Geri Dön

Techno-economic integration of nuclear energy towards achieving net-zero emissions

Net sıfır emisyonlara ulaşma yolunda nükleer enerjinin tekno-ekonomik entegrasyonu

  1. Tez No: 1015849
  2. Yazar: SERDAR HUDAYBERDIYEV
  3. Danışmanlar: DR. ÖĞR. ÜYESİ LALE ERDEM ATILGAN
  4. Tez Türü: Yüksek Lisans
  5. Konular: Elektrik ve Elektronik Mühendisliği, Electrical and Electronics Engineering
  6. Anahtar Kelimeler: Belirtilmemiş.
  7. Yıl: 2026
  8. Dil: İngilizce
  9. Üniversite: İstanbul Teknik Üniversitesi
  10. Enstitü: Lisansüstü Eğitim Enstitüsü
  11. Ana Bilim Dalı: Elektrik Mühendisliği Ana Bilim Dalı
  12. Bilim Dalı: Belirtilmemiş.
  13. Sayfa Sayısı: Belirtilmemiş.

Özet

Bu tez, nükleer enerjinin Türkiye'nin elektrik sektöründeki dönüşümünde üstlenebileceği tekno-ekonomik rolü sistem düzeyinde incelemekte ve nükleer gücün ülkenin 2053 net-sıfır emisyon hedefinin gerçekleştirilmesine ne ölçüde katkı sağlayabileceğini değerlendirmektedir. Artan elektrik talebi, yenilenebilir enerji kaynaklarının hızla büyüyen payı, fosil yakıt ithalatına dayalı yapının yarattığı arz güvenliği riskleri ve karbonsuzlaşma baskısı altında, çalışmanın temel sorusu; nükleer enerjinin düşük karbonlu, sürekli ve güvenilir bir üretim kaynağı olarak emisyonları azaltıp azaltamayacağı, sistem yeterliliğini güçlendirip güçlendiremeyeceği ve yüksek yenilenebilir penetrasyonu, depolama ile yedek kapasite ihtiyacını sınırlayıp sınırlayamayacağıdır. Bu kapsamda tez, Türkiye'nin elektrik sistemini uzun vadeli ve senaryo temelli bir modelleme yaklaşımıyla ele alarak, nükleer enerjinin, üretim karması, emisyonlar, piyasa sonuçları üzerindeki etkilerini bütüncül bir çerçevede ortaya koymaktadır. Tezin ilk bölümü, analizin kavramsal ve politik temelini oluşturmaktadır. Bu kapsamda nükleer enerjinin temel prensipleri, dünyada nükleer enerjinin tarihsel gelişimi, çevresel profili ve düşük karbonlu enerji sistemlerindeki yeri incelenmiştir. Ayrıca Türkiye'nin nükleer enerji programının tarihsel gelişimi ve kurumsal arka planı değerlendirilmiş; Akkuyu ve İğneada nükleer santral projeleri yalnızca birer enerji yatırımı olarak değil, aynı zamanda enerji arz güvenliği, karbonsuzlaşma politikaları, teknolojik dönüşüm ve uzun vadeli sanayi stratejileriyle bağlantılı büyük ölçekli planlama kararları olarak ele alınmıştır. Buna paralel olarak, Türkiye elektrik sektörünün son yıllardaki gelişimi de incelenmiş; elektrik talebindeki güçlü artış, rüzgâr ve güneş enerjisindeki hızlı kapasite artışı, buna karşın doğal gaz ve ithal kömürün dengeleme ve puant talep karşılamadaki belirgin rolü ortaya konmuştur. Bu literatür ve arka plan incelemesi sonucunda, nükleer enerjinin etkilerinin yalnızca santral bazında ya da yalnızca maliyet düzeyinde analiz edilmesinin yetersiz kalacağı; bunun yerine tüm sistemi kapsayan, senaryo temelli ve uzun dönemli bir modelleme yaklaşımının gerekli olduğu sonucuna ulaşılmıştır. Tezin analitik çekirdeğini, Türkiye elektrik sistemi için 2025-2053 dönemini kapsayan uzun vadeli bir PLEXOS modeli oluşturmaktadır. PLEXOS'un tercih edilme nedeni, kapasite genişlemesi ile saatlik üretim yük dağılımını aynı anda optimize edebilmesi ve bunu teknik, operasyonel ve şebekeye