Bu çalışma, rüzgâr ve güneş üretimindeki saatlik dalgalanmaların Brayton çevrimli pompalanmış ısıl elektrik depolama sisteminin gerçek performansını nasıl değiştirdiğini araştırmaktadır. İncelenen sistem, elektrik fazlasını CO₂ tabanlı bir ısı pompası çevrimiyle yüksek sıcaklıklı eriyik tuzda ve düşük sıcaklıklı bir etilen glikol çözeltisinde depolamakta; elektrik açığı oluştuğunda saklanan ısıyı bir Brayton ısı makinesi çevrimi üzerinden yeniden elektriğe dönüştürmektedir.

Araştırmacılar, Çin’in Qinghai bölgesini temsil eden 300 MW rüzgâr ve 300 MW fotovoltaik üretimi, 70 MW tepe yüklü yerel tüketimi, 80 MW dış şebeke aktarım sınırını, depolama tankının doluluk durumunu ve kompresör ile genişleticinin kısmi yük kayıplarını birleştiren 8.760 saatlik bir yarı dinamik işletme modeli kurmuştur. Başlangıçtaki referans sistem 100 MW deşarj gücüne ve altı saatlik depolama süresine sahiptir.

Sabit tasarım noktası yaklaşımında yıllık deşarj edilen elektrik 219,00 GWh, gidiş-dönüş verimi %66,92 ve seviyelendirilmiş depolama maliyeti 0,1365 ABD doları/kWh olarak hesaplanmıştır. Gerçek zaman sıralı işletme, SOC sınırları ve kısmi yük bozulması hesaba katıldığında yıllık deşarj 94,20 GWh’ye, dinamik gidiş-dönüş verimi %55,81’e düşmüş; LCOS ise 0,2753 ABD doları/kWh’ye yükselmiştir. Böylece statik değerlendirme, bu senaryoda gerçekçi maliyeti yaklaşık %101,67 oranında düşük göstermiştir.

Güç ve enerji kapasitesi birlikte optimize edildiğinde en ekonomik rüzgâr-güneş hibrit yapı, referans gücün %30’una karşılık gelen güç ölçeği ve 12 saatlik depolama süresiyle elde edilmiştir. Bu yapı için şarj ve deşarj güçleri sırasıyla yaklaşık 44,8 MW ve 30,0 MW, dinamik verim %64,37 ve LCOS 0,1772 ABD doları/kWh olmuştur. Sonuçlar, en yüksek anlık yenilenebilir enerji fazlasını yakalayacak büyük bir sistem kurmanın her zaman en ekonomik çözüm olmadığını göstermektedir.

Detaylı Açıklama

Araştırmanın temel problemi nedir?

Rüzgâr ve güneş enerjisi üretimi günün saatine, hava koşullarına ve mevsime bağlı olarak sürekli değişmektedir. Yerel elektrik talebi ise aynı zaman örüntüsünü izlemez. Yenilenebilir üretimin yerel yük ile dış şebekeye aktarılabilecek toplam gücü aşması durumunda kullanılabilecek enerjinin bir bölümü sınırlandırılır veya kesilir. Üretimin yerel talebin altında kaldığı saatlerde ise elektrik açığı oluşur.

Enerji depolama sistemi bu iki dönem arasında enerji aktarabilir. Ancak depolamanın yalnızca nominal gücüne, depolama süresine ve tasarım noktası verimine bakmak yeterli değildir. Sistemin ekonomik ve termodinamik performansı aşağıdaki koşullardan birlikte etkilenir:

• Yenilenebilir enerji fazlasının hangi saatlerde ve hangi güç düzeylerinde oluştuğu,
• Yerel elektrik açığının büyüklüğü ve süresi,
• Depolama tankının o anda dolu veya boş olması,
• Şarj ve deşarj ekipmanlarının nominal güce göre hangi yükte çalıştığı,
• Kompresör ve genişleticinin kısmi yükte ne kadar verim kaybettiği,
• Kurulu gücün yıl boyunca ne ölçüde kullanılabildiği.

Çalışmanın temel araştırma sorusu şudur: Rüzgâr-güneş mikroşebekesine bağlanan bir PTES sistemi, yıl boyunca gerçek zaman sıralı sınırlar altında çalıştırıldığında tasarım noktası hesaplarından ne kadar uzaklaşır ve güç-depolama süresi eşleşmesi nasıl değiştirilmelidir?

Pompalanmış ısıl elektrik depolama nedir?

Pompalanmış ısıl elektrik depolama veya PTES, elektriği önce sıcak ve soğuk enerjiye, daha sonra yeniden elektriğe dönüştüren bir uzun süreli depolama teknolojisidir. Bataryalarda olduğu gibi enerjiyi elektrokimyasal biçimde saklamak yerine, sıcak ve soğuk depolama ortamları arasındaki sıcaklık farkından yararlanır.

Çalışmada incelenen sistem kapalı bir CO₂ Brayton çevrimine dayanmaktadır. Yüksek sıcaklıklı depolama ortamı geniş sıvı sıcaklık aralığına sahip dört bileşenli bir eriyik tuz, düşük sıcaklıklı depolama ortamı ise etilen glikol-su çözeltisidir.

Şarj çevrimi

Şekil 1(a), rüzgâr ve güneş üretiminin mikroşebekenin kabul edebileceği gücü aştığı durumda gerçekleşen şarj çevrimini göstermektedir:

1. Kesilme riski bulunan elektrik motor üzerinden kompresörü çalıştırır.
2. CO₂ sıkıştırılarak yüksek basınç ve sıcaklığa çıkarılır.
3. CO₂, yüksek sıcaklık ısı değiştiricisinde eriyik tuza ısı aktarır.
4. Rejeneratör, çevrim içindeki ısının bir bölümünü geri kazanır.
5. Genişletici ve düşük sıcaklık ısı değiştiricisi üzerinden soğuk enerji depolanır.
6. Elektrik enerjisi, sıcak eriyik tuz ve soğutulmuş etilen glikol çözeltisi biçiminde saklanır.

Şarj sırasında sıcak depolama tarafında yüksek sıcaklıklı sıcak tank ile düşük sıcaklıklı sıcak tank; soğuk depolama tarafında ise yüksek sıcaklıklı soğuk tank ile düşük sıcaklıklı soğuk tank kullanılmaktadır.

