin tarımsal uygunluk indeksi ile tarımsal uygunluk sınıflarını
belirlemiĢlerdir. Buna göre arazinin % 7.15’ni gölet, bataklık ve kayalık alanlar
oluĢturmaktadır. Arazilerin FAO’nun uygunluk sınıflandırmasına göre tarımsal uygunluk
bakımından % 16.24’ü çok uygun, % 34.30’u uygun ve % 30.27’si az uygun arazilerdir.
Arazinin % 12.04’ünün ise tarımsal kullanım yönünden, toprak özelliklerinin uygun
olmadığını belirlemiĢlerdir.
83
ġekil 3.1 HAVUÇ genel görünüm
84
ġekil 3.2 veġekil 3.3’de ağırlıklı olarak idare binalarının; yemekhane, kantin gibi dinlence
yerlerinin; depo, atölye, garaj gibi destek birimlerinin düzenli bir Ģekilde yerleĢtiği yönetim
yerleĢkesini görmekteyiz. Motopomp tesisi ile nizamiye binası ise iĢletmenin ana giriĢ
bölgesindedir (ġekil 3.4). HAVUÇ’da uzun yıllar için uygulanacak muhtemel ürün
çeĢitliliği ve üretim tekniklerinin ihtiyaçlarını karĢılamak amacıyla tasarlanmıĢ bu hizmet
binaları kendi aralarında uygun bir düzene ve uyuma sahip olmasına karĢın yönelim olarak
güneye 10-120 derece sapmayla yerleĢtirilmiĢ olmaları önemli bir eksikliktir. Binaların
pencere gibi açıklıkları, avlu gibi kullanım alanları ve çatı konstrüksiyonları gibi eğimli
yüzeyleri güneĢin ıĢın, ıĢık ve ısı enerjisinden en yüksek faydayı elde etmekten uzaktır.
Benzer durumun ġekil 3.5’de gösterilen C-005 kodlu sera için de 57 derecelik sapmayla
geçerli olması, planlama ve uygulama aĢamasında güneĢten optimum yararlanmayı
hedefleyen mimari yaklaĢımın dikkate alınmadığının bir göstergesidir.
Hindi kümesi, ızgaralı besi ve sera tarımsal iĢletmenin güney batı kısmında
konuĢlandırılmıĢtır (ġekil 3.5). ġekil 3.6 ve ġekil 3.7’deki yerleĢkenin güney kısmını
kapsayan D paftasında, büyükbaĢ-küçükbaĢ hayvancılık ve kümes hayvancılığı tesisleri ile
silaj, ot sundurmaları ve padoklar gibi destek birimlerin bir araya toplandığı düzenli bir
yerleĢim deseni sergilenmektedir. Tarımsal iĢletmenin bu kısmı toprak yapısı açısından
bataklık türü olması sebebiyle tarla ve bahçe tarımına en elveriĢsiz arazi yapısından
ibarettir.
ġekil 3.8’deki E paftası yükseklik itibariyle yerleĢkenin en yüksek kısmında, araziye hakim
bir bölgeyi göstermektedir. Ġdari ve teknik personelin ikamet bölgesi ve sosyal tesisler
yerleĢkenin en kuzey ucu olan bu bölümde konuĢlandırılmıĢtır. Ġçme ve sulama suyu
sağlayan su deposu ve sulama havuzu da yüksek kot sebebiyle bu kısımda yer almaktadır.
Diğer tarımsal ve idari binalar için söz konusu olan güneye yönelim problemi lojmanlar için
geçerli değildir. 3 adet lojman bloğu 10 derece gibi küçük bir güneyden sapmayla inĢa
edilmiĢlerdir.
85
ġekil 3.2 HAVUÇ A paftası idari kısım genel görünümü
86
ġekil 3.3 HAVUÇ boyutlandırılmıĢ A paftası idari kısım genel görünümü
87
ġekil 3.4 HAVUÇ boyutlandırılmıĢ B paftası nizamiye ve motopomp genel görünümü
88
ġekil 3.5 HAVUÇ boyutlandırılmıĢ C paftası iĢletmeler kısmı genel görünümü
89
ġekil 3.6 HAVUÇ D paftası iĢletmeler kısmı genel görünümü
90
ġekil 3.7 HAVUÇ boyutlandırılmıĢ D paftası iĢletmeler kısmı genel görünümü
91
ġekil 3.8 HAVUÇ boyutlandırılmıĢ E paftası sosyal tesis ve lojman kısmı genel görünümü
92
Çizelge 3.1’de HAVUÇ’daki tüm yapılar boyutları, yönelimleri ve çatı tipleriyle
verilmektedir. ĠĢletme sahasına tesis edilmiĢ 38 adet bina toplam 14500 m2 kapalı alan
oluĢturmaktadır. Binalar güneye yönelim anlamında 10-240 derece arasında geniĢ bir
aralıkta yerleĢtirilmiĢlerdir. Tüm binalarda ortak olmak kaydıyla beĢik çatı uygulanmıĢtır.
Çatı kanatları bölgesel genel kabule uygun olarak yaklaĢık 30 derece eğimlidir. Çatı
izdüĢüm alanları en yüksek olan iki yapı yaklaĢık 900 m2 alan ile D-004 kodlu sütçülük ve
E-001 kodlu sosyal tesis binalarıdır. Isıl ve fotovoltaik amaçlı toplaçların çatı
uygulamalarında, izdüĢüm alanının yarısı kullanıĢlı alan olarak kabul edildiği
düĢünüldüğünde, yaklaĢık 7500 m2 toplam güneĢ enerjisi kullanım alanından söz edilebilir.
ġekil 3.9’daki HAVUÇ organizasyon Ģeması iĢletmenin hem idari organlarını hem de
teknik birimlerini birbirleriyle olan iliĢkileri anlamında göstermektedir. Coğrafik ve
iklimsel Ģartlara uygun hemen her türlü bitkisel ve hayvansal üretimin yapıldığı iĢletmede,
ana baĢlıklar altında olmak üzere yeterli uzman mühendis (7 adet), veteriner (1 adet) ve iĢçi
(38 adet) istihdam edilmektedir. HAVUÇ’un bu anlamda teknik ve ticari yönden de üretim
sürecindeki muhtemel ihtiyaçlarını karĢılayabilen, kendi kendine yetebilen örnek bir
profesyonel yapılanma olduğu söylenebilir. ĠĢletmede üretilen hayvansal gübrenin bahçe ve
tarla tarımında; yetiĢtirilen yoncanın hayvancılık iĢletmelerinde girdi olarak kullanılması
gibi örnekler göz önünde bulundurulduğunda, üretime etki eden enerji girdi analizlerinin
alıĢılagelmiĢ yöntemlerden farklı iĢlemesi gerektiği açıktır. Çünkü bir üretim sürecinde
enerji çıktısı olarak gösterilen değiĢken, bir diğerinde enerji girdisi olarak tekrar yeni bir
üretim sürecine dahil edilmekte, böylece elde edilen fayda en yüksek seviyede olmaktadır.
HAVUÇ’da 2003-2008 yılları arasında tarla tarımı türünden düzenli olarak üretimi yapılan
mısır, Ģeker pancarı, yonca, kuru fasulye, buğday ve arpanın üretim seyri piyasa koĢullarına
göre oluĢan bitki deseninin ve iklim Ģartlarının, doğrudan verimi etkilediğini
göstermektedir. (Çizelge 3.2)’de dikkat edileceği üzere tarım politikalarındaki eğilim
doğrultusunda Ģeker pancarı üretimi 2008 yılı itibariyle yapılmamıĢtır.
93
Çizelge 3.1 HAVUÇ’daki tesislerin yön açıları ve boyutlandırması
Sayı Bina
kodu Bina adı
Yön açısı,
derece Çatı tipi
En,
m
Boy,
m
Çatı izdüĢüm
alanı, m2
1 A-001 Ġdare Binası 60 Basit kırma 10 25 250
2 A-002 Kantin Teras, Kantin 150 BeĢik 7.5 25 187.5
3 A-003 Marangozhane 150 BeĢik 7.5 16 120
4 A-004 Kaynak Atölyesi 150 BeĢik 11 12 132
5 A-005 ĠĢletme Jeneratör KÖK Binası 150 BeĢik 8 13 104
6 A-006 Makina Garajı -Eski Selektör 240 BeĢik 16 56 896
7 A-007 Makina Garajı - Tahıl Ambarı 240 BeĢik 11 19 209
8 A-008 Yeni Selektör 30 BeĢik 10 24 240
9 A-009 Motor Atölyesi, Tamirhane 30 BeĢik 11 17 187
10 A-010 Ġdari Oda 240 BeĢik 6.5 5 32.5
11 A-011 DöĢeme Atölyesi 240 BeĢik 6.5 5 32.5
12 A-012 Yemekhane 30 BeĢik 13 21 273
13 A-013 Depo 30 BeĢik 15 16 240
14 A-014 Gübre Hangarı 30 BeĢik 15 24 360
15 A-015 13 nolu Hangar 60 BeĢik 15 40 600
16 A-016 Yem Hangarı 30 BeĢik 20 42 840
17 B-001 Nizamiye 68 Düz 5 8.5 42.5
18 B-002 Motopomp 38 BeĢik 7.5 10 75
19 C-001 Besi - Depo 33 BeĢik 9 28 252
20 C-002 Hindi Kümesi 33 BeĢik 9 28 252
21 C-003 Sulama ĠnĢaat Deposu 33 BeĢik 9 28 252
22 C-004 Izgaralı Besi Ahırı 33 BeĢik 12 35 420
23 C-005 Sera 57 BeĢik, cam 12 30 360
24 D-001 Açık Besi Padoku 36 BeĢik 8 87 696
25 D-002 Sütçülük - Genç Hayvanlar 36.1 BeĢik 13 50 650
26 D-003 Sağımhane 57 BeĢik 21 25 525
27 D-004 Sütçülük 32.3 BeĢik 23 39 897
28 D-005 Sap Balyası Sundurması 33 Sundurma 15 40 600
D-006 Silaj Çukurları 33 15 40
29 D-007 Ot Balyası Sundurması 33 Sundurma 15 40 600
30 D-008 Broyler Kümesi 33 BeĢik 12 46 552
31 D-009 Yumurta Kümesi 33 BeĢik 12 48 576
32 D-010 Sütçülük - Açık Padok 33 Sundurma 8 98 784
33 E-001 Sosyal Tesis 25 BeĢik 13 70 910
34 E-002 Küçük Ev 50 BeĢik 10 15 150
35 E-003 Lojman 1 10 BeĢik 11 26 286
36 E-004 Lojman 2 10 BeĢik 11 26 286
37 E-005 Lojman 3 10 BeĢik 11 26 286
38 Kesimhane 50 BeĢik 15 20 300
Toplam izdüşüm alanı, m2 14455
94
ġekil 3.9 HAVUÇ organizasyon Ģeması
95
Çizelge 3.2 HAVUÇ bitkisel üretim seyri
Ürün /
Yıl
Mısır,
ton
ġ.pancarı,
ton Yonca, ton
K.fasulye,
ton
Buğday,
ton
Arpa,
ton
2003 1363280 438301 459505 900 322825 169110
2004 1458000 721000 377600 2350 360380 73250
2005 742000 515757 363500 yok 319820 139520
2006 1180000 500000 459000 yok 203680 130000
2007 613000 208104 210000 yok 151360 21220
2008 40000 YOK 53000 yok 94080 51120
6 yıllık hayvansal üretim toplamları herhangi bir üründeki üretim miktarının düzenli olarak
artıĢ veya azalıĢına iĢaret etmemektedir. ĠĢletmede mevcut kapasite, çevresel etkenler ve
piyasa talebi doğrultusunda üretim yapılmaktadır (Çizelge 3.3).
Çizelge 3.3 HAVUÇ hayvansal üretim seyri
Ürün /
Yıl
Süt,
ton
Doğan buzağı,
adet
Üretilen yumurta,
viyol
Doğan kuzu,
adet
2003 402 71 27740 492
2004 500 92 49803 441
2005 467 90 25224 127
2006 455 90 42586 227
2007 447 77 14089 350
2008 426 83 36908 97
3.1.2 Meteorolojik veri
Ülkemizde 3254 sayılı kanunla meteorolojik faaliyetleri yürütme görevi DMĠ’ne verilmiĢtir.
DMĠ de, bu faaliyetlerin baĢında gelen meteorolojik değiĢkenlerin ölçümü görevini, tüm
dünyada bir standart oluĢturulabilmesi amacıyla tek elden düzenleyen ve aynı zamanda
üyesi olduğu DMT kıstaslarına göre yapmaktadır. DMĠ yanında bazı kamu kuruluĢları,
üniversiteler ve özel sektör firmaları da kendi ihtiyaçları doğrultusunda meteorolojik ölçüm
yapabilmektedirler. Nitekim 2819 sayılı kanunla kurulan EĠE ülkenin elektrik enerjisine
96
dönüĢebilir doğal kaynaklarından sorumlu kılınmıĢtır. Bu kapsamda her iki kuruluĢ da
sorumluluk sahalarında farklı büyüklük ve kapsamda meteoroloji istasyonu
çalıĢtırmaktadırlar.
Bu çalıĢmada ihtiyaç duyulan tüm meteorolojik veriler bu iki kamu kuruluĢunun çalıĢtırmıĢ
olduğu meteoroloji istasyonlarındaki gözlemler ile mekanik ve elektronik aletlere
dayanmaktadır. EĠE Ankara’nın hidrolojik etüdünü yaptığı proje kapsamında HAVUÇ
sahası içerisine, HAVUÇ’a 20 km mesafedeki Culuk Köyü’ne ve 15 km mesafedeki
GölbaĢı Ġlçesi’ne proje süresi boyunca ölçüm yapacak meteoroloji istasyonları kurmuĢtur
(ġekil 3.10). HAVUÇ ve Culuk Köyü’ndeki istasyonlar sıcaklık, basınç ve nem gibi ana
değiĢkenlerine ek olarak küresel güneĢ ıĢımasını ölçen Kipp&Zonen marka CMP11 modeli
piranometre cihazı da içermektedir (Çizelge 3.4 ve ġekil 3.11).
ġekil 3.10 EĠE HAVUÇ otomatik meteoroloji gözlem istasyonu
97
Çizelge 3.4 Kipp&Zonen marka CMP11 modeli piranometre özellikleri
Tayfsal aralık 285 - 2800 nm
Hassasiyet 7 - 14 µV/W/m²
Tepki süresi ± 5 s
Yön hatası (ıĢınım=1000 W/m², < 80°) < 10 W/m²
Sıcaklık duyarlılığı (-10 ºC ila +40 ºC) ± 1 %
ÇalıĢma sıcaklığı aralığı -40 °C to +80 °C
En yüksek güneĢ ıĢınımı 4000 W/m²
GörüĢ açısı 180 °
ġekil 3.11 Kipp&Zonen marka CMP11 modeli piranometre
DMĠ Ankara il merkezinde, Etimesgut Ġlçesi’nde ve Ġkizce Kasabası’nda meteoroloji
istasyonuna sahiptir. Ġkizce Meteoroloji Ġstasyonu 2003 yılında faaliyetini durdurmuĢtur.
Buna karĢın HAVUÇ bölgesinin iklim karakteristiğini ifade edebilecek en uzun soluklu
ölçüm ve rasatlar bu istasyona aittir. Ġkizce Meteoroloji Ġstasyonu küçük klima tarzında
olduğu için güneĢlenme süresi ve güneĢ ıĢıması ölçümü yapmamıĢtır. Bu sebeple Culuk
Köyü ve HAVUÇ’daki küresel güneĢ ıĢıması ölçümlerinin yanında, güneĢ enerjisi
potansiyeliyle ilgili yapılacak değerlendirmeye katkı sağlamak amacıyla bölgeye en yakın
98
güneĢlenme süresi ölçümü yapan istasyon olan DMĠ Etimesgut Meteoroloji Ġstasyonu ve
DMĠ Ankara Meteoroloji Ġstasyonu’nda helyograf aletiyle (ġekil 3.12) yapılmıĢ olan
güneĢlenme süresi ölçümleri kullanılmıĢtır. GüneĢlenme süresinden kasıt, her ne kadar
ayrılamaz olsalar da diğer dalga boylarında ıĢıyan enerjiden daha çok görünür ıĢımadır.
Özel bir cam küre vasıtasıyla güneĢ ıĢınlarının belli bir odaklamayla özel siyah bir kağıdı
yakabildiği durumların gün içerisindeki toplam süresi güneĢlenme süresi olarak kabul edilir.
1880’de Campbell-Stokes güneĢlenme kaydedicisi için ilk kez bu tarif yapılmıĢ ve küçük
standardizasyon tarifleriyle Campbell-Stokes helyograf halen günümüzde kullanılmaya ve
referans alet olarak kabul edilmeye devam etmektedir. Meteorolojik amaçlı küresel güneĢ
ıĢıması ölçümü yapan piranometrelerle de hesaplama yoluyla güneĢlenme süresi ölçülebilir.
DMT yatay yüzeye gelen toplam güneĢ ıĢınımı gücünün 120 W/m2’yi geçmesi durumunu,
güneĢlenme olduğunun kabulü olarak standart ilan etmiĢtir.
ġekil 3.12 Campbell-Stokes helyograf
99
Çizelge 3.5’de 1985-2004 yılları arasında çalıĢtırılmıĢ DMĠ Ġkizce Küçük Klima
Meteoroloji Ġstasyonu’nda ölçülmüĢ ortalama ve uç meteorolojik değerler aylık ve yıllık
bazda verilmiĢtir. Buna göre HAVUÇ için yıllık ortalama sıcaklık 10 °C’dir. Kaydedilen en
düĢük sıcaklık -19.0 °C ile Aralık ayında, en yüksek sıcaklık 38.3 °C ile Temmuz ayında
gerçekleĢmiĢtir. Ġlk don tarihi 30 Ekim (2003) ve son don tarihi 2 Mayıs (1988) olarak
tarihlenmiĢtir. KıĢın ortalama % 82’lere ulaĢan, yazın ise ortalama % 63’lere gerileyen nispi
nemin en düĢük değeri % 12, yıllık ortalaması ise % 73 oranındadır. Havanın 10 dilime
ayrıldığı kabulüyle yıllık ortalama bulutluluk (hava kapalılığı) 3.4/10 oranındadır.
Gökyüzünün tamamen açık olduğu gün sayısı kıĢ aylarında 3-5 gün/ay iken, yaz aylarında
20 gün/ay’a uzamaktadır. Ortalama yıllık toplam yağıĢı ise karasal iklim Ģartlarına paralel
olarak kıĢın yüksek yazın düĢük olmak kaydıyla yıllık ortalama 80 yağıĢlı günde 400 mm
olarak hesaplanmıĢtır. Ortalama rüzgar hızı yıl boyu homojen bir seyir izlemektedir; 3.2
m/s’lik sürekli bir orta seviye rüzgardan bahsedilebilir. Rakımının yüksek oluĢu sebebiyle
bölge iklimi çevresine göre yazları daha serin, kıĢları ise daha sert geçmektedir.
Tüm yenilenebilir enerji kaynaklarında olduğu gibi güneĢ enerjisinde de her ne kadar ana
girdi güneĢ ıĢıması olsa da, hava sıcaklığı, rüzgar hızı, bulutluluk, hava kapalılığı gibi
değiĢkenler de küresel güneĢ ıĢımasına ve güneĢlenme süresine doğrudan etki etmektedirler.
Bu değiĢkenler ayrıca FV güneĢ elektriği üretim tesislerinin ana teknolojisi olan FV hücre
performansının da ana etkileyicileridir.
Dünya üzerinde enlem ve boylamı bilinen bir nokta için yılın herhangi bir anında güneĢin
azimut, zenit ve yükseklik açıları ile gökyüzündeki pozisyonunu belirlemek olasıdır. Bu
amaçla hazırlanan SOLPOS CALCULATOR, Amerika Ulusal Yenilenebilir Enerji
Laboratuarı (NREL) Ölçüm ve Aletler Veri Merkezi tarafından geliĢtirilmiĢ, internet tabanlı
çalıĢan ve güneĢin gökyüzündeki pozisyonunu ve yoğunluğunu koordinat ve zamana göre
hesaplayan bir uygulamadır. 1950-2050 yılları için +/- 0.01 belirsizlikle çalıĢmaktadır
(ġekil 3.13) (http://www.nrel.gov/midc/solpos/solpos.html, 2010).
100
Çizelge 3.5 HAVUÇ meteorolojik veriler (1985-2004 Ġkizce Meteoroloji Ġstasyonu)
Meteorolojik
elemanlar Ay 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Yıllık
Ortalama sıcaklık,
°C - 1.5 - 0.2 3.8 9.4 13.7 17.9 21.5 21.3 17.0 11.7 5.1 0.5 10.0
Ortalama yüksek
sıcaklık, °C 2.5 4.4 9.2 14.9 19.5 24.3 28.4 28.5 24.1 17.9 10.3 4.1 15.7
Ortalama düĢük
sıcaklık, °C - 5.2 - 4.4 - 1.4 3.7 7.5 10.8 13.9 14.1 10.1 6.0 0.5 - 2.9 4.4
En yüksek
sıcaklık günü 30 28 27 11 28 27 30 13 17 6 2 6 30
En yüksek
sıcaklık yılı 2001 2004 2001 1998 1994 1996 2000 2002 1994 2003 2004 1985 2000
En yüksek
sıcaklık, °C 14.1 16.3 24.2 27.8 29.9 34.9 38.3 36.9 33.8 30.0 22.2 15.8 38.3
En düĢük sıcaklık
günü 24 4 2 11 2 20 5 19 27 30 27 27 27
En düĢük sıcaklık
yılı 1992 1992 2000 1997 1988 2000 1985 1987 1992 2003 1995 2002 2002
En düĢük sıcaklık,
°C -18.0 -18.9 -14.0 -10.9 - 2.0 1.9 5.0 6.2 1.1 - 5.70 -16.1 -19.0 -19.0
Ortalama bağıl
nem, % 79 78 78 76 73 70 63 63 67 73 78 82 73
En düĢük bağıl
nem, % 25 33 12 18 20 16 19 16 17 17 24 19 12
Ortalama
bulutluluk, 07:00
(0-10)
5.6 4.7 4.1 4.2 3.1 2.1 1.1 1.1 1.5 3.2 4.3 5.8 3.4
Ortalama
bulutluluk, 14:00
(0-10)
5.1 4.8 4.8 5.0 4.6 3.6 2.6 2.5 2.5 3.7 4.4 5.7 4.1
Ortalama
bulutluluk, 21:00
(0-10)
4.3 3.8 3.3 3.4 2.8 2.0 1.2 1.2 1.2 2.5 3.2 4.7 2.8
Ortalama
bulutluluk
(0-10)
5.0 4.4 4.1 4.2 3.5 2.6 1.6 1.6 1.7 3.1 4.0 5.4 3.4
Ortalama açık gün
(bulutluluk
0.0-1.9)
4.4 5.5 6.6 5.3 7.3 11.8 19.5 19.6 17.3 11.1 6.8 3.3 118.5
Ortalama bulutlu
gün (bulutluluk
2.0-8.0)
22.3 20.0 22.7 23.8 23.2 18.1 11.5 11.4 12.8 19.0 21.3 22.7 228.8
Ortalama kapalı
gün (bulutluluk
8.1-10.0)
4.3 2.8 1.7 0.9 0.5 0.2 0.1 0.1 0.9 2.0 4.3 17.8
Ortalama toplam
yağıĢ miktarı, mm 35.7 33.2 40.2 47.0 46.6 29.7 14.7 13.8 15.7 29.4 38.9 53.8 398.7
Günlük en çok
yağıĢ miktarı, mm 38.4 20.1 36.0 26.2 29.9 33.4 27.5 20.2 39.7 29.1 36.4 39.4 39.7
101
Çizelge 3.5 HAVUÇ meteorolojik veriler (1985-2004 Ġkizce Meteoroloji Ġstasyonu), (devam)
Meteorolojik
elemanlar Ay 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Yıllık
Ortalama kar
yağıĢlı günler
sayısı
5.3 5.7 5.1 1.4 0.3 0.1 0.1 1.7 4.3 23.0
Ortalama sisli
günler sayısı 4.3 1.5 0.4 0.4 0.1 0.4 2.3 4.6 13.8
Ortalama dolulu
günler sayısı 0.1 0.2 0.2 0.5 0.5 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 1.7
Ortalama kırağılı
günler sayısı 5.6 4.7 4.6 2.2 0.3 0.1 2.5 7.5 4.8 31.9
Ortalama rüzgar
hızı, m/s 3.23 3.42 3.42 3.42 3.23 3.23 3.23 3.23 3.23 3.23 3.23 3.23 3.23
ġekil 3.13 Solpos Calculator arayüzü
102
3.1.3 PVSYST yazılımı
PVSYST, her yönüyle FV sistem boyutlandırmasını ve veri analizini yapan bir yazılım
paketidir. FV sistemlerin ve ilgili donanımın geniĢ bir yelpazede detaylandırılarak tutulduğu
veri bankalarından oluĢur. Bünyesindeki algoritmalar (iĢlemsel süreçler) sıcaklık ve rüzgar
gibi meteorolojik değiĢkenlerin yanı sıra, kablo omik kayıpları, geliĢ açısı değiĢtiricisi
(incidence angle modifier, IAM) kayıpları, albedo, gölgelenme ve ufuk çizgisi etkilerinin
tümünü dikkate alır. ġebeke bağlantılı, bağımsız, su pompaj ve DA Ģebekeli FV sistem
türlerinde uzmanlaĢmıĢ güneĢ enerjisi araçlarının yanı sıra, geliĢmiĢ meteoroloji ve FV
sistem donanım veribankalarına sahiptir. Yazılım mimarlar, mühendisler ve araĢtırmacılar
için bu anlamda ideal bir araç ve görüntüleme arayüzüdür. Eğitim amaçlı yardımcı materyal
olarak da kullanımı tavsiye edilmektedir (ġekil 3.14) (http://www.pvsyst.com/5.2/
index.php, 2010).
ġekil 3.14 PVSYST baĢlangıç arayüzü
103
PVSYST, FV sistem çalıĢmasını taslak tasarım, proje tasarımı ve ölçülmüĢ veri analizi
olmak üzere üç aĢamada değerlendirir. Taslak tasarım aĢamasında, aylık ortalama veriler ile
sistemin genel birkaç karakteristiği veya değiĢkeni kullanılarak, taslak verim
değerlendirmesine ulaĢılmaktadır. Yine detaylı olmamak kaydıyla, bir sistem maliyeti de
çıkarılabilir. Bu aĢamada asıl sistem bileĢenleri tanımlanmamaktadır. ġebeke bağlantılı
sistemler için uygun kullanım alanı, modül geçirgenliği, modül rengi gibi FV teknoloji
türleri ile güç talebi ve yapılacak yatırımı içerecek Ģekilde teknik ve ekonomik özellikler
taĢımaktadır (http://www.pvsyst.com/5.2/index.php, 2010).
PVSYST aynı zamanda bağımsız sistemler için, girilen yük profiline göre talep edilen FV
güç ve akü kapasitesini belirlemeye yarayan bir arayüzdür. Pompaj sistemleri kısmında,
bazı sistem tasarımları davranıĢ ve verimlilik analizleriyle test edilebilir ve birbirleriyle
karĢılaĢtırılabilir. Sonuçlar aylık, günlük ve saatlik olarak görüntülenebilen ve hatta baĢka
programlarda da kullanılabilecek Ģekilde birkaç düzine kadar simülasyon değiĢkeni içerir.
Kayıp diyagramı özellikle sistemin zayıflıklarını göstermesi açısından kullanıĢlıdır. Her
simülasyon çalıĢtırması, ilgili tüm değiĢkenleri ve ana sonuçları içeren bir mühendislik
raporu Ģeklinde basılabilir. Program çıktısı olarak gerçek bileĢen fiyatları, ek maliyetler ve
yatırım Ģartları kullanılarak detaylı bir ekonomik değerlendirme de yapılabilmektedir
(http://www.pvsyst.com/5.2/index.php, 2010).
ÖlçülmüĢ veri analizi kısmında, bir FV sistemin çalıĢtırılmasıyla elde edilecek performans
tablo ve grafikleri görüntülenir; simüle edilmiĢ değiĢkenler karĢılaĢtırılır ve daha önce
ölçülmüĢ verinin yazılıma eklenmesi sağlanır. Araçlar kısmı ise birkaç farklı kaynaktan
meteoroloji veya güneĢ ıĢıması verisinin yazılıma aktarılmasının; bu verinin tablo ve
grafiklerle görüntülenmesinin; açık gün modeli altında güneĢ ıĢıması, gölgelenme altında
FV dize davranıĢı veya modül kayıpları, yönelim ve gerilim optimizasyonu ile birlikte
meteoroloji ve FV bileĢen veri bankalarının yönetiminin yapıldığı bölümdür (ġekil 3.15).
104
ġekil 3.15 PVSYST araçlar arayüzü
105
3.2 Yöntem
HAVUÇ’un güneĢ enerjisi potansiyelinin belirlenmesi ve güneĢ enerjisinden yararlanabilme
olanakları kapsamında bölgenin sahip olduğu güneĢ enerjisi potansiyelinin belirlenmesi,
enerji tüketim davranıĢlarının sosyal açıdan ve mühendislik açısından ortaya konması ve
elektrik tüketiminin güneĢ enerjisi ile karĢılanabilirliğinin araĢtırılması çalıĢmaları
yapılmıĢtır.
3.2.1 Güneş enerjisi potansiyelinin belirlenmesi
GüneĢten gelen ıĢınım Ģiddeti atmosfer dıĢında güneĢ sabiti ile ifade edildiği üzere 1367
W/m2 ile sabittir. Dünyanın yatık oluĢundan kaynaklı yıl içerisinde; dünyanın dönüĢünden
dolayı da gün içerisinde güneĢ ıĢınlarının geliĢ açısı sürekli değiĢmektedir. Bu açısal
değiĢim, güneĢ ıĢınlarının atmosferde katettiği yolun mesafesini kısaltıp uzattığı için, ıĢınım
Ģiddetini de doğrudan etkilemektedir. Bu sebeple zaman boyutunda açısal değiĢimin
bilinmesi, güneĢ ıĢınım Ģiddetinin de ön görülmesine, dolayısıyla güneĢ ıĢımasının
tahminine yardımcı olacaktır. Belli bir noktanın belli bir anda azimut, zenit ve yükseklik
açıları astronomik formülasyonlarla hesaplanabilmektedir. Bu amaçla hazırlanmıĢ
yazılımlardan SOLPOS Calculator HAVUÇ için oluĢturulan 2010 yılı azimut, zenit ve
yükseklik açıları çizelgesi için kullanılmıĢtır. Bu hesaplamanın bir ürünü olarak güneĢin yıl
içerisinde gökyüzündeki seyrini gösteren noktasal güneĢ yolu kartları hazırlanabilmektedir.
Belli bir yatay ve dikey açıyla yerleĢtirilmiĢ FV panellerin birbirlerinin veya etraflarındaki
beĢeri ve doğal engellerin gölgeleme etkisinde kalıp kalmayacakları bu Ģekilde
öngörülebilmektedir. HAVUÇ’a ait güneĢ yolu kartı PVSYST yazılımın ek araçları
vasıtasıyla hazırlanmıĢtır.
Yine 2010 yılı için günden güne değiĢen güneĢ doğuĢ ve batıĢ saatleri ile gün süresi
matematiksel hesaplamalarla çizelgelere aktarılmıĢtır. Bu amaçla hazırlanan arayüzlerden
Norveç merkezli “Time and Date AS” firmasının www.timeanddate.com adresindeki
internet tabanlı yazılımından yararlanılmıĢtır (http:// www.timeanddate.com, 2010).
106
GüneĢin gökyüzünde bulunma açıları, güzergahı, doğuĢ ve batıĢ zamanları ile ıĢıma
süresine ulaĢıldıktan sonra, atmosfer etkisi yok sayılmak ve güneĢ ıĢınım Ģiddeti sabit kabul
edilmek koĢuluyla, teorik olarak yer yüzünde yatay bir platforma saatlik, günlük ve aylık
gelecek güneĢ ıĢıması miktarı hesaplanmıĢtır.
Atmosferin bulanıklık, geçirgenlik, bulutluluk kaynaklı emme, sıçratma ve yayma etkisi
sebebiyle teorik hesaplanan bu güneĢ ıĢıması tam olarak ancak anlık ıĢınölçerlerle tespit
edilebilir. ÇalıĢma bölgemiz için güneĢ ıĢıması ölçümleri meteorolojik ve hidrolojik
amaçlarla kurulmuĢ ölçüm istasyonları ile yapılmıĢtır. Elektronik ölçüm yapan cihazlar
hassas oldukları meteorolojik elemandaki değiĢime uygun mV, darbe ve frekans üreterek bu
değerleri veri toplama ve iĢleme birimlerine tanımlanan süre dahilinde gönderirler. Formatı
tarif edilmiĢ çizelgelerde zamana dayalı derlenen bu veriler sunucu bilgisayarlarına aktarılıp
veri bankaları oluĢturulur veya kiĢisel bilgisayarlara aktarılarak MS Excel gibi hesaplama
programlarıyla uygun Ģekle dönüĢtürülüp iĢlenirler. Böylece ölçüm yapılan sahayı temsil
edecek iĢlenebilir ve yorumlanabilir yapıdaki güneĢ ıĢıması değerleri elde edilir. Bu
değerler coğrafik veya bölgesel olarak da ifade edilebilen saha güneĢ enerjisi potansiyelini
vermektedir.
FV güneĢ elektriği üretim sistemlerinin FV panel yüzeyleri bölgenin koordinatları, arazinin
veya kurulum yapılacak yapının bakısı, hedef yükün gün ve yıl içersindeki talep seyri ve
projelendirme amacına göre hesaplanan açıyla yerleĢtirildiklerinden, saha güneĢ enerjisi
potansiyeli FV tasarım için tek baĢına yeterli bir ifade biçimi olmaz. FV modülün referans
performans değerleri ve sıcaklık etkisi katsayıları göz önünde bulundurularak oransal olarak
hesaplanacak bir FV modül verimi, saha güneĢ enerjisi potansiyeline katsayı olarak
uygulanıp teknik güneĢ enerjisi potansiyeline ulaĢılmaktadır.
Diğer potansiyel tanımlarından ayrı olarak, ekonomik potansiyel tarifinde farklı enerji
kaynaklarının durumu da dikkate alınmalıdır (Hoogwijk 2004). Burada diğer konvansiyonel
ve yeni teknoloji enerji kaynaklarıyla bir kıyaslamaya gidilmediği için, HAVUÇ için
ekonomik ve hatta uygulama güneĢ enerjisi potansiyelinden bahsedilmeyecektir. Ülkenin
yasal, teknolojik, kültürel, ekonomik ve bilimsel alt yapısına bağlı olarak bu iki ifade için
ayrıca çalıĢma yapılabilir.