ilişkin kısıtları dikkate alarak gerçekleştirebilmesidir. Kurulan modelde Türkiye elektrik sistemi iki ana bölgeye ayrılmıştır: Trakya ve Türkiye'nin geri kalanı. Saatlik elektrik talebi, EPİAŞ ve TEİAŞ tarafından yayımlanan resmi veriler kullanılarak bölgesel düzeyde ayrıştırılmıştır. Trakya bölgesi, iletim hatları, üretim noktaları ve talep düğümleri bakımından daha ayrıntılı bir şekilde temsil edilirken; Türkiye'nin geri kalanı daha kompakt bir yapıda modellenmiş, ancak temel enterkonneksiyon ilişkileri ve sistem davranışını etkileyen ana yapısal bağlantılar korunmuştur. Bunun yanında tez kapsamında, TEİAŞ'ın 2016-2025 dönemine ait tüketim verileri kullanılarak uzun dönem yıllık elektrik talep artış oranı %1,8 olarak türetilmiş ve bu oran 2053 yılına kadar talep projeksiyonlarının temel varsayımı olarak kullanılmıştır. Böylece çalışma, elektrik üretim karmasında uzun dönemli yapısal değişimlerin test edilmesine imkân veren, şeffaf ve veriye dayalı bir modelleme zemini oluşturmuştur. Senaryo kurgusu, tezin en güçlü yönlerinden birini oluşturmaktadır. Çalışmada dört temel senaryo modellenmiştir: Baz Senaryo (Baseline), Net-Sıfır Senaryosu (Net-Zero), Nükleersiz Baz Senaryo (No-Nuclear Baseline) ve Nükleersiz Net-Sıfır Senaryosu (No-Nuclear Net-Zero). Bu senaryolar, iki temel yapısal etkinin ayrı ayrı gözlemlenebilmesi amacıyla tasarlanmıştır: ilki, bağlayıcı bir net-sıfır emisyon patikasının sisteme etkisi; ikincisi ise nükleer enerjinin uzun vadeli bir seçenek olarak sistem dışında bırakılmasının sonuçlarıdır. Nükleer içeren senaryolarda Akkuyu Nükleer Güç Santrali'nin ünitelerinin 2026-2029 döneminde kademeli olarak devreye girdiği varsayılmıştır. İğneada Nükleer Güç Santrali ise ikinci bir nükleer genişleme aşaması olarak modellenmiş ve ünitelerinin 2040-2043 yılları arasında işletmeye alındığı kabul edilmiştir. Bu yapı sayesinde tez, nükleer enerjinin farklı politika çerçeveleri altındaki sistem etkilerini karşılaştırmalı olarak test edebilmiştir. Elde edilen sonuçlar, net-sıfır kısıtının elektrik sistemini temel düzeyde yeniden şekillendirdiğini göstermektedir. Tüm senaryolarda raporlanan toplam sistem yükü ve üretimi zaman içinde artmaktadır. Ancak çalışma, senaryolar arası farklılıkların yalnızca nihai talep artışından kaynaklanmadığını; depolama sistemlerinin şarj için çektiği enerjinin brüt yük içinde sayılması nedeniyle, toplam yük/üretim büyüklüklerinin aynı zamanda depolama çevriminin yoğunluğunu da yansıttığını belirtmektedir. Model sonuçlarına göre 2053 yılında toplam yük/üretim miktarı Baz Senaryo'da yaklaşık 575 TWh, Net-Sıfır Senaryosu'nda yaklaşık 598 TWh, Nükleersiz Baz Senaryo'da yaklaşık 577 TWh ve Nükleersiz Net-Sıfır Senaryosu'nda yaklaşık 604 TWh seviyesine ulaşmaktadır. Dolayısıyla senaryolar arasındaki temel fark, talebin kendisinden çok, farklı üretim karmalarının gerektirdiği ilave esneklik, depolama döngüsü ve sistem içi enerji hareketleri olmaktadır. Üretim karması incelendiğinde, doğal gazın senaryolara göre oldukça farklı bir rol üstlendiği görülmektedir. Nükleer içeren Baz Senaryo'da doğal gaz sistemde önemli bir kaynak olmaya devam etmekte, ancak 2053 yılına gelindiğinde yaklaşık 60 TWh seviyesinde kalmaktadır. Buna