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Relazione tecnica dei processi produttivi
 

Relazione tecnica dei processi produttivi

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Relazione tecnica processo produttivo centrale enel della Spezia

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    Relazione tecnica dei processi produttivi Relazione tecnica dei processi produttivi Document Transcript

    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia Allegato B18 Relazione Tecnica dei Processi Produttivi 1
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaINDICE1 Il sito e la storia della Centrale Eugenio Montale della Spezia 42 Relazione del processo produttivo 83 Descrizione del ciclo produttivo 9 3.1 Unità termoelettriche 1 – 2 (fase 1-2) 10 3.2 Turbina a gas 13 3.3 Compressore 16 3.4 Alternatore 17 3.5 Trasformatore del turbogas 18 3.6 Generatore di vapore a recupero (GVR) 18 3.7 Turbina a vapore 18 3.8 Trasformatore del GVR 19 3.9 Unità Termoelettrica 3 (fase 3) 19 3.10 Caldaia sezione 3 23 3.11 Turbina 24 3.12 Condensatore 24 3.13 Alternatore 24 3.14 Trasformatore 24 3.15 Mulini 25 3.16 Bruciatori a bassa produzione di ossidi di azoto 25 3.17 Denitrificatore DeNOx 25 3.18 Precipitatore elettrostatico P. E 26 3.19 Desolforatore DeSOx 27 3.20 Cristallizzatore 294 Attività tecnicamente connesse alle fasi 1-2-3 30 a) AC1 Approvvigionamento combustibili gassosi, stazione di decompressione e rete di distribuzione del gas naturale 30 b) AC2 Approvvigionamento, stoccaggio e movimentazione combustibili liquidi 30 c) AC3 Caldaia ausiliaria 31 d) AC4 Gruppo elettrogeno di emergenza. 31 e) AC5 Impianto antincendio e motopompa 31 f) AC6 Laboratorio Chimico 36 g) AC7 Impianto osmosi inversa 36 h) AC8 Impianto trattamento acque reflue 38 i) AC9 Approvvigionamento, stoccaggio e movimentazione carbone 40 l) AC10 Attività di manutenzione 40 m) AC11 Gestione ceneri e gessi 42 n) AC12 Utilizzo acqua di mare per condensazione 435 La produzione della centrale 446 La manutenzione 457 Vita residua 458 Aspetti ambientali (estratto dalla Dichiarazione ambientale) 45 8.1 Gli aspetti ambientali significativi 48 8.2 Aspetti ambientali indiretti 499 Emissioni nell’aria 50 2
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia 9.1 Sistemi di abbattimento 51 9.2 Sistemi di controllo delle emissioni atmosferiche 52 9.3 Rete di Rilevamento della Qualità dell’Aria (RRQA) 5310 Scarico nelle acque superficiali 56 10.1 Sistemi di controllo degli scarichi nelle acque superficiali 56 10.2 Scarico acque di raffreddamento 5811 La gestione dei rifiuti 60 11.1 Produzione, recupero e smaltimento di rifiuti speciali pericolosi 60 11.2 Produzione, recupero e smaltimento di rifiuti speciali non pericolosi 62 11.3 Composizione ceneri leggere e gesso 62 11.4 Prevenzione nella dispersione delle fibre negli impianti 6312 Uso e contaminazione del terreno 64 12.1 Sversamenti e dispersioni di sostanze (oli minerali) 66 12.2 Contaminazione del suolo da versamenti e perdite di OCD e gasolio 66 12.3 Sistemi di prevenzione e controllo 6713 Uso di combustibili 6714 Il rendimento energetico 68 14.1 Uso dell’acqua 70 14.2 Uso delle sostanze 70 14.3 Utilizzo di reagenti per la depurazione dei fumi 71 14.4 Utilizzo di reagenti per il trattamento e depurazione delle acque 72 14.5 Materiali e sostanze per il funzionamento dei macchinari e delle apparecchiature 73 14.6 Oli minerali e contenenti PCB 74 14.7 Sistemi di prevenzione e controllo 74 14.8 Sostanze gassose 75 14.9 Questioni locali 75 14.10 Gestione della raccolta interna dei rifiuti 7515 Emissioni di gas, vapori, polveri, odori molesti 7616 Emissione sonore verso l’esterno 76 16.1 Rumore e vibrazioni in ambiente di lavoro, incidenza sui flussi di traffico 7817 Impatto visivo 7918 Campi elettrici e magnetici a bassa frequenza 8019 Impatti conseguenti a incidenti e situazioni di emergenza 8120 Incendi 8221 Impatti biologici e naturalistici (biodiversità ed altre) 8322 Emissioni di onde elettromagnetiche da impianti di telecomunicazione 8323 Contaminazione del suolo e delle acque 8424 Salute e sicurezza 8425 Obiettivi e programma ambientale 85 Appendice 92 3
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia1 Il sito e la storia della centrale Eugenio Montale della SpeziaL’Unità di Business della Spezia è costituita da tre sezioni termoelettriche per unapotenza elettrica lorda complessiva di 1.280.000 KW.Le sezioni 1 e 2, a ciclo combinato alimentate a gas naturale, hanno ciascuna unapotenza elettrica di 340.000 KW, sono entrate in servizio rispettivamente il 1 dicembre1999 e il 12 maggio 2000. Entrambe le sezioni sono state messe a regime, ai sensidall’articolo 8 del DPR203/88, il 3 febbraio 2001.Il gas naturale è fornito dalla SNAM tramite gasdotto che termina in centrale con unastazione di riduzione della pressione. Oltre alle apparecchiature di riduzione dellapressione e di riscaldamento del gas, nella stazione di decompressione trovano posto icontatori di misura del gas consumato. L’impianto di riscaldamento serve a compensare ilcalore assorbito dal gas in espansione.La sezione 3 (policombustibile), a seguito dei lavori di adeguamento ambientale, èrientrata in servizio il 1 novembre 2000 ed è stata messa a regime il 27 settembre 2001.Ha una potenza elettrica di 600.000 KW. Nelle fasi di normale esercizio il combustibileutilizzato prevalentemente è il carbone; l’olio combustibile è utilizzato come combustibileausiliario solo per periodi transitori; il gas naturale è utilizzato come combustibileausiliario per periodi transitori e nelle fasi di avviamento. Il gasolio è utilizzato comecombustibile di prima accensione. E’ dotata di sistemi di abbattimento di polveri, ossidiazoto e biossido di zolfo.Ogni sezione è dotata di sistema di monitoraggio in continuo delle emissioni.La preesistente unità 4, da 600.000 KW, inattiva dal 30 settembre 1999, è attualmente indemolizione.Il carbone è rifornito da navi carboniere che attraccano ad un pontile situato nel portodella Spezia, in un’area in concessione ad Enel. Dalle navi, mediante due scaricatoriconcepiti per minimizzare le dispersioni di polveri, il carbone viene posato direttamentesu nastro e trasportato ai due parchi di stoccaggio asserviti all’impianto, carbonile ValFornola e carbonile Val Bosca. La capacità di stoccaggio complessiva è di circa 450.000 4
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Speziat. I parchi carbone sono stati realizzati su avvallamenti naturali il cui fondo è di naturaargillosa e le cui pareti sono state coperte da lastre di cemento. I nastri trasportocarbone, dal porto ai depositi e dai depositi verso la sezione 3 dell’impianto, hanno unalunghezza complessiva di circa 2200 metri e una capacità di trasporto di 1100 t/h. I nastrisono allocati all’interno di «tunnel» completamente chiusi, per prevenire la diffusionedelle polveri e possibili sporcamenti lungo il percorso. I nastri sono collegati da otto torridi smistamento e di rinvio, anch’esse dotate di sistemi per prevenire la dispersioni dipolveri; per evitare completamente la dispersione di polveri di carbone, alcune torri, postein prossimità dei confini dell’impianto, sono completamente chiuse.L’olio combustibile denso viene scaricato dalle navi petroliere attraccate al pontile (postoin area demaniale all’interno del porto) mediante le pompe di bordo (con una portata di1.000 t/h ) e trasferito, senza stoccaggio in zona portuale, al deposito costiero dellacentrale costituito da quattro serbatoi, due della capacità di 50.000 m3 e due di 30.000m 3.L’area portuale in cui si effettua la discarica dell’OCD è dotata di sistemi di contenimentoatti a fronteggiare eventuali versamenti di combustibile in modo da prevenire gliinquinamenti del sottosuolo e delle acque marne.L’oleodotto di trasferimento, collocato in gran parte lungo lo stesso percorso del nastrocarbone, ha uno sviluppo complessivo di circa 3 km., è costituito da due tubazioni deldiametro di 12 e 16 pollici, adeguatamente coibentate e riscaldate. Le tubazioni hannouna disposizione prevalentemente superficiale a vista, i tratti interrati sono staticompletamente inseriti in cunicoli di protezione ispezionabili.Il gasolio è rifornito per mezzo di autocisterne e stoccato in un serbatoio della capacità di300 m3.La stazione elettrica, le linee di collegamento alla centrale e le linee di trasmissionedell’energia ad alta tensione (220 e 380 KW) non appartengono ad Enel S.p.A., ma allaSocietà TERNA S.p.A.. 5
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaLa centrale della Spezia è ubicata in prossimità del porto della città omonima e sorge suun’area di circa 72 ha a est della città; fu costruita dalla Società Edisonvolta, autorizzataalla costruzione del primo gruppo con decreto del 26 gennaio 1960.Al primo gruppo di produzione a carbone da 310 MW, entrato in servizio il 28 agosto1962, seguirono altri tre gruppi a carbone per complessivi 1835 MW. Le unità 3 e 4, siaper la loro potenza (600 MW cad.), che per il ciclo di vapore adottato, costituirono unanovità assoluta per l’Italia, tanto da costituire al tempo la maggiore centrale d’Europa.A seguito della legge del 6 dicembre 1962, che istituiva l’Ente Nazionale per l’EnergiaElettrica, la centrale passò da Edisonvolta a ENEL. Con l’entrata in servizio del 4°gruppo, avvenuta nel 1968, la produzione annua di energia è stata mediamente pari al5% della produzione nazionale.Con decreto del 29 gennaio 1997, il Ministero dell’Industria definiva un nuovo assettodella centrale, autorizzando lavori di adeguamento ambientale consistenti nellasostituzione delle precedenti unità 1 e 2 con gruppi di generazione a ciclo combinato,alimentati a metano ad alto rendimento, e nella realizzazione di un impianto didesolforazione e di denitrificazione che consentisse l’esercizio di un solo gruppotermoelettrico tradizionale da 600 MW policombustibile. In conseguenza del decreto, lasezione 4 cessò di funzionare il 30 settembre 1999. I comandi e le apparecchiature di controllo sono installati in due sale di controllo,dedicate rispettivamente una per le sezioni 1 e 2 (turbogas-cicli combinati) e l’altra per lasezione 3 a carbone, dalle quali si effettuano tutte le operazioni relative alla parte termicaed elettrica dei gruppi.Il sito produttivo è registrato EMAS in data 13-8-2005 con numero di registrazione I-000376 ai sensi del regolamento comunitario 761/2001 ed è certificato ISO 14001 dal 29-5-2003. 6
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia Planimetria dell’impianto 7