Deşarj çevrimi

Şekil 1(b), yerel elektrik talebinin rüzgâr-güneş üretimini aştığı durumda gerçekleşen deşarj çevrimini göstermektedir:

1. CO₂ önce kompresörde sıkıştırılır.
2. Rejeneratör ve yüksek sıcaklık ısı değiştiricisi üzerinden sıcak eriyik tuzdan ısı alır.
3. Yüksek sıcaklıklı CO₂ genişleticiden geçirilerek mekanik güç üretilir.
4. Genişletici jeneratörü çalıştırarak elektrik üretir.
5. CO₂, hava soğutucusu ve düşük sıcaklık ısı değiştiricisi üzerinden çevrimi tamamlar.

Böylece yenilenebilir enerji fazlası başka bir saate taşınarak yerel yük açığının bir bölümünü karşılayabilir.

Sistem neden coğrafi açıdan esnek kabul edilmektedir?

PTES, pompaj depolamalı hidroelektrik gibi büyük yükseklik farklarına veya sıkıştırılmış hava depolaması gibi özel yeraltı jeolojisine zorunlu olarak ihtiyaç duymaz. Güç dönüşüm ekipmanları ile termal depolama tanklarının kapasiteleri belirli ölçüde ayrı ayrı seçilebilir. Bu özellik, farklı güç ve depolama süresi kombinasyonlarının kurulabilmesini sağlar.

Bununla birlikte PTES yalnızca depolama tanklarından oluşmaz. Kompresör, genişletici, motor, jeneratör, ısı değiştiriciler, rejeneratör, hava soğutucusu ve dolaşım donanımı gibi termodinamik ekipmanların birlikte çalışması gerekir. Bu nedenle düşük kullanım oranı ve kısmi yük çalışması sistem maliyetini önemli ölçüde etkileyebilir.

Referans sistemin temel tasarım değerleri nelerdir?

Eriyik tuzun özellikleri neden önemlidir?

Depolama tankı hacmi ve ısı değiştirici tasarımı, eriyik tuzun yoğunluğu, özgül ısı kapasitesi, viskozitesi ve kullanılabilir sıcaklık aralığına bağlıdır. Çalışmadaki tuzun sıcaklığı 200 °C’den 650 °C’ye yükselirken yoğunluğu yaklaşık 2.078 kg/m³’ten 1.604 kg/m³’e düşmekte; viskozitesi 10,4 mPa·s’den 1,26 mPa·s’ye gerilemektedir.

Özgül ısı kapasitesi sıcaklıkla doğrusal olmayan biçimde değişmekte ve 200 °C’de 0,509 kJ/(kg·K), 650 °C’de 1,706 kJ/(kg·K) olarak verilmektedir. Model, bu sıcaklığa bağlı özellikleri termodinamik hesaplarda kullanmaktadır.

Temel termodinamik denklemler nelerdir?

Kompresör

Kompresörün izentropik verimi:

\[ \eta_{\mathrm{com}} = \frac{h_{\mathrm{com,out,is}}-h_{\mathrm{com,in}}} {h_{\mathrm{com,out}}-h_{\mathrm{com,in}}} \]

• η_com: kompresörün izentropik verimi,
• h_com,in: kompresör giriş özgül entalpisi, kJ/kg,
• h_com,out,is: izentropik çıkış özgül entalpisi, kJ/kg,
• h_com,out: gerçek çıkış özgül entalpisi, kJ/kg.

Kompresör gücü:

\[ W_{\mathrm{com}} = \dot{m}_{\mathrm{com}} \left( h_{\mathrm{com,out}}-h_{\mathrm{com,in}} \right) \]

Burada ṁ_com CO₂ kütlesel debisini, W_com ise kompresörün tükettiği gücü ifade eder.

Genişletici

Genişleticinin izentropik verimi:

\[ \eta_{\mathrm{exp}} = \frac{h_{\mathrm{exp,in}}-h_{\mathrm{exp,out}}} {h_{\mathrm{exp,in}}-h_{\mathrm{exp,out,is}}} \]

Üretilen güç:

\[ W_{\mathrm{exp}} = \dot{m}_{\mathrm{exp}} \left( h_{\mathrm{exp,in}}-h_{\mathrm{exp,out}} \right) \]

Isı değiştirici

Sıcak ve soğuk akışkanlar arasındaki enerji dengesi:

\[ \dot{m}_{h} \left( h_{h,\mathrm{in}}-h_{h,\mathrm{out}} \right) = \dot{m}_{c} \left( h_{c,\mathrm{out}}-h_{c,\mathrm{in}} \right) \]

Isı değiştirici basınç kaybı katsayısı:

\[ f_p = \frac{\Delta p}{p_{\mathrm{in}}} \]

Gerçek akışkanlarda sıcaklık değişiminin doğrusal olmaması nedeniyle ısı değiştiriciler eş entalpi elemanlarına bölünmüştür. Her düğümde akışkan sıcaklıkları REFPROP veritabanından hesaplanmış ve bütün ısı değiştirici boyunca en düşük yaklaşım sıcaklığı denetlenmiştir. Bu yöntem, fiziksel olmayan sıcaklık kesişmelerini önlemeyi amaçlamaktadır.

Depolama tankı

Depolama tankı hacmi:

\[ V_{\mathrm{tank}} = \frac{\dot{m}_{s}t}{\rho} \]

• V_tank: tank hacmi, m³,
• ṁ_s: depolama ortamının kütlesel debisi, kg/s,
• t: şarj veya deşarj süresi, s,
• ρ: depolama ortamının yoğunluğu, kg/m³.

Ekonomik model hangi kabullere dayanmaktadır?

Ekipman maliyetleri kompresör, genişletici, ısı değiştiriciler, depolama tankları, motor ve jeneratör için literatür tabanlı maliyet fonksiyonlarıyla hesaplanmıştır. Farklı yıllara ait maliyetler, 2021 yılı için 699,97 kabul edilen Kimya Mühendisliği Tesis Maliyet Endeksi ile güncellenmiştir:

\[ Z_k = Z_{\mathrm{original}} \left( \frac{\mathrm{CEPCI}_{2021}} {\mathrm{CEPCI}_{\mathrm{original}}} \right) \]

Toplam satın alınmış ekipman maliyeti:

\[ Z_{\mathrm{PC}} = \sum_{k=1}^{n} Z_k \]

Ekonomik değerlendirmede aşağıdaki kabuller kullanılmıştır:

• Tesis ömrü: 30 yıl,
• İskonto oranı: %10,
• Yıllık işletme ve bakım maliyeti: toplam sermaye maliyetinin %3’ü,
• Elektrik maliyeti: 0,025 ABD doları/kWh,
• Statik modelde yılda 365 tam şarj-deşarj çevrimi.

