KIRIKKALE KOJENERASYON SANTRALI · 2013-08-07 · Fakat buhar-kazan türbin grupları...

Seymenoba Elektrik Üretimi A.Ş.

Yeni Demiryolu Caddesi No: 62 41135

Kartepe-Kocaeli/TÜRKİYE

Phone: +90 (262) 317 1000

Faks : +90 (262) 317 1099

KIRIKKALE KOJENERASYON SANTRALI

PROJESİ

TEKNİK OLMAYAN ÖZET

NİSAN 2013

i

İÇİNDEKİLER

Sayfa

İçindekiler i

Tablo Listesi iii

Şekil Listesi iii

1. GİRİŞ ...................................................................................................................................... 1

2. PROJE SAHİBİ VE YÜKLENİCİYE İLİŞKİN BİLGİLER ..................................................... 3

3. PROJE AÇIKLAMASI ........................................................................................................... 4

3.1 Tesis Özellikleri ................................................................................................... 4

3.2 Projeye Duyulan Gereksinim ............................................................................... 6

3.3 Proje Alanı ........................................................................................................... 8

3.4 Sistem Konfigürasyonu ........................................................................................ 9

3.4.1 Konfigürasyon Seçenekleri ...................................................................... 9

3.4.2 Seçilen Tesis Konfigürasyonu ................................................................ 10

3.4.3 Seçenek 4 (Seçilen Konfigürasyonun Yükseltilmesi) .............................. 12

3.4.4 Soğutma Suyu Seçenekleri .................................................................... 12

4. PROJE BÖLGESİNİN MEVCUT ÇEVRESEL ÖZELLİKLERİ VE ETKİ ALANI .............. 13

4.1 Bitki Örtüsü ve Direy .......................................................................................... 13

4.2 Jeolojik, Hidrojeolojik ve Hidrolojik Özellikler ..................................................... 13

4.3 Meteoroloji ve İklim Özellikleri ........................................................................... 13

4.4 Doğal ve Arkeolojik Miras .................................................................................. 13

4.5 Kamulaştırma ve İrtifak ...................................................................................... 13

4.6 Çevre Düzeni .................................................................................................... 14

4.7 Arazi Kullanımı .................................................................................................. 14

4.8 Bölgenin Nüfus Özellikleri .................................................................................. 14

4.9 Sismik Aktivite ................................................................................................... 14

4.10 Bölgenin Toprak Özellikleri ................................................................................ 14

5. PROJENİN ÇEVRESEL VE SOSYAL ETKİLERİ VE ALINACAK ÖNLEMLER ............. 15

5.1 Tabii Kaynak Kullanımı ...................................................................................... 15

5.1.1 Arazi Kullanımı ....................................................................................... 15

5.1.2 Yakıt Kullanımı ....................................................................................... 15

ii

5.1.3 Su Kullanımı .......................................................................................... 15

5.2 Çevresel Etkiler ve Alınacak Önlemler ............................................................... 16

5.2.1 Atık Su ................................................................................................... 16

5.2.2 Bitki Örtüsü/Direy ................................................................................... 17

5.2.3 Gürültü ................................................................................................... 17

5.2.4 Katı Atık ................................................................................................. 17

5.2.5 Emisyon ................................................................................................. 18

5.2.6 İletim hattı ve Boru hatları ...................................................................... 20

5.3 Sosyal Etkiler ve Tenkis Tedbirleri ..................................................................... 21

5.3.1 Ekonomi ................................................................................................. 21

5.3.2 Eğitim Hizmetleri .................................................................................... 21

5.3.3 Sağlık Hizmetleri .................................................................................... 22

5.3.4 İşçi Konaklaması .................................................................................... 22

5.4 Çevresel / Sosyal Yönetim ve Gözetim .............................................................. 23

iii

TABLO LİSTESİ

Tablo 1. Kırıkkale Kojenerasyon Santralı’nın Teknik Özellikleri ......................................... 6

Tablo 2. Konfigürasyon Seçeneklerinin Modelleme Sonuçları ........................................... 9

Tablo 3. Tahmini DFO Bileşimi ........................................................................................11

Tablo 4. Tahmini HFO Bileşimi ........................................................................................11

Tablo 5. Garanti Edilen Atık Su Deşarj Değerleri .............................................................16

Tablo 6. Doğal Gaz Koşullarında Kirleticilerin Akım ve Konsantrasyonları .......................19

Tablo 7. Dizel Yakıt Koşullarında Kirleticilerin Akım ve Konsantrasyonları .......................19

Tablo 8. GT ve HRSG Emisyon Garantileri * ....................................................................20

Tablo 9. Buhar Kazanları Emisyon Garantileri * ...............................................................20

ŞEKİL LİSTESİ

Şekil 1. Proje Alanı ve Civarının Uydu Görüntüsü ............................................................. 1

Şekil 2. Kojenerasyon Santralinin Örnek Akış Şeması ...................................................... 5

Şekil 3. GE 6FA Gaz Türbini ............................................................................................. 8

Şekil 4. Alternatif Sahaların Hava Kalitesi Ölçüm Konumları ............................................. 9

Şekil 5. Yardımcı Kazanlar ve FGD Sistemi .....................................................................11

1

1. GİRİŞ

AES-Entek Elektrik Üretim A.Ş.’nin (AES-Entek) bir alt kuruluşu olan Seymenoba Elektrik

Üretimi A.Ş. (Seymenoba), Kırıkkale’deki mevcut Tüpraş Rafinerisi’nin bitişiğinde, kurulu

gücü 233.7 MWe olan bir Kojenerasyon Santralı inşa etmeyi planlamaktadır. Proje Sahası

Kırıkkale ilinin güneydoğusunda, Kırıkkale’nin merkezine 10 km uzaklıkta, Kırıkkale-

Kırşehir Yolu üzerindedir (bakınız Şekil 1).

Şekil 1. Proje Alanı ve Civarının Uydu Görüntüsü

2

Tesis genel anlamda Tüpraş rafinerisinin buhar ihtiyacı ve elektrik arzını karşılayacaktır.

Tüketim fazlası üretim 154 kV iletim hatları üzerinden ulusal şebekeye arz edilecektir

(Hacılar Trafo Merkezi Proje Alanının bitişiğinde bulunduğundan ötürü, iletim hattı birkaç

metre uzunlukta olacaktır).

Proje 404 MWt termal güce sahip olmasından ötürü, 27980 sayılı ve 30.06.2011 tarihli

Resmi Gazetede yayınlanarak değişiklik yapılan ÇED Yönetmeliği Ek-1’inin (Çevresel Etki

Değerlendirmesi’ne (ÇED) Tabi Projeler Listesi) 2’inci Maddesinin (a) bendi (Toplam ısıl

gücü 300 MWt ve daha fazla olan termik güç santralları ile diğer yakma sistemleri)

kapsamına dahildir.

Seymenoba, teklif edilen Proje için üretim lisansı almak amacıyla 14.02.2012 tarihinde

Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu’na (EPDK) başvurmuştur.

3

2. PROJE SAHİBİ VE YÜKLENİCİYE İLİŞKİN BİLGİLER

Proje sahibi, AES-Entek’in1 alt kuruluşu olan Seymenoba’dır. AES-Entek ise Koç

Holding’in bir alt kuruluşu olup, Koç Holding Türkiye’nin en büyük şirketler grubudur ve

özellikle enerji, dayanıklı tüketim malları, otomotiv ve finans sektörlerinde faaliyet

göstermektedir. Grup, Türkiye’nin gayrisafi milli hasılasının %7’sini teşkil eden geliri ve

Türkiye’nin toplam ihracatının %8’ini teşkil eden ihracat hacmi ile Türk ekonomisine hız

veren bir güçtür. 2012 yılı itibariyle Koç Holding, 222’inci sırayı alarak Fortune 500’e

girebilen tek Türk şirketi olmuştur.

AES-Entek’in hissedarı olan AES, Fortune 200 listesindeki uluslararası bir enerji şirketi

olup, termal ve yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı çeşitli elektrik üretim tesislerine ek

olarak elektrik dağıtım varlıklarına sahiptir ve 29.000 personel istihdam etmekte, 27 ülkeye

uygun fiyatlarla sürdürülebilir enerji temin etmektedir. AES’nin 2010 yılındaki geliri 16

Milyar dolar olup, toplam varlıkları 41 milyar dolar değerindedir.

AES-Entek, endüstriyel ve güç üretim tesisleri ve bilhassa petrol ve gaz sektörlerinde

mühendislik, tasarım ve inşaat hizmetleri sunan İspanya merkezli genel yüklenici Técnicas

Reunidas Grubunu anahtar teslim Yüklenicisi olarak belirlemiştir.

1 Aralık 2010 itibariyle ABD merkezli AES şirketi, Koç Grubun elektrik üretim şirketi Entek A.Ş.’nin hissedarı olmuştur.

4

3. PROJE AÇIKLAMASI

3.1 Tesis Özellikleri

Projenin kurulu gücü 233,7 MWe (elektrik gücü) / 404 MWt (ısıl güç) olup, yıllık

2.030.000.000 kWh güç üreteceği düşünülmektedir. Tesis, tüketim fazlası enerjisini 154

kV hat üzerinden ulusal şebekeye arz etmek ve Tüpraş Rafinerisinin buhar ve elektrik

ihtiyacını karşılamak (en fazla 38 MWe) üzere kurulacaktır. Santral, Gaz Türbini çıkışı

bypass bacası bulunan iki (2) adet gaz türbini, iki (2) adet eş ateşlemeli atık ısı kazanı

(HRGS), bir (1) adet buhar türbini, iki (2) yardımcı kazan (yardımcı yakma kazanı 95 MWt)

bloğu ve üç (3) jeneratör ile bir dağıtımlı kontrol sistemi (DCS) bulunduracaktır. Proje

dahilinde dört (4) adet baca olacak; bunların ikisi (2) buhar kazanlarına ait olacak, diğer

ikisi (2) ise HRGS üniteleri ardından kurulacaktır (her ünite için bir adet).

İşletme aşamasında santralın yılda ortalama 300,000,000 m3 doğal gaz harcayacağı

düşünülmektedir. Doğal gaz, Proje Sahasına 1200 metre uzaklıkta inşa edilecek olan

BOTAŞ Basınç Düşürme ve Ölçüm İstasyonu’ndan veya istasyonun Tüpraş Rafinerisi’nin

Güney sınırında yer alan kolundan temin edilecektir. Doğal gaz temin sistemi, Proje

Sahibinin yürüteceği kapsamlı mühendislik çalışmaları sonrasında karara bağlanacaktır.

