1. YILDIZ TEKNİK ÜNİVERSİTESİ
ELEKTRİK-ELEKTRONİK FAKÜLTESİ
BİLGİSAYAR MÜHENDİSLİĞİ BÖLÜMÜ
BİLGİSAYAR PROJESİ
FARK BASINÇ YÖNTEMİ İLE DOĞALGAZ AKIŞI
ÖLÇÜM VE HESAPLAMA PROGRAMI
Proje Yöneticisi: Doç. Dr. Banu DİRİ
Proje Öğrencisi:
13574006 Şeref Uğur DEMİR
İstanbul, 2016

2.  Bu projenin bütün hakları Yıldız Teknik Üniversitesi Bilgisayar Mühendisliği Bölümü’ne aittir.

3. iii
İÇİNDEKİLER
SEMBOL LİSTESİ……………………………………………………………………....v
KISALTMA LİSTESİ…………………………………………………………………..vi
ŞEKİL LİSTESİ………………………………………………………………………..vii
ŞEKİL LİSTESİ……………………………………………………………………….viii
ŞEKİL LİSTESİ………………………………………………………………………....ix
TABLO LİSTESİ…………………………………………………………………….......x
TABLO LİSTESİ……………………………………………………………………......xi
ÖNSÖZ…………………………………………………………………………………xii
ÖZET…………………………………………………………………………………..xiii
ABSTRACT…………………………………………………………………………...xiv
1. GİRİŞ........................................................................................................................1
2. ÖN İNCELEME........................................................................................................4
2.1. Verinin ölçeklenmesi, dönüştürülmesi ve gaz akış formülü.................................5
2.1.1. Sabit basınç sensöründen gelen verilerin gaz akış formülü için hazırlanması5
2.1.2. Fark basınç sensöründen gelen verilerin gaz akış formülü için hazırlanması.5
2.1.3. Sıcaklık sensöründen gelen verilerin gaz akış formülü için hazırlanması ......6
2.2. RealFlo ve GFC programlarının karşılaştırılması ................................................7
2.2.1. RealFlo programının temel özellikleri ..........................................................7
2.2.2. GFC programının temel özellikleri...............................................................8
3. FİZİBİLİTE.............................................................................................................10
3.1. Teknik Fizibilite ...............................................................................................10
3.1.1. Yazılım ve Donanım Fizibilitesi.................................................................10
3.1.2. İletişim Fizibilitesi .....................................................................................11
3.2. Zaman Fizibilitesi.............................................................................................15
3.3. Yasal Fizibilite..................................................................................................16
3.4. Ekonomik Fizibilite ..........................................................................................16
4. SİSTEM ANALİZİ..................................................................................................19
4.1. Sistemde olması beklenen özellikler: ................................................................19
5. SİSTEM TASARIMI...............................................................................................21
5.1. Yazılım Tasarımı..............................................................................................21
5.1.1. Uygulamanın kodlanması...........................................................................22

4. iv
5.1.2. Uygulamanın derlenmesi............................................................................23
5.1.3. Uygulamanın ilişkilendirilmesi ve oluşturulması........................................24
5.1.4. Uygulamanın Telepace Studio 5.0.6 programı ile cihaza yüklenmesi..........24
5.1.5. Çıktıların SCADA Expert ClearSCADA 2013 ViewX ile gösterilmesi......25
5.2. Veritabanı Tasarımı ..........................................................................................26
5.3. Girdi-Çıktı Tasarımı .........................................................................................30
5.3.1. Girdiler ......................................................................................................30
5.3.2. Çıktılar.......................................................................................................31
6. UYGULAMA .........................................................................................................34
6.1. Trakya 1 Kuyusu – RealFlo, GFC ve Daniel çıktılarının karşılaştırılması..........34
6.2. Trakya 2 Seperatörü – RealFlo ve GFC çıktılarının karşılaştırılması .................36
6.3. Trakya 3 Seperatörü – RealFlo ve GFC çıktılarının karşılaştırılması .................37
6.4. Trakya 4 Kuyusu – RealFlo ve GFC çıktılarının karşılaştırılması......................38
6.5. Trakya 5 Kuyusu – RealFlo ve GFC çıktılarının karşılaştırılması......................39
6.6. Acil durum kontrol mekanizmasının test edilmesi.............................................40
7. DENEYSEL SONUÇLAR ......................................................................................45
7.1. RelaFlo & GFC Programlarının Sonuçlarının Karşılaştırılması .........................45
7.2. GFC programının acil durum kontrol mekanizmasının çalıştırılması, sonuçları .47
8. PERFORMANS ANALİZİ......................................................................................53
9. SONUÇ...................................................................................................................54
10. KAYNAKLAR......................................................................................................55
11. ÖZGEÇMİŞ ..........................................................................................................56

