POMPAJ DEPOLAMALI HES’LERİN SİSTEM İŞLETMESİNDEKİ YERİ VE ÖNEMİ

... konulu sunumlar: "POMPAJ DEPOLAMALI HES’LERİN SİSTEM İŞLETMESİNDEKİ YERİ VE ÖNEMİ"— Sunum transkripti:

1 POMPAJ DEPOLAMALI HES’LERİN SİSTEM İŞLETMESİNDEKİ YERİ VE ÖNEMİ
ICCI 2017 23.ULUSLAR ARASI ENERJİ VE ÇEVRE FUARI 03-05 Mayıs 2017

2 TEİAŞ 2025 yılı Senaryosu TEİAŞ’ın hazırlamış olduğu tarihli Türkiye Elektrik Sistemi için Yenilenebilir Üretim Kaynakları ve Enerji Depolama Sistemleri Değerlendirme Raporu 2025 yılı Üretim-Tüketim Tahminleri 2025 yılı Minimum Yük Koşullarında Şebeke Gereksinimleri Enerji Depolama Sistemleri PDHES’lerin Türkiye Elektrik Sistemi için Önemi PDHES’lerin Yan Hizmetlerdeki Etkileri

3 TEİAŞ 2025 yılı Üretim-Tüketim Senaryosu
2025 yılı Kurak Mevsim Koşulları Analiz Sonuçları 2025 YILI KURAK %15 KURULU GÜÇ (MW) ALINABİLİR GÜÇ (MW) (Arıza ve Bakım düştükten sonra) 1.DÖNEM 2. DÖNEM 3. DÖNEM 4. DÖNEM ZORUNLU ÜRETİM KAPASİTESİ ( Kontrol Edilemeyen Üretim) NÜKLEER 3.600 3.240 1.816 RÜZGAR 14.168 5.084 5.396 4.139 4.448 GÜNEŞ 6.000 1.099 1.268 638 794 JEOTERMAL 609 452 453 478 448 D.Yen.Enrj 284 36 35 HES KANAL * 14.848 10.057 11.878 11.433 10.987 TOPLAM 39.508 19.967 20.847 19.962 19.952 Kömür+F. Oil (MW) 20.531 13.135 12.169 16.867 15.445 DGKÇ (MW) 27.841 22.898 17.670 25.834 24.777 HES BARAJLI * 21.987 14.892 17.589 16.930 16.270 70.892 68.274 79.593 76.444 PUANT (MW) 70.670 62.896 60.070 67.843 *Türkiye hidrolik ekonomik potansiyelinin 38 GW olduğu öngörüsüyle hazırlanan Uzun Dönem Planlama çalışmasının sonucuna göre 2025 yılında MW HES ve 2026 yılında potansiyelin tamamının devreye gireceği varsayılmıştır. Yapılan Planlama çalışmasında EPDK tarafından gönderilen lisans almış HES'ler ve Aday HES'ler Barajlı ve Nehir tipi olarak ayrılmadığından, bu bilgiler 2014 mevcut sistemdeki Serbest Üretim Şti'lerinin Barajlı ve Nehir tipi HES'lerinin kurulu güç oranları (Barajlı %70, Nehir tipi %30) baz alınarak hesaplanmıştır. Dönem'lerdeki Barajlı ve Nehir tipi oranları ise 2025 yılında Tablodaki Barajlı ve Nehir tipi HES kurulu güç oranlarından hesaplanmıştır.

4 2025 yılı Kurak Mevsim Koşulları Analiz Sonuçları
TEİAŞ 2025 yılı Üretim-Tüketim Senaryosu 2025 yılı Kurak Mevsim Koşulları Analiz Sonuçları *2025 yılında yıllık minimum yükün yıllık puant talebe oranının yaklaşık %44 seviyesinde olacağı öngörülmektedir.

5 TEİAŞ 2025 yılı Bahar Minimum Senaryosu
Sistem güvenliği, kararlılığı ve gerilim kontrolü için yaklaşık 5 GW’lık termik santralin devrede olması ihtiyacı ortaya çıkmaktadır. 26,5 GW ‘lık tüketime karşılık 0,75 GW iletim sistemi kayıpları da dikkate alındığında toplam 31,75 GW’lık üretim öngörüsü bulunmaktadır. 2025 yılı muhtemel minimum yük koşullarında Termik Santraller Devre Dışı Edildiğinde Oluşan Üretim-Tüketim Dengesi 26,5 GW tüketim değeri sadece bayram tatilleri ve belirli saatlerde görülmesi muhtemel senaryodur. 2025 yılı muhtemel minimum yük değerlerinin 26 GW ile 30 GW arasında değişkenlik gösterdiği öngörülmüştür. Minimum yük koşullarında sistemin güvenli ve kararlı işletilebilmesi için ilave 1 GW ile 4.5 GW arasında ilave tüketime ihtiyaç duyulacağı öngörülmektedir. Talep Tarafı Yönetimi ya da Enerji Depolama Sistemleri ile ilave tüketim seçeneklerine değinilmiştir.