Santral için seçilen soğutma tipi ıslak soğutma sistemidir ve soğutma amacıyla

kullanılacak su, Kapulukaya Barajı’ndan temin edilecektir. Kapulukaya Baraj inşaatının

Tüpraş tarafından finanse edilmiş olması nedeniyle suyun %6’sını kullanma hakkı

bulunmaktadır. Seymenoba ile Tüpraş arasında bu suyun kullanımına ilişkin bir protokol

mevcuttur ve Devlet Su İşleri tarafından onaylanmıştır.

Klorlanan ve filtrelenen su, tanklardan alınacak ve demineralizasyon ünitesinde işlemden

geçecek, daha sonra yardımcı buhar sistemi ve su-buhar döngüsü kayıplarını karşılamak

amacıyla sisteme eklenecektir.

Atık su, birleştirilip Kızılırmak Nehri’ne deşarj edilmeden önce arıtma işleminden

geçirilecektir. Deşarjın kontrolü amacıyla Rafineri’nin mevcut deşarj hat güzergahında

gömülü boru ve tahliye sistemi kurulacaktır. Deşarj parametreleri ulusal ve uluslararası

mevzuatlar/standartlar ile belirlenen sınır değerlere uygun olacaktır.

Santral, doğal gaz ile çalışacaktır. Tesiste herhangi büyük çaplı bir doğal gaz kesintisi

veya olağan dışı durum oluşması halinde veya doğal gaz temin edilmesinin mümkün

olmaması halinde, Tüpraş’a elektrik arzını ve emniyeti güvence altına almak adına gaz

türbininde dizel yakıt (DFO) kullanılacaktır. Buna rağmen herhangi bir sorun halinde,

yalnızca Rafinerinin emniyetini sağlamak için gerekli buharı temin etmek amacıyla

yardımcı kazanda ağır fueloil (HFO) (fueloil no: 4) kullanılarak sınırlı miktarda buhar

üretilecektir. Yakıt depolama tanklarının boyutları, yedek yakıt ile çalışmanın süresine

bağlıdır. Doğal gaz temininin güvenilir olduğu varsayılır ise, her bir yakıt türü için 3 günlük

depolama kapasitesi sağlamaya yeterli olacağı düşünülmektedir. HFO ve DFO tankları, 3

günlük depolama sağlayacak boyutlarda olacaktır. Şekil 2’de tipik Kojenerasyon

Santralı’nın çalışma prensibi gösterilmektedir.

5

Şekil 2. Kojenerasyon Santralinin Örnek Akış Şeması

Atmosferden alınan hava, filtre sisteminden geçirilerek gaz türbininin kompresör bölümüne

girer, burada sıkıştırılır ve buradan yanma odasına aktarılır. Yanma odasına püskürtülen

yakıt, sıkıştırılmış hava ile karışır ve yanar.

Yanma ile üretilen ve sıcaklığı 1000 – 1100 °C’yi aşan yüksek basınçlı gaz, türbin

kanatlarından geçer ve bunların dönmesini sağlar, böylelikle türbine bağlı jeneratörde

elektrik enerjisi üretilir. Gaz türbininden çıkan 500 – 600 °C sıcaklıktaki atık gaz, bir egzoz

borusu aracılığıyla HRSG ünitesine iletilir. HRSG’ye giren egzoz gazı soğutulur ve kazan

bacası ile atmosfere bırakılır.

Genel olarak HRSG’de üç farklı ısı eşanjör bölümü bulunmaktadır. Rankine döngüsünde

su ilk olarak ön ısıtıcıya girer ve doyma sıcaklığının bir miktar altında bir ısıya ulaşıncaya

dek ısıtılır, daha sonra buharlaştırıcıda buharlaşır ve bu doygun buhar, üst ısıtıcıda tekrar

ısıtıldıktan sonra aşırı ısınmış buhar halinde buhar türbinine gönderilir. Bu kazan-buhar

türbininin tek aşamalı basınç grubu için bir Rankine döngüsüdür. Fakat buhar-kazan türbin

grupları kızdırılmış veya kızdırılmamış üç aşamalı basınç düzeyi için kazana ayrı olarak

yerleştirilir. Rankine döngüsü bu basınç aşamalarına bağlı olarak kendi içinde farklı

döngüler oluşturur. HRSG’de üretilen ve daha sonra buhar türbinine giren buhar, türbin

aşamalarında genleşir. Böylelikle termal enerji mekanik enerjiye dönüşür. Türbin harekete

geçtiğinde türbine bağlı jeneratör elektrik enerjisi üretir.

Buhar türbininden çıkan düşük sıcaklık ve basınçtaki buhar, kondansatöre ulaşır ve

soğutma sistemine yoğunlaştırılmak suretiyle suya dönüştürülür. Daha sonra içerisindeki

yoğunlaşmamış gaz içeriğinin arındırılması amacıyla kondansat pompaları ile besleme

suyu tankına gönderilir. Su, besleme suyu pompası ile besleme suyu tankından tekrar

6

HRSG’ye gönderilir. Böylelikle su, Rankine kapalı döngü kazanı, buhar türbini ve

kondansatör arasında dolaşır. Santral’ın başlıca teknik özellikleri Tablo 1’de verilmiştir.

Tablo 1. Kırıkkale Kojenerasyon Santralı’nın Teknik Özellikleri

Parametre Birim Değer

Tesis

Kurulu Güç MWe / MWt 233.7 / 404

Gaz Türbinleri Kurulu Güç MWe 77.1

Buhar Türbinleri Kurulu Güç MWe 79.5

Net Verim (minimum) % 52

Gaz Türbini Adet 2

HRSG Adet 2

Buhar Türbini Adet 1

Yaklaşık Baca Yüksekliği m 50

Tahmin Edilen Elektrik Üretimi kWh/yıl 2,030,000,000

Yakıt Tipi - Doğal Gaz

Yakıt Gereksinimi m3/yıl 300,000,000

Kırıkkale Kojenerasyon Santralı kapsamında kurulması planlanan ünitelerden bazıları

aşağıda sıralanmıştır:

Buhar Türbini Binası HRSG

Ana Trafo Baca

Yedek Trafo Gaz Türbini

Elektrik Binası Yardımcı Kazanlar

Soğutma Kuleleri Hava Giderici Besleme Suyu Tankı

Yakıt / Gaz Modülü SEÖS

Kapalı Soğutma Suyu Pompaları ve Isı

Eşanjörleri

Demineralize Su Tankı

Kapalı Park Alanı HFO Tankı

Atölye ve Depo Binası DFO Tankı

Kontrol / İdare Binası Soğutma Suyu Pompa Binası

3.2 Projeye Duyulan Gereksinim

Türkiye’nin enerji politikasında temel hedef, enerji ve tabii kaynakların verimli, etkili,

güvenli ve çevre bilinci ile kullanılması suretiyle ülkenin dışa bağımlılığını azaltmak ve

ülkenin refahına katkı sağlamaktır. Bu bağlamda, Türkiye’nin enerji politikasının temel

öğeleri şunlardır:

Enerji konusunda dışa bağımlılığı azaltmak,

Kaynak, güzergah ve teknoloji çeşitliliği sağlamak,

Yenilenebilir kaynakların en üst düzeyde kullanılması,

7

Çevreye etkilerin en aza indirilmesi,

Ülkemizin enerji sektörü bakımından bölgesel ve küresel faaliyetlerinin artırılması,

Enerji verimliliğinin artırılması,

Enerjinin maliyet, süre ve miktar bakımından tüketiciler için erişilebilir hale getirilmesi,

Kamu ve özel sektör potansiyelinin rekabetçi piyasa koşullarında seferber edilmesi2.

28.1 milyon ton/yıl rafine kapasitesi ile Tüpraş, en büyük ve öncü endüstriyel kuruluştur.

233.7 MWe kurulu kapasitesi ile Kırıkkale Kojenerasyon Elektrik Santrali hem milli

ekonomide önemli bir yeri bulunan Tüpraş’a hizmet verecek, hem de Türkiye enerji

piyasasında kaynak çeşitliliğine katkı sağlayarak enerji açığı sorununun çözümünde ve

arz güvenliği sağlanmasında önemli bir rol üstlenmiş olacaktır. Bu bağlamda Proje ülke

açısından büyük önem arz etmektedir.

Eylem Yok (Sıfır “0” Seçeneği)

“0” seçeneği bir projenin gerçekten gerekli olup olmadığını anlamak için son derece

önemlidir. Ayrıca diğer seçeneklerle karşılaştırma yapma imkanı sağlar. Fakat Projenin

gerçekleştirilmemesi halinde Tüpraş Rafinerisinin buhar ve enerji gereksinimi ile

Türkiye’nin artan enerji talebi karşılanmamış olur.

Tüpraş Rafinerisi’nde mevcut bulunan Termik Santral, 1986 yılında inşa edilmiştir. Termik

Santral, Rafineri’nin elektrik talebini karşılamak üzere iki adet 12MWe CTR12 tipi buhar

türbini ve 21 MWe Nuovo Pignone tipi buhar türbini ile donatılmıştır. Birinci ve ikinci türbin

1986 yılında inşa edilmiş olup, üçüncüsü ise (21MW) 2007 yılında inşa edilmiştir. Tüpraş

Rafinerisi’nde rafineri Gazı ve akaryakıt karışımı yakan dört adet 120 t/s kapasiteli kazan

bulunmaktadır.

Tüpraş Rafinerisi’nde mevcut bulunan Santral, çevresel ve ekonomik açılardan olumsuz

etkiler yaratmaktadır. Mevcut santralın enerji verimliliği planlanan Kojenerasyon sisteminin

verimliliğinden daha düşüktür. Modelleme çalışmalarına göre, Projenin emisyonları (NOx

ve CO) Türk mevzuatlarında belirtilen sınır değerlerinin son derece altındadır. Ana yakıt

kaynağı olarak, diğer yakıt türlerine kıyasla daha çevre dostu olan, doğal gaz

kullanılmaktadır. Seçilen sistemin yedek yakıtı olacağı için, Proje ile herhangi bir acil

durumda Rafineri’ye sağlanan enerji arzında kesinti olmayacağı garanti edilmektedir ki bu

da mevcut santrale kıyasla bir avantaj sağlamaktadır. Bu nedenle “eylem yok” seçeneği

tercih edilebilir bir seçenek olarak değerlendirilemez. Kojenerasyon sisteminde mevcut

santrale kıyasla yeni bir teknoloji olan GE 6FA gaz türbinleri kullanılacaktır (bkz. Şekil 3).