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia2 Relazione del processo produttivoUn’unità termoelettrica è composta da una parte termica ed una elettrica. La partetermica utilizza l’energia dei combustibili fossili per generare un fluido ad altatemperatura ed alta pressione: il fluido può essere vapor d’acqua surriscaldato odirettamente i fumi prodotti dalla combustione. Il fluido così generato attraversa la turbinache è una macchina capace di trasformare l’energia termica contenuta nel fluido inenergia meccanica di rotazione. Le turbine possono essere pertanto costruite perfunzionare con vapore o con i gas della combustione. La parte elettrica è essenzialmentecostituita dall’alternatore che è una macchina capace di trasformare energia meccanicain energia elettrica. Turbina ed alternatore hanno entrambi una parte fissa ed una partemobile rotante (dette rotori). I due rotori sono rigidamente collegati, cosicché il rotoredella turbina, azionata dal fluido che lo attraversa, fornisce l’energia meccanicanecessaria al rotore dell’alternatore per ottenere l’energia elettrica.I principali elementi che caratterizzano una unità termoelettrica sono il fluido utilizzato, itipi di combustibili utilizzati, la potenza erogabile con continuità dall’alternatore (dettapotenza lorda efficiente).La centrale Eugenio Montale è attualmente in grado di erogare una potenza elettricalorda complessiva di 1.280.000 kW utilizzando le seguenti unità:Unità 1, ciclo combinato da 340.000 kW alimentato con gas naturale;Unità 2, ciclo combinato da 340.000 kW alimentato con gas naturale;Unità 3, impianto a vapore da 600.000 kW alimentato prevalentemente a carbone.I camini della centrale hanno le seguenti caratteristiche:Camino gruppo 1 (altezza: m 90; diametro all’uscita: m 6)Camino gruppo 2 (altezza: m 90; diametro all’uscita: m 6)Camino gruppo 3 (altezza: m 220; diametro all’uscita: m 6,2) 8
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaSia il carbone che l’olio combustibile denso (successivamente detto OCD) provengonoda diverse fonti di approvvigionamento estero; il contenuto di zolfo è normalmentecompreso nell’intevallo 0,5÷0,8 % per il carbone e 0,2÷1.0 % per l’OCD.Per verificare il rispetto dei valori di emissione autorizzati sono installati analizzatori incontinuo inseriti in un sistema di monitoraggio capace di acquisire, registrare etrasmettere le misure secondo le disposizioni tecniche previste dal DM 21/12/95. Lemodalità di gestione del sistema di monitoraggio, stabilite di concerto con l’Amm.neProvinciale della Spezia, sono definite in un “Manuale di Gestione del sistema dimonitoraggio delle emissioni”. L’Ente ha quindi il pieno controllo sui valori misurati e sullerelative elaborazioni e su tutte le operazioni di manutenzione e taratura.Sulla base delle registrazioni del sistema di monitoraggio e delle verifiche effettuatedall’Ente di controllo è stato documentato che nessuno dei valori limite risulta ad oggisuperato.Nel caso di malfunzionamenti degli impianti di abbattimento si applicano le procedurecomunicate agli Enti competenti in data 23/11/2001.3 Descrizione del ciclo produttivoSi premette che la descrizione seguente è da intendersi in riferimento all’allegato 25“schema a blocchi delle fasi e delle attività tecnicamente connesse”.In particolare si ha che:Fase 1: generazione energia elettrica gruppo 1Fase 2: generazione energia elettrica gruppo 2Fase 3: generazione energia elettrica gruppo 3E inoltre: 9
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaAC1 Approvvigionamento combustibili gassosi, stazione di decompressione e rete didistribuzione del gas naturale;AC2 Approvvigionamento, stoccaggio e movimentazione combustibili liquidi;AC3 Caldaia ausiliaria;AC4 Gruppo elettrogeno di emergenza;AC5 Impianto antincendio;AC6 Laboratorio Chimico;AC7 Impianto osmosi inversa;AC8 Impianto trattamento acque reflue;AC9 Approvvigionamento, stoccaggio e movimentazione carbone;AC10 Attività di manutenzione;AC11 Gestione ceneri e gessi;AC12 Utilizzo acqua di mare per condensazione.3.1 Unità Termoelettriche 1 – 2 (fase 1 – 2)Le sezioni 1 e 2 della centrale della Spezia sono unità in ciclo combinato della potenza alCarico Nominale Continuo di 340 MW elettrici cadauna, di cui 225 MW prodotti dalturbogas e 115 MW prodotti dalla turbina a vapore alimentata dal vapore prodotto dalGVR in cui vengono convogliati i gas di scarico dal turbogas.Il rendimento dell’impianto al CNC è del 54%. La turbina a gas è del tipo FIAT 701F, ilcombustibile utilizzato è esclusivamente gas naturale (metano).L’unità turbogas è costituita in sequenza, da compressore, camera di combustione,turbina e alternatore. A valle della turbina a gas è installato un Generatore di Vapore aRecupero (GVR), in altre parole una caldaia che, sfruttando il calore residuo dei gas discarico (circa 615 °C all’ingresso), produce vapore surriscaldato che si immette nellaturbina a vapore. All’interno della turbina avviene la trasformazione dell’energia termicadel fluido in energia meccanica. Alla turbina è collegato l’alternatore dove avviene l’ultima 10
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Speziatrasformazione dell’energia meccanica in energia elettrica che, tramite un trasformatoreviene innalzata alla tensione di 380 KV.I gas della combustione escono dal GVR alla temperatura di 100 ÷ 110°C e sonoimmessi al camino attraverso un silenziatore di tipo meccanico. L’impianto non èdotato di sistemi aggiuntivi di abbattimento degli inquinanti aerodispersi presenti nei fumiin quanto il sistema di combustione del turbogas stesso è progettato per ridurli al minimoed al di sotto dei limiti di legge.Si riporta di seguito lo schema del ciclo:Descrizione dei principali componenti dei gruppi 1 – 2 Turbogruppo 11
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia Costruttore FiatAvio Tipo di turbogas 701F Potenza nominale turbogas 255 MW Pressione di riferimento 1013 mbar Temperatura aria ambiente 15 °C Umidità relativa 60 % Combustibile impiegato gas naturale Potere calorifico del gas naturale 36.000 KJ/Nm3 46.753 KJ/Kg Temperatura del gas naturale 30 °C Perdite di carico totale in aspirazione 100 mmH2O Perdite di carico statica alla flangia GVR 300 mmH2O Temperatura acqua servizi in ciclo chiuso 30 °C Turbina 701F Temperatura gas ingresso turbina 1367 °C Pressione gas ingresso turbina 1536 KPa Portata gas ingresso turbina 504 Kg/s Pressione gas allo scarico turbina 105.3 Kpa Temperatura gas allo scarico della turbina 564.5 °C Potenza fornita 481.5 MW Compressore Costruttore FiatAvio Portata aria mandata 522.3 Kg/s Temperatura aria mandata 382.3 °C Pressione aria mandata 1.396 Kpa Potenza assorbita 209.53 MW Numero di spillamenti 4 Alternatore 12
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaCostruttore ABB SADELMIPotenza max 285.8 MVATensione ai morsetti 20.000 VCorrente 8250 AFrequenza 50 HzFattore di potenza 0,9Velocità di rotazione 3.000 giri/minVelocità di fuga 3.600 giri/minMomento d’inerzia 8.5 tm2Rapporto di c.c. 0.50 Trasformatore principaleCostruttore ABBPotenza nominale 300 MVATensione nominale 15/400 KVCollegamenti Stella/triangolo3.2 Turbina a gasLa turbina a gas 701F e formata da un compressore assiale a 17 stadi ad alta efficienza,un sistema di combustione equipaggiato con 20 tubi di fiamma disposti in posizionecircolare attorno all’asse della macchina e da una turbina a quattro stadi del tipo areazione. L’aria è aspirata attraverso il collettore di aspirazione e la voluta di ingressocompressore, dove viene compressa e spinta nel corpo combustore e quindi attraverso itubi fiamma. L’aria nel compressore fluisce in direzione assiale attraverso una serie dipalette rotanti e raddrizzatori fissi. Mentre l’aria attraversa ciascun stadio, pressione etemperatura aumentano fino a raggiungere il massimo livello alla fine del compressore avalle del raddrizzatore di uscita (OGV) e del diffusore compressore.La miscela (gas-aria) ad alta temperatura e pressione viene inviata in turbina. Nelprocesso di espansione la turbina converte l’energia del gas, sotto forma di pressione e 13
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Speziatemperatura, in energia meccanica di rotazione. Parte della potenza sviluppata dallaturbina è usata per azionare il compressore, la parte rimanente è disponibile per azionareil generatore.La turbina a gas è una macchina termica composta da una struttura fissa e da una parterotante.La parte fissa comprende la voluta d’ingresso, il corpo compressore, il corpocompressore-combustore, il corpo turbina, il diffusore di scarico ed il collettore di scarico.La parte mobile rotante è rappresentata dal rotore il quale si suddivide in alberocompressore, albero intermedio e albero turbina. Struttura Fissa 3) Voluta d’ingresso compressore:fornisce un passaggio agevole per l’aria diretta verso il compressore che ospita ilcuscinetto reggispinta ed il cuscinetto portante anteriore. Essa contiene l’IGV, primaschiera di pale statoriche del compressore assiale ad assetto variabile. Sono distributricidi flusso che dirigono l’aria verso il primo stadio di pale rotanti.(IGV è un sistema a geometria variabile è utilizzato per modulare la portata d’aria iningresso al compressore)b) corpo compressore:si trovano allocati i raddrizzatori compressore dal 1° all’11° stadio e sono ricavate 2camere che raccolgono l’aria spillata dal 6° e 11° stadio per raffreddamento epressurizzazione (effetto tenuta) rispettivamente del 3° e 4° stadio statorico turbina. Uncerto ammontare della portata di aria del compressore viene estratta durante lesequenze di avviamento e di arresto.c) corpo compressore-combustore:all’interno sono alloggiati i raddrizzatori compressore dal 12° al 17° stadio ed è ricavatauna camera che raccoglie aria spillata dal 14° stadio per il raffreddamento del 2° sradiostatorico turbina. Il compressore termina con un diffusore che convoglia l’aria compressa 14
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Speziain una zona combustione dove sono alloggiati, circonferenzialmente attorno all’asse dellamacchina, i tubi fiamma.d) Corpo turbina:è accoppiato tramite bulloni con il corpo compressore ed è provvisto di collegamenti perl’aria di raffreddamento spillata dal compressore ed inviata nelle cavità traportadistributori e corpo turbina. Il controllo delle temperature della cavità dei dischi 2, 3,4 è realizzato mediante termocoppie che passano attraverso il corpo turbina e i settoridistributori. Il corpo combustore ha alla base delle flange da cui viene estratta l’aria diraffreddamento rotore. Da un drenaggio sito nella parte bassa della camera dicombustione viene rimosso il combustibile liquido incombusto. All’avviamento dellaturbina a gas il drenaggio viene aperto; dopo l’accensione, la pressione all’interno dellacamera di combustione aumenta fino ad un valore in cui si chiude il drenaggio. In caso dimancato avviamento, il drenaggio rimane aperto per scaricare il combustibile liquido.e) Diffusore di scarico:a valle della sezione turbina, i gas di combusti entrano nel diffusore di scarico, la sezionefinale della turbomacchina in cui ha luogo il recupero dell’energia cinetica in pressione.La sezione diffusore comprende un corpo interno ed uno esterno che definiscono uncondotto divergente che convoglia i gas caldi verso il collettore di scarico. Il cono esternopreviene il surriscaldamento del corpo esterno, il cono interno protegge l’alloggiamentodel cuscinetto dal gas caldo.Venti (20) termocoppie sono inserite in tubi guida installati nella zona terminale del corpodiffusore per controllarne la temperatura.(blade path).f) Collettore di scarico:costituisce un’appendice del diffusore di scarico, dove i gas combusti terminano la loroespansione prima di essere convogliati al camino a alla caldaia. 15
