Gelişmiş Buhar Çevrimli Entegre Kömür-Hava Türbini Güç Üretim Sisteminin Performans Değerlendirmesi

Öz

Türkiye'de kömür kaynaklarının büyük çoğunluğu linyit olup, genellikle düşük kalorifik değere sahiptirler. Türkiye'nin dışa bağımlılığını azaltmak için bu yerli kaynağın kullanılması şarttır. Bu çalışmanın amacı, Kütahya bölgesinde bulunan düşük kalorifik değerli kömürleri, özellikle Tunçbilek ve Seyitömer kömürlerini birincil enerji girdisi olarak kullanan entegre bir enerji santrali modelinin performansını analiz etmek ve karşılaştırmaktır. Bu çalışmada, basınçlı havanın kazan içindeki HX1 (ısı eşanjörü) aracılığıyla ısıtılarak bir hava türbinine yönlendirildiği ve elektrik ürettiği yeni bir kombine çevrim konfigürasyonu modellenmiştir. Türbinden çıkan egzoz havası, buhar ve besleme suyunu ısıtmak için bir ısı geri kazanım buhar jeneratöründe (HRSG) kullanılırken, kazandan çıkan yüksek sıcaklıktaki baca gazları ise ek buhar üretimine katkıda bulunmaktadır. Ayrıca kızgın buhar, türbin deşarjından enjeksiyon buharı sağlanarak daha fazla elektrik üretmek üzere bir yoğuşmalı buhar türbininde genişletilmektedir. Bu çalışmanın sonuçları, Tunçbilek kömür yakıtlı enerji santrali modeli için maksimum net elektrik verimliliğinin %35,83, Seyitömer kömür yakıtlı enerji santrali modeli için ise %32,57 olarak elde edildiğini ortaya koymaktadır. İlgili net ısıl değerler sırasıyla 10.670 kJ/kWh ve 13.251 kJ/kWh olarak tespit edilmiştir. Bu çalışmanın yeniliği, entegre bir hava-buhar güç üretim sistemi içerisinde yerel kaynaklı iki düşük kalorili Türk linyitinin karşılaştırmalı olarak termodinamik analizinin yapılmasıdır. Geleneksel tek çevrimli kömür santrallerinin aksine, bu yaklaşım, genel sistem verimliliğini artırmak ve düşük kaliteli kömürler için özgül yakıt tüketimini azaltmak için yenilikçi bir yol sunarak, Türkiye'nin mevcut termik altyapısı için sürdürülebilir enerji üretim stratejilerine katkıda bulunmaktadır.

Anahtar Kelimeler

• Linyit
• Elektrik Üretimi
• Kömür-Hava Türbini
• Performans Analizi

Performance Assessment of an Integrated Coal-Air Turbine Power Generation System with Enhanced Steam Cycle

Öz

In Türkiye, most coal resources are lignite and generally have a low calorific value. It is essential to use this domestic resource to reduce Türkiye's external dependency. This study aims to analyze and compare the performance of an integrated power plant model using low-calorific-value coals from the Kütahya region, specifically Tunçbilek and Seyitömer coals, as primary energy inputs. In this study, a novel combined cycle configuration was modelled, where compressed air is heated through the HX1 (heat exchanger) inside the boiler and directed to an air turbine to produce electricity. The exhaust air from the turbine is utilized in a heat recovery steam generator (HRSG) to heat steam and feedwater, while the high-temperature flue gases from the boiler contribute to additional steam generation. The superheated steam is expanded in a condensing steam turbine to generate further electricity, with injection steam supplied from the turbine discharge. The results of this study indicate that the maximum net electrical efficiency was obtained as 35.83% for the Tunçbilek coal-fired power plant model and 32.57% for the Seyitömer coal-fired power plant model. The corresponding net heat rate values were determined as 10,670 kJ/kWh and 13,251 kJ/kWh, respectively. The novelty of this study lies in the comparative thermodynamic evaluation of two locally sourced Turkish lignites within an integrated air–steam power generation system. Unlike conventional single-cycle coal plants, this approach provides an innovative pathway to improve overall system efficiency and reduce specific fuel consumption for low-grade coals, contributing to sustainable energy generation strategies for Türkiye’s existing thermal infrastructure.