107
3.2.2 Elektrik enerjisi tüketim analizi
HAVUÇ iĢletmesi tarımsal bir iĢletme olarak tarla ve bahçe bitkileri türünde bitkisel üretim;
besi ve süt sığırcılığı, küçükbaĢ hayvancılık, hindi, etlik piliç ve yumurta tavukçuluğu
türünde de hayvansal üretim yapmaktadır. Bu ana hedefler yanında idari, sosyal ve lojistik
iĢler de iĢletme bünyesinde yürütülmektedir. ĠĢletmede kullanılan enerji türleri: motorin,
benzin, dökme propan, LPG, odun, kömür ve elektriktir. Bu sebeple bu tarımsal iĢletmenin
enerji analizinden bahsederken baĢlıca enerji türleri olan motorlu araçların motorin ve
benzin yakıtı, özellikle ısıtıcıların dökme propan, LPG, kömür ve odun yakıtı ile birden
fazla araca kaynaklık eden elektrik enerjisi tüketimleri birlikte konu edilmelidir. Çizelge 3.2
ve Çizelge 3.3’deki yıllık üretimlerin bu bağlamda değerlendirilmesi doğru olacaktır. Tez
gerekçemiz doğrultusunda odaklandığımız enerji türü güneĢ enerjisi olduğundan, her ne
kadar ısıl ve biyokimyasal dönüĢümleri mümkün olsa da, güneĢten gelen bu enerjinin
elektrik enerjisine dönüĢüm olanakları, dolayısıyla iĢletmenin elektrik kullanım davranıĢları
ve tüketim analizleri üzerine odaklanılmıĢ, diğer enerji türleri bu çalıĢmanın kapsamı
dıĢında tutulmuĢtur.
Elektrik enerjisi kullanımı günümüzde ısıtıcılardan, pompalara, aydınlatmadan, elektrik
motorlarına geniĢ bir yelpazedeki alet/ekipman tarafından kullanılmaktadır. Bunların
tümüne birden “elektrik tüketici”ler denebilir. HAVUÇ’un halihazırdaki elektrik tüketicisi
veya tüketici grubu, iĢletme veya bina, hizmet veya üretim temelli elektrik tüketimi
incelenmiĢtir. Bu yaklaĢımla öncelikle iĢletmede ne tip ve kaç adet elektrik tüketici
alet/ekipman olduğu sorgulanmıĢ, iĢletme kayıtları, idareci ve personel mülakatları ile
bizzat tüm iĢletme dolaĢılarak her bir biriminde kullanılan veya kullanılmaya hazır elektrik
tüketici kapsamına giren alet/ekipman dökümü çıkarılmıĢtır. Bu kısmi envanter çalıĢması
sırasında tüm tüketiciler kodlanarak numaralandırılmıĢ, 2 veya 3 açıdan fotoğraflanmıĢ,
hazırlanan kayıt defterine cinsi, markası, modeli, yaĢı, referans değerleri kaydedilmiĢ;
kullanıcılarına hangi amaçlarla, hangi sıklıkta, ne kadar süreyle, hangi kademede bu
alet/ekipmanı kullandığına dair sorular sorulup, her bir tüketici için kullanım davranıĢı ve
zamansal tüketim bilgisine ulaĢılmıĢtır.
108
Bu Ģekilde HAVUÇ yerleĢkesi içerisinde bulunan tüm elektrik tüketiciler kullanım
davranıĢları ve referans güç değerleriyle, kodlanarak ve fotoğraflanarak bir elektrik enerjisi
tüketicileri veri bankası oluĢturulmuĢtur. Bir yıl için bu davranıĢlar ve güç değerlerinden
yararlanılarak tüme varım yöntemiyle HAVUÇ iĢletmesinin saatlik, gece ve gündüz,
günlük, haftalık, aylık, mevsimlik ve yıllık elektrik tüketim verisi oluĢturulmuĢtur.
HAVUÇ tarımsal iĢletmesi BaĢkent Elektrik Dağıtım Anonim ġirketi (BaĢkent EDAġ)’nin
elektrik dağıtım Ģebekesine 10099007870 ve 10099007880 müĢteri numaralarıyla iki adet
abonelikle bağlıdır. Elektrik tüketim tarifesinde Nisan 2009’a kadar 10710 tarife koduyla
“resmi hayır kurumları” statüsünde iken bu tarihten itibaren 10770 tarife koduyla “resmi
üniversite, yüksek okul, kültür balıkçılığı, kümes hayvancılığı” müĢteri grubuna dahil
edilmiĢtir. ĠĢletme kendi bünyesinde konuĢlandırılmıĢ bir orta gerilim trafosu ve dağıtım
istasyonuna sahiptir. Ġki adet Makel marka T300 modeli kombi tipi üç fazlı dört telli aktif
ve reaktif elektronik elektrik sayacı, kullanılan aktif enerjiyi TSE standartlarında Sınıf 1,
reaktif enerjiyi Sınıf 2 doğruluğunda ölçmektedir.
ĠĢletmenin elektrik tüketimini faturalara dayanarak çıkarmak amacıyla her iki abonelik için
1 Ocak 2004 ila 31 Aralık 2009 tarihleri arasındaki tüm faturalar önce taranarak bilgisayar
ortamına, daha sonra da iĢlenebilirlik sağlamak adına MS Excel sayısal hesap tablolarına
aktarılmıĢtır. BaĢkent EDAġ tam bir yılı 12 ayrı fatura dönemine ayırmakta, her ayın ilk
günleri, geçen tam bir aylık periyot için faturalandırmada bulunmaktadır. Faturaya esas bu
tüketimler tümden gelim yöntemiyle önce aylık bazda, daha sonra günlük bazda iĢlenmiĢtir.
Sosyal enerji denetimi diye adlandırabileceğimiz sayım, anket ve mülakatla elde ettiğimiz
tüketici kullanım davranıĢları ve mühendislik enerji tüketim analizi; referans değerler
yardımıyla tüme varımla elde ettiğimiz elektrik tüketim verisi ve tümden gelimle elde
edilmiĢ elektrik tüketim verisi bir arada iĢlenerek, HAVUÇ için tüketici bazında;
iĢletme/bina bazında; saatlik, gece, gündüz, günlük, haftalık, aylık, mevsimlik ve yıllık
bazda detaylı bir elektrik enerjisi tüketim verisi elde edilmiĢtir.
109
3.2.3 Güneş enerjisinin elektrik enerjisine dönüşümü
GüneĢ enerjisi günümüzde biyokimyasal, ısıl ve fotovoltaik yöntemlerle kullanılabilir
enerjiye dönüĢtürülebilmektedir. Biyolojik ürünlerin fotosentezle enerji dönüĢümleri
bitkisel ürünleri ve biyodizel yakıtını meydana getirmektedir. GüneĢin ısı enerjisine
dönüĢtürülmesiyle ilkel kullanımının haricinde, akıcı bir madde aracılığıyla mekanik enerji
veya odaklayıcılı sistemler aracılığıyla yüksek ısı kazancına ulaĢılarak termik yolla elektrik
enerjisi elde edilebilir. GüneĢten elektrik elde edilmesi söz konusu olduğunda günümüz
teknik ve ekonomik Ģartları yaygın olarak fotovoltaik ilkeyle güneĢ ıĢınlarının elektrik
enerjisine dönüĢümünü iĢaret etmektedir. FV güneĢ elektriği üretim sistemlerinin kurulum
ve kullanım alanları DA ile çalıĢan bağımsız su pompaj düzenekleri, AA beslemesi yapan
bağımsız akülü FV sistemler, Ģebeke bağlantılı binaya tümleĢik FV sistemler ile Ģebeke
bağlantılı merkezi FV sistemlerden ibarettir.
HAVUÇ tarımsal iĢletmesinin hem güneĢ enerjisi potansiyeli hem de elektrik enerjisi
tüketim seyri bir yıl için saatlik olarak belirlenmiĢtir. Elektrik enerjisine kaynak teĢkil
edecek güneĢ enerjisi potansiyeliyle talep edilen elektrik yükünün karĢılanabilmesi
amaçlanmaktadır. FV üretim sistemlerinde birden fazla iĢletim tarzı ve donanım çeĢitliliği
bulunduğundan, çalıĢma sahasının coğrafik, teknik ve altyapı durumuna uygun iĢletim tarzı
ve donanım özelliklerinin belirlenmesine ihtiyaç vardır. Bu amaçla HAVUÇ teknik
altyapısına uygun iĢletme tarzlarından Ģebeke bağlantılı sabit açılı FV panelli ve bağımsız
sabit açılı FV panelli olmak üzere iki tip FV güneĢ elektriği üretim sistemi tasarımı
geliĢtirilmiĢtir.
FV güneĢ elektriği üretim sistem donanımının ana unsuru olan FV modüller ilke olarak
benzerlik gösterse de üretim tarzı ve yapısal özellikler bakımından farklılık arz etmektedir.
Dünyada en yaygın kullanım alanına sahip ve piyasa güvenirliği kazanmıĢ FV modüllerden
ilk üçü olan tek kristalli silisyum, çoklu kristal silisyum ve ince film-amorf silisyum seçimli
olarak sınanmıĢtır. FV bir sistem tasarlanırken, girdi olarak küresel güneĢ ıĢıması verileri
kullanılır. Her ne kadar küresel güneĢ ıĢıması doğrudan güneĢ ıĢıması ve yayınık güneĢ
ıĢımasından ibaret olsa da, açılı yerleĢtirilen FV paneller için bunlara ek olarak albedo etkisi
de dikkate alınmalıdır. Albedo zemin yapısı, rengi, bitki örtüsü gibi unsurlardan doğrudan
110
etkilendiğinden sürekli değiĢmekle birlikte genel olarak 0.33 katsayısı ile ifade
edilmektedir. Elbette küresel güneĢ ıĢımasının yaklaĢık 1/3’ünün yerden yansıdığı anlamına
gelen albedo değeri, FV panel yüzeyine sadece FV panel eğim açısının bir fonksiyonu
olarak ıĢıyabildiği akıldan çıkarılmamalıdır.
FV sistemler bina yüzeyi, çatı yüzeyi, yol kenarı ve eğimli arazilere kurulabilir. Düz ve açık
arazilerde sabit sistemlerin güney bakılı kurulması esastır. Fakat yılın herhangi bir
döneminde gölge etkisinden sakınabilmek adına FV sistemler güney bakılı
kurulamayabilirler. Böyle durumlarda sabit FV panellerin dikey açılarının yanında, güney
referanslı + veya – değerli azimut açıları da önem arz eder. HAVUÇ gibi olabildiğince
beĢeri yapılaĢmadan uzak, kırsal kesimde yerleĢimli bir bölge için bu yön açısının güney
referanslı kurulabilmesi önemli bir kısıt değildir. Eğer HAVUÇ bünyesinde bulunan
yapıların yüzey veya çatı alanlarına FV panellerin yerleĢtirilmesi düĢünülseydi, yön açısının
yıl boyu olacak etkisinin de tasarım aĢamasında dikkate alınması gerekecekti. Bu
açıklamayla da görüldüğü üzere FV sistemlerin Ģehir yerleĢimlerinden ziyade kırsal
kesimlerde kurulumlarında güney referansından sapma kısıtı göz ardı edilebilir durumdadır.
Yine geniĢ arazi uygulama fırsatından dolayı çevresel etkenlerin gölgeleme etkisi de kırsal
kesimde en az olacaktır.
FV hücreler her ne kadar tayfsal ıĢımaya duyarlı olsalar da bu durum FV mühendisliğinde
önem arz etmeyecek derecede küçük olduğu için, FV modül üzerine gelen toplam ıĢımanın
tayfsal dağılımı göz ardı edilmiĢtir (Luque ve Hegedus 2002). ĠĢletim sırasında FV hücre
sıcaklığındaki artıĢ kısa devre akımı ve açık devre gerilimi için küçük oranda verim kaybına
sebep olmaktadır. Bu kayıplar için açıklanan sıcaklık katsayıları da FV sistem
tasarımlarında hesaba katılmamıĢtır.
FV güneĢ elektriği üretim sistemi tasarımında bölgenin güneĢ iklimini karakterize edecek
12 aylık küresel güneĢ ıĢıması yanında, FV modüllerin standart deney Ģartlarındaki
elektriksel karakteristikleri ve denge bileĢenleri elemanlarının anma Ģartları ile en yüksek ve
en düĢük üretim durumlarındaki davranıĢ özellikleri asgari olarak gereklidir (Luque ve
Hegedus 2002). FV sistem tasarımı yapılırken dikkat edilmesi, temel alınması gereken ana
ve alt unsurlar sırasıyla ġekil 3.16’de verilmiĢtir.
111
ġekil 3.16 FV tasarımı belirleyen ana ve alt unsurlar
112
Tropik bölge dıĢında kalan enlemlerde, kıĢ Ģartlarına göre tasarlanan bağımsız sistemler için
en iyi panel açısı enlem derecesine 15 derece eklenmesiyle elde edilmektedir. Eğer tasarım
yaz Ģartlarına göre yapılacaksa enlem derecesinden 15 derece çıkarılarak en iyi panel
açısına ulaĢılır (Anonymous 2009b). FV panel dikey eğimi, talep edilen yükün yıl içerisinde
hangi dönemde en fazla olduğuna bağlı olarak güneĢi optimum Ģartlarda dik veya dike
yakın görecek Ģekilde belirlenir. ġebeke bağlı sistemlerde, üretimin yıl boyu en yüksek
olması en faydalı durum olacağından dolayı, yıllık bazda; Ģebeke bağlantısız bağımsız
sistemlerde ise üretimin yükü karĢılaması esas alındığından, yük talebinin en yüksek olduğu
döneme göre FV panel dikey eğiminin tasarlanması uygun olacaktır. Gözetilmesi gereken
bir diğer husus da açılı panel yüzeyine gelen güneĢ ıĢımasının, yataya gelen güneĢ ıĢımasına
oranı olan aktarım faktörünün (transposition factor) en yüksek, sistem kayıplarının da en
düĢük olacağı bir optimum açının seçilmesidir.
FV panel dikey eğimi esas alınan tüketim aralığına göre sabit açılı olarak yerleĢtirilmesinin
yanında, güneĢi gün içerisinde ve yıl içerisinde otomatik olarak takip edebilen sistemler
üzerine de yerleĢtirilebilirler. Ayrıca elle açısı değiĢtirilebilen altlık düzeninde de paneller
yerleĢtirilebilir. Bu durumda yıllık panel açı takvimi oluĢturulmalıdır.
KarĢılamakla sorumlu olduğu yük, iĢletim, Ģebeke iliĢkisi ve donanım çeĢitliliği açısından
çok fazla girdinin olduğu bir durumda FV tasarıma basit hesaplarla ulaĢmak kolay değildir.
Özellikle talep edilen elektrik yükünün ve girdi olarak yararlanılacak güneĢ ıĢıması
değerlerinin zamansal olarak standart olamaması FV sistem tasarımını oldukça kompleks
bir yapıya sokmaktadır. Bu gerekçelerle dünyada farklı üniversite, enstitü veya özel Ģirkete
ait, farklı girdileri kullanarak, farklı amaçları ön plana çıkaran FV sistem tasarım yazılımları
hazırlanmıĢtır. Bunlardan NREL Sandia Ulusal Laboratuarları (Sandia National
Laboratories) tarafından geliĢtirilen SAM (Solar Advisor Model), Amerikan Homer Energy
Ģirketi tarafından geliĢtirilen HOMER ve Cenevre Üniversitesi Enerji Grubu Çevre
Bilimleri Enstitüsü (Institute fort the Science of the Environmental Group of Energy,
University of Geneva) tarafından geliĢtirilen PVSYST paket programları en yaygın
olanlarıdır. SAM Amerikan Enerji Bakanlığı’nın sipariĢi üzerine hazırlanmıĢ bir paket
programdır. FV, odaklayıcılı FV, parabolik oluk, güç kulesi ve evsel sıcak su sistemleri
tasarımına olanak vermektedir. FV tasarımda teknik özelliklerden ziyade Amerika’da güneĢ
113
enerjisine verilen mali destekler ve alım garantileri üzerine uzmanlaĢmıĢtır. HOMER paket
programı güneĢ enerjisi üretim sistemleri yanında, rüzgar ve dizel jeneratör boyutlandırması
ile teknik ve ekonomik analizini yapabilmektedir.
PVSYST 5.21 sürümü FV tasarım paket programı, Ģebeke bağlantılı ve bağımsız FV
sistemler üzerine uzmanlaĢmıĢtır. Bir FV sistemde bulunabilecek tüm donanım
elemanlarının detaylıca en güncel haliyle tutulduğu veri bankalarına sahiptir. ĠĢletim
sırasında ortaya çıkabilecek sorunları öngörebilmek adına tasarım aĢamasında donanımlar
arası uyumluluk yoklaması yapmaktadır. 1200’ü aĢkın donanımı karakterize eden tüm
teknik bilgiler üreticilerin açıkladığı Ģekilde veri bankasında tanıtılmasının yanında, Ġsviçre
FV Donanım Test Enstitüsü (TISO) ve Alman Photon Magazine tarafından gerçek Ģartlarda
denenen ve ölçümü yapılan bu donanımlara ait elektriksel karakteristikler de veri
bankalarına eklenmektedir.
PVSYST’in önemli bir özelliği de kiĢisel ölçümle elde edilmiĢ, saatlik hassasiyetteki güneĢ
ıĢıması ölçümlerini ve elektrik tüketim veri setini programa girdi olarak kabul etmesidir.
Böylece yapılan tasarımlar ve ulaĢılan sonuçlar, gerçek ve ölçüme dayalı hassas veriye
dayandırılmıĢ olmaktadır. Yazılım, bünyesinde bulunan algoritmalar aracılığıyla güneĢ
ıĢıması ve yük talebi doğrultusunda hazırlanan taslak tasarımları simüle ederek, simülasyon
verisi oluĢturmaktadır. PVSYST simülasyonlarından sağlanan elektriksel değerler,
performanslar, verimlilikler ve sistem kayıpları iĢletim Ģartlarında elde edilen gerçek
ölçümlerle kıyaslandığında aralarında ancak +/- % 5’lik bir fark çıkmaktadır.
HAVUÇ elektrik tüketim verisine esas teĢkil eden kurulu güç 400 kW’tır. Bu 400 kW’lık
güce hizmet edecek bir FV sistem orta ölçekli (küçük ölçekli < 10 kW, büyük ölçekli >
1000 kW) ticari bir elektrik santrali olarak kabul edilir (Hipp vd. 2008). Bu ölçekte bir
elektrik santralinin tasarım ve boyutlandırmasında detaylar önem arz etmektedir.
Tasarımdaki küçük girdiler, çarpanlar büyük olduğu için çıktıda büyük değerli sonuçlara
neden olabilmektedir. Bu sebepten dolayı bir eviricinin giriĢine bağlanmıĢ tüm modül
dizileri homojen olmalı yani aynı modüllerden oluĢmalı, seri bağlı modül sayıları aynı
olmalı, yönelimleri aynı açılarla yapılmıĢ olmalıdır (http://www.pvsyst.com/5.2/index.php,
114
2010). Ayrıca seçilen evirici ile modül dizilerinin gerilim ve akım çıkıĢları birbirleriyle ve
iliĢkili oldukları donanımla Ģu Ģartlarda uyumlu olmalıdır:
En düĢük sıcaklık Ģartlarında (60 °C’deki Voc) dizinin üreteceği en düĢük gerilim,
eviricinin giriĢ gerilim aralığının en küçük değerinin altında olmamalıdır.
En düĢük sıcaklık Ģartlarında (20 °C’deki Voc) dizinin üreteceği en yüksek gerilim,
eviricinin giriĢ gerilim aralığının en yüksek değerinin üzerinde olmamalıdır.
Açık devrede (-10 °C’deki Voc) dizinin üreteceği en yüksek gerilim, eviricinin
giriĢindeki en yüksek gerilim kapasitesinin üzerinde olmamalıdır.
Açık devrede (-10 °C’deki Voc) dizinin üreteceği en yüksek gerilim, FV modül için
belirlenmiĢ izin verilen en yüksek sistem gerilim seviyesinin üzerine çıkmamalıdır
(http://www.pvsyst.com/5.2/index.php).
ÇalıĢmada öncelikle Ģebeke bağlantılı, merkezi eviricili, sabit açılı, en yüksek enerji
tüketilen mevsimin esas alındığı; tek kristalli silisyum, çoklu kristal silisyum ve amorf
silisyum ince filmden oluĢan üç ayrı FV yapıda sistem tasarımı yapılmıĢ ve birbirleriyle
kıyaslanmıĢtır. Böylece tüm Ģartlar aynı olmak kaydıyla, üç farklı FV yapıdan hangisinin
tezimize konu iĢletmemiz (HAVUÇ) özel ve coğrafik Ģartlarına uygun olduğu ortaya
konmuĢtur. Yazılımda HAVUÇ’a ait saatlik meteorolojik ölçümler ve saatlik enerji tüketimi
verisi girdi olarak kullanılmıĢtır.
PVSYST yazılımına öncelikle coğrafi konum tanımlanmıĢtır. Kendi veri bankasında
çalıĢma sahamızı kabaca temsil edebilecek Ankara yerleĢimi bulunmasına karĢın,
çalıĢmanın özgünlüğü ve hassasiyeti bakımından proje bölgemiz “HAVUÇ” ismiyle
koordinatları, yüksekliği ve saat dilimi ile yeni bir coğrafi mevki olarak tanıtılmıĢtır (ġekil
3.17).
HAVUÇ coğrafi mevkisinin saatlik bazda yıllık küresel güneĢ ıĢıması W/m2, hava sıcaklığı
°C ve rüzgar hızı m/s cinsinden PVSYST yazılımına girilmiĢ ve yazılımın çalıĢabileceği
formata dönüĢtürülmüĢtür (ġekil 3.18). Ayrıca PVSYST, ölçümlerin yerel saate göre mi,
yoksa ulusal saate göre mi yapıldığını veri giriĢi aĢamasında seçme Ģansı tanımaktadır.
115
ġekil 3.17 PVSYST yazılımında yeni coğrafi mevki (HAVUÇ) tanımlanması
ġekil 3.18 Saatlik meteorolojik verinin giriĢi için PVSYST arayüzü
116
FV güneĢ elektriği üreteçlerinin ana unsuru olan paneller güneĢi gün ve yıl boyu en verimli
görebilecek açıyla yerleĢtirilirler. Böylece meteorolojik olarak ölçümü yapılan yatay
düzleme gelen toplam güneĢ ıĢıması değerlerine ek olarak, panel açısına bağlı olarak
değiĢim gösteren açılı yüzeye gelen toplam güneĢ ıĢıması miktarı ve yerden yansıyan,
albedo değerlerinin de hesaba katılması gerekmektedir. Yazılımın bu kısmında yansıtma
özelliklerine göre farklı zeminler için albedo katsayılarını seçme Ģansı bulunmaktadır.
Mevsimsel ve yerel Ģartlar gözetilerek ilgili yere 0.33 büyüklüğünde genel bir albedo
katsayısı girilmiĢtir (ġekil 3.19).
ġekil 3.19 PVSYST yazılımında albedo katsayısının girilmesi
ĠĢletim sırasında karĢılaĢılabilecek önemli bir sorun da panellerin gölgelenmesidir. Daha
çok Ģehirde ve inĢasından sonra FV sistemlerin entegre edildiği binalarda karĢılaĢılan bu
sorun, HAVUÇ gibi ağaçlık ve beĢeri yapıların bulunmadığı kırsal bölgelerde göz ardı
edilebilir. Yalnızca dikkat edilmesi gereken, sistemin sahaya uygulaması aĢamasında
panellerin birbirini gün ve yıl içerisinde gölgelemeyecek aralıkta yerleĢtirilmesidir.
117
Gölgelenmenin sorun olmadığı, açıklık bir kırsal bölgede FV panel yerleĢiminde yön açısı 0
derece alınır.
FV güneĢ elektriği sistem tasarımına esas teĢkil edecek HAVUÇ yıl boyu saatlik elektrik
enerjisi tüketim verisi kWh cinsinden PVSYST yazılımına karĢılanacak yük olarak
girilmiĢtir (ġekil 3.20). Yazılım 8760 adet/yıl’lık veri setinden en yüksek tüketim zaman
aralığı ile toplam ve ortalama elektrik tüketim değerlerini hesaplayıp, tasarım ve
boyutlandırma simülasyonlarında kullanmıĢtır.
ġekil 3.20 HAVUÇ yıllık saatlik elektrik tüketim verisinin PVSYST’e aktarılması
118
119
4. BULGULAR
HAVUÇ için güneĢ enerjisi potansiyelinin belirlenip, bu potansiyelin faydalanılabilir
enerjiye dönüĢtürülerek mevcut tüketimin ikame edilmesinin sayısal ifadeleri bu kısımda
verilmektedir. Bu sonuçlar, iĢletmenin enerji tüketim davranıĢları, verimliliği ve
yönetiminin Ģekillendirilmesi ile alternatif olarak güneĢ enerjisi kaynağının
değerlendirilmesi giriĢimlerine geniĢ bir veri seti ve uygulanabilir yöntemler sunmaktadır.
4.1 Güneş Enerjisi Potansiyeli
GüneĢ enerjisinin maruz kalınan miktarından bahsedebilmek için öncelikle, güneĢin yıl
içerisinde en erken doğuĢ ve en geç batıĢ saatleri (03.00-20.00) genel zaman aralığı olmak
kaydıyla, 12 ay için güneĢin saatlik olarak gökyüzündeki pozisyonunu veren zenit, azimut
ve yükseklik açıları SOLPOS Calculator aracılığıyla hesaplanmıĢtır. HAVUÇ için açısal
konum bilgisini veren Çizelge 4.1, her ayın 15. günü içerisinde bulunduğu ayı temsil edecek
Ģekilde düzenlenmiĢtir.
Çizelge 4.1’de zenit açısının en yüksek olduğu ay 63° ile Aralık, en düĢük olduğu ay 16° ile
Haziran’dır. Zenit açısının düĢük oluĢu güneĢ ıĢınların olabildiğince dik geldiğinin bir
göstergesidir. Zaten 21 Haziran’da kuzey yarımkürede 23°27´ enleminden geçen yengeç
dönencesine dik açı ile gelen güneĢ ıĢınımlarının doğal olarak 39°40´ enleminde bulunan
HAVUÇ’a, 39°40´- 23°27´ = 16°13´ ile gelmesi beklenen bir durumdur.
Azimut açıları da kuzey 0°, doğu 90°, güney 180° ve batı 270° olduğu kabulüyle güneĢ
ıĢınlarının geldiği açının derecesini gösterir tarzda sunulmaktadır. Dikkat edileceği üzere
12:00’daki azimut açıları güneĢ ıĢınlarının tam güneyden geldiğini 180’li derecelerle
vererek göstermektedir. GüneĢ doğuĢ ve batıĢ saatlerini bildiğimiz bir gün için, güneĢin
gökyüzünde kaç derecelik bir yay takip ettiğini kolayca söyleyebiliriz. Örneğin Çizelge
4.2’den 15 Mart için güneĢ doğuĢ zamanı 06:00 ve güneĢ batıĢ zamanı 17:55 olarak alınıp,
aynı gün için 06:00’da azimut açısı 92°, 17:55’deki azimut açısı 269°’bulunur. GüneĢ 15
Mart’ta gökyüzünde 269° - 92° = 177°’lik bir yay çizecektedir. Aralık ayı için bu yay
120°’yi geçmemektedir.
120
Yükseklik açıları da yine bekleneceği üzere 15 Haziran’da ~74° ile en yüksek, Aralık
ayında ise ~27° ile en düĢük değerdedir. Bu noktada zenit ve yükseklik açılarının dik açı
için birbirlerinin tamamlayıcısı olduklarını hatırlatmakta fayda vardır. Böylece Aralık
ayının 27°’lik yükseklik açısı ile 63°’lik zenit açılarının toplamı 90°’yi vermektedir.
Bu açı bilgisine dayanarak yıllık güneĢ yolu kartı hazırlanmıĢtır. GüneĢ yolu kartında
güneĢin bir yıl içerisindeki günlerinde aynı saatte çekilen fotoğraflarından elde edilen “8”
Ģeklindeki günsekizleri (analemma) de izlenebilmektedir (ġekil 4.1). Böylece bölgenin
gölgelenme potansiyeli hakkında da bilgi sahibi olunacağı için tasarım aĢamasında sistem
yöneliminde ve yerleĢiminde çevre ve ufki engeller ile panellerin birbirini gölgelememesine
dikkat edilebilmiĢtir.
Çizelge 4.1 HAVUÇ için açısal konum bilgisi (15. günler temsil günüdür), 1/3
2010 Ocak, derece ġubat, derece Mart, derece Nisan, derece
Saat Zenit Azimut Yük. Zenit Azimut Yük. Zenit Azimut Yük. Zenit Azimut Yük.
03:00:00 99 110 -9 99 99 -9 99 86 -9 99 70 -9
04:00:00 99 110 -9 99 99 -9 99 85 -9 99 70 -9
05:00:00 99 110 -9 99 99 -9 99 85 -9 93 74 -3
06:00:00 99 110 -9 99 99 -9 91 92 -1 82 84 8
07:00:00 92 116 -2 87 109 3 80 101 10 70 93 20
08:00:00 82 125 8 77 119 13 69 112 21 59 104 31
09:00:00 74 137 16 67 130 23 58 124 32 48 116 42
10:00:00 67 150 23 60 144 30 50 139 40 38 133 52
11:00:00 62 164 28 54 160 36 44 158 46 32 156 58
12:00:00 60 180 30 52 179 38 41 180 49 30 185 60
13:00:00 62 196 28 54 197 36 44 202 46 33 212 57
14:00:00 67 211 23 58 214 32 50 221 40 41 233 49
15:00:00 74 223 16 66 228 24 58 236 32 51 248 39
16:00:00 82 235 8 75 240 15 69 248 21 62 260 28
17:00:00 92 244 -2 86 250 4 80 259 10 74 270 16
18:00:00 99 250 -9 97 260 -7 91 269 -1 85 279 5
19:00:00 99 250 -9 99 261 -9 99 275 -9 97 289 -7
20:00:00 99 250 -9 99 261 -9 99 275 -9 99 291 -9
121
Çizelge 4.1 HAVUÇ için açısal konum bilgisi (15. günler temsil günüdür), (devam)
2/3
2010 Mayıs, derece Haziran, derece Temmuz, derece Ağustos, derece
Saat Zenit Azimut Yük. Zenit Azimut Yük. Zenit Azimut Yük. Zenit Azimut Yük.
03:00:00 99 57 -9 99 50 -9 99 52 -9 99 63 -9
04:00:00 97 58 -7 94 55 -4 97 55 -7 99 63 -9
05:00:00 87 68 3 84 64 6 86 65 4 91 70 -1
06:00:00 76 77 14 74 73 16 76 74 14 80 80 10
07:00:00 64 86 26 62 81 28 64 82 26 69 89 21
08:00:00 53 96 37 51 90 39 53 91 37 57 99 33
09:00:00 41 107 49 39 101 51 41 102 49 46 111 44
10:00:00 31 124 59 28 116 62 31 117 59 36 127 54
11:00:00 23 150 67 19 142 71 22 142 68 28 151 62
12:00:00 21 189 69 16 188 74 18 183 72 25 183 65
13:00:00 26 223 64 22 228 68 22 222 68 29 214 61
14:00:00 35 244 55 32 249 58 32 245 58 37 236 53
15:00:00 46 258 44 43 263 47 43 259 47 48 251 42
16:00:00 58 269 32 54 272 36 54 270 36 59 263 31
17:00:00 69 278 21 66 281 24 66 279 24 71 272 19
18:00:00 80 287 10 77 290 13 77 287 13 82 282 8
19:00:00 91 296 -1 87 299 3 88 296 2 93 291 -3
20:00:00 99 304 -9 97 308 -7 98 306 -8 99 296 -9
3/3
2010 Eylül, derece Ekim, derece Kasım, derece Aralık, derece
Saat Zenit Azimut Yük. Zenit Azimut Yük. Zenit Azimut Yük. Zenit Azimut Yük.
03:00:00 99 78 -9 99 94 -9 99 106 -9 99 113 -9
04:00:00 99 78 -9 99 94 -9 99 106 -9 99 113 -9
05:00:00 97 80 -7 99 94 -9 99 106 -9 99 113 -9
06:00:00 85 90 5 90 100 0 97 108 -7 99 113 -9
07:00:00 74 100 16 80 110 10 86 118 4 91 119 -1
08:00:00 63 110 27 69 121 21 76 128 14 82 129 8
09:00:00 52 123 38 60 134 30 68 140 22 74 141 16
10:00:00 44 140 46 53 150 37 62 154 28 67 154 23
11:00:00 38 161 52 49 168 41 58 170 32 63 168 27
12:00:00 36 186 54 48 188 42 58 187 32 63 184 27
13:00:00 40 210 50 52 207 38 61 203 29 65 199 25
14:00:00 47 229 43 58 223 32 67 218 23 70 213 20
15:00:00 57 243 33 67 236 23 75 230 15 77 225 13
16:00:00 68 255 22 77 248 13 84 241 6 86 236 4
17:00:00 79 265 11 88 258 2 95 250 -5 96 245 -6
18:00:00 91 275 -1 99 266 -9 99 253 -9 99 247 -9
19:00:00 99 281 -9 99 266 -9 99 253 -9 99 247 -9
20:00:00 99 281 -9 99 266 -9 99 253 -9 99 247 -9
122
ġekil 4.1 HAVUÇ GüneĢ yolu kartı
123
Çizelge 4.2’de yılın her bir günü için güneĢin hangi saatte doğacağı, kaç saat gökyüzünde
kalacağı ve hangi saatte batacağı detaylı bir Ģekilde verilmiĢtir. Buna göre güneĢin
gökyüzünde bir günde en uzun kalacağı süre 15sa:01da:12s ile 21 Haziran günü, en kısa
kalacağı süre ise 09sa:19da:27s ile 21 Aralık günü gerçekleĢecektir. HAVUÇ için 2010
yılında 4454 saat 6 dakika 4 saniye güneĢ gökyüzünde görülecektir. GüneĢlenme süresi
potansiyelin en yüksek olduğu ay 455sa:25da:19s ile Temmuz ayıdır. Mevsim itibariyle
hava kapalılığının da en düĢük olduğu ay olması itibariyle, güneĢ enerjisinden faydalanmak
için yılın en uygun zamanı olduğu söylenebilir. Aralık ayı da 290sa:53da:32s ile güneĢin
gökyüzünde en az süreyle kalacağı aydır. Bu kısa süreli teorik hesaba iklim, dolayısıyla kar,
yağmur, bulutluluk ve hatta sis gibi meteorolojik hadiselerin de dahil olacağı
düĢünüldüğünde bu bilgiler ıĢığında güneĢ enerjisi açısından en fakir ay Aralık olarak
gözükmektedir. Ancak Temmuz gibi aylık ortalama sıcaklığı 21.5 °C olan bir dönemde
panel sıcaklığı da 50-60 °C’lere ulaĢacak ve rüzgar hızının da düĢük olduğu günlerde FV
modül veriminde yaklaĢık 30°C x % 0.4 = % 12’ye varan kayıplar oluĢacaktır. Yıl
içerisinde herhangi bir zaman aralığında güneĢin aydınlatma, ısıl ve FV etkisinden
yararlanılmak istendiğinde, tüm bu bilgiler göz önünde bulundurularak, HAVUÇ
iĢletmesinin tasarım iĢlerinin ve iĢ planlamalarının bu programa göre yapılması güneĢ
enerjisinden optimum faydalanmak adına uygun olacaktır.
ġekil 4.2’de iĢlenmiĢ uydu görüntüsü ve ġekil 4.3’de haritalanmıĢ halde sunulan çalıĢma
bölgesi, 104x159 km’lik bir dikdörtgen olarak alındığında yaklaĢık 16.5 km2’lik bir
coğrafya görüntülenmiĢ olur. 1/588000 ölçekli bu haritalarda verisinden yararlandığımız
DMĠ’nin Ankara Ģehir merkezinde ve Etimesgut Havaalanı’nda; EĠE’nin Culuk Köyü’nde
ve HAVUÇ’da çalıĢtırdığı küresel güneĢ ıĢıması ölçen meteoroloji istasyonları birbirlerine
ve çevre yerleĢimlere olan mesafeleri ve konumları ile gösterilmektedir.