2 Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanı Taner YILDIZ’ın 2011 Bütçesini TBMM’ye sunarken yaptığı konuşma.

8

Şekil 3. GE 6FA Gaz Türbini

3.3 Proje Alanı

Santral, Tüpraş Rafinerisinin bitişiğinde inşa edilecektir. Seymenoba iki muhtemel saha

tespit etmiştir. İlk saha (ALT-1) yaklaşık 85000 m2 ebadında ve 705 m rakımda olup,

mevcut Hacılar trafo merkezinin yanında Rafineri’nin Güney Doğu köşesinin bitişiğindedir.

İkinci saha (ALT-2) yaklaşık 114000 m2 ebadında ve 730 m rakımda olup, Rafinerinin

Güney Batı köşesinin ve mevcut kitle yakıt depolama tanklarının bitişiğinde

bulunmaktadır. ALT-1 ve ALT-2 dışında alternatif proje alanları incelenmemiştir, çünkü

Projenin asıl amacı Tüpraş Rafinerisi’ne buhar ve enerji temin etmektir. Diğer saha

alternatifleri Rafineri’ye buhar ve enerji arzı bakımından uygun olmayacaktır.

Seçilen Proje Alanı

Aşağıda belirtilen koşullara istinaden ALT-1 seçilmiştir;

Atık su deşarj konumu (Kızılırmak Nehri) ALT-2’ye kıyasla daha yakındır.

Mayıs 2012’de DOKAY tarafından hazırlanan “Alternatif Proje Sahaları için Hava

Kalitesi Değerlendirme Çalışmaları Raporu”ndaki hava kalitesi modelleme

çalışmalarında ALT-1’deki NOx emisyonlarının ALT-2’ye kıyasla daha düşük

olduğu görülmektedir (bakınız Şekil 4).

ALT-1’in rakımı daha alçaktır, verimlilik ve güç üretiminde artış sağlamaktadır.

ALT-1 Rafinerinin buhar toplama borularının müşterek bağlantı noktalarına daha

yakındır.

9

Şekil 4. Alternatif Sahaların Hava Kalitesi Ölçüm Konumları

3.4 Sistem Konfigürasyonu

3.4.1 Konfigürasyon Seçenekleri

Seçenek 1 – 2/2/1 Konfigürasyonda iki (2) adet GE 6FA GT ve iki (2) adet Yardımcı

Kazan

Seçenek 2 - 3/3/1 Konfigürasyonunda üç (3) adet Siemens ST800 GT

Seçenek 3 – 3/3/1 Konfigürasyonunda üç (3) adet Siemens SGT800 GTS ve iki (2) adet

Yedek Kazan

Seçenek 3 için Modelleme Çalışmaları Özeti

Modelleme çalışmasına göre üç seçeneğe ilişkin sonuçların bir özeti Tablo 2’de verilmiştir:

Tablo 2. Konfigürasyon Seçeneklerinin Modelleme Sonuçları

Seçenek 1 Seçenek 2 Seçenek 3

Gaz Türbini - GE 6FA SGT800 SGT800

Konfigürasyon No. GT/HRSG/ST

+Yardımcı Kazan. 2/2/1 + 2 3/3/1 3/3/1 + 2

Güç Çıktısı MW 193 170 163

Verimlilik % 45.7 44.8 44.5

Yatırım Maliyeti US $M 223.077 261.963 217.075

MW başına maliyet ABD $M / MW 1.16 1.54 1.33

10

3.4.2 Seçilen Tesis Konfigürasyonu

Tesis konfigürasyonu seçimi verimlilik, maliyet, esneklik, toplam güç üretimi ve MW

başına maliyet gibi parametreler dikkate alınarak gerçekleştirilmiştir. Yukarıda açıklanan

kıyaslamaya göre, Seçenek 1 (2/2/1 + 2) en uygun konfigürasyon olarak seçilmiştir.

Modellenen GE 6FA gaz türbininin yeni ve temiz güç üretimi yaklaşık 70 MWe olup,

Rafinerinin 38 MWe’lik azami talebini karşılamak için önemli ölçüde yıpranma tolerans

payı bırakmaktadır.

Gaz Türbini

Gaz türbininin konfigürasyonu (GE MS 111 FA) tek şaftlı, cıvatalı rotor ve kompresörde

veya “soğuk” uçta hız azaltma tertibatı üzerinden gaz türbinine bağlanan bir jeneratörden

oluşmaktadır. Ters akışlı, altı odalı ikinci nesil düşük-NOx yakma sistemi, oda başına altı

adet yakıt enjektörü ile standarttır. İki adet toplanır buji ve dört adet alev detektörü yakma

sisteminin standart parçalarıdır.

Gaz yakıtın 5 dakika / ayda gaz türbinleri için %50 gaz ve %50 likit yakıt şeklinde Likit

yakıta transfer edilmesi önerilir.

Atık Isı Kazanımı Buhar Jeneratörleri (HRSG)

HRSG, GT çıkışından gelen gaz akışının tamamını ve buna ek olarak yardımcı ateşleme

sisteminden doğan ek gazı kabul edecek şekilde tasarlanacaktır.

GT’ler öncelikli olarak doğal gaz ile çalıştırılacak, bu nedenle HRSG tasarımı gazla

çalışma koşullarına göre en iyi hale getirilecektir.

Yardımcı ateşleme sisteminde ana yakıt olarak gaz kullanılacak ve yedek yakıt olarak

dizel yakıt kullanma özelliği bulunacak ve tercihen şebeke tipi tasarım teknolojisini

barındıracaktır. Yardımcı ateşleme sistemi azami 800 °C ateşleme sıcaklığına göre

tasarlanacaktır.

Buhar Türbinleri ve Yan Birimler

Santral’de, ISO koşullarında Buhar Türbini (ST) çıktısı 79,5 MWe’dir. Son çıktı miktarı

buhar türbini çıktısı karşısında Elektrik Santralı verimliliğinin optimize edilmesine bağlı

olacaktır.

Rafineri’nin kapalı olduğu zamanlarda güç üretimini azami seviyeye çıkarmak amacıyla

ST’nin tam yoğunlaşma moduna göre düzenlenecektir (yani Rafineriye buhar temini

kapatıldığında HRSG’nin ürettiği buharı azami seviyede kabul edecektir).

Buhar Kazanları ve FGD Sistemi

Gaz Türbinleri çalışmadığı zaman dahi Rafineri için gerekli azami buharın temin edilmesini

sağlamak amacıyla iki (2) adet Buhar Kazanı kurulacaktır. Kazanlar 109 t/s’ye kadar ve

370 °C buhar sıcaklığı ile buhar üretimi sağlayacaktır. Kazanların yakıt gaz tüketiminin

6900 kg/s (%100 MCR’de), HFO tüketiminin ise 8400 kg/s (%100 MCR’de) olacağı tahmin

edilmektedir. HFO’lu Buhar Kazanlarının muhtemel çalışma suresinin 5 dakika/ay olacağı

düşünülmektedir.

11

Buhar Kazanlarının (her biri 95 MWt güçte iki (2) kazan) egzoz sisteminde Buhar

Kazanları için iki (2) adet bağımsız baca (NOx, toz ve SOx için sürekli emisyon ölçüm

sistemi ile donatılmış) bulunmaktadır. Dolayısıyla egzoz sistemi HFO ile çalıştığı

zamanlarda emisyon sınır değerlerine uygun olması için iki (2) adet bağımsız FGD’den

oluşacaktır.

FGD sistemi sodyum bikarbonat enjeksiyonlu kuru FGD olarak tasarlanmıştır. Reaktifin

tepkimesi bez filtrelerde son bulacak, burada katı kalıntılar atık silosuna atılmadan önce

birikecektir. Reaktifin kimyasal tepkimesine göre, tahmini katı atık üretimi azami buhar

üretiminde 600 kg/s olacaktır. Şekil 5’te yardımcı kazanlar ve müteakip FGD sistemi

gösterilmektedir. FGD emiciden çıkan baca gazındaki toz konsantrasyonu düşük basınçlı

pals jet filtresi ile temizlenerek toz içeriği 20 mg/Nm3 altına düşürülür, kuru (%6 O2).

Şekil 5. Yardımcı Kazanlar ve FGD Sistemi

Yedek Yakıt

DFO ve HFO bileşimi aşağıdaki tablolarda açıklanmıştır:

Tablo 3. Tahmini DFO Bileşimi

KARAKTERİSTİK BİRİM DEĞER

Polycyclic aromatic hydrocarbon % ağırlık 11

Sülfür mg/kg 10

Karbon Kalıntısı (10% distilasyon kalıntısı) % ağırlık 0.30

Kül % ağırlık 0.01

Su mg/kg 200

Toplam Kirlilik mg/kg 24

Tablo 4. Tahmini HFO Bileşimi

KARAKTERİSTİK BİRİM DEĞER

Kül % ağırlık 0.10

Su % ağırlık 0.5

Toplam Kalıntı % ağırlık 0.15

Sülfür % ağırlık 1.5

12

3.4.3 Seçenek 4 (Seçilen Konfigürasyonun Yükseltilmesi)

Bu Seçenek bir (1) adet Buhar Kazanının kaldırılması ve böylelikle HRGS’lerin Temiz

Hava Ateşleme (FAF) kapasitesinin 181 t/s’ye çıkarılması olarak değerlendirilmektedir. Bu

yükseltme seçeneği dahilinde, Buhar Kazanlarının yedek yakıtı Ağır Akaryakıttan (HFO)

Dizel Akaryakıta (DFO) değiştirilecek ve böylelikle Buhar Kazanı baca gazı için gereken

işleme süreci kısaltılacaktır. DFO bileşimi ve bilhassa sülfür içeriği için FGD sistemi

kurulması gerekmez. Dolayısıyla sistemin tasarımı, çalışması ve bakımı önemli ölçüde

basitleştirilmiş olacaktır; buna FGD için reaktif kullanımı (800kg/s), FGD’nin katı atık

boşaltımı (600 kg/s) ve FGD ünitesinin elektrik tüketimi (yaklaşık 200 kW) dahil değildir.