karşılık Nükleersiz Baz Senaryo'da doğal gaz üretimi yaklaşık 120 TWh düzeyine yükselmekte; bu durum, nükleer enerjinin bulunmadığı bir yapıda uzun vadede fosil yakıtlara, özellikle de doğal gaza doğru güçlü bir ikame eğilimi oluştuğunu göstermektedir. Net-sıfır senaryolarında ise doğal gaz geçiş dönemi“köprü yakıtı”işlevi görmektedir: 2030'lu yıllarda arz yeterliliği ve esneklik ihtiyacını karşılamak amacıyla belirgin biçimde artmakta, ancak 2040'ların başından itibaren düşük karbonlu üretim kaynaklarının genişlemesi ve emisyon kısıtlarının sıkılaşmasıyla birlikte yeniden gerilemektedir. Buna karşılık rüzgâr ve güneş enerjisi, özellikle net-sıfır senaryolarında 2053'ün sonuna doğru baskın büyüme teknolojileri hâline gelmektedir. Nükleer enerjinin dışlandığı net-sıfır senaryosunda bu büyümenin ölçeği daha da artmaktadır. 2053 yılı itibarıyla rüzgâr üretimi, nükleer içeren Net-Sıfır Senaryosu'nda yaklaşık 150-160 TWh düzeyine ulaşırken, Nükleersiz Net-Sıfır Senaryosu'nda yaklaşık 190 TWh seviyesine çıkmaktadır. Güneş enerjisi üretimi de benzer şekilde nükleersiz durumda daha yüksek seviyelere ulaşmaktadır. Nükleer üretimin kendisi ise basamaklı bir genişleme patikası izlemektedir: 2025-2026 döneminde ihmal edilebilir düzeyde olan üretim, 2030 yılına gelindiğinde yaklaşık 42-43 TWh seviyesine yükselmekte, 2030'lu yıllar boyunca görece yatay seyretmekte, 2040 sonrasında İğneada'nın devreye girmesiyle yeniden artmakta ve 2045 sonrasında yaklaşık 88-90 TWh bandında dengelenmektedir. Bu sonuçlar, nükleer enerjinin yenilenebilirlerin yerini alan bir seçenek olmadığını; aksine, aynı karbonsuzlaşma hedefine ulaşmak için gerekli rüzgâr, güneş ve depolama kapasitesi genişlemesinin ölçeğini ve hızını azaltan tamamlayıcı bir düşük karbonlu kaynak olduğunu göstermektedir. Fosil yakıtların sistemden çıkış dinamikleri de tezin önemli bulgularından biridir. Sonuçlar, net-sıfır senaryolarında linyitin sistemden çıkan ilk büyük fosil kaynak olduğunu göstermektedir. Linyit üretimi 2030'ların ortalarına doğru sıfıra yakın seviyelere gerilerken, baz senaryolarda 2053 yılına kadar yaklaşık 80 TWh ölçeğinde kalıcı bir katkı sunmaya devam etmektedir. Kömürün sistemden çıkışı daha yavaş gerçekleşmektedir: baz senaryolarda yüksek seviyelerini korurken, net-sıfır senaryolarında ancak 2050-2053 dönemine doğru sıfıra yaklaşmaktadır. Bu durum, karbonsuzlaşma sürecinin sıralı bir yapı izlediğini göstermektedir: önce linyit, ardından kömür, en son ise doğal gaz sistemden çekilmektedir. Öte yandan hidroelektrik ve jeotermal kaynaklar tüm senaryolarda görece istikrarlı seyretmekte; dönüşümün ana itici gücü olmaktan ziyade sistemi destekleyen sabit ve güvenilir kaynaklar olarak işlev görmektedir. Depolama ve piyasa sonuçları da aynı yapısal yorumu desteklemektedir. Baz senaryolarda batarya kullanımı görece sınırlı kalırken, net-sıfır senaryolarında özellikle 2045 sonrasında hızlı bir artış göstermektedir. 