Gidiş-dönüş verimi ve LCOS nasıl tanımlanmıştır?

Tasarım noktası gidiş-dönüş verimi, deşarjda elde edilen net elektriğin şarjda tüketilen net elektriğe oranıdır:

\[ \chi = \frac{ \dot{m}_{\mathrm{dis}}t_{\mathrm{dis}} \left( W_{\mathrm{dis,exp}}-W_{\mathrm{dis,com}} \right) }{ \dot{m}_{\mathrm{chr}}t_{\mathrm{chr}} \left( W_{\mathrm{chr,com}}-W_{\mathrm{chr,exp}} \right) } \]

Seviyelendirilmiş depolama maliyeti:

\[ \mathrm{LCOS} = \frac{ \mathrm{FCR}\cdot Z+ \mathrm{O\&M}+ E_{\mathrm{in}}P_{\mathrm{elc}} }{ E_{\mathrm{out}} } \]

• FCR: sabit yıllık sermaye geri ödeme oranı,
• Z: toplam yatırım maliyeti,
• O&M: yıllık işletme ve bakım maliyeti,
• E_in: yıllık şarj elektriği, kWh,
• P_elc: elektrik birim maliyeti,
• E_out: yıllık deşarj elektriği, kWh.

LCOS, sistemin ürettiği her bir kilovatsaat deşarj elektriğine yatırım, bakım ve enerji maliyetlerinden ne kadar düştüğünü göstermektedir. Yıllık deşarj miktarı azaldığında sabit yatırım maliyeti daha az enerjiye bölündüğünden LCOS yükselir.

Termodinamik ve ekonomik modeller nasıl doğrulanmıştır?

Termodinamik model, daha önce yayımlanmış düşük ve yüksek sıcaklıklı süperkritik CO₂ PTES sistemleri yeniden hesaplanarak karşılaştırılmıştır. Düşük sıcaklıklı sistem için kaynakta %60,04 olan gidiş-dönüş verimi modelde %59,86; yüksek sıcaklıklı sistem için %78,40 olan değer %78,24 bulunmuştur. Göreli farklar sırasıyla yaklaşık %0,3 ve %0,2’dir.

Ekonomik model başka bir PTES çalışmasıyla karşılaştırılmıştır. Kaynakta 0,243 ABD doları/kWh olan LCOS, bu modelde 0,248 ABD doları/kWh hesaplanmış ve göreli fark %2,06 olmuştur.

Bu karşılaştırmalar, modelin referans çalışmaları yaklaşık olarak yeniden üretebildiğini göstermektedir. Ancak doğrulama, bu çalışmadaki 8.760 saatlik işletmenin deneysel veya ticari bir PTES tesisiyle karşılaştırıldığı anlamına gelmemektedir.

Rüzgâr-güneş mikroşebekesi nasıl modellenmiştir?

Vaka senaryosu Çin’in Qinghai bölgesindeki tipik rüzgâr ve güneş kaynaklarını temsil etmektedir. Toplam yenilenebilir enerji kurulu gücü 600 MW’tır:

• Rüzgâr: 300 MW,
• Fotovoltaik: 300 MW.

Saatlik rüzgâr ve güneş üretimleri MERRA-2 meteorolojik yeniden analiz verilerinden türetilmiş ve UTC+8 saat dilimine düzeltilmiştir. Yerel tüketim, sanayi taban yükünün baskın olduğu sentetik bir günlük profil ile temsil edilmiştir. Tepe yük 70 MW’tır ve küçük işletme dalgalanmalarını göstermek için %3 rastgele bozulma eklenmiştir.

Dış şebekeye aktarılabilecek en yüksek güç 80 MW’tır. Bu sınır zorunlu bir ihracat programı değildir. Dolayısıyla PTES, dış şebekeye 80 MW gönderilemediği saatleri telafi etmek için değil, esas olarak yerel yük açığını karşılamak için deşarj edilmektedir.

Yenilenebilir enerji fazlası ve yerel açık nasıl hesaplanmaktadır?

Mikroşebekenin bir saatte kabul edebileceği toplam güç:

\[ P_{\mathrm{acc}}(t) = P_{\mathrm{demand}}(t)+P_{\mathrm{export}} \]

Toplam yenilenebilir üretim:

\[ P_{\mathrm{RE}}(t) = P_{\mathrm{wind}}(t)+P_{\mathrm{PV}}(t) \]

PTES şarjında kullanılabilecek yenilenebilir enerji fazlası:

\[ P_{\mathrm{sur}}(t) = \max \left[ 0,\, P_{\mathrm{RE}}(t)-P_{\mathrm{acc}}(t) \right] \]

Yerel elektrik açığı:

\[ P_{\mathrm{def}}(t) = \max \left[ 0,\, P_{\mathrm{demand}}(t)-P_{\mathrm{RE}}(t) \right] \]

Yenilenebilir üretim, yerel yük ile 80 MW dış aktarım kapasitesinin toplamını aştığında PTES şarj edilebilir. Yenilenebilir üretim doğrudan yerel yükün altına düştüğünde ise PTES deşarj edilebilir.

Depolama tankının doluluk durumu nasıl izlenmiştir?

