Denize Kurulan Yüzen Temel Ve Sabit Temelli Rüzgar Türbin Projelerinin Planlanması Ve Seviyelendirilmiş Enerji Maliyet Analizleri

Abstract

Denize kurulan rüzgar türbin endüstrisinde su derinliğinin daha yüksek olduğu ve karadan daha uzak yerlere yönelme eğilimi, rüzgar türbin projelerinin kurulum ve operasyon süreçlerinin planlanmasını zorlaştıran kompleks altyapı gereksinimlerini de beraberinde getirmektedir. Yüzen temelli rüzgar türbin sistemleri, endüstrinin karşı karşıya kaldığı bu zorluklara çözüm getirme açısından büyük potansiyel içermektedir. Birçok simülasyon ve protatip proje ile yüzen temelli sistemlerin teknik fizibilitesi gösterilmiş olsa da, ekonomik fizibilite bu sistemlerin ticarileşmesinin önündeki zorluklardan biridir. Bu çalışmada ele alınan Glosten PelaStar çekme kazıklı tip platform konseptinin özgün yüzen gövde yapısı ve yüzen mavna tasarımı, bu projenin yaşam çevrim maliyetini oluşturan bazı yatırım giderlerini arttırmaktadır. Fakat sabit temelli sistemlerden farklı olarak bu konseptin sağladığı karada kurulum ve devreye alma fazlarının yapılabilmesi, projenin erken bir tarihte tamamlanması ve kaynak maliyetlerinin düşürülmesi gibi avantajları da beraberinde getirmektedir. Projelerin yaşam çevrim maliyetinin azalması, rüzgar türbin sahalarındaki yıllık rüzgar hızı ve türbinlerin nominal gücü gibi parametrelere de bağlı olarak değişen seviyelendirilmiş maliyetleri de azaltmaktadır. Bu çalışmada yüzen temel ve sabit temel konseplerini karşılaştırmak için, rüzgar türbin sahasının Kuzey Denizinde, Almanya sınırları içerisinde bir bölgede karadan 54 km uzaklıkta bir alana kurulacağı ve rüzgar türbin parkının 83 türbinden oluşacağı varsayılmıştır. Projenin maliyet analizlerini yapmak için kurulum süresi 28 ay, operasyon periyodu ise 20 yıl olarak alınmıştır. Yüzen temelli rüzgar türbin tasarımının kurulum aşamasında sağladığı avantajlardan dolayı, çalışmanın 5. Bölümünde montaj ve inşaat süreci, primavera programı kullanılarak iş kalemlerine ayrıldı ve her iki farklı konsept için zaman planı yapıldı. Sabit temelli rüzgar türbin projesinin kurulumunun, denizde, dolayısıyla karada kurulan yüzen temelli türbin projesine göre daha kötü hava şartlarında gerçekleşmesi nedeniyle, kurulum sırasındaki hava koşullarına dair istatistiksel verilere dayalı hava tahmin raporları, primavera programına entegre edildi. Yüzen temelli proje için 260 gün, sabit temelli proje için 288 gün kurulum süreci hesaplandı. Bu zaman planı baz alınarak kurulum sürecinde çalışacak inşaat isçilerinin maliyetleri hesaplandı. Ön montaj, montaj, kurulum, mekanik, elektrik işlerinin devreye alınması, test ve denetleme süreçlerinde görev alacak beyaz ve mavi yaka işçilerin toplam maliyeti, PelaStar yüzen temel projesi için 27,805,774 Euro olarak hesaplanırken, sabit temelli proje için 31,750,568 Euro olarak hesaplandı. Çalışmanın 6. Bölümünde rüzgâr enerjisi üretmekte olan rüzgâr türbin sahasına ait bir yıllık rüzgar hızı verileri kullanılarak yıllık enerji üretimi hesabı yapıldı. Örnek yıllık enerji üretim hesabi için, rüzgar türbininin 7 MW'lık güçte olduğu kabul edildi ve güç eğrisi ve rüzgar verileri baz alınarak seçilen türbine ait bir yıllık enerji üretiminin 39550 MWh ve kapasite faktörünün maksimum 64.5 % olduğu hesaplandı. Çalışmanın 7. Bölümünde öncelikle enerji maliyet analizi (LCOE) hesabına ilişkin kullanılan yöntemler ele alındı ve kullanılan yönteme göre farklı sonuçlar elde edilebileceğini göstermek için aynı maliyet ve enerji üretim verileri kullanılarak üç farklı yöntem ile seviyelendirilmiş enerji maliyet hesabi yapıldı. Basit LCOE yöntemiyle 124.9 Euro/MW saat sonucu elde edilirken, maliyet akış LCOE yöntemi ve geliştirilmiş maliyet akış LCOE yöntemiyle sırasıyla 141.8 Euro/MW saat ve 148.36 Euro/MW saat sonuçları elde edildi. Yüzen temel ve sabit temel konseptlerinin LCOE hesaplarını yapmak için, amortisman ve ödenen faizlere uygulanan vergi indirimlerini de hesaba eklemek amacıyla geliştirilmiş maliyet akış LCOE yöntemi seçildi. 7. bölümde metotların karşılaştırılmasının yanı sıra, PelaStar ve sabit temel projelerinin maliyet kalemleri detaylı olarak ele alındı. PelaStar projesi 75 metre su derinliği ve 57 metre su derinliği olmak üzere iki farklı durum için incelendi ve LCOE değerleri sırasıyla 156.46 Euro/MW saat ve 156.71 Euro/MW saat olarak hesaplandı. Sabit temelli proje 40 metre su derinliğinde olduğu varsayılarak ele alındı ve LCOE değeri 164 Euro/MWsaat olarak bulundu. Kurulum sırasındaki gecikmelerin LCOE üzerindeki etkisini ölçmek için projenin 90 gün geciktiği varsayılarak PelaStar yüzen temel ve sabit temel konseptlerinin maliyet hesapları tekrar yapıldı ve elde edilen maliyet hesaplarıyla LCOE değerleri sırasıyla 157.26 Euro/MW saat ve 165.28 Euro/MW saat olarak hesaplandı. Bu değerlere göre projelerin kurulum sırasında olası bir gecikmenin sabit temelli projeye ait LCOE değerini daha fazla artmasına neden olduğu sonucuna varıldı. Son olarak rüzgâr hızının LCOE üzerindeki etkisini ölçmek için PelaStar yüzen temel projesine ait LCOE hesabi maliyet verileri ayni kabul edilerek farklı rüzgâr hızı dolayısıyla farklı enerji üretim verileriyle tekrar yapıldı. 9.7 m/s rüzgar hızına karşılık gelen yıllık üretim miktarı ile elde edilen 156.71 Euro/MW saat değerinin 10.5 m/s ve 11.4 m/s ortalama rüzgar hızı koşullarında 143.02 Euro/MW saat ve 135 Euro/MW saat değerlerine düştüğü hesaplandı.