5. v
SEMBOL LİSTESİ
CH4 Metan
C2H6 Etan
C3H8 Propan
C4H10 Bütan
CO2 Karbondioksit
N2 Azot
He Helyum
H2S Hidrojen Sülfür
°C Santigrat Cinsinden Derece
mA Mili Amper
bar Psi’ a Bağlı Basınç Brimi
Psig Manometre Basınç
Psia Mutlak Basınç
In_w Inç Su Sütunu
°F Fahrenheit Cinsinden Derece
°R Rankine Cinsinden Derece
Mcf 1000 kübik feet. /d gün, /s saniye
hw Fark Basınç Değeri
Pf Statik Basınç
Fb Temel Diyafram Faktörü
Fpb Basınç Faktörü
Ftf Fahrenheit’ dan Rankine’ e Çevrilmiş Sıcaklık Değeri
Fpv Sıkıştırılabilirlik Faktörü
Fa Diyaframın Sıcaklığa Bağlı Açılım Faktörü
DNP Dağıtılmış Ağ Protokolü
GB Giga Byte
GHz Giga Hertz
I/O Giriş / Çıkış
RAM Rastgele Erişilebilir Bellek
Sm3/ Standart metreküp. /hr saat, /d gün
V Volt

6. vi
KISALTMA LİSTESİ
A/D Analog/Digital (Analog/Dijital)
ABD Ana Bilim Dalı
AGA American Gas Association (Amerikan Gaz Birliği)
AGA 3 AGA Report No. 3 (Amerikan Gaz Birliği’nin 3 numaralı raporu)
AGA 7 AGA Report No.7 (Amerikan Gaz Birliği’nin 7 numaralı raporu)
AGA 8 AGA Report No.8 (Amerikan Gaz Birliği’nin 8 numaralı raporu)
AGA NX-19 AGA Report No. NX-19 (Amerikan Gaz Birliği’nin 19 numaralı NX
raporu)
AIN Analog Input (Analog Giriş)
BDT Birleşmiş Devletler Topluluğu
BOTAŞ Boru Hatları ile Petrol Taşıma Anonim Şirketi
CSV Comma separated values (Virgülle ayrılmış değerler)
DEV Developer (Geliştirici)
DIN Digital Input (Dijital Giriş)
DOUT Digital Output (Dijital Çıkış)
EGO Elektrik Gaz Otobüs Genel Müdürlüğü
GFC Gas Flow Computer (Gaz Akış Bilgisayarı)
İGDAŞ İstanbul Gaz Dağıtım Sanayi ve Ticaret A.Ş.
İGSAŞ İstanbul Gübre Sanayi A.Ş.
İZGAZ İzmit Gaz Dağıtım
LNG Liquefied Naturel Gas (Sıvılaştırılmış Doğal Gaz)
MODBUS Seri Haberleşme Protokolü
PLC Programmable Logic Controller (Programlanabilir Mantıksal Denetleyici)
RTU Remote Terminal Unit (Uzak Kumanda Birimi)
SCADA Supervisory Control And Data Acquisition (Danışmalı Kontrol ve Veri
Toplama Sistemi)
TCP Transmission Control Protocol (İletim Kontrol Protokolü)
TPAO Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı
TÜGSAŞ Türkiye Gübre Sanayii A.Ş.