Model, sistemin enerji durumunu yüksek sıcaklıklı sıcak depolama tankındaki kullanılabilir ısı üzerinden izlemektedir:

\[ \mathrm{SOC}(t) = \frac{ E_{\mathrm{HHST}}(t) }{ E_{\mathrm{HHST,max}} } \]

Bir saatlik adımın ardından tanktaki kullanılabilir ısı:

\[ E_{\mathrm{HHST}}(t+\Delta t) = E_{\mathrm{HHST}}(t) \left( 1-\delta\Delta t \right) + P_{\mathrm{ch}}(t) \mathrm{COP} \left( \mathrm{PLR}_{\mathrm{ch}} \right) \Delta t - \frac{ P_{\mathrm{dis}}(t) }{ \eta_{\mathrm{he}} \left( \mathrm{PLR}_{\mathrm{dis}} \right) } \Delta t \]

• δ: saatlik eşdeğer ısı kaybı katsayısı, 5 × 10⁻⁴ saat⁻¹,
• P_ch: gerçek şarj elektrik gücü,
• P_dis: gerçek deşarj elektrik gücü,
• COP: kısmi yüke bağlı şarj çevrimi performans katsayısı,
• η_he: kısmi yüke bağlı ısı makinesi verimi.

SOC değeri 0 ile 1 arasında sınırlandırılmıştır. Tank doluyken yeni şarj, boşken yeni deşarj yapılamaz. Başlangıç SOC değeri 0,10’dur.

Minimum kısmi yük sınırı neden gereklidir?

Kompresör ve genişleticinin çok düşük güçlerde kararlı ve verimli çalışamayacağı kabul edilmiştir. Bu nedenle minimum etkin kısmi yük oranı:

\[ \mathrm{PLR}_{\min}=0.20 \]

olarak belirlenmiştir. Kullanılabilir şarj fazlası veya yerel yük açığı nominal gücün %20’sinin altında kaldığında sistemin düşük güçte çalışması yerine kapalı kalması söz konusu olabilir.

Kısmi yük performans kaybı nasıl modellenmiştir?

Kompresör ve genişleticinin kısmi yükteki izentropik verimi ampirik bir ikinci dereceden ceza fonksiyonuyla düzeltilmiştir:

\[ \eta_{\mathrm{com/exp}}(\mathrm{PLR}) = \eta_{\mathrm{com/exp,des}} \left[ 1-\zeta \left( 1-\mathrm{PLR} \right)^2 \right] \]

• η_des: tasarım noktası izentropik verimi,
• PLR: gerçek gücün nominal güce oranı,
• ζ: kısmi yük bozulma katsayısı.

Ana hesaplarda ζ = 0,3 kullanılmıştır. ζ = 0,1 zayıf, ζ = 0,5 güçlü performans bozulmasını temsil eden duyarlılık senaryolarıdır. Denklem üreticiye özgü gerçek bir kompresör veya türbin haritası değildir.

Her PLR değerinde yalnızca tekil ekipman verimi değiştirilmemiş; bütün şarj ve deşarj çevrimi yeniden hesaplanmıştır. Daha sonra sistem düzeyindeki COP ve ısı makinesi verimi aşağıdaki eğrilere uydurulmuştur:

\[ \mathrm{COP}(\mathrm{PLR}) = -0.3421\mathrm{PLR}^2 + 0.7073\mathrm{PLR} + 1.0962 \]

\[ \eta_{\mathrm{he}}(\mathrm{PLR}) = -0.1883\mathrm{PLR}^2 + 0.3767\mathrm{PLR} + 0.2682 \]

PLR = 1 için COP yaklaşık 1,461’dir. Isı makinesi uyum eğrisi yaklaşık 0,4566 verirken tasarım değeri 0,4584’tür. PLR %20’ye yaklaştığında COP yaklaşık 1,22’ye, ısı makinesi verimi yaklaşık 0,336’ya düşmektedir.

“Yarı dinamik” terimi ne anlama gelmektedir?

Model bir yılın her saatini kronolojik sırayla izlemektedir. Her saat için rüzgâr üretimi, güneş üretimi, yerel yük, elektrik fazlası veya açığı, SOC, şarj-deşarj gücü, PLR ve çevrim verimi güncellenmektedir.

Bununla birlikte bir saatlik zaman adımı içinde sistem kararlı durumda kabul edilmektedir. Model aşağıdaki süreçleri ayrıntılı biçimde çözmemektedir:

• Kompresör ve genişleticinin saniyelik hızlanması,
• Başlatma ve durdurma enerji tüketimleri,
• Borulardaki geçici basınç ve sıcaklık dalgaları,
• Depolama tanklarında sıcaklık tabakalaşmasının saat içindeki gelişimi,
• Kontrol valfleri ve motor-jeneratör geçici rejimleri.

Bu nedenle yöntem tam dinamik fiziksel simülasyon değil, kronolojik sınırları izleyen saatlik yarı dinamik bir sevk modelidir.

Dinamik gidiş-dönüş verimi nasıl hesaplanmıştır?

Yıllık gerçek deşarj elektriğinin yıllık gerçek şarj elektriğine oranı:

\[ \mathrm{RTE}_{\mathrm{dyn}} = \frac{ \sum_{t=1}^{8760} P_{\mathrm{dis}}(t)\Delta t }{ \sum_{t=1}^{8760} P_{\mathrm{ch}}(t)\Delta t } \times 100\% \]

Bu gösterge, tasarım noktasındaki tek bir çevrimin verimi yerine gerçek bir yıllık işletme dizisinin elektrikten elektriğe dönüşümünü ölçmektedir.

Kesilen yenilenebilir enerjiyi geri kazanma oranı nedir?

PTES tarafından gerçekten emilen yenilenebilir enerji fazlasının mevcut toplam fazlaya oranı:

\[ R_{\mathrm{abs}} = \frac{ \sum_{t=1}^{8760} P_{\mathrm{ch}}(t)\Delta t }{ \sum_{t=1}^{8760} P_{\mathrm{sur}}(t)\Delta t } \times 100\% \]

Bu oran büyüdükçe sistem, kesilme riski bulunan enerjinin daha büyük bölümünü depolayabilmektedir. Ancak daha yüksek geri kazanım her zaman daha düşük maliyet anlamına gelmez; nadiren oluşan çok yüksek güç zirvelerini yakalamak için büyük ve yılın çoğunda düşük yükte kalan ekipman gerekebilir.

Referans altı saatlik sistem yıl boyunca nasıl çalışmıştır?

Şekil 2(a), yüksek sıcaklıklı sıcak tankın SOC değerinin yıl boyunca 0 ile %100 arasında sık sık hareket ettiğini göstermektedir. Sistem birçok kez tamamen dolu veya tamamen boş sınıra ulaşmıştır.