Today wind energy is one of the significant resources of the world's energy. Although offshore wind industry has the added attactions due to increased rated power and large turbines, there are several additional cost and risk factors that offshore industry faces including additional technical requirements of turbines, complex foundation structures, complex electrical infrastructure and additional challanges during transportation, installation and maintenance works. Bottom – fixed offshore wind farm solutions that have been established the most in the industry are not economically competitive especially due to the low achievement rates of utilization of installation vessels in the chartered period, which result in financial damages and remarkable amount of costs and due to the harsh weather conditions at offshore that limit the available workable durations. As the industry tends to move into deeper waters, far away from the shore, bottom – fixed concepts become less feasible solution. Floating offshore wind turbines have more potential to overcome the challanges of offshore wind industry. The advantages of Glosten PelaStar tension leg platform concept that is analyzed in this thesis to evaluate its competitivesness vs. bottom – fixed solution, have been demonstrated in terms of enabling better weather conditions and working environment, early project completion, reduced site manning costs and elimination of the risk of financial losses due to time target failures of installation vessel charters.These advantages indicate lower levelized cost of energy results, which are very significant on the pathway to commercialization of floating offshore wind turbines. As currently there isn't a floating wind farm installed in the scale that have been modelled in this thesis, the detailed planning results of a conceptual floating offshore wind farm consisting of 83 PelaStar tension leg platform turbines provide comparable basis in order to evaluate the competitiveness of this concept vs. dominant bottom – fixed solutions in the offshore industry. In addition to advantages, the additional costs that is estimated due to unique hull structure production and support barge design have also been considered when calculating life cycle costs and levelized cost of energy of both solutions. Levelized cost of energy depends on life cycle cost of a wind farm including capital, operational and maintenance costs and as well as on annual energy production of the wind fam. The phases of life cycle costs of a wind farm consist of conception & definition, design & development, manufacturing, installation, exploitation and dismantling costs. Annual energy production depends on turbine rated power, capacity factor and annual mean wind speed of the wind farm.An annnual energy production calculation for a 7 MW turbine has also been demonstrated in this thesis based on the annual wind speed data at hub height of an operating offshore wind farm at North Sea. In this study LCOE calculations have been conducted by evaluating three different methods that are commonly used in the offshore industry. By keeping all the cost parameters and annual energy production amount same, LCOE is calculated as 124.9 Euro/MWh, 141.8 Euro/MWh and 148.36 Euro/MWh respectively using simple LCOE method, cash flow LCOE method and leveraged cash flow LCOE method. Leveraged cash flow LCOE method is chosen to further evaluate PelaStar tension leg platform and bottom-fixed projects. Assuming the wind farm is located at 75 meter water depth, 156.46 Euro/MWh LCOE is calculated for PelaStar concept. Conducting the same calculation for a location at 57 meter water depth, 156.71 Euro/MWh value is obtained while for bottom fixed project at 40 meter water depth, LCOE is calculated as 164 Euro/MWh. In order to evaluate the impact of delay in projects' timeline on LCOE values, further calculations have been conducted assuming both projects will be delayed 90 days. The increase in LCOE for PelaStar concept at 57 meter is calculated as 0.55 Euro/MWh while for bottom fixed concept the increase in LCOE has seen to be much higher as 1.28 Euro/MWh. Finally in order to evaluate the impact of wind speed on LCOE results, calculations have been repeated for PelaStar project assuming that annual mean wind speed is 10.5 m/s and 11.4 m/s. The increase in wind speed, resulting in increase of annual energy production, reduced the LCOE results to 143.02 MWh and 135.23 MWh respectively.