7. vii
ŞEKİL LİSTESİ
Şekil 1.1 Fark Basıncı ve Diyafram yöntemleri ile oluşturulan örnek bir doğalgaz akış ve
ölçüm sistemi………………………………………………………………………….....3
Şekil 2.1 RealFlo programı ve arayüzü……………………………………………..........8
Şekil 2.2 SCADA Expert ClearSCADA 2013 ViewX programı ve arayüzü…………….9
Şekil 3.1 5607 I/O modülü entegre edilmiş SCADAPack 334 cihazı…………………...12
Şekil 3.2 5607 I/O modülü ana kart planı……………………………………………….12
Şekil 3.3 Örnek güç ve analog giriş bağlantıları………………………………………...13
Şekil 3.4 GFC Proje planı……………………………………………………………….16
Şekil 5.1 GFC programının genel iş akış şeması………………………………………..21
Şekil 5.2 GFC programının gerçek sensör değerleri ile birlikte çalıştırılması için gerekli
olan kod seti…………………………………………………………………………….22
Şekil 5.3 GFC programının, RealFlo programının sonuçları ile karşılaştırılması için sabit
değerler girilerek hazırlanan kod seti….......……………………………………………22
Şekil 5.4 GNU C++ Compiler for ARM processor programı ile uygulamanın derlenmesi
ve kontrol edilmesi……………………………………………………………………...23
Şekil 5.5 GNU C++ Compiler for ARM processor programında kullanılan komut
setlerindeki parametreler ve kısa açıklamaları………………………………………….23
Şekil 5.6 GNU C++ Compiler for ARM processor programı ile uygulamanın
oluşturulması…………………………………………………………………………...24
Şekil 5.7 Telepace Studio 5.0.6 programının uygulama yükleme ekranı ve işlem
adımları…………………………………………………………………………………24
Şekil 5.8 Uygulamanın SCADAPack 334 RTU cihazına başarıyla yüklenmesi ve
çalıştırılması…………………………………………………………………………….25
Şekil 5.9 Elde edilen çıktıların SCADA Expert ClearSCADA ViewX programında
gösterilmesi……………………………………………………………………………..25

8. viii
Şekil 5.10 5607 I/O modülü entegre edilmiş SCADAPack 334 RTU cihazının temel
fonksiyon parametreleri………………………………………………………………...30
Şekil 5.11 Uygulamada kullanılan sabit değerler ve değişkenler……………………….31
Şekil 5.12 GFC uygulamasının çıktılarının SCADA Expert ClearSCADA ViewX ile
gösterilmesi……………………………………………………………………………..32
Şekil 6.1 RealFlo programının sonuçları………………………………………………..34
Şekil 6.2 SCADA Expert ClearSCADA programının arayüzü kullanılarak erişilen
kuyunun verileri (Sarı çerçeveli bölüm)………………………………………………..35
Şekil 6.3 RealFlo programından girilen verilerin Daniel Orifice Flow Calculator ile de
hesaplanması……………………………………………………………………………35
Şekil 6.4 RealFlo programındaki girdilerin GFC programında sabit girdi olarak
kullanılması ve elde edilen sonuçlar…………………………………………………….36
Şekil 6.5 RealFlo programı ile yapılan ölçüm ve hesaplanmış değerler…………………36
Şekil 6.6 RealFlo programındaki girdilerin GFC programında sabit girdi olarak
kullanılması ve elde edilen sonuçlar…………………………………………………….37
Şekil 6.7 RealFlo programı ile yapılan ölçüm ve hesaplanmış değerler…………………37
Şekil 6.8 RealFlo programındaki girdilerin GFC programında sabit girdi olarak
kullanılması ve elde edilen sonuçlar……………………………………………………38
Şekil 6.9 RealFlo programı ile yapılan ölçüm ve hesaplanmış değerler…………………38
Şekil 6.10 RealFlo programındaki girdilerin GFC programında sabit girdi olarak
kullanılması ve elde edilen sonuçlar……………………………………………………39
Şekil 6.11 RealFlo programı ile yapılan ölçüm ve hesaplanmış değerler……………….39
Şekil 6.12 RealFlo programındaki girdilerin GFC programında sabit girdi olarak
kullanılması ve elde edilen sonuçlar……………………………………………………40
Şekil 6.13 Önceden belirlenen sağlıklı değerler arasında programın çalışması………...41
Şekil 6.14 Önceden belirlenen sağlıklı değerler arasında programın çalışması…………42
Şekil 6.15 Önceden belirlenen değerler dışına çıkıldığında programın çalışması………42