3.4.4 Soğutma Suyu Seçenekleri

Soğutma teknolojisi seçim sürecinde iki soğutma seçeneğinde karara varılmıştır. Islak

soğutma kuleleri ve hava soğutmalı kondansatörler (ACC) bu süreçte değerlendirilmiştir.

ACC kullanımı, bu teknolojiyle ilişkili olarak daha yüksek buhar türbini egzoz basıncı

nedeniyle santralın performansını düşürecektir. Ayrıca daha geniş ısıl transfer yüzeyi

gerekmesi nedeniyle maliyeti de artacaktır.

Seçilen Soğutma Sistemi

Soğutma sistemi seçimi sırasında çevresel ve ekonomik avantajlar/dezavantajlar

değerlendirilmiştir. Soğutma kulesinin Proje için en uygun seçenek olduğu sonucuna

ulaşılmıştır. Sistem seçimini etkileyen etmenler şunladır:

Soğutma kulesinin İşletim ve Bakım maliyeti ACC’den (kuru soğutma) daha düşüktür.

Islak kurutma sisteminde verimlilik kaybı, kuru soğutma sistemine kıyasla daha

düşüktür.

Kuru soğutma sisteminin fan kullanması nedeniyle hassas reseptörlerin yakınında

gürültü etkisi oluşabilmektedir.

Kuru soğutma ortamdaki hava koşullarına bağlıdır (sıcak mevsimlerde sistem

verimliliği düşer).

Tüpraş Rafinerisi Kapulukaya Baraj inşaatını finanse ettiği için Rafinerinin Kapulukaya

Barajından temin edilen işlenmemiş suyun %6’sını kullanma hakkı vardır. Seymenoba

işlenmemiş suyun kullanımı için Tüpraş ile protokol yapmıştır. Bu nedenle ıslak soğutma

sistemi için gereken su arzı, sistemin su arzı konusunda bir sorun teşkil etmeyecektir.

İki seçeneğin karşılaştırılması temelinde ıslak soğutma seçilmiştir. Islak soğutmanın

dezavantajı su tüketimidir.

Soğutma kulesi, soğutma kulesi havzasında depolanan suyun çözünen tuzunu sınırlamak

ve kontrol altında tutmak amacıyla tasfiye akışının sürekli çıkarılmasını gerektirir. Tasfiye

akışı, soğutma suyu sisteminin metal parçalarındaki aşınmayı engellemek ve soğutma

suyu sisteminde tuz çökmesini engellemek için doğru çözünmüş tuz seviyesini sağlamak

amacıyla hesaplanır. Soğutma kulesine beslenen akış santralın çalışma moduna

(kondansatörde ısı atımı) ve ortam koşullarına bağlı olacaktır.

13

4. PROJE BÖLGESİNİN MEVCUT ÇEVRESEL ÖZELLİKLERİ VE ETKİ ALANI

4.1 Bitki Örtüsü ve Direy

Proje sahası ve etki alanı karasal iklim koşulları göstermektedir. Dolayısıyla yaygın bitki

örtüsü step formasyonudur.

Habitat özellikleri nedeniyle proje sahasında ve etki alanında karşılaşılan veya

karşılaşılması muhtemel olan bitki, amfibi hayvan, sürüngen, kanatlı ve memeli türler

Ulusal ÇED çalışmaları sırasında belirlenmiştir ve Ulusal ÇED Raporuna dahil edilmiştir.

4.2 Jeolojik, Hidrojeolojik ve Hidrolojik Özellikler

Proje Sahasının jeolojik yapısı Kızılırmak Formasyonuna ait ünitelerce oluşturulmuştur. Bu

oluşum kısmen ara alçıtaşı katmanları bulunan bağsız yamaç yıkaması, kumtaşı, kiltaşı ve

merceklerden oluşmaktadır. Ayrıca bazı bölümlerde süngertaşı ve kireçtaşı katmanları

bulunmaktadır. Çamurun renginin kızıl olmasından ötürü oluşum genellikle kızıl renktedir.

Proje Sahasına en yakın yüzey suyu olan Kızılırmak Nehrinin yüzey suyu kısıtlı olarak

tarımsal sulamada ve güç üretiminde kullanılmaktadır. 1989 yılında Devlet Su İşleri

tarafından elektrik santrali olarak hizmete alınan Kapulukaya Barajı güç üretimi için

kullanılmanın yanı sıra Kırıkkale İlinin içme ve hizmet suyu ihtiyacını karşılamaktadır.

4.3 Meteoroloji ve İklim Özellikleri

Kırıkkale’de Karasal İklimin bir alt türü olan İç Anadolu Karasal İklimi hakimdir. İç Anadolu

Bölgesinde yaz ayları sıcak, kış ayları soğuk geçer ve soğuk havanın sertliği İç

Anadolu’nun doğu bölümlerine doğru artar. Doğal bitki örtüsü alçak bölgelerde step,

yüksek bölgelerde ise yaz mevsiminin kuru geçmesi nedeniyle kuru ormanlıktır3.

Kırıkkale Meteoroloji Merkezinden alınan verilere göre, 1970 ile 2011 yılları arasında en

yüksek sıcaklık 41,6 °C (Temmuz 2000) ve en düşük sıcaklık -22,4 °C (Ocak 1980) olarak

kaydedilmiştir.

4.4 Doğal ve Arkeolojik Miras

Proje Alanı dahilinde doğal ve arkeolojik miras bulunmamaktadır.

4.5 Kamulaştırma ve İrtifak

Proje dahilinde kamulaştırılması gereken alan bulunmamaktadır. Santral, Tüpraş

Rafinerisi’ne ait alan üzerine inşa edilecektir. Santral ile Hacılar trafo merkezi arasında,

Hacılar trafo merkezine bağlanacak 154 kV iletim hattı için kamulaştırma

gerekmemektedir (Santral ve Trafo Merkezi birbirinin bitişiğindedir). Rafineriye çekilecek

iletim hattı Tüpraş’a ait alandan geçecektir.

Deşarj suyu (soğutma suyu dahil) boru hattı için en uygun güzergah Tüpraş Rafinerisinin

deşarj boru hattına paralel giden hattır.

3 http://www.mgm.gov.tr/FILES/iklim/turkiye_iklimi.pdf

14

Tüpraş Rafinerisinin Güney sınırında BOTAŞ PRMS’in bir kolu bulunmaktadır ve uygun

bir doğal gaz boru hattı güzergahıdır. PRMS’in bahsedilen kolu, Rafineri alanında

bulunduğu için doğal gaz boru hattı için irtifak ve kamulaştırma gerekmemektedir.

4.6 Çevre Düzeni

İnşaat süresinin ardından, elektrik santralinin bulunacağı bölgenin iklim ve bitki örtüsüne

uygun türlerle civar bölgelerde çevre düzenlemesi gerçekleştirilecektir.

4.7 Arazi Kullanımı

Proje Sahasında ve civarında gerçekleştirilen saha incelemesi temelinde, Proje Alanı

kurak tarım arazisi olarak sınıflandırılmıştır.

4.8 Bölgenin Nüfus Özellikleri

Türkiye İstatistik Kurumu’nun (TÜİK) 2012 sonuçlarına göre, ilin toplam nüfusu 274,727

olup, ilin nüfus yoğunluğu 61 ve ülkenin nüfus yoğunluğu 98’dir. Sonuç olarak, bu rakam

Türkiye ortalamasının altındadır.

4.9 Sismik Aktivite

Proje Sahasında 5.0 ve 6.0 büyüklüğünde herhangi iki depremin tekrarlama süresi

sırasıyla 7 yıl ve 43 yıldır. Buna ek olarak, 6.0 büyüklüğünde bir deprem olması ihtimali

%20.6 olup, standart yaşam döngüsü olarak değerlendirilebilecek, 6.0 büyüklüğünde bir

depremin 50 yıllık süre içerisinde gerçekleşmesi ihtimali %68.5 olarak hesaplanmıştır.

4.10 Bölgenin Toprak Özellikleri

Kırıkkale ilinde toprak genel olarak kahverengi topraktan oluşmaktadır. Yüzeyi kahverengi

veya bozrak olan toprak küçük tanelidir ve kolayca dağılır. Kireç oranı yüksektir. Başlıca

kaya türü volkaniktir. Bu toprak türü son derece engebeli bölgelerde çukur alanlarda

birikir. Bunlar üzerinde açıkta kalan volkanik kaya yüzeyleri görülmektedir. Mineral

bakımından zengin olmalarından ötürü verimlidir. Ayrıca güney yönünde nehir kenarında

alüvyal toprak bulunmaktadır. Yer yer kalın tabakalar oluşturmaktadır, eğim hafiftir. Tarla

tarımı ve sulu tarıma müsaittir. Bölgenin kuru ve nadiren yağış oluyor olması toprak

oluşumunu etkileyen önemli bir etmendir4. Kırıkkale’nin 306,506 ha. Tarım alanı olup,

bunun 223,040 hektarı sulanabilir durumdadır. Bunun 27,907 hektarlık bölümünde (%9.1)

sulu tarım gerçekleştirilmektedir.

4 http://www.kirikkale.gov.tr/index.asp?islem=cografya

15

5. PROJENİN ÇEVRESEL VE SOSYAL ETKİLERİ VE ALINACAK ÖNLEMLER

5.1 Tabii Kaynak Kullanımı

Bu bölümde Proje dahilinde su (soğutma ve inşaat/işletim faaliyetleri için), yakıt ve arazi

gibi tabii kaynakların kullanımı irdelenmiştir.

5.1.1 Arazi Kullanımı

Proje sahası yaklaşık 85000 m2 genişlikte, 705 m rakımda ve mevcut Hacılar trafo

merkezinin yanında Rafinerinin Güney Doğu köşesinin bitişiğindedir. Proje Alanı ve Proje

Sahası dahilinde orman arazisi bulunmamaktadır.

Proje Sahası Tüpraş Rafinerisinin sınırları içerisinde olup, bu nedenle Proje Sahası

içerisinde tarım faaliyeti bulunmamaktadır.

5.1.2 Yakıt Kullanımı

Projenin işletimi için kullanılacak başlıca yakıt türü doğal gazdır. Tahmini doğal gaz

tüketimi 300,000,000 m3/yıldır.

