kirikkale kojenerasyon santrali

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

Tarih

Date 11.03.2013 04.04.2013 16.04.2013

Rapor Adı

Report Title

Kırıkkale Kojenerasyon Santralı Uluslararası ÇSED Çalışmasına Ait Ek Doküman

Hazırlayan

Prepared by Orçun YILDIZCA

Teknik Kontrol

Technical Control

Deniz YURTERİ

Kalite Kontrol

Quality Control

Yeşim AŞTI

Şirket Müdürü

Director

Prof. Dr. Coşkun YURTERİ

Form No: PJ-001/F02-R04

i i / 46

Kırıkkale Kojenerasyon Santralı Uluslararası ÇSED Çalışmasına Ait Ek Doküman Nisan 2013

Proje No: 169.02.02

i / 52

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

ii ii / 46


Proje No: 169.02.02

ii / 52

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

iii iii / 46


Proje No: 169.02.02

iii / 52

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

iv iv / 46


Proje No: 169.02.02

iv / 52

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

v v / 46


Proje No: 169.02.02

v / 52

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

m3 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

1 / 57 1 / 46


Proje No: 169.02.02

1 / 52

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

2 / 57 2 / 46


Proje No: 169.02.02

2 / 52

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 Çevresel ve Sosyal Etki

Değerlendirmesi’nin (ÇSED) ifşasını gerektirmektedir.

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.

3 / 57 3 / 46


Proje No: 169.02.02

3 / 52

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.

4 / 57 4 / 46


Proje No: 169.02.02

4 / 52

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.

5 / 57 5 / 46


Proje No: 169.02.02

5 / 52

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.

6 / 57 6 / 46


Proje No: 169.02.02

6 / 52

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

7 / 57 7 / 46


Proje No: 169.02.02

7 / 52

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

Parametre Birim Değer

Tesis

Kurulu Güç MWe / MWt 233.7 / 404

Gaz Türbinleri Kurulu Güç MWe 77.1

Buhar Türbinleri Kurulu Güç MWe 79.5

Net Verim (minimum) % 52

Gaz Türbini Adet 2

HRSG Adet 2

Buhar Türbini Adet 1

Yaklaşık Baca Yüksekliği m 50

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

Yakıt Tipi - Doğal Gaz

Yakıt Gereksinimi m3/yıl 300,000,000

Kırıkkale kojenerasyon santralı kapsamında kurulması planlanan ünitelerden bazıları

aşağıda 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

8 / 57 8 / 46


Proje No: 169.02.02

8 / 52

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.

9 / 57 9 / 46


Proje No: 169.02.02

9 / 52

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 karşılanmaktadır8.

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

10 / 57 10 / 46


Proje No: 169.02.02

10 / 52

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)

YIL PUANT TALEBİ (MW) ARTIŞ (%) ENERJİ TALEBİ (106 KWS) ARTIŞ (%)

2011 33,276 6.5 215,907 6.5

2012 35,772 7.5 232,101 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.

http://www.teias.gov.tr/

11 / 57 11 / 46


Proje No: 169.02.02

11 / 52

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

12 / 57 12 / 46


Proje No: 169.02.02

12 / 52

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.

13 / 57 13 / 46


Proje No: 169.02.02

13 / 52

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;

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.

5.3 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.

14 / 57 14 / 46


Proje No: 169.02.02

14 / 52

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.

15 / 57 15 / 46


Proje No: 169.02.02

15 / 52

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.

16 / 57 16 / 46


Proje No: 169.02.02

16 / 52

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.

17 / 57


Proje No: 169.02.02

17 / 52

Şekil5. Projenin Su Denklik Şeması

18 / 57 18 / 46


Proje No: 169.02.02

18 / 52

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

Kış Yaz Dizayn Yorumlar

Ortam Basıncı (bar) 0.9315 0.9315 0.9315 705m rakım için.

Ortam Sıcaklığı (°C)

1.6 29.7 12.7

Kış = Ara, Oca, Şub,

ortalama sıcaklık.

Yaz = Haz, Tem, Ağu,

ortalama sıcaklık.

Dizayn = Kalan 6 ayın

ortalaması

Ortam Bağıl Nem (%) 80 40 63.46 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

Gaz Türbini

ISO

Koşullarında

Güç Çıktısı

ISO Koşullarında

Verimlilik

Tahmini Ünite

Maliyeti

NOx Kontrolü için

ISO Koşullarındaki

Su Tüketimi

Üniteler MW % $ M t/saat

Ansaldo AE64.3A 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

3/3/1 Konfigürasyonu için Gaz Türbin Seçenekleri

Santralın 3/3/1 konfigürasyonunda, gaz türbinleri için altı seçenek değerlendirilmiştir.

Seçenekler Tablo 6’da açıklanmıştır:

19 / 57 19 / 46


Proje No: 169.02.02

19 / 52

Tablo6. 3/3/1 Konfigürasyonu için Gaz Türbin Seçenekleri

Gaz Türbini 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

Siemens SGT800 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

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

20 / 57 20 / 46


Proje No: 169.02.02

20 / 52

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:

21 / 57 21 / 46


Proje No: 169.02.02

21 / 52

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

22 / 57 22 / 46


Proje No: 169.02.02

22 / 52

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.

