kırıkkale kojenerasyon santralı uluslararası çevresel ve

Transkript

Seymenoba Elektrik Üretimi A.Ş.
Yeni Demiryolu Caddesi No: 62 41135
Kartepe-Kocaeli/TÜRKİYE
Tel : +90 (262) 317 1000
Faks : +90 (262) 317 1099
KIRIKKALE KOJENERASYON SANTRALI
ULUSLARARASI ÇEVRESEL VE SOSYAL
ETKİ DEĞERLENDİRMESİ (ÇSED)
ÇALIŞMASINA AİT EK DOKÜMAN
DOKAY-ÇED Çevre Mühendisliği Ltd. Şti.
Ata Mah. Kabil Cad. No: 140/A Dikmen
06460 Çankaya-ANKARA/TÜRKİYE
Tel : +90 (312) 475 7131
Faks : +90 (312) 475 7130
NİSAN 2013
ANKARA
KIRIKKALE KOJENERASYON SANTRALI
Proje No: 169.02.02
ULUSLARARASI ÇEVRESEL VE SOSYAL ETKİ DEĞERLENDİRMESİ (ÇSED)
ÇALIŞMASINA AİT EK DOKÜMAN
Nisan / 2013
REVISION LOG
Revizyon Numarası
Revision Number
0
1
2
11.03.2013
04.04.2013
16.04.2013
Tarih
Date
Rapor Adı
Report Title
Hazırlayan
Kırıkkale Kojenerasyon Santralı
Uluslararası ÇSED Çalışmasına
Ait Ek Doküman
Orçun YILDIZCA
Prepared by
Teknik Kontrol
Technical Control
Kalite Kontrol
Quality Control
Şirket Müdürü
Deniz YURTERİ
Yeşim AŞTI
Prof. Dr. Coşkun YURTERİ
Director
Form No: PJ-001/F02-R04
i
İÇİNDEKİLER
Sayfa
İçindekiler
i
Tablo Listesi
iii
Şekil Listesi
iv
Kısaltmalar
v
1. GİRİŞ...................................................................................................................................... 1
2. PROJE SINIFLANDIRMASI ................................................................................................. 3
3. PROJE SAHİBİ VE YÜKLENİCİ HAKKINDA BİLGİLER.................................................... 4
4. PROJE AÇIKLAMASI ........................................................................................................... 5
5. PROJENİN ALTERNATİFLERİ VE KONFİGÜRASYON SEÇENEKLERİ ......................... 8
5.1 Türkiye’nin Enerji Talebi ve Projeye Duyulan İhtiyaç ........................................... 8
5.1.1 Eylemsizlik (Sıfır Seçeneği) ................................................................... 10
5.1.2 Projeye duyulan İhtiyaç .......................................................................... 11
5.2 Saha Alternatifleri .............................................................................................. 11
5.2.1 Alternatif 1 ............................................................................................. 11
5.2.2 Alternatif 2 ............................................................................................. 12
5.2.3 Başka saha alternatifleri ......................................................................... 13
5.2.4 Seçilen Proje Sahası.............................................................................. 13
5.3 Soğutma Alternatifleri ........................................................................................ 13
5.3.1 Islak Soğutma ........................................................................................ 13
5.3.2 Kuru Soğutma ........................................................................................ 14
5.3.3 Seçilen Soğutma Sistemi ....................................................................... 15
5.4 Konfigürasyon Seçenekleri ................................................................................ 18
5.4.1 Sistem Konfigürasyonu Seçenek Analizi ................................................ 18
5.4.2 Seçilen Santral Konfigürasyonu ............................................................. 21
5.4.3 Seçenek 4 (Seçilen Konfigürasyonun Geliştirilmesi) .............................. 21
6. TEKNİK ÖZELLİKLER........................................................................................................ 24
6.1 EKİPMANLARA DAİR TEKNİK HUSUSLAR ..................................................... 24
6.1.1 Gaz Türbinleri ........................................................................................ 24
6.1.2 Isı Geri Kazanım Buhar Jeneratörleri (HRSGler) .................................... 25
Kırıkkale Kojenerasyon Santralı Uluslararası ÇSED Çalışmasına Ait Ek Doküman
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
ii
6.1.3 Baypas bacaları ..................................................................................... 26
6.1.4 Buhar Türbinleri ve Yardımcı Tesisler .................................................... 27
6.1.5 Buhar kazanları ve atık gaz desülfürizasyon (FGD) sistemi ................... 27
6.2 Yedek Yakıt ....................................................................................................... 30
6.3 Su Deşarj Hattı .................................................................................................. 31
6.4 Elektrik İletim Hatları ......................................................................................... 31
6.5 Doğal Gaz Tedarik Hattı .................................................................................... 32
7. PROJE ALANININ MEVCUT ÇEVRESEL ÖZELLİKLERİ ............................................... 33
7.1 Flora ve Fauna .................................................................................................. 33
7.2 Jeolojik, Hidrojeolojik ve Hidrolojik Özellikler ..................................................... 33
7.3 Meteorolojik ve İklimsel Özellikler ...................................................................... 36
7.4 Doğal ve Arkeolojik Miras .................................................................................. 36
7.5 Kamulaştırma & İrtifak ....................................................................................... 36
7.6 Çevre Düzenlemesi ........................................................................................... 37
7.7 Arazi Kullanımı .................................................................................................. 37
7.8 Bölgenin Nüfus Özellikleri .................................................................................. 37
7.9 Sismik Aktivite ................................................................................................... 37
7.10 Bölgenin Toprak Özellikleri ................................................................................ 38
8. PROJENİN ÇEVREYE ETKİLERİ VE HAFİFLETİCİ TEDBİRLER .................................. 39
8.1 Doğal Kaynakların Kullanımı ............................................................................. 39
8.1.1 Arazi Kullanımı....................................................................................... 39
8.1.2 Yakıt Kullanımı....................................................................................... 39
8.1.3 Su Kullanımı .......................................................................................... 39
8.2 Etkiler ve Alınacak Önlemler.............................................................................. 40
8.2.1 Atık Su ................................................................................................... 40
8.2.2 Flora/Fauna ........................................................................................... 41
8.2.3 Gürültü ................................................................................................... 41
8.2.4 Katı Atık ................................................................................................. 42
8.2.5 Emisyon ................................................................................................. 43
8.2.6 İletim Hattı ve Boru Hatları ..................................................................... 44
9. MEVCUT EN İYİ TEKNİKLER (BAT) VE AB ENDÜSTRİYEL EMİSYONLAR
DİREKTİFİNE (IED) UYGUNLUK ...................................................................................... 45
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
iii
9.1 Emisyon ............................................................................................................ 45
9.2 Su Kirliliği .......................................................................................................... 47
10. TÜPRAŞ RAFİNERİSİNİN MEVCUT SANTRALINA GÖRE AVANTAJLAR .................. 49
11. ÇEVRESEL VE SOSYAL YÖNETİM SİSTEMİNE GENEL BAKIŞ .................................. 52
11.1 Proje Sahibi ve Yüklenicinin İşçi Sağlığı & Güvenliği ile Çevre Politikaları ......... 52
11.2 Proje Sahibi ve Yüklenicinin Sosyal Politikaları.................................................. 56
11.2.1 İşçiler için Şikayet Mekanizması........................................................... 56
11.2.2 Toplumsal İlişkiler ve Projeyle İlgili Şikayet Mekanizması..................... 58
11.2.3 Sağlık, Güvenlik ve Çevre (HSE) Yönetim Planı .................................. 61
11.2.4 Çalışanların Barınma ve Ulaşımı.......................................................... 63
11.2.5 İnsan Kaynakları Politikası ................................................................... 64
12. REFERANSLAR.................................................................................................................. 66
TABLO LİSTESİ
Tablo 1.Kırıkkale Kojenerasyon Santralı Teknik Özellikleri ............................................... 7
Tablo2. 2009 yılı itibariyle Türkiye’nin Yerli Kaynaklar Potansiyeli .................................... 9
Tablo3. Türkiye’nin Enerji İhtiyacı Tahmini (Baz talep – yüksek senaryo) ........................10
Tablo4. Kırıkkale Kojenerasyon Santralı Ortam Koşulları .................................................18
Tablo5. 2/2/1 Konfigürasyonu için Gaz Türbin Seçenekleri ..............................................18
Tablo6. 3/3/1 Konfigürasyonu için Gaz Türbin Seçenekleri ..............................................19
Tablo7. Konfigürasyon Seçeneklerinin Modelleme Sonuçları ...........................................21
Tablo8. HFO kullanılması halinde gerekli olan elemanlar .................................................22
Tablo9. DFO Tahmini Bileşimi .........................................................................................30
Tablo10. HFO Tahmini Bileşimi .......................................................................................31
Tablo11. Kapulukaya Barajının Özellikleri ........................................................................35
Tablo12. Kırıkkale Meteoroloji İstasyonu Uzun Yıllar Sıcaklık Verileri Ortalaması ............36
Tablo13. Kırıkkale İli İlçelere Göre Nüfus Dağılımı, 2011 .................................................37
Tablo14. Projenin Atık Su Deşarj Sınır Değerleri .............................................................40
Tablo15. Doğal Gaz Koşullarında Kirleticilerin Akım ve Konsantrasyonları ......................43
Tablo16. Dizel Yakıt Koşullarında Kirleticilerin Akım ve Konsantrasyonları ......................44
Tablo17. GT ve HRSG Emisyon Garantileri* ....................................................................46
Tablo18. Buhar kazanları emisyon Garantileri* ................................................................47
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
iv
Tablo19. Garanti edilen Atık Su Deşarj Değerleri .............................................................48
Tablo20. Santral Ünitesi Ortak Bacasının Özellikleri ........................................................49
Tablo21. Rafinerideki Mevcut Santral Ünitesi Ortak Baca Gazı İzleme Sonuçları ............50
ŞEKİL LİSTESİ
Şekil 1.Proje sahasının ve çevresinin Uydu görüntüsü ...................................................... 1
Şekil2. Bir Kojenerasyon Santralının Tipik Şeması ........................................................... 6
Şekil3. Tipik soğutma kulesi .............................................................................................14
Şekil4. Hava-Soğutmalı Kondansatör Şeması..................................................................15
Şekil5. Projenin Su Denklik Şeması .................................................................................17
Şekil6. GE 6FA Gaz Türbini .............................................................................................24
Şekil7. Tipik HRSG Sistemi..............................................................................................26
Şekil8. Proje Sahasını ve Çevresini gösteren Jeolojik Harita ...........................................34
Şekil9. Kırıkkale İli Deprem Haritası .................................................................................38
Şekil10. Kırıkkale Kojenerasyon Santralı İnşaat Aşamasının Sağlık, Güvenlik ve Çevresel
Yönetim Sistemi Dokümanının Yapısı ......................................................................53
Şekil11. Técnicas Reunidas Proje HSE Örgüt Şeması.....................................................55
Şekil12. Técnicas Reunidas Şantiye HSE Örgüt Şeması .................................................55
Şekil13. AES-Entek Yardım Hattı .....................................................................................57
Şekil14. Seymenoba Şikayet Formu ................................................................................60
Şekil15. Seymenoba PLANLA-YAP-KONTROL ET-EYLEME GEÇ “Sürekli İyileştirme”
Modeli ......................................................................................................................62
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
v
KISALTMALAR
%
Yüzde
°C
Derece Selsius
AES-Entek
AES-Entek Elektrik Üretimi A.Ş.
CEMP (İÇYP)
İnşaat Çevresel Yönetim Planı
CPP (KS)
Kojenerasyon Santralı
DOKAY-ÇED
DOKAY-ÇED Çevre Mühendisliği Ltd. Şti.
EBRD
Avrupa İmar ve Kalkınma Bankası
EIA (ÇED)
Çevresel Etki Değerlendirmesi
ESIA (ÇSED)
(Uluslararası) Çevresel ve Sosyal Etki Değerlendirmesi
EU (AB)
Avrupa Birliği
HSE (SGÇ)
Sağlık, Güvenlik ve Çevre
HSE CTS
HSE Uygunluk İzleme Sistemi
IFC
Uluslararası Finans Kurumu
kV
Kilovolt
kWh
Kilowatt-saat
m
Metre
m
3
Metre küp
MWe
Elektriksel Megawatt
MWt
Isıl Megawatt
NTS
Teknik-dışı Özeti
OPIC
Denizaşırı Özel Yatırım Kurumu
PR
Performans Gerekliliği
PS
Performans Standardı
SEÖS
Sürekli Emisyon Ölçüm Sistemleri
SEP
Hissedar Katılım Planı
Seymenoba
Seymenoba Elektrik Üretimi A.Ş
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
1 / 57
1.
GİRİŞ
AES-Entek Elektrik Üretimi A.Ş. (AES-Entek) bağlı şirketi olan Seymenoba Elektrik
Üretimi A.Ş. (Seymenoba), Kırıkkale’deki Tüpraş Rafinerisi’nin yakınında 233,7 MWe
kurulu kapasiteye sahip bir kojenerasyon santralı inşa etmeyi planlamaktadır. Proje sahası
Kırıkkale ilinin güney-batısında olup Kırıkkale – Kırşehir karayolu üzerinde Kırıkkale şehir
merkezine yaklaşık 10 km mesafededir (bkz. Şekil 1).
Şekil 1.Proje sahasının ve çevresinin Uydu görüntüsü
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
2 / 57
Santral esas itibariyle Tüpraş Rafinerisinin 38 MWe olan buhar tüketimi ile elektrik talebini
karşılama görevi görecektir. Üretim fazlası ise 154 kV’lık iletim hattıyla ana şebekeye
verilecektir.
Proje 30.06.2011 tarih ve 27980 sayılı Resmi Gazete’de yayınlanmış olan ÇED
Mevzuatında Değişiklik Yapılması Hakkındaki Düzenlemenin (Ek-1 (ÇED’e tabi olan
Projelerin Listesi) Madde 2’nin (toplamda 300 MWt ısıl enerjiye sahip termik santraller ile
yakım sistemleri)) (a) fıkrası kapsamına dahil edilmiştir.
Kırıkkale İl Çevre ve Kentleşme Müdürlüğü 28.11.2012 tarihinde Nihai Ulusal ÇED
Raporunun 10 günlüğüne ifşa edileceğini ilan etmiştir.
Seymenoba, önerilen proje için bir üretim lisansı almak üzere 14.02.2012 tarihinde Enerji
Piyasası Düzenleme Kurumu’na (EPDK) müracaat etmiştir.
AES-Entek kojenerasyon santralının üstyapı, elektrik iletim hatları, gaz boru hattı,
ekipman ve başlangıç maliyetleri vs.nin tamamlanması ile ilgili inşaat mühendisliği işlerinin
finansmanı sağlamak üzere Avrupa İmar ve Kalkınma Bankası (EBRD) ile Denizaşırı Özel
Yatırım Kurumu’na (OPIC) başvurmuştur.
Proje kategori A olarak sınıflandırılmış olup bir
Değerlendirmesi’nin (ÇSED) ifşasını gerektirmektedir.
Çevresel
ve
Sosyal
Etki
Bu doküman ise kategori A projeler için EBRD, OPIC ve Ekvator İlkeleri gerekliliklerine
hitaben yerel ÇED’in ek dokümanı niteliğindedir. Ek ÇSED yerel ÇED ile birlikte ve formlar
ile ÇSED ifşa paketiyle beraber EBRD ve IFC gereklilikleri bakımından fevkalade
önemlidir.
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
3 / 57
2.
PROJE SINIFLANDIRMASI
EBRD Çevresel ve Sosyal Politikası (2008) altında, projeler çevresel ve sosyal kriterlere
dayanılarak A, B, C veya FI şeklinde sınıflandırılabilir.
EBRD Çevresel & Sosyal Politika (2008) Ek-1’e göre, önerilen proje Kategori A proje1 olup
bu kategori, projenin çevresel ve sosyal açıdan önemli olumsuz etkiler yaratacak
potansiyele sahip olduğunu göstermektedir.
Bunun sonucunda, EBRD PR 1 gerekliliklerini yerine getirebilmek için Seymenoba
aşağıdakileri kapsayacak bir ÇSED İfşa Paketi hazırlama sürecine girmiştir:

Teknik Olmayan Özet (NTS)

Paydaş Katılım Planı (SEP)