124
Çizelge 4.2 HAVUÇ 2010 yılı gün doğumu ve batımı ile gün süresi, sa:da:s
2010 Ocak, gün ġubat, gün Mart, gün Nisan, gün
Gün Doğ. Bat. Sür. Doğ. Bat. Sür. Doğ. Bat. Sür. Doğ. Bat. Sür.
1 07:10 16:34 09:23:09 06:57 17:07 10:09:48 06:22 17:40 11:17:33 06:33 19:12 12:39:24
2 07:10 16:34 09:23:52 06:56 17:08 10:11:57 06:21 17:41 11:20:09 06:31 19:13 12:42:01
3 07:11 16:35 09:24:39 06:55 17:09 10:14:08 06:19 17:42 11:22:46 06:30 19:14 12:44:38
4 07:11 16:36 09:25:30 06:54 17:11 10:16:21 06:18 17:43 11:25:22 06:28 19:15 12:47:15
5 07:11 16:37 09:26:24 06:53 17:12 10:18:35 06:16 17:44 11:28:00 06:27 19:16 12:49:51
6 07:11 16:38 09:27:22 06:52 17:13 10:20:50 06:15 17:45 11:30:37 06:25 19:17 12:52:27
7 07:11 16:39 09:28:24 06:51 17:14 10:23:07 06:13 17:46 11:33:15 06:23 19:18 12:55:03
8 07:10 16:40 09:29:29 06:50 17:16 10:25:26 06:12 17:47 11:35:53 06:22 19:19 12:57:38
9 07:10 16:41 09:30:37 06:49 17:17 10:27:45 06:10 17:49 11:38:31 06:20 19:20 13:00:13
10 07:10 16:42 09:31:48 06:48 17:18 10:30:06 06:08 17:50 11:41:10 06:19 19:21 13:02:47
11 07:10 16:43 09:33:03 06:47 17:19 10:32:28 06:07 17:51 11:43:48 06:17 19:23 13:05:21
12 07:10 16:44 09:34:21 06:45 17:20 10:34:51 06:05 17:52 11:46:27 06:16 19:24 13:07:54
13 07:09 16:45 09:35:43 06:44 17:21 10:37:15 06:04 17:53 11:49:06 06:14 19:25 13:10:27
14 07:09 16:46 09:37:07 06:43 17:23 10:39:40 06:02 17:54 11:51:45 06:13 19:26 13:12:59
15 07:09 16:47 09:38:34 06:42 17:24 10:42:06 06:00 17:55 11:54:24 06:11 19:27 13:15:30
16 07:08 16:48 09:40:05 06:40 17:25 10:44:34 05:59 17:56 11:57:04 06:10 19:28 13:18:01
17 07:08 16:49 09:41:38 06:39 17:26 10:47:02 05:57 17:57 11:59:43 06:08 19:29 13:20:31
18 07:07 16:51 09:43:14 06:38 17:27 10:49:31 05:56 17:58 12:02:22 06:07 19:30 13:23:01
19 07:07 16:52 09:44:52 06:37 17:29 10:52:00 05:54 17:59 12:05:02 06:05 19:31 13:25:29
20 07:06 16:53 09:46:33 06:35 17:30 10:54:31 05:52 18:00 12:07:41 06:04 19:32 13:27:57
21 07:06 16:54 09:48:17 06:34 17:31 10:57:02 05:51 18:01 12:10:20 06:02 19:33 13:30:24
22 07:05 16:55 09:50:04 06:32 17:32 10:59:34 05:49 18:02 12:12:59 06:01 19:34 13:32:50
23 07:04 16:56 09:51:52 06:31 17:33 11:02:06 05:48 18:03 12:15:39 05:59 19:35 13:35:16
24 07:04 16:58 09:53:44 06:30 17:34 11:04:40 05:46 18:04 12:18:18 05:58 19:36 13:37:40
25 07:03 16:59 09:55:37 06:28 17:35 11:07:13 05:44 18:05 12:20:57 05:57 19:37 13:40:03
26 07:02 17:00 09:57:33 06:27 17:37 11:09:47 05:43 18:06 12:23:35 05:55 19:38 13:42:25
27 07:02 17:01 09:59:30 06:25 17:38 11:12:22 05:41 18:07 12:26:14 05:54 19:39 13:44:47
28 07:01 17:02 10:01:30 06:24 17:39 11:14:57 06:39 19:08 12:28:52 05:53 19:40 13:47:07
29 07:00 17:03 10:03:32 06:38 19:09 12:31:31 05:51 19:41 13:49:25
30 06:59 17:05 10:05:35 06:36 19:10 12:34:09 05:50 19:42 13:51:43
31 06:58 17:06 10:07:41 06:35 19:11 12:36:46
Toplam 300:41:19 299:19:42 370:29:58 398:10:07
4454
125
Çizelge 4.2 HAVUÇ 2010 yılı gün doğumu ve batımı ile gün süresi, sa:da:s, (devam)
2010 Mayıs, gün Haziran, gün Temmuz, gün Ağustos, gün
Gün Doğ. Bat. Sür. Doğ. Bat. Sür. Doğ. Bat. Sür. Doğ. Bat. Sür.
1 05:49 19:43 13:54:00 05:22 20:11 14:49:21 05:23 20:21 14:58:15 05:46 20:03 14:16:08
2 05:48 19:44 13:56:15 05:21 20:12 14:50:29 05:24 20:21 14:57:37 05:47 20:01 14:14:08
3 05:46 19:45 13:58:29 05:21 20:12 14:51:33 05:24 20:21 14:56:57 05:48 20:00 14:12:07
4 05:45 19:46 14:00:42 05:21 20:13 14:52:34 05:25 20:21 14:56:13 05:49 19:59 14:10:04
5 05:44 19:47 14:02:53 05:20 20:14 14:53:32 05:25 20:21 14:55:26 05:50 19:58 14:07:59
6 05:43 19:48 14:05:03 05:20 20:14 14:54:27 05:26 20:20 14:54:35 05:51 19:57 14:05:53
7 05:42 19:49 14:07:11 05:20 20:15 14:55:18 05:26 20:20 14:53:41 05:52 19:56 14:03:45
8 05:41 19:50 14:09:17 05:19 20:16 14:56:06 05:27 20:20 14:52:44 05:53 19:55 14:01:36
9 05:39 19:51 14:11:22 05:19 20:16 14:56:51 05:28 20:19 14:51:44 05:54 19:53 13:59:25
10 05:38 19:52 14:13:25 05:19 20:17 14:57:32 05:28 20:19 14:50:41 05:55 19:52 13:57:13
11 05:37 19:53 14:15:27 05:19 20:17 14:58:10 05:29 20:19 14:49:34 05:56 19:51 13:55:00
12 05:36 19:54 14:17:26 05:19 20:18 14:58:44 05:30 20:18 14:48:25 05:57 19:50 13:52:46
13 05:35 19:55 14:19:24 05:19 20:18 14:59:15 05:30 20:18 14:47:12 05:58 19:48 13:50:30
14 05:34 19:56 14:21:20 05:19 20:19 14:59:42 05:31 20:17 14:45:57 05:59 19:47 13:48:13
15 05:33 19:57 14:23:14 05:19 20:19 15:00:06 05:32 20:16 14:44:38 06:00 19:46 13:45:55
16 05:32 19:58 14:25:05 05:19 20:19 15:00:26 05:33 20:16 14:43:17 06:01 19:44 13:43:36
17 05:32 19:59 14:26:55 05:19 20:20 15:00:42 05:33 20:15 14:41:53 06:02 19:43 13:41:15
18 05:31 19:59 14:28:42 05:19 20:20 15:00:55 05:34 20:15 14:40:27 06:03 19:41 13:38:55
19 05:30 20:00 14:30:27 05:19 20:20 15:01:04 05:35 20:14 14:38:58 06:03 19:40 13:36:33
20 05:29 20:01 14:32:10 05:19 20:21 15:01:10 05:36 20:13 14:37:26 06:04 19:39 13:34:10
21 05:28 20:02 14:33:50 05:20 20:21 15:01:12 05:37 20:13 14:35:52 06:05 19:37 13:31:46
22 05:28 20:03 14:35:28 05:20 20:21 15:01:10 05:37 20:12 14:34:15 06:06 19:36 13:29:21
23 05:27 20:04 14:37:04 05:20 20:21 15:01:05 05:38 20:11 14:32:36 06:07 19:34 13:26:56
24 05:26 20:05 14:38:37 05:20 20:21 15:00:56 05:39 20:10 14:30:55 06:08 19:33 13:24:30
25 05:25 20:06 14:40:07 05:21 20:21 15:00:44 05:40 20:09 14:29:11 06:09 19:31 13:22:03
26 05:25 20:06 14:41:35 05:21 20:21 15:00:28 05:41 20:08 14:27:25 06:10 19:30 13:19:35
27 05:24 20:07 14:42:59 05:21 20:21 15:00:08 05:42 20:07 14:25:37 06:11 19:28 13:17:07
28 05:24 20:08 14:44:22 05:22 20:21 14:59:45 05:43 20:07 14:23:47 06:12 19:27 13:14:38
29 05:23 20:09 14:45:41 05:22 20:21 14:59:18 05:44 20:06 14:21:55 06:13 19:25 13:12:09
30 05:23 20:10 14:46:58 05:23 20:21 14:58:48 05:45 20:05 14:20:01 06:14 19:24 13:09:39
31 05:22 20:10 14:48:11 05:45 20:04 14:18:05 06:15 19:22 13:07:08
Toplam 446:13:39 449:01:31 455:25:19 425:10:03
126
Çizelge 4.2 HAVUÇ 2010 yılı gün doğumu ve batımı ile gün süresi, sa:da:s, (devam)
2010 Eylül, gün Ekim, gün Kasım, gün Aralık, gün
Gün Doğ. Bat. Sür. Doğ. Bat. Sür. Doğ. Bat. Sür. Doğ. Bat. Sür.
1 06:16 19:20 13:04:37 06:44 18:31 11:46:53 06:17 16:46 10:29:08 06:51 16:24 09:32:52
2 06:17 19:19 13:02:05 06:45 18:30 11:44:17 06:18 16:45 10:26:49 06:52 16:23 09:31:38
3 06:18 19:17 12:59:33 06:46 18:28 11:41:40 06:19 16:44 10:24:32 06:53 16:23 09:30:28
4 06:19 19:16 12:57:00 06:47 18:26 11:39:04 06:21 16:43 10:22:15 06:54 16:23 09:29:20
5 06:20 19:14 12:54:27 06:48 18:25 11:36:28 06:22 16:42 10:20:01 06:55 16:23 09:28:16
6 06:21 19:12 12:51:54 06:49 18:23 11:33:52 06:23 16:41 10:17:47 06:56 16:23 09:27:15
7 06:21 19:11 12:49:20 06:50 18:22 11:31:17 06:24 16:40 10:15:35 06:57 16:23 09:26:18
8 06:22 19:09 12:46:46 06:51 18:20 11:28:42 06:25 16:39 10:13:25 06:57 16:23 09:25:24
9 06:23 19:08 12:44:12 06:52 18:18 11:26:06 06:26 16:38 10:11:16 06:58 16:23 09:24:34
10 06:24 19:06 12:41:37 06:53 18:17 11:23:32 06:28 16:37 10:09:08 06:59 16:23 09:23:48
11 06:25 19:04 12:39:02 06:54 18:15 11:20:57 06:29 16:36 10:07:03 07:00 16:23 09:23:05
12 06:26 19:03 12:36:26 06:55 18:14 11:18:23 06:30 16:35 10:04:59 07:01 16:23 09:22:26
13 06:27 19:01 12:33:51 06:56 18:12 11:15:49 06:31 16:34 10:02:57 07:02 16:23 09:21:50
14 06:28 18:59 12:31:15 06:58 18:11 11:13:16 06:32 16:33 10:00:57 07:02 16:24 09:21:19
15 06:29 18:58 12:28:39 06:59 18:09 11:10:44 06:33 16:32 09:58:58 07:03 16:24 09:20:52
16 06:30 18:56 12:26:03 07:00 18:08 11:08:11 06:34 16:31 09:57:02 07:04 16:24 09:20:28
17 06:31 18:54 12:23:27 07:01 18:06 11:05:39 06:36 16:31 09:55:08 07:04 16:24 09:20:08
18 06:32 18:53 12:20:50 07:02 18:05 11:03:08 06:37 16:30 09:53:16 07:05 16:25 09:19:52
19 06:33 18:51 12:18:14 07:03 18:03 11:00:38 06:38 16:29 09:51:27 07:06 16:25 09:19:39
20 06:34 18:49 12:15:37 07:04 18:02 10:58:08 06:39 16:29 09:49:40 07:06 16:26 09:19:31
21 06:35 18:48 12:13:01 07:05 18:01 10:55:38 06:40 16:28 09:47:55 07:07 16:26 09:19:27
22 06:36 18:46 12:10:24 07:06 17:59 10:53:09 06:41 16:27 09:46:12 07:07 16:27 09:19:27
23 06:37 18:44 12:07:47 07:07 17:58 10:50:41 06:42 16:27 09:44:32 07:08 16:27 09:19:30
24 06:38 18:43 12:05:10 07:08 17:56 10:48:14 06:43 16:26 09:42:55 07:08 16:28 09:19:38
25 06:39 18:41 12:02:33 07:09 17:55 10:45:48 06:44 16:26 09:41:20 07:08 16:28 09:19:49
26 06:39 18:39 11:59:57 07:10 17:54 10:43:22 06:46 16:25 09:39:48 07:09 16:29 09:20:05
27 06:40 18:38 11:57:20 07:12 17:53 10:40:57 06:47 16:25 09:38:19 07:09 16:30 09:20:24
28 06:41 18:36 11:54:43 07:13 17:51 10:38:33 06:48 16:25 09:36:53 07:09 16:30 09:20:47
29 06:42 18:35 11:52:06 07:14 17:50 10:36:10 06:49 16:24 09:35:30 07:10 16:31 09:21:15
30 06:43 18:33 11:49:30 07:15 17:49 10:33:48 06:50 16:24 09:34:10 07:10 16:32 09:21:46
31 06:16 16:48 10:31:27 07:10 16:33 09:22:21
Toplam 373:37:26 345:24:31 299:38:57 290:53:32
127
4.1.1 Teorik güneş enerjisi potansiyeli
Enlemi ve boylamı belli bir noktanın dünya dıĢı güneĢ ıĢıması (extraterrestrial radiation)
değerleri hava kütlesi (air mass), geçirgenlik (transparency), berraklık (clearness), bulut
kapalılığı gibi atmosfer etkileri olmaksızın sabit bir değer olarak hesaplanmıĢtır. Çizelge
4.3’de HAVUÇ için günlük uzaysal güneĢ ıĢıması değerleri, bölgenin teorik güneĢ enerjisi
potansiyeli olarak verilmiĢtir. En düĢük güneĢ ıĢıması değeri bir metrekareye 3899 Wh ile
beklendiği üzere en kısa gün olan 21 Aralık’ta, en yüksek güneĢ ıĢıması değeri de
metrekareye 11657 Wh ile en uzun gün olan 21 Haziran’da gerçekleĢmektedir. Bir yıl
boyunca güneĢ ıĢıması değerlerinin üç katına çıkıp (4 kWh’ten 12 kWh’e) üçte birine
düĢüyor olması, planlama ve tasarım aĢamasında girdi olarak kullanılan güneĢ ıĢıması
değerlerinin stabil ve homojen olamayacağının bir göstergesidir. Aylık olarak en düĢük
toplam 123.1 kWh/m2 ile Aralık ayı, en yüksek toplam da 350.2 kWh/m2 ile Temmuz
ayıdır. Bölgenin yıllık toplam teorik güneĢ enerjisi potansiyelinin 2918 kWh/m2 olduğu
hesaplanmıĢtır.
ġekil 4.2 HAVUÇ, Culuk, Etimesgut ve Ankara meteoroloji istasyonları uydu görüntüsü
128
ġekil 4.3 HAVUÇ, Culuk, Etimesgut ve Ankara meteoroloji istasyonları haritası
4.1.2 Saha güneş enerjisi potansiyeli
ĠĢletme bölgesine en yakın büyük klima meteoroloji istasyonu olan DMĠ Etimesgut
Meteoroloji Ġstasyon Müdürlüğü’nde uzun yıllar rasatçılar tarafından ölçüm, gözlem ve
rasat bir arada yapıldığı için güneĢlenme süresi verileri bu istasyondan temin edilmiĢtir.
1994-2008 yılları arasını kapsayan 15 yıllık bir zaman aralığındaki saatlik verilerden
ortalama günlük toplamlar elde edilmiĢtir. GüneĢlenme süresi yıllık toplam 2607 saat/yıl,
günlük ortalama 7.1 saat/gün ile Anonim’deki (1983) Türkiye’de 2640 saat/yıl toplam yıllık
ve 7.2 saat/gün ortalama günlük değerlere ve Ġç Anadolu Bölgesi’nde 2628 saat/yıl değerine
paralel çıkmıĢtır. ġehir merkezinde kalan DMĠ Ankara Ġstasyonu verilerine göre ise yıllık
toplam 2511 saat/yıl’dır (ġekil 4.3). En düĢük ortalama güneĢlenme süresi 24 Aralık’ta 1.0
saat/gün, en yükseği ise 19 Temmuz’da 12.8 saat/gün’dür. Teorik olarak 4454 saat/yıl
olarak hesaplanan güneĢlenme süresi atmosfer etkisiyle % 41 kayba uğrayarak 2607
saat/yıl’a düĢmüĢtür (Çizelge 4.4).
129
Çizelge 4.3 HAVUÇ 2010 yılı teorik güneĢ ıĢıması, Günlük toplam, kWh/m2
Gün
/AyO ġ M N M H T A E E K A
1 3.990 5.060 6.846 8.929 10.543 11.494 11.597 10.824 9.389 7.494 5.509 4.181
2 4.006 5.116 6.913 8.994 10.587 11.511 11.586 10.784 9.331 7.426 5.454 4.153
3 4.023 5.173 6.981 9.058 10.630 11.527 11.574 10.747 9.273 7.358 5.399 4.126
4 4.042 5.231 7.048 9.122 10.672 11.543 11.561 10.709 9.213 7.290 5.345 4.100
5 4.062 5.290 7.115 9.185 10.713 11.557 11.548 10.670 9.153 7.221 5.291 4.076
6 4.084 5.349 7.181 9.246 10.753 11.570 11.533 10.631 9.092 7.152 5.238 4.053
7 4.106 5.409 7.248 9.308 10.793 11.582 11.517 10.591 9.030 7.083 5.186 4.031
8 4.130 5.470 7.314 9.368 10.831 11.594 11.501 10.550 8.968 7.014 5.134 4.011
9 4.155 5.532 7.380 9.427 10.868 11.604 11.483 10.508 8.905 6.945 5.083 3.992
10 4.181 5.594 7.446 9.486 10.905 11.614 11.465 10.465 8.842 6.876 5.032 3.975
11 4.208 5.657 7.512 9.544 10.940 11.622 11.445 10.425 8.778 6.807 4.982 3.962
12 4.237 5.720 7.577 9.601 10.974 11.630 11.425 10.383 8.713 6.738 4.933 3.950
13 4.267 5.784 7.642 9.657 11.008 11.637 11.404 10.342 8.648 6.669 4.885 3.939
14 4.297 5.848 7.706 9.713 11.040 11.642 11.382 10.299 8.584 6.600 4.838 3.929
15 4.329 5.913 7.770 9.767 11.072 11.647 11.359 10.255 8.524 6.535 4.791 3.921
16 4.362 5.978 7.834 9.821 11.102 11.651 11.334 10.211 8.463 6.470 4.745 3.914
17 4.397 6.044 7.897 9.874 11.132 11.654 11.309 10.166 8.402 6.405 4.700 3.908
18 4.432 6.109 7.964 9.926 11.160 11.656 11.284 10.119 8.340 6.340 4.656 3.904
19 4.468 6.176 8.033 9.977 11.188 11.657 11.257 10.073 8.278 6.276 4.613 3.901
20 4.505 6.242 8.104 10.027 11.215 11.657 11.229 10.025 8.215 6.211 4.571 3.900
21 4.543 6.309 8.175 10.076 11.243 11.657 11.200 9.976 8.152 6.147 4.530 3.899
22 4.583 6.376 8.247 10.124 11.270 11.655 11.171 9.927 8.088 6.084 4.490 3.901
23 4.623 6.443 8.317 10.172 11.297 11.652 11.140 9.877 8.024 6.022 4.452 3.903
24 4.664 6.510 8.388 10.219 11.323 11.649 11.109 9.826 7.959 5.964 4.414 3.907
25 4.709 6.577 8.457 10.264 11.348 11.644 11.076 9.774 7.893 5.906 4.377 3.912
26 4.756 6.644 8.527 10.309 11.372 11.639 11.043 9.721 7.828 5.849 4.341 3.919
27 4.804 6.712 8.595 10.358 11.394 11.632 11.009 9.668 7.762 5.791 4.307 3.927
28 4.853 6.779 8.664 10.406 11.416 11.625 10.974 9.614 7.695 5.734 4.274 3.936
29 4.903 8.731 10.452 11.437 11.617 10.937 9.559 7.628 5.677 4.241 3.946
30 4.953 8.798 10.498 11.457 11.608 10.901 9.503 7.561 5.621 4.211 3.958
31 5.005 8.864 11.476 10.863 9.446 5.564 3.971
Top. 136.7 165.0 243.3 292.9 343.2 348.4 350.2 315.7 254.7 201.3 144.0 123.1
Ort. 4.409 5.894 7.848 9.764 11.070 11.614 11.297 10.183 8.491 6.493 4.801 3.971
HAVUÇ meteoroloji rasat parkı içerisine 2003-2006 ve Culuk Köyü’ne 2000-2006
yıllarında EĠE tarafından kurulan otomatik meteoroloji gözlem istasyonu (OMGĠ)
bünyesindeki piranometre ile elde edilen saatlik güneĢ ıĢıması ölçümleri ile yapılan çalıĢma
sonucunda sırasıyla 4 ve 6 yıllık Wh/m2 cinsinden ortalama günlük küresel güneĢ ıĢıması
(global horizontal radiation) çizelgesi oluĢturulmuĢtur. Her iki istasyona ait veriler ortak
130
kullanılarak çalıĢmaya temel olan veri setine ulaĢılmıĢtır. Elde edilen bu değerler HAVUÇ
proje bölgesi için meteorolojik güneĢ enerjisi potansiyelini ifade etmektedir. En düĢük
değer 962 Wh/m2 ile 7 Aralık’a, en yüksek değer de 8467 Wh/m2 ile 11 Temmuz’a aittir.
Aylık ortalamalarda da Temmuz ayı 7752 Wh/m2 ile ilk sırada, Aralık ayı 1905 Wh/m2 ile
son sırada yer almıĢtır. HAVUÇ için saha güneĢ enerjisi potansiyeline baktığımızda günlük
bazda 11 Temmuz’daki 8467 Wh/m2, aylık bazda da yine Temmuz ayındaki 240.3 kWh/m2
en yüksek değer olarak görünürken; 7 Aralık’taki 962 Wh/m2 günlük, yine Aralık ayındaki
59.1 kWh/m2 de aylık en düĢük değer olarak görünmektedir. Yıllık toplam saha güneĢ
enerjisi potansiyeli 1743 kWh/m2 olarak hesaplanmıĢtır. Teorik potansiyel çizelgesinde
Temmuz ayı Aralık ayının 3 katı iken saha potansiyelinde 4 katına çıkmıĢtır (Çizelge 4.5).
Anonim’de (1983) 1966-1982 yıllarını kapsayan aktinograf ölçümleri ve Angström
türetmeleri ile elde edilmiĢ Ġç Anadolu Bölgesi için yıllık güneĢ ıĢıması değeri olan 1314
kWh/m2-yıl’dan % 33 yüksek bir değer, 1743 kWh/m2-yıl çıkmıĢtır. Bu farkın çıkmasında
en önemli etken, güncel olan bu verinin elektronik ve kalibrasyonlu piranometre cihazıyla
yapılmıĢ olmasıdır. Ayrıca Aksoy (1996) aktinograf cihazlarıyla alınan ölçümlerde % 15-42
hata payı bulunabileceğini belirtmiĢtir.
Çizelge 4.3’deki teorik güneĢ ıĢıması ve Çizelge 4.5’deki meteorolojik güneĢ ıĢımasının yıl
boyu değiĢimi ġekil 4.4’de grafiğe aktarılmıĢtır. Atmosfer ve meteorolojik olayların
etkisiyle sürekli değiĢim gösteren atmosfer Ģartlarının meydana getirdiği kırıklı hattı
karakterize eden 10. dereceden denklem MATLAB programı ile iĢlenerek meteorolojik
güneĢ ıĢıması ile teorik güneĢ ıĢıması arasındaki paralellik ortaya konmuĢtur.
131
Çizelge 4.4 HAVUÇ günlük güneĢlenme süreleri, saat*
1994-2008 O ġ M N M H T A E E K A
1 3.1 4.4 5.7 4.7 8.6 9.0 12.4 10.7 10.1 7.6 6.9 3.0
2 2.7 3.1 5.7 4.8 7.7 10.1 12.2 11.1 10.1 7.6 6.3 2.5
3 1.9 2.8 5.1 6.6 7.0 10.3 11.4 10.9 10.8 8.2 5.4 2.6
4 1.5 2.8 6.2 6.9 7.9 9.6 12.4 12.1 10.0 8.3 6.0 4.2
5 2.4 4.2 5.8 6.5 8.3 10.6 12.3 11.7 9.6 8.9 5.6 2.9
6 1.6 2.9 5.5 7.1 9.0 9.2 12.4 11.3 9.9 8.8 5.3 3.6
7 2.1 4.0 6.3 6.5 9.2 10.4 11.7 11.6 9.8 8.6 4.5 1.2
8 3.0 6.1 5.0 6.1 9.0 9.5 11.9 11.9 10.3 7.8 5.6 2.1
9 3.9 5.9 5.7 7.5 9.3 8.7 12.2 10.9 9.9 7.4 5.8 3.1
10 3.0 3.8 5.0 8.0 10.5 10.3 12.4 10.9 10.1 7.1 5.5 3.8
11 3.2 5.2 4.1 6.7 11.1 10.5 12.3 10.8 10.0 6.5 5.8 3.0
12 3.0 4.9 6.3 6.6 9.1 11.0 11.5 11.2 9.6 7.0 5.6 2.1
13 2.8 2.9 5.8 5.1 8.2 11.5 11.3 11.2 9.9 5.9 3.8 2.2
14 2.9 4.3 5.5 5.1 9.2 10.5 11.1 11.7 9.6 6.3 5.0 2.2
15 2.5 3.6 6.7 7.6 8.9 11.0 11.3 11.7 9.7 6.4 4.2 3.2
16 1.7 4.2 6.4 7.7 9.1 11.6 10.6 11.5 9.0 7.5 5.3 1.6
17 2.8 4.3 5.1 7.0 9.6 11.5 10.8 11.3 8.9 6.3 5.0 2.8
18 2.6 3.7 4.1 3.8 10.2 10.4 11.3 10.8 9.6 6.4 4.0 3.0
19 2.1 4.4 4.9 4.3 11.1 10.6 12.8 11.4 9.0 7.7 4.6 2.6
20 2.6 4.2 5.7 7.8 8.5 11.4 12.4 10.7 8.4 5.7 2.8 2.1
21 2.3 4.4 4.6 6.5 9.3 10.6 12.2 11.4 7.7 5.9 3.9 3.6
22 3.3 5.1 4.8 5.4 9.5 12.2 12.6 11.3 8.1 5.9 3.7 2.6
23 3.8 4.4 4.8 4.9 10.0 12.4 11.8 11.0 7.8 5.3 4.0 2.8
24 3.6 5.2 5.6 7.9 9.3 11.7 10.9 10.4 7.5 5.0 4.4 1.0
25 3.2 6.5 6.5 9.1 9.4 11.7 12.1 9.7 8.1 4.9 3.8 2.0
26 4.4 5.5 5.7 8.1 7.6 12.0 12.1 10.8 9.2 5.6 4.1 2.1
27 4.1 5.4 6.8 8.6 9.8 11.3 11.5 10.4 8.6 5.6 2.9 1.6
28 1.9 4.1 5.7 6.5 10.5 10.7 12.1 9.5 8.5 3.8 3.4 2.5
29 4.3 5.2 5.3 7.2 9.4 10.7 12.1 10.7 7.7 6.2 4.0 2.7
30 2.8 6.4 9.7 8.2 11.8 11.6 10.8 8.0 5.9 4.1 2.6
31 3.8 5.6 8.3 11.5 10.3 5.7 3.1
Toplam
(2607) 89.1 127.5 172.5 200.1 282.6 323.0 367.4 341.7 275.6 205.8 141.3 80.1
Ortalama
(7.1) 2.9 4.4 5.6 6.7 9.1 10.8 11.9 11.0 9.2 6.6 4.7 2.6
* Veriler DMĠ Etimesgut Meteoroloji Ġstasyon Müdürlüğü’ne aittir.
132
Çizelge 4.5 HAVUÇ meteorolojik güneĢ ıĢıması ortalaması, günlük toplam, kWh/m2
Gün/Ay O ġ M N M H T A E E K A
1 1.409 2.271 3.426 4.657 6.230 6.165 8.296 6.270 6.161 4.161 3.252 1.527
2 1.375 2.466 3.497 3.861 5.403 6.497 8.283 6.931 5.949 4.268 3.795 1.389
3 1.713 1.922 2.647 5.405 5.532 6.998 6.913 6.613 5.860 4.739 3.280 2.079
4 1.070 2.097 3.364 4.970 6.425 7.338 7.827 7.296 5.257 5.127 3.435 2.161
5 1.920 2.517 3.666 5.274 6.376 7.610 7.244 7.151 4.856 4.824 3.437 1.292
6 1.439 2.547 3.731 5.798 5.348 7.417 8.452 7.567 5.466 4.642 3.390 1.717
7 1.850 2.787 4.391 5.491 6.067 7.862 7.907 7.215 6.096 4.436 3.004 0.962
8 1.908 3.415 3.627 4.959 7.438 7.839 7.828 7.296 6.249 4.097 2.753 1.940
9 2.777 3.388 3.808 6.266 7.218 7.049 8.441 6.780 5.724 3.512 2.828 2.281
10 2.490 2.532 3.822 6.322 7.207 8.069 8.319 7.129 5.686 4.471 2.887 2.186
11 2.192 3.153 3.314 6.034 7.000 7.956 8.467 6.610 5.848 4.674 2.497 1.701
12 2.547 3.295 4.738 5.511 6.672 8.381 8.075 7.039 5.620 4.617 3.313 2.349
13 2.493 2.235 4.045 5.303 6.092 7.863 7.802 7.281 5.640 3.842 2.942 2.697
14 2.247 2.559 4.020 4.284 6.203 7.495 8.194 7.363 5.638 4.357 2.891 1.586
15 1.740 2.871 4.064 5.630 7.107 7.672 7.304 7.283 5.424 4.177 1.690 2.355
16 1.235 2.820 3.825 6.253 6.987 8.063 6.481 7.182 4.483 4.046 2.705 2.547
17 2.470 2.789 4.529 5.947 6.257 7.656 7.125 7.123 4.335 3.477 2.304 2.239
18 2.004 2.642 4.222 3.137 6.966 7.475 7.470 6.509 5.676 3.792 3.226 2.463
19 1.882 3.303 3.978 3.711 7.734 7.579 7.755 6.940 5.729 3.785 3.498 2.330
20 2.525 2.953 4.683 5.274 6.187 7.636 8.080 6.407 5.736 2.995 1.545 1.738
21 1.603 3.538 4.496 4.641 6.602 7.535 7.868 6.745 5.820 3.642 1.850 2.219
22 1.591 3.777 5.749 4.420 6.977 7.950 8.044 7.079 5.564 3.793 2.230 1.857
23 2.151 3.636 4.380 2.588 7.749 7.824 7.755 6.965 5.295 3.442 2.973 1.886
24 2.916 3.273 4.731 5.164 7.006 7.459 7.876 6.720 5.604 3.146 1.974 1.959
25 1.762 4.007 5.073 5.676 7.147 7.355 7.868 6.578 5.326 3.171 1.729 1.613
26 2.602 3.651 5.306 6.762 5.095 8.301 7.626 6.346 5.319 3.424 2.340 1.590
27 2.656 3.193 4.406 6.402 6.055 7.886 7.090 6.462 5.161 3.826 1.967 1.752
28 1.914 3.301 5.212 5.992 6.424 7.553 7.472 5.829 5.020 2.607 2.480 1.796
29 2.825 4.952 5.521 6.855 6.526 7.441 6.507 4.890 3.550 2.355 1.386
30 2.164 5.300 6.147 6.226 7.519 7.487 6.566 4.696 3.234 1.627 1.688
31 2.186 4.891 6.712 7.531 6.644 2.926 1.785
Toplam 63.7 82.9 131.9 157.4 203.3 226.5 240.3 212.4 164.1 120.8 80.2 59.1
Ortalama 2.053 2.962 4.255 5.247 6.558 7.551 7.752 6.852 5.471 3.897 2.673 1.905
133
ġekil 4.4 Teorik güneĢ enerjisi potansiyeli ve meteorolojik güneĢ ıĢıması, Wh/ m2
Düz bir yüzey üzerine gelen toplam güneĢ ıĢıması, doğrudan güneĢ ıĢınımı ve yayınık güneĢ
ıĢınımı değiĢkenlerinden oluĢmaktadır. Dikkat edileceği üzere, aylık ortalamalarda
doğrudan ıĢıma Mayıs-Kasım arasında yayınık ıĢımadan daha yüksek, Aralık-Nisan
aralığında ise yayınık ıĢıma doğrudan ıĢımadan daha yüksektir (Çizelge 4.6 ve Çizelge 4.7).
Bu durumun güneĢ ıĢınlarının Aralık-Nisan aylarında yeryüzüne yatık açıyla gelmesinin
yanında, güneĢlenmeye kısmen veya tamamen mani olan o dönemki atmosfer bulutluluğu
ve bulut cinsinden kaynaklandığı da söylenebilir. Doğrudan güneĢ ıĢıması yıllık toplam
güneĢ enerjisi potansiyeli 1032 kWh/m2, yayınık güneĢ ıĢıması yıllık toplam güneĢ enerjisi
potansiyeli de 711 kWh/m2’dir. Dikkat edileceği üzere her ikisin toplamı küresel güneĢ
ıĢımasına ait yıllık toplam güneĢ enerjisi potansiyelini (1743 kWh/m2) vermektedir. Proje
alanına ait yayınık ıĢıma değerleri, yayınık ıĢımanın toplam ıĢımaya oranı ile berraklık
indeksi arasındaki tek değiĢkenli bağıntıyı esas alan ve genel kabul görmüĢ Liu ve Jordan
bağıntısı (1960) yardımıyla elde edilmiĢtir (http://www.pvsyst.com/5.2/index.php).