2053 itibarıyla batarya deşarjı, nükleer içeren Net-Sıfır Senaryosu'nda yaklaşık 23-24 TWh, Nükleersiz Net-Sıfır Senaryosu'nda ise yaklaşık 29-30 TWh seviyesine ulaşmaktadır. Bu fark, nükleer enerjinin bulunmaması durumunda kısa süreli esneklik, enerji kaydırma ve dengeleme ihtiyacının arttığını açık biçimde ortaya koymaktadır. Elektrik fiyatları da net-sıfır koşullarında belirgin biçimde yükselmektedir. Özellikle 2033-2039 döneminde fiyatlarda güçlü bir artış gözlenmekte ve marjinal elektrik fiyatları yaklaşık 125-249 $/MWh aralığına çıkmaktadır. Bu durum, emisyon kısıtlarının sıkılaşması ve sürekli düşük karbonlu esnek kapasitenin sınırlı olmasıyla tutarlı bir sonuç olarak değerlendirilmektedir. Ayrıca Trakya ile Türkiye'nin geri kalanı arasındaki bölgesel fiyat ayrışmasının zaman içinde azaldığı gözlenmiştir. Bu da sistem geliştikçe iletim darboğazlarının veya marjinal maliyet farklılıklarının zayıfladığını düşündürmektedir. Bununla birlikte tez, özellikle net-sıfır senaryolarında 2052-2053 yıllarında gözlenen keskin fiyat düşüşlerini de not etmekte ve bu durumun, genel bulguların aksine bir sonuç olmaktan ziyade, modelin terminal yıl kısıtından kaynaklanabilecek olası bir“köşe çözümü”davranışı olabileceğini belirtmektedir. Emisyon sonuçları açısından senaryolar arasındaki fark son derece nettir. Tüm senaryolar 2025 yılında yaklaşık 280 MtCO₂ düzeyinden başlamaktadır. İki Net-Sıfır Senaryosu'nda toplam emisyonlar neredeyse doğrusal bir şekilde azalarak 2053 yılına gelindiğinde sıfıra yaklaşmaktadır. Buna karşılık baz senaryolar karbonsuzlaşmamaktadır. Nükleer içeren Baz Senaryo'da emisyonlar 2053 yılında yaklaşık 360 MtCO₂ seviyesine yükselirken, Nükleersiz Baz Senaryo'da bu değer yaklaşık 400 MtCO₂ düzeyine çıkmaktadır. Aradaki fark, net-sıfır kısıtı olmasa dahi nükleer enerjinin uzun vadeli emisyonları azaltıcı bir etki yarattığını göstermektedir. Bunun temel nedeni, nükleer enerjinin yokluğunda sistemin doğal gaz ve diğer fosil kaynaklara daha fazla yönelmesidir. Bu doğrultuda tez, nükleer enerjinin hem politika kısıtlı hem de kısıtsız geleceklerde değer taşıdığı sonucuna ulaşmaktadır: baz koşullarda fosil yakıt bağımlılığını ve emisyonları azaltmakta; net-sıfır koşullarında ise aynı hedefe ulaşmak için gerekli rüzgâr, güneş, depolama ve doğal gaz dengeleme ihtiyacını azaltmaktadır. Genel olarak tez, Türkiye elektrik sektöründe net-sıfır hedefinin teknik olarak mümkün olduğunu; ancak bunun üretim karmasında derin ve çok boyutlu bir yeniden yapılanmayı gerektirdiğini ortaya koymaktadır. Bu dönüşüm; linyitin erken dönemde sistemden çıkarılmasını, kömürün daha ileri aşamalarda tasfiyesini, doğal gazın geçici bir geçiş yakıtı olarak kullanılmasını, rüzgâr ve güneş enerjisinde çok büyük ölçekli kapasite artışlarını ve depolama ile esneklik kaynaklarına giderek artan düzeyde bağımlılığı içermektedir. Bu dönüşüm içinde nükleer enerji, tek başına yeterli bir çözüm olarak değil; sistem üzerindeki baskıyı azaltan, uzun vadeli emisyonları düşüren, arz yeterliliğini destekleyen ve yenilenebilirler ile depolamanın gerekli büyüme ölçeğini sınırlayan stratejik bir sürekli düşük karbonlu seçenek olarak değerlendirilmektedir. Bu bağlamda tezin temel politika mesajı, Türkiye'nin uzun vadeli elektrik planlamasında temiz enerji yatırımlarının hızlandırılması, esneklik tasarımının dikkatli biçimde kurgulanması ve nükleer enerjinin yenilenebilir ağırlıklı bir geleceği tamamlayan potansiyel olarak değerli bir seçenek olarak ele alınması gerektiğidir.