9. ix
Şekil 6.16 Önceden belirlenen değerler dışına çıkıldığında programın çalışması.……..43
Şekil 6.17 Önceden belirlenen değerler dışına çıkıldığında programın çalışması.……..43
Şekil 6.18 Önceden belirlenen değerlere tekrar dönüldüğünde tüm sayaçların kaldıkları
yerden devam etmeleri…………………………………………………………...……..44

10. x
TABLO LİSTESİ
Tablo 3.1 5607 I/O modülü entegre edilmiş SCADAPack 334 cihazı üzerindeki led
ışıkların konumları ve açıklamaları……………………………………………………..13
Tablo 3.2 Projede kullanılan donanımların modelleri ve fiyatları………………………17
Tablo 3.3 Projede kullanılan ücretli ve ücretsiz yazılımlar……………………………...18
Tablo 5.1 Projede kullanılan kayıt adresleri…………………………………………….26
Tablo 5.1 Projede kullanılan kayıt adresleri…………………………………………….27
Tablo 5.1 Projede kullanılan kayıt adresleri…………………………………………….28
Tablo 5.1 Projede kullanılan kayıt adresleri…………………………………………….29
Tablo 5.2 Telepace Programının kullandığı kayıt adresleri……………………………..30
Tablo 5.3 Arayüzde kullanılan bölümler ve çıktıları……………………………………33
Tablo 7.1 RealFlo & GFC programlarından elde edilen değerler arasındaki farklar……45
Tablo 7.2 GFC programından elde edilen değerlerin kabul edilebilir sınırlar içerisindeki
başarım oranları...………………………………………………………………………46
Tablo 7.3 GFC programından elde edilen değerlerin hesaplama bazında oranı ve genel
başarı ortalaması………………………………………………………………………..46
Tablo 7.4 GFC programının, sıcaklık değerlerinin 73°F –78°F arasında olduğunda yaptığı
ölçümlerin ve hesaplamaların sonuçları………………………………………………...47
Tablo 7.5 GFC programının, sıcaklık değerlerinin 73°F –78°F arasında olduğunda yaptığı
ölçümlerin ve hesaplamaların sonuçları………………………………………………...48
Tablo 7.6 GFC programının, sıcaklık değerlerinin 73°F –78°F dışında olduğunda yaptığı
ölçümlerin ve hesaplamaların sonuçları………………………………………………...49
Tablo 7.7 GFC programının, sıcaklık değerlerinin 73°F –78°F dışında olduğunda yaptığı
ölçümlerin ve hesaplamaların sonuçları………………………………………………...50
Tablo 7.8 GFC programının, sıcaklık değerlerinin 73°F –78°F dışında olduğunda yaptığı
ölçümlerin ve hesaplamaların sonuçları………………………………………………...51

11. xi
Tablo 7.9 GFC programının, sıcaklık değerlerinin 73°F –78°F arasında olduğunda yaptığı
ölçümlerin ve hesaplamaların sonuçları………………………………………………...52

12. xii
ÖNSÖZ
Bu projeyi gerçekleştirebilmem için bana inanan ve çalışmalarım süresince her türlü
desteği ve anlayışı sağlayan, kıymetli tecrübeleri ile bilgisini esirgemeyen değerli hocam
Doç. Dr. Banu DİRİ’ ye teşekkürlerimi sunarım.
Proje süresince gece gündüz demeden tüm desteği ve hoşgörüsü ile her zaman yanımda
olan eşim Ebru DEMİR’ e ve motivasyon kaynağım olan kızım Pırıl DEMİR’ e de sonsuz
teşekkürlerimi sunarım.
Ayrıca bu projeyi bir Ar-Ge projesi olarak kabul edip ihtiyacım olan tüm imkânları bana
sağladığı için, hala severek çalışıyor olduğum TransAtlantic Petroleum Şirketi’ ne ve
değerli yöneticilerime, bu süreçte tüm tecrübe ve bilgisini çekinmeden benimle paylaşan
Sn. Haluk SAN’ a da teşekkür ederim.