Çevresel ve Sosyal Yönetim Planı

Yerel ÇED Raporu

Ulusal gerekliliklerin kapsamına girmeyen her türlü EBRD / IFC gerekliliğini ele alan
ek doküman.
1
300 MW veya üzeri ısı çıkışına sahip termik enerji santralleri ve diğer yakım tesisleri Kategori – A projeler olarak
sınıflandırılmaktadır. Önerilen projenin ısıl çıktısı yaklaşık 404 MWt olacağından o da bir Kategori-A projedir.
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
4 / 57
3.
PROJE SAHİBİ VE YÜKLENİCİ HAKKINDA BİLGİLER
Proje sahibi, AES-Entek2’in bağlı şirketi olan Seymenoba’dır. AES-Entek ise Koç
Holding’e bağlı bir şirkettir. Koç grubu Türkiye’nin bilhassa enerji, dayanıklı tüketim
malları, otomotiv ve finans sektörlerinde faaliyet gösteren en büyük şirketler grubudur.
Grubun Türkiye GSMH’nın %7’sine tekabül eden geliri ve Türkiye’nin toplam ihracatının
%8’ine tekabül eden ihracat hacmi ile Türk ekonomisinin itici gücüdür. 2012 yılından bu
yana Koç Holding Fortune 500 listesinde 222’inci sıra ile yer alan tek Türk şirketidir.
Koç Grup ile AES’in güçlerini birleştirerek AES-Entek Türkiye’nin lider özel elektrik üretim
şirketlerinden biri haline gelmeyi hedeflemektedir. Bu hacme ulaşabilmek için AES-Entek
ülke çapındaki şirket evlilikleri, iktisaplar da dahil olmak üzere üretim santrallerinin
özelleştirilmesi ve yeni santral projeleri gibi çeşitli yatırım fırsatlarını yakinen takip
etmektedir.
AES-Entek’in hissedarı olan AES ise termik ve yenilenebilir enerji kaynaklarının yanı sıra
elektrik dağıtım varlıklarına dayalı çeşitli elektrik üretim tesislerine sahip ve 29.000
çalışanı bulunan, 27 ülkede uygun fiyatlarla sürdürülebilir enerji sağlayan bir Fortune 200
uluslararası enerji şirketidir. AES’nin 2010 yılı geliri 16 milyar dolar olup, şirketin toplam
varlıkları ise 41 milyar dolardır.
AES-Entek bilhassa petrol ve gaz sektöründeki sınai ve enerji üretim santrallerinin
mühendislik, tasarım ve inşası alanında faaliyet gösteren İspanya kökenli genel yüklenici
olan Técnicas Reunidas Grubunu anahtar teslim EPC yüklenicisi olarak görevlendirmiştir.
Técnicas Reunidas şirketler grubu 1960 yılından beri dünya çapında 1000’in üzerinde
sınaî tesis tasarlamış ve inşa etmiştir.
Técnicas Reunidas’ın çok uluslu müşterileri ve lisans verenleri arasında dünyanın lider
şirketleri bulunmaktadır. Altı kıtada 50’nin üzerinde ülkede projeler geliştirilmiştir.
Técnicas Reunidas şirketler grubunun uluslararası görünümü ve anahtar teslim
projelerdeki üstün uzmanlığı Técnicas Reunidas’ın 80’lerden itibaren büyümesindeki
temel etkenlerdir. Uluslararası projeleri şirketin yıllık cirosunun %78’ine tekabül
etmektedir.
2
Aralık 2010 itibariyle, ABD kökenli AES şirketi Koç Grubu elektrik üretim şirketi olan Entek A.Ş.’nin hissedarı olmuştur.
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
5 / 57
4.
PROJE AÇIKLAMASI
Projenin kurulu gücü 233,7 MWe / 404 MWt olup, yılda 2,030,000,000 kWh enerji
üreteceği öngörülmektedir. Santral üretim fazlasını 154 kV’lık hatlar üzerinden ulusal
şebekeye vermek ve Tüpraş Rafinerisinin buhar ve elektrik ihtiyacını (maksimum 38
MWe) karşılamak üzere kurulmaktadır. Kırıkkale kojenerasyon santralı iki (2) gaz türbini,
atık ısı kazanları, bir buhar türbini ve iki yedek kazan bloklarından (konvansiyonel yakma
kazanı 95 MWt) oluşacaktır. Atık ısı kazanının rafinerinin buhar güvenliği için yedek
yakma (Ateşleme sonrası) sistemleri olacaktır. Projede dört (4) adet baca olacaktır; iki (2)
tanesi buhar kazanlarına ait olacak ve diğer ikisi (2) ise HRSG ünitelerinden sonra (her
üniteye bir tane olmak üzere) kurulacaktır.
İşletme aşamasında, kojenerasyon santralının bir yılda ortalama 300,000,000 m3 doğal
gaz tüketeceği öngörülmektedir. Doğal gaz, proje sahasına yaklaşık 1200 metre
mesafede inşa edilecek olan Kirgaz PRMS istasyonundan veya istasyonun Tüpraş
rafinerisinin güney ucunda bulunan kolundan sağlanacaktır.
Kojenerasyon santralı için seçilmiş olan soğutma tipi ıslak soğutma sistemi olup soğutma
amaçlı kullanılacak su ise Kapulukaya barajından sağlanacaktır. Tüpraş Kapulukaya
barajının inşaatını finanse etmiş olduğundan, suyun %6’sını kullanma hakkına sahiptir.
Seymenoba’nın DSİ’den de onaylanmış olan bu suyun kullanımına dair Tüpraş ile bir
protokolü bulunmaktadır.
Klorlu ve filtrelenmiş su depolardan alınıp demineralizasyon ünitesinde arıtılıp sonrasında
yedek buhar sisteminin ve su-buhar döngüsünün kaybını telafi etmek üzere sisteme ilave
edilecektir.
Önerilen kojenerasyon santralı doğal gaz ile çalışacaktır. Santralda herhangi büyük doğal
gaz kesintisi veya olağanüstü bir durumun oluşması halinde veya doğal gaz sağlama
imkanı bulunmadığı takdirde, Tüpraş’ın elektriğini ve emniyetini sağlamak için gaz
türbininde motorin kullanılacaktır. Buna rağmen, herhangi bir sorun olduğunda, sadece
Rafinerinin emniyetini sağlama amaçlı olarak gereken buharı sağlamak üzere yedek
kazanda fuel-oil (4 numara) kullanılarak sınırlı miktarda buhar üretilecektir. Şekil 2’de
kojenerasyon santralının işleyiş prensibi gösterilmektedir.
Santral birincil yakıt olarak doğal gaz ile, GTler ve HRSGlerde yedek yakıt olarak dizel ve
yedek kazanlarda kullanılmak üzere ağır fuel oil yakıtlar (HFO) ile dual yakıtla işletilecek
şekilde tasarlanmıştır. Rafinerinin buhar ve elektrik kaynağının devamlılığını tesis etmek
amacıyla her tipten üç gün yetecek yedek yakıt depolanması öngörülmektedir. Depolama
tankları sahada bulunacaktır.
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
6 / 57
Şekil2. Bir Kojenerasyon Santralının Tipik Şeması
Atmosferden alınan hava bir filtre sisteminden geçirilir ve gaz türbinin kompresör kısmına
girerek burada sıkıştırılır ve sonra yakma odasına iletilir. Yakma odasına püskürtülen yakıt
sıkıştırılmış hava ile karışıp yakılır.
1000-1100oC’nin üzerindeki sıcaklıklarda yakılarak üretilen yüksek basınçlı gaz türbin
çarklarından geçerek çarkları çevirir ve böylece türbine bağlı jeneratör tarafından elektrik
enerjisi üretilir. Gaz tübininden çıkan 500 – 600oC sıcaklığındaki atık gaz ise egzoz borusu
ile atık ısı kazanına iletilir. Atık ısı kazanına giren egzoz gazı soğur ve sonra kazan
bacasından atmosfere salınır.
Genelde bir HRSG içerisinde üç farklı ısı eşanjörü parçası mevcuttur. Rankine çevrimi
içerisinde, su önce ön ısıtıcıya girer ve doyma sıcaklığının biraz altındaki bir sıcaklığa
kadar ısıtılır, sonrasında buharlaştırıcı içerisinde buharlaştırılır ve bu doymuş buhar
kızdırıcı içerisinde yeniden ısıtıldıktan sonra kızgın buhar halinde buhar türbinine verilir.
Bu, tek aşamalı kazan-buhar türbin basınç grubu için bir Rankine çevrimidir. Aslında
buhar-kazan türbin grupları kızdırıcılı veya kızdırıcısız üç – aşamalı basınç seviyesi için
ayrı kazanlarda bulunmaktadır. Rankine çevrimi bu basınç aşamalarına bağlı olarak kendi
içerisinde farklı çevrimler meydana getirir. HRSG’de üretilen ve sonra buhar kazanına
giren buhar türbin aşamalarında genleşir. Dolayısıyla ısıl enerji mekanik enerjiye dönüşür.
Türbinin tahriklenmesiyle, türbine bağlı jeneratör elektrik enerjisi üretir.
Buhar türbininden çıkan düşük sıcaklık ve basınçtaki buhar kondansatöre ulaşır ve
soğutma sistemi tarafından yoğunlaştırılarak suya dönüştürülür. Ardından yoğunlaştırma
pompalarıyla içerisindeki yoğunlaşmamış gaz içeriğinin ayrılması için besleme suyu
tankına gönderilir. Su besleme tankından besleme suyu pompaları ile yeniden atık ısı
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
7 / 57
kazanına gönderilir. Bu şekilde Rankine kapalı çevrim kazanı, buhar türbini ve
kondansatör arasında devir daim edilir. Kırıkkale kojenerasyon santralına ait ana teknik
özellikler Tablo 1’de verilmiştir.
Tablo 1.Kırıkkale Kojenerasyon Santralı Teknik Özellikleri
Değer
Parametre
Birim
Kurulu Güç
Gaz Türbinleri Kurulu Güç
Buhar Türbinleri Kurulu Güç
Net Verim (minimum)
Gaz Türbini
HRSG
Buhar Türbini
Yaklaşık Baca Yüksekliği
Tahmin Edilen Elektrik Üretimi
Yakıt Tipi
Yakıt Gereksinimi
MWe / MWt
MWe
MWe
%
Adet
Adet
Adet
m
kWh/yıl
-
Tesis
233.7 / 404
77.1
79.5
52
2
2
1
50
2,030,000,000
Doğal Gaz
3
m /yıl
300,000,000
Kırıkkale kojenerasyon santralı kapsamında kurulması planlanan ünitelerden bazıları
aşağıda listelenmiştir:
 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 ısı
eşanjörleri

Demineralize Su tankı
 Kapalı park alanı

HFO Tankı
 Bakım ve Depo Binası

DFO Tankı
 Kontrol / İdare Binası

Soğutma Suyu Pompa Binası
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
8 / 57
5.
PROJENİN ALTERNATİFLERİ VE KONFİGÜRASYON SEÇENEKLERİ
5.1
Türkiye’nin Enerji Talebi ve Projeye Duyulan İhtiyaç
Türk enerji politikalarının temel hedefi enerji ve tabii kaynakların verimli, etkin, güvenli ve
çevre bilinci içerisinde kullanımını sağlayarak ülkenin dışa bağımlılığını azaltmak ve ülke
refahına katkı sağlamaktır. Bu kapsamda, Türkiye’nin enerji politikalarının temel unsurları
şöyledir:

Enerjide dışa bağımlılığı azaltmak,

Kaynak, yöntem ve teknoloji çeşitliliği sağlamak,

Yenilenebilir enerji kaynaklarını azami ölçüde kullanmak,

Çevre üzerindeki etkileri minimize etmek,

Ülkemizin enerji sektörü bakımından bölgesel ve küresel etkinliğini arttırmak,

Enerji verimliliğini arttırmak,

Enerjinin maliyet, zaman ve miktar bakımından tüketiciler için ulaşılabilir olmasını
sağlamak,

Rekabetçi Pazar koşulları ile kamu ve özel sektör imkânlarını seferber etmek3.
Türkiye kalkınma hedeflerini gerçekleştirme, toplumsal refahı artırma ve sektörü
uluslararası pazarda rekabet edebilecek bir seviyeye getirme çabası içerisindedir. Bu
vaziyet yıllar içerisinde enerji talebinde hızlı bir artışı beraberinde getirmiştir. Yıllık enerji
talebi 2010 yılında 109.3 milyon ton petrol eşdeğeri (tpe) seviyesini aşmıştır. Bu rakamın
2015 yılında 170 milyon tpe’ye ve 2020 yılında 222 milyon tpe’ye ulaşması
beklenmektedir. Yıllık enerji talebi 2009 yılında 106.1 milyon tpe seviyesini geçmiş olup
2015 yılında 170 milyon tpe’ye ve 2020 yılında 222 milyon tpe’ye ulaşması
beklenmektedir. Bu değerler, enerji talebinin yaklaşık %6 civarında artacağını
göstermektedir. 2009 yılında kömür %31 ile enerji talebinde en büyük paya sahipken onu
%30.9 ile doğal gaz, %28.8 ile petrol izlemekte ve kalan %9.3 ise hidroelektrik ve diğerleri
(ağaç) ile yenilenebilir kaynaklarla sağlanmaktaydı4.
Kalkınma seviyesi ile elektriğin nihai enerji tüketimi içerisindeki payı arasında bir ilişki
bulunmaktadır5. 2010 yılında, elektrik tüketimimiz bir önceki yıla (193.2 milyar kWh)
kıyasla %7.92 oranında artarak 208.5 milyar kWh’e ulaşmış olup, elektrik üretimimiz de bir
önceki yıla (194.81 milyar kWh) kıyasla %7.89 oranında artarak 210.18 milyar kWh’e
ulaşmıştır. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından çıkarılmış en yeni elektrik talep
3
Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanı Taner Yıldız’ın 2011 Bakanlık Bütçesinin TBMM Genel Kurulu’na sunumunda yaptığı
konuşması.
4
Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı “Mavi Kitap”, Ankara 2011.
5
Güray B.Ş., “Enerji Sektörü Arz-Talep Analizi, Beklentiler ve Hedefler”, 11’inci Uluslararası Enerji Arenası, Kasım 2009.
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
9 / 57
tahmin rakamlarının (2010 – 2019) 2018 yılı baz alınarak önceki çalışmaya (2019-2018)
kıyasla Yüksek Talep bakımından %1.65 ve Düşük Talep bakımından %2.62 oranında
arttığını gösterdiği görülmektedir. Yeniden gözden geçirilen rakamlar, 2019 yılı itibariyle
yüksek talep senaryoları için 389.98 kWh’e ve düşük talep senaryoları için 367.35 kWh’e
ulaşılacağını göstermektedir6,7.
Kaynaklar bakımından 2011 yılından itibaren toplam elektrik üretiminin %44.7’si doğal
gazla, %18’i kömürle, %22.8’i su kaynaklarıyla, %10’u ithal kömürle, %2.2’si diğer termik
yakıtlarla, %1.35’i rüzgar ve %0.47’si de jeotermal kaynaklar ve biyogaz ile yapılmaktadır.
2010 yılına kıyasla rüzgardan elektrik üretimi %62 oranında artmış olup, doğal gazla
üretim %4’lük ve hidroelektrik %0.55’lik hafif artış gösterirken kömürle üretimin payı %17
artmıştır. EÜAŞ’ın payı 2008 yılında %49.2 iken bu oran 2009 yılında %46.1’e ve 2010
yılında %45.4’e gerilemiştir. Kalan %54.6’lık üretim özel sektörden karşılanmaktadır 8.
Endüstrinin temel girdileri arasında sayılan enerji sektöründeki büyüme rakamları gelişmiş
ülkelere kıyasla oldukça yüksektir. Son 10 yılda Türkiye elektrik ve doğal gaz tüketimi artış
oranları bakımından Çin’in ardından ikinci sırada gelmektedir.
Çalışmaların neticesinde Türkiye’nin 2011 sonu itibariyle belirlenmiş olan yerli enerji
kaynakları potansiyeli Tablo 2’de gösterilmiştir. 2010 yılına kıyasla sadece linyit rezervleri
artış göstermektedir (8.4 milyar tondan 11.4 milyar tona (yaklaşık %36’lık artış)).
Tablo2. 2009 yılı itibariyle Türkiye’nin Yerli Kaynaklar Potansiyeli
Kaynak
Potansiyel
Linyit
11.45 milyar ton
Taşkömürü
1.34 milyar ton
Asfaltit
82 milyar ton
Ham Petrol
6.72 milyar varil
Hidrolik
140,000 kWh/yıl
Doğalgaz
21.86 milyar m3
Rüzgar
48,000 MW
Jeotermal
31.500 MWt
Biyokütle
8.6 MTOE
Güneş Enerjisi
35 MTOE
Kaynak: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı, Sinem Çaynak sunumu, 2011
Eğer önümüzdeki yıllarda yeni yatırımlar yapılmaz ve endüstrinin sorunları çözülmezse,
elektrik enerjisi açığı aşamalı olarak artacak ve açık 2016 yılında 144.7 milyar kWh’e
ulaşacaktır9. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı’na bağlı TEİAŞ’ın son yaptığı tahmin
6
TEİAŞ, Türkiye’nin 10-Yıllık elektrik enerjisi üretim kapasite tahmini (2010-2019), Ekim 2010.
7
TEİAŞ, Türkiye’nin 10-Yıllık elektrik enerjisi üretim kapasite tahmini (2009-2018), Haziran 2009.
8
TEİAŞ, 2010 Aylık Üretim İstatistikleri
9
www.euas.gov.tr/_EUAS/Images/Birimler/apk/2009_yillikrapor.pdf
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
10 / 57
çalışmaları yeni elektrik üretim santrallerine olan ihtiyacı ortaya koymuştur. Türkiye
Elektrik Enerjisi 10-Yıllık Üretim Kapasitesine dair Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının
çıkarmış olduğu Tahmin Raporunda ve Tablo 3’te verilen değerlere dayanarak,
Türkiye’nin ortalama yıllık elektrik gereksiniminin 2011 ile 2018 yılları arasında hızla arttığı
görülmektedir.
Tablo3. Türkiye’nin Enerji İhtiyacı Tahmini (Baz talep – yüksek senaryo)
ARTIŞ (%)
6
YIL
PUANT TALEBİ (MW)
ENERJİ TALEBİ (10 KWS)
ARTIŞ (%)
2011
2012
33,276
35,772
6.5
7.5
215,907
232,101
6.5
7.5
2013
38,455
7.5
249,508
7.5
2014
41,339
7.5
268,221
7.5
2015
44,440
7.5
288,338
7.5
2016
47,728
7.4
309,675
7.4
2017
51,260
7.4
332,591
7.4
2018
55,053
7.4
357,202
7.4
Kaynak: www.teias.gov.tr
Enerji yatırımlarının bu tahmini gerçekleştirmek için zamanında işletmeye alınması ve
enerji kaynağının güvenliğinin ve sürdürülebilirliğinin sağlanması gerekmektedir. Aksi
halde, önümüzdeki yıllarda enerji açığı ile yüzleşmek kaçınılmaz olacaktır.
5.1.1 Eylemsizlik (Sıfır Seçeneği)
Eylemsizlik seçeneği projenin gerçekten gerekli olup olmadığını anlamak açısından
önemlidir. İlaveten diğer seçeneklerle mukayese yapma olanağı verir. Bununla beraber
projenin gerçekleşmemesi Tüpraş rafinerisinin buhar ve enerji gereksinimi ile Türkiye’nin
büyüyen enerji talebini karşılamayacaktır.
Kırıkkale Rafinerisinde bulunan mevcut termik santral 1986 yılında inşa edilmiştir. Termik
santral ünitesi, rafinerinin elektrik ihtiyacını karşılamak üzere iki adet 12 MWe CTR12 tipi
buhar türbini ve 21MWe Nuovo Pignone tipi buhar türbini ile donatılmıştır. Birinci ve ikinci
türbin 1986 yılında inşa edilmiş olup, üçüncüsü (21 MW) 2007 yılında inşa edilmiştir.
Kırıkkale Rafinerisinde rafineri gaz ve fuel oil karışımı yakan dört adet 120 t/h kazan
bulunmaktadır.
Tüpraş rafinerisinde bulunan mevcut santralın çevresel ve ekonomik bakımdan olumsuz
etkileri vardır. Mevcut santralın enerji verimliliği planlanan CCGT sisteminin verimliliğinden
düşüktür. Modelleme çalışmalarına göre projenin emisyonları (NOx ve CO) Türkiye’deki
mevzuatın belirlemiş olduğu sınır değerlerden oldukça düşüktür. Esas yakıt kaynağı
olarak diğer yakıt türlerine kıyasla çevre dostu olan doğal gaz kullanılmaktadır. Seçilen
sistem yedek yakıta sahip olacağından proje mevcut santrale kıyasla avantajlı olarak acil
durumlarda rafinerinin enerji kaynağının sürekliliğini de garanti altına almaktadır.
Dolayısıyla eylemsizlik (projenin yapılmaması) tercih edilir bir seçenek olarak görülemez.
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
11 / 57
5.1.2 Projeye duyulan İhtiyaç
Türkiye’nin enerji politikasının temel hedefi enerji ve tabii kaynakların verimli, etkili, güvenli
ve çevre bilinci içerisinde kullanımını sağlayarak ülkenin dış kaynaklara olan bağlılığını
azaltmak ve ülke refahına katkıda bulunmaktır. Bu kapsamda Türkiye’nin enerji
politikasının temel unsurları şöyledir:

Enerjide dışa bağımlılığı azaltmak,

Kaynak, yöntem ve teknoloji çeşitliliği sağlamak,

Yenilenebilir enerji kaynaklarını azami ölçüde kullanmak,

Çevre üzerindeki etkileri minimize etmek,

Ülkemizin enerji sektörü bakımından bölgesel ve küresel etkinliğini arttırmak,

Enerji verimliliğini arttırmak,

Enerjinin maliyet, zaman ve miktar bakımından tüketiciler için ulaşılabilir olmasını
sağlamak,

Rekabetçi Pazar koşulları ile kamu ve özel sektör imkânlarını seferber etmek10.
Tüpraş 28.1 milyon ton/yıllık rafine kapasitesiyle en büyük ve lider sınai kuruluştur. 233.7
MWe’lik kurulu güce sahip Kırıkkale kojenerasyon santralı hem milli ekonomi içerisinde
önemli bir yere sahip olan Tüpraş’a hizmet verecek hem de Türkiye’nin enerji pazarındaki
kaynak çeşitliliğine katkıda bulunacak böylelikle enerji açığı sorununun çözümünde ve
kaynak güvenliğinin sağlanmasında önemli bir rol oynayacaktır. Bu maksatla, proje ülke
için kayda değer bir öneme sahiptir.
5.2
Saha Alternatifleri
Santral Tüpraş Rafinerisine komşu olacak şekilde kurulacaktır. Seymenoba iki olası saha
belirlemiştir. Birinci saha (ALT-1) yaklaşık 85000 m2 alan ve 705 m rakıma sahip olup
mevcut Hacılar Trafo Merkezi ile yan yana Rafineri’nin güney doğu köşesine bitişik bir
konumda bulunmaktadır. İkinci saha (ALT-2) yaklaşık 114000 m2 alan ve 730 m rakıma
sahip olup mevcut dökme yağ depolama tanklarının yanında, rafinerinin güney batı
köşesine bitişik bir konumda bulunmaktadır.
İki saha alternatifinin de temel özellikleri sırasıyla aşağıda anlatılmıştır:
5.2.1 Alternatif 1

Saha rafineriye kadar mevcut kablo yollarının takibini sağlayacak şekilde var olan
trafo merkezi / şalt tesisine komşudur.
10
Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanı Taner Yıldız’ın 2011 Bakanlık Bütçesinin TBMM Genel Kurulu’na sunumunda yaptığı
konuşması
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
12 / 57

Saha boru hatlarının mümkün olduğunca kısa tutulmasını sağlayacak şekilde
rafineri buhar kolektörleriyle bağlantı noktalarına yakındır. Bu da kayıpları minimize
edecek ve maliyeti düşürecektir.

Saha kablo hatlarının mümkün olduğunca kısa tutulmasını sağlayacak şekilde
rafinerinin elektrik kaynağına ait bağlantı noktalarına yakındır.

Saha yakınında bulunan Kapulukaya barajından alacağı ham su kaynağına
yakındır. Bu da atık suyun nehire boşaltılması açısından faydalı olacaktır.

Sahanın rakımı verimlilik ve enerji çıkışı bakımından hafif bir artış sağlayacak
şekilde ALT-2’nin rakımından alçaktır.

Sahaya ulaşım Belediye yolundan mümkün olmaktadır.

Sahanın yanındaki yol boyunca bir dizi yükseklik payı sınırlaması vardır. Ana yol
üst köprüsü (4m) ve üstten giden yollar.

Sahanın topoğrafyası oldukça çeşitli olup santralı taban seviyesine oturtmak için
büyük ölçüde hafriyat işi gerekecektir.

Mevcut bir doğal akarsu sahayı enine geçmektedir.

Rafineriye giden mevcut gömülü ham su kaynağı boru hattı (yaklaşık 800 mm)
sahanın güney batı köşesini enine kesmekte ve rafineriden çıkan gömülü arıtılmış
su boşaltma hattı ise sahayı kuzey batısında enine kesmektedir.
5.2.2 Alternatif 2

Saha elektrik enerjisi bağlantı noktaları ile rafineri buhar kolektör bağlantı
noktalarına doğru rafinerinin aksi yönünde bulunmaktadır. Bu da rafineriye kadar
daha uzun kablo ve boru hattı kullanılmasına ve kayıp & maliyetlerin artmasına yol
açacaktır.

Saha, ham su kaynağı ve atık su boşaltma yeri olarak kullanılacak Kızılırmak
nehrine ve Kapulukaya barajına uzaktır.

Sahanın rakımı verimlilik ve güç çıkışında hafif bir düşüşe sebep olacak şekilde
ALT-1’den yüksektir.