Tankın yaklaşık yılın üçte birinde neredeyse dolu olması, yeni yenilenebilir enerji fazlasını kabul etme kapasitesini sınırlar. Yaklaşık beşte birinde neredeyse boş olması ise yerel elektrik açığına destek verme kapasitesini kısıtlar. Altı saatlik depolama, saatlik ve gün içi kaydırma sağlayabilse de daha uzun süreli kaynak-yük uyuşmazlıklarına tam olarak uyum sağlayamamaktadır.

Tipik yüksek dalgalanmalı hafta ne göstermektedir?

Şekil 3, yılın 646. ile 813. saatleri arasındaki yüksek dalgalanmalı bir haftayı göstermektedir. Rüzgâr ve güneş üretimindeki zirveler bazı saatlerde 400 MW’ın üzerine çıkarken yerel yük ile dış aktarım sınırının oluşturduğu kabul eğrisi yaklaşık 50-150 MW aralığında değişmektedir.

Yenilenebilir üretimin kabul sınırını aştığı dönemlerde şarj gücü yükselmekte, ancak 149,34 MW nominal sınırla kısıtlanmaktadır. Yerel üretim yükün altına düştüğünde deşarj gerçekleşmektedir. Şarj ve deşarj güçleri uzun süre nominal değerde sabit kalmamakta; birçok saat orta veya düşük güçlerde çalışmaktadır.

Bu görsel, yıllık performansın neden sabit %66,92 verimle hesaplanamayacağını doğrudan göstermektedir. Yenilenebilir enerji fazlası, yük açığı ve SOC her saat değiştiği için kompresör ve genişletici de sürekli farklı PLR değerlerinde çalışmaktadır.

Kompresör ve genişletici hangi yüklerde çalışmıştır?

Şekil 4(a), kompresör PLR değerlerinin %20 ile %100 arasında yayıldığını göstermektedir. Kompresörde iki belirgin çalışma grubu vardır:

• Yüksek yenilenebilir enerji fazlasının emildiği tam yüke yakın dönemler,
• Yaklaşık %45-%60 aralığındaki orta-düşük yükte takip dönemleri.

Kompresör, etkin çalışma süresinin yalnızca yaklaşık %20’sinde tam yüke yakın çalışmıştır.

Genişleticinin yük dağılımı daha düşük değerlere kaymıştır. En yüksek genişletici PLR değeri yaklaşık %67’dir ve etkin çalışma süresinin yarısından fazlasında PLR yaklaşık %45’in altında kalmıştır. Bunun nedeni deşarj gücünün hem yerel yük açığı hem de tankta bulunan kullanılabilir ısıyla sınırlanmasıdır.

Çevrim performansı yıl içinde nasıl değişmiştir?

Şekil 5(a), yıllık etkin çalışma saatlerindeki COP ve ısı makinesi verimi değerlerini göstermektedir:

• Şarj COP değeri çoğunlukla 1,22-1,46 aralığındadır.
• Deşarj ısı makinesi verimi çoğunlukla 0,34-0,43 aralığındadır.
• Çalışma noktalarının çoğu tasarım değerleri olan yaklaşık 1,461 ve 0,4584’ün altındadır.

Şekil 5(b), PLR azaldıkça her iki göstergenin de düştüğünü göstermektedir. Bu durum, kaynak-yük dalgalanmasının yalnızca sistemin ne zaman çalışacağını değil, çalıştığı saatlerdeki elektrik-ısı-elektrik dönüşüm kalitesini de değiştirdiğini ortaya koymaktadır.

Statik ve yarı dinamik değerlendirme arasındaki fark ne kadar büyüktür?

Şekil 6’daki maliyet bileşenleri statik değerlendirmede yaklaşık olarak şöyledir:

• Yatırım maliyeti: 0,0763 ABD doları/kWh,
• Elektrik maliyeti: 0,0374 ABD doları/kWh,
• İşletme ve bakım: 0,0229 ABD doları/kWh.

Yarı dinamik değerlendirmede ise:

• Yatırım maliyeti: 0,1773 ABD doları/kWh,
• Elektrik maliyeti: 0,0448 ABD doları/kWh,
• İşletme ve bakım: 0,0532 ABD doları/kWh.

Yatırım ve bakım tutarlarının fiziksel olarak iki kattan fazla büyümesi gerekmemektedir. Birim enerji başına düşen değerlerin yükselmesinin temel nedeni, sabit maliyetlerin statik modeldeki 219 GWh yerine yalnızca 94,20 GWh deşarj elektriğine bölünmesidir.

Güç ve enerji kapasitesi nasıl optimize edilmiştir?

İki karar değişkeni kullanılmıştır:

• Güç ölçekleme katsayısı λ: 0,2-1,5 aralığında, 0,1 adımlarla,
• Depolama süresi t_st: 2-12 saat aralığında, 1 saat adımlarla.

Şarj ve deşarj güçleri birlikte ölçeklenmiştir:

\[ P_{\mathrm{ch/dis,r}}(\lambda) = \lambda P_{\mathrm{ch/dis,base}} \]

Yüksek sıcaklıklı depolama kapasitesi, nominal deşarj gücü ve depolama süresinden hesaplanmıştır:

\[ E_{\mathrm{HHST,max}} = \frac{ P_{\mathrm{dis,r}}(\lambda)t_{\mathrm{st}} }{ \eta_{\mathrm{he,des}} } \]

Güç ve enerjiyle ilişkili yatırım maliyetleri kapasiteye göre 0,8 üslü ölçekleme ilişkisiyle değiştirilmiştir:

\[ Z_{\mathrm{power}}(\lambda) = Z_{\mathrm{power,base}} \lambda^{\alpha} \]

\[ Z_{\mathrm{energy}}(\lambda,t_{\mathrm{st}}) = Z_{\mathrm{energy,base}} \left( \lambda \frac{t_{\mathrm{st}}}{t_{\mathrm{base}}} \right)^{\alpha} \]

\[ \alpha=0.8 \]

En düşük LCOS hangi yapılandırmada elde edilmiştir?

Şekil 7’deki üç boyutlu LCOS yüzeyi, en düşük maliyet bölgesinin yüksek güçlü ve kısa süreli yapıdan ziyade düşük güçlü ve uzun süreli bölgede bulunduğunu göstermektedir.