6 SİSTEM İŞLETMESİNİ ZORLAŞTIRAN ETKENLER
Baz yük termik santrallerin üretimdeki payının artışı İleri dönem senaryolarındaki Nükleer Santrallerin sisteme entegre olmasıyla baz yük termik santrallerin daha da artması Yenilenebilir Enerji Kaynaklar kapasitesinin YEKDEM mekanizmasıyla hızlı artışı Avrupa ile senkron bağlantı hatlarının 3 adet ile sınırlı olması nedeniyle ihracat kapasitesinin düşük olması Minimum yük koşullarında Dengeleme Güç Piyasasındaki(DGP) Yük Atma(YAT) yönünde tersiyer yedek kapasitesinin gittikçe düşmesi Sistemdeki verimi düşük Doğalgaz santrallerinin sistemden çıkmasıyla kurak dönemlerde esnek yük tersiyer kapasitesinin düşmesi

7 DENGELEME GÜÇ PİYASASI
DGP’de YAT yönünde tersiyer yedek kalmaması durumunda fazla olan üretimi ihracat kapasitesi ve bağlantı hat sayısı az olması nedeniyle 1 kodlu Acil Durum Talimatları oluşturulmaktadır.

8 POMPAJ DEPOLAMALI HES(PDHES/PHES) NEDİR?
Elektrik enerjisi talebinin ve elektrik fiyatının düşük, elektriğin fazla olduğu saatlerde suyun yüksekteki bir rezervuara pompalanarak depolanması ve ihtiyacın yüksek enerjinin pahalı olduğu pik saatlerde enerji üreterek alt rezervuara aktarılması yöntemidir. Pompaj depolamalı santraller elektrik enerjisi üretme yönteminden çok, fazla olan enerjinin depolanması yöntemidir. PDHES’ler başlıca bir alt ve bir üst rezervuar ve bu iki rezervuar arasında bir cebri boru ile elektrik üreten veya suyu pompalayan türbin/pompa ve jeneratör/motor grubu ve bunlarla ilgili hidromekanik ve elektromekanik ekipmanı ihtiva ederler .

9 POMPAJ DEPOLAMALI HES KULLANIMI

10 PDHES’LERİN DÜNYA UYGULAMALARI
Dünya genelinde PDHES kurulu gücü MW’ın üzerindedir.

11 PDHES’LERİN DÜNYA UYGULAMALARI
PDHES’lerin Kurulu Güçlere göre Yüzdesi %

12 PDHES ile NÜKLEER SANTRALLER
Dünya’daki Nükleer Santrallerin Kurulu Gücü ile PDHES Proje Gelişim Aşamaları 2030 yılına kadar Türkiye’deki Nükleer Kurulu Güç MW olarak öngörülmektedir.

13 Sistem İşletimi açısından Rüzgar ve Güneş Santralleri
Kesintili değişken üretim yapmaları Tahmin edilebilirliği zor İletim Sistemi için ataletinin olmaması Değişken talebi karşılayamama Sistem İşletmecileri, kesintili üretime ve yük dengelemesine yardımcı olacak büyük çaplı yeni teknoloji içeren elektrik depolama sistemlerine ihtiyaç duymaktadırlar.

14 PDHES’lerin Sistem İşletmecisi açısından Faydaları
Talebin yoğun olmadığı zamanlarda alt rezervuardan üst rezervuara su pompalayıp, talebin yoğun olduğu dönemlerde elektrik üreterek sistem işletiminde her iki yönlü fayda sağlar Yan hizmetler kapsamında yükü takip ederek çok geniş aralıklarda Primer ve Sekonder Frekans Hizmeti sunabilmeleri, black-start ve hem generatör hem de pompa modunda senkron kompansatör özelliğine haiz olmaları Sıfırdan çok hızlı devreye girebilme özelliğinden dolayı (<5dk) sıcak yedek olarak talebin ani artış/düşüş zamanlarında tersiyer yedek olarak kullanılabilmesi Özellikle minimum yük koşullarında sistemde çoğu hidrolik santrallerinin program gereği stop edildiği dönemde her iki çalışma modunda (AVR-PSVR) voltaj kontrolüne ve geceleri sistem kararlılığının sağlanmasına yardımcı olması

15 PDHES’lerin Sistem İşletmecisi açısından Faydaları
Konvansiyonel tip hidrolik santrallere göre kavitasyon sınırları daha düşük olduğundan sistem işletmecisinin PDHES’lerin daha geniş aralıklarda kullanabilmesi En kurak dönemlerde konvansiyonel tip HES’ler çalışmazken, PDHES’lerin alt rezervuarda kaynak problemi olmadığı sürece üretim yapabilmeleri Elektrik fiyatlarının pik noktalarında üretim yaparak fiyatların daha yükselmesini engellemeleri Değişken ve kesintili üretim kaynakları olan Rüzgar ve Güneş santrallerinin tahmin sapmalarında elektrik üretiminin daha stabil olmasına yardımcı olması ve üretim tüketim dengesini sağlaması