134
Çizelge 4.6 HAVUÇ yataya doğrudan güneĢ ıĢıması, Günlük toplam, kWh/m²
Gün/Ay O ġ M N M H T A E E K A
1 0.161 0.570 1.346 2.022 3.521 2.659 6.399 3.289 4.151 1.975 1.793 0.230
2 0.255 0.794 1.282 0.894 2.078 3.234 6.375 4.512 3.854 2.193 2.838 0.135
3 0.425 0.271 0.383 3.110 2.214 4.084 3.878 3.937 3.710 3.124 1.933 0.895
4 0.048 0.401 1.045 2.284 3.758 4.746 5.567 5.241 2.717 3.853 2.279 0.939
5 0.694 0.771 1.487 2.717 3.614 5.211 4.577 4.988 2.028 3.388 2.313 0.107
6 0.294 0.848 1.575 3.646 1.931 4.826 6.673 5.729 3.097 3.148 2.267 0.465
7 0.533 1.168 2.703 3.075 2.995 5.635 5.752 5.169 4.323 2.833 1.674 0.034
8 0.549 2.116 1.319 2.106 5.427 5.593 5.603 5.337 4.633 2.263 1.295 0.639
9 1.948 2.033 1.503 4.401 5.003 4.132 6.664 4.445 3.759 1.283 1.402 1.205
10 1.396 0.671 1.530 4.434 4.956 5.944 6.495 5.101 3.701 2.987 1.599 1.118
11 0.868 1.551 0.971 3.905 4.568 5.771 6.726 4.244 4.058 3.419 0.948 0.467
12 1.459 1.745 2.951 2.884 3.938 6.523 6.128 5.010 3.676 3.363 2.371 1.349
13 1.342 0.367 1.691 2.657 2.995 5.565 5.625 5.468 3.758 1.972 1.724 1.920
14 1.032 0.672 1.654 1.119 3.057 5.000 6.353 5.621 3.816 2.989 1.675 0.389
15 0.339 1.037 1.676 2.982 4.671 5.258 4.798 5.523 3.477 2.692 0.180 1.394
16 0.076 0.840 1.328 4.043 4.523 5.944 3.317 5.406 1.889 2.502 1.444 1.718
17 1.185 0.806 2.395 3.489 3.050 5.253 4.444 5.317 1.746 1.601 0.849 1.158
18 0.552 0.594 1.827 0.240 4.304 4.866 5.134 4.253 4.089 2.195 2.417 1.618
19 0.476 1.464 1.359 0.483 5.710 5.100 5.667 5.062 4.206 2.216 2.840 1.363
20 1.252 0.961 2.504 2.275 2.980 5.199 6.249 4.124 4.274 1.011 0.143 0.514
21 0.231 1.768 2.096 1.369 3.667 5.006 5.910 4.778 4.473 2.056 0.377 1.147
22 0.171 2.133 4.275 1.086 4.239 5.730 6.215 5.422 4.056 2.342 0.776 0.594
23 0.623 1.889 1.927 0.099 5.633 5.522 5.746 5.241 3.644 1.732 2.094 0.687
24 1.787 1.293 2.356 1.925 4.334 4.822 5.989 4.864 4.244 1.338 0.589 0.755
25 0.242 2.447 2.903 2.656 4.555 4.665 5.979 4.638 3.798 1.459 0.315 0.330
26 1.262 1.821 3.284 4.588 1.392 6.390 5.580 4.238 3.831 1.886 1.140 0.331
27 1.285 1.112 1.742 3.899 2.570 5.669 4.663 4.516 3.603 2.636 0.593 0.524
28 0.368 1.137 3.027 3.177 3.190 5.066 5.338 3.477 3.392 0.718 1.366 0.581
29 1.487 2.530 2.388 3.919 3.234 5.314 4.691 3.244 2.220 1.147 0.157
30 0.520 3.089 3.344 2.836 4.986 5.426 4.834 2.944 1.760 0.278 0.453
31 0.528 2.303 3.620 5.549 5.005 1.234 0.499
Toplam 23.4 33.3 62.1 77.3 115.2 151.6 174.1 149.5 108.2 70.4 42.7 23.7
Ortalama 0.754 1.189 2.002 2.577 3.718 5.054 5.617 4.822 3.606 2.271 1.422 0.765
135
Çizelge 4.7 HAVUÇ yataya yayınık güneĢ ıĢıması, Günlük toplam, kWh/m²
Gün/
AyO ġ M N M H T A E E K A
1 1.248 1.701 2.080 2.635 2.709 3.506 1.897 2.981 2.010 2.186 1.459 1.297
2 1.120 1.672 2.215 2.967 3.325 3.263 1.908 2.419 2.095 2.075 0.957 1.254
3 1.288 1.651 2.264 2.295 3.318 2.914 3.035 2.676 2.150 1.615 1.347 1.184
4 1.022 1.696 2.319 2.686 2.667 2.592 2.260 2.055 2.540 1.274 1.156 1.222
5 1.226 1.746 2.179 2.557 2.762 2.399 2.667 2.163 2.828 1.436 1.124 1.185
6 1.145 1.699 2.156 2.152 3.417 2.591 1.779 1.838 2.369 1.494 1.123 1.252
7 1.317 1.619 1.688 2.416 3.072 2.227 2.155 2.046 1.773 1.603 1.330 0.928
8 1.359 1.299 2.308 2.853 2.011 2.246 2.225 1.959 1.616 1.834 1.458 1.301
9 0.829 1.355 2.305 1.865 2.215 2.917 1.777 2.335 1.965 2.229 1.426 1.076
10 1.094 1.861 2.292 1.888 2.251 2.125 1.824 2.028 1.985 1.484 1.288 1.068
11 1.324 1.602 2.343 2.129 2.432 2.185 1.741 2.366 1.790 1.255 1.549 1.234
12 1.088 1.550 1.787 2.627 2.734 1.858 1.947 2.029 1.944 1.254 0.942 1.000
13 1.151 1.868 2.354 2.646 3.097 2.298 2.177 1.813 1.882 1.870 1.218 0.777
14 1.215 1.887 2.366 3.165 3.146 2.495 1.841 1.742 1.822 1.368 1.216 1.197
15 1.401 1.834 2.388 2.648 2.436 2.414 2.506 1.760 1.947 1.485 1.510 0.961
16 1.159 1.980 2.497 2.210 2.464 2.119 3.164 1.775 2.594 1.544 1.261 0.829
17 1.285 1.983 2.134 2.458 3.207 2.403 2.681 1.806 2.589 1.876 1.455 1.081
18 1.452 2.048 2.395 2.897 2.662 2.609 2.336 2.256 1.587 1.597 0.809 0.845
19 1.406 1.839 2.619 3.228 2.024 2.479 2.088 1.878 1.523 1.569 0.658 0.967
20 1.273 1.992 2.179 2.999 3.207 2.437 1.831 2.283 1.462 1.984 1.402 1.224
21 1.372 1.770 2.400 3.272 2.935 2.529 1.958 1.967 1.347 1.586 1.473 1.072
22 1.420 1.644 1.474 3.334 2.738 2.220 1.829 1.658 1.508 1.451 1.454 1.263
23 1.528 1.747 2.453 2.489 2.116 2.302 2.009 1.724 1.651 1.710 0.879 1.199
24 1.129 1.980 2.375 3.239 2.672 2.637 1.887 1.856 1.360 1.808 1.385 1.204
25 1.520 1.560 2.170 3.020 2.592 2.690 1.889 1.940 1.527 1.712 1.414 1.283
26 1.340 1.830 2.022 2.174 3.703 1.911 2.046 2.108 1.488 1.539 1.200 1.259
27 1.370 2.081 2.664 2.503 3.485 2.217 2.427 1.946 1.558 1.190 1.374 1.228
28 1.546 2.164 2.185 2.815 3.234 2.487 2.134 2.352 1.628 1.889 1.114 1.215
29 1.338 2.422 3.133 2.936 3.292 2.127 1.816 1.646 1.330 1.208 1.229
30 1.644 2.211 2.803 3.390 2.533 2.061 1.732 1.752 1.474 1.349 1.235
31 1.658 2.588 3.092 1.982 1.639 1.692 1.286
Toplam 40.3 49.7 69.8 80.1 88.0 74.9 66.2 62.9 55.9 50.4 37.5 35.4
Ort. 1.299 1.774 2.253 2.670 2.840 2.497 2.135 2.031 1.865 1.626 1.251 1.140
136
Berraklık indeksi toplam küresel ıĢımanın dünya dıĢı ıĢımaya oranıdır, “K” ile gösterilir.
Berraklık indeksi sadece ıĢımanın atmosferde katettiği fiziki yolla ilgili değil, aynı zamanda
atmosferdeki bulut içeriği ve yapısıyla da doğrudan ilintilidir. Liu ve Jordan bağıntısı da
enlemden bağımsız olarak günlük toplam ıĢımanın doğrudan berraklık indeksi
parametresine bağlı olarak değiĢtiğini ortaya koymakta ve bu parametre açılı yüzeylere
gelebilecek ıĢıma tahmininde kullanılmaktadır (Luque ve Hegedus 2002). Berraklık indeksi,
hava kütlesi, atmosferik basınç vb etkenlerden dolayı Çizelge 4.8’deki oransal fark
doğmaktadır. Çizelge incelendiğinde Temmuz ayı berraklık indeksinin ortalama 0.684 ile
en yüksek, Ocak ayı berraklık indeksinin de 0.465 ile en düĢük oranda olmasına karĢın,
günlük bazda en düĢük değer olan 0.266 ile 4 Ocak gibi beklenen bir tarihte çıkarken, en
yüksek değer beklenenin aksine 0.764 ile 19 Kasım’da oluĢmuĢtur. Berraklık indeksi yıllık
ortalaması 0.577 olarak hesaplanmıĢtır.
FV panellerin yerleĢtirildiği yatay ve dikey açının oluĢturduğu eğimli yüzeye gelen güneĢ
ıĢıması, albedonun da devreye girmesiyle meteorolojik ölçüm için esas alınan yer yüzeyine
paralel yüzeye gelen güneĢ ıĢımasından yüksek olacaktır. Bu çalıĢma kapsamında HAVUÇ
için en uygun yatay açı güneĢi yıl boyu en uzun süreli görebilecek 0 derece azimut açısı ve
15 derece dikey konumlanma açısıdır (Çizelge 4.21). Verilen bu açısal eğim ve
konumlanma için bölgenin saha güneĢ enerjisi potansiyeli Çizelge 4.9’de verilmiĢtir. GüneĢ
enerjisi potansiyelinin en düĢük olduğu aylar 77.4 kWh/m2 ile Ocak ve 75.2 kWh/m2 ile
Aralık ayları, en yüksek olduğu ay 241.7 kWh/m2 ile Temmuz ayıdır. Yıllık toplam saha
güneĢ enerjisi potansiyeli 1891kWh/m2 olarak tespit edilmiĢtir.
137
Çizelge 4.8 HAVUÇ berraklık indeksi
Gün/Ay O ġ M N M H T A E E K A
1 0.356 0.448 0.504 0.524 0.591 0.536 0.714 0.575 0.655 0.556 0.593 0.367
2 0.346 0.481 0.510 0.431 0.510 0.564 0.714 0.638 0.636 0.575 0.699 0.336
3 0.428 0.371 0.382 0.600 0.521 0.606 0.596 0.611 0.630 0.645 0.611 0.507
4 0.266 0.401 0.481 0.548 0.602 0.635 0.676 0.676 0.569 0.704 0.646 0.530
5 0.475 0.476 0.519 0.577 0.595 0.658 0.626 0.665 0.529 0.669 0.653 0.319
6 0.354 0.477 0.523 0.630 0.497 0.640 0.731 0.706 0.600 0.650 0.652 0.426
7 0.452 0.516 0.609 0.593 0.562 0.678 0.685 0.676 0.673 0.627 0.583 0.240
8 0.464 0.626 0.499 0.532 0.687 0.676 0.679 0.686 0.695 0.584 0.540 0.486
9 0.671 0.614 0.519 0.668 0.664 0.607 0.733 0.641 0.641 0.506 0.560 0.574
10 0.597 0.454 0.516 0.670 0.661 0.694 0.724 0.676 0.641 0.650 0.578 0.553
11 0.522 0.559 0.443 0.635 0.640 0.684 0.738 0.630 0.664 0.686 0.505 0.432
12 0.602 0.579 0.628 0.577 0.607 0.720 0.705 0.673 0.643 0.685 0.677 0.598
13 0.585 0.388 0.531 0.552 0.553 0.675 0.682 0.699 0.650 0.575 0.607 0.689
14 0.523 0.440 0.523 0.443 0.561 0.644 0.717 0.710 0.654 0.659 0.602 0.407
15 0.402 0.488 0.524 0.579 0.641 0.659 0.641 0.706 0.634 0.638 0.356 0.605
16 0.283 0.474 0.489 0.639 0.628 0.692 0.570 0.699 0.528 0.624 0.574 0.657
17 0.561 0.464 0.574 0.604 0.561 0.657 0.627 0.697 0.515 0.542 0.494 0.578
18 0.452 0.435 0.530 0.317 0.623 0.641 0.659 0.640 0.679 0.597 0.698 0.637
19 0.420 0.539 0.496 0.373 0.690 0.650 0.686 0.686 0.691 0.602 0.764 0.604
20 0.559 0.476 0.578 0.527 0.551 0.655 0.716 0.636 0.697 0.481 0.341 0.451
21 0.352 0.565 0.551 0.462 0.586 0.647 0.699 0.673 0.713 0.592 0.411 0.576
22 0.346 0.597 0.699 0.437 0.618 0.682 0.717 0.710 0.687 0.622 0.500 0.482
23 0.463 0.569 0.528 0.255 0.685 0.672 0.693 0.702 0.660 0.571 0.673 0.490
24 0.622 0.507 0.566 0.506 0.618 0.640 0.705 0.682 0.704 0.527 0.451 0.508
25 0.373 0.614 0.602 0.553 0.629 0.632 0.707 0.671 0.675 0.537 0.398 0.418
26 0.545 0.554 0.625 0.656 0.447 0.713 0.687 0.651 0.680 0.586 0.543 0.412
27 0.550 0.479 0.515 0.618 0.531 0.678 0.640 0.666 0.665 0.662 0.460 0.453
28 0.393 0.491 0.604 0.576 0.562 0.649 0.677 0.605 0.653 0.456 0.584 0.464
29 0.574 0.570 0.528 0.599 0.561 0.676 0.679 0.642 0.627 0.559 0.357
30 0.435 0.605 0.586 0.543 0.647 0.682 0.689 0.622 0.578 0.389 0.434
31 0.435 0.554 0.584 0.688 0.701 0.528 0.458
Ortalama 0.465 0.503 0.542 0.540 0.592 0.650 0.684 0.670 0.644 0.598 0.557 0.485
138
Çizelge 4.9 HAVUÇ saha güneĢ enerjisi potansiyeli, kWh/m²
Gün/Ay O ġ M N M H T A E E K A
1 1.507 2.577 3.867 5.004 6.467 6.146 8.255 6.350 6.685 4.696 4.076 1.676
2 1.527 2.866 3.926 4.001 5.537 6.493 8.255 7.119 6.465 4.875 5.035 1.462
3 2.002 2.046 2.756 5.914 5.635 6.997 6.865 6.792 6.368 5.588 4.178 2.648
4 1.090 2.287 3.698 5.342 6.650 7.390 7.779 7.534 5.642 6.167 4.479 2.767
5 2.351 2.894 4.135 5.690 6.590 7.611 7.211 7.354 5.156 5.783 4.517 1.353
6 1.613 2.940 4.206 6.338 5.457 7.355 8.399 7.832 5.918 5.527 4.483 2.031
7 2.200 3.328 5.167 5.944 6.227 7.876 7.836 7.485 6.731 5.261 3.794 0.977
8 2.285 4.409 4.015 5.264 7.670 7.792 7.775 7.575 6.937 4.781 3.381 2.391
9 3.978 4.310 4.246 6.857 7.401 7.027 8.419 7.040 6.308 3.923 3.544 3.084
10 3.376 2.834 4.253 6.891 7.376 8.027 8.298 7.446 6.284 5.399 3.710 2.965
11 2.756 3.846 3.580 6.544 7.188 7.934 8.449 6.897 6.515 5.740 2.997 2.039
12 3.458 4.056 5.526 5.885 6.788 8.307 8.088 7.365 6.247 5.684 4.510 3.269
13 3.334 2.384 4.504 5.653 6.225 7.852 7.815 7.629 6.295 4.514 3.866 3.951
14 2.860 2.838 4.443 4.413 6.272 7.545 8.205 7.735 6.319 5.347 3.807 1.828
15 1.936 3.303 4.492 5.987 7.252 7.606 7.366 7.664 6.070 5.098 1.782 3.297
16 1.267 3.184 4.155 6.702 7.181 7.983 6.521 7.584 4.851 4.920 3.494 3.733
17 3.211 3.115 5.103 6.343 6.302 7.624 7.133 7.540 4.680 4.054 2.809 3.141
18 2.337 2.883 4.663 3.134 7.048 7.411 7.522 6.859 6.470 4.575 4.558 3.544
19 2.166 3.879 4.298 3.732 7.892 7.565 7.786 7.361 6.559 4.581 5.066 3.236
20 3.251 3.317 5.249 5.521 6.263 7.590 8.144 6.766 6.596 3.384 1.622 2.093
21 1.720 4.220 4.969 4.777 6.665 7.497 7.975 7.177 6.734 4.412 2.063 3.023
22 1.680 4.577 6.632 4.510 7.014 7.876 8.152 7.558 6.422 4.692 2.738 2.278
23 2.503 4.312 4.794 2.569 7.841 7.732 7.842 7.456 6.094 4.148 4.161 2.350
24 3.919 3.736 5.227 5.325 7.100 7.352 7.979 7.194 6.533 3.685 2.319 2.481
25 1.885 4.846 5.662 5.897 7.244 7.305 7.968 7.049 6.191 3.768 1.911 1.861
26 3.269 4.275 5.952 7.115 5.105 8.230 7.765 6.788 6.207 4.198 3.023 1.827
27 3.332 3.564 4.741 6.705 6.027 7.798 7.249 6.957 6.020 4.897 2.349 2.106
28 2.099 3.696 5.786 6.238 6.481 7.515 7.636 6.215 5.846 2.918 3.318 2.200
29 3.587 5.423 5.697 6.903 6.496 7.595 7.059 5.689 4.485 3.085 1.487
30 2.438 5.861 6.378 6.206 7.467 7.674 7.131 5.443 4.014 1.807 1.990
31 2.452 5.302 6.727 7.749 7.242 3.480 2.129
Toplam 77.4 96.5 146.6 166.4 206.7 225.4 241.7 223.8 184.3 144.6 102.5 75.2
Ortalama 2.496 3.447 4.730 5.546 6.669 7.513 7.797 7.218 6.143 4.664 3.416 2.426
139
4.1.3 Teknik güneş enerjisi potansiyeli
Teknik potansiyel, saha potansiyelin sistem verimi ile çarpılması ile elde edilmektedir.
Hoogwijk (2004) ve Anonim (2009c) dünyada mevcut teknolojiyle FV sistem veriminin
ortalama % 10.5 olduğunu ifade etmektedirler. HAVUÇ için teknik güneĢ enerjisi
potansiyeli hesabı da ölçüm ve hesaplamayla elde edilmiĢ günlük bazda HAVUÇ saha
güneĢ enerjisi potansiyeli verisinin % 10.5’i alınarak hesaplanmıĢtır. Bu hesaplama
sonucunda HAVUÇ sahasına kurulacak ortalama bir FV güneĢ elektriği üretecinin 1
metrekare’den evirici çıkıĢında AA olarak elde edebileceği yıllık elektrik enerjisi miktarı
177 kWh’tir. Yıl içerisinde en düĢük üretim Aralık ayında 6.1 kWh, en yüksek üretim ise
Temmuz ayında 23.7 kWh iken yıllık metrekare baĢına elektrik üretimi yıl boyunca 0.2-0.8
kWh/gün aralığında kalmıĢtır (Çizelge 4.10). Teorik olarak güneĢ enerjisi potansiyeli 2918
kWh/m2 hesaplanmasına karĢın bu değer saha güneĢ enerji potansiyeli olarak 1743
kWh/m2’ye ve teknik güneĢ enerjisi potansiyeli olarak da 177 kWh/m2’ye düĢmektedir.
HAVUÇ için günlük teknik güneĢ enerjisi potansiyelinin 483 Wh/m2 olduğu söylenebilir.
4.2 Elektrik Enerjisi Tüketim Analizi
HAVUÇ’un elektrik enerjisi tüketimini zaman boyutunda ve iĢletme bazlı ortaya
koyabilmek için kurulu gücünü oluĢturan elektrik tüketici elemanlar referans güç
değerleriyle birlikte derlenmiĢtir. Derleme sırasında elektrik tüketicilerden oluĢan bir teknik
fotoğraf albümü de oluĢmuĢtur. Bu albümde hemen her tüketici veya tüketici grubuna ait
farklı açılardan görseller ve referans değerler iĢletme/bina bazlı kodlanarak kayıt altına
alınmıĢtır. Özellikle elektrik motorlarında anma gücü olarak cos φ dahil edilmemiĢse,
Türkiye Ģartları için bu değer 0.80 olarak alınmıĢ ve güç hesabına dahil edilmiĢtir (Çizelge
4.11). Enerji tüketim hesabı ve enerji yük talebi karĢılama çalıĢmaları yapılırken bu referans
güç değerlerinden yararlanılmıĢtır. Toplam 400.83 kW’lık bir kurulu güce sahip olan
HAVUÇ iĢletmesi orta ölçekli bir elektrik üretim tesisinin gücüne sahiptir. Kurulu gücü
oluĢturan 334 kW’lık 81 adet elektrik motorların en büyükleri B-002: motopomp binasında
kurulu olan her biri 44 kW gücündeki 4 adet sulama pompası, 33 kW’lık selektör ve 18
kW’lık büyük kaynak makinalarıdır. ĠĢletmede ayrıca aydınlatma amaçlı 110 adet civalı
sokak lambası ile 74 adet akkor ve 287 adet floresan lamba bulunmaktadır.
140
Çizelge 4.10 HAVUÇ teknik güneĢ enerjisi potansiyeli, Wh/m2
2000 -
2006 O ġ M N M H T A E E K A
1 146 234 356 467 645 637 809 621 615 437 340 160
2 136 252 363 388 551 641 806 687 599 448 397 146
3 174 202 277 562 556 687 674 673 596 498 341 218
4 112 220 351 502 656 729 760 760 523 538 358 223
5 202 264 382 533 637 750 700 714 480 506 361 136
6 151 257 392 583 549 744 808 750 563 488 365 180
7 194 292 451 552 612 792 757 730 622 466 311 97
8 193 355 373 494 740 773 759 751 623 430 285 204
9 288 356 382 632 723 727 830 690 572 369 294 240
10 261 266 387 636 717 781 808 719 580 469 302 225
11 226 329 346 600 714 782 825 664 590 491 261 177
12 259 339 492 553 679 814 786 711 584 485 345 244
13 258 226 421 533 634 762 768 739 566 403 305 278
14 236 269 408 437 621 720 805 736 564 457 299 158
15 179 301 419 583 703 744 716 720 540 439 175 247
16 127 294 385 636 710 803 656 709 470 418 284 263
17 257 289 457 602 652 748 713 706 455 358 238 232
18 210 273 418 322 701 731 784 664 596 405 339 257
19 192 347 418 384 803 743 795 695 602 386 367 243
20 242 306 465 552 624 767 796 634 602 309 162 178
21 164 365 453 482 653 742 771 682 611 381 194 229
22 167 388 579 464 707 790 789 708 584 393 234 191
23 226 382 441 267 785 769 765 696 556 358 312 185
24 306 342 475 535 709 780 786 668 589 330 202 203
25 185 416 516 582 711 756 780 656 559 328 182 166
26 268 383 537 688 501 827 762 635 559 554 245 167
27 277 335 457 638 629 778 709 645 542 392 205 184
28 198 340 541 608 662 746 746 579 527 272 257 185
29 297 355 498 580 672 637 733 663 514 365 244 142
30 222 556 633 621 730 758 656 493 333 171 175
31 230 493 660 747 663 307 182
Ortalama 212 310 435 534 662 748 765 688 562 413 279 197
Toplam 6584 8976 13490 16027 20537 22427 23702 21325 16873 12814 8373 6114
Gece ile gündüz arasında yıl içerisindeki süre değiĢimi günlük olarak değiĢmektedir. Enerji
denetimi ile elde edilen HAVUÇ enerji tüketim dağılımını gece ve gündüz saatlerinde
hesaplayabilmek için, aylık bazda Çizelge 4.12’deki süreler esas alınmıĢtır. HAVUÇ enerji
denetimi, her bir tüketicinin hangi üretim veya hizmete ait olduğunu ve yılın hangi
zamanları günün hangi saatlerinde ne yoğunlukta çalıĢtığının bir dökümünü vermektedir
(Çizelge 4.13).
141
Çizelge 4.11 HAVUÇ’un kurulu gücünü oluĢturan elemanlar
Ġçeriği Türü Adedi Güç, kW Toplam Güç, kW
Sulama Pompası Elektrik motoru 4 44 176
Çekiçli değirmen ve karıĢtırma Elektrik motoru 1 2.4 2.4
Çekiçli değirmen ve karıĢtırma Elektrik motoru 1 2.4 2.4
Helezon Elektrik motoru 2 2.4 4.8
Küçük yem makinası Elektrik motoru 1 6 6
Yükleme bandı Elektrik motoru 1 0.8 0.8
Seyyar kompresör Elektrik motoru 1 1.782 1.782
Redresör (Akü Ģarj) Elektrik motoru 1 2.2 2.2
Boru bükme makinası Elektrik motoru 1 0.396 0.396
TaĢlama Elektrik motoru 1 0.9 0.9
Çanta kaynak makinası Elektrik motoru 1 3.2 3.2
Termosifon Elektrik motoru 1 1.98 1.98
DikiĢ makinası Elektrik motoru 1 0.5 0.5
Büyük kaynak makinası Elektrik motoru 1 18.2 18.2
Punto kaynak makinası Elektrik motoru 1 8.0 8
Çanta kaynak makinası Elektrik motoru 1 3.2 3.2
Sabit Matkap Elektrik motoru 1 0.8 0.75
Hava Kompresör Elektrik motoru 1 1.2 1.162
TaĢlama Elektrik motoru 1 0.2 0.2
Kırıcı Elektrik motoru 1 1.2 1.2
El matkabı (Makita) Elektrik motoru 1 0.7 0.72
Dekupaj Elektrik motoru 1 0.7 0.72
El matkabı (Bosch) Elektrik motoru 1 0.7 0.72
BaĢ kesme makinası Elektrik motoru 1 0.6 0.6
Kırlangıç makinası Elektrik motoru 1 0.9 0.85
Bıçak bileme Elektrik motoru 1 0.3 0.3
Yatar daire testere Elektrik motoru 1 2.4 2.4
Komple planya Elektrik motoru 1 2.4 2.4
ġerit testere Elektrik motoru 1 8.8 8.8
Tank zımpara Elektrik motoru 1 1.0 0.95
Sağım makinası Elektrik motoru 2 3.4 6.8
Soğutma fanları Elektrik motoru 1 1.5 1.5
Süt soğutma tankı Elektrik motoru 1 1.5 1.5
Sıcak su pompası Elektrik motoru 2 2.4 4.8
Sıcak su kazanları Elektrik motoru 3 2.4 7.2
Yem dağıtımı Elektrik motoru 2 0.4 0.8
Yem dağıtımı Elektrik motoru 2 0.4 0.8
Gübre toplama Elektrik motoru 4 0.6 2.2
Temizleme düzeni Elektrik motoru 1 0.6 0.55
Helezon Elektrik motoru 2 1.2 2.4
Et buzdolabı Elektrik motoru 2 0.3 0.6
Et buzdolabı Elektrik motoru 1 1.8 1.8
Sebze buzdolabı Elektrik motoru 2 0.3 0.6
142
Çizelge 4.11 HAVUÇ’un kurulu gücünü oluĢturan elemanlar (devam)
Sebze buzdolabı Elektrik motoru 1 1.8 1.8
Derin dondurucu Elektrik motoru 1 0.4 0.4
Büyük buzdolabı Elektrik motoru 1 0.3 0.3
Standart buzdolabı Elektrik motoru 1 0.2 0.2
BulaĢık makinası Elektrik motoru 1 0.9 0.9
Kıyma makinası Elektrik motoru 1 2.4 2.4
Hindi kesme Elektrik motoru 1 1.6 1.6
ÇamaĢır makinası Elektrik motoru 1 0.9 0.9
Kurutma makinası Elektrik motoru 1 0.9 0.9
Sıkma makinası Elektrik motoru 1 0.9 0.9
Brülör (116) Elektrik motoru 1 1.2 1.2
Brülör (116) Elektrik motoru 1 1.2 1.2
Hidrofor Elektrik motoru 1 0.6 0.6
Devirdaim pompası Elektrik motoru 3 0.2 0.555
Devirdaim pompası Elektrik motoru 3 0.2 0.555
Sıcak su pompası Elektrik motoru 1 0.1 0.06
Sirkülasyon pompası Elektrik motoru 1 0.1 0.06
Selektör Elektrik motoru 1 33.0 33
TOPLAM 81 333.61
Ġçeriği Türü Adedi Güç. kW Toplam Güç. kW
Sokak lambası Aydınlatma 110 0.125 13.75
Floresan lamba Aydınlatma 287 0.04 11.48
Akkor ampul Aydınlatma 74 0.075 5.55
TOPLAM 471 30.78
Türü Adedi Toplam Güç. kW
Elektrik motoru 81 333.61
Aydınlatma 471 30.78
Diğer 36.44
TOPLAM 400.83
Çizelge 4.12 Gece ve gündüz enerji tüketimine esas aylık süre dağılımı, saat
YaklaĢık süre, saat O Ş M N M H T A E E K A
Gece 14 13 12 12 11 10 10 11 12 12 13 14
Gündüz 10 11 12 12 13 14 14 13 12 12 11 10
143
Çizelge 4.13 HAVUÇ enerji denetimi
A-0
02
Kan
tin
Çay
oca
ğı
Rez
ista
ns
1
1 O
cak
36
0
26
1
2
52
2
52
2
0.1
52
.2
23
36
.0
6.5
52
.2
52
.2
To
st
mak
inas
ı
1
1 O
cak
36
0
26
1
.5
13
0.5
13
0.5
0.1
13
.1
13
.1
13
.1
Izg
ara
1
1 O
cak
36
0
26
1
2
52
2
52
2
0.1
52
.2
52
.2
52
.2
Asp
irat
ör
1
1 O
cak
36
0
26
1
2
52
2
52
2
0.1
52
.2
52
.2
52
.2
Bu
zdo
lab
ı
Ele
ktr
ik
mo
toru
1
1 O
cak
36
0
26
1
24
62
64
62
64
0.3
18
79
.2
18
79
.2
18
79
.2
Su
ısı
tıcı
sı
Diğ
er
2
1 O
cak
36
0
26
1
2
52
2
10
44
0.0
15
.7
31
.3
31
.3
Mik
rod
alg
a
fırı
n
1
1 O
cak
36
0
26
1
.2
52
.2
52
.2
1.0
52
.2
52
.2
52
.2
Flo
resa
n
Lam
ba
Ay
dın
latm
a 6
1 O
cak
36
0
26
1
2
52
2
31
32
0.0
20
.9
12
5.3
12
5.3
Ak
ko
r
Lam
ba
2
1 O
cak
36
0
26
1
2
52
2
10
44
0.1
39
.2
78
.3
78
.3
A-0
01
Ġdar
e b
inas
ı
So
kak
Lam
bas
ı
Ay
dın
latm
a 10
1 O
cak
36
0
36
0
12
43
20
43
20
0
0.1
54
0.0
77
.8
0.5
0.0
54
00
.0
Flo
resa
n
Lam
ba
18
30
Ek
im
15
0
10
8
1
10
8
19
44
0.0
4.3
77
.8
77
.8
Bil
gis
ayar
Diğ
er
4
1 O
cak
36
0
26
1
2
52
2
20
88
0.0
5.2
54
20
.9
15
.1
20
.9
20
.9
Paf
ta k
od
u
En
erji
Tü
ket
ici,
ĠĢl
etm
e
/ B
ina
Ġçer
ik
Tü
r
Ad
et
Tü
ket
im B
aĢla
ngıç
Mu
hte
mel
Çal
ıĢm
a S
üre
si,
gü
n/y
ıl
Tü
ket
im S
üre
si, g
ün
/yıl
Tü
ket
im S
üre
si,
saat
/gü
n
Tü
ket
im s
üre
si t
op
lam
ı,
saa
t/y
ıl
To
pla
m s
üre
(tü
mü
), s
aat/
yıl
Gü
ç, k
W
Bir
im T
ük
etim
, k
Wh
ĠĢle
tme/
Bin
a T
opla
m
Tü
ket
im, k
Wh
/yıl
ĠĢle
tme/
Bin
a G
ün
lük
Tü
ket
im, k
Wh
/gü
n
To
pla
m G
ece
Tü
ket
im,
kW
h/y
ıl
To
pla
m G
ün
dü
z T
ük
etim
,
kW
h/y
ıl
To
pla
m T
ük
etim
, k
Wh
/yıl
144
Çizelge 4.13 HAVUÇ enerji denetimi (devam 2/11)
A-0
03
Mar