Doğal gazın kesilmesi veya olağan dışı bir durum teşkil olması ve doğal gaz temin

edilmemesi halinde, Tüpraş’a elektrik ve buhar emniyeti sağlamak amacıyla gaz

türbinlerinin ihtiyacını karşılamak için dizel yakıt kullanılacaktır. Bu tedbirlere rağmen

herhangi bir sorun oluşması halinde yardımcı kazanlarda HFO kullanılacak ve Rafineri’nin

emniyeti için gerekli buharın temin edilmesi amacıyla sınırlı miktarda buhar üretilecektir.

İnşaat ekipmanı ve makinelerinde yakıt olarak dizel yakıt kullanılacaktır.

5.1.3 Su Kullanımı

Projenin inşaat aşamasında yaklaşık 500 personel çalıştırılacağı öngörülmüştür. Kişi

başına su tüketiminin 1855 L/gün-kişi olacağı varsayımı üzerinden, personelin su ihtiyacı

101,75 m6 /gün-kişi olacaktır. İçme suyu ihtiyacı damacanalar ile karşılanacaktır.

İşletme aşamasında yaklaşık 35 personel çalıştırılacağı varsayılmaktadır ve su tüketimi

185 L/gündür, proje kapsamında gerekli olacak yerli su miktarı yaklaşık 6,475 m³/gün

olacak, buna el yıkama, duş, acil müdahale temizlik duşları, tuvaletler, mutfak ve genel

temizlik işleri dahil olacaktır. İçme suyu ihtiyacı inşaat aşamasında olduğu gibi

damacanalar ile karşılanacaktır. Soğutma sisteminde kullanılacak olan rezerv suyu

Kapulukaya Barajından temin edilecektir. Saf su tanklarında tutulacak (mineralden

arındırılmış) kazan besleme suyu, kimyasal solüsyon hazırlama ve kimyasal yıkama için

kullanılacaktır.

5 http://tuikapp.tuik.gov.tr/Bolgesel/tabloOlustur.doc

6 http://tuikapp.tuik.gov.tr/Bolgesel/tabloOlustur.doc

16

5.2 Çevresel Etkiler ve Alınacak Önlemler

Bu bölümde projenin fiziki ve biyolojik çevreye etkileri tanımlanmakta ve bu etkileri

iyileştirmeye, asgariye indirmeye ve engellemeye yönelik yasal, idari ve teknik tedbirler

ayrı ayrı ve kapsamlı şekilde açıklanmaktadır.

5.2.1 Atık Su

İnşaat aşamasında atık sular Su Kirliliği Kontrol Yönetmeliği uyarınca atık su tankı

içerisinde uygun atık su sistemi ile toplanacak ve paket arıtma sistemi ile arıtılacaktır. Atık

su inşaat faaliyetleri sırasında oluşabilecek tozu engellemekte kullanılacaktır. İnşaat

aşamasında oluşması beklenen atık su miktarının 101,75 m3/gün olduğu tahmin

edilmektedir. Arıtılan su inşaat aşamasında toz kontrolü amacıyla kullanılacağından dolayı

inşaat süresince atık su deşarjı yapılmayacaktır.

İşletim süresinde atık su yönetimi aşağıdakilerden kaynaklanan atık sular için endüstriyel

atık su arıtma tesisi olacaktır;

İşletme Suyu: HRSG blöf suyu, HRSG drenaj suyu, kimyasal drenaj suyu ve diğer

işletimsel atık sular.

Serbest klor kontrolü için soğutma kulesinin blöf suyu.

Yağ ayırıcıdan süzülen yağ dahil olmak üzere atık sular.

Soğutma suyu işleminde kullanılacak olan ters osmoz sisteminde oluşan atık su.

Projenin işletim aşamasında tahmini atık suyu miktarı 2400 m3/gün (0.0278 m3/s)

olacaktır. Devlet Su İşleri Kızılırmak gözlem istasyonu raporuna göre, Kızılırmak Nehrinin

yıllık ortalama debisi 74.99 m3/s’dir. Diğer yandan, nehre deşarj atık su miktarı yukarıda

belirtildiği üzere 0.0278 m3/s olacaktır. IFC’nin Çevresel Atık Su ve Ortam Su Kalitesi

Kılavuzuna göre, deşarj edilen soğutma suyu, ilk karışım ve su deşarjın gerçekleştiği

alanın sıcaklığını 3°C’yi aşmamalıdır. Hesaplamaların gösterdiği üzere, deşarj suyunun

debisi nehrin debisiyle kıyaslandığında önemsizdir. Dolayısıyla deşarj edilen suyun

sıcaklığı, Kızılırmak Nehri’nin sıcaklığını etkilemeyecektir. Atık suyun nehre deşarj

edileceği nokta Tüpraş Rafinerisi’nin atık su deşarj noktasının bitişiğinde olacaktır.

Soğutma sisteminde kullanılan atık su Kızılırmak Nehri’ne deşarj edilecektir. Seymenoba,

nötralizasyon artırma tesisi ile soğutma kulesi blöfünden kaynaklanan atıkların aşağıdaki

ulusal sınırlara uygun olacağını temin eder:

Tablo 5. Garanti Edilen Atık Su Deşarj Değerleri

Parametre Birim Kompozit Numune 24-saat

COD mg/L 30

AKM mg/L 100

Yağ&Gres mg/L 10

Toplam Fosor mg/L -

Toplam Siyanür mg/L 0.5

17

Parametre Birim Kompozit Numune 24-saat

Sıcaklık °C 35

pH - 6-9

Tüm atıklar toplanıp Kızılırmak Nehrine deşarj edilmeden önce arıtılacaktır. Rafinerinin

mevcut deşarj hat güzergahında gömülü boru ve tahliye sistemi kurulacaktır. Soğutma

kulesi blöfüne deşarj öncesinde bisülfat uygulanacaktır. Yağ barındıran atıklar yağ/su

ayırıcıya aktarılacaktır. Ayrıca atıklar, deşarj sınır değerlerine uygun olacak şekilde

arıtılacaktır.

5.2.2 Bitki Örtüsü/Direy

Projenin işletim süresince antropojenik etmenlerin flora ve fauna, dolayısıyla biyolojik

çeşitliliği etkileyeceği tahmin edilmektedir. Bu nedenle Proje Alanında geçici veya kalıcı

olarak bulunacak bireylerin flora ve fauna üzerindeki olumsuz etkileri en alt seviyede

tutması sağlanacaktır. Bitki türleri toplanması, vahşi hayvan türlerine zarar verilmesi, bu

hayvanların avlanması veya öldürülmesi kesin şekilde engellenecektir.

Atık sular yukarıda belirtilen deşarj sınır değerleri uyarınca uygun şekilde işlenecek ve

arıtılacaktır.

Ayrıca projenin işletim aşamasında, Bern Anlaşması Ek-2 ve Ek-3 ile anlaşmanın 6’ıncı ve

7’inci maddelerinde sıralanan fauna türlerine ilişkin koruma tedbirlerine uyulacaktır.

5.2.3 Gürültü

İşletim aşamasında oluşacak gürültü gaz türbinleri, buhar türbinleri ve hava soğutmalı

kondansatörlerden kaynaklanacaktır. En yakındaki reseptörlere ulaşan gürültü uygun

teçhizat, gürültü emiciler ve yalıtımın seçilmesi ile asgariye indirilecektir.

5.2.4 Katı Atık

İnşaat atıkları plakalar, metal parçalar, ambalajlar ve kutular, demir, çelik, çimento

paketleri, artık odun ve atık metallerden oluşacaktır. Sahada kısa vadede inşaat atıklarını

toplamak için oluşturulan depolama alanları bulunacaktır. Geri dönüşümü mümkün olan

inşaat atıkları geri dönüştürülecek ve geri dönüşümü mümkün olmayan inşaat atıkları ilgili

mevzuatlar uyarınca atılacaktır.

İnşaat faaliyetleri sırasında personelden kaynaklanan geri dönüştürülebilir katı atıklar

(cam, kağıt, plastik vs.) ayrı konteynırlarda toplanacak ve “Ambalaj Atıkları Kontrol

Yönetmeliği” hükümleri uyarınca lisanslı geri dönüşüm şirketlerine verilecektir. Diğer

yandan, geri dönüşümü yapılamayan atıklar ayrı konteynırlar içerisinde toplanıp “Katı

Atıkların Kontrolü Yönetmeliği” hükümleri uyarınca bertaraf edilecektir.

Proje kapsamında inşaat aşamasında gerçekleştirilecek hafriyat çalışmaları sonucunda

çıkarılan toprak miktarının yaklaşık 35,000 m3 olacağı tahmin edilmektedir. Kazı

malzemesi öncelikli olarak kurulacak tesisler için dolgu malzemesi ve mevcut yollar ile

18

çevresel planlamada rehabilitasyon amacıyla kullanılacaktır. Hafriyat atıklarının

kullanılmayan bölümü “Hafriyat Toprağı, İnşaat ve Yıkıntı Atıklarının Kontrolü Yönetmeliği”

hükümleri uyarınca ilgili belediye tarafından belirlenecek kazı depolama alanına

boşaltılacaktır.

İnşaat faaliyetleri ilerledikçe boya kutuları, sulandırıcı kapları vs. gibi tehlikeli atık olarak

tanımlanabilecek atıkların oluşacağı tahmin edilmektedir. Bu atıklar diğer atıklardan ayrı

bir yerde su geçirmez beton alanlarda geçici olarak muhafaza edilecek ve son imha işlemi

için atık imha lisansı bulunan bir tesise gönderilecektir. Depolama ve nakliyat

aşamalarında bu materyaller “Tehlikeli Atıkların Kontrolü Yönetmeliği” hükümleri uyarınca

imha edilecektir. FGD sisteminin üreteceği tahmini atık miktarı azami buhar üretiminde

600 kg/s olacaktır. FGD sisteminin ürettiği sodyum sülfit (Na2SO3) ve sodyum sülfat

(Na2SO4) (reaktif sodyum bikarbonatın SO2-SO3 tepkimesi için gereken ürün) yine

yukarıda açıklandığı şekilde yönetilecektir.