23 / 57 23 / 46


Proje No: 169.02.02

23 / 52

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.

24 / 57 24 / 46


Proje No: 169.02.02

24 / 52

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

25 / 57 25 / 46


Proje No: 169.02.02

25 / 52

/ 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

26 / 57 26 / 46


Proje No: 169.02.02

26 / 52

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.

27 / 57 27 / 46


Proje No: 169.02.02

27 / 52

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.

28 / 57 28 / 46


Proje No: 169.02.02

28 / 52

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 sisteminden akış yönündeki atık gazın

tozsuzlaştırılmasında kullanılır.

29 / 57 29 / 46


Proje No: 169.02.02

29 / 52

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.

30 / 57 30 / 46


Proje No: 169.02.02

30 / 52

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

Yoğunluk (@15 ºC)

kg/m³

820-845

TS1013 EN ISO 3675?TS EN ISO 12185

Polycyclic aromatic hydrocarbons % ağırlık 11 Max TS EN 12916

Yanma Noktası ºC 55 Min TS 1273 EN 22719

Cold Filter Plugging Point (CFPP) ºC

TS EN 116

Kış (a)

-15 Max

Yaz (b)

5 Max

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 TS 1451 EN ISO 3104

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

Setan sayısı

51 Min TS 10317 EN ISO 5165

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)

31 / 57 31 / 46


Proje No: 169.02.02

31 / 52

Tablo10. HFO Tahmini Bileşimi

KARAKTERİSTİK BİRİM DEĞER LİMİT TEST METODU

Yoğunluk (@15 ºC) 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

Akma Noktası

ºC

Yaz (1)

+10

Kış (2)

-1,1

Max

TS 1233 ISO 3016

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) 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:

32 / 57 32 / 46


Proje No: 169.02.02

32 / 52

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.

33 / 57 33 / 46


Proje No: 169.02.02

33 / 52

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 Ek-

2 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.

34 / 57 34 / 46


Proje No: 169.02.02

34 / 52

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

35 / 57 35 / 46


Proje No: 169.02.02

35 / 52

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 alır11. 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

36 / 57 36 / 46


Proje No: 169.02.02

36 / 52

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

37 / 57 37 / 46


Proje No: 169.02.02

37 / 52

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

İlçeler İl/İlçe Merkezi 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.

38 / 57 38 / 46


Proje No: 169.02.02

38 / 52

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

39 / 57 39 / 46


Proje No: 169.02.02

39 / 52

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

40 / 57 40 / 46


Proje No: 169.02.02

40 / 52

8.2 Etkiler ve Alınacak Önlemler

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

Sıcaklık °C 35

pH - 6-9

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:

41 / 57 41 / 46


Proje No: 169.02.02

41 / 52

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

42 / 57 42 / 46


Proje No: 169.02.02

42 / 52

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.

43 / 57 43 / 46


Proje No: 169.02.02

43 / 52

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, SO2’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

NOx

33 mg/Nm³ (kuru, %15 O2)

18.12 kg/saat (NO2)

CO 62 mg/Nm³ (kuru, %15 O2)

34,04 kg/saat

44 / 57 44 / 46


Proje No: 169.02.02

44 / 52

Tablo16. Dizel Yakıt Koşullarında Kirleticilerin Akım ve Konsantrasyonları

Parametre

Değer1

Gaz Türbini Yardımcı Kazan

NOx

33 mg/Nm³ (kuru, %15 O2)

18.12 kg/saat (NO2)

150 mg/Nm³ (kuru, %15 O2)

30 kg/saat (NO2)

CO 62 mg/Nm³ (kuru, %15 O2)

34,4 kg/saat

80 mg/Nm³ (kuru, %15 O2)

16 kg/saat

SO2

100 mg/Nm³ (kuru, %15 O2)

54,91 kg/saat

200 mg/Nm³ (kuru, %15 O2)

40 kg/saat

* Değerler 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.

45 / 57 45 / 46


Proje No: 169.02.02

45 / 52

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;

46 / 57 46 / 46


Proje No: 169.02.02

46 / 52

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 “NOx 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*

Kirletici

Doğal Gaz Likit Yakıt

IFC AB IED

Ek-V

AB BYT

Bref IFC

AB IED

Ek-V

AB BYT

Bref

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

SOx (mg/Nm3) - 35 -

1% veya

daha az

S yakıt

350 350**

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

* %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.

47 / 57 47 / 46


Proje No: 169.02.02

47 / 52

Tablo18. Buhar kazanları emisyon Garantileri*

Kirletici

Doğal Gaz Likit Yakıt

IFC AB IED

Ek-V

AB BYT

Bref IFC

AB IED

Ek-V

AB BYT

Bref

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

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

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

* %3 O2, 0°C, 101.325 kPa kuru baca gazı için garanti edilen değerlerdir.

