2019 yılı verilerine göre elektrik enerjisi üretimimizin yüzde 57-58 kadarı termik santrallardan sağlanmaktadır. Bu miktarı yaklaşık yüzde 29’luk katkıyla hidrolik, yüzde 13’le de jeotermal, rüzgâr ve güneş santralları takip etmektedir. Yüzde 13’lük dilimin yaklaşık %70’i rüzgâr santrallarından gelen katkıdır. İlk ünitesinin 2023 yılında devreye girmesi planlanan Akkuyu’daki dört ünitelik “nükleer güç santralı” (NGS), toplam 4500-4800 Megawatt elektrik (MWe) gücü ile ileride Türkiye’nin elektrik enerjisi üretimi listesine dahil olacaktır.

Enerji üretim çeşitliliğine sahip elektrik şebekemiz bağlamında ele alacağımız konu, yenilenebilir enerji katkısının gittikçe artan oranlarda pay sahibi olduğu elektrik üretim ve dağıtım ağına dahil olan NGS’lerin bu yapılanma içerisinde nasıl bir etkileşim içerisinde olacağı üzerinedir. Bu etkileşimi iki ana başlıkta değerlendirebiliriz.

TAM GÜÇTE ÇALIŞTIRILMALI

1. NGS’lerin maliyet hesapları onların yıl boyunca tam güçte çalışacakları kabulü üzerinedir.

NGS’ler, günlük elektrik enerjisi ihtiyacına tam güçte çalışarak katkı sağlamak üzere kurulurlar ve işletilirler. Daha açık bir biçimde ifade etmek gerekirse yatırım maliyeti oldukça yüksek olan NGS’lerin işletme maliyetleri düşük olduğundan, toplam maliyeti en aza indirmenin yegâne yöntemi onları yıl içerisinde tam güçte çalıştırmaktan geçer.

Termik, hidrolik, rüzgâr ve güneş santrallarının yıllık çalışma kapasiteleri güneş enerjisi üretimi için yüzde 15-19’lardan kömür santrallarında yüzde 63’lere kadar değişim gösterirken, nükleer santrallar bir yılın yaklaşık 330 günü devrede kalarak yüzde 90 oranında kapasite çarpanına ulaşır.

YÜK TAKİBİ

Güvenli çalışmasını gerektiren maliyet artırıcı önlem zorunluluklarına rağmen işin ekonomisi bakımından NGS’leri halen tercih edilir kılan da bu yönleridir. İlave olarak nükleer santral, enerji üretirken göreceli olarak neredeyse hiç karbon gazı üretmediği için karbon gazı pazarına dahil olduğunda elektrik üretim maliyeti biraz daha düşer. Ancak bir ülkede NGS’leri yıl boyunca tam güçte çalıştırabilmek, öncelikle toplam güç üretimindeki payı nispeten küçük ise geçerlidir ve yalnızca ilave güvenlik tedbirleri gerektiren şartlarda veya şebeke işleticilerinin şebeke frekansını düzenleme gereksinimleri söz konusu olduğunda değişir.

Diğer yandan ulusal elektrik enerjisi kaynağı çeşidinde nükleer enerjinin payı önemli hale gelirse veya rüzgâr santralları gibi yenilenebilir enerjinin, enerji çeşitlemesi içerisindeki payının önemli oranda artması durumunda, elektrik arzını günlük veya mevsimlik olarak uyarlayabilmek için NGS işleticilerinin yük takibi programlarını uygulamaya koymaları gereği doğacaktır.

Yük takibi, tam güçte çalışmakta olan santralın belirli bir zaman diliminde gücünü kısmi bir seviyeye düşürerek çalışması ve tekrar tam güce dönmesidir. Rüzgâr ve güneş santrallarının gün içerisinde ve mevsime göre enerji üretimleri gelişigüzellik arz eder ve kesintilidir. Her ne zaman mümkünse enerji üretmeli ve ürettikleri enerjiyi şebekeye aktarmalıdırlar. Devrede oldukları süre içerisinde şebekeye enerji sağlayan doğalgaz, kömür, hidrolik veya nükleer santralları yük takibi programlarını işletmeye almak durumunda kalabilirler.