ang
ozh
ane
El
mat
kab
ı
(Mak
ita)
Ele
ktr
ik m
oto
ru
1
1 O
cak
36
0
13
0
0.4
52
52
0.7
37
.4
92
1.2
2.6
37
.4
37
.4
Dek
up
aj
1
1 O
cak
36
0
13
0
0.2
26
26
0.7
18
.7
18
.7
18
.7
El
mat
kab
ı
(Bo
sch
)
1
1 O
cak
36
0
13
0
0.3
39
39
0.7
28
.1
28
.1
28
.1
BaĢ
kes
me
mak
inas
ı
1
1 O
cak
36
0
25
0.2
5
5
0.6
3.2
3.2
3.2
Kır
lan
gıç
mak
inas
ı
1
1 O
cak
36
0
25
0.2
5
5
0.9
4.3
4.3
4.3
Bıç
ak
bil
eme
1
1 O
cak
36
0
16
0.1
1.6
1.6
0.3
0.5
0.5
0.5
Yat
ar d
aire
test
ere
1
1 O
cak
36
0
25
0.6
15
15
2.4
36
.0
36
.0
36
.0
Ko
mp
le
pla
ny
a
1
1 O
cak
36
0
25
1
25
25
2.4
60
.0
60
.0
60
.0
ġer
it t
este
re
1
1 O
cak
36
0
25
1
25
25
8.8
22
0.0
22
0.0
22
0.0
Tan
k
zım
par
a
1
1 O
cak
36
0
25
0.5
12
.5
12
.5
1.0
11
.9
11
.9
11
.9
Flo
resa
n
Lam
ba
Ay
dın
latm
a
6
1 O
cak
36
0
26
1
8
20
88
12
52
8
0.0
83
.5
50
1.1
50
1.1
Paf
ta k
od
u
En
erji
Tü
ket
ici,
ĠĢl
etm
e /
Bin
a
Ġçer
ik
Tü
r
Ad
et
Tü
ket
im B
aĢla
ng
ıç
Mu
hte
mel
Çal
ıĢm
a S
üre
si,
gü
n/y
ıl
Tü
ket
im S
üre
si,
gün
/yıl
Tü
ket
im S
üre
si,
saat
/gün
Tü
ket
im s
üre
si t
op
lam
ı,
saat
/yıl
To
pla
m s
üre
(tü
mü
),
saat
/yıl
Gü
ç, k
W
Bir
im T
ük
etim
, k
Wh
ĠĢle
tme/
Bin
a T
op
lam
Tü
ket
im,
kW
h/y
ıl
ĠĢle
tme/
Bin
a G
ün
lük
Tü
ket
im,
kW
h/g
ün
To
pla
m G
ece
Tü
ket
im,
kW
h/y
ıl
To
pla
m G
ün
dü
z T
ük
etim
,
kW
h/y
ıl
To
pla
m T
ük
etim
, k
Wh
/yıl
145
Çizelge 4.13 HAVUÇ enerji denetimi (devam 3/11)
A-0
08
Sel
ektö
r (1
08
) Tra
fo
Diğ
er
1 O
cak
0.0
0.0
0.0
0.0
Tem
iz s
u d
erin
ku
yu
po
mp
ası
po
mp
a
1
1 O
cak
36
0
9
0.0
0.0
0.0
0.0
A-0
06
Mak
ine
gar
ajı
Flo
resa
n
Lam
ba
Ay
dın
latm
a
16
1 O
cak
36
0
50
1
50
80
0
0.0
2.0
52
3.5
1.5
32
.0
32
.0
A-0
04
Kay
nak
atö
lyes
i
Bü
yük
kay
nak
mak
inas
ı
Ele
ktr
ik m
oto
ru
1
1 O
cak
36
0
10
0
20
20
18
.2
36
4.8
18
06
.7
5.0
36
4.8
36
4.8
Pu
nto
kay
nak
mak
inas
ı
1
1 O
cak
36
0
13
0
0.7
91
91
8.0
72
8.0
72
8.0
72
8.0
Çan
ta k
ayn
ak
mak
inas
ı
1
1 O
cak
36
0
13
0
0.5
65
65
3.2
20
8.0
20
8.0
20
8.0
TaĢ
lam
a
1
1 O
cak
36
0
40
0.5
20
20
0.2
4.8
4.8
4.8
Kır
ıcı
1
1 O
cak
36
0
40
0.2
8
8
1.2
9.6
9.6
9.6
Flo
resa
n
Lam
ba
Ay
dın
latm
a
6
1 O
cak
36
0
25
6
8
20
48
12
28
8
0.0
81
.9
49
1.5
49
1.5
Paf
ta k
od
u
En
erji
Tü
ket
ici,
ĠĢl
etm
e /
Bin
a
Ġçer
ik
Tü
r
Ad
et
Tü
ket
im B
aĢla
ng
ıç
Mu
hte
mel
Çal
ıĢm
a S
üre
si,
gü
n/y
ıl
Tü
ket
im S
üre
si,
gün
/yıl
Tü
ket
im S
üre
si,
saat
/gün
Tü
ket
im s
üre
si t
op
lam
ı,
saat
/yıl
To
pla
m s
üre
(tü
mü
),
saat
/yıl
Gü
ç, k
W
Bir
im T
ük
etim
, k
Wh
ĠĢle
tme/
Bin
a T
op
lam
Tü
ket
im,
kW
h/y
ıl
ĠĢle
tme/
Bin
a G
ün
lük
Tü
ket
im,
kW
h/g
ün
To
pla
m G
ece
Tü
ket
im,
kW
h/y
ıl
To
pla
m G
ün
dü
z T
ük
etim
,
kW
h/y
ıl
To
pla
m T
ük
etim
, k
Wh
/yıl
146
Çizelge 4.13 HAVUÇ enerji denetimi (devam 4/11)
A-0
12
Yem
ekh
ane
Su
ısı
tıcı
sı
Rez
ista
ns
1
1 O
cak
36
0
13
0
1
13
0
13
0
2.0
25
8.7
6.0
0.1
25
8.7
25
8.7
Bu
laĢı
k
mak
inas
ı
Ele
ktr
ik
mo
toru
1
1 O
cak
36
0
13
0
3.5
45
5
45
5
1.4
63
7.0
63
7.0
63
7.0
Seb
il
Diğ
er
1
1 H
azir
an
12
0
12
0
.5
60
60
0.1
6.0
6.0
6.0
Flo
resa
n
Lam
ba
Ay
dın
latm
a
15
1 O
cak
36
0
13
0
3.5
45
5
68
25
0.0
18
.2
11
68
.7
3.2
27
3.0
27
3.0
A-0
09
Mo
tor
Atö
lyes
i
Sey
yar
ko
mp
resö
r
Ele
ktr
ik m
oto
ru
1
20
Tem
mu
z
60
30
0.5
15
15
1.8
26
.7
26
.7
0.4
26
.7
26
.7
Red
resö
r
(Ak
ü Ģ
arj)
1
1 O
cak
36
0
24
12
28
8
28
8
2.2
63
3.6
63
3.6
63
3.6
Bo
ru b
ük
me
mak
inas
ı
1
1 O
cak
36
0
90
0.5
45
45
0.4
17
.8
17
.8
17
.8
TaĢ
lam
a
1
1 M
ayıs
14
9
30
2
60
60
0.9
54
.0
54
.0
0.4
54
.0
54
.0
Çan
ta k
ayn
ak
mak
inas
ı
1
1 O
cak
36
0
90
0.5
45
45
3.2
14
4.0
12
32
.5
3.4
14
4.0
14
4.0
Ter
mo
sifo
n
1
1 O
cak
36
0
10
0
1.2
12
0
12
0
2.0
23
7.6
23
7.6
23
7.6
Dik
iĢ
mak
inas
ı
1
1 O
cak
36
0
15
1
15
15
0.5
7.5
7.5
7.5
Flo
resa
n
Lam
ba
Ay
dın
-
latm
a
8
1 O
cak
36
0
15
0
4
60
0
48
00
0.0
24
.0
19
2.0
19
2.0
Paf
ta k
od
u
En
erji
Tü
ket
ici,
ĠĢle
tme
/ B
ina
Ġçer
ik
Tü
r
Ad
et
Tü
ket
im B
aĢla
ngıç
Mu
hte
mel
Çal
ıĢm
a
Sü
resi
, gü
n/y
ıl
Tü
ket
im S
üre
si,
gü
n/y
ıl
Tü
ket
im S
üre
si,
saat
/gü
n
Tü
ket
im s
üre
si
top
lam
ı, s
aat/
yıl
To
pla
m s
üre
(tü
mü
),
saat
/yıl
Gü
ç, k
W
Bir
im T
ük
etim
, k
Wh
ĠĢle
tme/
Bin
a
To
pla
m T
ük
etim
,
kW
h/y
ıl
ĠĢle
tme/
Bin
a G
ün
lük
Tü
ket
im, k
Wh
/gü
n
To
pla
m G
ece
Tü
ket
im, k
Wh
/yıl
To
pla
m G
ün
dü
z
Tü
ket
im, k
Wh
/yıl
To
pla
m T
ük
etim
,
kW
h/y
ıl
147
Çizelge 4.13 HAVUÇ enerji denetimi (devam 5/11)
B-0
01
Niz
amiy
e
Kan
tar
Diğ
er
1 O
cak
0.0
0.0
0.0
0.0
Mo
tori
n
po
mp
ası
po
mp
a
1
1 O
cak
36
0
0.6
0.0
0.0
A-0
16
Yem
Han
gar
ı
Çek
içli
değ
irm
en v
e
kar
ıĢtı
rma
Ele
ktr
ik m
oto
ru
1
1 O
cak
36
0
13
0
4
52
0
52
0
2.4
12
48
.0
11
42
1.2
31
.7
12
48
.0
12
48
.0
1
1 O
cak
36
0
13
0
6
78
0
78
0
2.4
18
72
.0
18
72
.0
18
72
.0
Hel
ezo
n
2
1 O
cak
36
0
26
1
6
15
66
31
32
2.4
37
58
.4
75
16
.8
75
16
.8
Kü
çük
yem
mak
inas
ı
1
1 O
cak
12
12
8
96
96
6.0
57
6.0
57
6.0
57
6.0
Yü
kle
me
ban
dı
1
1 O
cak
36
0
13
0
1
13
0
13
0
0.8
10
4.0
10
4.0
10
4.0
Flo
resa
n
Lam
ba
Ay
dın
latm
a
10
1 O
cak
36
0
26
1
1
26
1
26
10
0.0
10
.4
10
4.4
10
4.4
A-0
14
Gü
bre
han
gar
ı
Ak
ko
r
Lam
ba
Ay
dın
latm
a
6
1 H
azir
an
12
0
12
0
3
36
0
21
60
0.1
27
.0
16
2.0
1.4
16
2.0
16
2.0
Ġsti
rah
at E
vi
Diğ
er
4
1 H
azir
an
12
0
12
0
1
12
0
48
0
0.1
12
.0
48
.0
0.4
48
.0
48
.0
A-0
13
Dep
o
So
kak
Lam
bas
ı
Ay
dın
latm
a
54
30
Mar
t
21
0
21
0
8
16
80
90
72
0
0.1
21
0.0
11
34
0
54
11
34
0
11
34
0
Paf
ta k
od
u
En
erji
Tü
ket
ici,
ĠĢl
etm
e /
Bin
a
Ġçer
ik
Tü
r
Ad
et
Tü
ket
im B
aĢla
ng
ıç
Mu
hte
mel
Çal
ıĢm
a S
üre
si,
gü
n/y
ıl
Tü
ket
im S
üre
si,
gün
/yıl
Tü
ket
im S
üre
si,
saat
/gün
Tü
ket
im s
üre
si t
op
lam
ı,
saat
/yıl
To
pla
m s
üre
(tü
mü
),
saat
/yıl
Gü
ç, k
W
Bir
im T
ük
etim
, k
Wh
ĠĢle
tme/
Bin
a T
op
lam
Tü
ket
im,
kW
h/y
ıl
ĠĢle
tme/
Bin
a G
ün
lük
Tü
ket
im,
kW
h/g
ün
To
pla
m G
ece
Tü
ket
im,
kW
h/y
ıl
To
pla
m G
ün
dü
z T
ük
etim
,
kW
h/y
ıl
To
pla
m T
ük
etim
, k
Wh
/yıl
148
Çizelge 4.13 HAVUÇ enerji denetimi (devam 6/11)
D-0
01
Açı
k b
esi
pad
ok
u
So
kak
Lam
bas
ı
Ay
dın
latm
a
13
1 N
isan
23
9
23
9
12
28
68
37
28
4
0.1
35
8.5
46
60
.5
19
.5
46
60
.5
46
60
.5
C-0
05
Ser
a
Flo
resa
n
Lam
ba
Ay
dın
latm
a
4
1 O
cak
36
0
26
1
1
26
1
10
44
0.0
10
.4
41
.8
0.1
41
.8
41
.8
Flo
resa
n
Lam
ba
6
1 O
cak
36
0
26
1
1
26
1
15
66
0.0
10
.4
62
.6
0.2
62
.6
62
.6
Flo
resa
n
Lam
ba
4
1 O
cak
36
0
12
0
1
12
0
48
0
0.0
4.8
19
.2
0.1
19
.2
19
.2
C-0
04
Izg
aral
ı K
apal
ı b
esi
Flo
resa
n
Lam
ba
Ay
dın
latm
a
10
1 K
asım
17
9
17
9
8
14
32
14
32
0
0.0
57
.3
16
46
.8
9.2
57
2.8
57
2.8
Ak
ko
r
Lam
ba
10
1 K
asım
17
9
17
9
8
14
32
14
32
0
0.1
10
7.4
10
74
.0
10
74
.0
C-0
03
Gü
bre
,
sula
ma,
bah
çe d
epo
So
kak
Lam
bas
ı
Ay
dın
latm
a
14
1 O
cak
36
0
36
0
12
43
20
60
48
0
0.1
54
0.0
75
60
.0
21
.0
75
60
.0
75
60
.0
C-0
02
Hin
di
kü
mes
i
Flo
resa
n
Lam
ba
Ay
dın
latm
a
12
1 A
ğu
sto
s
15
0
15
0
8
12
00
14
40
0
0.0
48
.0
57
6.0
3.8
57
6.0
57
6.0
B-0
02
Mo
top
om
p
Su
lam
a
Po
mp
ası
Ele
ktr
ik
mo
toru
1
1 M
ayıs
18
0
15
0
20
30
00
30
00
44
.0
13
20
00
13
20
27
73
3
66
00
0
66
00
0
13
20
00
Ak
ko
r
Lam
ba
Ay
dın
latm
a
2
1 M
ayıs
18
0
18
0
1
18
0
36
0
0.1
13
.5
27
.0
27
.0
So
kak
Lam
bas
ı
2
1 M
ayıs
36
0
36
0
12
43
20
86
40
0.1
54
0.0
10
80
.0
3.0
10
80
.0
10
80
.0
Paf
ta k
od
u
En
erji
Tü
ket
ici,
ĠĢl
etm
e /
Bin
a
Ġçer
ik
Tü
r
Ad
et
Tü
ket
im B
aĢla
ng
ıç
Mu
hte
mel
Çal
ıĢm
a S
üre
si,
gü
n/y
ıl
Tü
ket
im S
üre
si,
gün
/yıl
Tü
ket
im S
üre
si,
saat
/gün
Tü
ket
im s
üre
si t
op
lam
ı,
saat
/yıl
To
pla
m s
üre
(tü
mü
),
saat
/yıl
Gü
ç, k
W
Bir
im T
ük
etim
, k
Wh
ĠĢle
tme/
Bin
a T
op
lam
Tü
ket
im,
kW
h/y
ıl
ĠĢle
tme/
Bin
a G
ün
lük
Tü
ket
im,
kW
h/g
ün
To
pla
m G
ece
Tü
ket
im,
kW
h/y
ıl
To
pla
m G
ün
dü
z T
ük
etim
,
kW
h/y
ıl
To
pla
m T
ük
etim
, k
Wh
/yıl
149
Çizelge 4.13 HAVUÇ enerji denetimi (devam 7/11)
D-0
04
Sü
tçü
lük -
Sağ
ımh
ane
Sağ
ım
mak
inas
ı
Ele
ktr
ik m
oto
ru
2
1 O
cak
36
0
36
0
4
14
40
28
80
3.4
48
38
.4
40
29
1.2
11
1.9
96
76
.8
96
76
.8
So
ğu
tma
fan
ları
1
1 O
cak
36
0
36
0
6
21
60
21
60
1.5
32
40
.0
32
40
.0
32
40
.0
Sü
t so
ğu
tma
tan
kı
1
1 O
cak
36
0
36
0
6
21
60
21
60
1.5
32
40
.0
32
40
.0
32
40
.0
Sıc
ak s
u
po
mp
ası
2
1 O
cak
36
0
36
0
4
14
40
28
80
2.4
34
56
.0
69
12
.0
69
12
.0
Sıc
ak s
u
kaz
anla
rı
3
1 O
cak
36
0
36
0
6
21
60
64
80
2.4
51
84
.0
15
55
2
15
55
2
Flo
resa
n
Lam
ba
Ay
dın
latm
a
14
1 O
cak
36
0
36
0
4
14
40
20
16
0
0.0
57
.6
80
6.4
80
6.4
Ak
ko
r
Lam
ba
8
1 O
cak
36
0
36
0
4
14
40
11
52
0
0.1
10
8.0
86
4.0
86
4.0
D-0
03
Sü
tçü
lük
Sel
ektö
r
Ele
ktr
ik
mo
toru
1
20
Tem
mu
z
60
20
8
16
0
16
0
33
.0
52
80
.0
53
55
.6
89
.3
26
40
.0
26
40
.0
52
80
.0
Flo
resa
n
Lam
ba
Ay
dın
latm
a
10
20
Tem
mu
z
60
21
9
18
9
18
90
0.0
7.6
75
.6
75
.6
D-0
02
Gen
ç h
ayv
an
Flo
resa
n
Lam
ba
Ay
dın
latm
a 20
1 O
cak
36
0
36
0
12
43
20
86
40
0
0.0
17
2.8
60
48
.0
16
.8
34
56
.0
34
56
.0
Ak
ko
r
Lam
ba
8
1 O
cak
36
0
36
0
12
43
20
34
56
0
0.1
32
4.0
25
92
.0
25
92
.0
Paf
ta k
od
u
En
erji
Tü
ket
ici,
ĠĢl
etm
e /
Bin
a
Ġçer
ik
Tü
r
Ad
et
Tü
ket
im B
aĢla
ng
ıç
Mu
hte
mel
Çal
ıĢm
a S
üre
si,
gü
n/y
ıl
Tü
ket
im S
üre
si,
gün
/yıl
Tü
ket
im S
üre
si,
saat
/gün
Tü
ket
im s
üre
si t
op
lam
ı,
saat
/yıl
To
pla
m s
üre
(tü
mü
),
saat
/yıl
Gü
ç, k
W
Bir
im T
ük
etim
, k
Wh
ĠĢle
tme/
Bin
a T
op
lam
Tü
ket
im,
kW
h/y
ıl
ĠĢle
tme/
Bin
a G
ün
lük
Tü
ket
im,
kW
h/g
ün
To
pla
m G
ece
Tü
ket
im,
kW
h/y
ıl
To
pla
m G
ün
dü
z T
ük
etim
,
kW
h/y
ıl
To
pla
m T
ük
etim
, k
Wh
/yıl
150
Çizelge 4.13 HAVUÇ enerji denetimi (devam 8/11)
D-0
10
Ko
yu
ncu
luk
Flo
resa
n
Lam
ba
Ay
dın
latm
a 12
1 O
cak
36
0
36
0
12
43
20
51
84
0
0.0
17
2.8
31
53
.6
8.8
20
73
.6
20
73
.6
Ak
ko
r
Lam
ba
20
1 O
cak
36
0
36
0
2
72
0
14
40
0
0.1
54
.0
10
80
.0
10
80
.0
D-0
09
Yu
mu
rta
kü
mes
i
Flö
resa
n
lam
ba
Ay
dın
latm
a
58
1 O
cak
36
0
36
0
18
64
80
37
58
40
0.0
25
9.2
15
96
7
44
15
03
4
15
03
4
Yem
dağ
ıtım
ı
Ele
ktr
ik m
oto
ru
2
1 O
cak
36
0
36
0
2
72
0
14
40
0.4
31
6.8
63
3.6
63
3.6
Tem
izle
me
dü
zen
i
1
1 O
cak
36
0
26
1
1
26
1
26
1
0.6
14
3.6
14
3.6
14
3.6
Hel
ezo
n
2
1 O
cak
36
0
13
0
.5
65
13
0
1.2
78
.0
15
6.0
15
6.0
D-0
08
Bro
yle
r k
üm
esi
Yem
dağ
ıtım
ı
Ele
ktr
ik
mo
toru
2
1 O
cak
36
0
36
0
2
72
0
14
40
0.4
31
6.8
17
91
3.6
49
.8
31
6.8
31
6.8
63
3.6
Flo
resa
n
Lam
ba
Ay
dın
latm
a 30
1 O
cak
36
0
30
0
24
72
00
21
60
00
0.0
28
8.0
43
20
.0
43
20
.0
86
40
.0
Ak
ko
r
Lam
ba
16
1 O
cak
36
0
30
0
24
72
00
11
52
00
0.1
54
0.0
43
20
.0
43
20
.0
86
40
.0
Paf
ta k
od
u
En
erji
Tü
ket
ici,
ĠĢl
etm
e /
Bin
a
Ġçer
ik
Tü
r
Ad
et
Tü
ket
im B
aĢla
ng
ıç
Mu
hte
mel
Çal
ıĢm
a S
üre
si,
gü
n/y
ıl
Tü
ket
im S
üre
si,
gün
/yıl
Tü
ket
im S
üre
si,
saat
/gün
Tü
ket
im s
üre
si t
op
lam
ı,
saat
/yıl
To
pla
m s
üre
(tü
mü
),
saat
/yıl
Gü
ç, k
W
Bir
im T
ük
etim
, k
Wh
ĠĢle
tme/
Bin
a T
op
lam
Tü
ket
im,
kW
h/y
ıl
ĠĢle
tme/
Bin
a G
ün
lük
Tü
ket
im,
kW
h/g
ün
To
pla
m G
ece
Tü
ket
im,
kW
h/y
ıl
To
pla
m G
ün
dü
z T
ük
etim
,
kW
h/y
ıl
To
pla
m T
ük
etim
, k
Wh
/yıl
151
Çizelge 4.13 HAVUÇ enerji denetimi (devam 9/11)
E-0
01
So
syal
tes
is (
Mu
tfak
)
Et
bu
zdo
lab
ı
Ele
ktr
ik m
oto
ru
2
1 O
cak
36
0
36
0
24
86
40
17
28
0
0.3
25
57
.4
49
54
6.6
13
7.6
25
57
.4
25
57
.4
51
14
.9
1
1 O
cak
36
0
36
0
24
86
40
86
40
1.8
15
20
6
76
03
76
03
15
20
6
Seb
ze
bu
zdo
lab
ı
2
1 O
cak
36
0
36
0
24
86
40
17
28
0
0.3
25
57
25
57
25
57
51
15
1
1 O
cak
36
0
36
0
24
86
40
86
40
1.8
15
20
6
76
03
76
03
15
20
6
Der
in
do
nd
uru
cu
1
1 O
cak
36
0
36
0
24
86
40
86
40
0.4
34
56
.0
17
28
.0
17
28
.0
34
56
.0
Bü
yük
bu
zdo
lab
ı
1
1 O
cak
36
0
36
0
24
86
40
86
40
0.3
27
64
.8
13
82
.4
13
82
.4
27
64
.8
Sta
nd
art
bu
zdo
lab
ı
1
1 O
cak
36
0
36
0
24
86
40
86
40
0.2
20
73
.6
10
36
.8
10
36
.8
20
73
.6
Bu
laĢı
k
mak
inas
ı
1
1 O
cak
36
0
26
1
0
0
0.9
0.0
0.0
Kıy
ma
mak
inas
ı
1
1 O
cak
36
0
8
10
80
80
2.4
19
2.0
19
2.0
19
2.0
Hin
di
kes
me
1
1 O
cak
36
0
10
0
0
1.6
0.0
0.0
0.0
Fır
ın
Rez
ista
ns
1 O
cak
36
0
0.6
0
0
0.0
0.0
0.0
Su
ısı
tıcı
sı
1
15
Haz
iran
60
45
11
49
5
49
5
0.2
99
.0
99
.0
99
.0
Flo
resa
n
Lam
ba
Ay
dın
latm
a 10
1 O
cak
36
0
26
1
4
10
44
10
44
0
0.0
41
.8
41
7.6
41
7.6
Flo
resa
n
Lam
ba
40
15
Haz
iran
60
45
11
49
5
19
80
0
0.0
19
.8
89
1.0
14
.9
79
2.0
79
2.0
Paf
ta k
od
u
En
erji
Tü
ket
ici,
ĠĢl
etm
e /
Bin
a
Ġçer
ik
Tü
r
Ad
et
Tü
ket
im B
aĢla
ng
ıç
Mu
hte
mel
Çal
ıĢm
a S
üre
si,
gü
n/y
ıl
Tü
ket
im S
üre
si,
gün
/yıl
Tü
ket
im S
üre
si,
saat
/gün
Tü
ket
im s
üre
si t
op
lam
ı,
saat
/yıl
To
pla
m s
üre
(tü
mü
),
saat
/yıl
Gü
ç, k
W
Bir
im T
ük
etim
, k
Wh
ĠĢle
tme/
Bin
a T
op
lam
Tü
ket
im,
kW
h/y
ıl
ĠĢle
tme/
Bin
a G
ün
lük
Tü
ket
im,
kW
h/g
ün
To
pla
m G
ece
Tü
ket
im,
kW
h/y
ıl
To
pla
m G
ün
dü
z T
ük
etim
,
kW
h/y
ıl
To
pla
m T
ük
etim
, k
Wh
/yıl
152
Çizelge 4.13 HAVUÇ enerji denetimi (devam 10/11)
E-0
01
So
syal
tes
is (
Çam
aĢır
han
e) (
Kal
ori
ferh
ane)
Çam
aĢır
mak
inas
ı
Ele
ktr
ik m
oto
ru
1
1 H
azir
an
12
0
24
16
38
4
38
4
0.9
33
7.9
10
59
.8
8.8
33
7.9
33
7.9
Ku
rutm
a
mak
inas
ı
1
1 H
azir
an
12
0
24
8
19
2
19
2
0.9
16
9.0
16
9.0
16
9.0
Sık
ma
mak
inas
ı
1
1 H
azir
an
12
0
24
8
19
2
19
2
0.9
16
9.0
16
9.0
16
9.0
Brü
lör
(11
6)
1
15
Kas
ım
15
0
24
8
19
2
19
2
1.2
23
0.4
25
64
.6
17
.1
23
0.4
23
0.4
Brü
lör
(11
6)
1
15
Kas
ım
15
0
24
3
72
72
1.2
86
.4
86
.4
86
.4
Hid
rofo
r
1
15
Kas
ım
15
0
15
0
0
0
0.6
0.0
0.0
0.0
Dev
ird
aim
po
mp
ası
3
15
Kas
ım
15
0
15
0
24
36
00
10
80
0
0.2
66
6.0
19
98
.0
19
98
.0
Dev
ird
aim
po
mp
ası
3
15
Kas
ım
15
0
15
0
3
45
0
13
50
0.2
83
.3
24
9.8
24
9.8
Sıc
ak s
u
po
mp
ası
1
15
Kas
ım
15
0
12
0
0
0
0.1
0.0
0.0
0.0
Sir
kü
lasy
on
po
mp
ası
1
15
Kas
ım
15
0
12
0
0
0
0.1
0.0
0.0
0.0
Flo
resa
n
Lam
ba
Ay
dın
latm
a 8
1 H
azir
an
12
0
12
0
10
12
00
96
00
0.0
48
.0
38
4.0
38
4.0
So
kak
Lam
bas
ı
17
1 O
cak
36
0
36
0
12
43
20
73
44
0
0.1
54
0
91
80
26
91
80
91
80
Paf
ta k
od
u
En
erji
Tü
ket
ici,
ĠĢl
etm
e /
Bin
a
Ġçer
ik
Tü
r
Ad
et
Tü
ket
im B
aĢla
ng
ıç
Mu
hte
mel
Çal
ıĢm
a S
üre
si,
gü
n/y
ıl
Tü
ket
im S
üre
si,
gün
/yıl
Tü
ket
im S
üre
si,
saat
/gün
Tü
ket
im s
üre
si t
op
lam
ı,
saat
/yıl
To
pla
m s
üre
(tü
mü
),
saat
/yıl
Gü
ç, k
W
Bir
im T
ük
etim
, k
Wh
ĠĢle
tme/
Bin
a T
op
lam
Tü
ket
im,
kW
h/y
ıl
ĠĢle
tme/
Bin
a G
ün
lük
Tü
ket
im,
kW
h/g
ün
To
pla
m G
ece
Tü
ket
im,
kW
h/y
ıl
To
pla
m G
ün
dü
z T
ük
etim
,
kW
h/y
ıl
To
pla
m T
ük
etim
, k
Wh
/yıl
153
Çizelge 4.13 HAVUÇ enerji denetimi (devam 11/11)
Ora
n,
%
50
.4
49
.6
10
0.0
To
pla
m
32
42
09
16
35
50
16
06
59
32
42
09
ĠĢle
tme
jen
erat
örü
KÖ
K
Bin
ası Flo
resa
n
Lam
ba
Ay
dın
latm
a 10
1 O
cak
36
0
50
1
50
50
0
0.0
2.0
20
.0
0.1
20
.0
20
.0
Flo
resa
n
Lam
ba
10
1 O
cak
50
1
50
50
0
0.1
5.0
50
.0
0.1
50
.0
50
.0
Bü
yük
baĢ
kes
imh
ane
Ak
ko
r
Lam
ba
Ay
dın
latm
a
2
1 O
cak
36
0
24
1
24
48
0.0
1.0
1.9
0.0
1.9
1.9
Kü
mes
hay
van
ı
kes
imh
ane Is
ıtıc
ı
Rez
ista
ns
1 A
ralı
k
30
10
0
0
0.0
0.9
0.0
0.0
0.0
Ak
ko
r
Lam
ba
Ay
dın
latm
a
2
1 A
ralı
k
30
11
1
11
22
0.0
0.4
0.9
0.9
Bah
çe
Flo
resa
n
Lam
ba
Ay
dın
latm
a
2
1 O
cak
36
0
36
0
12
43
20
86
40
0.0
17
2.8
34
5.6
1.0
34
5.6
34
5.6
Paf
ta k
od
u
En
erji
Tü
ket
ici,
ĠĢl
etm
e /
Bin
a
Ġçer
ik
Tü
r
Ad
et
Tü
ket
im B
aĢla
ng
ıç
Mu
hte
mel
Çal
ıĢm
a S
üre
si,
gü
n/y
ıl
Tü
ket
im S
üre
si,
gün
/yıl
Tü
ket
im S
üre
si,
saat
/gün
Tü
ket
im s
üre
si t
op
lam
ı,
saat
/yıl
To
pla
m s
üre
(tü
mü
),
saat
/yıl
Gü
ç, k
W
Bir
im T
ük
etim
, k
Wh
ĠĢle
tme/
Bin
a T
op
lam
Tü
ket
im,
kW
h/y
ıl
ĠĢle
tme/
Bin
a G
ün
lük
Tü
ket
im,
kW
h/g
ün
To
pla
m G
ece
Tü
ket
im,
kW
h/y
ıl
To
pla
m G
ün
dü
z T
ük
etim
,
kW
h/y
ıl
To
pla
m T
ük
etim
, k
Wh
/yıl
Böylece iĢletme/bina ve hatta tüketici bazlı o aya ait günlük (Çizelge 4.14), gündüz (Çizelge
4.15) ve gece (Çizelge 4.16) ortalama yük talepleri belirlenmiĢ, elektrik beslemesi yapacak
Ģebeke, akü veya doğrudan üretim gibi muhtemel kaynakların tasarımına esas teĢkil edecek
zamansal elektrik yük veri seti oluĢturulmuĢtur. Özellikle gündüz ve gece tüketim verisi
incelendiğinde, ilgili tüketicinin toplam tüketimdeki payı % 0.01’den küçük olanlar için
“0.00” değeri görünmektedir. Bu durum, o tüketicinin ya o (gece/gündüz) periyotta
154
Çizelge 4.14 ĠĢletmelerin günlük ortalama elektrik tüketimi ve toplamdaki payı, kWh
Pay
, %
1.6
3
0.6
9
0.2
7
0.5
3
0.0
1
1.6
5
0.3
9
0.3
5
0.0
1
0.0
2
0.0
1
3.3
8
0.1
39.8
2
0.1
7
0.0
1
0.4
8
0.0
1
1.3
9
1.7
9
11.9
2
5.3
4.7
3
18.7
2
0.0
5
2.2
4
0
0.0
1
0.9
3
0
3.3
8
100
Y
15.5
8
6.4
9
2.5
6
5.0
2
0.0
9
89.2
6
4.2
3
3.3
0
0.0
6
0.1
7
0.1
4
31.7
3
0.9
6
736
.48
3.8
4
0.0
5
9.2
0
0.1
2
19.5
0
16.8
0
111
.92
49.7
6
44.3
5
203
.91
1.3
5
21.0
0
0.0
1
0.4
0
8.7
6
0.0
3
54.0
0
1441
.1
A
15.5
8
6.4
9
2.5
6
5.0
2
0.0
9
0.0
0
3.4
2
3.2
5
0.0
6
0.1
7
0.1
4
31.7
3
0.9
6
3.0
0
3.8
4
0.0
5
9.2
0
0.1
2
0.0
0
16.8
0
111
.92
49.7
6
44.3
5
180
.23
0.0
0
21.0
0
0.0
1
0.0
0
8.7
6
0.0
3
0.0
0
518
.5
K
15.5
8
6.4
9
2.5
6
5.0
2
0.0
9
0.0
0
3.4
2
3.2
5
0.0
6
0.1
7
0.1
4
31.7
3
0.9
6
3.0
0
3.8
4
0.0
5
9.2
0
0.1
2
19.5
0
16.8
0
111
.92
49.7
6
44.3
5
180
.23
0.0
0
21.0
0
0.0
1
0.0
0
8.7
6
0.0
0
0.0
0
538
.0
E
15.0
6
6.4
9
2.5
6
5.0
2
0.0
9
0.0
0
3.4
2
3.2
5
0.0
6
0.1
7
0.1
4
31.7
3
0.9
6
736
.48
3.8
4
0.0
5
0.0
0
0.1
2
19.5
0
16.8
0
111
.92
49.7
6
44.3
5
163
.13
0.0
0
21.0
0
0.0
1
0.0
0
8.7
6
0.0
0
54.0
0
1298
.7
E
15.0
6
6.4
9
2.5
6
5.0
2
0.0
9
89.2
6
4.2
3
3.3
0
0.0
6
0.1
7
0.1
4
31.7
3
0.9
6
736
.48
3.8
4
0.0
5
0.0
0
0.1
2
19.5
0
16.8
0
111
.92
49.7
6
44.3
5
171
.96
1.3
5
21.0
0
0.0
1
0.4
0
8.7
6
0.0
0
54.0
0
1399
.4
A
15.0
6
6.4
9
2.5
6
5.0
2
0.0
9
89.2
6
4.2
3
3.3
0
0.0
6
0.1
7
0.1
4
31.7
3
0.9
6
736
.48
3.8
4
0.0
5
0.0
0
0.1
2
19.5
0
16.8
0
111
.92
49.7
6
44.3
5
186
.81
1.3
5
21.0
0
0.0
1
0.4
0
8.7
6
0.0
0
54.0
0
1414
.2
T
15.0
6
6.4
9
2.5
6
5.0
2
0.0
9
89.2
6
4.2
3
3.3
0
0.0
6
0.1
7
0.1
4
31.7
3
0.9
6
736
.48
0.0
0
0.0
5
0.0
0
0.1
2
19.5
0
16.8
0
111
.92
49.7
6
44.3
5
186
.81
1.3
5
21.0
0
0.0
1
0.4
0
8.7
6
0.0
0
54.0
0
1410
.4
H
15.0
6
6.4
9
2.5
6
5.0
2
0.0
9
0.0
0
3.7
9
3.3
0
0.0
6
0.1
7
0.1
4
31.7
3
0.9
6
736
.48
0.0
0
0.0
5
0.0
0
0.1
2
19.5
0
16.8
0
111
.92
49.7
6
44.3
5
186
.81
1.3
5
21.0
0
0.0
1
0.4
0
8.7
6
0.0
0
54.0
0
1320
.7
M
15.0
6
6.4
9
2.5
6
5.0
2
0.0
9
0.0
0
3.7
9
3.2
5
0.0
6
0.1
7
0.1
4
31.7
3
0.9
6
736
.48
0.0
0
0.0
5
0.0
0
0.1
2
19.5
0
16.8
0
111
.92
49.7
6
44.3
5
163
.13
0.0
0
21.0
0
0.0
1
0.0
0
8.7
6
0.0
0
54.0
0
1295
.2
N
15.0
6
6.4
9
2.5
6
5.0
2
0.0
9
0.0
0
3.4
2
3.2
5
0.0
6
0.1
7
0.1
4
31.7
3
0.9
6
3.0
0
0.0
0
0.0
5
9.2
0
0.1
2
19.5
0
16.8
0
111
.92
49.7
6
44.3
5
180
.23
0.0
0
21.0
0
0.0
1
0.0
0
8.7
6
0.0
0
54.0
0
587
.6
M
15.5
8
6.4
9
2.5
6
5.0
2
0.0
9
0.0
0
3.4
2
3.2
5
0.0
6
0.1
7
0.1
4
31.7
3
0.9
6
3.0
0
0.0
0
0.0
5
9.2
0
0.1
2
0.0
0
16.8
0
111
.92
49.7
6
44.3
5
180
.23
0.0
0
21.0
0
0.0
1
0.0
0
8.7
6
0.0
0
0.0
0
514
.6
ġ
15.5
8
6.4
9
2.5
6
5.0
2
0.0
9
0.0
0
3.4
2
3.2
5
0.0
6
0.1
7
0.1
4
31.7
3
0.9
6
3.0
0
0.0
0
0.0
5
9.2
0
0.1
2
0.0
0
16.8
0
111
.92
49.7
6
44.3
5
180
.23
0.0
0
21.0
0
0.0
1
0.0
0
8.7
6
0.0
0
0.0
0
514
.6
O
15.5
8
6.4
9
2.5
6
5.0
2
0.0
9
0.0
0
3.4
2
3.2
5
0.0
6
0.1
7
0.1
4
31.7
3
0.9
6
3.0
0
0.0
0
0.0
5
9.2
0
0.1
2
0.0
0
16.8
0
111
.92
49.7
6
44.3
5
180
.23
0.0
0
21.0
0
0.0
1
0.0
0
8.7
6
0.0
0
0.0
0
514
.6
ĠĢle
tme
vey
a bin
a (G
ünlü
k)
A-0
01
: Ġd
are
bin
ası
A-0
02
: K
anti
n
A-0
03
: M
aran
go
zhan
e
A-0
04
: K
ayn
ak a
töly
esi
A-0
06
: E
ski
sele
ktö
r ve
biç
er a
mbar
ı
A-0
08
: S
elek
tör
(10
8)
A-0
09
: M
oto
r at
öly
esi
A-0
12
: Y
emek
han
e
A-0
13
: D
epo
A-0
14
: G
üb
re h
ang
arı
A-0
15
: 13
num
aral
ı han
gar
A-0
16
: Y
em h
ang
arı
B-0
01:
Niz
amiy
e
B-0
02:
Mo
topo
mp
C-0
02:
Hin
di
kü
mes
i
C-0
03:
Su
lam
a ve
kö
mü
r h
ang
arı
C-0
04:
Izg
aral
ı k
apal
ı b
esi
C-0
05:
Ser
a
D-0
01
: A
çık
bes
i p
ado
ku
D-0
02
: G
enç
hay
van
D-0
04
: S
ütç
ülü
k
D-0
08
: B
royle
r k
üm
esi
D-0
09
: Y
um
urt
a kü
mes
i
E-0
01:
Sosy
al t
esis
mu
tfak
E-0
02:
Küçü
k e
v
Bah
çe
Büyü
kb
aĢ k
esim
han
e
Ġsti
rah
at e
vi
Ko
yun
culu
k
Kü
mes
hay
van
ı kes
imhan
e
So
kak
lam
bas
ı
TO
PL
AM
. 341
671
155
Çizelge 4.15 ĠĢletmelerin gündüz ortalama elektrik tüketimi ve toplamdaki payı, kWh
Gü
ndü
z,%
0.0
6
1.3
4
0.5
3
1.0
4
0.0
2
1.6
2
0.7
6
0.6
8
0.0
1
0.0
4
0.0
3
6.5
8
0.0
0
41.6
2
0.0
0
0.0
1
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
23.2
0
5.1
6
0.6
4
16.5
5
0.0
9
0.0
0
0.0
0
0.0
3
0.0
0
0.0
0
0.0
0
100
.00
Top
lam
,%
0.0
3
0.6
9
0.2
7
0.5
3
0.0
1
0.8
3
0.3
9
0.3
5
0.0
1
0.0
2
0.0
1
3.3
8
0.0
0
21.4
0
0.0
0
0.0
1
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
11.9
2
2.6
5
0.3
3
8.5
1
0.0
5
0.0
0
0.0
0
0.0
1
0.0
0
0.0
0
0.0
0
51.4
0
Y
0.5
8
6.4
9
2.5
6
5.0
2
0.0
9
45.2
5
4.2
3
3.3
0
0.0
6
0.1
7
0.1
4
31.7
3
0.0
0
397
.30
0.0
0
0.0
5
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
111
.92
24.8
8
3.1
0
97.0
8
1.3
5
0.0
0
0.0
1
0.4
0
0.0
0
0.0
3
0.0
0
735
.7
A
0.5
8
6.4
9
2.5
6
5.0
2
0.0
9
0.0
0
3.4
2
3.2
5
0.0
6
0.1
7
0.1
4
31.7
3
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
5
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
111
.92
24.8
8
3.1
0
86.6
0
0.0
0
0.0
0
0.0
1
0.0
0
0.0
0
0.0
3
0.0
0
280
.1
K
0.5
8
6.4
9
2.5
6
5.0
2
0.0
9
0.0
0
3.4
2
3.2
5
0.0
6
0.1
7
0.1
4
31.7
3
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
5
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
111
.92
24.8
8
3.1
0
86.6
0
0.0
0
0.0
0
0.0
1
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
280
.1
E
0.0
6
6.4
9
2.5
6
5.0
2
0.0
9
0.0
0
3.4
2
3.2
5
0.0
6
0.1
7
0.1
4
31.7
3
0.0
0
366
.74
0.0
0
0.0
5
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
111
.92
24.8
8
3.1
0
69.5
0
0.0
0
0.0
0
0.0
1
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
629
.2
E
0.0
6
6.4
9
2.5
6
5.0
2
0.0
9
45.2
5
4.2
3
3.3
0
0.0
6
0.1
7
0.1
4
31.7
3
0.0
0
366
.74
0.0
0
0.0
5
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