Güç küçültüldüğünde sistem en yüksek yenilenebilir enerji fazlası zirvelerinin tümünü yakalayamaz. Bu nedenle geri kazanım oranı referans yapının %36,84 değerinden %21,53’e düşmüştür. Buna karşılık ekipman daha fazla saatte nominal gücüne yakın çalışmış, kısmi yük cezası azalmış ve dinamik verim %55,81’den %64,37’ye yükselmiştir.

On iki saatlik depolama süresi ise düşük güçlü yapının daha uzun zaman aralıklarındaki enerji uyumsuzluğunu dengelemesini sağlamıştır. Böylece daha küçük güç ekipmanlarının kullanım oranı yükselirken yeterli termal enerji kapasitesi korunmuştur.

En fazla yenilenebilir enerji fazlasını yakalamak neden en ekonomik amaç değildir?

Şekil 9’daki Pareto sınırı, LCOS ile yenilenebilir enerji fazlasını geri kazanma oranı arasında doğrusal olmayan bir çatışma olduğunu göstermektedir. En düşük maliyet noktasından sonra kapasite bir miktar artırıldığında geri kazanım oranı sınırlı maliyet artışıyla yükseltilebilir.

Bununla birlikte geri kazanım oranı daha yüksek değerlere zorlandığında, yılda yalnızca birkaç kez oluşabilecek büyük güç zirvelerini yakalamak için yüksek nominal güce ihtiyaç duyulur. Bu yüksek güç yılın büyük bölümünde kullanılmaz veya düşük PLR’de çalışır. Sonuçta:

• Kapasite kullanım oranı düşer,
• Kısmi yük kayıpları artar,
• Sabit yatırımın birim enerjiye düşen payı büyür,
• LCOS hızla yükselir.

Çalışma bu nedenle depolama boyutlandırmasında yalnızca kesilen enerjinin tamamını yakalama hedefinin kullanılmaması gerektiğini savunmaktadır.

Kısmi yük ceza katsayısı değiştiğinde sonuçlar nasıl etkilenmiştir?

Güçlü kısmi yük kaybı referans sistemin performansını belirgin biçimde kötüleştirmiştir. Buna rağmen optimum güç ölçeği ve depolama süresi üç ζ değerinde de değişmemiştir. Bu sonuç, düşük güçlü ve uzun süreli depolamaya yönelimin yalnızca seçilen ζ = 0,3 değerine bağlı olmadığını göstermektedir.

Ancak bu duyarlılık analizi üretici haritalarının yerini tutmaz. Yalnızca seçilen ampirik fonksiyon içinde sonucun ne ölçüde kararlı olduğunu göstermektedir.

Rüzgâr ve güneş bileşimi optimum sistemi nasıl değiştirmiştir?

Araştırmacılar aynı toplam 600 MW kurulu güç altında üç üretim yapısını karşılaştırmıştır:

• 300 MW rüzgâr + 300 MW güneş,
• 600 MW eşdeğer fotovoltaik,
• 600 MW eşdeğer rüzgâr.

Saf güneş ve saf rüzgâr profilleri, hibrit senaryodaki ilgili üretim dizisinin kurulu güce göre ölçeklenmesiyle elde edilmiştir. Bunlar farklı sahalardan alınmış bağımsız ölçüm dizileri değildir.

Saf fotovoltaik senaryosu en düşük LCOS’u vermiştir. Şekil 11’de bu senaryonun şarj PLR dağılımı %90-%100 bölgesinde yoğunlaşmaktadır. Güneş enerjisi fazlası, yüksek ışınım bulunan gündüz saatlerinde daha yoğun güç paketleri oluşturduğu için PTES daha sık nominal şarj gücüne yakın çalışabilmektedir.

Rüzgâr ve hibrit senaryolarda güç fazlası daha uzun düşük yük kuyruklarına sahiptir. Özellikle saf rüzgâr senaryosunda kullanılabilir fazla enerji daha düzensiz ve düşük yoğunluklu olduğundan etkili çalışma süresi ve kapasite kullanımı azalmış, LCOS yükselmiştir.

Senaryolar arasındaki dinamik RTE farkı görece küçüktür. Büyük ekonomik fark esas olarak çevrimin kendi temel dönüşüm veriminden değil, yenilenebilir enerji fazlasının zaman içinde ne kadar yoğun ve nominal güce ne kadar yakın oluştuğundan kaynaklanmaktadır.

Şekillerin bilimsel mesajı nedir?

• Şekil 1: Rüzgâr ve güneş elektriğinin CO₂ Brayton çevrimiyle sıcak ve soğuk depolamaya aktarılmasını, daha sonra yeniden elektrik üretilmesini göstermektedir.
• Şekil 2: Altı saatlik referans tankın yıl boyunca sık sık tam dolu ve tam boş sınırlara ulaştığını ortaya koymaktadır.
• Şekil 3: Yüksek dalgalanmalı haftada şarj ve deşarj gücünün yenilenebilir üretim, yük ve SOC ile sürekli değiştiğini göstermektedir.
• Şekil 4: Kompresör ve genişleticinin yıllık çalışma sürelerinin büyük bölümünde tasarım noktasından uzakta olduğunu göstermektedir.
• Şekil 5: PLR azaldıkça COP ve ısı makinesi veriminin düştüğünü ve yıllık performansın saçılmış bir dağılım oluşturduğunu göstermektedir.
• Şekil 6: Statik modelin yatırım ve bakım maliyetlerini daha yüksek yıllık deşarj enerjisine yayarak LCOS’u düşük gösterdiğini açıklamaktadır.
• Şekil 7: En düşük LCOS’un düşük güç ve uzun depolama süresi bölgesinde bulunduğunu göstermektedir.
• Şekil 8: Güç küçüldükçe ekipmanın daha yüksek PLR’de çalışabildiğini ve dinamik RTE’nin yükseldiğini göstermektedir.
• Şekil 9: Düşük maliyet ile yüksek yenilenebilir enerji geri kazanımı arasındaki Pareto çatışmasını göstermektedir.
• Şekil 10: Hibrit, saf güneş ve saf rüzgâr üretim yapılarının optimum güç, süre, LCOS ve geri kazanım oranlarını karşılaştırmaktadır.
• Şekil 11: Fotovoltaik senaryoda şarj gücünün yüksek PLR bölgesinde daha fazla yoğunlaştığını göstermektedir.