9.2 Su Kirliliği

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 Delta-

T’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

48 / 57 48 / 46


Proje No: 169.02.02

48 / 52

- 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

Sıcaklık °C 35

pH - 6-9

49 / 57 49 / 46


Proje No: 169.02.02

49 / 52

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 F-2201C F-2201D

Toplam

Termal Güç

MW

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

Yakıt Miktarı 657.3

Nm3/saat

4,100

kg/saat

579

Nm3/saat

4,330

kg/saat

686.6

Nm3/saat

4,440

kg/saat

686.6

Nm3/saat

4,440

kg/saat

Verimlilik 89.3%

Baca Çapı Ø = 2.4 m

Baca

Yüksekliği 120 m

50 / 57 50 / 46


Proje No: 169.02.02

50 / 52

Tablo21. Rafinerideki Mevcut Santral Ünitesi Ortak Baca Gazı İzleme Sonuçları

Baca Çapı (m)

2.40

Baca Yüksekliği (m) 120

Parametreler 1. Ölçüm 2. Ölçüm 3. Ölçüm

Ortalama

Gaz Sıcaklığı (o

C) 131 131 131 131

O2% 13.15 13.13 13.13 13.14

Basınç (atm) 0.933

Nem (%) 12.9

Baca Gazı Hızı (m/s) 16.3

Baca Gazı Debi (m3/saat) 265.327

Baca Gazı Debi (Normal Şartlar Altında) (Nm3/saat) 167.280

Baca Gazı Debi – Kuru Baz (Normal Şartlar Altında) (Nm3/saat) 145.701

Verimlilik (%) 89.3 89.3 89.3 89.3

Konsantrasyonlar (mg/Nm3)

Toz

mg/m3

28.6 30.3 37.4 32.1

mg/Nm3 39.5 41.8 51.6 44.3

3% O2 90.5 95.7 118.1 101.4

CO

ppm 1 4 1 2

mg/m3 1 3 1 2

mg/Nm3 1 5 1 3

3% O2 3 11 3 6

SO2

ppm 216 218 217 217

mg/m3 389 393 391 391

mg/Nm3 617 623 620 620

3% O2 1415 1425 1418 1419

NO

ppm 97 101 97 98

mg/m3 88 91 88 89

mg/Nm3 130 135 130 132

3% O2 298 309 297 301

NO2

ppm 102 106 102 103

mg/m3 142 147 142 143

mg/Nm3 210 218 209 212

3% O2 481 498 479 486

Toplam Organik Bileşikler

mg/Nm3

0.856 0.915 0.832 0.868

Mass Flow (kg/saat)

Toplam Organik Bileşikler 0.1264

Toz 6.4576

CO

(CO) 0.3643

SO2 90.3348

Nitrojen Oksitler NO 19.1883

NO2 30.9385

51 / 57 51 / 46


Proje No: 169.02.02

51 / 52

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.

52 / 57 52 / 46


Proje No: 169.02.02

52 / 52

11. ÇEVRESEL VE SOSYAL YÖNETİM SİSTEMİNE GENEL BAKIŞ

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.

53 / 57 53 / 46


Proje No: 169.02.02

53 / 52

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

54 / 57 54 / 46


Proje No: 169.02.02

54 / 52

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,

55 / 57 55 / 46


Proje No: 169.02.02

55 / 52

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.

56 / 57 56 / 46


Proje No: 169.02.02

56 / 52

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.

57 / 57 57 / 46


Proje No: 169.02.02

57 / 52

Şekil13. AES-Entek Yardım Hattı

THE HELPLINE

The Helpline is available

– 24 hours a day – 7 days a week – In Turkish

What is it?

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.

All efforts are made to preserve the

confidentiality of the Helpline report.

AES Entek will not tolerate retaliation

against any AES Entek person for raising

questions or making a good faith report of

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?

YARDIM HATTI

Yardım Hattı’na

– 7 gün – 24 saat – Türkçe ulaşılabilir.

Yardım Hattı Nedir?

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

görevi suistimali bildirebilecekleri başka bir

seçenektir.

Yardım Hattı’na iletilen raporların

gizliliğinin korunması için her türlü önlem

alınmıştır.

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?

58 / 57 58 / 46


Proje No: 169.02.02

58 / 52

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.

59 / 57 59 / 46


Proje No: 169.02.02

59 / 52

60 / 57 60 / 46


Proje No: 169.02.02

60 / 52

Şekil14. Seymenoba Şikayet Formu

61 / 57 61 / 46


Proje No: 169.02.02

61 / 52

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:

62 / 57 62 / 46


Proje No: 169.02.02

62 / 52

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

63 / 57 63 / 46


Proje No: 169.02.02

63 / 52

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

64 / 57 64 / 46


Proje No: 169.02.02

64 / 52

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;

65 / 57 65 / 46


Proje No: 169.02.02

65 / 52

Çalışanların yorum ve önerilerinin hoş karşılanması, değerlendirilmesi ve 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.

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.

66 / 57 66 / 46


Proje No: 169.02.02

66 / 52

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. SYM-

O-PEP-HSE-00002-R0A).

Técnicas Reunidas. (2012). Kırıkkale CPP Project Technical Proposal-Chapter

22:HSE.

kirikkale kojenerasyon santrali

Documents