13. xiii
ÖZET
Günümüzde enerji sektöründe doğalgazın yeri ve önemi oldukça büyüktür. Doğal gazın
üretiminden satışına kadar olan süreçte de bu itibarla çok hassas ölçümler ve hesaplamalar
yapılmaktadır. Bu çalışmada, ölçüm ve hesaplamaların günümüzde nasıl ve hangi
yöntemlerle yapıldığına değinilmiş, mevcut programlara alternatif olabilecek bir program
yazılmış ve detaylarıyla irdelenmiştir.
Hazırlanan programla; sektörde kullanılan mevcut programların kısıtları da göz önünde
bulundurularak daha esnek bir kullanıma sahip olması amaçlanmıştır. Böylece daha
doğru ölçümler yapabilmenin, kesin sonuçlar elde etmenin ve ihtiyaçlar doğrultusunda
eklenebilecek yeni mekanizmaların geliştirilmesinin de önü açılmıştır.
Bunlara ek olarak, proje süresince kullanılan tüm kaynaklar ve teknolojilerde edinilen
bilgi birikiminin bu proje kitabında detaylarıyla ele alınması ve paylaşılması da ileride
geliştirilebilecek yeni projelere ışık tutacaktır.

14. xiv
ABSTRACT
Natural gas has a significant place and importance in the energy sector nowadays.
Accordingly, very precise measuring and calculations are conducted in the process from
natural gas production to sale. This study refers how and by which methods these
measuring and calculations are made nowadays, develops a program that can be
alternative to present ones, and examines it in detail.
Developed program aims to have more flexible usage considering restrictions of present
programs used in the sector. Thus, the program pave the way for being able to make more
accurate calculations, obtain precise results and develop new mechanisms that will be
able to be added in line with requirements.
Additionally, addressing and sharing knowledge in this project book in detail, which has
been obtained from all resources and technologies used during the project, are important
in terms of casting light upon new projects to be developed in the future.

15. 1. GİRİŞ
Doğal gaz yer kabuğunun içindeki fosil kaynaklı bir çeşit yanıcı gaz karışımıdır.
Bir petrol türevidir. Yakıt olarak önem sıralamasında ham petrolden sonra ikinci sırayı
alır. Doğal gazın büyük bölümü (%70-90'ı), Metan gazı (CH4) adı verilen hidrokarbon
bileşiğinden oluşur. Diğer bileşenleri; Etan (C2H6), Propan (C3H8), Bütan (C4H10)
gazlarıdır. İçeriğinde eser miktarda Karbondioksit (CO2), Azot (N2), Helyum (He)
ve Hidrojen Sülfür (H2S) de bulunur. Doğal gaz konvansiyoneldir ve konvansiyonel
olmayan doğal gaz türleri arasında kaya gazı, kum gazı ve kömür gazı bulunur.
Doğal gazı en verimli ve en ucuz taşıma yöntemi boru hattı kullanımıdır. Doğal gaz
doğada sıvı fazında bulunmaz, kaynama noktası -161,6 °C'dir. 254 litrelik doğal gaz
yüksek basınç ile sıvı hale getirilerek 22 litreye kadar sıkıştırılabilir. Bunun yanında doğal
gaz basınçlı tanklarda sıvılaştırılmış olarak da taşınabilir. Sıvılaştırılmış doğal gazın
(LNG) taşıma sırasında çok yüksek basınç altında ve düşük sıcaklıklarda tutulması
zorunluluğu, bu taşıma yöntemini boru hattı yöntemine göre daha verimsiz kılmaktadır.
[1]
Türkiye’de doğal gazla ilgili ilk faaliyetler, TPAO’nun 1976’da petrol arama çalışmaları
esnasında bulduğu doğal gaz kuyularının işletilmesiyle başlamıştır. 1971’de TPAO’nun
iştiraki olarak kurulan ve 1995’te Kamu İktisadi Teşebbüsü haline getirilen BOTAŞ’a,
sektörün rekabete açık olmaması nedeniyle tekel hakkıyla birlikte büyük yatırımların
gerçekleştirilmesi için kamu hizmet yükümlülüğü de verilmiştir. 1980’li yılların ilk
yarısında BOTAŞ tarafından doğal gaz talep tahmin ve doğal gaz temin planlamasıyla
ilgili ilk çalışmalar yapılmış ve gaz teminine yönelik olarak Rusya ile görüşmelere ve
anlaşma hazırlıklarına başlanmıştır.[2]
1984 yılından itibaren, Türkiye’de BOTAŞ tarafından çalışmalara başlanmış ve 1985
yılında yaptırılan Türkiye Doğal Gaz Kullanım Etüdü ile doğal gaz tüketim potansiyeli
ve muhtemel güzergâh belirlenmiştir.[2]
26 Ekim 1986 tarihinde doğal gaz ana iletim hattının inşasına başlanmış ve ana hattın
tamamlanmasıyla doğal gaz 1988 yılında Ankara’ya ulaşmıştır. Bulgaristan sınırındaki
Malkoçlar mevkiinden Türkiye’ye giriş yapan ve Kırklareli, İstanbul, İzmit, Bursa ve
Eskişehir güzergâhını izleyerek Ankara’ya ulaşan ana boru hattı, 60 km’si deniz geçişi
olmak üzere toplam 842 km’lik bir uzunluğa sahiptir. Ana hat, Trakya bölgesinde iki
elektrik santralını (Hamitabat ve Ambarlı) beslemekte, ayrıca iki büyük gübre tesisi