Sahaya ulaşım Belediyenin yol ağından mümkün olmaktadır. Belediye yolu satıhlı
ve sardır. Belediye yolunu sahaya bağlayan doğrudan satıhlı veya mucur yol
bulunmamaktadır.

Sahanın yanındaki yol boyunca üstten giden yollarda tek bir tane yükseklik payı
sınırlaması vardır.

Sahanın topoğrafyası hafif eğimli olup olasılıkla ALT-1 sahası için gerekenden
daha az hafriyat işi istemektedir.

Sahayı enine kesen bir toprak dolgu baraj / hendek bulunmaktadır.
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
13 / 57
5.2.3 Başka saha alternatifleri
ALT-1 ve ALT-2’den farklı olarak alternatif proje alanlarına bakılmamıştır çünkü projenin
ana işlevi Tüpraş rafinerisine buhar ve enerji sağlamaktır. Diğer saha alternatiflerinin
rafineriye buhar ve enerji sağlamak bakımından elverişli (fizibl) olmayacaktır.
5.2.4 Seçilen Proje Sahası
ALT-1 aşağıda açıklanan koşullara istinaden seçilmiştir;
5.3

Atık su boşaltma yeri (Kızılırmak nehri) ALT-2’ye kıyasla daha yakındır.

DOKAY tarafından Mayıs 2012 tarihinde hazırlanmış olan “Alternatif Proje
sahalarına ait hava kalitesi değerlendirme çalışmaları raporu”na göre, hava kalitesi
modelleme çalışmaları NOx emisyonlarının ALT-2’de izlenen emisyonlara oranla
ALT-1’de daha düşük olduğunu göstermiştir.

ALT-1’de rakımın daha alçak olması verimlilik ve güç çıkışında artış sağlamaktadır.

ALT-1 rafineri buhar kolektörleriyle bağlantı noktalarına daha yakındır.
Soğutma Alternatifleri
Kombine çevrim santrallerde, buhar türbin egzozu ihtiyaç duyulan alt-atmosferik türbin
çıkış basıncını korumak ve HRSG’ye yoğunlaştırılmış şekilde geri dönüş sağlamak üzere
soğutulmalıdır. Soğutma suyu için esas gereksinim türbin egzozunda buharın
yoğunlaştırılması için lazım olmasıdır. Yoğunlaştırma (soğutma) alternatifleri önce
soğutma, ıslak (soğutma kulesi) soğutma, kuru soğutma ve ıslak/kuru (hibrit) soğutma
sistemleriyle olmaktadır. Bu özel saha için, iki soğutma yöntemi düşünülmüştür, soğutma
kuleleri kullanarak yeniden sirkülasyon veya hava soğutmalı kondansatör (ACC).
5.3.1 Islak Soğutma
Islak soğutma sistemleri buharın su-soğutmalı kabuk/tüp yüzeyli kondansatörlerde
soğutulduğu soğutma kulesinden oluşur. Bir soğutma kulesi sisteminde, kondansatörden
çıkan ılık su suyun bir fan veya fanlarla yukarı doğru üfürülen hava akımının içine doğru
fıskiyelerle aşağı doğru püskürtüldüğü bir soğutma kulesine iletilir. Soğutma toplamda
%65-85’lik ısının dışarı verilmesini sağlayan evaporasyon ile gerçekleştirilir.
Sirküle edilen sudaki çözünük tuzların aşırı konsantre olmasını önlemek için – çünkü bu
kondansatör tüperi üzerinde kireç oluşumuna sebep olmaktadır – atığa ilave su verilmesi
gerekir. Evaporasyon ve su boşaltma ile oluşan su kaybı ilave su ile telafi edilir. Toplam su
kaybı olasılıkla sirkülasyon içerisindeki su miktarının yaklaşık yüzde dördü kadar olacaktır.
Soğutma kuleleri iki şekilde sınıflandırılabilir; doğal ve mekanik hava akımlı kuleler. Tipik
bir doğal hava akımlı ıslak soğutma kulesi Şekil 3’te verilmiştir.
Bir soğutma kulesinin performans maliyetini etkileyen faktörler şöyledir: ortamdaki havanın
ıslak –termometre sıcaklığı, hava akım oranı, dolum tipi ve su kalitesi.
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
14 / 57
Şekil3. Tipik soğutma kulesi
Kaynak: Applied Thermal Engineering, 2006.
Avantajları:

Yüksek sistem verimliliği,

Yüksek enerji çıkışı (MWe bakımından), ve

Düşük sermaye maliyeti
Dezavantajları:

Görünür baca dumanı emisyonları,

Kimsayal dozaj, ve

Yüksek alan gereksinimi
5.3.2 Kuru Soğutma
Kuru soğutma sistemi olarak doğrudan soğutma, hava soğutmalı kondansatör (ACC)
seçenekleri göz önüne alınmıştır. Bu soğutma sisteminde çevreye ısı çıkışı buharın
yoğunlaştırılmasının inceltilmiş tüpler içinde gerçekleştiği tek adımdan oluşur. Tüpler
genelde A-çerçeve konfigürasyonuna sahiptir. ACC sistemi tipik A-çerçeve
konfigürasyonu Şekil 4’te verilmiştir.
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
15 / 57
ACC sistemi yukarıda anlatılan soğutma kulesi seçeneğinden daha yüksek egzoz basıncı
verir çünkü yeniden soğutulan suyun sıcaklığı kuru termometre hava socaklığından düşük
olamaz.
Şekil4. Hava-Soğutmalı Kondansatör Şeması
Avantajı:

Düşük Su tüketimi
Dezavantajı:

Yüksek İşletme & Bakım maliyetleri,

Düşük sistem verimliliği,

Sıcak hava koşullarındaki sınırlandırmalar,

Yüksek alan gereksinimi,

Düşük enerji çıkışı (MWe bakımından), ve

Fanlardan kaynaklanan gürültü.
5.3.3 Seçilen Soğutma Sistemi
Soğutma sisteminin seçimi esnasında, çevresel ve ekonomik avantajları / dezavantajları
değerlendirilmiştir. Soğutma kulesinin proje için en uygun seçenek olduğuna kanaat
getirilmiştir. Sistem seçiminde etkili olan faktörler şöyledir:

Soğutma kulesi işletme & bakım maliyeti ACC (kuru soğutma)dan daha düşüktür.

Verimlilik kaybı kuru soğutmaya kıyasla ıslak soğutma sisteminde daha azdır.

Kuru soğutma sistemi fanların kullanılması sebebiyle yakındaki hassas reseptörler
üzerinde gürültü etkisi yaratabilir.
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
16 / 57

Kuru soğutma ortamdaki hava koşuluna bağlıdır (sıcak mevsimlerde sistemin
verimliliği düşer).
Tüpraş rafinerisi Kapulukaya baraj inşaatını finanse etmiş olduğundan rafinerinin
Kapulukaya barajından sağlanan ham suyun %6’sını kullanma hakkı vardır. Seymenoba
Tüpraş ile bu ham suyu kullanmak üzere bir protokol yapmıştır. Dolayısıyla ıslak soğutma
sistemi için su kaynağı sisteme su sağlanmasıyla ilgili bir endişe yaratmayacaktır.
Santralın atık su değerleri Şekil 5’teki Proje Su Denklik Şemasında görülebilir.
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
17 / 57
Şekil5. Projenin Su Denklik Şeması
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
18 / 57
5.4
Konfigürasyon Seçenekleri
Sistem seçenekleri ortam koşulları, türbin verimliliği, maliyet, güç çıkışı, vs. gibi bir takım
parametreler dikkate alınarak değerlendirilmiştir.
Seçilmiş olan ALT-1 sahası için proje alanının rakımı 705 m olarak alınmıştır. Ortam
koşulları bilgisine dayanılarak aşağıda bulunan Tablo 4 hazırlanmıştır:
Tablo4. Kırıkkale Kojenerasyon Santralı Ortam Koşulları
Ortam Basıncı (bar)
Kış
Yaz
Dizayn
0.9315
0.9315
0.9315
Ortam Sıcaklığı (°C)
Ortam Bağıl Nem (%)
1.6
29.7
12.7
80
40
63.46
Yorumlar
705m rakım için.
Kış = Ara, Oca, Şub,
ortalama sıcaklık.
Yaz = Haz, Tem, Ağu,
ortalama sıcaklık.
Dizayn = Kalan 6 ayın
ortalaması
Assumed by Seymenoba
5.4.1 Sistem Konfigürasyonu Seçenek Analizi
Sistem esas olarak Tüpraş rafinerisinin 38 MWe olan güç gereksinimini karşılamak üzere
konfigüre edilecektir. 2/2/1 ve 3/3/1 santral konfigürasyonlarına dair seçenekler
değerlendirilmiştir.
2/2/1 Konfigürasyonu için Gaz Türbini Seçenekleri
Santralın 2/2/1 konfigürasyonunda, gaz türbinleri için üç seçenek değerlendirilmiştir.
Seçenekler Tablo 5’te açıklanmıştır:
Tablo5. 2/2/1 Konfigürasyonu için Gaz Türbin Seçenekleri
ISO
Koşullarında
Güç Çıktısı
ISO Koşullarında
Verimlilik
Tahmini Ünite
Maliyeti
NOx Kontrolü için
ISO Koşullarındaki
Su Tüketimi
MW
%
$M
t/saat
75
35.9
21.2
18.3
GE 6FA
77.1
35.3
21.8
18.9
Siemens
SGT1000F
67.7
35.1
19.8
0
Gaz Türbini
Üniteler
Ansaldo AE64.3A
3/3/1 Konfigürasyonu için Gaz Türbin Seçenekleri
Santralın 3/3/1 konfigürasyonunda, gaz türbinleri için altı seçenek değerlendirilmiştir.
Seçenekler Tablo 6’da açıklanmıştır:
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
19 / 57
Tablo6. 3/3/1 Konfigürasyonu için Gaz Türbin Seçenekleri
ISO Koşullarında
Güç Çıktısı
ISO Koşullarında
Verimlilik
Tahmini Ünite
Maliyeti
NOx Kontrolü için
ISO
Koşullarındaki Su
Tüketimi
Üniteler
MW
%
$M
t/saat
Alstom 8C2
56.3
33.9
17.1
14.2
GE 6B
43
33.1
12.8
11.3
GE 6C
45.4
36.5
14.9
11.0
47
37.5
19.8
0
GE LM6000
42.8
41.4
13.3
7.9
Rolls-Royce
RB211 H63
42.5
39.3
N/A
N/A
Gaz Türbini
Siemens SGT800
Dizayn Varsayımları
Santral seçenekleri aşağıdaki dizayn varsayımlarına göre belirlenmiştir:

HRSGler iki buhar jeneratörü (yardımcılar dahil) hizmet dışıyken, maksimum
rafineri buhar talebini karşılayacak şekilde tasarlanmıştır;

Buhar türbinleri proses çıkarımı olmadan ve hiçbir ek yakım kullanımda değilken
tüm HRSGlerden tam buhar akışı olacak şekilde boyutlandırılmıştır;

Kondensatörler ve soğutma sistemi proses çıkarımı olmadan ve hiçbir ek yakım
kullanımda değilken tüm HRSGlerden tam buhar akışı olacak şekilde
tasarlanmıştır;

Doğrudan mukayese sağlamak için, önerilen tüm çevrimin tercih edilen soğutma
seçeneği olması sebebiyle ıslak soğutma kuleleri ile modellemesi yapılmıştır. Islak
soğutma kuleleri ile hava soğutmalı kondansatörler arasında da aşağıdaki
bölümde bir karşılaştırma yapılmıştır.

Ek yakma sıcaklığı 800oC ile sınırlandırılmıştır.

Minimum ek yakımın tasarım miktarının %10’u veya minimum sıcaklık artışının
20oC olacağı – hangisi daha büyükse o geçerlidir – varsayılmıştır. Ek yakım
normal işletim koşullarında minimum yükte kullanımda olacaktır (örn. Buhar
türbininden güç çıkışını arttırmak için kullanılmayacaktır).

Minimum yedek kazan yükünün tasarım miktarının %20’si olacağı varsayılmıştır
(dahil olduğu durumlarda). Yedek kazanlar normal işletim koşullarında minimum
yükte kullanımda olacaktır (örn. Buhar türbininden güç çıkışını arttırmak için
kullanılmayacaktır).
Seçenek 1 – 2/2/1 Konfigürasyonunda İki (2) GE 6FA GTs ve iki (2) Yardımcı Kazan
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
20 / 57
Bu seçeneğe ait santral konfigürasyonu şu şekilde olacaktır:

İki adet GE 6FA gaz türbini;

Her biri rafinerinin buhar akışının %50’sini üretecek kapasitede iki dual basınçlı
HRSG. Bu durumda HRSG’lerin ek yakımına gerek yoktur;

Bir yoğunlaştırıcı çıkarım buhar türbini – 75 MW’lık buhar çıkarımı olmadan
maksimum çıkışı sağlayacak kapasitede;

Bir kondansatör, ıslak soğutma kuleleri (seçenek olarak ACC’li); ve

Her biri rafinerinin buhar yükünün %50’sine göre boyutlandırılmış iki yedek kazan.
Seçenek 2 – 3/3/1 Konfigürasyonunda Üç (3) Siemens ST800 GTs
Bu seçeneğe yedek kazanlar dahil edilmemiştir. Planlanan ekipman kurulumu aşağıda
belirtilmiştir.

Üç adet Siemens SGT800 gaz türbini;

Ek yakma ve tahrikli hava akımı fanlarıyla donatılmış üç adet dual basınçlı HRSG.
Her bir HRSG rafineri buhar gereksiniminin %100’ünü sağlayabilecek kapasitede
olacaktır. NOT: HRSGlerin birleşik GT’leri hizmet dışı iken çalıştırılabilir olmaları kastı
bulunmamaktadır (örn. HRSGler yedek yakım değildirler);

55 MW buhar çıkışı olmadan maksimum çıkış gücüne sahip bir adet yoğunlaştırıcı
buhar türbini; ve

Bir kondansatör, ıslak soğutma kuleleri (şeçenek olarak ACC ile).
Seçenek 3 – 3/3/1 Konfigürasyonunda Üç (3) Siemens SGT800 GTS ve iki (2) Yardımcı
Kazan
Üç (3) üniteye ve iki (2) yedek kazana sahip santral aşağıdaki ekipmanları kurduracaktır:

Üç Siemens SGT800 gaz türbini;

Her biri rafinerinin buhar ihtiyacının %33.4’ünü üretebilecek kapasitede olup, ek
yakıcıyla donatılmış üç adet dual basınçlı HRSG;

62 MW buhar çıkışı olmadan maksimum çıkış gücüne sahip bir adet yoğunlaştırıcı
buhar türbini; ve

Bir kondansatör, ıslak soğutma kuleleri (şeçenek olarak ACC ile).

Her biri rafinerinin buhar ihtiyacının %33.4’ünü üretebilecek kapasitedeki iki yardımcı
kazan.
3 Seçeneğin Modelleme Sonuçlarına Dair Özet Bilgiler
Modelleme çalışmasına göre üç seçeneğe ait sonuçların özeti Tablo 7’de verilmiştir:
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
21 / 57
Tablo7. 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
5.4.2 Seçilen Santral Konfigürasyonu
Modelleme çalışmasının sonucu göstermiştir ki; Seçenek 1 en yüksek güç çıkışına ve
modellenen seçenekler arasında en yüksek verimliliğe ve aynı zamanda en az kurulu gaz
türbini sayısına sahiptir. Santralin HRSGleri ek yakım içermemektedir neticede en sade
çevrim tasarımı olarak değerlendirilebilir.
Gerekli olan gaz türbinlerinin nispeten büyük ebatlarda olması ve 2/2/1 konfigürasyonu bu
santral seçeneklerinin esnekliğinin sınırlı olduğu anlamına gelmektedir.
Modellenen GE 6FA gaz türbinin yeni ve temiz enerji çıkışı yaklaşık olarak 70 MWe olup
38 MWe’lik maksimum rafineri ihtiyacını karşılamak için önemli oranda degradasyon
boşluğu sağlamaktadır.
Seçenek 1 en az esnek olandır ancak rekabetçi bir sermaye maliyeti ile en yüksek
verimliliğe ve güç çıkışına sahip olup MW başına en iyi maliyeti vermektedir.
Seçenek 2’nin esnekliği iyidir ancak en yüksek sermaye maliyetine ve seçenek 1’e kıyasla
daha düşük güç çıkışıyla en düşük verimlilik seviyesine sahip olup MW başına en yüksek
maliyeti vermektedir.
Seçenek 3’ün esnekliği iyidir ve en düşük sermaye maliyetine sahiptir ancak seçenek 1’e
kıyasla daha düşük verimlilik ve güç çıkışına sahip olup MW başına maliyeti seçenek
1’dekinden yüksektir.
Santral konfigürasyonunun seçimi verimlilik, sermaye maliyeti, esneklik, toplam güç çıkışı
ve MW başına maliyet gibi parametreleri değerlendirerek gerçekleştirilmiştir. Yukarıda
bahsedilen karşılaştırmadan hareketle, Seçenek 1 (2/2/1 + 2) diğerleri içerisinde en
elverişli konfigürasyon olarak seçilmiştir.
5.4.3 Seçenek 4 (Seçilen Konfigürasyonun Geliştirilmesi)
Bu seçenek buhar kazanlarının sayısının değiştirilerek iki (2) kazandan tek (1) kazana
düşürülmesi hususunu değerlendirmektedir. Gaz türbinlerinin olmadığı durumda, HRSG
Temiz Hava Yakıcı (FAF) ile çalıştırılacaktır. Seçilen Seçenek 3 için, HRSG ünitesinin
buhar kaynağı (gaz türbinlerinin olmadığı durumda) 100 t/h’dir. Bu Seçenek 4 için ise; bir
(1) buhar kazanı olacağından HRSGlerin buhar kapasiteleri de gaz türbinlerinin
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
22 / 57
yokluğunda 100 t/h’den 181 t/h’ye çıkacaktır. Bu kapasite artışı da rafinerinin buhar
gereksinimini karşılayacaktır.
Bu seçenek aynı zamanda Buhar Kazanının Atık Gazı için gerekli arıtmayı azaltabilmek
için yedek yakıt olarak kullanılan Ağır akaryakıt (fuel-oil) (HFO) yakıtını Buhar kazanı için
Dizel akaryakıt (DFO) olarak değiştirme seçeneğini içermektedir. Yedek yakıtı DFO olarak
değiştirmek atık gaz arıtmasını da azaltarak neticede maliyette ve verimlilikte iyileşme
sağlayacaktır.
Yedek yakıt olarak DFO’nun kullanılmasıyla Kırıkkale kojenerasyon santralında HFO’ya
gerek kalmayacak dolayısıyla DFO sistem kapasitesi eş zamanlı olarak Gaz türbinlerini ve
buhar kazanlarını beslemeye dayanacak şekilde artacaktır.
Buhar Kazanı Yardımcı Tesisleri

Atık Gaz Desülfürizasyon Sistemi: DFO bileşimi ve bilhassa sülfür içeriği SOx emisyon
limitlerine uyumluluk için FGD ünitesinin kurulumunu gerektirmemektedir. Dolayısıyla
tüm yardımcı tesisleri ile birlikte FGD ünitesi sökülebilir ve neticede tasarım, işletme
ve bakım önemli oranda sadeleşir. DFO atık gaz arıtımı partikülat madde emisyon
limitine uyum için bir filtre ünitesine indirgenecektir.

DFO Sistemi: DFO depolama kapasitesi santralın ada modunda üç günlük işletimine
eşdeğer hacmi içerebilecek ve rafineriye maksimum güç ve buhar gereksinimini
sağlayacak şekilde arttırılacaktır. DFO ana pompalarının kapasitesi de buhar kazanı
için gerekli olan DFO akışına dayanacak şekilde arttırılacaktır.
İşletme Maliyetinin Düşürülmesi
FGD prosesi temelde kimyasal tepkiyenler ve tehlikeli atık arıtmasından kaynaklanan
değişken maliyetleri içerir. Aynı zamanda FGD ünitesi için yedek enerji ihtiyacı da
santralın verimliliğini azaltan bir başka parametredir. FGD ünitesinin kullanımı için
aşağıdaki ek tesislere gerek olacaktır.
Tablo8. HFO kullanılması halinde gerekli olan elemanlar
Utility
Service
Estimated consumption
Sodyum bikarbonat
FGD reaktifi
Akım: 800 Kg/h, dört (4) gün
kapasiteli tanktan.
Katı atık
FGD atığı
Flow: 600 Kg/h dört (4) gün
kapasiteli tankta depolanacaktır.
Elektrik Gücü
Sıkıştrılmış hava, reaktif dozlama, IFD
artırma, HFO ısıtma sistemi vb.
Yaklaşık 200 kW
FAF Kapasitesinin Değiştirilmesi
Yeni Temiz Hava Yakım Sisteminin üretim kapasitesi aşağıdaki değişiklikleri kapsar:

Yeni FAF’ın anma gücü (elektrik) özgün tasarımın iki katından fazla olacaktır.
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
23 / 57

Temiz hava emme ve tahliye borusunun ebatları arttırılacaktır.