Özet (Çeviri)

This thesis examines the techno-economic role of nuclear energy in Türkiye's electricity transition and evaluates whether nuclear power can materially support the country's 2053 net-zero target. It is framed around a core systems question: in a power system with rising demand, growing renewable penetration, and strong decarbonization pressure, can nuclear energy provide firm low-carbon supply that reduces emissions, improves adequacy, and limits the need for excessive backup and storage. The thesis positions this question within Türkiye's broader energy context, where electricity demand is increasing, fossil-fuel import dependence remains a structural concern, and renewable growth creates new flexibility and reliability challenges. The first part of the thesis builds the conceptual and policy foundation for this analysis. It reviews the fundamentals of nuclear energy, the historical evolution of nuclear power globally, its environmental profile, and the development of Türkiye's nuclear agenda. It also discusses the strategic significance of the Akkuyu and İğneada projects, not only as power plants but as major policy and planning decisions linked to energy security, decarbonization, and long-term industrial development. In parallel, the thesis reviews Türkiye's recent electricity-sector evolution, showing strong demand growth and a rapid rise in wind and solar, while noting that natural gas and imported coal still play major roles in balancing and peak supply. This literature and background review ultimately justifies a system-level, scenario-based modeling approach rather than a narrow plant-by-plant or cost-only assessment. The analytical core of the thesis is a long-term PLEXOS model of Türkiye's power system covering 2025-2053. PLEXOS is used because it can co-optimize capacity expansion and hourly dispatch while respecting technical, operational, and network constraints. The model explicitly separates the system into Thrace and the Rest of Türkiye, using hourly load disaggregation based on official EPİAŞ and TEİAŞ data. Thrace is represented with detailed transmission, generation, and demand nodes, while the rest of the country is modeled more compactly but still preserves the key interconnection structure. The thesis also derives a long-run annual electricity-demand growth assumption of 1.8% from TEİAŞ's 2016-2025 consumption data and applies this as the basis for projecting demand to 2053. This creates a transparent, data-grounded platform for testing long-run structural change in the electricity mix. The scenario architecture is one of the thesis's main strengths. Four pathways are modeled: Baseline, Net-Zero, No-Nuclear Baseline, and No-Nuclear Net-Zero. These scenarios are designed to isolate two structural effects: the impact of imposing a binding net-zero trajectory, and the impact of excluding nuclear power as an available long-term option. In the nuclear-inclusive cases, Akkuyu is assumed to enter service sequentially from 2026 to 2029, while İğneada is modeled as a second nuclear expansion phase, with units commissioned from 2040 to 2043. This allows the thesis to test system effects of nuclear availability under alternative policy environments. The results show that the net-zero constraint fundamentally reshapes the electricity system. Reported system“load”and“generation”rise over time in all scenarios, but the study notes that cross-scenario differences are partly driven by storage charging being counted within gross load. By 2053, the modeled total load/generation reaches about 575 TWh in the Baseline, 598 TWh in Net-Zero, 577 TWh in No-Nuclear Baseline, and 604 TWh in No-Nuclear Net-Zero. The key difference is not demand itself, but how much additional system energy is required for storage cycling and flexibility in each pathway. Across the generation mix, the thesis finds that natural gas behaves very differently depending on the scenario. In the Baseline with nuclear, gas remains important but ends around 60 TWh in 2053; in the No-Nuclear Baseline, it climbs to roughly 120 TWh, indicating strong long-run fossil substitution when nuclear is absent. Under Net-Zero, gas plays a transitional“bridge”role: it rises sharply through the 2030s to support adequacy and flexibility, then declines after the early 2040s as low-carbon supply expands and emissions limits tighten. Meanwhile, wind and solar become