16. 2
(İGSAŞ ve TÜGSAŞ) ile güzergâh üzerinde yer alan 150 dolayındaki sanayi tesisine
doğal gaz vermektedir. Bunlara ilave olarak, güzergâh üzerinde bulunan şehirlerdeki
konut ve ticarethanelere gaz naklini sağlayan şehir içi dağıtım sistemleri de ana hatta bağlı
bulunmaktadır. Doğal gaz, Ekim 1988’de Ankara’da konut ve ticari sektörde
kullanılmaya başlanmıştır. Ankara’dan sonra, İstanbul’da Ocak 1992’de, Bursa’da Aralık
1992’de, İzmit’te Eylül 1996’da, Eskişehir’de ise, Ekim 1996’da konut ve ticari sektörde
kullanıma sunulmuştur. Doğal gazın dağıtımı Ankara’da EGO, İstanbul’da İGDAŞ,
İzmit’te İZGAZ, Bursa ve Eskişehir’de BOTAŞ tarafından yapılmaktadır.[2]
Günümüzde enerji sektöründe doğal gaz akışını ölçmek ve değerlendirmek için birçok
yazılım ve donanım kullanılmaktadır. Bu projede ki amaç; sektörde kullanılan
programlara alternatif olabilecek yerli kaynaklar ve bilgi birikimi ile bir program
geliştirilmesidir. Projede bu program kısaca “GFC ” olarak anılacaktır.
GFC programı, 3 adet fiziksel sensörden (Basınç, sıcaklık ve fark basıncı sensörleri) gelen
verileri belirli aralıklarla alıp, formülde kullanılacak birimlere dönüştürmek için
ölçeklendirir ve sonrasında AGA standartları bazında hazırlanan bir formülasyona tabi
tutarak elde edilen bilgileri anlık çıktılar halinde verir. Bununla birlikte gerekli olan tüm
hesaplamaları yapar, sayaçları da programın akışına uygun olarak sürekli olarak düzenler.
Ek olarak; bazı değerler, daha önceden belirlenmiş aralıklar dışına çıktığında akışı
kesebilecek devreyi de çalıştırır.
GFC programı, RealFlo programının temel özelliklerinden esinlenerek, aşağıdaki
resimde görülen sistem üzerinde çalışabilecek şekilde hazırlanmıştır. Bu sistemde
kullanılan başlıca ekipmanlar; sabit basınç sensörü, fark basınç sensörü, sıcaklık sensörü,
valfler, boru/boru hattı, diyafram, kromatograf, akış bilgisayarı ve sonuçların
görülebildiği bir cihaz ya da arayüzdür.