Brülör kapasitesi özgün tasarımın kapasitesinin yaklaşık olarak iki katı kadar
arttırılacaktır.

HRSG Yakıt Gaz koşullandırma sistem kapasitesi yeni maksimum yakıt gaz
tüketimine göre arttırılacaktır.

Dimension of Fresh air suction and discharge duct shall be increased.

NOx emisyon limit değerlerine uyum için bir Atık gaz arıtma sistemi, seçici katalitik
redüksiyon (SCR) dahil edilecektir. Yeni SCR sistemi aşağıdakileri içerecektir:

Üre deposu;

Çözme tankı;

Pompalar, borular ve yardımcı tesisler dahil bir üre aktarma sistemi;

Üre solüsyon tankı;

Pompalar ve yardımcı tesislere sahip bir üre aktarma sistemi;

Buharlaştırıcı;

Fanlar;

Üre enjeksiyon ızgarası; ve

Katalist reaktör
Çevresel Koşullar
DFO’nun sülfür içeriği HFO’nunkinden az olduğundan FGD ünitesine gerek
kalmamaktadır ve bu da seçili konfigürasyonla karşılaştırıldığında bir artıdır. Dolayısıyla
FGD ünitesinin günlük katı atığı (600 kg/h) ortadan kaldırılacaktır.
SCR ünitesinin kullanımı yeni konfigürasyonun NOx emisyonunu azaltacaktır. Dahası SCR
ünitesinin kullanımı BAT olarak değerlendirilmektedir.
Buhar kazanında DFO kullanımının bir başka avantajı ise DFO depolama tankından ayrı
olarak ekstra alan gerektiren HFO depolama tankının da ortadan kalkmasıdır.
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
24 / 57
6.
TEKNİK ÖZELLİKLER
Kırıkkale Kojenerasyon Santralının her bir bileşeni seçilen santral konfigürasyonuna ve
soğutma sistemine göre bu bölüm altında ayrı ayrı açıklanacaktır.
6.1
EKİPMANLARA DAİR TEKNİK HUSUSLAR
Bu bölümde açıklanacak olan ana ekipmanlar şöyledir:

Gaz türbinleri

Isı geri kazanım Buhar jeneratörleri (HRSGler)

Bay-pas bacaları

Buhar türbinleri ve yardımcı tesisler

Buhar kazanları ve atık gaz desülfürizasyon (FGD) sistemi
6.1.1 Gaz Türbinleri
MS 6111 FA (GE 6FA)’nın konfigürasyonu kompresörde veya “soğuk” uçtaki bir hız
redüksiyon dişlisi ile gaz türbinine bağlanmış jeneratöre sahip tek milli, dişli rotordan
oluşmaktadır. Bu özellik bir aksiyal bacaya kombine çevrim veya atık ısı geri kazanım
uygulamaları için santral düzenlemesini optimize etme olanağı vermektedir. GE 6FA
türbinine ait resimli gösterim Şekil 6’da verilmiştir.
Şekil6. GE 6FA Gaz Türbini
Kompresör
Kompresör bir sıra modülasyonlu giriş kılavuz kanatları ve ISO koşullarında 15:8:1’lik bir
basınç oranına sahip 18 kademeli bir aksiyal akış tasarımına sahiptir. Kademeler arası
çıkış hava soğutma ve sızdırmazlık için (türbin fıskiyeleri, tekerlek boşlukları) ve başlatma
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
25 / 57
/ kapatma sırasında kompresörün basınç artış kontrolü için kullanılır. Yapısı cıvata
halkasındaki diskleri sıkıştıran 15 adet tam uzunluktaki tespit cıvatası barındırır dolayısıyla
katı bir rotor meydana getirir. Diskler yivler marifetiyle ortalanır. Kompresör kanatları kilitli
kırlangıçkuyruğu ile disklere bağlanır. Yüksek dayanıklılığa, korozyon mukavemetine
sahip GTD450 paslanmaz çelik kanat malzemesi ilk dokuz kademede sağlanır. Kalan
kanatlar kademe 17 statör ve EGV hariç AISI 403+Cb yüksek dayanıklı alaşımdandır.
Kademe 17 statör ve EGV ise yüksek dayanıklı 403CB’den dökümdür. Kompresördeki
kanat malzemesi yüksek korozyon mukavemetine sahip olduğundan dolayı kaplamaya
gerek yoktur. Kompresör tekerlek ağları korozyona dayanıklı boya ile kaplanmıştır.
Yakma Sistemi
Ters akışlı, sekiz odalı ikinci nesil Kuru düşük NOx Yakma sistemi odacık başına altı adet
yakıt fıskiyesini standart olarak bünyesinde barındırır. İki adet sökülebilir kıvılcım bujisi ve
dört adet alev dedektörü yakma sisteminin standart birer parçasıdır. Çapraz ateş tüpleri
her bir yanma odasını yanlardaki bitişik odalara bağlar. Geçiş parçaları hava
çarptırmasıyla soğutulur. Isıl bariyer kaplamaları yanma astarlarının iç duvarlarına ve
geçiş parçalarına daha uzun muayene aralığı sağlamak için uygulanır. Her bir odacık,
hatlar ve geçiş parçaları bağımsız olarak değiştirilebilmektedir.
Türbin Bölümü
Türbin bölümü üç fıskiye aşamasının hepsinde ve birinci ve ikinci kova kademelerinde
hava soğutmasıyla üç kademeye sahiptir. Birinci kademe (kova) yüksek yanma
sıcaklığına dayanacak şekilde gelişmiş bir soğutma sistemine sahiptir. Uç, baş ve kuyruk
kısımlarından soğutma havasını tahliye eden türbüle edilmiş serpantin geçişler kullanır.
Kovalar türbin tekerlek jantını sıcak gaz yolundan yalıtan uzun mafsallara sahip olarak
tasarlanmıştır ve dahili kanat ucu mahfazası kovanın aşınma sorunlarını ortadan
kaldırmak ve ısı oranını arttırmak için ikinci ve üçüncü kademelere dahil edilmiştir. Birinci
kademe indirgenmiş uç boşluklarına izin veren iki parçalı ayrı bir gövde mahfazasına
sahiptir.
Rotor türbin bölümü için dahili hava soğutma sistemini bünyesinde barındıran yüksek tork
kabiliyetine sahip tek milli iki yataklı bir tasarıma sahiptir. Gerek kompresör gerekse türbin
bölümleri cıvatalarla tutturulmuş bireysel yivlere sahip disklerden imal edilmiştir. Her bir
türbin tekeri çalıştırma sırasındaki gerilimi azaltmak için sıcak spin işlemiyle ön gerilime
tabi tutulmuştur. Mil dönüş yönü, gaz türbini çıkış flanşıyla yüz yüze olunduğunda
(kompresör mil flanşının önündedir) saat yönünün aksinedir. Yük dişlisi jeneratör rotorunu
tahriklediği esnada dönüş yönü tersi yönde olmaktadır. Alan değişimi için, gaz türbin
rotoru tek parça halinde taşınır. Türbin kovaları (döner kanatçıklar) rotorun alan balansı
yapılmasına gerek olmadan takım halinde veya ayrı ayrı değiştirilebilir.
6.1.2 Isı Geri Kazanım Buhar Jeneratörleri (HRSGler)
HRSG üniteleri çift basınçlı tipte olup, ön ısıtıcı, tambur, buharlaştırıcı ve kızdırıcı
bölümlerinden meydana gelir. HRSG GT egzozundan gelen tüm gaz akışını ve ek yakma
sisteminden gelecek olan ilave gaz akışını da alabilecek şekilde tasarlanmıştır. HRSG
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
26 / 57
destek yapısı buhar tamburları ve ulaşım merdivenlerinin çelik yapılı destekleri ile birlikte
astarla kaplanacaktır.
GTler öncelikle doğal gazla yanacak böylece HRSG tasarımı gaz yakım koşullarına göre
optimize edilecektir.
Ek yakma sistemi yedek yakıt olarak motorin de kullanılarak yakılabilme kabiliyetine sahip
olup birincil yakıt olarak doğal gaz kullanacak ve tercihen şebeke tipi tasarım teknolojisini
bünyesinde barındıracaktır. Ek yakma sistemi maksimum 800oC yanma sıcaklığına göre
tasarlanacaktır. Şekil 7 tipik bir HRSG sistemini göstermektedir.
Şekil7. Tipik HRSG Sistemi
6.1.3 Baypas bacaları
Her bir GT-HRSG ünitesine baypas bacalarının ve geri tepme tamponlarının dahil
edilmesi GTlerin HRSG veya ST kullanılabilir olmadığı durumlarda OCGT modunda
kullanılabilme olanağı sağlayacak ve GT başlatma süresini azaltacaktır. Tampon sistemi
aynı zamanda OCGT işletimi sırasında HRSG’nin onarımını kolaylaştırmak için “insanlar
için güvenli” olacak şekilde tasarlanmıştır. Baypas bacalarının enerji kaybı, artan sermaye
harcamaları ve ilave bakım gereklilikleri potansiyeline sahip olduğu bilinmektedir. Ancak
işletim esnekliği bu proje açısından kritik öneme sahip olduğundan baypas bacalarının ve
geri tepme tamponlarının her bir GT-HRSG ünitesi için kullanılması tavsiye edilmektedir.
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
27 / 57
6.1.4 Buhar Türbinleri ve Yardımcı Tesisler
Kırıkkale kojenerasyon santralı için Buhar türbini (ST) çıkış gücü ISO koşullarında 79.5
MWe’dir. Son çıkış buhar türbin çıkışına karşı santral verimliliğinin optimize edilmesine
bağlı olacaktır.
ST rafineri kapalıyken güç çıkışını maksimize edecek tam yoğunlaştırma moduna göre
boyutlandırılacaktır (örn. Rafineriye çıkışlar kapalı olduğunda HRSG tarafından üretilen
maksimum buhar miktarını alabilecektir).
Buhar türbin jeneratörü ve tüm yardımcı tesisleri ile yedek yapılar özel olarak tahsis
edilmiş havalandırmalı buhar türbin binası içerisine yerleştirilecektir.
6.1.5 Buhar kazanları ve atık gaz desülfürizasyon (FGD) sistemi
6.1.5.1.
Buhar Kazanları
Gaz türbinleri çalışmadığında dahi rafineriye gerekli olan maksimum buharı sağlamak için
iki (2) buhar kazanı kurulacaktır. Kazanlar 109 t/h’ye kadar buhar üretimine ve 370oC
buhar sıcaklığına imkan tanıyacaktır. Kazanların yakıt gaz tüketiminin 6900 kg/h (%100
MCR’de) olacağı, aynı durumda HFO tüketiminin 8400 kg/h (%100 MCR’de) olacağı
tahmin edilmektedir. HFO’lu buhar kazanlarının olası işletim süresi 5 dakika/ ay olarak
tahmin edilmektedir.
Kazanların fırınları yekpare duvar (monowall) yapıda olacak ve kaynaklanmış kanatlı boru
panellerden oluşacaktır. Brülörler refraktör ile kaplı fırın ön duvarına monte edilmiştir.
Buhar kazanlarının konveksiyon konveksiyon setleri üst ve alt tamburların içerisinde
uzanan çıplak kıvrımlı borulardan oluşur. Uzatma ünitenin tasarım basıncına bağlı olarak
basit veya çift yivli tamburlarda mekanize edilmiş ızgaralardaki tork limitiyle pnömatik veya
elektrikli bir uzatma makinesi kullanılarak yapılmıştır. Konveksiyon setinin boruları
sıralıdır. Buhar kazanlarının tamburları tamamen sert kaynaklanmış yapıdadır. Tambur
uçları yarı eliptik kesittedir ve her iki uçtaki 305 x 406 mm’lik eliptik girişle beslenmektedir.
Buhar kazanlarının egzoz sistemi (her biri 95 MWt güce sahip iki (2) kazan) buhar
kazanları için (NOx, toz ve SOx için sürekli emisyon izleme sistemiyle donatılmış) iki (2)
bağımsız bacaya sahip olacaktır. Dolayısıyla egzoz sistemi HFO ile çalıştırıldığında
emisyon uyumunu sağlayabilmek için iki (2) müstakil FGD’den oluşacaktır.
6.1.5.2.
Atık Gaz Desülfürizasyon (FGD) Sistemi
FGD sistemi sodyum bikarbonat enjeksiyonlu kuru FGD olarak tasarlanmıştır. Reaktifin
enjekte edilmesi kumaş filtrelerden hemen önce kazandan akış yönünde atık gaz
borusunda gerçekleşir. Kuru reaktör reaktifin gereken arıtma süresi boyunca (yaklaşık 2
saniye) gazla temas etmesini sağlar. Tepkime katı kalıntının atık silosunda
toplanmasından önce biriktirileceği kumaş filtrelerde sona erecektir.
Planlanan ekipman ile %99’luk desülfürizasyon etkisi sağlanabilmektedir. Yüksek
desülfürizasyon verimliliği ancak FGD sistemini besleyen reaktifi arttırarak yapılabilir.
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
28 / 57
FGD emme sisteminden çıkan atık gazdaki toz içeriği - 20 mg/Nm3 altındaki toz içeriği,
kuru (%6 O2) – alçak basınçlı darbeli jet filtre ile temizlenir.
Emme sistemi kazandan akış yönünde ayarlanır. Emme sistemi, kireç, yeniden sirküle
olmuş desülfürizasyon artıkları ve uçuşan külden oluşan sıvışalmış bir taban karışımı
yaratan venturi biçimli fıskiyelere sahip bir içi boş dikey atık gaz borusudur.
Emilen maddeler – esasen kalsiyum sülfür (CaSO3 x ½ H2O), kalsiyum sülfat (CaSO4 x ½
H2O), kireç taşı (CaCO3) ve uçan külden meydana gelir – aşağı akış yönlü alçak basınç
darbeli jet filtrelerde temiz gazdan ayrılır.
Çıkan ürün, sorbentin katı tutma süresini uzatmak için havalı kızaklarla emiş sistemine
geri gönderilerek yeniden sirkülasyonu sağlanır. Bunun maksadı prosesin Ca/S molar
oranını azaltmaktır. Ca/S molar oranı istenen verilerde yaklaşık 1.2 – 1.8 (veya kül içeriği
olarak ham hale bağlı olarak daha yüksek de olabilir) olup, desülfürizasyon verimliliği
yaklaşık %80’dir.
Planlanan ekipman ile %99’luk desülfürizasyon etkisi sağlanabilmektedir. Yüksek
desülfürizasyon verimliliği ancak FGD sistemini besleyen reaktifi arttırarak yapılabilir.
Garantili emisyon değerleri 9.1’de verilmiştir.
FGD emme sisteminden çıkan atık gazdaki toz içeriği - 20 mg/Nm3 altındaki toz içeriği,
kuru (%6 O2) – alçak basınçlı darbeli jet filtre ile temizlenir.
FGD Sisteminin Teknik Özellikleri

Emiş Sistemi:
Emiş sistemi içerisinde – venturi biçimli fıskiyeleri olan içi boş bir dikey atık gaz borusudur
– kül, absorbent ve FGD tepkime ürünlerinden oluşan malzemelerden bir akışkan taban
bulunur. Optimal tepkime sıcaklığına ulaşmak için su akıtma fıskiyeleriyle emiş sistemi
içerisine püskürtülecektir.
Emiş sistemi normal sertlikteki çelikten – herhangi dahili sabit veya oynar parçası
bulunmayan şekilde imal edilmiştir. Emiş sistemi içinde herhangi bir korozyon korumasına
gerek yoktur. Yüksek oranda reaktif katıların birikmesi sebebiyle emiş sisteminin iç
kısımlarının aşındırıcı pulların iç yüzeye yapışmaması için sürekli olarak temizlenmesi
gerekir.

Emiş sisteminin taşınması ve muhafazası:
FGD prosesi emisyon limit değerine kadar desülfürizasyon için temel teşkil eden reaktif
beslemesiyle hesaplanmaktadır. Reaktif kamyonlarla getirilecek ve bir siloya
depolanacaktır. Pnömatik bir taşıyıcı sistem ile reaktif CFB emiş sistemine yakın bir
konumda bulunan günlük siloya nakledilecektir.

Kumaş Filtre:
Kumaş Filtre (veya ESP) emiş
tozsuzlaştırılmasında kullanılır.
sisteminden
akış
Proje No: 169.02.02
yönündeki
atık
gazın
Nisan 2013
29 / 57

Yeniden ısıtma sistemi:
FGD sistemi tipik olarak 75 ila 85 oC sıcaklıkta çalışır – bu da boru girişinde temiz gaz
sıcaklığının yaklaşık 80 ila 90 oC olmasına neden olur. Atık gazın ektradan yeniden
ısıtılmasına gerek yoktur. FGD emiş sistemindeki optimum proses sıcaklığı su
enjeksiyonu ile doğrudan CFB FGD sistemi içerisinde kontrol edilmektedir.

Borular ve Baca:
Borunun korozyon gibi ilave bir takım korumalara ihtiyacı yoktur.

Su / atık su:
SO2 ve SO3 gibi boru kirleticileri aşağıdaki tepkime ile temizlenecektir:
NaHCO3 + SO2 + SO3
Na2SO3 + Na2SO4 + H2O + CO2
Maksimum buhar üretimi için tahmini katı atık miktarı 600 kg/h’dir.
Planlanan FGD Sistemine dair Açıklamalar

Reaktif kamyonlarla getirilecek ve silolarda muhafaza edilecektir, 7 günlük depolama
süresine göre boyutlandırılmıştır.

Sorbent uygun bir BET indeksi ile FGD sistemi ile kullanıma uygun nitelikte olacaktır.

Taze sorbent doğrudan pnömatik taşıyıcı marifetiyle reaktöre gönderilecektir. Reaktif
depolama silosu iki (2) adet %100 özel fanlar ile sağlanan akışkanlaşmayla beraber
düz tip akışkan tabana sahip olacaktır.

Reaktif bir pnömatik taşıyıcı hat ile taşınır, - MCR koşullarında iki kazanın 24 saat
çalışmasına göre boyutlandırılmış bir günlük siloya göre, MCR’de çalışarak aynı anda
iki ünitenin maksimum talebini karşılayacak şekilde boyutlandırılmıştır.

Bsilodan havalı kızaklar marifetiyle CFB reaktörü taze kireçle beslenir, bir (1) adet %100 kapasiteyle.

CFB reaktöründen gelen atık gaz katıların ayrıştırılması için kumaş filtreye gider.

Filtre besleme hunilerinin altına yerleştirilmiş bir ana havalı kızak ile kumaş filtrede
toplanan katılar tepkimesiz kireç kırmada kullanılmak üzere CFB reaktörüne geri
gönderilerek sirküle olmaları sağlanır.

Katı akışın bir parçası da akış – düzenleme vanasıyla donatılmış bir sekonder havalı
kızak ile küllerin pnömatik olarak yan mamüller silosuna taşındıkları iki kazan
ünitesinde de ortak olan bir kül toplama silosuna yönlendirilecektir.

Toplama hunisi uzun süreli depolama kapasitesi gerektirmemektedir; %100 MCR’de
iki kazanın 4 saatlik çalışması kadar depolama süresi sağlanabilmektedir.

Depolama silosu son ürünleri depolamakta kullanılacaktır.
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
30 / 57

Önerilen konfigürasyon istenen buhar santral elverişliliğini garanti eden tüm gerekli
fazlalıkları de sağlar.
6.2
Yedek Yakıt
Kırıkkale kojenerasyon santralı birincil yakıt kaynağı olarak doğal gaz kullanacaktır. Yedek
yakıt kullanımı dizel fuel oil (DFO) ve ağır fuel oil (HFO) içermektedir. Yedek yakıt
kaynaklarının bileşimi Tablo 9 ve Tablo 10’da tablo halinde verilmiş ve açıklanmıştır.
Tablo9. DFO Tahmini Bileşimi
KARAKTERİSTİK
BİRİM
DEĞER
LİMİT
TEST METODU
TS1013 EN ISO
3675?TS EN ISO
12185
Yoğunluk (@15 ºC)
kg/m³
820-845
Polycyclic aromatic hydrocarbons
% ağırlık
11
Max
TS EN 12916
Yanma Noktası
ºC
55
Min
TS 1273 EN 22719
Cold Filter Plugging Point (CFPP)
ºC
Kış
TS EN 116
(a)
-15
Max
(b)
5
Max
Yaz
Damıtma
TS 1232 EN ISO 3405
Elde etme @250ºC
% hacim
65
Max
Elde etme @350ºC
% hacim
85
Min
Elde etme @360ºC
% hacim
95
Min
Sülfür
mg/kg
10
Max
TS EN ISO 20846?TS
EN ISO 20884
Karbon Kalıntısı (10% damıtma kalıntısından itibaren) % ağırlık
0,30
Max
TS 6148 EN ISO 10370
Viskosite(@40 ºC)
cst
2.0- 4.5
Bakır band aşınması (3 saat@50 ºC)
Derece
No.1
Max
TS 2741 EN ISO 2160
Kül
% ağırlık
0,01
Max
TS 1327 EN ISO 6245
Setan endeksi
Hesap
46
Min
TS 2883 EN ISO 4264
51
Min
TS 10317 EN ISO 5165
Setan sayısı
TS 1451 EN ISO 3104
Su
mg/kg
200
Max
TS 6147 EN ISO 12937
Toplam kirlilik
mg/kg
24
Max
TS EN 12662
Oksidasyon Stabilitesi
g/m³
25
Max
TS EN ISO 12205
(a) Ekim 1 – Mart 31 (± 15 gün)
(b) Nisan 1 – Eylül 30 (± 15 gün)
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
31 / 57
Tablo10. HFO Tahmini Bileşimi
KARAKTERİSTİK
BİRİM
DEĞER
LİMİT
TEST METODU
kg/L
0.950
Max
TS EN ISO 12185 or
TS 1013 EN ISO 3675
Kül
% ağırlık
0,10
Max
TS EN ISO 6245
Yanma Noktası
ºC
56
Min
TS EN ISO 2719
Max
TS 1233 ISO 3016
Yoğunluk (@15 ºC)
Yaz
(1)
(2)
+10
Akma Noktası
ºC
Kış
Su
% hacim
0,5
Max
TS 124 EN 1428
Toplam Kalıntı
% ağırlık
0,15
Max
TS ISO 10307-2
Viskosite (@100 ºC)
cst
10
Max
TS 1451 EN ISO 3104
Sülfür
% ağırlık
1.5
Max
TS EN ISO 8754
-1,1
(1) Yaz: Nisan 1 – Eylül 30 (± 15 gün)
(2) Kış: Ekim 1 – Mart 31 (± 15 gün)
6.3
Su Deşarj Hattı
Santraldan çeşitli sıvıların tahliye edilmesi için uygun deşarj güzergahları henüz
tamamlanmamıştır. Tüm atık su türlerinin (uygun arıtma proseslerinin ardından) Kızılırmak
nehrine döküleceği düşünülmektedir. Tahliye hatları için iki seçenek bulunmaktadır, şöyle
ki;

Alt-1: Rafinerinin mevcut tahliye hattına paralel bir boru hattı.