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaE’ costituito essenzialmente da un involucro esterno e da uno interno. Il cilindro interno èsupportato da due razze radiali dove hanno anche la funzione di mettere incomunicazione con l’atmosfera la zona del supporto cuscinetto lato turbina e contenerele tubazioni e le linee dirette alla zona cuscinetto. Parte RotanteRotore:consiste in un rotore compressore palettato, un albero intermedio ed un altro rotorepalettato di turbina, accoppiati mediante bulloni, il tutto supportato da due cuscinettiradiali. Inoltre la sua posizione assiale è assicurata da un cuscinetto reggispintaposizionato all’ingresso della macchina.3.3 CompressoreIl compressore è di tipo assiale ed ha un rendimento dell’86,7%.La voluta di ingresso compressore, il corpo compressore, il corpo esterno combustore, ilcorpo turbina e il corpo del diffusore di scarico, sono imbullonati l’uno all’altro in pianiverticali; ciascun corpo è inoltre diviso in due parti, imbullonate tra loro, in corrispondenzadel piano orizzontale passante per l’asse della macchina, onde agevolare l’ispezione e lamanutenzione.La voluta di aspirazione ha il compito di collegare il collettore di aspirazione e la camerafiltri con il compressore.Il corpo compressore consta di tre parti essenziali:la prima parte costituisce la voluta di ingresso, nella quale è ricavato il supporto deicuscinetti (portante e reggispinta) e dove sono alloggiate le palette di entrata ad assettovariabile;La seconda parte include i raddrizzatori dal 1° all’11° stadio, le zampe di supporto e lecamere anulari di scarico aria all’avviamento; 16
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia La terza parte include i raddrizzatori dal 12° al 17° stadio e la camera di spillamento dell’aria di raffreddamento turbina. 3.4 Alternatore L’alternatore dimensionato per erogare una potenza apparente di 285.8 MVA, ai valori nominali di tensione e corrente di statore, 20 KV e 8250 A di fase, una potenza attiva di 257.22 MW e una potenza reattiva nominale di 124.57 MVA a cos φ 0,9 ritardo. L’alternatore è raffreddato ad aria in ciclo chiuso mossa da due ventilatori coassiali al rotore che asporta le perdite nel ferro e nel rame, di statore e di rotore, durante il funzionamento. L’aria attraversando apposite canalizzazioni nella carcassa, nello statore e nel rotore, cede il calore accumulato a quattro refrigeranti aria-acqua posti nel basamento della macchina. L’isolamento è realizzato con materiali della classe F (max temp. 155 °C) al fine di mantenere le temperature delle parti attive inferiori a 130 °C con l’acqua di raffreddamento a 35 °C . L’eccitazione è fornita da una eccitatrice statica tramite anelli collettori sistemati all’esterno della carcassa e raffreddati ad aria in ciclo aperto. La tensione di eccitazione e la corrente di eccitazione, alla potenza apparente nominale, sono pari a 341 V e 1411 A, la corrente di eccitazione a vuoto vale 576A. In modalità “avviatore” l’alternatore è alimentato nel modo seguente:Lo statore da una terna trifase di tensioni variabili come valore di frequenza; Il rotore dal circuito di eccitazione. La velocità della macchina è variata insieme ai parametri elettrici per consentire al TG di portarsi da 3 g/1’ sino a 2000 g/1’ con la corretta sequenza di rullaggio. A 2000 g/1’ l’avviatore statico viene eluso mentre il rotore rimane allineato al 90% della corrente di eccitazione per il funzionamento a vuoto, pronto per la successiva manovra di sincronizzazione con la rete elettrica. Gli alternatori utilizzati sulla turbina a vapore sono di costruzione Marelli con gli avvolgimenti statorici e rotorici refrigerati in atmosfera di idrogeno. 3.5 Trasformatore del turbogas 17
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaTrasforma l’energia elettrica prodotta a 15 KV dall’alternatore, elevandola ad unatensione di 380 KV per assicurare il contenimento delle perdite lungo le linee di trasportofino ai punti di utilizzo. E’ collegato tramite una stazione elettrica alla rete di trasmissionenazionale3.6 Generatore di vapore a recupero (GVR)I generatori di vapore a recupero, sono di tipo verticale, alimentati dai gas di scarico deiturbogas, senza alcun apporto di calore aggiuntivo e producono vapore su tre livelli dipressione. I generatori di vapore a recupero, installati all’aperto, sono coibentati e rivestitidi lamierino. I fasci tuberi sono composti da tubi alettati in parte in acciaio inox in parte inacciaio al carbonio per una superficie complessiva di 181.000 m2. Il vapore prodottoviene raccolto nei tre corpi cilindrici di bassa, media e alta pressione posti sulla sommitàdel generatore di vapore.3.7 Turbina a vaporeLe turbine a vapore sono del tipo assiale a reazione costituite da due corpi, uno ad alta emedia pressione a flussi contrapposti, l’altro di bassa pressione ad ammissione centraleriflusso, con scarichi delle due estremità al condensatore, posto sulla parte inferiore dellaturbina stessa.3.8 Trasformatore del GVRTrasforma l’energia elettrica prodotta a 15 KV dall’alternatore, elevandola ad unatensione di 380 KV per assicurare il contenimento delle perdite lungo le linee di trasporto 18
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Speziafino ai punti di utilizzo. E’ collegato tramite una stazione elettrica alla rete di trasmissionenazionale3.9 Unità Termoelettriche 3 (fase 3)La sezione 3 è un impianto termoelettrico a ciclo termodinamico aperto con caldaia adun solo attraversamento a pressione sopracritica, con surriscaldamento e doppiorisurriscaldamento per aumentare il rendimento del processo. L’acqua di alimentodemineralizzata viene pompata nel generatore di vapore (caldaia) dove, ad opera delcalore prodotto dal combustibile, si riscalda fino a portarsi allo stato di vaporesurriscaldato.Il vapore così ottenuto viene trasferito alla turbina di alta pressione dove l’energia termicaè trasformata in energia meccanica. In uscita dalla turbina di alta pressione il vaporeviene reimmesso in caldaia per essere surriscaldato nuovamente e inviato alla turbina dibassa pressione. Una volta attraversata la turbina di bassa pressione lo stesso vienecondensato, e la condensa rinviata tramite apposite pompe al generatore di vapore perun nuovo ciclo. La condensazione viene effettuata mediante scambio termico, tramite ilcondensatore, con l’acqua di mare.Analogamente ai gruppi 1 e 2, la turbina e accoppiata direttamente all’alternatore dovel’energia meccanica si trasforma in energia elettrica che viene così immessa, previoelevazione di tensione a 380 KV ad opera di un trasformatore, sulla rete nazionale ditrasmissione.I fumi, rilasciato il loro calore nel generatore di vapore, vengono inviati al camino dopoaver subito un processo chimico e fisico di depurazione in tre consecutivi impianti diabbattimento: denitrificatore (catalitico ad ammoniaca), depolverizzatore (precipitatorielettrostatici), desolforatore (ad umido tipo calcare gesso), per l’abbattimentorispettivamente degli ossidi di azoto (NOx), delle polveri e del biossido di zolfo (SO2)..Si riporta di seguito lo schema del ciclo 19
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia Descrizione dei principali componenti della sezione 3 CaldaiaCostruttore Babcock & WilcoxTipo circolazione ForzataPressione di timbro 272 ateTemperatura ing. ECO 288 °CTemperatura vapore SH 538 °CTemperatura vapore 1° RH 552 °CTemperatura vapore 2° RH 565 °CPressione vapore SH 245 barPressione vapore 1° RH 70 barPressione vapore 2° RH 22 barPortata vapore SH 1860 t/hPortata vapore 1° RH 1232 t/h 20
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaPortata vapore 2° RH 1217 t/hCapacità totale 530 m3Superficie scambio totale 52700 m2Volume camera combustione 10000 m3Numero bruciatori carbone 36Numero bruciatori OCD 30Numero bruciatori a metano 6Numero mulini 4Tipo mulini MPSAbbattimento polveri ElettrofiltroAbbattimento NOx DeNOxAbbattimento SO2 DeSOx Turbina a vaporeCostruttore Franco TosiTipo reazionePotenza nominale 600 MWVelocità 3000 giri/min.Pressione vapore ammissione 242 barTemperatura vapore ammissione 538 °CNumero di stadi 60Pressione scarico turbina BP 38 mmHgAltezza ultima paletta BP 850 mm Condensatore 21
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaCostruttore Franco TosiTipo superficieNumero passaggi 1Numero sezioni 4Sistema vuoto pompe/eiettoriPressione 0.05 ataPortata acqua mare 18 m3/sec.Materiale tubi alluminio brassSuperficie totale scambio 30380 m2 AlternatoreCostruttore MarelliPotenza apparente 370 MVAPotenza attiva 320 MWTensione morsetti 20 KVCorrente 10680 AFattore di potenza 0,85Numero poli 2Corrente di eccitazione 2670 ATensione di eccitazione 375 VPressione H2 3 bar TrasformatoreCostruttore IELPotenza nominale 370 MVATipo di raffreddamento olio/aria forzataTensione primaria 20 KVTensione secondaria 400 KV3.10 Caldaia sezione 3 22
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaIl generatore è del tipo Benson e trasforma l’energia chimica del combustibile in energiatermica del vapore. Il generatore di vapore di costruzione B&W è a circolazione forzatafunzionante a pressione ipercritica a doppio risurriscaldamento del vapore e con cameradi combustione in depressione. Può bruciare fino a 200 t/h di carbone e nella fasi diavviamento si può utilizzare il metano.L’acqua di alimento viene immessa ai due lati del collettore entrata Eco dopo averattraversato il ciclo rigenerativo. L’acqua, spinta dalla pompa alimento attraverso unatubazione costituita da 256 serpentine che formano tre banchi orizzontali raggiunge così idue collettori dell’Eco.La caldaia è dotata di 36 bruciatori a carbone, 30 bruciatori a OCD e 6 bruciatori ametano; è in fase di ultimazione l’installazione di ulteriori sei bruciatori a metano.L’aria necessaria alla combustione viene inviata in caldaia tramite due ventilatori eriscaldata da tre riscaldatori rigenerativi aria-gas tipo Ljungstrom, installati sulla mandatadei ventilatori stessi. I gas ripresi da due aspiratori vengono inviati al camino allatemperatura di circa 105°C, dopo aver subito un processo chimico e fisico di depurazionenegli impianti di denitrificazione, depolverizzione e desolforazione.All’interno della caldaia i tubi che formano gli schermi della camera di combustione sonodivisi in più passi con miscelazione intermedia dell’acqua, onde uniformare latemperatura del metallo dei tubi stessi ed evitare sollecitazioni meccaniche derivanti dadifferente allungamento per dilatazione termica.Per contenere la produzione degli ossidi di azoto, al fine di rispettare il valore limite diemissione di 200 mg/Nm3 (valore medio mensile riferito ai fumi secchi normalizzati conun tenore di ossigeno del 6%), i bruciatori precedentemente installati sono stati sostituiticon bruciatori a bassa produzione di NOx.Il sistema di combustione è attualmente costituito da un complesso di bruciatori chegarantisce un valore di NOx all’uscita caldaia inferiore ai 900 mg/Nm3 ed un valore diincombusti nelle ceneri leggere inferiore al 7%, nel funzionamento a carbone. Lemodifiche hanno comportato un necessario adeguamento tecnologico e miglioramentodell’efficienza nei mulini carbone.3.11 Turbina 23