Bu durumdan en fazla etkilenecek olan ise yukarıda değindiğimiz gibi yılın 330 günü tam güçte devrede olabilen NGS’ler olacaktır. Her ne kadar NGS’lerin güvenli çalışmasına yönelik mühendislik hesapları yük takibi programlarını da göz önüne alarak yapılsa da yıl boyunca tam yükte çalıştırılmamaları bakım onarım masraflarında artış dahil toplam işletme maliyetlerini artıracaktır.

ŞEBEKE FREKANSI

2. Elektrik şebekesindeki frekans değişimi, olması gereken değerden yeterince uzun süre artı-eksi belirli bir miktar sapma gösterirse NGS şebekeden kendini ayırmak zorundadır.

NGS’ler açısından asıl risk oluşturma ihtimali olan şebekedeki yük talebinde ani ve çok hızlı büyük değişimlerin yaşanabilme ihtimalidir. Şebeke işeticisi, talebin ani değişimine bir tedbir olarak şebeke frekansında bu çeşit değişimleri kontrol altında tutmak amacı ile sisteme her an dahil olmaya hazır rezerv kapasite tutar. Öncü (primer) frekans kontrolü olarak adlandırılan yöntemde elektrik üretim tesislerinin bazıları, kurulu güçlerinin yüzde 1 veya biraz daha fazlasını aktif güç rezerv kapasitesi olarak ayırmışlardır ve saniyeler içerisinde devreye sokmak durumundadırlar.

Tüm sistemde hazır tutulan rezervin enerji üretim hızı, her halükârda şebeke frekansının değişim hızından yavaş seyredeceğinden, örneğin frekans düşmeye başladığında rezerv kapasitesine karşı gelen tutulabileceği bir alt değere kadar düşmeye devam edecektir. Şebeke frekansı değiştiğinde, nükleer santral bunu şebekedeki yük miktarında değişim olarak algılar ve türbin sistemi ile reaktör kalbi soğutucu pompalarının bu durumdan etkilenmemesi için bir dizi güvenlik kontrol mekanizmasını tetiklemesi gerekir.

GÜVENCE ALTINA ALINMALI

Rüzgâr çok ani ve hızlı değişim gösteren bir enerji üretim kaynağıdır. Farklı çeşitlerden enerji üreten ve birbirleriyle etkileşim içerisinde olan bir ağda, bir bölgeden diğerine geçişlerde frekans senkronizasyonunu teminat altına alacak sistemlere gereksinim vardır. Şebeke bölgeleri arasındaki uyum, örneğin Türkiye ile AB arasında, “alternatif akım” (AA) senkronizasyonuyla yapılabilmektedir.

Van’da Gürcistan ve İran’la olan bağlantı için ise “yüksek voltaj doğru akım” (YVDA) senkronizasyonu söz konusudur ki nükleer santralların şebekeye bağlantısında da tercih edilen, YVDA veya aynı işlevi gören “değişken frekans dönüştürücü” bağlantıdır. Birbirleri ile irtibatlı bölgesel şebekelerde, risk teşkil edebilecek ve sorunun yayılmasına neden olabilecek küçük frekans dalgalanmalarına karşı AA senkronize bağlantının direnci tartışmalıdır. Bu nedenle şebekedeki ani yük kayıplarının veya şebeke frekansında yüksek oranda olası ani değişimlerin NGS’yi etkilememesi için santralın şebekeye bağlantısı frekans senkronizasyonu bakımından güvence altına alınmalıdır.

PROF. DR. HALUK UTKU

HACETTEPE ÜNİVERSİTESİ NÜKLEER BİLİMLER ENSTİTÜSÜ