Alt-2: Santrale doğru giden parceller üzerinden götürmek.
Alt-2 parsel sahiplerine çok fazla irtifak hakkı ödenmesini gerektirdiğinden su tahliye boru
hattı güzergahı için Alt-1 tavsiye edilmektedir. Ayrıca Tüpraş tahliye boru hattına paralel
hat, boru hattına ait mevcut alt birim protokolü hakkındaki Tüpraş protokolüne dahil
edilecektir.
6.4
Elektrik İletim Hatları
Enerji santralı Tüpraş rafinerisine maksimum 38 MWe’lik elektrik enerjisini doğrudan
sağlayacaktır. İlaveten santralın fazladan üretmiş olduğu enerji saha içerisinde bulunan
154 kV’lik yeni açık terminalli şalt tesisi üzerinden TEİAŞ’a verilecektir.
TEİAŞ’ın (Hacılar) trafo merkezi santralin hemen bitişiğinde bulunduğundan iletim hattının
bağlantı noktasına gidişte herhangi özel arazi üzerinden geçmesine gerek kalmayacaktır.
Rafineriye güç iki adet 154/ 34.5 kV’lik trafolardan ve bir ara 34.5 kV trafo merkezinden
sağlanacaktır. Yeni santral ile rafinerinin 34.5 kV’daki santralı arası bağlanabilirlik doğru
trafo vektör grubunun / voltaj faz şiftinin seçimini gerektirmektedir.
Uygun iletim hattı güzergahı henüz tamamlanmamıştır. Bu konuyla alakalı iki seçenek
değerlendirilmiştir:
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
32 / 57

Opt-1 Rafineri alanının çevresini dolaşan iletim hattıdır.

Opt-2 rafinerinin emniyet bölgesinin içinden geçen iletim hattıdır.
Opt-1’e göre, iletim hattı rafineri alanının çevresini dolaşmaktadır dolayısıyla bu seçenek
çok fazla kazı yapılmasını gerektiren hafriyat işi anlamına gelmektedir. Hafriyat işlerini
kolaylaştırmak amacıyla ve ekonomik sebeplerle (Opt-2 daha kısa iletim hattı
gerektirdiğinden) Opt-2’nin tercih edilmesi tavsiye edilmektedir.
6.5
Doğal Gaz Tedarik Hattı
Projenin kurulu gücü 233,7 MWe olup yıllık olarak 300,000,000 m3 doğal gaz tüketmesi
planlanmaktadır. Doğal gaz tedariki için iki seçenek vardır.

Santralde yakıt olarak kullanılacak olan doğal gaz için Kırıkkale kojenerasyon
santralına 1200 m mesafede yeni bir BOTAŞ basınç tahliye ve ölçüm istasyonu
(PRMS) inşa edilecektir. BOTAŞ PRMS’den sağlanacak olan doğal gaz Opt-1 olarak
düşünülmüştür.

Tüpraş rafinerisinin güney hududunda BOTAŞ PRMS’nin bir kolu bulunmaktadır. Bu
kol / istasyon, rafineri sınırları içerisinde bulunmaktadır. Bu istasyondan sağlanacak
doğal gaz ise Opt-2’dir.
Opt-2 Tüpraş rafinerisi sınırları içerisinde bulunduğundan Opt-2’nin çevresel ve sosyal
anlamda olumsuz bir etkisi olmayacaktır. Dolayısıyla doğal gaz tedarik istasyonu olarak
Opt-2 tavsiye edilmektedir. Seymenoba tercih edilen seçeneğe ait kesin güzergahı
belirlemek üzere ayrıntılı mühendislik çalışmaları gerçekleştirecektir.
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
33 / 57
7.
PROJE ALANININ MEVCUT ÇEVRESEL ÖZELLİKLERİ
7.1
Flora ve Fauna
Proje sahası ve etki alanı Avrupa kıtasal iklim koşulları içerisindedir. Dolayısıyla baskın
bitki örtüsü habitatı bozkırdır (step). Uluslararası Doğa Koruma Birliğinin çıkardığı Risk
Altındaki Türlerin Kırmızı Listesi (IUCN, 2011)nin belirlemiş olduğu uluslararası
değerlendirmeler, kategoriler ve kriterler sırasında, Nesli Tehlikede Olan Yabani Hayvan
ve Bitki Türlerinin Uluslararası Ticaretine İlişkin Sözleşme (CITES, 2004) ve Avrupa Vahşi
Yaşamının ve Doğal Habitatlarının Korunması Sözleşmesi (BERN, 2002) değerlendirilmiş
olup her tür için tehlike kategorileri ve korunma durumu belirlenmiştir.
Ulusal seviyede gerçekleştirilen incelemede, Merkez Av Komisyonu’nun (MAK) vermiş
olduğu kararlar belirlenmiş olan tüm fauna grupları için değerlendirilmiştir. Farklı
durumların listeleri her yıl toplanan komisyonun vermiş olduğu MAK kararlarına
dayanılarak oluşturulmuştur. MAK kararlarına dahil olan ek listeler şöyledir:
EK I: Çevre ve Orman Bakanlığı tarafından korunan Vahşi Hayvanlar
EK II: Merkez Av Komisyonu tarafından korunan Av Hayvanları
EK III: Belirli dönemler için Merkez Av Komisyonu tarafından avlanmalarına izin verilmiş
olan Av Hayvanları
Proje sahası ve etki alanı içerisindeki habitat özelliklerine bağlı olarak karşılaşılan ve
karşılaşılması olası olan bitki, amfibi, sürüngen, kuş ve memeli türler Ulusal ÇED
çalışmaları sırasında belirlenmiş olup Ulusal ÇED raporuna dahil edilmiştir.
Projenin tüm aşamalarında BERN anlaşmasının koruma tedbirlerine BERN anlaşması Ek2 ve Ek-3’de belirtilmiş olan fauna türlerine uygun olacak ve aynı anlaşmanın 6 ve 7’inci
maddeleri hükümleri uygulanacaktır.
7.2
Jeolojik, Hidrojeolojik ve Hidrolojik Özellikler
İl sınırları içerisindeki bölgeler genelde akarsu vadileriyle bölünmüş orta yükseklikte
dağlardan meydana gelmektedir. Akarsu yatakları ile tepeler arası yükselti farkı azdır.
Dağlar oval hale gelmiş olup bazı yerlerde her iki yöne derin vadilerle ayrılan sivri tepeler
bulunmaktadır. İlin ilk etapta Kızılırmak nehrinin kıyı şeridinde bulunan güney bölgeleri
alüvyal birikmeyle oluşmuştur. Granitler Delice çayına kadar uzanan bir hatta yaygın
olarak saha içerisinde görülmektedir. Bu granitler her boydan birimlerin yığılmasıyla
oluşmuştur. Karakeçili’nin Kızılırmak kesimleri sert kayalarla kaplıdır. Bölgede Dizilitaş
oluşumu, İncik oluşumu, Bayındır kolu ve Kızılırmak oluşumu bulunmaktadır.
Proje sahasının jeolojisi Kızılırmak oluşumuna ait birimlerle meydana gelmiştir. Oluşum
bağlı olmayan eğimli aşınma, kum taşı, kiltaşı ve kısmen içerisinde ara jips katmanları
barındıran lenslerden meydana gelmektedir. İlaveten bazı kesimlerde tüf ve kireçtaşı
katmanları ihtiva etmektedir.
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
34 / 57
Kızılırmak oluşumu karasal koşullarda oluşmuş en genç birimdir. Bu birim yamaç,
akarsu ve göl ortamlarında birikmiştir. Yamaçlardaki kilde büyük miktarlarda bulunan
çakıltaşından kum boyutunda olanlara kadar çok çeşitli materyal ihtiva eder. Oluşum
genellikle kilin rengi kırmızı olduğundan kırmızı renklidir. Proje sahasını gösteren 1/25.000
ölçekli jeolojik harita Şekil 8’de gösterilmiştir.
Şekil8. Proje Sahasını ve Çevresini gösteren Jeolojik Harita
Kaynak: Kırıkkale-Tüpraş, Doğalgaz Kojenerasyon Santralı Proje Zemin Araştırması Raporu, Mayıs 2012
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
35 / 57
Kırıkkale il sınırları dahilinde iki büyük su kaynağı bulunmaktadır, bunlardan biri Kızılırmak
nehri diğeri Delice Çayıdır. Kızılırmak havzası Özderesi havzasının, Çoruhözü havzasının
tamamını ve Balaban Çayı havzasının bir bölümünü içine almaktadır. Delice Havzası ile
Hitaniöz havzasının tamamı ile Kılıçözü havzasının bir kısmını içine alır 11. Bölgenin yüzey
suyu potansiyeli Kızılırmak nehri için yaklaşık 2500 hm3/yıl ve Delice Çayı için 750
hm3/yıldır.
Proje sahasına en yakın su kaynağı olan Kızılırmak nehrinin yüzey suyu tarımda ve enerji
üretiminde sınırlı olarak kullanılmaktadır. DSİ tarafından 1989 yılında santral olarak
işletilmekte olan Kapulukaya barajı enerji üretiminde kullanılmakta aynı zamanda Kırıkkale
ilinin içme ve kullanma suyu ihtiyacını karşılamaktadır.
Tamamı Kızılırmak havzası içinde bulunan Kırıkkale ili içme suyu Kapulukaya barajından
ve yeraltı su kaynaklarından sağlanmaktadır. DSİ Bölge Müdürlüğü verilerine göre
Kırıkkale ili ve çevre yerleşim alanlarına içme ve kullanma suyu sağlamak için barajda
142.5 hm3/yıl su toplanmaktadır. İlin yeraltı suyu potansiyeli değerlendirildiğinde, ildeki
toplam güvenli rezerv 10.5 hm3/ yıl olup toplam yeraltı suyu potansiyeli ise 3261
hm3/yıldır. Tablo 11 Kapulukaya Barajının özelliklerini vermektedir.
Tablo11. Kapulukaya Barajının Özellikleri
Kapulukaya Barajı
Akarsuyu
Kızılırmak Nehri
Amacı
Enerji, içme, kullanma, ev, sanayi suyu temini
İnşaatın başlama ve bitiş tarihi
1979-1989
Yıllık ortalama su
2.700 hm3
Tipi
Topral dolgu
Yükseklik (Talvegden)
44m
Yüksekliği (Temelden)
61m
Toplam gövde hacmi
1.56 hm3
Aktif Hacim
136,6 hm3
Toplam göl hacmi
282 hm3
Dolusavak Proje Debisi
2.960 m3/s
Yıllık İçme Suyu
142,5 hm3
Sulama Sahası
2.086 ha
Ankara’ya Su Temini (1995)
2028-2050 yıllarında 500 hm3
Kaynak: Kırıkkale İli Çevresel Durum Raporu, 2008
11
Kırıkkale İli Çevresel Raporu, 2008
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
36 / 57
7.3
Meteorolojik ve İklimsel Özellikler
Kırıkkale’de Avrupa Kıtasal iklimin bir alt türü olan İç Anadolu Karasal İklimi baskındır. İç
Anadolu Bölgesinde yazlar hafif sıcak ve kışlar soğuktur, soğuk şiddeti İç Anadolu’nun
doğu kesimlerine gidildikçe artar. Doğal bitki örtüsü olan bozkır alçak arazilerde ve yüksek
kesimlerdeki kurumuş ormanlarda yaz kuraklığına bağlı olarak bulunur12.
Kırıkkale ili yıllık ortalama nisbi nem oranı %62.5’tir. Minimum ortalama nemlilik %3 ile
Ağustos ayında ve maksimum ortalama nemlilik %77.6 ile Ocak ve Aralık aylarında
görülür.
Kırıkkale meteoroloji istasyonundan alınan verilere göre ölçülmüş en yüksek sıcaklık
41.6oC (Temmuz 2000) ve en düşük sıcaklık ise -22.4oC (Ocak 1980) olarak 1970 ile 2011
yılları arasında kaydedilmiştir. Kırıkkale ilinde kaydedilmiş aylık ortalama en yüksek ve en
düşük sıcaklıklar Tablo 12’de verilmiştir.
Tablo12. Kırıkkale Meteoroloji İstasyonu Uzun Yıllar Sıcaklık Verileri Ortalaması
AYLAR
Parametre
I
II
III
IV
V
VI
VII
VIII
IX
X
XI
XII
Yıllık
Minimum
Sıcaklıkların
Ortalaması (oC )
-3.0
-1.8
1.4
6.2
10.1
13.8
16.8
16.5
12.2
7.5
2.1
-1.0
-3.0
Aylık Ortalama
Sıcaklık(oC )
0.4
2.3
6.9
12.2
16.9
21.2
24.6
24.2
19.6
13.6
6.7
2.2
12.6
Maksimum
Sıcaklıkların
Ortalaması (oC )
4.1
6.9
12.6
18.0
23.0
27.5
30.9
30.8
26.8
20.5
12.3
5.8
30.9
Kaynak: MGM, Kırıkkale Meteoroloji İstasyonu Çok Yıllık Meteoroloji Bülteni (1970-2011).
7.4
Doğal ve Arkeolojik Miras
Proje sahası içerisinde doğal ve arkeolojik miras alanları bulunmamaktadır.
7.5
Kamulaştırma & İrtifak
Proje kapsamında kamulaştırılacak bir alan yoktur. Santral Tüpraş rafinerisine ait alan
içerisinde inşa edilecektir. Kojenerasyon santralı ile Hacılar trafo merkezi arasında Hacılar
trafo merkezine giden 154 kV’lık (CPP ile Trafo merkezi bitişiktir) iletim hattı için
kamulaştırmaya gerek yoktur. Rafineriye giden iletim hattı Tüpraş’a ait alandan geçecektir.
Su tahliyesi boru hattı için en uygun güzergah (soğutma suyu dahil) Tüpraş rafinerisinin
tahliye boru hattına paralel hat olacaktır. Doğal gaz boru hattı güzergahı için elverişli olan
Tüpraş rafinerisinin güney hududunda konuşlanmış bir BOTAŞ PRMS kolu (istasyonu)
bulunmaktadır. Bu istasyon rafineri alanı içerisinde olduğundan doğal gaz boru hattı da
irtifak & kamulaştırma gerektirmemektedir.
12
http://www.mgm.gov.tr/FILES/iklim/turkiye_iklimi.pdf
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
37 / 57
7.6
Çevre Düzenlemesi
İnşaat sürecinin ardından santralın bulunduğu bölgenin iklim ve bitki örtüsüne uygun
türlerle alan etrafında çevre düzenlemesi yapılacaktır.
7.7
Arazi Kullanımı
Proje sahası ve çevresinde yapılmış alan etüdüne dayanılarak proje alanı kuru tarımsal
arazi olarak sınıflandırılmıştır.
7.8
Bölgenin Nüfus Özellikleri
TÜİK’in 2012 yılı sonuçlarına göre ilin toplam nüfusu 274,727 kişi olup, Türkiye’nin toplam
nüfusu 75,627,384 kişidir ve ilin nüfus yoğunluğu 61 olup ülke nüfus yoğunluğu ise 98’dir.
Sonuç olarak bu sayı Türkiye ortalamasının altındadır.
TÜİK’in 2011 yılı verilerine göre Kırıkkale’nin toplam nüfusu 274,992 kişi imiş, şehir / ilçe
merkezlerinde yaşayanlar 233,768 kişi ve kasaba/köylerde yaşayanlar 41,224 kişi imiş.
2011 yılında kırsal nüfusun genele oranı %14.99’u iken kentsel nüfusun genele oranı
%85.01’dir. İlin nüfus oranının genel nüfusa oranı Türkiye’deki ortalamanın (%76.8)
üzerindedir. Nüfusun ilçelere göre dağılımı Tablo 13’te verilmiştir.
Tablo13. Kırıkkale İli İlçelere Göre Nüfus Dağılımı, 2011
İl/İlçe Merkezi
İlçeler
Belde/Köyler
TOPLAM
Toplam
Erkek
Kadın
Toplam
Erkek
Kadın
Toplam
Erkek
Kadın
Merkez
193.950
97.411
96.539
8.148
4.224
3.924
202.098
101.635
100.463
Bahşili
5.245
2.628
2.617
1.666
857
809
6.911
3.485
3.426
Balışeyh
2.111
1.059
1.052
4.715
2.427
2.288
6.826
3.486
3.340
Çelebi
782
386
396
1.358
655
703
2.140
1.041
1.099
Delice
2.420
1.304
1.116
7.172
3.467
3.705
9.592
4.771
4.821
Karakeçili
3.115
1.533
1.582
260
124
136
3.375
1.657
1.718
Keskin
10.211
4.975
5.236
9.294
4.766
4.528
19.505
9.741
9.764
Sulakyurt
2.560
1.384
1.176
5.367
2.616
2.751
7.927
4.000
3.927
Yahşihan
13.374
6.202
7.172
3.244
1.648
1.596
16.618
7.850
8.768
Toplam
233.768
116.882
116.886
41.224
20.784
20.440
274.992
137.666
137.326
Kaynak: TÜİK (Adrese Dayalı Nüfus Kayıt Sistemi), 2011
7.9
Sismik Aktivite
Kırıkkale ili 1’inci derece sismik bölgede bulunur. Kırıkkale ili İç Anadolu Ovalar Bölgesi
olarak adlandırılan tektonik bölgede yer alır. Ezine Pazarı fay hattı ve beraberindeki
fayların etki alanı içerisindedir. 1938 yılında şiddeti M=6.6 olan Kırşehir-Keskin depremi
son yüzyılda Kırıkkale’yi etkilemiş olan en büyük depremdir.
Proje sahasında, şiddeti 5.0 ve 6.0 olan iki deprem için geri dönüş süresi sırasıyla 7 ve 43
yıldır. Bununla birlikte 6.0 şiddetindeki bir depremin meydana gelmesi olasılığı %20.6
iken, standart bir yaşam döngüsü olarak düşünülebilecek 50 yıllık bir süre içerisinde 6.0
şiddetindeki bir depremin meydana gelmesi olasılığı %68.5’tir.
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
38 / 57
Şekil9. Kırıkkale İli Deprem Haritası
7.10
Bölgenin Toprak Özellikleri
Kırıkkale ilindeki toprak genellikle kahverengi topraklardan oluşur. Kahverengi veya griye
çalan zemin toprağı küçük tanelidir ve kolayca dağılan niteliktedir. Kireç içeriği
bakımından zengindir. Başlıca kaya yapısı ise volkaniktir. Bu topraklar fazlasıyla engebeli
alanlardaki alveolar kısımlarda birikmiştir. Üzerlerinde açıkta kalmış volkanik kaya
yüzeyleri gözlenmektedir. Bunlar mineraller bakımından zengin olduklarından verimlidir.
İlaveten güneyde nehir boyunda alüvyal topraklar bulunur. Bunlar yer yer kalın tabakalar
meydana getirir. Eğimleri azdır. Tarla tarımına ve sulamalı tarıma elverişlidir. Bölgelerin
kuru olması ve az yağış alması ise toprak oluşumunu olumsuz etkileyen önemli bir
faktördür13. Kırıkkale 306,506 ha tarımsal alana sahip olup, bunun 223,040 hektarı
sulanabilir niteliktedir. 27,907 hektarlık kısımda ise (%9.1) sulamalı tarım yapılmaktadır.
13
http://www.kirikkale.gov.tr/index.asp?islem=cografya
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
39 / 57
8.
PROJENİN ÇEVREYE ETKİLERİ VE HAFİFLETİCİ TEDBİRLER
8.1
Doğal Kaynakların Kullanımı
Bu bölümde proje dahilinde su (soğutma ve inşaat / işletme faaliyetleri için), yakıt ve arazi
gibi doğal kaynakların kullanımı ele alınacaktır.
8.1.1 Arazi Kullanımı
Yaklaşık 85000 m2 alana ve 705 m rakıma sahip proje sahası mevcut Hacılar trafo
merkezi yanında rafinerinin güney doğu köşesine bitişik alanda bulunmaktadır. Proje
sahası içerisinde ormanlık arazi ve sit alanı bulunmamaktadır.
Proje sahası Tüpraş rafinerisi sınırları dahilindedir dolayısıyla proje sahası içerisinde
tarımsal faaliyet yoktur.
8.1.2 Yakıt Kullanımı
Projenin işletiminde kullanılacak esas yakıt tipi doğal gazdır. Tahmini doğal gaz tüketimi
300,000,000 m3/yıl’dır.
Doğal gaz kesintisi olduğunda veya olağanüstü bir durum meydana gelir ve doğal gaz
tedarik edilemez olduğunda Tüpraş’ın elektrik ve buhar güvenliğini sağlamak maksadıyla
gaz türbinine gerekli olan yakıtı sağlamak için motorin kullanılacaktır. Bu tedbirlere
rağmen herhangi bir sorun oluştuğu takdirde, yedek kazanda HFO kullanılacak ve
Rafinerinin güvenliği için gerekli olan buharın temin edilmesi için sınırlı miktarda buhar
üretilecektir.
Motorin inşaat donanım ve makinelerinde yakıt olarak kullanılacaktır.
8.1.3 Su Kullanımı
Projenin inşası aşamasında yaklaşık 550 personelin çalışacağı öngörülmektedir. Kişi başı
su tüketiminin 18514 L/ gün – kişi olacağı varsayımına dayanılarak, personelin su ihtiyacı
101,75 m15 / gün –kişi olacaktır. İçme suyu ihtiyacı şişe sularla karşılanacaktır.
İşletme aşamasında yaklaşık 35 personelin istihdam edileceği ve kişi başı su tüketiminin
185 L/gün olacağı, proje kapsamında gerekli olan şebeke suyu miktarının el yıkama, duş,
acil müdahale temizlik duşları, tuvaletler, mutfak ve genel temizlik işleri de dahil olmak
üzere yaklaşık 6,475 m3/ gün olacağı varsayılmaktadır. İçme suyu ihtiyacı inşaat
aşamasında olduğu gibi şişe sularla karşılanacaktır. Soğutma sisteminde kullanılacak olan
rezerv suyu Kapulukaya Barajından sağlanacaktır. Saf su tankında depolanacak olan saf
(demineralize edilmiş) su ilk olarak kazan besleme suyunda, kimsayal solüsyon
hazırlamada ve kimyasal yıkamada kullanılacaktır.
14
http://tuikapp.tuik.gov.tr/Bolgesel/tabloOlustur.do
15
http://tuikapp.tuik.gov.tr/Bolgesel/tabloOlustur.do
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
40 / 57
Etkiler ve Alınacak Önlemler
8.2
Bu bölümde, projenin fiziki ve biyolojik çevreye olan etkileri tanımlanmış olup bu etkileri
iyileştirmek, minimize etmek ve önlemek üzere alınacak olan yasal, idari ve teknik
tedbirler ayrı ayrı ve detaylı olarak açıklanmıştır.
8.2.1 Atık Su
İnşaat sırasında, atık su uygun atık sistemi ile atık su tankında toplanacak ve Su Kirliliği
Kontrol Mevzuatı gereği paket arıtma sistemiyle arıtılacaktır. Atık su inşaat faaliyetleri
sırasında oluşacak tozu önlemek için kullanılacatır. İnşaat aşamasında çıkması beklenen
atık su miktarı 101,75 m3/ gün olarak hesaplanmıştır. Arıtma suyu inşaat faaliyetleri
sırasında tozu önlemekte kullanılacağından, inşaat süresince herhangi bir atık su tahliyesi
olmayacaktır.
İşletme dönemi içerisinde atık su yönetimi aşağıdaki faaliyetlerden dolayı oluşan atık su
için kurulacak bir endüstriyel atık su arıtma tesisi ile yapılacaktır:

İşleme suyu: HRSG istim deşarj suyu, HRSG drenaj suyu, kimyasal drenaj suyu ve
diğer faaliyetlerden çıkan atık su.

Serbest klor kontrolü için soğutma kulesinin istim deşarj suyu.

Yağ ayırıcıdan geçerek filtre edilmiş yağ ihtiva eden atık su.

Su soğutma prosesinde kullanılacak ters ozmoz sisteminden çıkan atık su
Soğutma sisteminde kullanılan atık su Kızılırmak nehrine deşarj edilecektir. Seymenoba
soğutma kulesi istim boşaltma ile beraber nötrleştirme arıtma tesisinden çıkacak atığın
aşağıdaki ulusal sınırlara uygun olacağını taahüt eder:
Tablo14. Projenin Atık Su Deşarj Sınır 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
°C
35
-
6-9
Sıcaklık
pH
Soğutma suyunun deşarj edilmesi su ekosistemini olumsuz etkileyebilir. Sıcak su, deşarj
edildiği alıcı ortamın da sıcaklığını arttırır. Bu durum O2 tükenmesine dolayısıyla da suyun
ekolojik durumunun değişmesine yol açar.
Aşağıdaki atık su kanalları nehre dökülüp karışmadan önce yerinde arıtılacaktır:
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
41 / 57

HRSG blöf suyu, HRSG drenaj suyu, kimyasal drenajlar ve diğer işlemlerden çıkan
atık sular dahil işlenmiş su atıkları bir nötrleştirme havuzunda arıtılacaktır;

Soğutma kulesi blöf suyu serbest klor içeriğini kontrol etmek üzere arıtılacaktır;

Kanalizasyon (şebeke suyu/ insan atıkları) bir foseptik çukurunda toplanacak ve sıvı
atık kanalizasyon şebekesine verilecektir; ve

Yağın kirlettiği yüzey suyu bir yağ / su ayırıcısından geçirilecektir.
Aşağıdaki atık su kanalları uygulanabilir olması halinde geri dönüştürülecektir:

Yüzey suyu soğutma kulesi haznesine aktarılıp orada toplanacaktır.

Testten önce küçük bir taşıma tankı içerisinde rafineriden dönen su soğutulur. Niteliği
kabul edilebilir düzeyde ise arıtma sonrasında akarsuya / su çevrimine aktarılacak
aksi halde ham su tankına aktarılacak veya atılacaktır.
Yukarıdaki seçenekler uygulanabilir değilse, atık su kanalları başka atık su kanallarına
karıştırılıp Kızılırmak nehrine dökülecektir.
Projenin işletme aşamasında, tahmini atık su miktarı 2400 m3/gün (0.0278 m3/saniye)
olacaktır. DSİ’nin Kızılırmak izleme istasyonu raporuna göre Kızılırmak nehrinin yıllık
ortalama akış oranı 74.99 m3/s’dir. Diğer taraftan yukarıda da bahsedildiği gibi nehre atık
su deşarjı 0.0278 m3/s’dir. IFC’nin Çevresel Atık Su ve Ortam Suyu Kalitesi hakkında
Kılavuzuna göre, atılan soğutma suyu dökülüp karıştığı yerde bölgede 3oC’den daha fazla
bir sıcaklık artışına sebep olmayacaktır. Su dengesi hesaplamaları deşarj edilen suyun
debisinin nehrin debisine kıyasla fazla olmadığını göstermiştir. Dolayısıyla, deşarj edilen
suyun sıcaklığı iyice karışması ve dağılması sayesinde Kızılırmak nehrinin fiili sıcaklığını
etkilemeyecektir.
8.2.2 Flora/Fauna
Projenin işletme aşamasında, antropojenik faktörlerin fauna ve flora üzerinde dolayısıyla
biyolojik çeşitlilik üzerinde etkilerinin olması beklenmektedir. Bu sebeple, proje alanında
geçici veya sürekli kalacak olan insanların flora ve fauna üzerindeki olumsuz etkileri
minimum seviyede kalmasını sağlamaları gerekecektir. Bitki türlerinin toplanması, vahşi
hayvan türlerine zarar verilmesi bu hayvanların avlanması veya öldürülmesi kesin bir
şekilde yasaklanacaktır.
Atık su yukarıda açıklanan boşaltma sınır değerlerine göre uygun bir biçimde taşınacak ve
arıtılacaktır.
Ayrıca Bern anlaşmasının Ek-2 ve Ek-3’ünde verilmiş fauna türleri listesine dair koruma
tedbirleri ile anlaşmanın 6 ve 7’inci maddesi hükümlerine projenin işletme aşamasında
riayet edilecektir.
8.2.3 Gürültü
İşletme aşamasında ortaya çıkacak olan gürültü gaz türbinlerinden, buhar türbinlerinden
ve havalı soğutma kondansatörlerinden kaynaklanacaktır. En yakın reseptörlere ulaşan
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
42 / 57
gürültü miktarı uygun ekipman, gürültü absorberleri ve yalıtımı seçilerek en düşük
seviyeye indirilecektir.
8.2.4 Katı Atık
İnşaat atıkları saclar, metal parçalar, ambalaj ve kutular, demir, çelik, çimento torbaları,
tahta artıklar ve hurda metallerden oluşacaktır. Kısa süre için inşaat atıklarının
toplanmasına ayrılmış olan depolama alanları alanda gösterilecektir.
Geri dönüştürülebilir inşaat atıkları geri dönüştürülecek ve geri dönüştürülemez olanlar
ilgili mevzuata uygun olarak atılacaktır.
İnşaat faaliyetleri sırasında personel tarafından üretilmiş olan geri dönüştürülebilir katı atık
(cam, kağıt, plastik, vs.) ayrı konteynırlarda toplanacak ve “Ambalaj Atıklarının Kontrolü
Yönetmeliği” hükümleri gereği ruhsatlı geri dönüşüm şirketlerine verilecektir. Diğer taraftan
geri dönüştürülemeyen atık ayrı konteynırlarda toplanacak ve “Katı Atıkların Kontrolü
Yönetmeliği” hükümleri gereği atılacaktır.
Proje kapsamında inşaat aşamasında gerçekleştirilecek olan kazı işleri sonucu ortaya
çıkacak olan hafriyat toprağı miktarının yaklaşık 35,000 m3 olması beklenmektedir.
Hafriyat malzemesi ilk olarak mevcut yolların iyileştirilmesi ve çevresel planlamanın yanı
sıra dikilecek olan bitkiler için dolgu toprağı olarak kullanılacaktır. Hafriyat atığının
kullanılmayan kısmı “Hafriyat Toprağı, İnşaat ve Yıkıntı Atıklarının Kontrolü Yönetmeliği”
hükümleri gereği ilgili belediyenin belirlediği hafriyat dökme alanına dökülecektir.
İnşaat faaliyetleri ilerledikçe, boya kutuları, inceltme kapları, vs. gibi tehlikeli atıklar olarak
sınıflandırılabilecek atıkların ortaya çıkması beklenmektedir. Bu atıklar diğer atıklardan
ayrı olarak su geçirmez beton bir alanda geçici olarak depolanacak ve imhası için atık
imha ruhsatı olan bir tesise gönderilecektir. Depolama ve taşıma aşamalarında bu
malzemeler “Tehlikeli Atıkların Kontrolü Yönetmeliği” hükümleri gereği atılacaktır.
Saha hazırlığı, inşaat ve işletme aşamalarında projede çalışan personel tarafından
ambalaj atıkları çıkarılacaktır. Ambalaj malzemesi ve inşaat işlerinden dolayı ortaya
çıkacak benzeri atıklar gibi geri dönüştürülebilir katı atıklar geri dönüştürülecek olup;
Hacılar belediyesi ile bir protokol imzalanıp geri dönüştürülemeyen atıklar ise katı atık
toplama sistemine verilmek suretiyle atılacaktır. Kağıt, karton, vb. geri dönüştürülebilir
ambalaj atıkları şantiye içerisinde bulunan ve kapakları beşeri katı atıkların
konulduğukonteynırlardan farklı olan konteynırlarda toplanacak sonra da lisanslı geri
dönüşüm tesislerine gönderilecektir.
Araçların ve inşaat makinelerinin lastiklerinin Proje sahasında değiştirilmesi gerekirse,
değiştirilen lastikler “Ömrünü Tamamlamış Lastiklerin Kontrolü Yönetmeliği” hükümleri
gereği lisanslı taşıyıcılara teslim edilecektir.
FGD ünitesinin ürettiği katı atıklar geçici olarak atık silosunda toplanacak sonra imha
edilmek üzere ruhsatlı bir firmaya gönderilecektir. Atık malzeme “Tehlikeli Atıkların
Kontrolü Yönetmeliği” hükümleri gereği taşınacaktır.
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
43 / 57
8.2.5 Emisyon
Planlanan santralın bacasından atmosfere salınacak olan kirleticilerin mevcut meteorolojik
koşullar altında belirtilen inşaat alanı (kuzey-güney yönünde 17.5 km, doğu-batı yönünde
17.5 km) içerisinde yayılacak olması ve söz konusu kirleticilerin üreteceği olası bileşim
yer seviyesi konsantrasyonları (YSK) ile ilgili husus Eylül 2012 tarihinde yürütülen Hava
Kalitesi Modelleme Çalışması ile incelenmiştir. Modelleme çalışması mevcut termik
santral işletimi ile planlanan Santral’ın normal faaliyet safhası ve yedek safhası dahil
edilerek gerçekleştirilmiştir.
Genel olarak, baca gazındaki SO2 emisyonunun kaynağı sülfürün yakıtla okside olmasıdır.
Emisyon kontrolü ya yakıttaki sülfür içeriği düşürülerek ya da SO2 gazı arttırılarak yapılır.
İçerisinde göz ardı edilebilir düzeyde sülfür bulunan doğal gazın Kırıkkale kojenerasyon
santralında ana yakıt olarak kullanılacağından, santralin üreteceği SO2 emisyonları göz
ardı edilebilir düzeyde olacaktır. Yedek yakıt olarak motorin kullanılacağından, SO 2’nin
DFO kullanıldığı çalışma koşullarında ortaya çıkması beklenmektedir.
Santralde gerçekleştirilecek yakma prosesi sonucunda ortaya çıkacak NOx emisyonuna
sebep olan iki faktör vardır. Biri yakma prosesinde kullanılan yakıtta nitrojen içeriğinin
bulunmasıdır. Bununla beraber daha önemlisi NOx emisyonu havada nitrojensiz yüksek
sıcaklık oksidasyonu sonucu da ortaya çıkmaktadır. NOx’in ortaya çıkması yakma sıcaklığı
arttırıldığında daha kolay olmaktadır. Kazan yakma, yakma sıcaklığı, basınç, vb. faktörler
inşa edilecek olan santral dahilinde söz konusu olacak emisyonları belirlemektedir. Düşük
NOx’li brülör planlanan santralde ortaya çıkacak NOx emisyonunu kontrol altına almakta
kullanılacaktır. Belirli alanlarda hava oranı mümkün olduğunca azaltılarak ve yetersiz alev
sabitlenerek NOx arttırılacaktır.
CO emisyonları ise verimsiz yakma sonucu ortaya çıkar. Uygun kalım süresi ve yüksek
sıcaklığın kontrollü yakmanın tamamlanması için sağlanması gerekir. CO emisyon sınır
değeri %15 O2 ve hacmen 100 mg/Nm3 olacaktır. Santral bacasından çıkacak CO
emisyonu maksimum 100 mg/Nm3 olacaktır. Doğal gaz ile motorinden kaynaklanan
kirleticilerin tahmini kitle akış oranları aşağıdaki tablolarda verilmiştir:
Tablo15. Doğal Gaz Koşullarında Kirleticilerin Akım ve Konsantrasyonları
Parametre
Değer
33 mg/Nm³ (kuru, %15 O2)
NOx
18.12 kg/saat (NO2)
62 mg/Nm³ (kuru, %15 O2)
CO
34,04 kg/saat
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
44 / 57
Tablo16. Dizel Yakıt Koşullarında Kirleticilerin Akım ve Konsantrasyonları
Değer1
Parametre
Gaz Türbini
33 mg/Nm³ (kuru, %15 O2)
Yardımcı Kazan
150 mg/Nm³ (kuru, %15 O2)
NOx
18.12 kg/saat (NO2)
30 kg/saat (NO2)
62 mg/Nm³ (kuru, %15 O2)
80 mg/Nm³ (kuru, %15 O2)
34,4 kg/saat
16 kg/saat
CO
100 mg/Nm³ (kuru, %15 O2)
SO2
200 mg/Nm³ (kuru, %15 O2)
54,91 kg/saat
40 kg/saat
* Değerler bu projenin tasarım değerleridir.
Garanti edilen emisyon değerleri Bölüm 9.1’de verilmiştir.
8.2.6 İletim Hattı ve Boru Hatları
Atık su tahliye boru hattı
Santralden çıkan çeşitli sıvı atıklar için uygun deşarj güzergahları henüz
tamamlanmamıştır. Tüm atık su türlerinin (uygun arıtma işlemlerinin ardından) Kızılırmak
nehrine döküleceği düşünülmektedir. Atık suyun Kızılırmak nehrine deşarjının olası etkisi
termal kirliliktir. Bölüm 8.2.1’de belirtildiği gibi, atık suyun debisi nehrin debisinin oldukça
altındadır. Dolayısıyla soğutma suyunun dökülmesi nehirde termal kirliliğe sebep
olmayacak dolayısıyla da su ekosistemi olumsuz etkilenmeyecektir.
Elektrik İletim Hattı
TEİAŞ (Hacılar) Trafo Merkezi Santralin bitişiğinde olduğundan bağlantı noktasına
çekilecek iletim hattı herhagi bir özel arazi üzerinden geçmeyecektir. Dolayısıyla çevreye
olumsuz bir etkisi olmayacaktır. 1.11 metrelik minimum çalışma mesafesi IFC elektrik
enerjisi iletim ve dağıtım kılavuzuna göre uygulanacaktır.
Doğal Gaz Tedarik Hattı
Doğal Gaz proje sahasına 1200 metre civarında bir mesafede inşa edilecek BOTAŞ
PRMS istasyonundan veyahut da Tüpraş Rafinerisinin güney hududunda bulunan
istasyon kolundan sağlanacaktır. PRMS kolu rafineri sınırları içerisinde olduğundan bu
seçenek çevresel ve sosyal bir olumsuz etkiye sebebiyet vermeyecektir.
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
45 / 57
9.
MEVCUT EN İYİ TEKNİKLER (BAT) VE AB ENDÜSTRİYEL EMİSYONLAR
DİREKTİFİNE (IED) UYGUNLUK
Avrupa Konseyi Endüstriyel Emisyonlar Yönergesi (Entegre Kirlilik Önleme ve Kontrolü)
(Yönerge 2010/75/EU, tarih 24 Kasım 2010) ek 1’de listelenen endüstriyel faaliyetlerden
kaynaklanan kirliliğin önlenmesi ve kontrolüne dair entegre bir yaklaşım amacı taşır.
Yönerge şunu gerektirir; “Komisyon Üye ülkeler ile endüstriler arasında en elverişli
teknikler, ortak izleme ve kalkınma faaliyetleri hakkında bilgi alışverişi yapılmasını
organize edecektir”. Bilgi paylaşımı sonuçları Komisyon tarafından Ek 1’de listelenen
endüstriyel faaliyetlerin her biri için Mevcut En İyi Teknikler referans belgesi (BREF) olarak
yayınlanacaktır.
Bilgi paylaşımını organize etmek için Komisyon 33 endüstriyel faaliyetin tümü için BREFler
çıkarmak üzere Sevilla adı verilen bir süreç belirlemiştir. BREFlerden bir tanesi IPPC
Yönergesinin Ek 1’ine göre “termik girdi gücü 50 MW’ı aşan Yakma Tesisleri” ile ilgili olan
“Büyük Yakma Tesisleri (LCPler) Hakkında BREF”tir.
Bu bölüm projenin BAT ve Endüstriyel Emisyonlar yönergesine uygunluğunu belirlemek
üzere geliştirilmiştir. IED Madde 30 (3), Ek V, kısım 2’ye göre emisyon limit değerleri
geçerli olacaktır. Termik Santraller için IFC EHS Kılavuzu Tablo 6 (B) ve 6 (C)’de emisyon
limit değerlerini belirtmektedir. LCP’ler hakkındaki BREF’in 6,7,8 ve 9’uncu Tabloları da
izlenecektir. Aşağıdaki bölümde limit değerlerin karşılaştırması verilmiştir. Bu limit değerler
projenin garanti edilen emisyo değerleri olacaktır.
9.1
Emisyon
Havaya salınan emisyonlar enerji sektörünün taşıdığı en önemli çevresel risklerden bir
tanesidir ve çevreye zarar verme potansiyeli bulunan geniş çeşitliliğe sahip maddeler
yakma faaliyetleri neticesinde atmosfere salınırlar.
Enerji sektörü küresel çevre için önemli bir tehdit oluşturan CO2 ve daha az miktarda da
olsa N2O yoluyla sera gazı salınımlarına en büyük katkısı olan sektörlerden bir tanesidir.
Yakma tesislerinden havaya salınan emisyonlar aynı zamanda bölgenin hava kalitesi
üzerinde de ciddi etkilere sebep olma potansiyeline sahiptir. Yakma tesislerinden toz, katı
yakıt, kül biriktirme ve NOx, SOx, CO kullanımı, hidrokarbonlar, partiküller ve ağır
metallerden kaynaklanan çok çeşitli emisyonlar ve emisyon kaynakları bulunmaktadır.
Tüm bu emisyonların hava kalitesini olumsuz etkileme potansiyeli bulunur.
SO2 Emisyonu
Projenin kapsamı içerisindeki FGD sisteminin kullanımı sülfür oksit miktarını
azaltmaktadır. Aşağıdaki tablolar farklı standartlara ait sınır değerlerinin karşılaştırmasını
vermektedir.
Buhar kazanları müstakil bacalardan oluşur ve her bir kazan 95 MWt termal girdiye
sahiptir. Dolayısıyla, sınır değerlerin belirlenmesinde 50-100 MWt arası kapasite kriteri
kullanılmıştır. Buna göre;
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
46 / 57
Genellikle doğal gazın sülfür içermediği kabul edilmektedir. Dolayısıyla sülfür oksit sınır
değerleri yakıt olarak doğal gaz kullanıldığında endişe yaratmamaktadır.
NOx Emisyonu
Kuru düşük NOx yakma sisteminin kullanımı NOx miktarının azaltılması için BAT olarak
görülmektedir. Proje NOx yakma sistemi kullanacağından BREF’e uygundur.
CO Emisyonu
CO emisyonlarının en aza indirilmesine dair en elverişli teknik komple yakma tekniği
olduğundan proje CO miktarının azaltılmasına dair BAT standardını karşılamaktadır.
LCPler hakkında BREF’in yer aldığı Bölüm 7.5.4’de de belirtildiği gibi “NO x emisyon
miktarını azaltmak üzere en iyi şekilde optimize edilmiş bir sistem CO seviyelerini de 100
mg/Nm3 seviyesinin altında tutacaktır”. Seymenoba CO seviyelerini %15 O2 için 100
mg/Nm3 seviyesinin altında tutmayı taahhüt eder.
Ağır Metaller
Ağır metallerin %75-90 düzeyinde azaltılması kumaş filtrelerin kullanılmasıyla
gerçekleştirilebilir. Kuru FGD’de reaktif olarak sodyum bikarbonat kullanımı ağır metal
içeriğinin minimize edilmesi için bu kılavuzda izlenmektedir.
Emisyon Garantileri
Projenin GT ve HRSG emisyon garantilerine göre;

NOx egzoz gazı emisyonları kararlı durum işletimi esnasında şu yoğunlukları
aşmayacaktır; baz yükten -22.4 ila +41.6oC ortam sıcaklığında %70 yüke kadar.