the dominant late-horizon growth technologies under Net-Zero, especially after 2050, and their required scale becomes substantially larger when nuclear is excluded. By 2053, wind reaches roughly 150-160 TWh in the nuclear Net-Zero case and about 190 TWh in the No-Nuclear Net-Zero case, while solar is also much higher without nuclear. Nuclear itself follows a stepwise build-out: after near-zero output in 2025-2026, generation rises to about 42-43 TWh by 2030, plateaus through the 2030s, then climbs again after 2040 and stabilizes near 88-90 TWh from 2045 onward. In short, the results suggest that nuclear does not replace renewables; rather, it reduces the scale and speed of renewable and storage expansion required to meet the same decarbonization goal. Fossil fuel phase-out dynamics are another major conclusion. Lignite emerges as the earliest large fossil source to be eliminated under net-zero settings, falling to near-zero by the mid-2030s, whereas in baseline pathways it remains a persistent 80 TWh-scale contributor through 2053. Coal declines more slowly: it stays high in baseline futures but is gradually pushed toward near-zero only in the 2050-2053 period under Net-Zero. This means the thesis identifies a sequential decarbonization pattern: lignite exits first, coal later, and natural gas last. At the same time, hydro and geothermal remain relatively stable across all scenarios, acting as steady supporting resources rather than the main drivers of transition. The storage and market results reinforce the same structural interpretation. Battery use remains modest in baseline pathways but rises sharply after 2045 in the net-zero cases, reaching around 23-24 TWh of discharge by 2053 in the nuclear Net-Zero case and 29-30 TWh in the No-Nuclear Net-Zero case. This means the absence of nuclear increases the need for short-duration flexibility and energy shifting. Electricity prices also rise materially under net-zero conditions, especially in the medium term, where the thesis reports a pronounced surge during 2033-2039 (roughly 125-249 $/MWh), consistent with tighter emissions constraints and scarcity of firm low-carbon flexibility. Regional price separation between Thrace and the Rest of Türkiye gradually declines over time, suggesting that congestion or marginal-cost differences weaken as the system evolves. The thesis also notes some end-of-horizon anomalies, especially sharp price collapses in 2052-2053 under net-zero cases, which are interpreted as possible modeling corner solutions caused by a binding terminal-year constraint rather than a rejection of the broader findings. In emissions terms, the contrast between scenarios is very clear. All pathways start near 280 MtCO₂ in 2025. In the two Net-Zero scenarios, total emissions decline almost linearly and approach zero by 2053. In contrast, the Baseline pathways do not decarbonize: the Baseline with nuclear rises to around 360 MtCO₂ by 2053, while the No-Nuclear Baseline rises further to about 400 MtCO₂. This gap indicates that nuclear availability reduces long-run emissions even without a net-zero constraint, primarily by limiting substitution toward natural gas and other fossil generation. Thus, the thesis concludes that nuclear has value in both policy-constrained and unconstrained futures: under baseline conditions it reduces fossil dependence and emissions, and under net-zero conditions it reduces the amount of wind, solar, storage, and gas balancing required to reach the target. Overall, the thesis argues that achieving net-zero in Türkiye's power sector is technically possible but requires a profound restructuring of the generation mix: early lignite phase-out, eventual coal elimination, temporary reliance on gas as a bridging fuel, massive late-horizon expansion of wind and solar, and rapidly increasing dependence on storage and flexibility resources. Within this transformation, nuclear energy is presented not as a standalone solution, but as a strategically important firm low-carbon option that eases system stress, lowers long-run emissions, improves adequacy, and moderates the scale of renewable and storage build-out. The final policy message is that Türkiye's long-term electricity planning should combine accelerated clean-energy deployment with careful flexibility design, while treating nuclear as a potentially valuable complement to a renewable-dominated future.