Çalışmanın desteklediği sonuçlar nelerdir?

• Bu modelde tasarım noktası verimi, yıllık gerçekçi işletme verimini önemli ölçüde yüksek göstermektedir.
• SOC sınırları ve kaynak-yük zaman uyumsuzluğu, nominal depolama kapasitesinin yıl boyunca tam olarak kullanılmasını engellemektedir.
• Kompresör ve genişleticinin düşük PLR’de uzun süre çalışması çevrim verimini azaltmaktadır.
• Referans altı saatlik, 100 MW sistemin yıllık deşarjı statik tahminin yaklaşık %43’ünde kalmıştır.
• Nominal gücü azaltıp depolama süresini uzatmak ekipman kullanımını ve dinamik RTE’yi artırarak LCOS’u düşürebilmektedir.
• Yenilenebilir enerjinin yıllık toplam miktarı kadar, fazlanın saatlik güç dağılımı da optimum depolama kapasitesini belirlemektedir.
• İncelenen senaryolarda saf fotovoltaik üretim, daha yoğun yüksek güçlü şarj dönemleri nedeniyle en düşük LCOS’u vermiştir.

Çalışma neyi kanıtlamamaktadır?

• 100 MW ölçekli eriyik tuzlu CO₂-PTES tesisinin gerçek sahada kurulup çalıştırıldığını göstermemektedir.
• 0,1772 ABD doları/kWh değerinin ticari teklif veya garanti edilmiş gerçek tesis maliyeti olduğunu göstermemektedir.
• Kompresör ve genişletici performansını üretici test haritalarıyla doğrulamamaktadır.
• Başlatma-durdurma kayıpları, geçici sıcaklık gerilmeleri veya kontrol sistemi gecikmelerini modellememektedir.
• Rüzgâr, güneş ve yük profillerini gerçek bir mikroşebekede ölçülmüş eşzamanlı sayaç verileriyle doğrulamamaktadır.
• Elektrik piyasası fiyatlarının saatlik değişimini veya gelir optimizasyonunu incelememektedir.
• Dış aktarım kanalındaki fiyat, zorunlu ihracat programı veya şebeke hizmeti gelirlerini modellememektedir.
• Tüm yenilenebilir enerji fazlasının geri kazanılmasının teknik veya ekonomik olarak en iyi hedef olduğunu göstermemektedir.
• Saf güneş senaryosunun bütün coğrafyalarda saf rüzgârdan daha ekonomik olacağını kanıtlamamaktadır.

Çalışmanın güçlü yönleri nelerdir?

Çalışmanın başlıca güçlü yönü, termodinamik çevrim modeli ile kronolojik mikroşebeke işletmesini aynı çerçevede birleştirmesidir. Model, yalnızca yıllık enerji toplamlarına bakmamakta; 8.760 saatin sırasını koruyarak tankın doluluk durumunu bir saatten diğerine aktarmaktadır.

Kompresör ve genişletici kısmi yük kayıplarının önce ekipman verimine, ardından bütün çevrimin COP ve ısı makinesi verimine aktarılması, sabit verimli bir depolama kutusu yaklaşımından daha ayrıntılıdır.

Statik ve yarı dinamik LCOS’un aynı sistem için ayrı ayrı hesaplanması, tasarım noktası yaklaşımının oluşturabileceği ekonomik sapmayı görünür hâle getirmektedir. Güç ve depolama süresinin iki boyutlu taranması ve Pareto sınırının çıkarılması da tek bir keyfî kapasite önerisi yerine maliyet-kazanım çatışmasını göstermektedir.

Temel sınırlılıklar nelerdir?

• Çalışma hakem değerlendirmesinden geçmemiş bir preprinttir.
• Rüzgâr ve güneş üretimleri meteorolojik yeniden analizden modellenmiş, yerel yük sentetik olarak oluşturulmuştur.
• Kısmi yük ceza fonksiyonu ampiriktir ve gerçek üretici haritasına dayanmamaktadır.
• Modelin zaman çözünürlüğü bir saattir; kısa süreli dinamikler izlenmemektedir.
• Başlatma, durdurma ve mod değişimi kayıpları açıkça hesaplanmamıştır.
• Yalnızca yüksek sıcaklıklı sıcak tank SOC göstergesi olarak izlenmiş; diğer tankların ayrıntılı doluluk ve sıcaklık dağılımları raporlanmamıştır.
• Depolama tankı için eşdeğer sabit saatlik ısı kaybı kullanılmıştır.
• Boru ve tank basınç kayıpları temel termodinamik modelde ihmal edilmiştir.
• Tank akışkanlarının tamamen homojen olduğu kabul edilmiştir.
• Elektrik fiyatı bütün dönemlerde 0,025 ABD doları/kWh kabul edilmiş; saatlik piyasa fiyatları incelenmemiştir.
• Yatırım maliyetlerinde tek bir 0,8 ölçekleme üssü hem güç hem enerji ekipmanlarına uygulanmıştır.
• Maliyet belirsizliği, kur değişimi, finansman yapısı ve ekipman öğrenme eğrisi için olasılıksal analiz yapılmamıştır.
• Saf güneş ve saf rüzgâr senaryoları bağımsız meteorolojik veri kümeleri değil, mevcut profillerin eşdeğer ölçeklenmiş biçimleridir.
• REFPROP sürümü metinde 9.0 ve 9.1 olarak iki farklı biçimde belirtilmiştir.
• Deneysel veya ticari bir PTES tesisinin yıllık işletme verisiyle dış doğrulama yapılmamıştır.

Geçmiş, bugün ve gelecek açısından çalışma ne ifade etmektedir?

PTES araştırmalarının önemli bir bölümü geçmişte en yüksek termodinamik verime ulaşacak basınç oranı, akışkan, sıcaklık ve ısı değiştirici tasarımına odaklanmıştır. Bu yaklaşım çevrimin fiziksel potansiyelini anlamak için gereklidir; fakat yenilenebilir enerjiyle birlikte çalışan gerçek bir sistemin yıl boyunca ne kadar kullanılacağını tek başına göstermez.