CO egzoz gazı emisyonları kararlı durum işletimi esnasında şu yoğunlukları
aşmayacaktır; baz yükten -22.4 ila +41.6oC ortam sıcaklığında %70 yüke kadar.
Tablo17. GT ve HRSG Emisyon Garantileri*
Doğal Gaz
Kirletici
Likit Yakıt
IFC
AB IED
Ek-V
AB BYT
Bref
IFC
AB IED
Ek-V
AB BYT
Bref
3
51
50
50-100
152
50
150-300
3
-
35
-
1% veya
daha az
S yakıt
350
350**
3
-
100
30-100
-
100
30-100
NOx (mg/Nm )
SOx (mg/Nm )
CO (mg/Nm )
* %15 O2, 0°C, 101.325 kPa kuru baca gazı için garanti edilen değerlerdir.
**GTlerin yokluğunda
Projenin buhar kazanı emisyon garantilerine göre;
Her bir buhar kazanı kararlı durum işletimi esnasında şu yoğunlukları aşmayacaktır; baz
yükten -22.4 ila +41.6oC ortam sıcaklığında %50 yüke kadar.
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
47 / 57
Tablo18. Buhar kazanları emisyon Garantileri*
Doğal Gaz
Kirletici
Likit Yakıt
IFC
AB IED
Ek-V
AB BYT
Bref
IFC
AB IED
Ek-V
AB BYT
Bref
3
240
100
50-100
400
300
-
3
-
35
-
900-1500
350
100-350
3
-
100
30-100
-
80
-
NOx (mg/Nm )
SOx (mg/Nm )
CO (mg/Nm )
* %3 O2, 0°C, 101.325 kPa kuru baca gazı için garanti edilen değerlerdir.
Su Kirliliği
9.2
Elektrik üretim santrallarından kaynaklanan bir dizi su kaynaklı etmen bulunur. En
önemlilerinden bir tanesi de soğutma suyunun ya soğutma yoluyla ya da soğutma kulesi
blöf suyu deşarjı yoluyla tahliye edilmesidir. Diğer etkenler ise kazan blöf suyu deşarjı,
ters ozmoz santralı, desülfürizasyon tesisinden çıkan atık sular vb gibi etkenleri içerir.
LCPler hakkındaki BREF’e göre yağ kirliliğinin yağ ayrıştırma kuyularıyla önlenmesi bir
BAT’tır. Suyu ağır metal içeriğinden arındırma ve içerisindeki katı madde miktarını
azaltma amacıyla atık su arıtma tesisi kurulması da bir başka BAT’tır.
Endüstriyel Soğutma sistemi (ICS) hakkındaki BREF’e göre ise endüstriyel soğutma
sistemlerine dair BAT, su ihtiyacının azaltılması suya karışan salınımların azaltıması,
enerji tüketiminin azaltıması vs. gibi bir dizi yaklaşımı içermektedir.


Proje su ihtiyacının azaltılmasına dair BAT yaklaşımlarının bir kısmına uygundur,
şöyle ki;
-
Isının yeniden kullanımının optimizasyonu; ve
-
Devir daim sistemleri (çevrim miktarı 3.28’dir).
Katılım miktarının azaltılması için proje aşağıdaki BAT yaklaşımlarını uygulamaktadır:
-

Sedimantasyonu sınırlamak için ham su tankıyla su hızının optimizasyonu.
Suya emisyon karışımının azaltılması için proje indirgenmiş ısı tahliyesinin
indirgenmiş çevresel etkisine karşılık ıslak soğutma kulesi tekniğini uygulamaktadır.
Amaç, her bir faaliyet sezonu için (yaz ve kış koşulları) Kızılırmak nehrindeki DeltaT’yi azaltmaktır. Proje için aşağıdaki BAT yaklaşımları da değerlendirilmiştir:
-
7 ila 9 arası pH için sistem işletimi,
-
Dozaj sonrası istim boşaltmayı geçici olarak kapatma,
-
Soğutma suyu kimyasal içeriğinin izlenmesi ve kontrolü,
-
Korozyonu önlemek için doğru malzeme seçilmesi,
-
Sistemde atıl alanlardan kaçınılması,
-
Otomasyonlu temizlik sistemleri, ve
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
48 / 57
-
Su hızının 0.8 m/s’nin üzerinde tutulması.
Su tahliyesi boru hattı güzergahının belirlenmesinin ardından termal bir modelleme
çalışması yapılması tavsiye edilmektedir.
Soğutma kulesi istim boşaltması ile beraber nötrleştirme arıtma tesisinden gelen sıvı atık
tavsiye edilen boru hattı güzergahını izleyerek nehre boşaltılacak ve aşağıdaki tahliye
sınırlarına uygun olacaktır:
Tablo19. 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
°C
35
-
6-9
Sıcaklık
pH
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
49 / 57
10.
TÜPRAŞ RAFİNERİSİNİN MEVCUT SANTRALINA GÖRE AVANTAJLAR
Tüpraş Rafinerisi’ndeki mevcut termik santral 1986 yılında inşa edilmiştir. Termik santral
ünitesi rafinerinin elektrik ihtiyacını karşılamak üzere iki adet 12 MWe CTR12 tipi buhar
türbini ve 21 MWe’lik Nuovo Pignone tipi buhar türbini ile donatılmıştır. Birinci ve ikinci
türbin 1986 yılında inşa edilmiş olup üçüncüsü (21 MW) 2007 yılında inşa edilmiştir.
Kırıkkale rafinerisinde Rafineri gaz ve fuel oil karışımını yakan 120 t/h’lik dört adet kazan
vardır.
Tüpraş rafinerisi emisyonlarını izleme çalışmasına göre aşağıdaki Tablolar 20 ve 21
hazırlanmıştır.
Tablo20. Santral Ünitesi Ortak Bacasının Özellikleri
Kaynak
F-2201A
F-2201B
Toplam
Termal Güç
MW
F-2201C
F-2201D
211.6
Termal Güç
MW
50.45
52.29
54.43
54.43
Termal Güç
MW
5.62
44.83
4.95
47.34
5.88
48.55
5.88
48.55
Yakıt Tipi
Gaz
Fuel-Oil
Gaz
Fuel-Oil
Gaz
Fuel-Oil
Gaz
Fuel-Oil
657.3
4,100
579
4,330
686.6
4,440
686.6
4,440
kg/saat
Nm /saat
kg/saat
Nm /saat
kg/saat
Nm /saat
Yakıt Miktarı
3
Nm /saat
3
Verimlilik
89.3%
Baca Çapı
Ø = 2.4 m
Baca
Yüksekliği
120 m
3
Proje No: 169.02.02
3
kg/saat
Nisan 2013
50 / 57
Tablo21. Rafinerideki Mevcut Santral Ünitesi Ortak Baca Gazı İzleme Sonuçları
Baca
(m)
Çapı
2.40
Baca Yüksekliği (m)
120
Parametreler
1. Ölçüm
2. Ölçüm
3. Ölçüm
Ortalama
o
Gaz Sıcaklığı ( C)
131
131
O2%
13.15
13.13
Basınç (atm)
Nem (%)
Baca Gazı Hızı (m/s)
Baca Gazı Debi (m3/saat)
Baca Gazı Debi (Normal Şartlar Altında) (Nm3/saat)
131
131
13.13
13.14
0.933
12.9
16.3
265.327
167.280
Baca Gazı Debi – Kuru Baz (Normal Şartlar Altında) (Nm 3/saat)
Verimlilik (%)
89.3
145.701
89.3
89.3
89.3
Konsantrasyonlar (mg/Nm3)
mg/m3
Toz
mg/Nm
3%O2
CO
3
ppm
mg/m3
mg/Nm3
3%O2
SO2
ppm
mg/m3
mg/Nm3
3%O2
NO
ppm
mg/m3
mg/Nm3
3%O2
ppm
NO2
Toplam
Organik
Bileşikler
mg/m3
mg/Nm3
3%O2
mg/Nm3
28.6
30.3
37.4
32.1
39.5
41.8
51.6
44.3
90.5
1
1
1
95.7
4
3
5
118.1
1
1
1
101.4
3
216
389
617
11
218
393
623
3
217
391
620
6
1415
97
88
130
1425
101
91
135
1418
97
88
130
1419
298
102
142
210
309
106
147
218
297
102
142
209
301
103
143
212
481
498
479
486
0.856
0.915
0.832
0.868
Mass Flow (kg/saat)
Toplam Organik Bileşikler
Toz
CO
(CO)
SO2
Nitrojen Oksitler
NO
NO2
Proje No: 169.02.02
2
2
3
217
391
620
98
89
132
0.1264
6.4576
0.3643
90.3348
19.1883
30.9385
Nisan 2013
51 / 57
Tüpraş Rafinerisi içerisinde bulunan mevcut santralın çevresel ve ekonomik bakımlardan
olumsuz etkileri bulunmaktadır. Mevcut santralın enerji verimliliği planlanan Kojenerasyon
Santralı’nın verimliliğinden düşüktür. Modelleme çalışmalarına göre, projenin emisyonları
(NOx ve CO) Türkiye Kanunlarının belirlemiş olduğu sınır değerlerin oldukça altındadır.
Diğer yakıt tiplerine kıyasla çevre dostu olan doğal gaz esas yakıt kaynağı olarak
kullanılacaktır. Seçilen sistem yedek yakıta da sahip olacağından proje mevcut santrale
kıyasla acil durumlarda dahi rafineriye enerji verilmesinin sürekliliğini garanti etme
avantajını beraberinde getirmektedir.
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
52 / 57
ÇEVRESEL VE SOSYAL YÖNETİM SİSTEMİNE GENEL BAKIŞ
11.
ÇSED, 2012 yılı Nisan ve Kasım ayları arasında DOKAY tarafından AES-Entek adına
gerçekleştirilmiştir. EBRD PR1’de istendiği gibi ÇSED sahadaki çevresel ve sosyal temel
duruma, bu temel durumu olumsuz etkileyebilecek olan işlerin tanımlanmasına ve projenin
doğrudan ve dolaylı etkilerinin değerlendirilmesine dair genel bilgiler vermektedir. Etkiler
belirlendiğinde ÇSED projenin hassas alıcılar ve kaynaklar üzerindeki etkilerini azaltmak
için hafifletici tedbirler belirlemiştir. ÇSED’in önerilen işler için yeterli olduğu düşünülmüş
ve sahadaki inşaat işleri iyi bir şekilde ilerlediği takdirde çevresel ve sosyal boşlukların
ÇSED ile ele alınmasının uygun olacağı kanaatine varılmıştır.
ÇSED’in ilk kapsam belirleme aşaması aşağıdaki çevresel ve sosyal koşulların
değerlendirme kapsamının dışına alınabileceğini belirlemiştir, bunlar;



Yerel halk;
Arazi iktisap, mecburi imar ve ekonomik yer değiştirme; ve
Kültürel miras.
11.1
Proje Sahibi ve Yüklenicinin İşçi Sağlığı & Güvenliği ile Çevre Politikaları
Seymenoba Elektrik Üretim A.Ş ve AES – Entek tarafından anahtar teslimi EPC
Yüklenicisi olarak görevlendirilen Técnicas Reunidas şirketi tüm projelerinde HSE Yönetim
Sistemlerinde belirlenmiş olan prosedürleri uygulamaktadır; belgeleri şunlardır;

OHSAS 18001, İşçi Sağlığı ve Güvenliği Yönetim Sistemleri; ve

ISO 14001, Çevresel Yönetim Sistemleri.
HSE Politikaları
Seymenoba çalışanlar, yükleniciler, ziyaretçiler ve yerel topluluk üyeleri dahil olmak üzere
herkesin birinci derecede öncelikli olacağını taahüt eder. Seymenoba tüm iş kazalarının
önlenebileceğine ve her bireyin kendisinin yanı sıra iş arkadaşlarının ve çalışma
faaliyetlerinden etkilenen diğer insanların güvenliğinden sorumlu olduğuna inanmaktadır.
Seymenoba aşağıdaki hususlar bakımından HSE politikasını uygulamayı taahhüt
etmektedir.

Seymenoba HSE politikasının gereklerini karşılamak için yeterli kaynağın ayrılmasını
ve uygun sorumlulukların belirlenmesini sağlayacaktır.

Seymenoba güvenli, sağlıklı ve çevreye duyarlı işletim için programların ve en iyi
uygulamaları oluşturacak ve uygulayacaktır.

Proje ilgili bütün Türk HSE kanun ve düzenlemeleri, EBRD PRleri, IFC PSsi ve geçerli
AB yönergelerine tamamiyle uygun olacaktır.

Seymenoba çevre kirliliğinin önlenmesi için gerekli olan tüm çabayı gösterecek ve
doğal kaynakları yönetmek için yollar arayacaktır.
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
53 / 57

Seymenoba gerekli performans ölçüm ve değerlendirmelerine sahip amaç ve
hedefleri koyup gözden geçirerek sağlık, güvenlik ve çevresel performansını sürekli
olarak geliştirecektir.
Projenin HSE yönetiminin başlıca unsuru projenin HSE tehlike / risklerini kontrol altına
almak için gerekli olan tüm önemli HSE yönetim eylemlerinin izlenmesidir. Tüm yönetim
eylemlerinin belirli standartları karşılamasını sağlamak için yasal uygunluk gerekmektedir.
İnşaat izni, Çevre izni ve bağımsız denetim gereklilikleri yasal uygunluğun temel
unsurlarıdır. Her eylemi izlemek için, HSE Uygunluk İzleme Sistemi (HSE CTS)
kullanılacaktır. Bu sistem düzenli aralıklarla güncellenen (genelde aylık) ve her eylem
hakkında bilgi içeren bir veri tabanıdır.
Kırıkkale kojenerasyon santralının inşaatı sırasında Seymenoba HSE politikasının
paydaşlarının politikaları, Ulusal ve Uluslararası Gerekliliklerle uygunluk yapısı Şekil 10’da
gösterilmiştir.
Şekil10. Kırıkkale Kojenerasyon Santralı İnşaat Aşamasının Sağlık, Güvenlik ve Çevresel Yönetim
Sistemi Dokümanının Yapısı
Kaynak: Kırıkkale kojenerasyon santralı projesi HSE Yönetim Planı
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
54 / 57
HSE yapısı ve sorumluluklar Kırıkkale kojenerasyon santralı projesinin HSE Yönetim
Planında tanımlanmış olup aşağıdaki gibidir:

İnşaat Müdürü – HSE performansının genel sorumluluğu

Şantiye Müdürü – HSE performansının genel sorumluluğu

HSE Müdürü – HSE yönetiminin koordinasyon ve liderliği
AES-Entek’in HSE Yönetimi yüklenicilerin denetlenmesine dair bir prosedür uygular. Bu
prosedüre “Yüklenici Seçim ve yönetimi” adı verilir. Prosedür yüklenicilerin, yüklendikleri
işi desteklemek için sağlanması gereken HSE yeterliliklerine, HSE yönetim planlarına,
programlarına, prosedürlere ve kaynaklara göre seçildiği bir usul ve proje dahilinde
çalışan yüklenicileri denetlemekte kullanılan yöntemleri belirler.
Seymenoba Ulusal ÇED dahilinde atık kontrol/atma yönteminin Ulusal ve Uluslararası
gerekliliklere göre gerçekleştirileceğini taahhüt eder. Geri dönüştürülebilir malzemeler
ruhsatlı geri dönüşüm tesislerine ruhsatlı araçlarla taşınacaktır.
Tehlikeli atıklar ilgili düzenlemelere uygun olarak atılacaktır.
İletim hatlarının etki alanı hakkındaki çalışma ayrı bir ÇED çalışmasına konu olacağından
Ulusal ÇED sırasında gerçekleştirilmemiştir. Bununla beraber EBRD ve IFC
gerekliliklerine göre iletim hatlarının etki alanı ve etkileri ÇSED çalışmaları sırasında
kapsam içerisine alınacaktır.
Técnicas Reunidas’ın Kurumsal HSE politikası iki temel prensibe dayanır:

Güvenlik seviyesi ile sağlık ve ergonomiklik standartları kontrol edilebilir ve
gerçekleştirilebilir.