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaLe turbine sono del tipo a reazione, trasformano l’energia termica del vapore in energiameccanica sull’asse. La turbina è del tipo cross compound a tre livelli di pressione con 7spillamenti e 4 scarichi. Il primo spillamento è posto sullo scarico del corpo a pressioneipercritica. Il secondo e terzo spillamento sono presi dalla turbina ausiliaria ed i restantidalla turbina di bassa pressione. La turbina ipercritica è alimentata da vapore SH(surriscaldato); lo scarico della turbina ipercritica torna in caldaia e alimenta la turbina dialta pressione con vapore 1°RH (1° risurriscaldato). Infine, dopo essere ritornato incaldaia, alimenta le turbine di media pressione con vapore 2°RH (2° risurriscaldato) il cuiscarico confluisce nelle turbine di bassa pressione che lo scaricano al condensatore.3.12 CondensatoreIl condensatore trasforma il vapore scaricato dalla turbina in acqua per poterla reinserirein ciclo attraverso delle pompe. Il condensatore ha la funzione di condensare il vapore inuscita dalla turbina di bassa pressione, utilizzando un fascio tubiero attraversato daacqua di mare. Il condensatore è mantenuto in depressione a 0.05 ata.3.13 AlternatoreTrasforma l’energia meccanica sull’asse in energia elettrica. La sezione 3 è dotata di duemacchine (una per asse) con potenza unitaria di 370 MVA che ruotano a 3000 g/Min.La tensione nominale è di 20 KV, il sistema di eccitazione è costituito da tiristori.Sono raffreddati a idrogeno del tipo “inner cooled” vale a dire con circolazionerefrigerante anche all’interno dei conduttori di rotore e statore, per una più efficaceasportazione del calore prodotto per effetto Joule.La circolazione dell’idrogeno viene effettuata a mezzo di due ventilatori assiali multistadiofissati alle estremità del rotore lato turbina di BP.3.14 TrasformatoreTrasforma l’energia elettrica prodotta a 20 KV dall’alternatore, elevandola ad unatensione di 380 KV per assicurare il contenimento delle perdite lungo le linee di trasporto.E’ collegato tramite elettrodotto alla vicina stazione elettrica da cui l’energia elettrica èimmessa nella rete di trasmissione nazionale. 24
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia3.15 MuliniLa caldaia è dotata di n° 6 mulini marca Babcock modello MPS 89 K . La potenzialità diciascuno è di 45 t/h.3.16 Bruciatori a bassa produzione di ossidi di azotoOltre all’abbattimento finale i valori di emissione di NOx sono controllati anchemantenendo ai livelli più bassi possibile le quantità che si formano in caldaia. Ciò siottiene gestendo correttamente un particolare sistema di bruciatori installato in occasionedegli interventi di adeguamento ambientale, si tratta dei cosiddetti bruciatori lowNOx chemantenendo relativamente basse le temperature di fiamma contengono la formazionedegli ossidi di azoto3.17 Denitrificatore DeNOxIl sistema di denitrificazione dei fumi adottato è quello a riduzione catalitica selettiva(SCR) del tipo “High-dust”, basato sulla reazione tra i fumi in ingresso e l’ammoniacainiettata.L’impianto di denitrificazione catalitica è suddiviso in tre sistemi:sistema di denitrificazione (reattore –catalizzatore SCR)sistema di caricamento e stoccaggio dell’ammoniaca in soluzione acquosasistema di vaporizzazione dell’ammoniaca.Nel loro percorso i gas uscenti dal generatore di vapore vengono inviati e trattatinell’unico reattore, dove avviene la reazione di denitrificazione. L’ammoniaca, ottenutadalla evaporazione completa di una soluzione acquosa al 24 %, viene iniettata nei fumi amonte del catalizzatore previa miscelazione con aria riscaldata. Il quantitativo di NH3viene dosato in funzione degli NOx in ingresso in modo da ottenere l’abbattimentodesiderato (valore < al limite di legge). Gli NOx contenuti nei fumi reagiscono conl’ammoniaca, in presenza del catalizzatore, riducendosi ad azoto molecolare e vapord’acqua. La reazione avviene in maniera praticamente completa nell’intervallo ditemperature tra 300 e 350°C. 25
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaL’intero sistema è comandato, supervisionato e regolato dalla sala manovre principale Ilrendimento dell’impianto è del 80%.Il sistema di regolazione e controllo assicura il mantenimento del rapporto molareNH3/NOx più corretto in funzione del carico e delle prestazioni desiderate (efficienza dirimozione NOx, rilascio di NH3).Gli NOx sono misurati in continuo in uscita dal reattore, permettendo di adeguare larichiesta di iniezione di ammoniaca attraverso il sistema di regolazione che controlla lacorretta temperatura del gas per garantire l’efficienza della reazione.L’efficienza del sistema è controllata con misura in continuo della concentrazione di NOxin uscita e dell’eventuale trascinamento di NH3.Periodicamente vengono prelevati campioni del catalizzatore per verificarne lo stato diinvecchiamento e garantirne il corretto funzionamento.3.18 Precipitatore elettrostatico P. E.Il P.E. è un sistema che permette di depurare i fumi dalle ceneri volanti derivanti dallacombustione del carbone. Può essere esercito anche in fase di combustione mista oliocombustibile e carbone.Il precipitatore installato precedentemente al decreto di ambientalizzazione è statopotenziato con un ulteriore campo di captazione e sono state apportate delle modifichevolte a migliorarne sia l’efficienza di captazione del particolato sia l’affidabilità.L’apparecchiatura è stata dotata di un nuovo sistema di automazione che permette uncontrollo del funzionamento sia a livello locale che dalla sala Manovra; permette inoltre dimemorizzare più di una sequenza di battitura (pulizia) e di livelli di energizzazioneattivabili in relazione al tipo di carbone utilizzato.Le misure in continuo permettono di verificare il valore della concentrazione di polveri inuscita dal P.E., che comunque deve essere inferiore a 300 mg/Nm3, con combustione al100% di carbone, anche nel caso di 2 semisezioni fuori servizio. L’introduzionedell’alimentazione di tipo impulsivo ha consentito di aumentare la tensione di piccorispetto alla tensione degli alimentatori convenzionali, con il duplice scopo di aumentare 26
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezial’efficienza e nel contempo ridurre il valore medio rispetto al convenzionale,raggiungendo anche lo scopo di ridurre i consumi.La capacità di abbattimento del P.E. è superiore al 99 %.3.19 Desolforatore DeSOxIl sistema di desolforazione adottato è del tipo “calcare-gesso” ad umido ed ha lo scopoprincipale di ridurre la concentrazione dell’SO2 nei fumi provenienti dalla combustione delcarbone; oltre alla riduzione degli ossidi di zolfo, il desolforatore è in grado di ridurreanche il particolato solido ancora presente nei fumi ed i gas acidi quali HCl ed HF.L’impianto di desolforazione utilizza come reagente il calcare in sospensione d’acqua; ilsistema, in alternativa, può impiegare la calce idrata; attualmente, dopo una fase disperimentazione, si utilizza un particolare tipo di calcare, denominato marmettola, chederiva dalla lavorazione del marmo.L’area dedicata all’assorbimento dell’SO2 è ubicata nella parte retrostante il gruppo 4(dismesso) della centrale, lato camino. In tale area è possibile individuare l’assorbitorecon il relativo edificio servizi ed il circuito di convogliamento e ripresa dei fumi.1. Area dei gas (configurazione a doppia linea)L’impianto di desolforazione è articolato su due linee di adduzione dei fumi grezzi eripresa dei fumi desolforati, ciascuna con potenzialità pari al 50%, che fanno capo ad ununico assorbitore.2. Area assorbimento (configurazione unilinea)La linea di assorbimento tratta l’intera portata dei fumi provenienti da due scambiatori dicalore rigenerativi (GGH), tramite due condotti indipendenti, che li convogliano inun’unica bocca d’ingresso all’assorbitore.All’interno dell’assorbitore il gas viene desolforato e quindi, attraverso due bocche diuscita distinte, viene riconvogliato ai GGH con l’ausilio di due ventilatori.Il gas da desolforare percorre con moto ascensionale il cilindro (avente un diametro di 17m), e viene in contatto con lo slurry (sospensione) di calcare finemente spruzzatoattraverso dei banchi di spruzzamento. Il gas in ingresso subisce una prima saturazionecon lo slurry recuperato dal fondo dell’assorbitore (loop inferiore) e risale con motoascensionale fino ai due banchi del loop superiore, dove è interposta una vasca che 27
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Speziaraccoglie lo slurry e lo recapita al serbatoio alimento calcare. Quando il gas lascia l’ultimobanco di spruzzaggio il processo di rimozione della SO2 risulta completatoL’assorbitore è costruito secondo la tecnologia dual-loop a umido che impiega calcarecome reagente e produce gesso con umidità residua del 10% e purezza minimadell’85%. Il sistema è inoltre in grado di combinare una buona efficienza di rimozione(circa l’80%) con elevato utilizzo del calcare, impiegando due zone distinte di trattamentocon differente pH e contenuto di cloruri degli slurries.Il gas pulito è infine costretto a passare attraverso un sistema a due stadi perl’eliminazione delle goccioline trascinate nel gas medesimo (demister). Ciascun demisterè dotato di sistema di lavaggio ad acqua che viene spruzzata periodicamente sullasuperficie del separatore al fine di rimuovere ogni tipo di deposito che possa ostruire ilpassaggio dei gas o costituire potenziale base di aggregazione per la crescita delleincrostazioni; la frequenza dei lavaggi è gestita automaticamente dal sistema di controlloe l’acqua di lavaggio viene raccolta nel serbatoio di alimento del calcare dove si mescolaallo slurry ricircolante nel loop superiore.Il gas trattato lascia l’assorbitore saturo di umidità alla temperatura di circa 60 °C con unaconcentrazione di SO2, al massimo carico continuo, inferiore a 380 mg/Nm3 (riferiti algas secco e con O2 pari al 6%). I gas desolforati uscenti dal desolforatore vengonoripresi e riscaldati prima dell’invio al camino mediante i due scambiatori di calorerigenerativi (GGH).3. Zona assorbimento: Area edifici servizi.Nell’area sono ubicate tutte le macchine che servono al corretto funzionamento delsistema di assorbimento, come le pompe ricircolo slurry (n.3 +1 di riserva), pompe diestrazione sospensione gesso (n.2), pompe acqua industriale che alimentano il sistemadi lavaggio dei demister (n.2), pompe acqua mare, pompe ricovero sospensioni, pomperecupero drenaggi e compressori ossidazione che insufflano aria sul fondodell’assorbitore.4. Zona filtrazione- stoccaggio gesso 28
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaIl sistema di disidratazione del gesso e del successivo stoccaggio in un capannonecoperto sono localizzati in area decentrata rispetto all’assorbitopre, a lato del sistema dipreparazione della sospensione del calcare.Dalla sospensione di gesso proveniente dal fondo dell’assorbitore, l’acqua vieneseparata per mezzo di centrifughe. Dalle centrifughe, mediante un nastro fisso di ripresaed uno mobile, il gesso viene trasportato nell’adiacente capannone di stoccaggio delvolume di 10000 m3; le acque di filtrazione in uscita dalla centrifuga vengono convogliatiper gravità nei due serbatoi ubicati al piano terra dell’edificio e, in funzione di determinatiparametri, ricircolate all’assorbitore o inviate al trattamento spurghi.3.20 CristallizzatoreIl cristallizzatore inserito nel ciclo produttivo ha lo scopo di ridurre l’impatto dovuto ai refluidella centrale e di massimizzare il recupero della risorsa idrica utilizzata.L’impianto di evaporazione-cristallizzazione dotato di pretrattamento con sistema diraccolta del sale prodotto e l’impiantistica per il ritorno, a fine di recupero, delle correntid’acque trattate dal DeSOX.Lo spurgo del DeSox viene raccolto in un serbatoio e successivamente inviato alpretrattamento.L’acqua pretrattata viene inviata al sistema di evaporazione-cristallizzazione, dellacapacità di 15 m3/h, composto da un evaporatore di pari capacità e da un cristallizzatoreda 2-3 m3/h.Per la separazione dei solidi prodotti sono previsti due filtri a pressa che tramite scivolirecapitano in sottostanti cassoni scarrabili, utilizzati per raccogliere i residui da portare aldestino finale. Con l’installazione del cristallizzatore si prevede di ridurre di circa 200.000 m3 sia ilvolume annuale d’acqua scaricata dall’ITAR sia di quello prelevato da fonte idricaesterna. Inoltre il recupero nel DeSox del proprio spurgo trattato dovrebbe ancheconsentire una migliore qualità in termini di salinità dell’affluente dell’ITAR ed un suomaggiore recupero come acqua industriale di centrale. 29