Bu çalışma, depolama sisteminin değerini yalnızca “en iyi çevrim verimi” üzerinden değil, saatlik kaynak-yük eşleşmesi, SOC, ekipman yükü ve yıllık maliyet üzerinden ele almaktadır. En önemli mesaj, daha büyük gücün veya daha yüksek yenilenebilir enerji yakalama oranının otomatik olarak daha iyi ekonomik performans anlamına gelmemesidir.

Gelecekte gerçek kompresör ve genişletici performans haritaları, deneysel tank ısı kayıpları, daha kısa zaman adımları, başlatma-durdurma süreçleri ve gerçek tesis yük verileri modele eklenebilir. Saatlik elektrik fiyatları, kapasite ödemeleri ve şebeke hizmetleri de dâhil edildiğinde PTES’in yalnızca enerji kesintisini azaltan değil, farklı piyasa hizmetleri sunan bir varlık olarak değeri incelenebilir.

Çalışmanın Yöntemi ve Bulguları

Teknik yöntem özeti

Referans sistemin yıllık işletme göstergeleri

Statik ve dinamik ekonomik karşılaştırma

Optimizasyonun ana sonucu

Optimum sistem daha az yenilenebilir enerji fazlasını emmesine rağmen daha yüksek kapasite kullanımına, daha yüksek PLR’ye ve daha düşük birim enerji maliyetine ulaşmıştır. Çalışmanın temel optimizasyon sonucu, “en fazla enerjiyi yakalayan” sistemle “en düşük maliyetli” sistemin aynı olmayabileceğidir.

Kaynak ve Yöntem Notu

Çalışmanın tam özgün adı: Quasi-dynamic techno-economic optimization of Brayton-cycle pumped thermal electricity storage for wind-solar microgrids considering part-load performance degradation

Yazarlar ve sıraları: Di Qi; Yuting Wu; Xu Feng; Yanjun Du; Cancan Zhang

Eş birinci yazar veya eş katkı: PDF’de eş birinci yazarlık veya eş katkı beyanı bulunmamaktadır.

İletişim yazarı: Xu Feng. PDF’de adı yıldız işaretiyle gösterilmiş, SSRN resmî kaydında “Contact Author” olarak belirtilmiştir.

İletişim yazarı e-postası: Yüklenen PDF’de görünür bir e-posta adresi yer almamaktadır.

Kurumsal bağlantılar:

1. Beijing Key Laboratory of Heat Transfer and Energy Conversion, National User-Side Energy Storage Innovation Research and Development Center, Beijing University of Technology, Beijing 100124, China
2. Key Laboratory for Thermal Science and Power Engineering of Ministry of Education, Department of Energy and Power Engineering, Tsinghua University, Beijing 100084, China

DOI: 10.2139/ssrn.6946540

Yayın platformu: SSRN

Resmî bağlantı:https://ssrn.com/abstract=6946540

Dergi veya konferans: Bu sürüm için hakemli bir dergi veya konferans yayını doğrulanamamıştır.

Özgün hakemli yayınevi: Hakemli dergi yayınevi bilgisi bulunmamaktadır. Çalışma SSRN üzerinden preprint olarak dağıtılmaktadır.

Yayın yılı: 2026

Kesin SSRN yükleme tarihi: Erişilebilen resmî kayıt bilgilerinden kesin yükleme tarihi doğrulanamamıştır.

Kaynak türü: Termodinamik model, saatlik kronolojik işletme simülasyonu, tekno-ekonomik değerlendirme ve kapasite optimizasyonu içeren preprint araştırma makalesi

Hakemlik durumu: Çalışma hakem değerlendirmesinden geçmemiştir.

Yazar katkıları: Yüklenen PDF’de ayrıntılı CRediT veya yazar katkısı beyanı bulunmamaktadır.

Finansman: Frontier Technologies R&D Program of Jiangsu, proje numarası BF2025054.

Çıkar çatışması: Yüklenen sürümde ayrı bir çıkar çatışması beyanı tespit edilmemiştir.

Veri erişimi: Çalışmada saatlik rüzgâr ve fotovoltaik profillerinin MERRA-2 tabanlı yöntemlerle oluşturulduğu belirtilmiştir. Kullanılan tam zaman serileri ve simülasyon kodu yüklenen PDF içinde paylaşılmamıştır.

Bu Türkçe makale, yüklenen PDF’nin tamamındaki metin, matematiksel denklemler, tablolar, şarj-deşarj şemaları, SOC grafikleri, PLR dağılımları, LCOS karşılaştırması, kapasite yüzeyleri, Pareto analizi ve üretim senaryoları incelenerek hazırlanmıştır. PDF dışında yeni bir termodinamik performans, maliyet, gerçek tesis başarısı veya yenilenebilir enerji geri kazanım iddiası eklenmemiştir.

Çalışmanın temel sınırlılıkları; hakem değerlendirmesinin bulunmaması, saatlik yarı dinamik modelin kısa süreli geçici rejimleri kapsamaması, rüzgâr-güneş üretiminin yeniden analiz verilerinden ve yükün sentetik profilden üretilmesi, kısmi yük kayıplarının üretici haritası yerine ampirik fonksiyonla modellenmesi, gerçek PTES tesis verileriyle dış doğrulamanın yapılmaması ve ekonomik belirsizliklerin olasılıksal olarak incelenmemesidir.

PDF’de ısı değiştirici özellik hesapları için REFPROP 9.0, genel model açıklamasında REFPROP 9.1 sürümü belirtilmiştir. Ayrıca deşarj verimi uyum denklemi PLR = 1 için yaklaşık %45,66 verirken tasarım tablosu %45,84 değerini vermektedir. Bu küçük sürüm ve uyum farkları sonuçların yorumunda göz önünde bulundurulmalıdır.

0,1772 ABD doları/kWh optimum LCOS değeri, belirtilen meteorolojik profil, sentetik yük, 80 MW aktarım sınırı, 0,025 ABD doları/kWh elektrik maliyeti, %10 iskonto oranı, %3 yıllık bakım maliyeti, 30 yıllık ömür ve diğer model kabulleri altında hesaplanmıştır. Gerçek bir ticari tesis için garanti edilmiş maliyet olarak yorumlanmamalıdır.

Bu çalışma hakem değerlendirmesinden geçmemiş bir preprinttir; sonuçları bu sınırlılık dikkate alınarak okunmalıdır.