Benzer Tezler

  1. Tez No

    856327

    Türkiye'deki termik santrallerin açık kömür sahalarına güneş takipli veya sabit fotovoltaik güneş enerjisi santralleri entegrasyonunun teknoekonomik ve çevresel analizi

    Techno-economic and environmental analysis of the integration of solar tracked or fixed-tilt photovoltaic power plants to open coal fields of thermal power plants in Turkey

    RUHAT ALDEMİR

    Yüksek Lisans

    Türkçe

    Türkçe

    2023

    Mühendislik BilimleriBaşkent Üniversitesi

    Enerji Mühendisliği Ana Bilim Dalı

    DR. ÖĞR. ÜYESİ LEVENT ÇOLAK

  2. Tez No

    977465

    Techno-economic feasibility analysis of a battery energy storage system assisted solar photovoltaic power plant: a case study

    Batarya enerji depolama sistemi destekli fotovoltaik enerji santralinin tekno-ekonomik uygulanabilirlik analizi: Bir vaka çalışması

    TÜRKER AŞKIN KABADAYI

    Yüksek Lisans

    İngilizce

    İngilizce

    2025

    Elektrik ve Elektronik MühendisliğiAdana Alparslan Türkeş Bilim ve Teknoloji Üniversitesi

    Mühendislik ve Doğa Bilimleri Ana Bilim Dalı

    DOÇ. DR. ÖZGÜR ÇELİK

  3. Tez No

    802367

    Techno-economic investigation of methanol production plant using solar and wind energy in Iraq

    Irak'ta güneş ve rüzgar enerjisi kullanılarak metanol üretiminin tekno-ekonomik olarak incelenmesi

    FARAH ABDALRAHMAN ABDALRZAQ ALKHALIDI

    Yüksek Lisans

    İngilizce

    İngilizce

    2023

    Makine MühendisliğiKarabük Üniversitesi

    Makine Mühendisliği Ana Bilim Dalı

    DR. ÖĞR. ÜYESİ Erhan KAYABAŞI

  4. Tez No

    401604

    Techno-economic study of the calcium looping process for CO2 capture from cement and biomass power plants

    Başlık çevirisi yok

    DURSUN CAN ÖZCAN

    Doktora

    İngilizce

    İngilizce

    2014

    Kimya MühendisliğiThe Unıversıty Of Edınburgh

    PROF. STEFANO BRANDANI

    DR. HYUNGWOONG AHN

  5. Tez No

    989962

    Techno-economic analysis of hybrid renewable energy systems for the optimal design of a hydrogen refuelling station in Germany

    Almanya'da bir hidrojen yakıt dolum istasyonunun optimum tasarımı için hibrit yenilenebilir enerji sistemlerinin tekno-ekonomik analizi

    BERNA BURCU KALYONCU

    Doktora

    İngilizce

    İngilizce

    2026

    EnerjiYıldız Teknik Üniversitesi

    Kimya Mühendisliği Ana Bilim Dalı

    PROF. DR. HASAN SADIKOĞLU

    DR. ÖĞR. ÜYESİ YAVUZ KIRIM

Geri Dön