Anahtar Kelimeler

• Lignite
• Power Generation
• Coal-Air Turbine
• Performance Analysis

Kaynakça

1. World Bank Group. (2024). Global Economic Prospects, June 2024. World Bank Publications.
2. EUAŞ Electricity Generation and Trade Sector Report (2023), Ankara.
3. Energy, Republic of Türkiye, & Ministry of Energy, T. K. (2024). Activity Report. Ankara: Republic of Türkiye Ministry of Energy and Natural Resources.
4. Tunca, S. G. (2025). Experimental And Economic Comparison Of Fuels Used In Rotary Kilns On Energy Efficiency. IOSR Journal Of Mechanical And Civil Engineering, 22(1), 01–07. https://doi.Org/10.9790/1684-2201010107
5. Li, Z., Shao, Y., Zhong, W., & Liu, H. (2023). Optimal design and thermodynamic evaluation of supercritical CO2 oxy-coal circulating fluidized bed power generation systems. Energy, 277, 127682.
6. Wang, Y., Wu, C., Wang, Y., Yang, Z., Du, Q., & Jiao, K. (2023). Assessment of CO2 enrichment mechanism in integrated coal gasification fuel cell combined cycle system with carbon capture. Frontiers in Energy Research, 10, 1017829.
7. Shajahan, M. M., Jamal, D. N., Mathew, J., Akbar, A. A. A., Sivakumar, A., & Hameed, M. S. S. (2022). Improvement in efficiency of thermal power plant using optimization and robust controller. Case Studies in Thermal Engineering, 33, 101891.
8. Jang, M. G., Yun, S., & Kim, J. K. (2022). Process design and economic analysis of membrane-integrated absorption processes for CO2 capture. Journal of Cleaner Production, 368, 133180.

9. Fu, X., Wu, J., Sun, Z., Duan, Y., Gao, Z., & Duan, L. (2023). Peak-Shaving of the Oxy-Fuel Power Plant Coupled with Liquid O2 Storage. Journal of Thermal Science, 32(5), 1722-1736.
10. Huang, W. G., Wang, Z. T., Duan, T. H., & Xin, L. (2021). Effect of oxygen and steam on gasification and power generation in industrial tests of underground coal gasification. Fuel, 289, 119855.
11. Pronobis, M. (2025). Modernization Potential of Pulverized Coal Boilers in Response to Contemporary Ecological Challenges. Heat Transfer Engineering, 46(1), 107-116.
12. Hannes, J. (2024). Utilization of C1 Gas Streams Form Power Plants. In CO2 and CO as Feedstock: Sustainable Carbon Sources for the Circular Economy (pp. 211-218). Cham: Springer International Publishing.
13. Cui, C., Li, S., Zhao, W., Liu, B., Shan, Y., & Guan, D. (2022). Carbon Emission Accounts and Datasets for 30 Emerging Economies in 2010–2018. Available at SSRN 4001948.
14. Synnefa, A., Laskari, M., Gupta, R., Pisello, A. L., & Santamouris, M. (2017). Development of net zero energy settlements using advanced energy technologies. Procedia Engineering, 180, 1388-1401.
15. Krishnamoorthy, M., Raj, P. A. D. V., Subramaniam, N. P., Sudhakaran, M., & Ramasamy, A. (2023). Design and development of optimal and deep-learning-based demand response technologies for residential hybrid Renewable Energy Management System. Sustainability, 15(18), 13773.
16. Erbas, O. (2021). Investigation of factors affecting thermal performance in a coal-fired boiler and determination of thermal losses by energy balance method. Case Studies in Thermal Engineering, 26, 101047.
17. Arslan, O., & Erbas, O. (2021). Investigation on the improvement of the combustion process through hybrid dewatering and air pre-heating process: A case study for a 150 MW coal-fired boiler. Journal of the Taiwan Institute of Chemical Engineers, 121, 229-240.
18. Ganapathy, V. (2014). Steam generators and waste heat boilers: for process and plant engineers. CRC press.
19. Eriksen, V. L. (Ed.). (2017). Heat recovery steam generator technology. Woodhead Publishing.
20. Lindsley, D. (2000). Power-plant control and instrumentation: the control of boilers and HRSG systems (No. 58). IET.