Projenin saha hazırlığı, inşaat ve işletme aşamalarında personelden kaynaklı ambalaj

atıkları üretecektir. İnşaat işlerinden kaynaklanan ambalaj malzemesi gibi geri

dönüştürülebilir katı atıklar ve benzeri atıklar geri dönüştürülecektir; Hacılar Belediyesi ile

protokol imzalanmış olup, geri dönüşümü yapılamayan atıklar katı atık toplama sistemine

verilecek ve imha edilecektir. Geri dönüşümü mümkün olan kağıt, karton ve benzeri

ambalaj atıkları, inşaat sahası içerisinde yerel katı atıklardan ayrı bir konumda üstleri

örtülü vaziyette bulunan konteynırlar içerisinde toplanacak ve lisanslı geri dönüşüm

şirketlerine gönderilecektir.

Araçların ve inşaat makinelerinin lastiklerinin Proje Sahası içerisinde değiştirilmesi

gerekirse, değiştirilen tekerler “Ömrünü Tamamlamış Lastiklerin Kontrolü Yönetmeliği”

hükümleri uyarınca lisanslı firmalara teslim edilecektir.

5.2.5 Emisyon

Kirleticilerin kurulması planlanan santral bacasından atmosfere salınma şekli mevcut

meteoroloji koşulları altında belirtilen inşaat alanına yayılacak olup (17.5 km kuzey- güney

yönü, 17.5 km doğu – batı yönü), söz konusu kirleticilerin neden olacağı muhtemel yer

seviyesi konsantrasyonu (YSK) Eylül 2012’de gerçekleştirilen Hava Kalitesi Modelleme

Çalışması ile incelenmiştir. Modelleme çalışması mevcut termoelektrik santrali işletimini

ve planlanan Kojenerasyon Santralı’nın normal işletme aşamasını kapsayacak şekilde

gerçekleştirilmiştir.

Genel olarak gaz bacasındaki SO2 emisyonlarının kaynağı yakıt içerisindeki sülfürün

oksidasyonudur. Emisyon kontrolü ya yakıt içerisindeki sülfür miktarını azaltmak ya da

SO2 gazını artırmak suretiyle gerçekleştirilir. Kırıkkale Kojenerasyon Santralı’nda ana yakıt

olarak kullanılacak doğal gazın göz ardı edilebilir seviyelerde sülfür içermesi nedeniyle,

tesisin neden olduğu SO2 emisyonları da göz ardı edilebilir düzeyde olacaktır. Rezerv

yakıt olarak dizel yakıt kullanılacak olması nedeniyle dizel yakıt kullanılan çalışma

koşullarında SO2 üretileceği tahmin edilmektedir.

Tesiste gerçekleşecek yanma süreci sonucunda oluşacak NOx emisyonlarına neden olan

iki etmen mevcuttur. Bunların ilki yanma işleminde kullanılan fosil yakıtın nitrojen

19

içermesidir. Fakat daha önemlisi, NOx emisyonu havadaki serbest nitrojenin yüksek

sıcaklıkta oksidosyanundan dolayı oluşmaktadır. Yanma sıcaklığı arttığı zaman NOx

oluşması daha kolay hale gelir. Kazan yanması, yanma sıcaklığı, basınç vs. inşa edilecek

santral içerisinde söz konusu emisyonları belirleyen etmenlerdir. Planlanan elektrik

santralının NOx emisyonlarını kontrol altında tutmak için düşük-NOX yakıcı kullanılacaktır.

Belirli alanlarda hava oranının mümkün olduğunca azaltılması ve eksik ateşin giderilmesi

suretiyle NOX artırılacaktır.

CO emisyonları verimsiz yanma sonucunda oluşur. Kontrollü yanmayı tamamlamak için

uygun kalıcılık süresi ve yüksek sıcaklık sağlanmalıdır. CO emisyonu için sınır değeri

hacim olarak % 15 O2 ve 100 mg/Nm3’dir. Santralin bacasından çıkacak CO emisyonu en

fazla 100 mg/Nm3’dir.

Doğal gaz ve dizel yakıtta bulunan kirleticilerin tahmini akımları aşağıdaki tablolarda

verilmiştir:

Tablo 6. Doğal Gaz Koşullarında Kirleticilerin Akım ve Konsantrasyonları

Parametre Değer

NOx

33 mg/Nm³ (kuru, %15 O2)

18.12 kg/saat (NO2)

CO 62 mg/Nm³ (kuru, %15 O2)

34,04 kg/saat

Tablo 7. Dizel Yakıt Koşullarında Kirleticilerin Akım ve Konsantrasyonları

Parametre

Değer1

Gaz Türbini Yardımcı Kazan

NOx

33 mg/Nm³ (kuru, %15 O2)

18.12 kg/saat (NO2)

150 mg/Nm³ (kuru, %15 O2)

30 kg/saat (NO2)

CO 62 mg/Nm³ (kuru, %15 O2)

34,4 kg/saat

80 mg/Nm³ (kuru, %15 O2)

16 kg/saat

SO2

100 mg/Nm³ (kuru, %15 O2)

54,91 kg/saat

200 mg/Nm³ (kuru, %15 O2)

40 kg/saat

* Değerler Projenin tasarım değerleridir

NOx çıkış gaz emisyonları, taban yükten %70’e kadar yük ve -22,4°C ila 41,6°C arası

koşullarda normal durumda işletim sırasında aşağıdaki konsantrasyonları aşmayacaktır.

CO çıkış gaz emisyonları taban yükten %70’e kadar yük ve -22,4°C ila 41,6°C arası

koşullarda normal durumda işletim sırasında aşağıdaki konsantrasyonları aşmayacaktır.

20

Tablo 8. GT ve HRSG Emisyon Garantileri *

Kirletici

Doğal Gaz Likit Yakıt

IFC AB IED

Ek-V

AB BYT

Bref IFC

AB IED

Ek-V

AB BYT

Bref

NOx (mg/Nm3) 51 50 50-100 152 50 150-300

SOx (mg/Nm3) - 35 -

1% veya

daha az

S yakıt

350 350**

CO (mg/Nm3) - 100 30-100 - 100 30-100

* Garanti edilen değerler %15 O2, 0°C, 101.325 kPa kuru baca gazlar içindir

**GT’lerin olmaması halinde

Her bir buhar kazanı -22,4°C ila 41,6 °C arası değişen ortam sıcaklığında %50’nin

altındaki taban yükü ile normal koşullarda işletim sırasında aşağıdaki konsantrasyonları

aşmayacaktır. Buhar kazanlarının bacaları (her biri 95 MWt) birbirinden bağımsız olduğu

için eşik değerleri 100 MWt altı santrallere ait değerlerdir.

Tablo 9. Buhar Kazanları Emisyon Garantileri *

Kirletici

Doğal Gaz Likit Yakıt

IFC AB IED

Ek-V

AB BYT

Bref IFC

AB IED

Ek-V

AB BYT

Bref

NOx (mg/Nm3) 240 100 50-100 400 300 -

SOx (mg/Nm3) - 35 - 900-1500 350 100-350

CO (mg/Nm3) - 100 30-100 - 80 -

* Garanti edilen değerler %3 O2, 0°C, 101.325 kPa kuru baca gazları içindir

Santralın her bir bacasında Sürekli Emisyon Ölçüm Sistemi (SEÖS) bulunacaktır. SEÖS

internet üzerinden gözlemlenecektir; sistem Çevre ve Şehircilik Bakanlığı’nın Sanal Özel

Ağına (VPN) bağlanacaktır. Türkiye Sürekli Emisyon Ölçüm Sistemleri Tebliği gereğince

düzenli geçerlilik raporu hazırlanacaktır.

5.2.6 İletim hattı ve Boru hatları

Atık su deşarj boru hattı

Santralın muhtelif deşarjına ilişkin uygun deşarj güzergahları henüz son haline

getirilmemiştir. Her türlü atık suyun (uygun arıtma süreçlerinin ardından) Kızılırmak

Nehrine deşarj edileceği düşünülmektedir. Atık su deşarjının Kızılırmak Nehri üzerindeki

muhtemel etkisi ısıl kirliliktir. Atık suyun debisi nehrin debisinden çok daha düşük olduğu

için, soğutma suyu deşarjı nehirde ısıl kirlenmeye neden olmayacaktır. Bu nedenle su

ekosistemi etkilenmeyecektir.

Elektrik İletim hattı

TEİAŞ’ın trafo merkezi (Hacılar trafo merkezi) Elektrik Santralinin bitişiğinde olduğundan

ötürü, bağlantı noktasına çekilecek iletim hattı herhangi bir özel parselden geçmeyecektir.

Dolayısıyla çevre üzerinde herhangi bir olumsuz etki bulunmayacaktır.

Doğal gaz hattı

21

Doğal gaz, Proje Sahasından 1200 metre uzaklıkta inşa edilecek BOTAŞ PRMS

istasyonundan veya Tüpraş Rafinerisinin Güney sınırında bulunan istasyon kolundan

temin edilecektir. PRMS’nin kolu, Rafineri sınırları içinde olduğundan dolayı bu seçenek

çevresel veya sosyal açıdan olumsuz bir etki yaratmayacaktır.

5.3 Sosyal Etkiler ve Tenkis Tedbirleri

Projenin inşaat ve işletim aşamalarında gelir artışı söz konusu olacaktır. Çalışanların yerel

bölgeden temin edeceği ticari hizmetleri (konaklama, beslenme ve giyim tüketimi, vs.)

yerel ekonomiye katkı sağlayacaktır. Planlanan santral personel için istihdam sağlayacağı

için, bölgenin gelir düzeyi artacaktır. İnşaat ve işletim aşamalarında sağlanacak ekonomik

faydalar kıyaslanırsa, ekonomik girdi inşaat aşamasında daha yüksek olacaktır.

İnşaat (550 çalışan) ve işletim (35 çalışan) aşamalarındaki ekonomik faydalar

karşılaştırıldığında; inşaat aşamasında ekonomik girdi daha yüksek olacaktır. Personelin

günlük gereksinimlerinden ötürü yapacakları masraflar yerel ekonomiye büyük katkılar

sağlayacaktır.

Projenin inşaat aşamasında bir revir (ilk yardım merkezi) inşa edilecektir. Revir, TÜPRAŞ

kampüs sınırları içerisinde, projenin işletim aşamasında vuku bulabilecek yaralanmalara

karşı inşa edilecektir. Personelin diğer tıbbi ihtiyaçları bölgedeki diğer tıbbi kuruluşlarca

karşılanacaktır.

Teklif edilen projenin ekonomik ve sosyal etkileri dikkate alındığında, santralin olumlu

etkiler yaratacağı anlaşılmaktadır. Proje Sahasında doğa ve tarih mirası

bulunmamaktadır. Dolayısıyla projenin bu tür mülkler üzerinde herhangi bir olumsuz etkisi

olmayacağı tahmin edilmektedir.

