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
Proje Bütçesi / Yüklenici
İnşaat aşamasında
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
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
1.3
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.
Proje Bütçesi / Yüklenici
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
Proje Bütçesi / Yüklenici
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
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
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
İnşaat aşamasında
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.
Proje Bütçesi / Yüklenici
İnşaat aşamasında
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
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
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
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
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
Proje Bütçesi / Yüklenici
İnşaat aşamasında
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
İnşaat aşamasında
Saha Gözetimi
EBRD’ye İnşaat Gözlemleme Raporları
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
Proje Bütçesi / Yüklenici
İnşaat aşamasında
Saha Gözetimi
EBRD’ye İnşaat Gözlemleme Raporları
28
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
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
Proje Bütçesi / Yüklenici
İnşaat sırasında Saha Gözetimi
EBRD’ye İnşaat Gözlemleme Raporları
Üretilen ve taşınan atık miktarı (Atık Beyan Formu ve Ulusal Atık Taşıma Formları)
29
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
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
Proje Bütçesi / Yüklenici
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.
Proje Bütçesi / Yüklenici
İnşaat sırasında Tedarik ve Bakım Tesisinde kullanılmış petrol tankı için ikincil muhafaza bulunacak
30
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
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
Proje Bütçesi / Yüklenici
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
Proje Bütçesi / Yüklenici
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
Proje Bütçesi / Yüklenici
İşletimde Saha gözetimi ve numune alma suretiyle tortu analizi
31
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
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)
Proje Bütçesi / Yüklenici
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
Proje Bütçesi / Yüklenici
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
EBRD PR 2 Proje Bütçesi / Yüklenici
İnşaat sırasında Saha Gözlemi
32
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
4.3
İnsan Kaynakları Çalışma koşullarını iyileştirmek ve iyi iş ilişkileri geliştirmek
Türk İş Kanunu no: 4857,
EBRD PR 2 Proje Bütçesi / Yüklenici
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
Proje Bütçesi / Yüklenici
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
Proje Bütçesi / Yüklenici
İnşaat sırasında Saha Gözlemi
Top Related