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaLa relazione tecnica descrittiva dell’impianto è riportata nell’allegato A.19, la planimetriadi impianto è riportata nell’allegato B21_5 al quale si rimanda. (L’impianto è attualmentein fase di costruzione).4 Attività tecnicamente connesse alle fasi 1-2-3Il processo di produzione è integrato da impianti, dispositivi ed apparecchiature ausiliarieche ne assicurano il corretto funzionamentoNella centrale della Spezia sono state individuate le seguenti attività tecnicamenteconnesse. a) AC1 Approvvigionamento combustibili gassosi, stazione di decompressione e rete di distribuzione del gas naturaleIl gas naturale proviene dalla rete di distribuzione SNAM, collegata all’impianto tramite unapposito gasdotto che termina in centrale con una stazione di riduzione della pressione.Nella stazione gas trovano posto gli apparati di riduzione della pressione costituiti da unavalvola di autoregolazione della pressione a valle tarata su 23 bar, un separatore dicondensa con apposito serbatoio di raccolta, un riscaldatore che serve a compensare ilcalore assorbito dal gas in espansione ed un filtro meccanico. Oltre alle apparecchiaturedi riduzione della pressione e di riscaldamento del gas, nella stazione di decompressionetrovano posto i contatori di misura del gas consumato, regolarmente tarati e controllati. b) AC2 Approvvigionamento, stoccaggio e movimentazione combustibili liquidia) Scarico stoccaggio e movimentazione olio combustibileL’olio combustibile necessario al fabbisogno dell’impianto viene rifornito via maremediante petroliere e trasferito, senza stoccaggio in zona portuale, al deposito dellacentrale costituito da quattro serbatoi, due da 50.000 m3 e due da 30.000 m3.Le aree portuale in cui si effettua la discarica dell’OCD sono dotate di sistemi dicontenimento atti a fronteggiare eventuali versamenti di combustibile in modo daprevenire gli inquinamenti del sottosuolo e delle acque portuali. 30
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaL’oleodotto di trasferimento, collocato in gran parte lungo lo stesso percorso del nastrocarbone, ha uno sviluppo complessivo di circa 3 km., ha diametri di 12 e 16 pollici ed èadeguatamente coibentato e riscaldato. Le tubazioni hanno una disposizioneprevalentemente superficiale a vista, i tratti interrati sono stati completamente inseriti incunicoli di protezione ispezionabili. La possibilità di ispezionare i tratti interrati dioleodotto e l’adozione di procedure di sorveglianza hanno praticamente annullato ilrischio di contaminazione del suolo.Anche i serbatoi di stoccaggio sono provvisti di bacino di contenimento.b) scarico, stoccaggio e movimentazione del gasolioIl gasolio destinato alla produzione di energia viene utilizzato solo nelle caldaie ausiliariee per alimentare le cosiddette torce pilota della terza unità. Il gasolio necessario èapprovvigionato tramite autobotti ed è stoccato in un serbatoio della capacità di 300 m3.Il sistema di discarica delle autobotti è dotato di tutte le necessarie misure di sicurezza edi prevenzione dell’inquinamento del suolo. c) AC3 Caldaia ausiliariaI due generatori di vapore sono di costruzione Metallurgica Bergamasca.Il generatore è alimentato ad acqua ed ha il corpo principale ad una pressione di 19,6bar, la temperatura di esercizio è di 209° C e una capacità di 20.650 litri.Il surriscaldamento ha una pressione di 19,6 bar una temperatura di esercizio di 280° C euna capacità di 350 litri. d) AC4 Gruppo elettrogeno di emergenzaI gruppi elettrogeni sono costituiti da un motore di emergenza diesel accoppiatorigidamente con l’alternatore trifase provvisto di stabilizzatore di tensione.Hanno la possibilità in caso di blackout di fornire l’alimentazione per le apparecchiature ei sistemi di comando e controllo dei gruppi 1, 2 e 3 e servizi generali. I motori diesel sonodi costruzione Isotta Fraschini con una potenza di 1500 KVA ed una tensione trifase da5KV. 31
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia e) AC5 Impianto antincendio e motopompaL’impianto è soggetto al Certificato di Prevenzione Incendi e dispone di tutti i presidiantincendio richiesti.Nell’ambito della Valutazione dei Rischi, ai sensi del D.Lgs.626/94, preliminarmente allastesura del Piano di Emergenza Interno (PEI), è stata effettuata la valutazione del rischioincendio, ai sensi del DM 10 marzo 1998. Sono indicate le misure adottate al fine diridurre la probabilità di insorgenza degli incendi, le misure relative alle vie di esodo, aisistemi di rilevazione e alle attrezzatureTutte le aree e i locali di centrale sono asserviti da sistemi di estinzione incendi (estintoria polvere, estintori a CO2, manichette, idranti a colonna), i macchinari principali sonoprotetti da impianto automatico di rilevazione incendi con elemento termosensibile esegnalazione nelle Sale Manovre ed impianto automatico fisso di spegnimento ad acquafrazionata.Nei locali con apparecchiature elettriche sono installati impianti di rilevazione fumi concentrale di controllo posta nelle Sale Manovre.Oltre all’impianto antincendio collegato alla rete idrica, vi sono anche postazioni fisse aCO2 , a polvere e Twin Agent.Gli impianti antincendio collegati alla rete idrica sono costituiti da: ⇒ Rilevatori (tarati a 68° C) ⇒ Valvola a diluvio ⇒ Ugelli di nebulizzazione ⇒ Pressostati anomalia/intervento ⇒ Pressostati impianto intervenutoLe zone coperte dall’impianto antincendio sono:Impianti/Edifici Area di Produzione • Sezione turbogas SP1 • Sezione turbogas SP2 • Stazione decompressione metano 32
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia • Fosse idrogeno e deposito con bombole di acetilene e propano • Tubazioni di adduzione gas alle unità 1-2-3 • Depositi di liquidi infiammabili (serbatoi olio combustibile, gasolio e stazione di caricamento autobotti) • Depositi di olio lubrificante, olio turbina e olio dielettrico • Gruppi elettrogeni • Caldaie ausiliarie per produzione vapore • Edificio servizi ausiliari Unità 1 e 2 • Edificio servizi ausiliari Unità 3 • Trasformatori • Sala macchine • Generatori di vapore • Pompe nafta e gasolio gr. 3 • Impianto di desolforazione • Impianto di denitrificazione catalitica • Precipitatore elettrostatico • Edificio compressori Gr. 1-2 • Edificio compressori Gr. 3-4 • Impianto movimentazione e stoccaggio calcare e ceneri da carbone • Impianto movimentazione e stoccaggio ceneri da olio • Impianto movimentazione e stoccaggio gesso • Impianto stoccaggio ammoniaca • Impianto osmosi • Impianto ITAR TSD • Deposito bombole CO2Edifici servizi • Laboratorio chimico • Deposito bombole gas laboratorio chimico • edificio servizi • edificio portineria , spogliatoi e infermeria 33
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia • edificio mensa • Vani ascensori • edificio area operativa tecnica (ex officina STC) • edificio officina pezzi pesanti • edificio deposito muletti • edificio magazzino ex ponteggiatori • edificio magazzini A , B , T2 e T3I carbonili Val Fornola (carbonile n° 1) e Val Bosca (carbonile n° 2) dispongono ciascunodi un impianto antincendio costituito da una tubazione da 8” con 12 bocche antincendioUNI 70 (con relative manichette e lance).Stazione di pompaggio antincendioÈ posizionata all’estremità Est della Centrale ed è costituita da: • pompa con motore diesel con portata nominale di 1.500 m3/h e prevalenza di 110 m di colonna d’acqua; • pompa con motore elettrico con portata nominale di 1.500 m3/h e prevalenza di 110 m di colonna d’acqua; • pompa con motore diesel con portata nominale di 780 m3/h e prevalenza di 90 m di colonna d’acqua; • pompa con motore elettrico con portata nominale di 780 m3/h e prevalenza di 90 m di colonna d’acqua; • pompa di pressurizzazione della rete idrantiPer ciascuna delle pompe con motore diesel è presente un serbatoio di stoccaggiogasolio. I serbatoi, dotati di bacino di contenimento, sono separati, rispetto alle pompe eall’altro serbatoio, da muri tagliafuoco.I sistemi posti a protezione della stazione di pompaggio sono: 34
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia • impianto di spegnimento ad acqua frazionata posto a protezione di ciascuna motopompa; • impianto di spegnimento ad acqua frazionata posto a protezione di ciascun serbatoio gasolio; • impianto di rilevazione a cavo termosensibile per ciascuna motopompa e per ciascun serbatoio.Le pompe aspirano dai due vicini serbatoi di acqua industriale. In ciascun serbatoio vienemantenuta una riserva intangibile per scopo antincendio non inferiore a 1.500 m3.Stazione di stoccaggio liquido schiumogenoLa stazione di stoccaggio liquido schiumogeno é installata vicino all’autoclave dipressurizzazione rete idrica antincendio ed ai serbatoi di stoccaggio riserva idrica.Si compone di due serbatoi da 8 m3 cadauno, da una pompa di caricamentoschiumogeno nei serbatoi e da due pompe, una con motore elettrico ed una con motorediesel, per l’iniezione dello schiumogeno nelle linee di alimentazione degli impianti aschiuma.La centrale dispone inoltre di una ulteriore scorta di schiumogeno contenuto in 46 fusti da200 litri cadauno.L’impianto antincendio del Terminal, è costituito da:a) Rete idrica dall’acquedotto cittadino che alimenta l’impianto ad acqua frazionata a protezione dei trasformatori dei servizi ausiliari, del deposito lubrificanti e della sala pompe.b) Rete idrica alimentata con acqua di mare mediante una stazione di pompaggio costituita da un’elettropompa ed una motopompa di riserva. Questa rete alimenta: 1) direttamente con acqua di mare il tratto in tunnel del nastro n° 3 35