111
.92
24.8
8
3.1
0
78.3
3
1.3
5
0.0
0
0.0
1
0.4
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
685
.9
A
0.0
6
6.4
9
2.5
6
5.0
2
0.0
9
45.2
5
4.2
3
3.3
0
0.0
6
0.1
7
0.1
4
31.7
3
0.0
0
397
.30
0.0
0
0.0
5
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
111
.92
24.8
8
3.1
0
79.9
8
1.3
5
0.0
0
0.0
1
0.4
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
718
.1
T
0.0
6
6.4
9
2.5
6
5.0
2
0.0
9
45.2
5
4.2
3
3.3
0
0.0
6
0.1
7
0.1
4
31.7
3
0.0
0
427
.87
0.0
0
0.0
5
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
111
.92
24.8
8
3.1
0
79.9
8
1.3
5
0.0
0
0.0
1
0.4
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
748
.7
H
0.0
6
6.4
9
2.5
6
5.0
2
0.0
9
0.0
0
3.7
9
3.3
0
0.0
6
0.1
7
0.1
4
31.7
3
0.0
0
427
.87
0.0
0
0.0
5
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
111
.92
24.8
8
3.1
0
79.9
8
1.3
5
0.0
0
0.0
1
0.4
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
703
.0
M
0.0
6
6.4
9
2.5
6
5.0
2
0.0
9
0.0
0
3.7
9
3.2
5
0.0
6
0.1
7
0.1
4
31.7
3
0.0
0
397
.30
0.0
0
0.0
5
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
111
.92
24.8
8
3.1
0
69.5
0
0.0
0
0.0
0
0.0
1
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
660
.1
N
0.0
6
6.4
9
2.5
6
5.0
2
0.0
9
0.0
0
3.4
2
3.2
5
0.0
6
0.1
7
0.1
4
31.7
3
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
5
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
111
.92
24.8
8
3.1
0
86.6
0
0.0
0
0.0
0
0.0
1
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
279
.5
M
0.5
8
6.4
9
2.5
6
5.0
2
0.0
9
0.0
0
3.4
2
3.2
5
0.0
6
0.1
7
0.1
4
31.7
3
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
5
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
111
.92
24.8
8
3.1
0
86.6
0
0.0
0
0.0
0
0.0
1
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
280
.1
ġ
0.5
8
6.4
9
2.5
6
5.0
2
0.0
9
0.0
0
3.4
2
3.2
5
0.0
6
0.1
7
0.1
4
31.7
3
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
5
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
111
.92
24.8
8
3.1
0
86.6
0
0.0
0
0.0
0
0.0
1
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
280
.1
O
0.5
8
6.4
9
2.5
6
5.0
2
0.0
9
0.0
0
3.4
2
3.2
5
0.0
6
0.1
7
0.1
4
31.7
3
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
5
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
111
.92
24.8
8
3.1
0
86.6
0
0.0
0
0.0
0
0.0
1
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
280
.1
ĠĢle
tme
vey
a bin
a (G
ünd
üz)
A-0
01
: Ġd
are
bin
ası
A-0
02
: K
anti
n
A-0
03
: M
aran
go
zhan
e
A-0
04
: K
ayn
ak a
töly
esi
A-0
06
: E
ski
sele
ktö
r ve
biç
er a
mbar
ı
A-0
08
: S
elek
tör
(10
8)
A-0
09
: M
oto
r at
öly
esi
A-0
12
: Y
emek
han
e
A-0
13
: D
epo
A-0
14
: G
üb
re h
ang
arı
A-0
15
: 13
num
aral
ı han
gar
A-0
16
: Y
em h
ang
arı
B-0
01:
Niz
amiy
e
B-0
02:
Mo
topo
mp
C-0
02:
Hin
di
kü
mes
i
C-0
03:
Su
lam
a ve
kö
mü
r h
ang
arı
C-0
04:
Izg
aral
ı k
apal
ı b
esi
C-0
05:
Ser
a
D-0
01
: A
çık
bes
i p
ado
ku
D-0
02
: G
enç
hay
van
D-0
04
: S
ütç
ülü
k
D-0
08
: B
royle
r k
üm
esi
D-0
09
: Y
um
urt
a kü
mes
i
E-0
01:
Sosy
al t
esis
mu
tfak
E-0
02:
Küçü
k e
v
Bah
çe
Büyü
kb
aĢ k
esim
han
e
Ġsti
rah
at e
vi
Ko
yun
culu
k
Kü
mes
hay
van
ı kes
imhan
e
So
kak
lam
bas
ı
TO
PL
AM
: 175
628
156
Çizelge 4.16 ĠĢletmelerin gece ortalama elektrik tüketimi ve toplamdaki payı, kWh
Gec
e,%
3.2
9
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
1.6
7
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.2
1
37.9
1
0.3
5
0.0
0
1.0
0
0.0
3
2.8
7
3.6
8
0.0
0
5.4
5
9.0
4
21.0
2
0.0
0
4.6
0
0.0
0
0.0
0
1.9
2
0.0
0
6.9
6
100
.00
Top
lam
,%
1.6
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.8
1
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.1
0
18.4
2
0.1
7
0.0
0
0.4
8
0.0
1
1.3
9
1.7
9
0.0
0
2.6
5
4.3
9
10.2
1
0.0
0
2.2
4
0.0
0
0.0
0
0.9
3
0.0
0
3.3
8
48.6
0
Y
15.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
44.0
1
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.9
6
339
.18
3.8
4
0.0
0
9.2
0
0.1
2
19.5
0
16.8
0
0.0
0
24.8
8
41.2
5
106
.84
0.0
0
21.0
0
0.0
0
0.0
0
8.7
6
0.0
0
54.0
0
705
.3
A
15.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.9
6
3.0
0
3.8
4
0.0
0
9.2
0
0.1
2
0.0
0
16.8
0
0.0
0
24.8
8
41.2
5
93.6
3
0.0
0
21.0
0
0.0
0
0.0
0
8.7
6
0.0
0
0.0
0
238
.4
K
15.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.9
6
3.0
0
3.8
4
0.0
0
9.2
0
0.1
2
19.5
0
16.8
0
0.0
0
24.8
8
41.2
5
93.6
3
0.0
0
21.0
0
0.0
0
0.0
0
8.7
6
0.0
0
0.0
0
257
.9
E
15.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.9
6
369
.74
3.8
4
0.0
0
0.0
0
0.1
2
19.5
0
16.8
0
0.0
0
24.8
8
41.2
5
93.6
3
0.0
0
21.0
0
0.0
0
0.0
0
8.7
6
0.0
0
54.0
0
669
.5
E
15.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
44.0
1
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.9
6
369
.74
3.8
4
0.0
0
0.0
0
0.1
2
19.5
0
16.8
0
0.0
0
24.8
8
41.2
5
93.6
3
0.0
0
21.0
0
0.0
0
0.0
0
8.7
6
0.0
0
54.0
0
713
.5
A
15.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
44.0
1
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.9
6
339
.18
3.8
4
0.0
0
0.0
0
0.1
2
19.5
0
16.8
0
0.0
0
24.8
8
41.2
5
106
.84
0.0
0
21.0
0
0.0
0
0.0
0
8.7
6
0.0
0
54.0
0
696
.1
T
15.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
44.0
1
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.9
6
308
.62
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.1
2
19.5
0
16.8
0
0.0
0
24.8
8
41.2
5
106
.84
0.0
0
21.0
0
0.0
0
0.0
0
8.7
6
0.0
0
54.0
0
661
.7
H
15.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.9
6
308
.62
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.1
2
19.5
0
16.8
0
0.0
0
24.8
8
41.2
5
106
.84
0.0
0
21.0
0
0.0
0
0.0
0
8.7
6
0.0
0
54.0
0
617
.7
M
15.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.9
6
339
.18
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.1
2
19.5
0
16.8
0
0.0
0
24.8
8
41.2
5
93.6
3
0.0
0
21.0
0
0.0
0
0.0
0
8.7
6
0.0
0
54.0
0
635
.1
N
15.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.9
6
3.0
0
0.0
0
0.0
0
9.2
0
0.1
2
19.5
0
16.8
0
0.0
0
24.8
8
41.2
5
93.6
3
0.0
0
21.0
0
0.0
0
0.0
0
8.7
6
0.0
0
54.0
0
308
.1
M
15.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.9
6
3.0
0
0.0
0
0.0
0
9.2
0
0.1
2
0.0
0
16.8
0
0.0
0
24.8
8
41.2
5
93.6
3
0.0
0
21.0
0
0.0
0
0.0
0
8.7
6
0.0
0
0.0
0
234
.6
ġ
15.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.9
6
3.0
0
0.0
0
0.0
0
9.2
0
0.1
2
0.0
0
16.8
0
0.0
0
24.8
8
41.2
5
93.6
3
0.0
0
21.0
0
0.0
0
0.0
0
8.7
6
0.0
0
0.0
0
234
.6
O
15.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.0
0
0.9
6
3.0
0
0.0
0
0.0
0
9.2
0
0.1
2
0.0
0
16.8
0
0.0
0
24.8
8
41.2
5
93.6
3
0.0
0
21.0
0
0.0
0
0.0
0
8.7
6
0.0
0
0.0
0
234
.6
ĠĢle
tme
vey
a bin
a (G
ece)
A-0
01
: Ġd
are
bin
ası
A-0
02
: K
anti
n
A-0
03
: M
aran
go
zhan
e
A-0
04
: K
ayn
ak a
töly
esi
A-0
06
: E
ski
sele
ktö
r ve
biç
er a
mbar
ı
A-0
08
: S
elek
tör
(10
8)
A-0
09
: M
oto
r at
öly
esi
A-0
12
: Y
emek
han
e
A-0
13
: D
epo
A-0
14
: G
üb
re h
ang
arı
A-0
15
: 13
num
aral
ı han
gar
A-0
16
: Y
em h
ang
arı
B-0
01:
Niz
amiy
e
B-0
02:
Mo
topo
mp
C-0
02:
Hin
di
kü
mes
i
C-0
03:
Su
lam
a ve
kö
mü
r h
ang
arı
C-0
04:
Izg
aral
ı k
apal
ı b
esi
C-0
05:
Ser
a
D-0
01
: A
çık
bes
i p
ado
ku
D-0
02
: G
enç
hay
van
D-0
04
: S
ütç
ülü
k
D-0
08
: B
royle
r k
üm
esi
D-0
09
: Y
um
urt
a kü
mes
i
E-0
01:
Sosy
al t
esis
mu
tfak
E-0
02:
Küçü
k e
v
Bah
çe
Büyü
kb
aĢ k
esim
han
e
Ġsti
rah
at e
vi
Ko
yun
culu
k
Kü
mes
hay
van
ı kes
imhan
e
So
kak
lam
bas
ı
TO
PL
AM
: 166
044
157
çalıĢmadığını, dolayısıyla elektrik tüketmediğini ya da tüketiminin bu çizelgede yer alacak
kadar büyük olmadığını göstermektedir.
Günlük toplam tüketimlerde sadece Mayıs-Ekim arası 6 ay çalıĢan “B-002: motopomp”
tüketicisinin % 39.82 gibi yüksek bir payla tüm iĢletmede önce çıktığını görülmektedir. Bir
baĢka yüksek tüketimli iĢletme olan D-004: sütçülük, tüm tüketimini (111.9 kWh/gün)
gündüz yapmaktadır ve yıl içerisine homojen bir dağılım sergilemektedir. A-008: selektör
iĢletmesi yalnızca yaz aylarında 24 saat boyunca elektrik tüketmektedir. Bahçe tüketicisi yıl
boyu ancak sadece gece, D-001: açık besi padoku tüketicisi de sadece yaz ve bahar
aylarında gece elektrik tüketmektedir. D-008: Broyler kümesi’nin günde 24 saat ve yıl boyu
elektrik tüketimi kaydedilmiĢtir.
Enerji denetimiyle elde edilen iĢletmenin 341671 kWh/yıl’lık toplam elektrik tüketiminin
(Çizelge 4.14) % 51.4’lük kısmı olan 175628 kWh/yıl gündüz (Çizelge 4.15), % 48.6’lık
kısmı olan 166044 kWh/yıl gece tüketimi (Çizelge 4.16) olarak gerçekleĢmektedir.
ġekil 4.5’de son 6 yıllık dönem için yıllık elektrik tüketimleri ve iĢletmeye maliyeti
çıkarılmıĢtır. Ayrıca elektrik tüketimindeki ve birim fiyatlardaki yükseliĢ veya düĢüĢ de
çizelgeden izlenebilmektedir. 2004 yılındaki yüksek tüketim son 6 yıllık tüketim
ortalamasını yukarı çekmektedir. 2004 hariç tutulduğunda yıllık ortalama tüketim yaklaĢık
% 10 oranında düĢmektedir. Yine 2004’ün yüksek tüketim etkisi yıllık seyirde son 5 yıllık
değiĢimde % 5.7’lik bir düĢüĢ ortaya koymaktadır. 2004 hariç tutulduğunda elektrik
tüketiminde her yıl % 2.7’lik bir artıĢ gözlenmiĢtir. Birim fiyatlarda da 2005 yılına % 18.8
gibi yüksek bir artıĢ oranıyla baĢlanmıĢ daha sonra yıllık artıĢ oranı % 5’lerde seyretmiĢtir.
2009’da tekrar % 18.2’lik bir fiyat artıĢı gözlenmiĢtir. Son 5 yılda, yıllık birim fiyat artıĢ
oranı % 10.4 çıkmıĢ, ülke enflasyon oranına paralellik göstermiĢtir.
ġekil 4.5 (a)’da HAVUÇ’un son 6 yıllık iniĢli çıkıĢlı elektrik tüketim seyri; (b)’de son 5
yıllık, ortalaması düzgün görünen ancak tüketim miktarları dalgalı olan tüketim seyri; (c)’de
son 4 yıllık, azalma eğiliminde bir tüketim seyri; (d)’de ise son 3 yıllık fazla dalgalı
olmayan düzenliye yakın bir elektrik tüketim seyri görüntülenmektedir.
158
Çizelge 4.17 HAVUÇ yıllık elektrik enerjisi tüketimi (faturadan), kWh/yıl
Yıl Yıllık tüketim
(kWh)
Tüketim artıĢ
oranı, %
Yıllık tüketim,
(TL)
Birim fiyat,
TL/kWh
Fiyat artıĢ
oranı, %
2004 483899.33 78384.37 0.16
2005 294418.80 -39.2 57197.12 0.19 18.8
2006 372043.18 26.4 75329.85 0.20 5.3
2007 295489.71 -20.6 62685.76 0.21 5.0
2008 252505.05 -14.5 56360.29 0.22 4.8
2009 301644.57 19.5 77866.87 0.26 18.2
Ortalama (2004-09) 333333.44 67970.71 0.20
Ortalama (2005-09) 303220.26 -5.7 65887.98 0.22 10.4
Ortalama (2006-09) 305420.63 2.7 68060.69 0.22 8.3
Ortalama (2007-09) 283213.11 -5.2 65637.64 0.23 9.3
Ortalama (2008-09) 277074.81 2.5 67113.58 0.24 11.5
(a)
(b)
(c)
(d)
ġekil 4.5 HAVUÇ faturalı yıllık elektrik tüketim seyri, kWh/yıl
200,000
300,000
400,000
500,000
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
Elektrik tüketimi, kWh
200,000
300,000
400,000
500,000 2
00
5
20
06
20
07
20
08
20
09
Elektrik tüketimi, kWh
200,000
300,000
400,000
500,000
20
06
20
07
20
08
20
09
Elektrik tüketimi, kWh
200,000
300,000
400,000
500,000
20
07
20
08
20
09
Elektrik tüketimi, kWh
159
HAVUÇ’ta sosyal davranıĢlar ve mühendislik açısından elektrik tüketim davranıĢlarını
belirlemek, dolayısıyla bu davranıĢlar bütünü sayesinde iĢletmenin muhtemel elektrik yük
talep verisini ortaya koymak amacıyla bir enerji denetimi uygulanmıĢtır. Elde edilen alansal
ve zamansal yük talebi, enerji yönetimi ve verimliliği için önemli olmakla birlikte,
Ģebekeden dolayısıyla kurulabilecek bir elektrik üretim tesisinden de nasıl bir güç beklentisi
olacağını ortaya koymaktadır. Enerji denetimiyle elde edilen elektrik enerjisi tüketim
verisine göre kıĢ döneminin toplam tüketimdeki payının % 34, yaz döneminin toplam
tüketimdeki payının % 66 olduğu görülmektedir (Çizelge 4.18). 6 yıllık (2004-2009)
faturalı ölçümlere dayanan ortalama elektrik enerjisi tüketimleri zamansal olarak
izlendiğinde de kıĢ periyodunun toplam tüketimin % 37’sini, yaz periyodunun da % 63’ünü
oluĢturduğu görülür. Elektrik tüketimi en düĢük 18.0 MWh/ay ile Nisan’da, en yüksek 45.3
MWh/ay ile Ağustos’ta gerçekleĢmiĢtir. Ortalama günlük tüketim Nisan ayında 600 kWh
iken Ağustos ayında 1461 kWh olmuĢtur. Ekim-Nisan arası ortalama günlük tüketim 697
kWh’te kalırken, Mayıs-Eylül arasında 1210 kWh’e ulaĢmaktadır (Çizelge 4.19). Günlük
tüketimin en yüksek olduğu zaman aralığı enerji denetimine göre Ağustos’un ilk yarısında
iken fatura veri setine göre Ağustos’un son haftasında görülmüĢtür. Yine enerji denetimine
göre HAVUÇ için en düĢük yük talebinin olacağı günler genel olarak kıĢ ayları olarak
çıkarken, fatura kaynaklı veri setine göre Nisan ayında olmaktadır. Bu farklılıkta, enerji
denetimi sırasında çalıĢanların verdikleri bilgi esas alındığından, çalıĢanların bizzat
çalıĢtırdıkları tüketiciler haricinde, otomasyonla veya program dahilinde çalıĢan tüketiciler
hakkında bilgi sahibi olmamaları bir etken olabilir.
Enerji denetimi ve faturaya dayalı iki ayrı elektrik tüketim verisi oluĢturulmasının ardından,
doğrulama yapmak amacıyla günün belirli saatlerinde sayaç üzerindeki tüketimler kayıt
edilerek 2009 yılının ikinci 6 ayı için günlük bazda yeni bir veri seti elde edilmiĢtir. Bu veri
seti ile enerji denetimi ve faturaya dayalı tüketim verisi bir arada kullanılarak tüketim
analizi detaylandırılmıĢtır (Çizelge 4.20).
160
Çizelge 4.18 HAVUÇ elektrik tüketimi enerji denetimi sonuçları, kWh
Gün/Ay O ġ M N M H T A E E K A
1 515 515 515 588 1295 1306 1321 1414 1399 1299 521 519
2 515 515 515 588 1295 1306 1321 1414 1399 1299 521 519
3 515 515 515 588 1295 1306 1321 1414 1399 1299 521 519
4 515 515 515 588 1295 1306 1321 1414 1399 1299 521 519
5 515 515 515 588 1295 1306 1321 1414 1399 1299 521 519
6 515 515 515 588 1295 1306 1321 1414 1399 1299 521 519
7 515 515 515 588 1295 1306 1321 1414 1399 1299 521 519
8 515 515 515 588 1295 1306 1321 1414 1399 1299 521 519
9 515 515 515 588 1295 1306 1321 1414 1399 1299 521 519
10 515 515 515 588 1295 1306 1321 1414 1399 1299 521 519
11 515 515 515 588 1295 1306 1321 1414 1399 1299 521 519
12 515 515 515 588 1295 1306 1321 1414 1399 1299 521 519
13 515 515 515 588 1295 1306 1321 1414 1399 1299 521 519
14 515 515 515 588 1295 1306 1321 1414 1399 1299 521 519
15 515 515 515 588 1295 1321 1321 1414 1399 1299 538 519
16 515 515 515 571 1295 1321 1321 1399 1399 1299 538 519
17 515 515 515 571 1295 1321 1321 1399 1399 1299 538 519
18 515 515 515 571 1295 1321 1321 1399 1399 1299 538 519
19 515 515 515 571 1295 1321 1321 1399 1399 1299 538 519
20 515 515 515 571 1295 1321 1410 1399 1399 1299 538 519
21 515 515 515 571 1295 1321 1410 1399 1310 1299 538 519
22 515 515 515 571 1295 1321 1410 1399 1310 1299 538 519
23 515 515 515 571 1295 1321 1410 1399 1310 1299 538 519
24 515 515 515 571 1295 1321 1410 1399 1310 1299 538 519
25 515 515 515 571 1295 1321 1410 1399 1310 1299 538 519
26 515 515 515 571 1295 1321 1410 1399 1310 1299 538 519
27 515 515 515 571 1295 1321 1410 1399 1310 1299 538 519
28 515 515 515 571 1295 1321 1410 1399 1310 1299 538 519
29 515 515 571 1295 1321 1410 1399 1310 1299 538 519
30 515 515 571 1295 1321 1410 1399 1310 1299 538 519
31 515 515 1295 1410 1399 1299 519
Toplam,
MW (342) 16.0 14.4 16.0 17.4 40.2 39.4 42.0 43.6 41.1 40.3 15.9 16.1
Ortalama 515 515 515 579 1295 1314 1355 1407 1369 1299 530 519
161
Çizelge 4.19 HAVUÇ fatura bazlı ortalama elektrik tüketim (2004-2009), kWh
Gün O Ş M N M H T A E E K A
1 755 709 712 573 969 896 1289 1222 1464 918 654 717
2 755 653 712 573 973 983 1289 1222 1464 918 654 766
3 755 572 712 573 945 983 1292 1222 1464 918 654 768
4 755 572 712 576 945 983 1292 1222 1464 756 654 768
5 755 572 699 540 945 983 1306 1222 1464 756 663 768
6 782 667 590 540 945 983 1306 1195 1464 758 663 782
7 782 667 590 540 945 1158 1306 1195 1486 758 663 782
8 723 667 599 540 945 1223 1306 1195 1486 758 663 782
9 723 667 599 540 945 1223 1306 1550 896 758 617 782
10 723 667 599 562 945 1223 1306 1550 930 758 611 782
11 723 667 599 562 992 1223 1370 1550 930 758 664 782
12 723 667 599 562 992 1223 1370 1550 949 736 664 782
13 723 716 599 562 992 1223 1370 1550 949 736 664 782
14 723 795 599 562 992 1223 1370 1550 949 736 664 782
15 723 795 599 562 992 1223 1370 1550 949 736 664 782
16 723 795 599 562 1106 1223 1370 1550 949 736 664 782
17 723 795 599 562 1106 1223 1370 1550 949 736 664 782
18 723 795 599 562 1106 1223 1370 1550 949 736 664 782
19 723 795 599 562 1106 1223 1370 1550 949 736 664 782
20 723 795 599 562 1106 1223 1370 1550 949 736 664 782
21 723 795 599 562 1106 1223 1370 1550 949 736 664 782
22 723 795 599 562 1106 1223 1370 1561 949 736 664 782
23 723 795 599 562 1106 1223 1370 1561 949 736 664 782
24 723 795 599 562 1106 1223 1370 1561 930 736 664 782
25 723 795 599 562 858 1223 1370 1561 930 736 652 808
26 723 795 599 562 858 1244 1370 1561 918 736 652 808
27 723 795 615 562 896 1244 1370 1561 918 736 652 808
28 723 777 615 971 896 1244 1417 1561 918 736 652 808
29 709 955 580 969 896 1244 1417 1506 918 736 717 808
30 709 580 969 896 1158 1417 1506 918 736 717 780
31 709 580 896 1417 1506 679 780
Toplam, MW
(334) 22.7 21.3 19.0 18.0 30.6 35.1 42.0 45.3 32.4 23.5 19.8 24.2
Ortalama 731 735 616 600 987 1171 1353 1461 1078 757 661 782
Genel toplamlara baktığımızda bu üç veri setinden denetimle yıllık 342 MWh/yıl, faturayla
334 MWh/yıl ve bizzat ölçümle yaklaĢık 320 MWh/yıl elektrik tüketimi hesaplanmıĢtır.
Genel toplamdaki % 98 gibi yüksek oranlı paralelliğe karĢın, aylık toplamlarda özellikle
Aralık, Ocak, ġubat ve Mayıs aylarında denetim ile fatura arasında % 25’ten fazla fark
çıkmıĢtır. Temmuz ve Ağustos ayları ise % 100’e yakın oranda denklik tespit edilmiĢtir.
2009 yılı Temmuz-Aralık arasını temsil eden doğrulama verisi ile fatura verisi arasında
162
Kasım ve Aralık aylarında oldukça yüksek paralellik olmasına karĢın, Temmuz, Ağustos ve
Eylül aylarında % 30’dan fazla sapma tespit edilmiĢtir. Denetim ile doğrulama verisi
arasındaki iliĢkiye baktığımızda yeterli bir paralellik tespit edilememiĢtir. +/- % 30 gibi
yüksek oranda bir sapma söz konusudur. Toplamda ise tutarlılık % 80’de kalmıĢtır. Ancak
burada dikkat edilmesi gereken husus enerji denetimi ile elde edilen verinin mutlak
değerinden ziyade oransal olarak iĢletme/bina veya gece/gündüz gibi alansal ve zamansal
tüketim analizini detaylandırmasıdır. Bu karĢılaĢtırma çizelgesindeki üç tüketim veri
setinden denetim verisinde kıĢ ayları toplam tüketimin % 5’i, yaz ayları % 12-13 iken;
fatura verisinde kıĢ ayları % 5-7, yaz ayları % 9-14; doğrulama verisinde ise kıĢ ayları
% 6-7, yaz ayları % 9-11 çıkarak makro düzeyde genel bir uyumluluk göstermiĢlerdir.
Çizelge 4.20 Fatura, ölçüm ve denetim sonuçlarının değerlendirilmesi
Ver
i
Yıllık O ġ M N M H T A E E K A Ort.
Fat
ura
Ölçümden
sapma, % 137.5 131.2 146.9 79.6 97.4 106.6 117.2
Denetimden
sapma, % 142.0 148.0 119.6 103.7 76.2 89.1 99.8 103.9 78.8 58.3 124.8 150.8 97.6
Aylık tüm
gün, kWh 22657 21327 19082 18014 30608 35126 41950 45297 32355 23471 19844 24239 333970
Toplamdaki
payı, % 6.8 6.4 5.7 5.4 9.2 10.5 12.6 13.6 9.7 7.0 5.9 7.3 100.0
Do
ğru
lam
a
ölç
üm
leri
Denetimden
sapma, % 72.6 79.2 53.6 73.2 128.2 141.4 80.3
Aylık tüm
gün, kWh 30517 34539 22030 29469 20384 22731 159670
Toplamdaki
payı, % 9.5 10.8 6.9 9.2 6.4 7.1 49.9
En
erji
den
etim
i
Aylık tüm
gün, kWh 15954 14410 15954 17372 40151 39412 42017 43603 41084 40258 15900 16074 342190
Aylık
gündüz, kWh 8682 7842 8682 8130 20463 21066 22340 22234 20119 19505 8162 8683 175908
Aylık gece,
kWh 7272 6568 7272 9243 19687 18347 19677 21369 20964 20754 7738 7391 166282
Gündüz, % 54.4 54.4 54.4 46.8 51.0 53.4 53.2 51.0 49.0 48.4 51.3 54.0 51.4
Gece, % 45.6 45.6 45.6 53.2 49.0 46.6 46.8 49.0 51.0 51.6 48.7 46.0 48.6
Toplamdaki
payı, % 4.7 4.2 4.7 5.1 11.7 11.5 12.3 12.7 12.0 11.8 4.6 4.7 100.0
163
Bu bilgi ıĢığında HAVUÇ elektrik enerji yükünü karĢılamayı hedefleyen bir FV sistemin,
tüketimin en çok olduğu yaz dönemi baz alınarak tasarlanması gerekmektedir. HAVUÇ
coğrafyasında yaz döneminde açısal değiĢim faktörünün (transition factor) en yüksek ve
kayıpların en düĢük olduğu FV eğim açısı PVSYST açı optimizasyon araçları aracılığıyla
15 derece olarak bulunmuĢtur. FV tasarıma esas teĢkil eden optimum FV panel açısı, tüm
bir yıllık dönem için açısal dönüĢüm faktörünü 1.15, kayıpları % 0.0 ve yüzey ıĢımasını
1999 kWh/m2 yapan 33 derece; kıĢ dönemi için açısal dönüĢüm faktörünü 1.50 kayıpları %
0.0 ve yüzey ıĢımasını 800 kWh/m2 yapan 55 derece ve yaz dönemi için açısal dönüĢüm
faktörünü 1.03 kayıpları -% 0.1 ve yüzey ıĢımasını 1241 kWh/m2 yapan 15 derece olarak
tespit edilmiĢtir. Tasarımda hedef elektrik üretip satmak ise bu durumda açısal değiĢim
faktörü ve kayıp yüzdesi tüm bir yıl için değerlendirilir (http://www.pvsyst.com/5.2/
index.php) (Çizelge 4.21).
Çizelge 4.21 Tasarıma esas teĢkil eden enerji tüketim dönemi için açı seçimi (PVSYST)
FV
eğim Tasarıma esas dönem
Açısal dönüĢüm
faktörü, Ft
Optimum eğime
göre kayıp, %
Yüzey ıĢıması,
kWh/m2
55
Yıl (Ocak-Aralık) 1.09 -5.4 1839
Yaz (Nisan-Eylül) 0.90 -14.2 1037
Kış (Ekim-Mart) 1.50 0.0 800
40
Yıl (Ocak-Aralık) 1.15 -0.5 1933
Yaz (Nisan-Eylül) 1.00 -4.8 1152
KıĢ (Ekim-Mart) 1.47 -2.3 781
33
Yıl (Ocak-Aralık) 1.15 0.0 1999
Yaz (Nisan-Eylül) 1.02 -2.7 1177
KıĢ (Ekim-Mart) 1.44 -4.3 765
30
Yıl (Ocak-Aralık) 1.15 -0.2 1940
Yaz (Nisan-Eylül) 1.04 -1.2 1195
KıĢ (Ekim-Mart) 1.40 -6.9 745
15
Yıl (Ocak-Aralık) 1.08 -2.5 1889
Yaz (Nisan-Eylül) 1.03 -0.1 1241
KıĢ (Ekim-Mart) 1.20 -15.3 648
164
ġekil 4.6’da görüleceği üzere güneĢ enerjisinin yüksek olduğu yaz periyodunda, elektrik
tüketiminde de açık bir yükseliĢ izlenmektedir. Mart ve Nisan aylarındaki tüketim
düĢüklüğü haricinde, elektrik tüketim seyri yıl boyu küresel güneĢ ıĢıması seyriyle bir
doğrusallık göstermektedir.