Projenin çevreye olumsuz etkileri minimize edilir.
Técnicas Reunidas bu tür prensiplerin gerçekleştirilmesinin tüm proje boyunca tasarımın
sürekli olarak izlenmesiyle sağlanabileceğine inanmaktadır. HSE hususları ve eylemleri
düzenli olarak tanımlanacak ve belgelenecektir.
Técnicas Reunidas Kalite, Sağlık, Güvenlik ve Çevre Politikasının anlaşılmasını,
uygulanmasını, sürekli güncellenmesini ve organizasyonun her seviyesine duyurulmasını
sağlar. Şirket;

Çalışma yöntem ve prosedürlerinde sürekli bir iyileştirmenin gidermeye çalışmadan
önce önleme anlayışıyla “yapacağın şeyi en baştan doğru yap” mantığıyla
desteklemeyi;

Kalite ve HSE amaçları koymayı ve bunları düzenli aralıklarla gözden geçirmeyi

Seymenoba’nın belirlediği, mevcut mevzuatın ve geçerli yasaların aynı zamanda
Seymenoba’nın ileride desteklemeyi tercih edeceği başka gereklilikleri de
karşılamayı,

Personelinin, ortaklarının ve diğer işbirliği içinde olduğu tarafların Kalite ve HSE
bilgisini desteklemenin yanı sıra farkındalıklarını arttırmayı,
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
55 / 57

Personeline, ortaklarına ve diğer işbirliği içinde olduğu taraflara yeterli ve sürekli
eğitim vermeyi,

Enerjinin verimli kullanımı, çevre koruma ve kirlilik önleme hususlarını tüm
faaliyetlerinde dikkate almayı,

Tüm personeline güvenli ve sağlıklı bir çalışma ortamı sağlayabilmek için kaza
önleme anlayışını desteklemeyi taahhüt eder.
Projenin ve Şantiyenin Técnicas Reunidas HSE örgüt şemaları sırasıyla Şekil 11 ve 12’de
verilmiştir.
Şekil11. Técnicas Reunidas Proje HSE Örgüt Şeması
Şekil12. Técnicas Reunidas Şantiye HSE Örgüt Şeması
Ulusal ve uluslararası standartları karşılamak üzere projenin inşa dönemi için bir İnşaat
Çevre Yönetim Planı (CEMP) hazırlanacaktır. CEMP geçerli yasa ve proje standartları,
çevre politika ve düzenlemelerini, izinleri, göreve başlama ve eğitimler, denetimler ve
raporlamanın yanı sıra çevresel izleme mekanizmaları gibi konuları kapsayacaktır.
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
56 / 57
11.2
Proje Sahibi ve Yüklenicinin Sosyal Politikaları
11.2.1 İşçiler için Şikayet Mekanizması
AES-Entek personelinin işyeriyle ilgili sorunları dile getirebildiği bir “Yardım Hattı”na
sahiptir. Bu mekanizmanın ayrıntıları Şekil 13’te verilmiştir.
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
57 / 57
THE HELPLINE
YARDIM HATTI
The Helpline is available
Yardım Hattı’na
–
–
–
–
–
–
24 hours a day
7 days a week
In Turkish
7 gün
24 saat
Türkçe ulaşılabilir.
Yardım Hattı Nedir?
What is it?
AES Entek, çalışanlarına sorularını
ve
kaygılarını
amirlerine
rahatça
paylaşabilecekleri bir çalışma ortamı
yaratmak
için
çaba
gösterir.
Bazı
durumlarda,
AES
Entek
çalışanları
kendilerini
bu
durumda
rahat
hissedemeyebilir. Yardım Hattı, AES Entek
çalışanlarının tavsiye alabilecekleri ve
All efforts are made to preserve the görevi suistimali bildirebilecekleri başka bir
seçenektir.
confidentiality of the Helpline report.
Yardım Hattı’na iletilen raporların
AES Entek will not tolerate retaliation
against any AES Entek person for raising gizliliğinin korunması için her türlü önlem
questions or making a good faith report of alınmıştır.
AES Entek strives to create a work
environment where AES Entek people feel
free to raise questions or concerns directly
to AES Entek leaders. However, in some
cases AES Entek people may not feel
comfortable doing this. The Helpline offers
another option for AES Entek people to
request advice or report wrongdoing.
improper behavior.
Caller may remain anonymous.
How does it work?
–
–
–
–
Caller makes a report via the Internet
or telephone
Caller receives a report identification
number and is assigned a date to
check back on the status of the
report
All reports are tracked in a
confidential database
At the conclusion of the investigation,
a final response is delivered to the
caller and logged in the database
How to contact the Helpline?
Bir ihlali, şüpheli bir davranışı ya da
gerçeğe dayalı bir endişeyi raporlayan bir
çalışana karşı misilleme yapana tölerans
gösterilmeyecektir.
Arayan kişi adını gizleyebilir.
Nasıl çalışır?
–
–
–
–
Arayan kişi Internet ya da telefon
hattından ulaşabilir
Arayan kişiye bir kimlik numarası
verilir ve raporun durumunu kontrol
etmesi için bir tarih verilir
Bütün raporlar gizli bir veritabında
takip edilir
Soruşturmanın sonunda, arayana
nihai karar bildirilir ve sisteme
kaydedilir.
Yardım Hattı’na nasıl ulaşılır?
Şekil13. AES-Entek Yardım Hattı
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
58 / 57
11.2.2 Toplumsal İlişkiler ve Projeyle İlgili Şikayet Mekanizması
Şikayet mekanizması proje süresince devam ettirilecek ve ayrıca proje çalışanları için de
taşeronlar vasıtasıyla projeye dahil olan personel dışı kişiler de dahil olmak üzere
kullanılabilir olacaktır.
Şikayet prosedürünün amacı yerel/ bölgesel makamlar, yakın yerleşim alanlarında
yaşayanlar, Seymenoba çalışanları, Seymenoba yüklenicilerinin personeli ve diğer ilgili
taraflar da dahil olmak üzere tüm proje paydaşlarından gelen tüm yorum ve şikayetlerin
uygun şekilde ve zamanında değerlendirilip yanıtlanmasını sağlamaktır. Tüm şikayetler
makul bir zaman çerçevesinde kabul edilecek ve yanıtlanacaktır.
Seymenoba elektrik projeyle ilgili tüm yorum ve şikayetleri alacaktır. Şekil 7’de bir Şikayet
Formu verilmiştir. Yorumlar ve şikayetler yorum/şikayet bırakanın adını/ grubunu, alındığı
tarihi, meseleye dair kısa açıklamayı, yapılması önerilen düzeltici eylemler (uygunsa)
hakkında bilgileri ve yorum/şikayet bırakana yanıt gönderim tarihini içeren Şikayetler/
Yorumlar Kayıt Defterinde özet halinde listelenecektir. Her kişi veya kuruluş iletişim
bilgilerini kullanarak şahsen veya posta, elektronik posta veya telefon ile yorum / şikayette
bulunabilir.
Toplumsal ilişkiler programının kayıtları ve şikayetler şirketlerce alınıp saklanacaktır.
Bu kayıtlar aşağıdaki bilgileri içerecektir:

Toplumsal İşbirliği Toplantılarının Tutanakları

HSE Komisyon Toplantılarının Tutanakları

Santral Yönetimi HSE Performans Gözden Geçirme Toplantılarının Tutanakları

Şahsen, telefonla veya yazılı olarak yapılmış şikayetlerin Şikayet Formları

Toplumsal ilişkiler programı ile ilgili her ne şekilde olursa olsun tüm diğer yazışmaların
esas suretleri
Toplumsal ilişkiler programının kayıtları şirketin faaliyet ömrü boyunca saklanacaktır.
Toplumsal ilişkiler programı kayıtları kolay erişim ve gözden geçirmeye olanak sağlayacak
şekilde saklanacaktır.
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
59 / 57
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
60 / 57
Şekil14. Seymenoba Şikayet Formu
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
61 / 57
11.2.3 Sağlık, Güvenlik ve Çevre (HSE) Yönetim Planı
Bu bölüm sağlık, güvenlik ve çevre (HSE) yönetimini kontrol etmek için kullanılacak genel
yönetim plan ve sistemini ele alır ve özellikle Seymenoba Elektrik Üretim ve Ticaret
Anonim Şirketine ait Kırıkkale 233.7 MWe’lik Doğal Gaz Yakan Kojenerasyon Santralı
projesinin inşaat, kurulum, başlatma ve işletmeye alma faaliyetleri için uygulanır.
Bu bölümün amacı projedeki inşaat, başlatma ve işletmeye alma faaliyetleri içerisinde
Sağlık, Güvenlik ve Çevre yönetimini uygulayan rehber prensipleri, yönetim yapısını,
örgütü ve özel programların genel çerçevesini belirler.
İnşaat müdürü HSE Yönetim Planının, inşaat projesiyle ilgili plan ve programların genel
uygulamasını sağlamaktan sorumludur. Şantiye müdürü şantiyede HSE yönetim planı ve
ilgili plan ve programların genel uygulanmasını sağlamaktan sorumludur. HSE müdürü
HSE yönetim sisteminin ve ilgili plan ve programların şantiyede genel uygulamasının
tasarım, düzenleme, yönetiminden ve tesisinden sorumludur. Personel HSE yönetim
sistemi, planları, programlarının ve tüm bireysel bileşenlerin genel görevlerinin bir parçası
olarak ve yapmakta oldukları tüm iş aktiviteleriyle ilgili olarak uygulanmasından
sorumludur.
Seymenoba Elektrik projenin inşaat ve işletim süreci boyunca yüksek standartta sağlık,
güvenlik ve çevre yönetimini sağlamayı taahhüt eder. Bu taahhüt şirketin iyi endüstriyel
uygulamaları gerçekleştirme ve yerel toplumun hoş karşılanan, sorumlu ve uzun vadeli bir
üyesi olma amacının merkezindedir. HSE yönetim sistemi şirketin inşaat, başlatma ve
işletmeye alma faaliyetleri ile ilgili HSE hususlarını etkin bir şekilde yönetebileceği bir
çerçeve sağlamak üzere geliştirilmiştir. Anlayış şöyledir; HSE hususları şirketin günlük iş
faaliyetlerine entegre edilir ki iyi HSE yönetimi bu şekilde işin normal, kabul görmüş bir
parçası haline gelsin ve ekstra bir külfet veya inşaattan ayrı bir ekstra çaba olarak
görülmesin. HSE yönetim sistemi son teknoloji, uluslararası elektrik santral inşaatları HSE
yönetimi ilke ve uygulamaları gereği, HSE performansında sürekli iyileştirmeyi
destekleyerek iyi endüstri uygulamalarını ve ISO 14001:2004 – Çevre Yönetim Sistemi ve
OHSAS 18001:1999 – İşçi Sağlığı ve Güvenliği Yönetim Sisteminin belirlediği gereklilikleri
de içerecek şekilde tasarlanmıştır. Bununla beraber ISO 14001 ve OHSAS 18001
sertifikalarının olması zorunlu olmayıp proje yönetiminin takdir edeceği bir husustur. HSE
yönetim sistemi PLANLA-YAP-KONTROL ET-EYLEME GEÇ “sürekli iyileştirme” modelini
izler, bu model aşağıda Şekil 15’te verilmiştir:
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
62 / 57
Şekil15. Seymenoba PLANLA-YAP-KONTROL ET-EYLEME GEÇ “Sürekli İyileştirme” Modeli
Politika aşaması sağlık, güvenlik ve çevre sorunlarını ele alan bir yönetim taahhüdünü
içerir.
Planlama (PLAN-PLANLA) aşaması projenin ve beraberindeki iş faaliyetlerinin tehlike
tanımının ve risk değerlendirmesinin yapılmasını ve bu tehlike/ risklerin kontrol edildiği
uygun yönetim programlarının tasarlanmasını içerir. Uygulama ve işletme (DO-YAP)
aşaması tehlike/ risklerin uygun şekilde yönetimini sağlayacak inşaat, başlatma ve
işletmeye alma faaliyetleri üzerindeki kontrollerin uygulanmasını kapsar (yazılı
prosedürler, personel bilgilendirme/talimat/eğitimi ve kayıt tutma ile). Kontrol ve düzeltme
eylemi (CHECK-KONTROL ET) aşaması kontrol tedbirlerinin saha araştırmaları, geziler,
gözden geçirmeler, denetimler vs. ile öngörülmüş olanın fiilen yapılmakta olduğunu
sahada görmek amacıyla yapıldığı doğrulama faaliyetini içerir. Son oaral yönetim gözden
geçirme (ACT-EYLEME GEÇ) aşaması şirketin tüm HSE yönetim sistemi bakımından
performansını ve işleyen bir araç olarak HSE yönetim sisteminin kendisini gözden
geçirmeyi, etkinliğini sürdürmesini sağlamak ve performansta sürekli iyileştirmeyi
desteklemek için gerekli değişikliklerin yapılmasını içerir.
HSE yönetim sistemi HSE yönetimini, örgüt ve roller& sorumluluklar, iletişim, iş
faaliyetlerinin fiziki kontrolü, çalışma prosedürleri, kaza ve acil durum müdahaleleri ve
personel için sosyal tesislerin kurulması dahil her açıdan değerlendirir. HSE yönetim
sisteminin bir parçası da gerek dahili gerek harici yazışmaları, toplumsal ilişkiler de dahil
olmak üzere kapsar. Dolayısıyla tam anlamıyla uygulandığında HSE yönetim sistemi
işletme güvenliğini, çevrenin korunmasını sağlayan geniş kapsamlı eksiksiz bir yöntem
olup inşaat, başlatma ve işletmeye alma faaliyetleriyle entegre ve Seymenoba Elektriğin
ticari başarısında önemli bir katkı sağlayıcı olma niteliklerine sahiptir.
Yangın, kazalar, sızıntı dahil Risk analizi ve acil durum müdahale planları projenin inşaatı
aşamasında hazırlanacaktır. Bununla beraber, işçi sağlığı ve güvenliğine dair genel
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
63 / 57
hafifletici tedbirler şöyledir:

Çalışanlara sağlık ve güvenlik gerekliliklerine göre eğitim verilecektir;

Yüksekte çalışmayla ilgili tüm tedbirler planlanan projenin inşaat ve işletme safhaları
boyunca EBRD Kılavuzları ve yerel düzenlemelere uygun olarak alınacaktır;

Santralde kullanılan tüm kimyasallar için Materyal Güvenliği Veri Sayfaları sahada ve
ilgili personelin kolayca erişebileceği yerlerde bulundurulacaktır;

Kimyasallarla çalışan tüm personel için Uygun ve Onaylı Kişisel Koruyucu Ekipman
(PPE) sağlanacak ve bunların kullanım ve bakımlarıyla ilgili eğitim verilecektir;

Kilit konumdaki personel ilk yardım konusunda eğitilecek ve bunlara geçerli eğitim
sertifikası verilecektir;

Çalışanlar yangın söndürme sistem ve ekipmanlarının kullanımı konusunda
eğitilecektir.
11.2.4 Çalışanların Barınma ve Ulaşımı
İnşaat aşamasında işçiler Proje Yüklenicisinin sağlayacağı Kırıkkale ili veya Hacılar
ilçesinde bulunan bir misafirhanede kalacaklardır. İşe proje yüklenicisinin sağlayacağı
geliş – gidiş (BIBO) servisleriyle gidip geleceklerdir. Kırıkkale merkezde ikamet eden
işçiler tüm diğer işçilerle ortaklaşa vardiya döngüsü temelinde çalıştıkları şantieye günlük
taşınacaktır. Hali hazırda bu seferler yaklaşık 30 dakika sürmektedir fakat bay-pas
güzergahının yapılmasıyla önemli oranda kısaltılabilir.
Proje inşaat alanı yürürlükteki Türk Standartları ve EBRD’nin “İşçilerin Barınma Süreç ve
Standartları” başlıklı kılavuz notundaki talimatlar gereği yönetilecektir. Standartların kilit
unsurları aşağıdaki gibidir:

İklim koşulları: şantiyede oluşabilecek normalin üzerindeki hava koşulları yaşanması
halinde, kışın ısıtmalı ve yazın havalandırma veya klimalı barınma sağlanacak
böylece kapalı alandaki sıcaklık sürekli olarak 20oC civarında tutulacaktır;

İçme suyu: her zaman ya içme suyu kalitesinin garanti edilebildiği takdirde usule
uygun musluklardan veya şişelerde yeterli miktarlarda sağlanacaktır;

Aşağıdaki standartlar barınma ve sıhhi tesisatlar için geçerlidir;
 Günlük işçi başına 100 litre su ortalama kişisel hijyen amacıyla
sağlanacaktır. Bu su aksi açıkça belirtilmedikçe içme suyu kalitesinde
olacaktır.
 On kişiye bir el yıkama evyesi;
 On kişiye bir tuvalet;
 Onbeş kişiye bir pisuvar.
İnşaat alanı 585 işçi, denetçi ve yönetim personeline kadar barındırmak üzere
tasarlanmıştır. İnşaat alanı yemekhaneler, rekreasyon tesisleri ve tıbbi tesislerle
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
64 / 57
donatılmıştır. Uzaktaki inşaat kampları 585 işçiye kadar barındırabilmekte ve Hacılar ilçesi
merkezinden şantiye tesislerine malzeme tedariki sağlamaktadır. Yangın söndürücüler ve
yangın acil durum prosedürleri yerinde olup şantiyede eğitimli yangın muhafızları
bulunmaktadır. Gerekli olan tüm güvenlik tedbirleri acil durum çıkış kapısı, yangın alarm
sistemi, vs. yüklenici tarafından alınacaktır.
11.2.5 İnsan Kaynakları Politikası
AES-Entek’in “Etik Davranış Kuralları ve Uygulama İlkeleri” başlıklı bir dokümanı vardır.
Bu doküman AES-Entek’in iç ve dış ilişkilerindeki ilke ve sorumluluklarının yanı sıra
çalışanların da uyacağı etik davranış kurallarını da kapsar. Çalışanlar doküman hakkında
bilgi sahibidirler ve buna uygun şekilde davranmaları kendilerinden beklenmektedir.
Bu dokümanda AES-Entek personel ilişkileriyle ilgili temel ilkeleri sıralamaktadır, şöyle ki;

İşe alım ve istihdamda kilit ve tek bir kriter olarak belirli bir amaç için işle-ilgili liyakat
aranması ve fırsat eşitliği sunulması;

İstihdam kararları cinsiyet, ırk, uyruk, etnik köken, din veya inanış, engellilik, yaş veya
seksüel tercihler gibi işin özüyle alakası olmayan şahsi özellikler temelinde
yapılamaz,

İnsan kaynakları politikaları işgücüne uygun olarak sürdürülecektir;

Tüm işçiler çalışma koşulları ve istihdam şartları hakkında, maaş, çalışma saati,
mesai düzenlemeleri ve mesai ödemesi ile her türlü faydalarla ilgili haklarını içeren bir
belge alacaklardır;

Şirketi ileri taşıyacak en nitelikli ve yetenekli gençler ile en deneyimli profesyonlellerin
şirkete çekilmesi;

Çalışanların becerilerinin, güçlü ve yaratıcı yanlarının en üst seviyeye çıkarılması;

Eğitim, rehberlik ve gelişim için çalışanlara her birinin mükemmelliğe ulaşması için
teşvik edecek şekilde fırsat eşitliği sunulması;

Başarıyı ve muvaffakiyeti adil ve rekabetçi maaş politikaları ile etkili ve objektif
performans değerlendirmesi ve takdir sistem ve uygulamaları yoluyla ödüllendirme;

Çalışanların şirkete sadakatinin prim ve ödüllendirme politikalarında fırsat eşitliği
sunarak arttırma ve teşvik etme;

Her zaman işgücü barışının korunması ve sürdürülmesi ile her bir çalışana şirketin
çalışmak için ideal bir yer olduğunun gösterilmeye çalışılması;

Çalışanlara temiz, sağlıklı, hijyenik ve güvenli çalışma koşullarının sağlanması;

En önemli unsurları işbirliği, dayanışma ve birlik içinde hareket etme olan ortak
saygıyı teşvik edici şeffaf bir çalışma ortamının yaratılması ve sürdürülmesi;

İş yerinde tacize en ufak bir tölerans dahi gösterilmemesi;
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
65 / 57

Çalışanların yorum ve önerilerinin hoş karşılanması,
yanıtlanması ile motivasyon arttırıcı tedbirlerin alınması; ve

Yasal yükümlülükler haricinde ilgili çalışanın bilgisi ve önceden alınmış oluru olmadan
hakkındaki özel bilgilerin üçüncü taraflarla kesinlikle paylaşılmaması.
değerlendirilmesi
ve
İşe alım politikasında Técnicas Reunidas aşağıdakileri taahhüt eder;

Técnicas Reunidas işe alım süreçlerini fırsat eşitliği sağlanması ve ayrımcılık
yapılmaması ilkelerine saygı çerçevesinde gerçekleştirir.

Técnicas Reunidas’daki işe alım süreçleri insana saygı, bilginin şeffaflığı, dürüstlük ve
işte profesyonellik çerçevesinde yürütülür.

Técnicas Reunidas işe alım süreçlerine katılan adayların bilgilerinin gizliliğini garanti
eder.
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013
66 / 57
12.
REFERANSLAR
 European Bank for Reconstruction and Development (EBRD). (2008). Environmental
and Social Policy.
 European Union (EU). (November 24, 2010). Directive 2010/75/EU of the European
Parliament and of the Council on Industrial Emissions (IPPC).
 European Commission (EC) (December 2001). Integrated Pollution Prevention and
Control “Reference Document on the application of Best Available Techniques to
Industrial Cooling Systems”.
 European Commission (EC). (July 2006). Integrated Pollution Prevention and Control
“Reference Document on Best Available Techniques for Large Combustion Plants”.
 International Finance Corporation (IFC). (2012). Sustainability Framework, Policy and
Performance Standards on Environmental and Social Sustainability Access to
Information Policy.
 International Finance Corporation (IFC). (December 19, 2008). Environmental, Health,
and Safety Guidelines for Thermal Power Plants.
 International Finance Corporation (IFC). (April 30, 2007). Environmental, Health, and
Safety Guidelines for Electric Power Transmission and Distribution.
 International Finance Corporation (IFC). (April 30, 2007). Environmental, Health, and
Safety Guidelines for Environmental Wastewater and Ambient Water Quality.
 Seymenoba A.Ş. (2013) Kırıkkale CPP Project HSE Management Plan (Doc. No. SYMO-PEP-HSE-00002-R0A).
 Técnicas Reunidas. (2012). Kırıkkale CPP Project Technical Proposal-Chapter
22:HSE.
Proje No: 169.02.02
Nisan 2013

kırıkkale kojenerasyon santralı uluslararası çevresel ve

Transkript

Benzer belgeler

Sweco, Dünyanın en büyük akrilik fiber üreticisi AKSA Akrilik`e ait

Gaz Beton Yapıştırma Harcı

Türkiye Örümcek Faunası için İki Yeni FamilyaKaydı

Sunuş m

Elektrik santralleri türbinlerini uçurur

Burda - Tavsiye Evi

Nisan / 2014 - fantasia seramik

maddenin halleri