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia 2) direttamente con acqua di mare o con una miscela acqua-schiuma il collettore Ø 8” dell’impianto antincendio posto a protezione del pontile d’attracco delle navi (lungo 256 metri dalla radice del terminal).La stazione di pompaggio è costituita da una elettropompa e da una motopompa diriserva ciascuna avente una portata di 240 m3/h ed una prevalenza di 95 mH2O.Il tratto in tunnel del nastro n° 3, è provvisto di impianto pneumatico di rivelazione incendicon rivelatori termosensibili a bulbo di quarzo del tipo a risposta rapida e impianto fisso diprotezione ad acqua frazionataL’impianto antincendio del pontile di attracco navi può essere alimentato direttamentecon acqua di mare o con una miscela acqua – schiuma ed è costituito da un collettoreantincendio Ø 8” che alimenta:• n° 10 monitori idroschiuma autoscillanti posizionati lungo lo sviluppo del pontile (5 monitori per lato);• n° 3 impianti con ugelli schiuma a protezione delle postazioni valvolate degli oleodotti• n° 9 cassette contenenti ognuna tubazione flessibile e lancia sia UNI 45 che UNI 70• n° 6 cassette contenenti ognuna tubazione flessibile e lancia schiuma UNI 45 f) AC6 Laboratorio ChimicoIl personale del laboratorio chimico svolge i controlli analitici d’impianto ed in particolarele verifiche sugli scarichi idrici secondo procedure del sistema di gestione ambientale.Si occupa inoltre delle problematiche chimiche, di controllo del processo e deicombustibili. g) AC7 Impianto osmosi inversaL’impianto ad osmosi inversa, utilizzando acqua di mare, attraverso membranesemipermeabili, produce acqua industriale a basso tenore di sali restituendo a mareacqua con una salinità di circa 1,7 volte più elevata di quella prelevata.Le acque di controlavaggio del sistema di pretrattamento, costituito da filtri a sabbia, e gliepisodici lavaggi chimici delle membrane semipermeabili sono inviati all’impianto ditrattamento ITAR-TSD integrato. 36
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaLa portata dell’acqua di mare per alimentare l’impianto di osmosi può arrivare a circa 500m3, per una produzione massima di acqua industriale di circa 150 m³/h (tre linee da50m³/h); la salamoia la restante quota è rilasciata direttamente nel canale di restituzionedell’acqua di mare condensatrice h) AC8 Impianto trattamento acque reflueL’impianto di trattamento acque reflue di centrale è composto dalle seguenti sezioni: • Sezione di trattamento chimico-fisico (ITAR-TSD) • Sezione di trattamento acque oleose (ITAO) • Sezione di trattamento acque biologiche (ITAB) 37
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaOgni sezione tratta in maniera specifica il refluo, opportunamente convogliato da una retedi raccolta dedicata.All’impianto di trattamento ITAR-TSD vengono collettate le acque acide-alcaline.L’impianto attuale, che amplia quello precedente l’installazione del desolforatore, ècostituito da due serbatoi di accumulo, vasche, sistemi di misura e dosaggio reagenti.Le fasi di trattamento si possono distinguere in: • accumulo • precipitazione del fango (primaria e secondaria) • sedimentazione del fango (primaria e secondaria) • ossidazione chimica • correzione del pH.Nello stadio di precipitazione e sedimentazione primaria, il refluo viene alcalinizzato conlatte di calce, addizionando poliettrolita e solfuro sodico od equivalente, per facilitare laprecipitazione sotto forma di solfuri dei metalli e non metalli.L’aggiunta di cloruro ferroso per la precipitazione del solfuro in eccesso completa questostadio di trattamento.La sedimentazione dei prodotti di reazione (idrossidi e solfuri metallici) e dei sospesiavviene in un chiarificatore a valle a ricircolo dei fanghi.Nel secondo stadio di trattamento l’effluente proveniente dal primo , viene addizionatocon cloruro ferrino, polielettrolita e idrossido di sodio in soluzione, in modo da ottenere lacoprecipitazione di idrossido ferrino e completare l’abbattimento di altri eventualiinquinanti sfuggiti al primo stadio.Un sistema di sedimentazione a pacchi lamellari sovrapposti e contrapposti al flusso intrattamento “tipo Pinkerwood” permette la separazione delle sostanze in sospensione.I fanghi ottenuti dal primo e dal secondo stadio di sedimentazione vengono inviati ad unispessitore e successivamente ad una batteria di filtri pressa.Il trattamento viene, infine, completato con l’additivazione di acqua ossigenata perl’abbattimento dell’eventuale COD residuo e correttore finale del pH.Le portate di acque acide –alcaline trattate dall’impianto restano tendenzialmenteinalterate rispetto all’assetto ante ambientalizzazione (90-150) mc/h 38
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaAll’impianto di trattamento acque oleose (ITAO) affluiscono tutte le acque potenzialmenteinquinabili da oli, queste vengono collettate tramite una rete fognaria dedicata incollettore perimetrale principale; questo afferisce direttamente alla vasca di calma postain testa alla sezione di trattamento delle acque inquinabili da oli.L’olio, eventualmente presente, è recuperato mediante opportuni dispositivi automaticigalleggianti “Disc-Oil”e trasferito in un serbatoio dedicato e recuperato, mentre l’acqua avalle di una serie di guardie idrauliche è pompata in due vasche di disoleazione, “APISEPARATOR”, della capacità di trattamento di 150 mc/h cadauna.In queste vasche avviene una successiva separazione per diversità di peso specifico tral’olio ed acqua; la miscela di olio-acqua che si forma in superficie in coda alle API vienesospinta da un carro-ponte schiumatore-raschiatore e raccolta in un’apposita cabaletta.L’olo schiumato è inviato al recupero. Per il recupero di queste acque, come acquaindustriale, è stato inserito uno stadio di filtrazione su sabbia a granulometria controllatae carbone attivo. Le eventuali eccedenze, non recuperabili, vengono deviate al canale direstituzione se le caratteristiche fisico–chimiche rispettano i valori dei parametrilegislativi, altrimenti vengono inviate in testa all’impianto di trattamento ITAR-TSD.Gli scarichi delle vasche olandesi confluiscono nel collettore Nord( Tombone) la cuigestione è di Enel che si impegna a mantenere il livello ad una quota inferiore a quelledelle trappole olandesi onde impedire eventuali spandimenti di olio all’interno dei bacini dicontenimento, secondo una procedura che dovrà essere messa a punto tra le parti.L’impianto di trattamento acque biologiche (ITAB) raccoglie tutte le acque di tiposanitario, è composto da uno strigliatore/sminuzzatore, una vasca di ossidazione totale afanghi attivi ed un trattamento di coda mediante debatterizzazione con lampada ad UV,con una portata media di trattamento pari a %-6 mc/h. le acque, dopo depurazione, sononormalmente inviate al recupero o all’impianto ITAR-TSD.Ulteriori acque sanitarie vengono prodotte presso il terminal ENEL al molo di v.leS.Bartolomeo.Questi reflui sono trattati localmente mediante fosse settiche tipo IMHOFF e filtro finale abiodischi rotanti del tipo a flora batterica adesa. Prima dello scarico a mare il refluo èsterilizzato con debatterizzatore a lampade UV 39
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia i) AC9 Approvvigionamento, stoccaggio e movimentazione carboneSi tratta di carbone estero proveniente da diverse regioni del mondo. Il carbone vienescaricato nel porto della Spezia, da navi attraccate su di un molo dedicato alle attivitàEnel. Dalle navi, mediante due scaricatori concepiti per minimizzare le dispersioni dipolveri, il carbone viene posato direttamente su nastro e trasportato verso i due parchi distoccaggio asserviti all’impianto, uno in Val Fornola e uno in Val Bosca. La capacità distoccaggio complessiva è di circa 450.000 t.I parchi carbone sono stati realizzati su avvallamenti naturali il cui fondo è di naturaargillosa e le cui pareti sono state coperte da lastre di cemento. I nastri trasportocarbone, dal porto ai depositi e dai depositi verso la sezione 3 dell’impianto, hanno unalunghezza complessiva di circa 2200 metri e una capacità di trasporto di 1100 t/h. I nastrisono allocati all’interno di «tunnel» completamente chiusi, per prevenire la diffusionedelle polveri e possibili sporcamenti lungo il percorso. I nastri sono collegati da otto torridi smistamento e di rinvio, anch’esse dotate di sistemi per prevenire la dispersioni dipolveri; per evitare completamente la dispersione di polveri di carbone, alcune torri, postein prossimità dei confini dell’impianto, sono completamente chiuse. l) AC10 Attività di manutenzioneTutte le attività di manutenzione svolte in centrale sono coordinate da un capo sezionemanutenzione che sovrintende a tutte le attività operative di natura meccanica, civile,elettrica e di regolazione svolte dal personale Enel inserito nelle rispettive lineespecialistiche o dalle ditte in appalto.Egli coordina, inoltre, le attività svolte dalla linea programmazione per la gestione deiprogrammi di manutenzione e delle richieste di lavoro inerenti agli interventi inaccidentale per tutte le unità operative dell’impianto.Sotto il profilo ambientale le responsabilità del capo sezione sono: l’assegnazione delle priorità agli interventi manutentivi secondo la procedura SAP, che tiene anche conto delle urgenze in relazione a possibili effetti ambientali; 40
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia la valutazione, in collaborazione con il personale di esercizio della validità e la frequenza degli interventi a programma per assicurare l’efficienza ambientale dei macchinari e delle apparecchiature; l’assicurazione, la disponibilità e la validità delle misure e dei dati elaborati dai sistemi automatici riguardanti i parametri chimico fisici del processo che sono importanti per l’ambiente e dei sistemi di monitoraggio degli effetti ambientali.In caso di modifiche impiantistiche progettate a livello di impianto egli valuta le incidenzeambientali in collaborazione con la sezione Esercizio e fissa di concerto con la Direzionegli obiettivi da raggiungere con il progetto;In caso di attività affidate a terzi (società esterne o interne al Gruppo Enel) valuta con ilcapo sezione esercizio, le possibili interazioni con l’ambiente ed evidenzia l’opportunità diseguire specifiche procedure atte a minimizzare l’incidenza ambientale .Il personale della sezione manutenzione, ognuno per le parti di propria competenza, èregolarmente formato sugli obiettivi ambientali aziendali e sulle procedure operative (es.gestione dei rifiuti), conformemente a quanto prescritto dal sistema di gestioneambientale.Specificatamente alla gestione dei rifiuti, questa è gestita da personale di manutenzionea cui è affidato il controllo della fase di formazione dei rifiuti, tanto per i rifiuti generati daattività svolte direttamente dai reparti, quanto per i rifiuti generati da terzi nell’ambito delleattività effettuate presso gli impianti di competenza.Nel caso di attività affidate a terzi si considera di norma produttore dei rifiuti (salvopattuizioni diverse ed indipendentemente da chi si assume l’onere economico dellosmaltimento): ⇒ l’appaltatore, quando è la sua attività professionale ad originare i rifiuti (es. manutenzione aree verdi); ⇒ la Centrale, quando non è direttamente l’attività professionale dell’appaltatore a generare il rifiuto, bensì la produzione del rifiuto è l’oggetto dell’attività appaltata (es. smaltimento di macchinari obsoleti).I rifiuti prodotti nelle aree in gestione a UMC (Unità Movimentazione Combustibili), siconsiderano derivanti da attività della Centrale e quindi gestiti con le stesse modalità. 41