Projenin en önemli çevresel etkisi, proje gerçekleştirildiğinde yerel ve ulusal ekonomiye

katkı sağlayacak olmasıdır. Kojenerasyon elektrik santrali projeleri, diğer elektrik santrali

türlerinin enerji üretimiyle kıyaslandığında daha temiz enerji üretmektedir. Ayrıca aktarım

kaybı olmaksızın enerji arzı sağlaması ve hem inşaat hem de işletim aşamalarında yerel

istihdam sağlaması nedeniyle faydalı bir projedir.

5.3.1 Ekonomi

Büyük çaplı projelerden kaynaklanan gereklilikler genellikle bölgedeki mevcut sosyal

hizmet ve altyapı yükünü artırabilmektedir. İnşaat sırasında yerel işgücü için kısa istihdam

fırsatları mevcut bulunabilecektir. Ayrıca Projeyle ilişkili yerel ürün ve hizmet arzı (inşaat

malzemeleri, gıda, ilaç, konaklama, yemek hizmetleri, ulaşım, vs.) yerel ekonomiye katkı

sağlayacaktır.

5.3.2 Eğitim Hizmetleri

Proje gerçekleştirildiğinde, Kırıkkale Kojenerasyon Santralı’nda ve yeni şubelerde

çalışmak üzere yerel bölgeden, illerden ve köylerden bölgeye göç olacaktır. Proje

Sahasının şehir merkezine yakın olması nedeniyle projede çalışan personelin bölgedeki

eğitim fırsatlarından kolaylıkla faydalanması mümkündür. Bu nedenle şehrin eğitim

altyapısı muhtemel nüfus artışından olumsuz etkilenmeyecektir.

22

5.3.3 Sağlık Hizmetleri

TÜPRAŞ sınırları içerisinde projenin işletim aşamasında olabilecek yaralanmalar ve

hastalıklara karşı revirler kurulacaktır. Ciddi kazaların yaşanması halinde, Kırıkkale ili ve

civar ilçelerde bulunan sağlık merkezlerinden faydalanacağı tahmin edilmektedir.

Dolayısıyla proje inşa edildiğinde ve işletime alındığında bölgedeki hastane ve sağlık

merkezlerinin kapasitesinin artması mümkündür. Fakat elektrik küçük çaplı

yaralanmalarda elektrik santralı dışındaki sağlık merkezlerine başvurulmayacağından

ötürü, yerel sağlık hizmetlerinde önemli bir artış beklenmemektedir. Her bir aşamada

santrali güvenliği ve işçi sağlığına ilişkin kurallara uyulması suretiyle muhtemel etkiler

asgari düzeyde tutulacaktır.

5.3.4 İşçi Konaklaması

İnşaat aşamasında Kırıkkale şehrinde yaşayan inşaat işçileri ve daha önce sözü edilen

yerel personel kendi konut veya apartmanlarında konaklayacaktır. Projenin Yüklenicisi,

nitelikli işçiler ve 35 adet işletme personeli için Kırıkkale şehrinde veya Hacılar ilçesinde

konukevi hizmeti sağlayacaktır.

23

5.4 Çevresel / Sosyal Yönetim ve Gözetim

No Konu / Eylem Çevresel Riskler Sorumluluk/Fayda

Yasal Gereklilik / EBRD Performans Gerekliliği / En İyi Uygulamalar (BAT)

Yatırım İhtiyaçları / Kaynaklar/ Sorumlu

Zaman Çizelgesi / Proje Aşaması

Başarılı Uygulama Hedefi ve

Değerlendirme Ölçütleri

Sonuçlar ve Yorumlar

1. Çevre, Sağlık, Emniyet ve Sosyal (EHSS) Yönetim ve Eğitim

1.1

Kapsamlı Çevre, Sağlık, Emniyet ve Sosyal Politikayı benimsemek ve yaymak

(EHSS Politikası).

Politika ve SEP dahilinde, genel EHS bilgileri ve kilit performans göstergelerini (KPI) içeren internet siteleri geliştirmek

Şirket hedeflerinin ve Kırıkkale KES Projesinin inşaatı ve tam kapsamlı KES işletimi sırasında EHSS gerekliliklerine uygunluk amaçlı temel faaliyetlerin kamuya gösterimi

EBRD PR 1,

Gönüllü ve BAT

Proje Bütçesi / Yüklenici

İnşaat aşamasında

Yıllık EHSS Performans Raporları. Raporlar EBRD’ye ibraz edildiği şekilde olmalıdır

Yıllık raporda Şirketin internet sitesinin ve KPI’ların bağlantısı bulunmalı

1.2

İlgili olduğu hallerde Santral için EHSSMS için organizasyon yapısının tanımlanması.

Santralin hizmete girdiği ilk 2 yıl içerisinde ISO 14001 ve OHSAS 18001 sertifikasyonu almak

Eğitimli ve nitelikli insan kaynakları temini

EBRD PR 1,

Gönüllü ve BAT



Organizasyon şeması ve her bir işletim departmanı için EHSS personeli.

Santralin hizmete girdiği ilk 2 yıl içerisinde ISO 14001 ve OHSAS 18001 sertifikasyonu almak

24








1.3

Eğitim programının EHSS uygulamasını ve KKE kullanımını kapsayacak şekilde revize edilmesi.

Eğitimlerin uygulanması ve gözetimi

EHSSMS hakkında bilinçlendirme

İşçi sağlığının korunması ve mesleki risklerin asgariye indirilmesi

EBRD PR 1, PR 2

Gönüllü ve En İyi Uygulama

İş Sağlığı ve Güvenliği Yönetmeliği (09 Aralık 2003 tarihli ve 25311 sayılı Resmi Gazete) işçilere PPE temin edilmesi ve KKE’lerin kullanılmasının sağlanmasına ilişkin hükümler içerir.


2013 Uygulanan eğitim programı

Güncel eğitim kayıtları

Yıllık EHSS Raporu dahilinde eğitimlerin özeti

1.4

Doğrudan saha yöneticisine rapor verecek ve şirket yönetimi ile bağımsız raporlandırma hatları olacak nitelikli bir Çevre yöneticisi görevlendirmek

Çevre sağlığının korunması ve inşaat faaliyetleriyle ilişkili çevresel etkilerin asgariye indirilmesi

EBRD PR 1

En İyi Uygulama


İnşaat öncesi

İnşaat ve işletim süresince görevlendirilen kişi

1.5

ESMMP ve ESIA dokümanlarında belirtildiği üzere kilit EHS sorunlarının periyodik olarak harici gözlemlenmesini gerçekleştirmek için bağımsız bir EHS Danışmanı görevlendirmek

Çevre sağlığı ve emniyetinde sürdürülebilirlik sağlamak

EBRD PR 1

En İyi Uygulama

Görevlendirme: ilk ödeme öncesi Gözlem: inşaat aşamasında her 6 ayda bir ve işletimin ilk 2 yılında yıllık; ek gözlem gereklilikleri, gözlem sonuçlarına dayalı olacak

Dış EHS gözlemleme raporları

2 İşçi ve Çalışma Koşulları

25








2.1

Yüklenicinin emniyet performansı ve ölüm durumları dahil kaza ve vakaların merkezi kayıtlarının tutulması.

Bilgilere tarihler, ciddiyet, nedenler ve düzeltici eylemler dahil olacaktır.

Çalışma koşullarının iyileştirilmesi ve iyi çalışma ilişkileri geliştirilmesi

Türk İş Kanunu

no: 4857

EBRD PR 2 Proje Bütçesi / Yüklenici


Güncel H&S kayıtları

Yıllık EHSS raporları dahilinde kaza ve ölüm istatistikleri

İşçilerin şikayetleri alınacak.

2.2

İş ekipmanı üzerine yerleştirilecek Talimat Kartları ve Bakım Kartları hazırlanması

Mesleki risklerin ve iş kazalarının asgariye indirilmesi

İş Sağlığı ve Güvenliği Yönetmeliği (09 Aralık

2003 tarihli ve 25311 sayılı Resmi Gazete)

işçilerin ekipman kullanımına ilişkin talimatlar

ve prosedürler hakkında gerekli bilgiyi

almasını sağlamaya ilişkin hükümler

içermektedir.



Talimat Kartları ve Bakım Kartları yerleştirilir

2.3

Çalışanlar ve inşaat işçileri için resmi bir şikayet mekanizması geliştirmek ve işgücüne bunun kullanımına ilişkin bilgi dağıtmak.

İşçi hakkı ihlallerini asgariye indirmek

3. Kirliliğin Önlenmesi ve Azaltılması

26








3.1

Santralin AB Endüstriyel Emisyonlar Yönergesi (IED) EK V ve AB Büyük Yakma Tesisleri için BREF Notlarına uygun şekilde tasarlanması ve işletilmesi

Projenin Ulusal ve AB standartları ile mevcut en iyi tekniklere uygun şekilde tasarlanması ve işletilmesinin sağlanması.

EBRD PR 3

Proje Bütçesi

Sürekli Hizmete aldıktan sonraki 1 yıl içerisinde uygunluğun teyidi için BAT Değerlendirmesi

Her bir bacanın ortalama emisyon verilerini ve su kirliliğine ilişkin bilgileri içeren yıllık rapor

Türk kanunlarına uygunluk

3.2

Santralin hizmete alınmasına müteakip bir yıl içerisinde, şu amaçlarla BAT Değerlendirmesi yapılması

A) santralin Türk kanunu ve ESAP’a uygunluğunu doğrulamak

b.) ek iyileştirme seçeneklerini değerlendirmek ve

c.) sürekli BAT uygunluğu sağlamak için gerekli eylemlere odaklı ek BAT geliştirmek.

BAT revizyonu dahilinde tüm çevresel gerekliliklerin karşılandığını doğrulama gereği ve uygun şekilde sürekli iyileştirmek sağlamak için bir eylem planı geliştirilmesi.

EBRD PR 3

Türk ve AB kanunları

Proje Bütçesi /

Bağımsız Danışman

Santralin hizmete alınmasına müteakip 1 yıl içerisinde

Sonuçlar Yıllık EHSS Raporu dahilinde bildirilir

27








3.3

Kazı faaliyetlerinde toz oluşumu

Sahanın civarındaki insan ve bitki örtüsü/direy öğelerini etkileyecek aşırı toz oluşumunun engellenmesi.