ġekil 4.6 FV tasarıma esas yük talep verisi ile küresel güneĢ ıĢıması grafikleri
4.3 FV Tasarım
FV güneĢ elektriği üretim tesisi kurulumunda en önemli kriter, karĢılanması istenen yük
talebidir. Özellikle bataryalı, Ģebeke desteği olmadan çalıĢması planlanan bir tesiste emniyet
payı yüksek tutulmak kaydıyla yük talebinin belirlenmesi gerekir. ġebeke bağlantılı bir
tesiste Ģebeke yedek güç üreteci gibi davranabildiğinden dolayı karĢılanamayan bir yük söz
konusu olmaz. Her durumda yükün FV güç üreteci vasıtasıyla karĢılanmasının temini için
hesaplanan muhtemel elektrik yük talebinin % 25 artırıldıktan sonra tasarım ve
boyutlandırılmaya geçilmelidir. HAVUÇ için FV güç üretim tesisine esas teĢkil edecek
165
zamansal elektrik yük talebi verisi yıl boyu saatlik olarak çıkarılmıĢ ve günlük toplamlar
halinde Çizelge 4.22’de verilmiĢtir.
Çizelge 4.22 HAVUÇ FV tasarıma esas elektrik tüketim verisi, kWh
Gün/Ay
O Ş M N M H T A E E K A
1 944 887 889 716 1211 1120 1612 1528 1830 1147 818 897
2 944 816 889 716 1216 1229 1612 1528 1830 1147 818 958
3 944 715 889 716 1181 1229 1615 1528 1830 1147 818 960
4 944 715 889 720 1181 1229 1615 1528 1830 945 818 960
5 944 715 874 675 1181 1229 1632 1528 1830 945 829 960
6 978 834 738 675 1181 1229 1632 1494 1830 947 829 977
7 978 834 738 675 1181 1448 1632 1494 1858 947 829 977
8 904 834 749 675 1181 1529 1632 1494 1858 947 829 977
9 904 834 749 675 1181 1529 1632 1938 1120 947 771 977
10 904 834 749 702 1181 1529 1632 1938 1162 947 763 977
11 904 834 749 702 1240 1529 1712 1938 1162 947 831 977
12 904 834 749 702 1240 1529 1712 1938 1187 920 831 977
13 904 895 749 702 1240 1529 1712 1938 1187 920 831 977
14 904 994 749 702 1240 1529 1712 1938 1187 920 831 977
15 904 994 749 702 1240 1529 1712 1938 1187 920 831 977
16 904 994 749 702 1382 1529 1712 1938 1187 920 831 977
17 904 994 749 702 1382 1529 1712 1938 1187 920 831 977
18 904 994 749 702 1382 1529 1712 1938 1187 920 831 977
19 904 994 749 702 1382 1529 1712 1938 1187 920 831 977
20 904 994 749 702 1382 1529 1712 1938 1187 920 831 977
21 904 994 749 702 1382 1529 1712 1938 1187 920 831 977
22 904 994 749 702 1382 1529 1712 1951 1187 920 831 977
23 904 994 749 702 1382 1529 1712 1951 1187 920 831 977
24 904 994 749 702 1382 1529 1712 1951 1163 920 831 977
25 904 994 749 702 1072 1529 1712 1951 1163 920 815 1010
26 904 994 749 702 1072 1555 1712 1951 1147 920 815 1010
27 904 994 768 702 1120 1555 1712 1951 1147 920 815 1010
28 904 971 768 1214 1120 1555 1771 1951 1147 920 815 1010
29 887 725 1211 1120 1555 1771 1883 1147 920 897 1010
30 887 725 1211 1120 1447 1771 1883 1147 920 897 975
31 887 725 1120 1771 1883 848 975
416 28322 25464 23853 22517 38260 43907 52438 56621 40444 29338 24805 30299
Ort. 914 909 769 751 1234 1464 1692 1826 1348 946 827 977
FV tasarıma esas HAVUÇ elektrik tüketim verisinin homojen olmadığı, yıl ve ay içerisinde
dalgalanmalar gösterdiği; yaz aylarında kıĢ aylarının iki katı kadar tüketim olduğu
gözlenmektedir. En yüksek hafta olarak günlük tüketimin 1951 kWh/gün’e ulaĢtığı Ağustos
166
ayının son günleri öne çıkmaktadır. Aylık toplam tüketimde de yine toplam 56621 kWh/ay
ve ortalama 1826 kWh/gün ile Ağustos ayı ilk sıradadır. Tüm bir yıl için beklenen toplam
tüketim 416 MWh/yıl’dır (ġekil 4.6).
4.3.1 Şebeke bağlantılı FV güneş elektriği üretim sistemi tasarımı
Bu tip iĢletimde FV sistem sorumlu olduğu yükleri karĢılayabilmek için kendi üretimini
kullanır, Ģebekeden elektrik çeker veya kendi üretimine paralel olarak Ģehir Ģebekesinden
destek alır. FV elektrik üretiminin yükten fazla olduğu durumda ise elektrik dağıtıcı
kurumun ters besleme iĢletimine izin vermesi durumunda Ģebekeye elektrik akıĢı olabilir.
Luque ve Hegedus’a (2002) göre, ġebeke bağlantılı FV sistemler yıl boyunca en yüksek
üretimi yapacak Ģekilde tasarlanırlar. ġebeke bağlantılı FV sistemlerde yedekleme Ģebeke
tarafından sağlandığı için, belirli bir yükü karĢılayacak Ģekilde tasarlama zorunluluğu
yoktur. Sistem sadece Ģebekeyle veya hem Ģebekeyle hem de akü bankasıyla yedeklenebilir
(ġekil 4.7). Ancak yine de çalıĢmanın amacına uygun olarak iĢletmenin yıl boyu elektrik
tüketiminin gün ve yıl içerisindeki dağılımı gözetilerek tasarım yapılmıĢtır.
FV güneĢ elektriği üretim sistemi tasarımları PVSYST programı yardımıyla yapılmıĢtır. Bu
doğrultuda HAVUÇ bölgesinin fiziki ve coğrafi bilgileri ile meteorolojik ölçümlerinin
yanında elektrik tüketim verisi de üreteceği simülasyonlara ve tasarımlara girdi olması
bakımından saatlik (8760 adet/yıl) detayda programa girilmiĢtir. Coğrafik mevkisi,
meteorolojik elemanları, gölgelenme kısıtları ve elektrik yük dağılımı belirlenmiĢ olan
HAVUÇ’un FV güç santralinin tasarımı için öncelikle iĢletim tarzının seçilmesi
gerekmektedir (ġekil 4.8).
Tasarımda karar verilecek diğer bir önemli husus FV panellerin yerleĢiminin sabit mi,
hareketli mi olacağıdır. Sabit ise hangi açının amacımıza en uygun pozisyon olacağı
seçilmelidir. GüneĢin gün ve yıl içerisinde değiĢken güzergâh izlemesi ve gökyüzünde kalıĢ
süresinin yazın kıĢa göre daha uzun olması sebebiyle elektrik yük talebinin yüksek olduğu
yaz dönemine göre FV panel açısı hesabının yapılması açısal değiĢim katsayısını ve
dönüĢtürme kayıplarını doğrudan etkileyecektir (ġekil 4.9). Eğer amacımız sadece HAVUÇ
iĢletmesinin elektrik yük talebini karĢılamak değil de, aynı zamanda Ģebekeye elektrik
167
satmak da olsaydı, ilk yatırım maliyetini arttırmayı göze alarak dikeyde optimum FV panel
açısını “yıllık” güneĢ ıĢımasına göre yapmamız gerekirdi (ġekil 4.10).
ġekil 4.7 ġebeke bağlantılı ve bataryalı FV sistem Ģeması (Anonymous 2009b)
ĠĢletim tarzı, hedef sezon ve optimum FV panel açısına karar verdikten sonra yapılması
gereken FV güneĢ elektriği üretecek donanımın seçimidir. Bu aĢamada iĢlem sırası önceliği
eviricinindir. Kurulu güç, zaman boyutundaki elektrik enerjisi yük talebi, yük talebinin en
yüksek olduğu gün ve güneĢ ıĢıması girdisi belli olduğundan, çıkıĢ değerleri bu arz ve talebi
karĢılayabilecek bir adet veya bir grup evirici seçilecektir. Bu projeksiyonda merkezi evirici
kullanmayı tercih ettiğimizden dolayı tüm FV dizi ve alt dizilerin toplam çıkıĢ gücüne
cevap verebilecek bir adet evirici tayin edilecektir. Tasarımımızda 400 kW gücünde, 50-60
Hz’de 300-600 V aralığında giriĢ gerilimine sahip bir adet SMA marka evirici seçilmiĢtir
(ġekil 4.11).
168
ġekil 4.8 ġebeke bağlantılı FV güneĢ elektriği üretim sistemi tasarımı
ġekil 4.9 Yaz mevsimi için optimum FV panel açısı belirleme
169
ġekil 4.10 Tüm bir yıl için optimum FV panel açısı belirleme
Sıradaki aĢama FV modül seçimindedir. ÇalıĢmanın baĢında bahsedildiği üzere tekli kristal
silisyum, çok kristalli silisyum ve ince film-amorf silisyum yapısında üç ayrı tip FV modül
denenecek ve iĢletme bölgemizin coğrafya, iklim ve yük talebi Ģartlarına uygunluğu
kıyaslanacaktır. Bu projeksiyonda her biri 200 Wp gücünde, 22 V çıkıĢ gerilimine sahip
Yocasol marka tekli kristal silisyum FV modül seçilmiĢtir (ġekil 4.11).
FV sistem tasarımının ekonomik olarak değerlendirilebilmesi amacıyla Türkiye pazarında
yapılan fiyat araĢtırması sonuçlarına göre Çizelge 4.23 FV sistem donanım ve iĢçilik ücret
tarifesi (vergisiz) hazırlanmıĢtır.
170
ġekil 4.11 400 kW güç talebi için tek kristalli silisyum FV sistem donanımı
Çizelge 4.23 FV sistem donanım ve iĢçilik ücret tarifesi (vergisiz) (Polatkan 2010)
Donanım Tekli kristal
silisyum
Çok kristalli
silisyum
Ġnce film
silisyum
FV modül, €/Wp 2.4 (1.73 SB*) 2.1 (1.41 SB) 2.0 (0.79 SB)
ġebeke bağlantılı evirici, €/Wp 0.6 (0.3-0.9) 0.6 0.6
Özerk sistem evirici, €/Wp 1.2 (0.6-1.8) 1.2 1.2
Tasarım, taĢıyıcı sistem, iĢçilik, izleme vs, €/Wp 1.5 1.5 1.5
* SB: www.solarbuzz.com
171
FV elektrik üretime etki eden unsurlardan bazıları, panel sıcaklığı, panele gelen güneĢ
ıĢıması, etkili güneĢ ıĢıması, panel elektrik üretimi, Ģebekeye verilen elektrik üretimi, panel
verimliliği ve sistem verimliliğidir (ġekil 4.12).
ġekil 4.12 400 kW güç ve saatlik tüketim için tek kristalli yapılı FV elektrik üretimi
ġekil 4.13’de toplam güneĢ ıĢımasına karĢılık zaman boyutunda değiĢmekle birlikte
paralellik gösteren bir kullanılabilir elektrik üretimi izlenmektedir.
Tasarımın muhtemel sistem göstergeleri Çizelge 4.24’de gösterilmektedir. Aylık ortalama
rüzgar hızı, hava sıcaklığı ve yataya gelen piranometre ölçümü ile elde ettiğimiz küresel
güneĢ ıĢıması değeri tasarım aĢamasında girdi olarak programa saatlik bazda verilmiĢtir.
Teknik güneĢ enerjisi potansiyeli olarak açısal dönüĢüm faktörünün özellikle kıĢ aylarındaki
olumlu etkisiyle panele gelen toplam güneĢ ıĢıması değeri yükselmiĢtir. FV panellerin yıl
boyu farklı büyüklüklerde 4264 saat üretim yapması beklenmektedir. Teorik güneĢlenme
172
süresinin 4454 saat/yıl ve ölçülmüĢ güneĢlenme süresinin 2607 saat/yıl olduğunu
hatırlarsak, doğrudan güneĢlenme olmadan da FV sistemlerin yayınık ve yansıyan ıĢımayla
üretim yapabildikleri sonucuna varabiliriz. Sistemin yükü karĢılanma oranı hep ≥ 1 olacak
Ģekilde tasarlandığından, toplamda 416 MWh enerji tüketimine karĢılık, tüm günlerde yükü
karĢılayabilmek adına, 643 MWh’lik bir üretim söz konusu olmuĢtur. kWp baĢına elektrik
üretimi Temmuz ayında en yüksek olup (6.24 kWh/kWp/gün), Aralık ayının (2.23
kWh/kWp/gün) neredeyse 3 katına ulaĢmıĢtır. Yükün karĢılanma oranı yıllık bazda 1.5 gibi
yüksek bir oran, dize ve sistem verimi de % 12 ile hemen hemen dünya standartlarında
çıkmıĢtır.
ġekil 4.13 ġebeke bağlantılı tek kristalli FV sistemde güneĢ ıĢıması-enerji grafiği
173
Çizelge 4.24 ġebeke bağlantılı tek kristalli sabit açılı FV sistem göstergeleri
Açıklama O ġ M N M H T A E E K A Yıl
Rüzgar hızı,
m/s 2.70 3.40 3.90 3.10 2.80 3.10 3.10 2.90 2.80 2.60 2.60 2.50 3.00
Hava sıcaklığı,
°C -1.45 1.13 5.66 10.12 13.08 19.14 21.60 22.08 16.70 12.53 5.78 0.67 10.64
Yataya küresel
güneĢ ıĢıması,
kWh/m²
63.7 82.9 131.9 157.4 203.3 226.5 240.3 212.4 164.1 120.8 80.2 59.1 1742.7
Panele gelen
toplam ıĢıma,
kWh/m²
77.4 96.5 146.7 166.4 206.7 225.4 241.7 223.8 184.3 144.6 102.5 75.2 1891.2
Açısal
dönüĢüm
katsayısı
1.216 1.164 1.112 1.057 1.017 0.995 1.006 1.053 1.123 1.197 1.278 1.273 1.085
Dize FV üretim
süresi, saat 291 281 362 378 429 420 434 418 355 339 281 276 4264
Dize gerilimi,
V 7.8 4.5 5.3 8.3 4.0 16.2 2.7 5.2 11.1 1.2 7.7 1.8 6.3
Dize akımı,
kAh 690 869 133 151 189 206 221 205 168 132 922 670 1721
Yük talebi,
MWh 28.3 25.5 23.9 22.5 38.3 43.9 52.4 56.6 40.4 29.3 24.8 30.3 416.3
Evirici
çıkıĢındaki
üretim, MWh
28.7 35.6 52.6 58.1 70.5 73.5 77.4 71.4 61.4 49.5 36.4 27.6 642.6
Sistem hasadı,
kWh/kWp/gün 2.31 3.18 4.24 4.84 5.69 6.13 6.24 5.76 5.12 3.99 3.04 2.23 4.40
Referans dize
verimi, % 13.00 12.89 12.54 12.22 11.93 11.40 11.19 11.18 11.65 11.97 12.44 12.88 11.89
Referans
sistem verimi,
%
12.7 12.6 12.3 12.0 11.7 11.2 11.0 11.0 11.4 11.7 12.2 12.6 11.7
Performans
oranı 0.926 0.922 0.896 0.873 0.853 0.815 0.800 0.798 0.833 0.855 0.889 0.919 0.850
Yükün
karĢılanma
oranı
1.012 1.397 2.203 2.580 1.843 1.675 1.475 1.262 1.518 1.687 1.469 0.912 1.544
174
FV sistemde dikkate alınması gereken önemli bir diğer etken de sistem kayıplarıdır. ġekil
4.14’de detaylı bir Ģekilde verilen FV panel ve denge bileĢenleri kayıpları, sistem verimlilik
oranını ve kullanılabilir elektrik enerjisini doğrudan etkilediğinden tasarım sırasında
mutlaka dikkate alınmalıdır.
ġekil 4.14 ġebeke bağlantılı tekli kristal yapıda FV sistem kayıp akıĢ Ģeması
BaĢta elektrik yük talebi ve çevresel Ģartlar olmak üzere, denge bileĢenlerinin de aynı
kaldığı durumda FV modül yapısı çoklu kristale değiĢtirildiğinde sistem donanımı ġekil
4.15’deki gibi elektrik üretim durumu ġekil 4.16’daki gibi olacaktır.
175
ġekil 4.15 400 kW güç talebi için çoklu kristal silisyum FV sistem donanımı
KıĢ aylarında her ne kadar yük talebinde bariz bir azalma görülse de, güneĢ ıĢıması
değerlerindeki azalma daha büyüktür. KıĢ aylarında yük talebinin tam karĢılanabilmesi için
sistem boyutlandırması yüksek tutulmuĢtur. Sistemin büyük boyutlandırılması yaz
aylarındaki yüksek güneĢ ıĢımasıyla birlikte yük talebinden 1.5 (Çizelge 4.25) kat daha
fazla üretim yapılması sonucunu doğurmuĢtur (ġekil 4.17).
176
ġekil 4.16 400 kW güç ve saatlik tüketim için çoklu kristal yapılı FV elektrik üretimi
Çok kristalli silisyum FV panellerin yıl boyu düĢük performansla bile olsa 4265 saat üretim
yapması beklenmektedir. HAVUÇ iĢletmesinde Temmuz ayında 120 W/m2’yi geçecek
güneĢ ıĢıması yani muhtemel güneĢlenme süresi 367 saat iken, paneller 434 saat üretim
yapacak, yani güneĢin yeterince görünmediği zamanlarda da elektrik üretimine devam
edecektir. Sistemin yükü karĢılanma oranı hep ≥ 1 olacak Ģekilde tasarlandığından,
toplamda 416 MWh enerji tüketimine karĢılık, tüm günlerde yükü karĢılayabilmek adına,
toplamda 629 MWh/yıl’lık bir üretim söz konusu olmaktadır. Çoklu kristal silisyum FV
panellerde kWp baĢına elektrik üretimi (4.30 kWh/kWp/gün) aylık bazda tek kristalli
silisyum FV panellere göre (4.40 kWh/kWp/gün) az da olsa düĢüktür. Performans oranı ise
0.80 ile 0.88 arasında yıl içerisinde değiĢkenlik göstermektedir.
177
ġekil 4.17 ġebeke bağlantılı çoklu kristal FV sistemde güneĢ ıĢıması-enerji grafiği
Meteorolojik olarak yatay düzleme gelen toplam güneĢ ıĢımasına ek olarak, güneĢ
panellerinin dikey açıyla duruĢlarından kaynaklı % 8.5 oranında bir artıĢ söz konusudur. Bu
artıĢı geliĢ açısı değiĢtiricisi, FV panel ve evirici kayıpları izlemekte, kalan kullanılabilir
enerji yük talebini karĢılamakta kullanılmaktadır. Fazla enerji eğer elektrik kurumu ile
yapılan sözleĢme uygunsa Ģebekeye verilebilecektir (ġekil 4.18).
178
Çizelge 4.25 ġebeke bağlantılı çoklu kristal sabit açılı FV sistem göstergeleri
Açıklama O ġ M N M H T A E E K A Yıl
Rüzgar hızı,
m/s 2.7 3.4 3.9 3.1 2.8 3.1 3.1 2.9 2.8 2.6 2.6 2.5 3.0
Hava sıcaklığı,
°C -1.5 1.1 5.7 10.1 13.1 19.1 21.6 22.1 16.7 12.5 5.8 0.7 10.6
Yataya küresel
güneĢ ıĢıması,
kWh/m²
63.7 82.9 131.9 157.4 203.3 226.5 240.3 212.4 164.1 120.8 80.2 59.1 1742.7
Panele gelen
toplam ıĢıma,
kWh/m²
77.4 96.5 146.7 166.4 206.7 225.4 241.7 223.8 184.3 144.6 102.5 75.2 1891.2
Açısal
dönüĢüm
katsayısı
1.216 1.164 1.112 1.057 1.017 0.995 1.006 1.053 1.123 1.197 1.278 1.273 1.085
Dize FV
üretim süresi,
saat
291 281 363 378 429 420 434 418 355 339 281 276 4265
Dize gerilimi,
V 6.8 3.8 4.1 7.3 3.5 14.2 2.3 11.4 10.1 1.0 6.7 1.6 6.0
Dize akımı,
kAh 75.0 94.3 144.2 164.0 204.2 222.8 239.3 221.8 182.0 142.2 99.9 72.8 1862.3
Yük talebi,
MWh 28.3 25.5 23.9 22.5 38.3 43.9 52.4 56.6 40.5 29.3 24.8 30.3 416.3
Evirici
çıkıĢındaki
üretim, MWh
27.4 34.1 50.8 56.5 69.0 72.7 76.9 71.0 60.4 48.2 35.1 26.4 628.7
Sistem hasadı,
kWh/kWp/gün 2.21 3.05 4.10 4.70 5.56 6.05 6.20 5.72 5.03 3.88 2.92 2.13 4.30
Referans dize
verimi, % 12.8 12.8 12.5 12.3 12.1 11.6 11.5 11.5 11.8 12.0 12.4 12.7 12.0
Referans
sistem verimi,
%
12.5 12.5 12.3 12.0 11.8 11.4 11.3 11.2 11.6 11.8 12.1 12.4 11.8
Performans
oranı 0.884 0.883 0.866 0.848 0.834 0.806 0.795 0.792 0.818 0.832 0.856 0.877 0.830
Yükün
karĢılanma
oranı
0.967 1.340 2.130 2.510 1.805 1.657 1.467 1.254 1.492 1.643 1.416 0.872 1.510
179
ġekil 4.18 ġebeke bağlantılı çok kristalli yapıda FV sistem kayıp akıĢ Ģeması
Ġnce film amorf silisyum FV modüller yapısal olarak tek kristalli ve çoklu kristal yapıdaki
modüllere oranla silisyumun iĢleniĢi ve modülün üretimi açısından daha kaba üretim
metotlarına dayanır. Bu sebeple birim alan verimliliği düĢük olmasına karĢın kWp baĢına
maliyeti düĢüktür. Meteorolojik veriler ve elektriksel yük talebi girdileri aynı kalmak
koĢuluyla, Ģebeke bağlantılı sabit açılı FV sistemin yalnızca FV panelleri ince film amorf
silisyum yapısına değiĢtirilerek yeni bir sistem tasarlanmıĢtır. Sistemin donanım özellikleri
incelendiğinde modül yüzey alanının ve modül gücünün 288 Wp olduğu görünür. Toplamda
kristal yapıdaki modüllerle (2814 m2) aynı gücü üretebilmek için 2.5 kat daha fazla modül
alanına (6592 m2) ihtiyaç duyar (ġekil 4.19).
180
ġekil 4.19 400 kW güç talebi için amorf silisyum ince film yapılı FV sistem donanımı
Kurulu güç baĢına elektrik üretimi, Ģebeke bağlantılı sabit açılı ince film amorf kristalli FV
panelli tasarımda tüm bir yıl için 1689 kWh/kWp/yıl ile tek kristalli (1607 kWh/kWp/yıl) ve
çoklu kristal (1570 kWh/kWp/yıl) FV panellerden daha yüksek olmaktadır. Sistem kayıpları
üç tip FV panelde de 0.09 kWh/kWp/yıl iken, dize kayıpları en düĢük 0.46 kWh/kWp/yıl ile
ince film panellerde (tek kristal: 0.69, çoklu kristal: 0.79 kWh/kWp/yıl) olmuĢtur (ġekil
4.20).
181
ġekil 4.20 400 kW güç ve saatlik tüketim için ince film amorf kristal FV elektrik üretimi
Ġnce film amorf kristal silisyum FV panelli tasarımda kurulu gücün Aralık ve Ocak
aylarındaki düĢük performansı telafi etmek için yüksek tutulması, yıl içinde 2.7 katına
ulaĢan aĢırı üretime neden olmakta, ıĢımaya karĢılık elektriksel üretim grafiğindeki ara
açılmaktadır (ġekil 4.21).
Performans oranının 0.87 ile 0.92 arasında değiĢtiği bu tasarımda, toplam elektrik üretimi
yıl içerisinde bir homojenite sağlanamadığı için toplam tüketim verisinin 1.62 katına
yükselerek 674 MWh’e ulaĢmıĢtır. Referans değerlere dayanan dize ve sistem verimi her ne
kadar % 5-6 gibi düĢük değerlerde olsa da kurulu güç baĢına düĢen üretim 4.63
kWh/kWp/gün ile tek kristal (4.4 kWh/kWp/gün) ve çoklu kristal (4.3 kWh/kWp/gün)’den
yüksektir. Dizelerin FV üretim süresi ise kristal yapıdakilerden 87 saat daha düĢüktür
(Çizelge 4.26).
182
ġekil 4.21 ġebeke bağlantılı ince film amorf kristal FV sistemde ıĢıma-enerji grafiği
Meteorolojik olarak yatay düzleme gelen toplam güneĢ ıĢımasına ek olarak, güneĢ
panellerinin dikey açıyla duruĢlarından kaynaklı % 8.5 oranında bir artıĢ söz konusudur. Bu
artıĢı geliĢ açısı değiĢtiricisi, FV panel ve evirici kayıpları izlemekte, kalan kullanılabilir
enerji yük talebini karĢılamakta kullanılmaktadır. Fazla enerji eğer elektrik kurumu ile
yapılan sözleĢme uygunsa Ģebekeye verilebilecektir (ġekil 4.22).
HAVUÇ iĢletmesi elektrik yükünü karĢılayabilecek Ģebeke bağlantılı FV güneĢ elektriği
üretim sistemi için merkezi çalıĢan, 400 kW gücü ile HAVUÇ’un kurulu gücünün yük
talebini karĢılayabilecek, % 98.2 gibi yüksek verimlilik oranıyla hizmet veren, 50-60 Hz ve
220 V ile ülkemiz Ģebeke altyapısına uygun, Türkiye pazarında bulunabilen bir evirici
seçilmiĢtir (Çizelge 4.27).
183
Çizelge 4.26 ġebeke bağlantılı ince film amorf kristalli sabit açılı FV sistem göstergeleri
Açıklama O ġ M N M H T A E E K A Yıl
Rüzgar hızı, m/s 2.7 3.4 3.9 3.1 2.8 3.1 3.1 2.9 2.8 2.6 2.6 2.5 3.0
Hava sıcaklığı,
°C -1.5 1.1 5.7 10.1 13.1 19.1 21.6 22.1 16.7 12.5 5.8 0.7 10.6
Yataya küresel
güneĢ ıĢıması,
kWh/m²
63.7 82.9 131.9 157.4 203.3 226.5 240.3 212.4 164.1 120.8 80.2 59.1 1742.7
Panele gelen
toplam ıĢıma,
kWh/m²
77.4 96.5 146.7 166.4 206.7 225.4 241.7 223.8 184.3 144.6 102.5 75.2 1891.2
Açısal dönüĢüm
katsayısı 1.216 1.164 1.112 1.057 1.017 0.995 1.006 1.053 1.123 1.197 1.278 1.273 1.085
Dize FV üretim
süresi, saat 274 280 355 368 419 420 434 405 352 334 273 264 4178
Dize gerilimi, V 16.8 4.4 8.6 12.5 9.1 13.6 2.3 11.5 11.4 3.9 11.4 8.6 9.5
Dize akımı, kAh 71.7 91.5 141.5 163.2 204.0 224.5 241.7 223.5 181.1 139.7 96.2 69.1 1847.6
Yük talebi,
MWh 28.3 25.5 23.9 22.5 38.3 43.9 52.4 56.6 40.5 29.3 24.8 30.3 416.3
Evirici
çıkıĢındaki
üretim, MWh
28.2 35.6 53.6 60.7 74.5 79.5 84.5 77.9 65.1 51.2 36.5 27.1 674.4
Sistem hasadı,
kWh/kWp/gün 2.28 3.18 4.34 5.06 6.02 6.64 6.83 6.30 5.43 4.14 3.05 2.19 4.63
Referans dize
verimi, % 5.7 5.7 5.7 5.6 5.6 5.5 5.4 5.4 5.5 5.5 5.5 5.6 5.5
Referans sistem
verimi, % 5.5 5.6 5.6 5.5 5.5 5.4 5.3 5.3 5.4 5.4 5.4 5.5 5.4
Performans
oranı 0.913 0.924 0.916 0.913 0.902 0.884 0.875 0.872 0.885 0.887 0.893 0.901 0.893
Yükün
karĢılanma oranı 0.996 1.397 2.248 2.694 1.946 1.811 1.611 1.376 1.609 1.746 1.473 0.893 1.620
184
ġekil 4.22 ġebeke bağlantılı ince film amorf silisyum yapıda FV sistem kayıp akıĢ Ģeması
FV panelleri sabit açılı yerleĢtirilmiĢ, yazlık tüketim seyri baz alınarak tasarlanan ve denge
bileĢenleri sabit kalmak koĢuluyla, ayrı ayrı simülasyonları çalıĢtırılıp elektriksel ve
davranıĢsal özellikleri izlenen; tek kristalli silisyum, çoklu kristal silisyum ve ince film
amorf silisyum yapılarındaki üç farklı FV modülün karĢılaĢtırmaları yapılmıĢtır (Çizelge
4.28). Tek kristal ve çoklu kristal yapıdaki modüller 200 Wp, ince film modül ise 288 Wp
gücündedir. Kristal yapıdakilerin modül alanları hemen hemen aynı (~1.5 m2) iken ince
filmin modül alanı ~ 5 m2 kadardır. Bu sebeple toplamda kristallere göre 2.5 kat fazla alan
(6600 m2) kaplayan ince film modül sayısı kristallerin (~2000) 2/3’ü kadardır (1386).
ġebeke bağlantılı FV sistem simülasyonunda tek kristalli silisyum yapıda FV modül
kullanımı performans oranı 0.85, sistem kayıpları 0.09 kWh/kWp/gün, özel üretim 1608
kWh/kWp/yıl ve birim maliyet 0.23 €/kWh; çoklu kristal silisyum yapıda FV modül
kullanımı performans oranı 0.83, sistem kayıpları 0.09 kWh/kWp/gün, özel üretim 1570
kWh/kWp/yıl ve birim maliyet 0.22 €/kWh ile ince film amorf silisyum yapıda FV modül
185
kullanımı performans oranı 0.89, sistem kayıpları 0.09 kWh/kWp/gün, özel üretim 1689
kWh/kWp/yıl ve birim maliyet 0.20 €/kWh çıkmıĢtır.
Çizelge 4.27 ġebeke bağlantılı merkezi evirici nitelikleri
Marka SMA
Model Sunny Central 400 LV-11
En düĢük giriĢ gerilimi, V 300
En yüksek giriĢ gerilimi, V 600
FV anma gücü, kW 409
FV en yüksek güç, kW 450
FV en yüksek akım, A 1400
Frekans, Hz 50-60
ġebeke gerilimi, V 200
AA anma gücü, kW 400
AA anma akımı, A 1155
En yüksek verimlilik, % 98.2
Boyutlar (en, derinlik, yükseklik), cm 280 x 85 x 212
Ağırlık, Kg 1700
186
Çizelge 4.28 ġebeke bağlantılı FV sistem değiĢkenlerinin karĢılaĢtırılması
DeğiĢken Tekli kristal
FV
Çok kristalli
FV
Ġnce film FV
Panel marka Yocasol Kyocera Parabel
Panel model PCA 200 KC 200
GHT2
Uniflat 288
Panel eğitmi, derece 15 15 15
Azimut açısı, derece 0 0 0
Albedo 0.33 0.33 0.33
P (anma gücü), W 200 200 288
I (kısa devre, SDġ), A 8.68 8.21 10.6
I (en yüksek güç noktası), A 7.78 7.55 8.72
Sıcaklık katsayısı, % / C 0.05 0.04 0.05
V (açık devre), V 32.8 32.9 46.2
V (en yüksek güç noktası), V 25.7 26.5 33
Serideki hücre sayısı 54 54 44
Modül sayısı 2000 1995 1386
Toplam alan, m2 2916 2814 6592
Modül alanı, m2 1.46 1.41 4.76
Evirici sayısı / tipi 1 1 1
FV anma gücü, kWp 400 400 399
FV en yüksek güç, kWp 373 383 413
AA anma gücü, kWAA 400 400 400
V (en yüksek güç noktası, 60 C), V 20.8 22.6 31.5
V (açık devre, -10 C), V 37.3 36.7 49.6
Modül serisi 16 15 11
Dizi sayısı 125 133 126
Performans oranı 1 1 1
I (en yüksek güç noktası, SDġ), A 1058 1075 1152
I (kısa devre, SDġ), A 1085 1092 1335
I (kısa devre, en yüksek), A 1180 1184 1450
En yüksek iĢletim gücü, kW 373 383 399
V (en yüksek güç noktası, 60 C), V 333 339 347
V (en yüksek güç noktası, 20 C), V 416 407 398
V (açık devre, -10 C), V 597 551 545
Sistem üretimi, MWh/yıl 643 627 674
Özel üretim, kWh/kWp/yıl 1608 1570 1689
Performans oranı 0.85 0.83 0.89
Günlük üretim, kWh/kWp/gün 4.41 4.3 4.63
Dizi kayıpları, kWh/kWp/gün 0.69 0.79 0.46
Sistem kayıpları, kWh/kWp/gün 0.09 0.09 0.09
Yatırım maliyeti, €/Wp 5.31 4.96 4.84
Birim maliyeti, €/kWh 0.23 0.22 0.20
Evi
rici
giri
Ģind
eFV
sis
tem
FV m
odül
Ana
son
uçla
r
187
4.3.2 Bağımsız FV güneş elektriği üretim sistemi tasarımı
Bağımsız (Ģebeke bağlantısız veya bataryalı) FV sistem tasarımında birincil koĢul talep
edilecek yükün belirlenmesidir. Yük talebinin aylık, haftalık, günlük veya saatlik ifade
edilmiĢ olması, enerji depolama kapasitesinin doğru boyutlandırılmasına olanak sağlar.
Enerji tüketimi belirli tüketicilerin düzenli bir program dahilinde çalıĢmaları sonucunda
oluĢabileceği gibi, muhtemel tüketicilerin düzensiz olarak çalıĢtırılmaları sonucunda sabit
olmayan bir Ģekilde de olabilir.
Zamansal yük dağılımı (enerji tüketimi) ifade edildikten sonra, FV modül ve batarya
sisteminin tarif edilmesine geçilir. Bağımsız sistemlerde yüksek sıcaklık altında akü dolma
ve boĢalma, en yüksek güç izleyici (MPT-maximum power tracer) ve kablo kayıplarını
karĢılayabilmek adına, 1.25 faktörü toplam yük için çarpım olarak kullanılır (Messenger vd.
2007). ġekil 4.23’de 4 gün enerji kaynağı olmadan (autonomy) yük talebini karĢılayacak bir
akü bankası tasarlamak amacıyla her biri 12 V 100 Ah, dizileri 480 V çıkıĢlı, toplam
kapasitesi 20000 Ah olan ve 340 kWp anma gücünde akü seti seçilmiĢtir (ġekil 4.23).