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia m) AC11 Gestione ceneri e gessiCirca l’80% delle ceneri prodotte dalla combustione del carbone vengono captate daglielettrofiltri inseriti prima delle ciminiera per depolverizzare i fumi, la parte restante sideposita direttamente sul fondo della camera di combustione. Le ceneri estrattepneumaticamente dagli elettrofiltri e dalla caldaia si raccolgono in appositi silos.Le operazioni di estrazione, raccolta e caricamento delle ceneri su mezzi idonei per iltrasporto dei materiali polverulenti, viene realizzato automaticamente mediante circuitipneumatici realizzati in modo da prevenire dispersioni di polveri.Le ceneri da carbone così raccolte costituiscono rifiuti non pericolosi che possono essereutilizzate nei cementifici o per la preparazione di conglomerati cementizi. Il recupero diquesti rifiuti può essere effettuato secondo le procedure semplificate previste dal Dlgs22/97 (il c.d. decreto Ronchi) nel rispetto delle condizioni tecniche stabilite del DecretoMinisteriale del 5 febbraio 1998, vale a dire che l’attività di recupero può essere messa inatto sulla base di una semplice comunicazione da parte del soggetto che effettua l’attivitàdi recupero alla Provincia territorialmente competente. Le condizioni tecniche stabiliteprevedono un limite sul contenuto di particelle carboniose (incombusti). Nel caso vengasuperato tale limite le ceneri devono essere smaltite in discarica. Negli ultimi anni tutte leceneri prodotte sono state avviate al recupero.L’adeguamento ambientale della Sezione 3 ha inoltre comportato l’installazione diun impianto di desolforazione dei fumi per l’abbattimento delle emissioni dibiossido di zolfo (SO2) (impianto DeSOx).Tale impianto utilizza come unico reagente il calcare (CaCO3), proveniente dagliimpianti di lavorazione del marmo (marmettola) o da cava, opportunamentemiscelato con acqua industriale.I fumi ad elevato contenuto di biossido di zolfo vengono alimentati al reattore didesolforazione dove vengono in contatto gesso biidrato (CaSO4·2H2O). 42
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Speziacon aria e con una soluzione acquosa di calcare (CaCO3), la reazione chimicache avviene porta alla formazione di gesso bi-idrato (CaSO4·2H2O). Il gesso bi-idrato (CaSO4·2H2O), opportunamente filtrato e disidratato da appositecentrifughe, viene messo a parco in un capannone di stoccaggio dedicato.Il gesso risultante dalla desolforazione dei fumi è destinato principalmente alrecupero di materia. In particolare viene utilizzato dai cementifici per essereaggiunto al clinker oppure utilizzato per la produzione di prodotti per ledilizia.viene trasportato verso il capannone di stoccaggio mediante nastro fisso che, asua volta, lo deposita su un nastro mobile (shuttle) interno al capannone per ildeposito a terra.Il gesso prodotto dalla reazione fra calcare, biossido di zolfo e ossigenoatmosferico, viene prelevato dalla base del reattore di desolforazione (quencher)e pompato alla sezione di filtrazione centrifuga.Il gesso filtrato in uscita dalle centrifugheL’evacuazione del gesso dal capannone di stoccaggio avviene mediante carico suautocarri con pala meccanica con benna in apposita zona interna al capannonestesso.Per evitare eventuali polverosità, allinterno del capannone è presente un impiantosplinker per la bagnatura del gesso depositato a terra con spray d’acqua eallesterno è disponibile una stazione di lavaggio degli automezzi con acqua inpressione; inoltre il materiale è caricato su cassoni che vengono chiusi con teloneplastico retraibile impermeabile.La produzione annuale di gesso ammonta a circa 35.000 – 40.000 tonnellate. n) AC12 Utilizzo acqua di mare per condensazioneL’acqua di mare, per la condensazione del vapore ed il raffreddamento di altreapparecchiature ausiliarie, viene prelevata attraverso l’opera di presa subendo nelpassaggio nei condensatori un innalzamento di temperatura. 43
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaL’acqua di mare, alla presa, è additivata , se necessario, con ipoclorito di sodio insoluzione al fine di limitare il deposito nei canali e nei condensatori del “fouling-marino“.Il dosaggio di ipoclorito è determinato dalla portata di acqua di mare e dalla “domanda dicloro“preliminarmente effettuata sull’acqua in ingresso nonché al valore misurato di clororesiduo allo scarico.L’acqua prelevata viene preventivamente filtrata attraverso un sistema di griglie; le prime,poste all’opera di presa, con funzione anti-uomo; le seconde, a maglia più fine, a montedelle pompe acqua condensatrice, con funzione di rimozione di corpi ed oggetti estraneipresenti nell’acqua di mare. Le sostanze sgrigliate vengono rimosse e smaltite mentrel’acqua di mare per il lavaggio griglie viene restituita direttamente attraverso il canale discarico.La quantità d’acqua di raffreddamento, dei gruppi 1, 2 e 3, in seguito all’adeguamentoambientale, si riduce passando dai 60m³/sec ai 40m³/sec circa.Acqua di mare per servizi variOltre che per la condensazione e per il raffreddamento in altri scambiatori, l’acqua dimare viene utilizzata per l’impianto ad osmosi inversa (produzione acqua industriale) eper il reintegro dell’acqua di circolazione nello scrubber del DE-SOx. 5 La produzione della centraleL’impianto Eugenio Montale è dedicato alla sola produzione di energia elettrica mediantel’esercizio di una unità termoelettrica convenzionale prevalentemente alimentata acarbone e di due unità a ciclo combinato alimentate a gas naturale .I dati sotto riportati rappresentano il funzionamento realizzato negli ultimi 4 anni 44
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia Energia in miliardi di kWh 7,3 6,9 6,0 4,5 2002 2003 2004 2005Energia prodotta dall’impianto ed immessa nella rete elettrica nazionale di trasporto negli anni 2002 –2004.Sulla unità 3 alimentata a carbone, in alcune fasi di esercizio, in particolare durante gliavviamenti, si utilizzano anche olio combustibile, metano e gasolio. Il contributopercentuale di ciascun combustibile al fabbisogno complessivo di calore è mostrato nelgrafico % di calore 100 1.400.000 90 Fabbisogno di calore in tep 80 1.200.000 70 1.000.000 60 800.000 50 40 600.000 30 400.000 20 200.000 10 0 0 2002 2003 2004 2005 % da gasolio 0,04 0,07 0,05 0,16 % da gas naturale 55,09 46,90 38,50 34,16 % da carbone 42,37 50,39 59,65 63,74 % da olio 2,50 2,64 1,79 1,95 Calore utilizzato (tep) 1.378.368 1.356.742 1.225.265 952.419Combustibili utilizzati per la copertura del fabbisogno di calore espresso in tep.(L’abbreviazione tep sta pertonnellate equivalenti di petrolio che è una misura convenzionale delle quantità di calore: un tep equivale a10 milioni di kCal ). 45
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia 6 La manutenzioneLa manutenzione generale di ogni unità termoelettrica è programmata con cadenzatriennale con fermate di durata media. La manutenzione minore viene eseguita con unitàin servizio sfruttando la ridondanza dei macchinari principali. 7 Vita residuaLa scadenza della concessione demaniale è attualmente fissata al 31/12/2010. 8 Aspetti ambientali (estratto dalla Dichiarazione ambientale)Gli aspetti ambientali sono gli elementi del processo produttivo che possono interagirecon l’ambiente.Tra tutte le molteplici interazioni ambientali che il processo produttivo ed i servizi ad essofunzionali presentano, occorre definire quelle cui sono connessi impatti ambientalisignificativi. Agli elementi suscettibili di produrre impatti significativi bisogna applicare uncorretto sistema di gestione, ossia attività sistematiche di sorveglianza, misure tecniche egestionali appropriate, obiettivi di miglioramento in linea con la Politica e le strategieaziendali in materia d’ambiente. Ciò allo scopo di prevenire, o quantomeno ridurre, gliimpatti negativi e di accrescere gli impatti positivi.Il processo di individuazione degli aspetti ambientali deve includere quindi unavalutazione della significatività degli aspetti stessi, in relazione agli impatti provocati. Ilcriterio adottato per valutare la significatività degli aspetti è fondato sugli orientamentiespressi dalla Commissione delle Comunità Europee attraverso la Raccomandazione2001/680/CE del 7 settembre 2001 relativa all’attuazione del regolamento (CE) n.761/2001: quest’ultima suggerisce di considerare i seguenti termini di valutazione: l’esistenza e i requisiti di una legislazione pertinente il potenziale danno ambientale e la fragilità dell’ambiente l’importanza per le parti interessate e per i dipendenti dell’organizzazione la dimensione e la frequenza degli aspetti.Per effettuare un’analisi corretta l’organizzazione ha considerato nella stesura dell’AnalisiAmbientale iniziale tutte le attività passate, presenti e programmate. 46
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaIl quadro degli aspetti ambientali descritto in questa Dichiarazione rappresenta, quindi ilrisultato dell’Analisi Ambientale Iniziale. Nello studio sono state considerate le categoriedi aspetti proposte dal Regolamento EMAS, che sono: Emissioni nell’aria Scarichi nelle acque superficiali Produzione, riciclaggio, riutilizzo e smaltimento dei rifiuti Uso e contaminazione del terreno Uso di materiali e risorse naturali Questioni locali (rumore, vibrazioni,odore, polvere, impatto visivo, ecc.) Impatti conseguenti a incidenti e situazioni di emergenza Impatti biologici e naturalisticiUna procedura del SGA aziendale definisce i criteri per l’individuazione e valutazionedella significatività degli aspetti, al fine di predisporre e a mantenere costantementeaggiornato il “Registro degli aspetti e degli impatti ambientali”, cioè un elenco esaustivodegli elementi del processo produttivo e delle attività e dei servizi connessi chepresentano un impatto ambientale, in modo da applicare ad essi un corretto sistema digestione; ciò significa, per ciascun aspetto ritenuto significativo:esaminarne la possibilità di interventi migliorativi in fase di definizione degli obiettivi e deiprogrammi ambientali;assicurare il rispetto di specifiche disposizione di legge o aziendali;controllare gli impatti connessi, adottando, ove necessario, procedure ed istruzionioperative;Identificare, caratterizzare e valutare gli aspetti ambientali diretti e indiretti del sito in lineacon i criteri stabiliti in procedura;rilevare e registrare regolarmente i parametri chimico fisici caratteristici;definire i possibili indicatori di prestazione per valutare le variazioni positive o negative;registrare il punto di vista delle parti interessate.La metodologia adottata viene riportata nella scheda di approfondimento n. 3 insieme alletabelle A e B. 47
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia Alla luce del predetto regolamento comunitario, dopo aver identificato e valutato gli aspetti ambientali, è stata anche operata la prevista distinzione tra gli aspetti ambientali diretti e gli aspetti ambientali indiretti come spiegato a pagina 52. Il quadro degli aspetti ambientali significativi sono riassunti nella Tabella seguente. Gli aspetti sono aggregati secondo le categorie proposte dal regolamento CE n. 761/2001. 8.1 Gli aspetti ambientali significativi Si riporta in appendice il criterio di valutazione della significatività. CATEGORIA DESCRIZIONE Emissioni di SO2, NOx, prodotti dalla combustione di carbone contribuiscono alla formazione delle piogge acide. CO e polveri contribuiscono all’inquinamento. Emissioni di NOx, prodotti dalla combustione del metano neiEmissioni nell’aria. cicli combinati Immissioni di polveri contribuiscono alla diffusione degli inquinanti in prossimità del suolo. Emissioni di CO2 contribuisce al fenomeno dell’effetto serra Rilascio di energia termica attraverso le acque di raffreddamento del ciclo Scarico a mare delle acque reflue previo trattamentoScarichi nelle acque superficiali. dell’impianto di depurazione (ITAR) Trattamento con ipoclorito di sodio delle acque di raffreddamento del ciclo Produzione di rifiuti non pericolosi destinati allo smaltimento inProduzione, riciclaggio riutilizzo e discaricasmaltimento rifiuti. Produzione di rifiuti pericolosi destinati al recupero Produzione di rifiuti pericolosi destinati allo smaltimento in discarica Attività pregresse che possono aver inquinato aree all’interno delUso e contaminazione del terreno. sito Prevenzione degli sversamenti e dispersioni di sostanzeUso di materiali e risorse naturali Consumo dell’acqua dolce per uso industriale(incluso combustibili ed energia). Consumo di sostanze pericolose Consumo di combustibili fossili (olio e carbone) 48