17. 3
Şekil 1.1 Fark basıncı ve diyafram yöntemleri ile oluşturulan örnek bir doğalgaz
akış ve ölçüm sistemi [3]
Bu çalışmada; ön inceleme bölümünde, enerji sektöründe kullanılan standartlar, proje
hakkında genel bilgiler ve sektörde yaygın olarak kullanılan RealFlo programı ile GFC
programının temel olarak karşılaştırmalarına yer verilmiştir. Fizibilite bölümünde
projenin yapılabilirlik etüdü irdelenmiştir. Sistem analizi bölümünde bilgi kaynakları,
gereksinimler ve projede en uygun çözümü bulmak için ana öğeler ile işlevler ortaya
çıkarılıp tanımlanmış, projenin hedefleri detaylandırılmış ve tasarım aşamasına geçecek
en uygun çözüm belirlenmiştir. Sistem tasarımı bölümünde, analiz aşaması bittikten sonra
gerçekleştirilen tasarım aşamaları raporlanmıştır. Uygulama bölümünde, gerçekleşen
projenin çalışan haline ait ekran görüntüleri yer almıştır. Deneysel sonuçlar bölümünde,
sistemin değişik senaryolarla çalışması sonucunda oluşan çıktılar verilmiştir. Performans
analizi bölümünde, sistemin çalışma performansı değerlendirilmiştir. Sonuç bölümünde,
gerçekleştirilen çalışmadan elde edilen sonuçlar değerlendirilmiş, enerji sektörüne
yapacağı katkılar incelenmiştir. Kaynaklar bölümünde, faydalanılan kaynaklara yer
verilmiştir. Özgeçmiş bölümünde ise kısa özgeçmişim yer almaktadır.

18. 4
2. ÖN İNCELEME
Enerji sektöründe varlık gösteren firmalar doğalgazın üretiminden satışına kadar farklı
donanım ve yazılımlar ile doğalgazın birçok aşamada ölçümlerini yapmakta ve bunların
endüstri standartlarına sahip formüller ile hesaplamalarını gerçekleştirmektedirler.
Günümüzde kullanılan donanım ve yazılımların büyük çoğunluğu yurtdışında imal
edildiklerinden; lisans ve kullanım bedelleri, eklenebilecek ek özellikler veya
mekanizmalar, servis ve bakım maliyetleri de oldukça yüksektir. Sebeplerden birine
örnek vermek gerekirse, yazılımların AGA standartlarına uygun olarak hazırlanması
faktörüdür. [4]
AGA, gaz akışlarının nasıl ölçüleceği konusunda birçok yayın çıkartmıştır. Bu yayınların
ilki AGA Report No. 1 adıyla 1930 yılında çıkmıştır ve diyaframdan geçen gazın nasıl
ölçüleceğini tanımlar. Bu rapor 1935 yılında AGA Report No.2 olarak revize edilmiş ve
sonrasında yine 1955 yılında AGA Report No.3 adıyla yayınlanmıştır. Bu projede, AGA
Report No.3 yayını ve içerikleri baz alınmıştır. Bu rapor sırasıyla 1969, 1978, 1985 ve
1992 yıllarında tekrar revizyona uğramıştır ancak isimleri “Orifice Metering of Natural
Gas Other and Related Hydrocarbons” AGA Report No.3 – Doğal Gaz ve ilişkili
Hidrokarbonların Diyafram ile Ölçülmesi” olarak kalmıştır. [5]
Bu bölümde sektörde yaygın olarak kullanılan RealFlo programı ile GFC programından
elde edilen sonuçların karşılaştırılmasına yer verilmiştir.
Ek olarak, projede elde edilecek verilen ölçeklendirilmesi, dönüştürülmesi ve gaz akış
formülüne de kısaca değinilecektir.
Bu projede; doğal gaz akışını ölçmek ve değerlendirmek için sektörde kullanılan
programlara alternatif olabilecek bir program yazılması amaçlanmıştır. Böylece tüm
yazılım yerli olacak ve ileriye dönük olarak yine yurtiçinde üretilmiş donanımlar üzerinde
çalışması ve kullanılması sağlanabilecektir. Böylece milli anlamda da hem ülkemize hem
de enerji sektörüne bir katma değer sağlayacaktır. Tüm bilgi birikimi ve üretim yerli
olacağı için endüstrimizde aynı zamanda büyük oranda bir tasarrufa gidilmiş, mevcut
maliyetler aşağı çekilmiş olacaktır. İleriye dönük olarak ise teknoloji ihracına olanak
sağlanabilecektir.