16 PDHES’lerin Sistem İşletmecisi açısından Faydaları
Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının şebekeye maksimum kapasitede entegre edilerek sistemin kararlı işletilebilir olmasını sağlar Konvansiyonel tip PDHES yerine tersinir türbin ve hızı ayarlanabilir tip PDHES’ler esnek çalışma aralığı ve yan hizmetler açısından daha avantajlıdır

17 Sabit Hızlı ve Hızı Ayarlanabilir PDHES’ler
Sabit hızlı tip Ayarlanabilir değişken hızlı tip Açıklama Rezervuar hacmi Her zaman aynı Daha düşük seviye Ayarlanabilir hız sisteminde, sabit hız sistemine göre çok daha düşük su seviyesi kullanabilir. Teçhizat için gerekli yerleşim alanı %100 %105 Ayarlanabilir değişken hızlı sistem için ikaz sistemi için ek yer ihtiyacı AC ikaz sistemi içeren Türbin&Generatör maliyeti %140 Özel rotor dizaynı ve AC ikaz sisteminden dolayı ayarlanabilir değişken hızlı sistem daha maliyetli Generatör modunda türbin verimi Baz Maksimum çıkış gücünde +%0,5 , kısmi yükte +% 2,5 Generatör modunda ayarlanabilir değişken hız sistemi verimliliği arttırmak için optimum hızda çalıştırılabilmektedir. Uyartım sistemi DC uyartım akımı AC uyartım akımı Sabit hızlı sistemde rotor sürekli sabit hızda çalışırken, Ayarlanabilir değişken hızlı sistemde rotor hızını kontrol edebilmek için rotora AC uyartım akımı uygulanmaktadır. Generatör modunda İşletme aralığı ~%50-100 ~%30-100 Ayarlanabilir değişken hızlı sistem, geliştirilmiş türbin verimliliği ile çalışma aralığı uzatılabilir. Pompaj modunda işletme aralığı Sabit ~%70-100 Ayarlanabilir değişken hız sistemi ile pompa giriş gücü ayarlanabilmektedir.(dönüş hızının küpü ile orantılı olarak giriş gücü değişmektedir.) Giriş/çıkış gücü tepki süresi %0-100 / 60 saniye 20 MW/ 0.1 saniye Ayarlanabilir hız sistemi, şebekeye enerji vererek ve şebekeden enerji çekerek güç kontrolünü çok hızlı gerçekleştirebilmektedir. Generatör ve pompaj modunda sekonder frekans kontrolü Sadece Generatör modunda Generatör ve pompaj modunda Sabit hızlı sisteme göre generatör modunda SFK çalışma aralığı çok daha geniştir. Ayrıca ayarlanabilir değişken hızlı sistemde pompaj modunda da Sekonder Frekans Kontrolüne katılabilmektedir. Kavitasyon sınırı Normal Daha düşük Ayarlanabilir hız nedeniyle çıkış gücü kavitasyon sınırı daha düşüktür. Maliyet % Hızı Ayarlanabilir seçilmesi durumunda yer altı santralinde 6000 m3 ek kazı yapılması,su türbini ve jeneratördeki devir hızındaki artış,jeneratör şekil değişikliği,çevresel aygıtlarların kurulumu ve test içeriğinin artması maliyetleri %30-40 arası maliyeti arttırmaktadır. **Not: Verilerde Hitachi Mitsubishi ve Toshiba Firma katalogları baz alınmıştır.

18 Sabit Hızlı ve Hızı Ayarlanabilir PDHES’ler
Konvansiyonel sabit hızlı PDHES ile Hızı Ayarlanabilir PDHES’lerin İşletme Karakteristiklerine göre Karşılaştırılması (Örnek olarak Kazunogawa PDHES) Generatör modunda çıkış güç aralığı Pompa modunda çıkış güç aralığı Hızı Ayarlanabilir PDHES Üniteleri 130MW – 400MW 320MW – 470MW Konvansiyonel tip sabit hızlı PDHES Üniteleri 260MW – 400MW 470MW (Sabit) *Kazunogawa PDHES’de montajı yapılan ilk 2 ünite sabit hızlı, diğer 2 ünite ise hızı ayarlanabilir tiptedir.

19 SONUÇ VE DEĞERLENDİRME
Sistem İşletmecisi, PDHES gibi teknoloji gelişimi gösteren büyük güçlü dengeleme birimlerine ihtiyaç duymaktadır. Nükleer , büyük güçlü baz yük termik santraller ve yenilenebilir enerji kaynaklarla birlikte PDHES’lerin de planlanmaya dahil edilmesi gerekmektedir . PDHES’lerin yapım süreleri kurulu güç ve tipine göre değişkenlik göstermekle beraber minimum 8 yıl olması nedeniyle en kısa sürede projelerin hayata geçirilmesi gerekmektedir.

20 Serhat METİN & Fikret TARHAN
TEŞEKKÜRLER Serhat METİN & Fikret TARHAN