Akülü FV güneĢ elektriği üretim sistemlerinde FV panellerden gelen düzensiz voltajı
depolanabilir Ģekilde düzenlemek amacıyla bir Ģarj düzenleyiciye ihtiyaç vardır. ġarj
düzenleyici FV panellerden gelen gerilimin en yüksek noktasını izleme yeteneğindedir.
Böylece sistem kayıpları en aza indirgenmiĢ olur. Saatlik olarak girilen elektrik tüketim
talebini karĢılayabilecek depolama birimi 40 x 200’lük dizilerden oluĢan 8000 adetlik bir
akü bankası oluĢturur. Yükün karĢılanamaması durumu için yedek bir elektrik üreteci
sisteme dahil edilebilir (ġekil 4.24).
Sistemin muhtemel üreteceği toplam elektrik enerjisi 565 MWh/yıl’dır. Dikkat edileceği
üzere Ģebeke bağlantılı sistemden çok daha küçük boyutlarda (2000 yerine 1722 adet
modül) tasarlanmıĢtır. Böylece elektrik yük talep verisine yakın bir sonuca ulaĢılmıĢtır.
Birim güç baĢına üretim 3.38 kWh/kWp/gün’lük bir büyüklükle Ģebeke bağlantılı tasarım
alternatiflerinden (~4.5 kWh/kWp/gün) düĢük bulunmuĢtur. Bunun nedeni ise sistemin
depolama biriminden dolayı dolma-boĢalma kayıplarının artmıĢ olmasıdır (ġekil 4.25).
188
ġekil 4.23 Bağımsız tek kristalli FV sistem tasarımı için akü ve modül seçimi
ġekil 4.24 Bağımsız tek kristalli FV sistem tasarımı
189
ġekil 4.25 Bağımsız tek kristalli FV sistem tasarımı ana sonuçları
Mevcut elektrik yük talep verisi, meteorolojik girdiler ve depolama birimi ile denge
bileĢenleri donanım özellikleri aynı kalmak kaydıyla FV modül teknolojisi çoklu kristal
silisyuma dönüĢtürülerek tasarım yeniden simule edilmiĢtir. 23 x 75 gruplar halinde 1725
adet modül 345 kWp’lik bir FV dize gücü oluĢturmaktadır. Dize gerilimi ve dize akımı
evirici giriĢ eĢiklerine uygun olarak sırasıyla 546 V, 564 A olarak belirlenmiĢtir (ġekil
4.26).
Toplam sistem üretimi 567 MWh/yıl, birim kurulu güçten elde edilecek elektrik miktarı da
3.40 kWh/kWp/gün çıkmakta, toplam maliyetse 2 milyon 600 bin avroyu geçmektedir.
Üretilen elektriğin birim maliyeti 0.33 €/kWh olarak bulunmuĢtur. Sistem performans oranı
da 0.63’lere düĢmekte, Ģebeke bağlantılı sistem seçeneklerinin (0.85-0.92) çok altında
kalmaktadır (ġekil 4.27). GüneĢ ıĢıması ve üretilen enerji arasındaki iliĢki incelendiğinde
diğer tasarımlara göre en uygun iliĢki bu bağımsız çoklu kristal seçeneğinde elde edilmiĢtir
(ġekil 4.28). Aralık ve Ocak akü beslemesiyle karĢılanmıĢ olsa da Ağustos-ġubat arası yük
talebine yakın bir üretim ortaya çıkmaktadır (ġekil 4.29).
190
ġekil 4.26 Bağımsız çoklu kristal FV sistem tasarımı için akü ve modül seçimi
ġekil 4.27 Bağımsız çoklu kristal FV sistem tasarımı ana sonuçları
191
ġekil 4.28 Bağımsız çoklu kristal FV sistemde güneĢ ıĢıması-enerji grafiği
ġekil 4.29 Bağımsız çoklu kristal FV sistem tasarımı enerji yük talebi ve üretilen enerji
192
Mevcut elektrik yük talep verisi, meteorolojik girdiler ve depolama birimi ile denge
bileĢenleri donanım özellikleri aynı kalmak kaydıyla FV modül teknolojisi ince film amorf
kristal silisyuma dönüĢtürülerek tasarım yeniden simule edilmiĢtir. 17 x 69’luk gruplar
halinde 1173 adet modül 339 kWp’lik bir FV dize gücü oluĢturmaktadır. Dize gerilimi ve
dize akımı evirici giriĢ eĢiklerine uygun olarak sırasıyla 555 V, 585 A olarak belirlenmiĢtir
(ġekil 4.30).
ġekil 4.30 Bağımsız ince film amorf kristal FV sistem tasarımı için akü ve modül seçimi
Toplam sistem üretimi 617 MWh/yıl, birim kurulu güçten elde edilecek elektrik miktarı da
3.37 kWh/kWp/gün çıkmakta, toplam maliyetse 2 milyon 450 bin avroyu bulmaktadır.
Üretilen elektriğin birim maliyeti 0.28 €/kWh olarak bulunmuĢtur. Sistem performans oranı
da 0.65’lere düĢmekte, Ģebeke bağlantılı sistem seçeneklerinin (0.85-0.92) çok altında
kalmaktadır (ġekil 4.31). Aralık ve Ocak ayları akü bankası aracılığıyla takviye
beslemesiyle enerji yük talebi karĢılanabilmekte, Mart-Ağustos arası da üretim talebin çok
üzerinde olmaktadır (ġekil 4.32). Üç seçenek karĢılaĢtırıldığında küçük farkla da olsa
performans oranının yüksek (0.65), dizi kayıplarının düĢük (1.27) ve yatırım maliyetinin
(7.24 €/kWp) ve birim fiyatın (0.28 €/kWh) düĢük olduğu modül ince film amorf silisyum
FV’dir (Çizelge 4.29).
193
ġekil 4.31 Bağımsız ince film amorf kristal FV sistem tasarımı ana sonuçları
ġekil 4.32 Bağımsız ince film amorf kristal FV sistem tasarımı yük-enerji grafiği
194
Çizelge 4.29 Bağımsız FV sistem değiĢkenlerinin karĢılaĢtırılması
DeğiĢken Tekli kristal FV Çok kristalli FV Ġnce film FV
Panel marka Trina solar Kyocera Parabel
Panel model TSM200T05 KC 200 GHT2 Uniflat 288
Panel eğitmi, derece 15 15 15
Azimut açısı, derece 0 0 0
Albedo 0.33 0.33 0.33
P (anma gücü), W 200 200 288
I (kısa devre, SDġ), A 8.21 10.6
I (en yüksek güç noktası), A 7.55 8.72
Sıcaklık katsayısı, % / C 0.04 0.05
V (açık devre), V 32.9 46.2
V (en yüksek güç noktası), V 26.5 33
Serideki hücre sayısı 54 44
Modül sayısı 1680 1725 1173
Toplam alan, m2
Modül alanı, m2 1.41 4.76
Evirici sayısı / tipi 1 1 1
FV anma gücü, kWp
FV en yüksek güç, kWp
AA anma gücü, kWAA
V (en yüksek güç noktası, 60 C), V
V (açık devre, -10 C), V
Modül serisi 21 23 17
Dizi sayısı 80 75 69
Performans oranı 1 1 1
I (en yüksek güç noktası, SDġ), A
I (kısa devre, SDġ), A
I (kısa devre, en yüksek), A
En yüksek iĢletim gücü, kW
V (en yüksek güç noktası, 60 C), V 531 546 559
V (en yüksek güç noktası, 20 C), V
V (açık devre, -10 C), V
Sistem üretimi, MWh/yıl 565 567 585
Özel üretim, kWh/kWp/yıl 1682 1644 1825
Performans oranı 0.65 0.64 0.65
Günlük üretim, kWh/kWp/gün 3.38 3.3 3.37
Dizi kayıpları, kWh/kWp/gün 1.28 1.38 1.27
Sistem kayıpları, kWh/kWp/gün 0.52 0.51 0.54
Yatırım maliyeti, €/Wp 7.74 7.61 7.24
Birim maliyeti, €/kWh 0.33 0.33 0.28
Evi
rici
giri
Ģind
eFV
sis
tem
FV m
odül
Ana
son
uçla
r
195
5. TARTIŞMA VE SONUÇ
Bu çalıĢma kapsamında, amaçlandığı üzere Haymana AraĢtırma ve Uygulama Çiftliği
(HAVUÇ)’nin teorik, saha ve teknik güneĢ enerjisi potansiyeli belirlenmiĢ, saatlik detayda
yıllık elektrik tüketim veri seti oluĢturulmuĢ ve elektrik tüketiminin 2 farklı iĢletim tipinde
ve 3 farklı fotovoltaik yapıda simülasyonu yapılmıĢ, fotovoltaik güç elektriği sistemleriyle
karĢılanma durumu değerlendirilmiĢtir.
GüneĢ HAVUÇ tarımsal iĢletmesine yıl boyu en yüksek 74 derece açıyla Haziran ayında
gelmekte ve gökyüzünde en uzun kaldığı süre 15sa:1da:12s ile 21 Haziran’da olmaktadır.
GüneĢin en düĢük geldiği açı 27 derece ile Aralık ayında hesaplanmıĢ, 21 Aralık da
9sa:19da:27s ile güneĢin gökyüzünde en kısa süreyle kaldığı gün olmuĢtur. Yine bu
bilgilere paralel olarak güneĢin gökyüzünde en uzun katettiği yay açısı 22 Haziran’da 240
derece, en kısa katettiği yay açısı da 22 Aralık’ta 120 derece olarak bulunmuĢtur.
HAVUÇ için teorik güneĢlenme süresi bir yılda toplam 4454 saat 6 dakika 4 saniye iken,
% 41’ini kaybederek saha Ģartlarında gerçekleĢen ortalama yıllık toplamı 2607 saate,
ortalama günlük toplamı da 7.1 saate düĢmektedir. Bu değer Anonim (1983)’nin 2628
saat/yıl’lık Ġç Anadolu Bölgesi güneĢlenme süresi ölçümüne yakın bir değerdir. En uzun
güneĢlenme süresi 19 Temmuz’da 12.8 saat/gün, en kısa güneĢlenme süresi de 24 Aralık’ta
1.0 saat/gün olarak hesaplanmıĢtır. Aylık toplamda teorik hesapla güneĢlenme süresi
455sa:25da:19s ile en yüksek olan Temmuz ayının saha toplamı 367.4 saat, 290sa:53da:32s
olan Aralık ayının saha toplamı ise yine en düĢük değer olan 80.1 saat olarak
gerçekleĢmektedir.
Hesaplamayla elde edilen HAVUÇ için günlük teorik güneĢ enerjisi potansiyeli en yüksek
11657 Wh/m2 ile 21 Haziran’da, en düĢük 3899 Wh/m2 ile 21 Aralık’ta olmaktadır. Yıllık
toplam teorik güneĢ enerjisi potansiyelinin 2918 kWh/m2 bulunduğu HAVUÇ’da, aylık
teorik güneĢ enerjisi potansiyelinde 350.2 kWh/m2 ile Temmuz ayı öne çıkarken, 123.1
kWh/m2 ile Aralık ayı en düĢük değerde kalmıĢtır.
196
HAVUÇ için saha güneĢ enerjisi potansiyeline baktığımızda günlük bazda 11 Temmuz’daki
8467 Wh/m2, aylık bazda da yine Temmuz ayındaki 240.3 kWh/m2 en yüksek değer olarak
görünürken; 7 Aralık’taki 962 Wh/m2 günlük, yine Aralık ayındaki 59.1 kWh/m2 de aylık
en düĢük değer olarak görünmektedir. Yıllık toplam saha güneĢ enerjisi potansiyeli ise 1743
kWh/m2 olarak hesaplanmıĢtır. Anonim’in (1983) Ġç Anadolu Bölgesi için hesaplamıĢ
olduğu 1314 kWh/m2-yıl’lık güneĢ enerjisi potansiyelinden % 33 daha yüksek çıkmıĢtır.
Yıllık saha güneĢ enerjisi potansiyelini oluĢturan iki unsurdan, doğrudan güneĢ ıĢımasının
yıllık toplamı 1032 kWh/m2, yayınık güneĢ ıĢımasının yıllık toplam da 711 kWh/m2’dir. En
düĢük değeri 4 Ocak’ta 0.266 ve en yüksek değeri 19 Kasım’da 0.764 bulunan berraklık
indeksinin yıllık ortalaması 0.577 olarak hesaplanmıĢtır.
FV panellerin optimum açısının 15 derece ile sabit tutulduğu bir sistem için teknik güneĢ
enerjisi potansiyeli en düĢük Aralık ayında 75.2 kWh/m2 ve en yüksek Temmuz ayında
241.7 kWh/m2 hesaplanmıĢken, yıllık toplamı 1891kWh/m2 bulunmuĢtur. Bu değer
optimum panel açısı 30 derece olmak kaydıyla Birmingham/Ġngiltere için 1000 kWh/m2/yıl
ve Atina/Yunanistan için 1500 kWh/m2/yıl’dır (Spanos ve Duckers 2004).
HAVUÇ için FV amaçlı teknik güneĢ enerjisi potansiyeli ise, FV sistem veriminin % 10.5
olduğu durum için, 177 kWh/m2/yıl olarak ortaya çıkmaktadır. Beklendiği üzere en düĢük
değer 6.1 kWh/m2/ay ile Aralık ayı toplamı, en yüksek değer 23.7 kWh/m2/ay ile Temmuz
ayı toplamıdır. Ortalama günlük teknik güneĢ enerjisi potansiyeli HAVUÇ için 0.5 kWh/m2
olarak belirlenmiĢtir.
HAVUÇ tarımsal iĢletmesi 81 farklı boyutta elektrik motoru, 110 adet sokak lambası, 74
adet akkor ve 287 adet floresan lamba ile 400.83 kW’lık bir kurulu elektrik gücüne sahiptir.
Bu kurulu gücün son 6 yıllık elektrik tüketim ortalaması yıllık 334 MWh’tir. En düĢük
elektrik tüketimi 18.0 MWh/ay ile Nisan’da, en yüksek elektrik tüketimi ise 45.3 MWh/ay
ile Ağustos’ta gerçekleĢmiĢtir. Ortalama günlük tüketim Nisan ayında 600 kWh iken
Ağustos ayında 1461 kWh olmuĢtur. Ekim-Nisan arası ortalama günlük tüketim 697
kWh’te kalırken, Mayıs-Eylül arasında 1210 kWh’e ulaĢmaktadır. Böylece Ģebekeden
çekilen elektriğin % 37’si kıĢ periyodunda, % 63’ü yaz periyodunun tüketilmektedir.
197
Faturalardan elde edilen yıllık elektrik tüketimi 334 MWh iken, aynı değer enerji denetimi
yöntemiyle 342 MWh, bizzat ölçülerek de 320 MWh bulunmuĢtur. Bu üç ayrı yöntemle %
98’e varan paralellikte çıkan elektrik tüketim değerleri aylık bazda % 30’lara varan
sapmalar göstermiĢtir. Buna karĢın mevsim itibariyle bakıldığında, kıĢın her bir ayın toplam
tüketimdeki payı enerji denetimiyle % 5, fatura bilgisiyle % 5-7, ölçüm verisiyle % 6-7
iken; yazın her bir ayın toplam tüketimdeki payı enerji denetimiyle % 12-13, fatura
bilgisiyle % 9-14, ölçüm verisiyle % 9-11 oranlarında çıkmıĢtır.
FV tasarıma esas teĢkil eden optimum FV panel açısı, tüm bir yıllık dönem için açısal
dönüĢüm faktörünü 1.15 yapan 33 derece iken; kıĢ dönemi için açısal dönüĢüm faktörünü
1.50 yapan 55 derece en uygun ve yaz dönemi için de açısal dönüĢüm faktörünü 1.03 yapan
15 derece en uygun açı olarak seçilmiĢtir.
ġebeke bağlantılı FV sistem simülasyonunda tek kristalli silisyum yapıda FV modül
kullanımı performans oranı 0.85, sistem kayıpları 0.09 kWh/kWp/gün, özel üretim 1608
kWh/kWp/yıl, yatırım maliyeti 5.31 €/Wp ve birim maliyet 0.23 €/kWh; çoklu kristal
silisyum yapıda FV modül kullanımı performans oranı 0.83, sistem kayıpları 0.09
kWh/kWp/gün, özel üretim 1570 kWh/kWp/yıl, yatırım maliyeti 4.96 €/Wp ve birim
maliyet 0.22 €/kWh ile ince film amorf silisyum yapıda FV modül kullanımı performans
oranı 0.89, sistem kayıpları 0.09 kWh/kWp/gün, özel üretim 1689 kWh/kWp/yıl, yatırım
maliyeti 4.84 €/Wp ve birim maliyet 0.20 €/kWh çıkmıĢtır.
Bağımsız FV sistem simülasyonunda tek kristalli silisyum yapıda FV modül kullanımı
performans oranı 0.65, sistem kayıpları 0.52 kWh/kWp/gün, özel üretim 1682
kWh/kWp/yıl, yatırım maliyeti 7.74 €/Wp ve birim maliyet 0.33 €/kWh; çoklu kristal
silisyum yapıda FV modül kullanımı performans oranı 0.64, sistem kayıpları 0.51
kWh/kWp/gün, özel üretim 1644 kWh/kWp/yıl, yatırım maliyeti 7.61 €/Wp ve birim
maliyet 0.33 €/kWh ile ince film amorf silisyum yapıda FV modül kullanımı performans
oranı 0.65, sistem kayıpları 0.54 kWh/kWp/gün, özel üretim 1825 kWh/kWp/yıl, yatırım
maliyeti 7.24 €/Wp ve birim maliyet 0.28 €/kWh çıkmıĢtır.
198
Performans oranları Ģebeke bağlantılı FV sistemde % 83-89 oranında çıkarak, Miwa ve
Matsuno’nun (2008) Japonya’daki çalıĢmalarında kristal silisyum FV panellerle, kıĢ
mevsimi hariç, ulaĢtıkları % 90 performans oranını tüm bir yıl ortalamasında yakalamıĢtır.
Hem Ģebeke bağlantılı hem de bağımsız FV sistem için kWp baĢına yıllık elektrik üretimi
1570-1825 kWh aralığında çıkarak Infantes vd.’nın (2006) Ġspanya’da elde ettikleri 1207
kWh/kWp/yıl’lık değerin çok üzerinde çıkmıĢtır.
Tarım sektörü ve tarımsal iĢletme yönetimleri elde edilen bu sonuçlar doğrultusunda güneĢ
enerjisi ve yararlanma olanakları hakkında açıklayıcı ve örnekleyici bilgiye ulaĢma
imkanına kavuĢmuĢtur. Böylece konuya ilgi duyan tarım içi ve dıĢı araĢtırmacılara bazı
tartıĢmalı durumlar hakkında karĢılaĢtırmalı sonuçlar sunulmuĢtur. Bu ve benzer
çalıĢmaların tasarımdan öte uygulanabilmeleri için teknik bilgi birikimi ve alt yapının
yanında yasal düzenlemelerin de yapılması gerekmektedir.
5346 sayılı YEK kanununda, yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik üretiminin
desteklenmesinde kaynağa göre farklı fiyat uygulamasının bulunmayıĢı ve kanunla verilen
teĢvikli tarifenin maliyetleri oldukça yüksek olan güneĢ elektrik enerjisi üretimi için uygun
olmaması Ģimdiye kadar güneĢ santrallerinden elektrik enerjisi üretimine olanak
tanımamıĢtır. Halihazırda sektörün giriĢimleri sonucunda, 5346 sayılı kanunda değiĢiklik
yapılmasına dair teklifin yenilenebilir enerji kaynak türü, kullanılacak teknoloji ve farklı
ölçekte üreticilere göre farklı fiyat önerisi içermesi, tüm kesimler tarafından memnuniyet ve
heyecanla karĢılanmıĢtır. Bu durum Ģimdiden bazı yatırımcıları güneĢ elektriği sistemleri
üretecek fabrikalar kurmaya yönlendirmiĢtir. Kütahya’nın TavĢanlı ilçesinde, AYT Grup ve
Alman Sitizin ortaklığı ile temeli atılan ve 2010 yılı Haziran ayında üretime geçmesi
planlanan güneĢ fabrikasının kurulması ile Anel Grup ve Ġnci Holding arasında 20 MW
gücündeki güneĢ elektriği üretim santrali kurmak ve iĢletmek amacıyla iyi niyet sözleĢmesi
imzalanması bu giriĢimlere örnekler teĢkil etmektedir (Anonim 2009a).
199
Öneriler:
GüneĢ ıĢıması baĢta olmak üzere bölgede meteorolojik ölçümlere devam edilmesi,
HAVUÇ’a yeni inĢa edilecek binaların güneĢ enerjisinden doğal aydınlatma, ortam
ısıtma, sıcak su ve elektrik üretimi amaçlı yararlanabilecek Ģekilde tasarlanması,
Enerji Kaynaklarının ve Enerjinin Kullanımında Verimliliğin Artırılmasına Dair
Yönetmelik gereği enerji yönetiminin kurulması ve enerji yöneticisinin atanması,
Enerji tasarruf etüdü çalıĢması yapılarak, tüketim izleme, kayıp belirleme, atık
kaynakların tespiti, tasarruf potansiyelinin tahmin edilmesi ve enerji tasarruf
olanaklarının ayrıntılı çıkarılması,
Bu kapsamda HAVUÇ’da görevli idareci, mühendis ve iĢçilerin bilgilendirilmesi,
Kısa, orta ve uzun vade için elektrik yük tahmin analizlerinin yapılması,
Bu çalıĢmayla üretilen FV sistem simülasyonları da dikkate alınarak HAVUÇ
elektrik tüketiminin en azından bir kısmının FV güneĢ elektriği ile karĢılanması,
ÇalıĢmada elde edilen bilgiler ıĢığında HAVUÇ’un güneĢ enerjisinden ısıl ve
biyokimyasal yönden yararlanma olanaklarının da belirlenmesi,
HAVUÇ için rüzgar ve biyokütle baĢta olmak üzere diğer yenilenebilir enerji
kaynaklarının potansiyellerinin araĢtırılması ve bu kaynaklardan yararlanma
fırsatlarının ifade edilmesi sağlanmalıdır.
200
201
KAYNAKLAR
Abdulkarem, A. 2008. Ankara Ģartlarında güneĢ enerjisi ile bir ortamın döĢemeden
ısıtılması ve sistemin ısıl performansının belirlenmesi. Yüksek Lisans Tezi.
Gazi Üniversitesi, 88 s., Ankara.
Aksoy, B. 1996. Estimated monthly average global radiation for Turkey and its comparison
with observations. Renewable Energy, 10 (4), 625-633., Ankara.
Al-Ali, A.R., Rehman, S., Al-Agili, S., Al-Omari, M. H. and Al-Fayezi, M. 2001. Usage of
photovoltaic in an automated irrigation system. Renewable Energy, (23), 17–
26., Dhahran.
Alnaser, W. E., Eliagoubi, B., Al-Kalak, A. and Trabelsi, H. 2004. First solar radiation atlas
for the Arab world. Renewable Energy, (29), 1085–1107., Isa Town.
Anonim. 1983. Türkiye güneĢ enerjisi potansiyeli - zamansal ve alansal dağılımı. DMĠ, (83
- 29), 83 s., Ankara.
Anonim. 2008. Türkiye Ġstatistik Yıllığı 2007. TĠK, 373 s., Ankara.
Anonim. 2009a. Türkiye Enerji Raporu 2009. DEKTMK, (0013/2009) 98 s., Ankara.
Anonim. 2009b. Elektrik Enerjisi Piyasası ve Arz Güvenliği Stratejisi Belgesi. DPT, 11 s.,
Ankara.
Anonim. 2009c. Dünya’da ve Türkiye’de GüneĢ Enerjisi. DEKTMK, (0011/2009) 246 s.,
Ankara.
Anonymous. 2001. A Guide to Photovoltaic (PV) System Design and Installation. CEC, 40
p., California.
Anonymous. 2007. Cost and Performance Trends in Grid-Connected Photovoltaic Systems
and Case Studies. IEA, Report IEA-PVPS T2-06:2007, 54 s.
Anonymous. 2008. Trends in photovoltaic applications: Survey report of selected IEA
countries between 1992 and 2007. IEA, Report IEA-PVPS T1-17, 40 s.
Anonymous. 2009a. World Energy Outlook 2008., IEA, 578 s., Paris.
Anonymous. 2009b. Study guide for photovoltaic system installers. NABCEP, 77 s., ABD.
Beise, M. 2004. The international adoption of photovoltaik energy conversion. Kobe
University, 24 s., Kobe.
202
Benghanem, M., Arab, A.H. and Mukadam, K. 1999. Data acquisition system for
photovoltaic water pumps. Renewable Energy, (17), 274-285., Algiers.
Brooks, B. 2009. Inspecting photovoltaic (PV) systems for code-compliance.
Chokmaviroj, S., Wattanapong, R. and Suchart, Y. 2006. Performance of a 500 kWP grid
connected photovoltaic system at Mae Hong Son Province, Thailand.
Renewable Energy, (31); 19–28.
Çetinkaya, H.B. 2009. Akıllı Ģebeke teknolojisi “smart grid”. GüneĢe Derneği, 10 s.
Ġstanbul.
Dinçer, Ġ., Dilmaç, ġ., Türe, Ġ.E. and Edin, M. 1996. A simple technique for estimating solar
radiation parameters and its application for Gebze. Energy Conversion, 37 (2);
183-198., Kocaeli.
Enerji ve Tabi Kaynaklar Bakanlığı, 2010. Web sitesi. http://www.enerji.gov.tr/
index.php?sf=webpages&b=enerjiverimliligi. EriĢim tarihi: 01.08.2010
Fanney, A.H., Davis, M.W., Dougherty, B.P. and King, D.L. 2006. Comparison of
photovoltaic module performance measurements. Journal of Solar Energy
Engineering, 128 (152), ABD.
Gillet, W.B., Hacker, R.J. and Kaut, W. 1991. Photovoltaic demonstration projects. CEC
Directorate-General Telecommunications, Information Industries and
Innovation. Luxembourg.
Harmon, C. 2000. Experience curves of photovoltaic technology. Interim Report IR-00-014,
Laxenburg.
HepbaĢlı, A. 2001. Enerji yönetim sisteminin altın anahtarları: Enerji denkliği ve enerji
tasarrufu etüdü. V. Ulusal Tesisat Mühendisliği Kongresi ve Sergisi, Ġzmir.
Hipp, G.S., Chrometzka, T. and Knaack, J. 2008. Photovoltaics: Solar electricity for a
sustainable energy supply. German Solar Industry Association, 28 s., Berlin.
Hoogwijk, M. 2004. On the global and regional potential of renewable energy sources.
Universiteit Utrecht, 256 s., Utrecht.
Infantes, A.F., Contreras, J. and Agustin, J.L.B. 2006. Design of grid connected PV systems
considering electrical, economical and environmental aspects: A practical case.
Renewable Energy, (31), 2042–2062., Ciudad Real.
203
IĢık, M.A. 2007. GüneĢ enerjisi destekli mahal ısıtma sisteminin Van ilinde sağladığı enerji
tasarrufunun incelenmesi. Yüksek Lisans Tezi, Yüzüncü Yıl Üniversitesi, 67 s.,
Van.
Kaldellis, J.K., Koronakis, P. and Kavadias, K. 2004. Energy balance analysis of a stand-
alone photovoltaic system, including variable system reliability impact.
Renewable Energy, (29), 1161–1180., Atina.
Karabulut, K., Alkan, A. and Yılmaz, A.S. 2008. Long term energy consumption
forecasting using genetic programming. Mathematical and Computational
Applications, 13 (2); 71-80., Ġzmir.
Luque, A. and Hegedus, S. 2002. Handbook of Photovoltaic Science and Engineering. John
Wiley & Sons Ltd., 1179 s., Madrid.
Mayer, D., Wald, L., Poissant, Y. and Pelland, S. 2008. Performance prediction of grid-
connected photovoltaic systems using remote sensing. IEA PVPS Task 2
Report IEA-PVPS T2-07, 47 s., Paris.
Meder, S.E., Pennetier, O.A., Ansberry, D.M. and Brunner, M.I. 2007. Assessment of solar
energy potential on existing buildings in a region. US 7305983, (10), Honolulu.
Messenger, R., Goswami, D. Y., Upadhyaya, H.M., Razykov, T.M., Tiwari, A.N., Winston,
R. and McConnell, R. 2007. Photovoltaics fundamentals, technology and
application. Handbook of Energy Efficiency and Renewable Energy, 23, 1510
s., Taylor & Francis Group.
Miwa, S. and Matsuno, N. 2008. Wakkanai mega-solar project 1-year result. 23rd European
Photovoltaic Solar Energy Conference, Valencia.
Myers, D.R. and Emery, K.E. 2002. Terrestrial solar spectral modeling tools and
applications for photovoltaic devices. 29th IEEE PV Specialists Conference,
(NREL/CP-520-31407), Louisiana.
NREL, 2010. Web sitesi. http://www.nrel.gov. EriĢim tarihi: 01.02.2010
Ongun, Ġ., Kazandır, B., Pelit, A. ve Büyükhelvacıgil, T. 2009. Fotovoltaik GüneĢ Elektriği
Enerji Sistemleri Terimler, Tarifler ve Semboller. TSE (basılmamıĢ), tst
CLC/TS 61836, 78 s., Ankara.
Özkan, B., Akçaöz, H. and Fert, C. 2004. Energy input–output analysis in Turkish
agriculture. Renewable Energy, (29); 39–51., Antalya.
204
Öztürk, H.H. 2005. Tarımda yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımı. III. Yenilenebilir
Enerji Kaynakları Sempozyumu Bildirileri. Çukurova Üniversitesi., Mersin.
Paatero, J.V. and Lund, P.D. 2004. A model for generating household electricity load
profiles. International Journal of Energy Research, 30 (5); 273-290.
Paatero, J.V. and Lund, P.D. 2006. Impacts of energy storage in distribution girds with high
penetration of photovoltaic power. International Journal of Distributed Energy
Resources, 3 (1); 31 - 45.
Paatero, J.V. and Lund, P.D. 2007. Effects of large-scale photovoltaic power integration on
electricity distribution networks. Renewable Energy, (32); 216–234.
Paatero, J. 2009. Computational studies on variable distributed energy systems. Ph.D.
thesis. Helsinki University of Technology, 86 s., Espoo.
Patel, R. 1999. Wind and Solar Power Systems. CRC Press, 350 s., New York.
Polatkan, D.S. 2010. Sözlü görüĢme. Motif Proje ĠnĢaat Ltd. ġti., Ankara.
Pontoriero, D., Bilasco, I. and Hoese, A. 1998. Efficiency analysis on solar home PV
systems in rural areas. Renewable Energy, (15); 602-605.
PVSYST, 2010. Web sitesi. http://www.pvsyst.com/5.2/index.php. EriĢim tarihi:
15.01.2010
Solar Buzz, 2010. Web sitesi. http://www.solarbuzz.com. EriĢim tarihi: 01.05.2010
Soto, W.D. 2004. Improvement and validation of a model for photovoltaic array
performance. Master of Science. Solar Energy Laboratory University of
Wisconsin, 235 s., Madison.
Spanos, I. and Duckers, L. 2004. Expected cost benefits of building-integrated PVs in UK,
through a quantitative economic analysis of PVs in connection with buildings,
focused on UK and Greece. Renewable Energy, (29); 1289–1303.
Sözen, A., Arcaklıoğlu, E. and Özalp, M. 2004. Estimation of solar potential in Turkey by
artificial neural networks using meteorological and geographical data. Energy
Conversion and Management, (45); 3033–3052.
ġen, Z. 2007. Solar Energy Fundamentals and Modeling Techniques: Atmosphere,
Environment, Climate Change and Renewable Energy. Springer-Verlag
London Limited, 280 s., Ġstanbul.
Tiba, C., Fraidenraich, N., Gallegos, H.G. and Lyra, F.J.M. 2004. Brazilian Solar Resource
Atlas CD-ROM. Renewable Energy, (29); 991–1001.
205
Time And Date, 2010. Web sitesi. http:// www.timeanddate.com. EriĢim tarihi: 23.03.2010
Toğrul, Ġ.T., Toğrul, H. and Evin, D. 2000. Estimation of global solar radiation under clear
sky radiation in Turkey. Renewable Energy, (21); 271-287.
Trabea, A.A. and Shaltout, M.A.M. 2000. Correlation of global solar radiation with
meteorological parameters over Egypt. Renewable Energy, (21); 297-308.
Tuğaç, M.G. ve Torunlar, H. 2007. Tarım arazilerinin tarımsal kullanım uygunluklarının
belirlenmesi üzerine bir çalıĢma. Tarım Bilimleri Dergisi, (13); 157-165.
Ünalan, S. 2000. Alternatif enerji kaynakları. Ders Notu, 106 s., Kocaeli.
Yavuzcan, G. 1994. Enerji Teknolojisi, GeliĢtirilmiĢ 3. Baskı. Ankara Üniversitesi Ziraat
Fakültesi Yayınları: 1324, Ders kitabı: 383., Ankara.
YeĢilata, B., Aydın, M. ve Yusuf, I. 2006. Küçük ölçekli bir FV su pompalama sisteminin
deneysel analizi. Mühendis ve Makina, 47 (553); 31-38.
Yılmaz, P., Hocaoğlu, M.H. ve Konukman, A.ġ. 2005. Bir eğitim kampüsü için
yenilenebilir enerji potansiyelinin değerlendirilmesi. III. Yenilenebilir Enerji
Kaynakları Sempozyumu Bildirileri., Mersin.
206
207
ÖZGEÇMİŞ
Adı Soyadı : Levent YALÇIN
Doğum Yeri : Ankara
Doğum Tarihi : 16.09.1973
Medeni Hali : Evli
Yabancı Dili : Ġngilizce (iyi derece), Ġtalyanca (baĢlangıç seviyesi)
Eğitim durumu
Lise : Anadolu Meteoroloji Meslek Lisesi (1991)
Lisans : Ankara Üniversitesi Ziraat Fakültesi Tarımsal Yapılar ve Sulama
Bölümü (1998)
Yüksek Lisans : Ankara Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü Tarımsal Yapılar ve
Sulama Anabilim Dalı (2001)
Kurs :
2000-2001 : Devlet lisan okulu, Ġngilizce, Ankara
2006-2007 : CIHEAM Course on sustainable agriculture, Bari, Ġtalya
2010 : UFTP Temel FV güç sistemleri eğitimi, Ankara
ĠĢ yaĢamı
1991-1992 : DMĠ Meteoroloji Ġstasyon Müdürlüğü, Iğdır
1992-1993 : DMĠ Meydan Meteoroloji Müdürlüğü, Etimesgut/Ankara
1993-2001 : DMĠ Hava Tahminleri Dairesi BaĢkanlığı, Ankara
2001-2010 : DMĠ Ġdari ve Mali ĠĢler Dairesi BaĢkanlığı, Ankara
2010- : DMĠ Hava Tahminleri Dairesi BaĢkanlığı, Ankara
Yayınları
Yalçın, L. 2005. GüneĢ radyasyonu ölçümleri. TMMOB III. GüneĢ Enerjisi Sempozyumu.,
Mersin.
Yalçın, L. 2006. Site selection criteria and sensor park requirements for AWOS. WMO
TECO., Cenevre.
Yalçın, L. 2010. Operational management of 400 AWOSs. WMO TECO., Helsinki.
top related