EBRD PR 3

Türk Hava Kalitesi Değerlendirme ve Yönetimi Yönetmeliği (6 Haziran 2008 tarihli 26898 sayılı Resmi Gazetenin 5 Mayıs 2009 tarihli 27219 sayılı Resmi Gazete ile tadil edilmiş hali)

En İyi Uygulama



Saha Gözetimi

EBRD’ye İnşaat Gözlemleme Raporları

(Gerekli ise Toz Emisyonu ölçümleri)

3.4

İnşaat makinesi tesisleri için atık su deşarj bağlantısı ve deşarj izni verilmesi

Atıkların asgariye indirilmesi,

Kaynak tasarrufu ve etkili atık yönetimi.

Türk Katı Atıkların Kontrolü Yönetmeliği

Türk Atık Yönetimi Genel Esaslarına İlişkin Yönetmelik

Türk Ambalaj Atıklarının Kontrolü Yönetmeliği

EBRD PR 1, EBRD PR 3 ve EBRD PR 4 Proje Bütçesi / Yüklenici


Saha Gözetimi


Gerekli tüm atık türleri için lisanslı şirketlerle imha anlaşmaları imzalanacak ve sahada kayıt tutulacaktır. (oluşan, geri dönüştürülen ve imha edilen atık miktarları)

3.5

Etkili trafik yönetimi sağlamak ve kamunun maruz kaldığı sağlık ve güvenlik risklerini asgariye indirmek.

Sahanın girişi açık olacak ve uygun şekilde tasarlanacaktır.

İnşaat trafiğine ve bilhassa tanker ve kamyon trafiği ile özel yüklere (ağır ve geniş yükler) ilişkin tarif edilen güzergahlar üzerinde ilgili makamlarla uzlaşma sağlanacak.

EBRD PR4

En İyi Uygulama



Saha Gözetimi


28








3.6

Tüm tehlikeli atıklar ve uygun imha yöntemleri için envanter hazırlamak

Atık yönetim prosedürü hazırlamak ve uygulamak

Tehlikeli atıklar için tüm bakım tesislerinde Santral’e uygun şekilde inşa edilmiş geçici depolama alanları sağlamak.

Toprak, yüzey suyu ve yer altı suyu kirlenmesini önlemek için tehlikeli maddelerin uygun şekilde atılmasını sağlamak.

Türk Mevzuatları:

Türk Atık Yağların Kontrolü Yönetmeliği

Ömrünü Tamamlamış Lastiklerin Kontrolü Yönetmeliği

Atık Pil ve Akülerin Kontrolüne ilişkin Türk Mevzuatı

Tehlikeli Atıkların Kontrolü Yönetmeliği

Tıbbi Atıkların Kontrolü Yönetmeliği

EBRD PR 3


İnşaat sırasında Saha Gözetimi


Üretilen ve taşınan atık miktarı (Atık Beyan Formu ve Ulusal Atık Taşıma Formları)

29








3.7

Temizlik

atıklarının uygun

şekilde muhafaza

edilmesi için tüm

çalışma

alanlarında

taşınabilir

tuvaletler ve diğer

yöntemler

sağlamak.

Atıkların yetkili

mercilerce gerekli

tutulduğu üzere

uygun arıtma

tesislerine

boşaltılması.

EBRD PR 3 BAT


İnşaat ve işletim süresince

Arıtılmamış temizlik

atıklarının izinsiz

boşaltılmaması veya

salınmaması

Kazara oluşan

salınım durumlarında

Bankaya rapor

vermek

3.8

Toprak kirlenmesinin önlenmesi

Tedarik ve Bakım Tesisi için ikincil muhafaza alanı sağlamak

Çevrenin korunması

Yasal uygunsuz kaynaklı cezaların önüne geçilmesi

Toprak Kirliliğinin Kontrolü ve Noktasal Kaynaklı Kirlenmiş Sahalara Dair Yönetmeliğin 6’ıncı Maddesi (08 Haziran 2010 tarihli 27605 sayılı Resmi Gazete); toprak kirliliğinin kaynağında engellenmesi temel ilkedir. Bu nedenle toprak kirliliğine neden olan maddeler üreten veya muhafaza eden şirketler gerekli tenkis tedbirlerini uygulayacaktır. Yer üstündeki tüm yakıt ve atık petrol depolama tankları ikincil muhafaza ile çevrelenmiş olacaktır.


İnşaat sırasında Tedarik ve Bakım Tesisinde kullanılmış petrol tankı için ikincil muhafaza bulunacak

30








3.9

Düşük-NOx yakma sistemi ve düşük NOx yakıcı kullanılması

NOx emisyonlarını azaltmak ve ESIA ifşa belgeleri ile AB Endüstriyel Emisyonlar Yönergesi’nin EK V’inde tanımlanan emisyon seviyelerine uygunluk sağlamak

EBRD PR 3

BAT


İşletimde İşletim ve bakım süresince emisyon gözlemlemesi (SEÖS tarafından)

3.10

Atık su arıtma tesisi ve soğutma suyu deşarj sistemlerinin işletilmesi. Ulusal ve BAT gereklilikleri ile ESIA ifşa koşullarına uygunluk sağlanması.

Atık su / soğutma suyu deşarj noktalarına gözlem sistemi kurulması

Atık su deşarj sınır değerlerinin karşılanması

Alıcı çevre kirlenmesinin engellenmesi

Deşarj noktalarında bir sayaç ve sıcaklık gözetim sistemi kurulması

Nehir özelliklerinin etkilenmemesini sağlamak için yaz aylarında her türlü ısıl kirliliğin gözlemlenmesi

Türk Su Kirliliği Kontrolü Yönetmeliği (31 Aralık 2004 tarihli ve 25687 sayılı Resmi Gazetenin 39 Kasım 2012 tarihli ve 28483 sayılı Resmi Gazete ile tadil edilmiş hali)

EBRD PR 3, EBRD PR 6

BAT


İşletimde Numune alma/gözlemleme suretiyle atık suların ve soğutma suyunun analiz edilmesi

Yıllık raporda ortalama aylık veriler ve her türlü anormal artışların temin edilmesi.

3.11

Atık su arıtma tesisinde oluşan çamurun bertarafı

Atık çamurun olumsuz etkilerinin ortadan kaldırılması

Türk Tehlikeli Atıkların Kontrolü Yönetmeliği (14 Mart 2005 tarihli ve 25755 sayılı Resmi Gazetenin 30 Ekim 2010 tarihli ve 27744 sayılı resmi gazete ile tadil edilmiş hali)

EBRD PR 3


İşletimde Saha gözetimi ve numune alma suretiyle tortu analizi

31








3.12

Gaz türbinleri ile yardımcı kazanların NOx ve SOx emisyonlarının gözlemlenmesi için SEÖS kurulması

Hava kalitesinin iyileştirilmesine yardım eder

SEÖS’ler her bir bacaya kurulacaktır

Türk Sürekli Emisyon Ölçüm Sistemleri Tebliği (12 Ekim 2011 tarihli ve 28082 sayılı Resmi Gazete)


Hizmete alma işlemi öncesinde kurulacak

İnternet üzerinden düzenleyici gözetim

Düzenli kalibrasyon

3.13

Katı atıkların geri dönüşümü

Tabii kaynak kullanımının azaltılması

Türk Katı Atıkların Kontrolü Yönetmeliği (14 Mart 1991 tarihli ve 20814 sayılı Resmi Gazetenin 26 mart 2010 tarihli ve 27533 sayılı Resmi Gazete ile tadil edilmiş hali)

EBRD PR 3


İşletme ve İnşaat sırasında

Saha Gözlemi

3.14

Mümkün ise düşük sülfürlü yakıt kullanılması.

Kullanılan HFO yedek kazanlardaki FGD’yi çalıştırdığında, FGD atığının onaylı ve BAT’a uygun şekilde boşaltılması

Hava kalitesi gerekliliklerine sürekli uygunluk sağlamak

Ulusal mevzuat ve EBRD PR 3

Proje Bütçesi/İşletimsel gereklilikler

İşletmede Yıllık raporda kullanılan yakıt kalitesine, HDF’nun kullanıldığı zamanlara (ve S%) ve FGD ile çalışılan saat sayısına ilişkin bilgi sağlamak

4. Toplum Sağlığı ve Güvenliği

4.1

Kamu sağlığını ve güvenliğini koruyacak prosedürler geliştirmek ve uygulamak

Etkili sosyal yönetim sağlamak ve kamunun maruz kaldığı sağlık ve güvenlik risklerini asgariye indirmek.

EBRD PR 2 ve PR 4

En İyi Uygulama Proje Bütçesi / Yüklenici

İnşaat süresi sırasında

Saha Gözlemi

İşletim sırasında şikayetler alınacak

4.2

İş Sağlığı ve Güvenliği

İşçiler için sağlık ve emniyet risklerini asgariye indirmek

İş Sağlığı ve Güvenliği Kanunu


İnşaat sırasında Saha Gözlemi

32








4.3

İnsan Kaynakları Çalışma koşullarını iyileştirmek ve iyi iş ilişkileri geliştirmek

Türk İş Kanunu no: 4857,


İnşaat sırasında İşçilerin şikayetleri alınacak

5. Bilgi İfşası ve Paydaş Katılımı

5.1

Paydaş Katılım Planının uygulanması ve her 3 yılda bir güncellenmesi

Paydaşlarla çelişkilerin engellenmesi, sürdürülebilir proje sağlanması

EBRD PR 10


İnşaat sırasında SEP’in uygulanması ve sonuçların Yıllık EHSS Raporunda belirtilmesi

6. Biyolojik Çeşitliliği Koruma ve Sürdürülebilir Yönetim

6.1

Toprak katmanı

çıkarma ve

depolama. Arazi

kullanımının

asgariye

indirilmesi ve

Proje Alanına

yabancı tür

getirilmesinin

engellenmesi

Proje Alanının

biyolojik çeşitliliğinin

korunması

EBRD PR 6


İnşaat sırasında Saha Gözlemi

KIRIKKALE KOJENERASYON SANTRALI · 2013-08-07 · Fakat buhar-kazan türbin grupları...

Documents

Transcript of KIRIKKALE KOJENERASYON SANTRALI · 2013-08-07 · Fakat buhar-kazan türbin grupları...