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia Consumo di energia elettrica per servizi ausiliari di centrale Emissioni sonore dovute all’esercizio dei macchinari all’esterno della centrale Polverosità diffusa nell’ambiente circostante durante la movimentazione e lo stoccaggio del carbone. Movimentazione e stoccaggio di materiali polverulenti,Questioni locali evacuazione delle ceneri e incidenza dei flussi di traffico(rumore,vibrazioni, odore, polvere, Campi elettrici e magnetici a bassa frequenza lungo leimpatto visivo, trasporti, ed altre). linee di trasporto energia elettrica (a bassa frequenza) Aspetto indiretto Movimentazione e stoccaggio di sostanze e combustibili liquidi Impatti visivi dovuti agli impianti Rischio di autocombustione del carbone stoccato a parco.Impatti conseguenti a incidenti e Incendi del macchinario elettrico (emissione dei fumi)situazioni di emergenza; Approvvigionamento dei combustibili liquidi nell’area del porto (possibile contaminazione delle acque superficiali per perdite di OCD)Impatti biologici e naturalistici Potenziale impatto biologico dovuto allo scarico termico.(biodiversità e altre). 8.2 Aspetti ambientali indiretti Dopo aver identificato gli aspetti ambientali è stata operata, in accordo con la raccomandazione comunitaria già citata la prevista distinzione tra gli aspetti ambientali diretti e aspetti ambientali indiretti, determinando il grado di controllo e gli aspetti sui quali l’azienda può esercitare un’influenza. Se l’azienda non ha un controllo diretto Totale sull’aspetto, allora questo viene considerato indiretto. Il controllo gestionale viene definito Parziale. In una prima fase gli aspetti indiretti, così individuati possono essere analizzati prescindendo da quale sia il soggetto che lo controlla sotto il profilo gestionale e dal livello di controllo esercitato, attribuendo l’indice di rilevanza come da IS SGA 431/2 indici di rilevanza. Successivamente, in funzione dell’influenza che l’azienda è in grado di esercitare rispetto a tale attività, si valuta se: 1. L’azienda è in grado di coordinare e sorvegliare con proprio personale tale attività. Si identificano due casi: 49
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia1a. Se i contratti o capitolati d’appalto includono richieste relative all’aspetto in questionee sui soggetti esterni, che sono i diretti responsabili dell’attività, vengono regolarmenteeffettuati controlli sistematici, il grado di controllo è Alto.1b. Se il contratto esiste ma non include richieste particolari sull’aspetto in questione e icontrolli effettuati sono sporadici, il grado di controllo è Medio. 2. L’azienda non può controllare l’aspetto con il proprio personale; i comportamenti dei soggetti terzi sono solo influenzabili da parte dell’azienda. I casi si distinguono in:2a. Se l’azienda attua azioni di sensibilizzazione e coinvolgimento di terzi per unacorretta gestione dell’aspetto e si richiedono dati e informazioni necessari al rispetto dellanormativa, il grado di controllo è Medio.2 b. Se l’azienda, pur attuando azioni di sensibilizzazione non riesce ad ottenere dati einformazioni utili alla valutazione della significatività dell’aspetto, il grado di controllo èBasso.Se l’azienda non può controllare né influenzare l’aspetto; le attività le operazioni ed iservizi di terzi caratterizzati da prestazioni ambientali scadenti o da rischi ambientali o daimpatti per lo più remoti rispetto al sito produttivo, non sono né controllabili attraversovincoli contrattuali, né influenzabili mediante azioni di sensibilizzazione e coinvolgimentodi terzi ed inoltre non si possono attuare scelte organizzative, tecnologiche e commercialidiverse che siano economicamente sostenibili allora il grado di controllo è nullo. 9 Emissioni nell’ariaI fumi prodotti dalla combustione dei combustibili fossili (carbone, olio e gas naturale)contengono anidride carbonica (CO2) ed altre sostanze inquinanti. Le principali sostanzeinquinanti che derivano dalla combustione del carbone e dell’olio combustibile densosono: il biossido di zolfo (o anidride solforosa SO2), gli ossidi di azoto (NOx), il monossidodi carbonio (CO) e polveri . Le principali sostanze inquinanti prodotte dalla combustionedel gas naturale sono sostanzialmente limitabili agli ossidi di azoto ed al monossido dicarbonio. 50
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaL’anidride carbonica (CO2) deriva dal carbonio del combustibile, che è l’elemento chimicoprincipale di tutti i combustibili fossili, il biossido di zolfo deriva dallo zolfo contenuto nelcarbone e nell’olio combustibile pertanto è presente solo sui fumi della terza unità. Gliossidi di azoto derivano dalla combinazione con l’ossigeno contenuto nell’aria, dell’azotodi natura organica presente nei combustibili solidi e liquidi e dell’azoto molecolare (N2)contenuto nell’aria che si spezza in azoto atomico (N) a causa della temperatura dellafiamma. La quantità di ossidi presenti dei fumi dipende quindi essenzialmente dallatemperatura raggiunta dalle fiamme durante la combustione. Le polveri provengonoprincipalmente dalle sostanze minerali presenti nel combustibile (ceneri) e da in piccolaparte da particelle incombuste del combustile.Sulle unità 1 e 2 a ciclo combinato polveri ed SO2 sono assenti ed il disegno dellacamera di combustione dei turbogas consente di contenere la temperatura al di sotto divalori critici per la formazione di NOx tanto che i valori di emissione già sullo scarico dellemacchine risultano inferiori al valore limite autorizzato 9.1 Sistemi di abbattimentoL’Unità di Business Termoelettrica della Spezia, in coerenza con il complessivo sforzointrapreso da Enel Produzione S.p.A. e da tutto il Gruppo Enel, è da tempo impegnatanell’attuazione di misure adatte al contenimento delle principali emissioni causate daiprocessi di combustione attuati nella generazione di energia elettrica con l’utilizzo dicombustibili fossili. In tutti i gruppi di produzione è installato un sistema di combustione abassa produzione di NOx mediante l’utilizzo di nuovi bruciatori. Gli NOX vengono espressicome NO2 equivalente.Al fine del rilascio dellautorizzazione ad emettere gas ad effetto serra come previstodallarticolo 1 del decreto legge de 12 novembre 2004, n° 273, sono state inoltrate alMinistero dellAmbiente e della Tutela del Territorio le domande per gli impianti di EnelProduzione S.p.A. L’impianto della Spezia è stato autorizzato ad emettere gas serra conDecreto DEC/RAS/2179/2004 autorizzazione n° 108.La CO2 prodotta dalla combustione è stata calcolata fino al mese di dicembre 2005,applicando ai consumi dei vari combustibili i fattori di emissione raccomandati dalle LineeGuida 1996 dell’IPCC (International Panel on Climate Change) per gli inventari nazionali 51
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Speziadei gas serra e già impiegati in Italia per la seconda comunicazione nazionale sulleemissioni di gas serra. Il calcolo che ne deriva considera il carbonio combusto – che,tuttavia, come appena indicato, è assunto inferiore al 100% – completamente ossidato aCO2. 9.2 Sistemi di controllo delle emissioni atmosfericheI Sistemi di controllo delle emissioni si sono evoluti nel corso degli anni, passandoprogressivamente dagli strumenti dedicati al semplice monitoraggio della combustioneall’adozione di strumentazioni più complesse, installate per il controllo e la registrazionein continuo delle emissioni.Oltre alle concentrazioni degli inquinanti di interesse (SO2, NOx, polveri, CO) vengonomisurate le concentrazioni di ossigeno, la temperatura e la pressione dei fumi.La Centrale Termoelettrica della Spezia adotta peraltro ogni azione utile per ottimizzarela combustione e ridurre le emissioni, anche durante i transitori di avviamento e fermataattività.Con periodicità prestabilita vengono effettuate su tutti i gruppi delle campagne di misura,a cura di strutture qualificate e certificate ed in presenza di tecnici ARPAL, suimicroinquinanti nei fumi; inoltre, come prescritto nel manuale del sistema di monitoraggiodella emissioni, si effettua la taratura della strumentazione (curve di correlazionedell’opacimetro e accuratezza relativa degli analizzatori gas). L’esito dei rilievi e delle 52
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Speziatarature viene registrato. La normativa vigente impone il rispetto di limiti alle emissioniespressi come media mensile, non sono mai stati registrati superamenti dei limiti.I limiti per i macroinquinanti applicabili alla centrale della Spezia sono di seguito riportati:I valori per le sezioni 1 e 2 sono I valori limite da rispettare per le sezioni a 1 e 2 a cicloriferiti ad un tenore di ossigeno combinatonei fumi pari al 15%.. NOx Valore medio mensile <= 60 mg/Nm3I valori per la sezione 3 sono Il 95% di tutti i valori medi di 48 ore dell’anno < 66 mg/Nm3.riferiti ad un tenore di ossigeno CO Valore medio mensile <= 60 mg/Nm3nei fumi pari al 6% per la I valori limite da rispettare per la sezione 3combustione a carbone e al 3% SO2 Valore medio mensile <= 400 mg/Nm3per gli altri combustibili. Il 97% di tutti i valori medi di 48 ore < 440 mg/Nm3Non si sono mai verificati NOx valore medio mensile <= 200 mg/Nm3superamenti dei limiti 95% di tutti i valori medi di 48 ore dell’anno < 220 mg/Nm3 Polveri valore medio mensile <= 50 mg/Nm3 97% di tutti i valori medi di 48 ore dell’anno < 55 mg/Nm3 CO valore medio mensile <= 150 mg/Nm3 9.3 Rete di Rilevamento della Qualità dell’Aria (RRQA)Una minima parte delle emissioni dai camini, in particolari condizioni meteoclimaticheavverse, può diffondere verso il suolo influenzando così la qualità dell’aria. Sulla qualitàdell’aria incide naturalmente il contributo di tutte le sorgenti incluso il traffico veicolare edil riscaldamento domestico. Per monitorare l’impatto dovuto a tutte le sorgenti è statarealizzata una rete di rilevamento delle immissioni che consente di valutarecomplessivamente lo stato di qualità dell’aria nel territorio spezzino L’attuale rete dirilevamento nasce infatti dalla integrazione delle due preesistenti reti di monitoraggio:una gestita dall’Enel finalizzata a valutare gli effetti delle eventuali ricadute dai caminidella centrale, l’altra gestita dalla Provincia e finalizzata al monitoraggio generale dellaqualità dell’aria prevalentemente in ambito urbano. L’integrazione è stata realizzata sulla 53
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Speziabase di una Convenzione stipulata il 15 febbraio 2001 tra Enel Produzione, Provincia eComune della Spezia e ARPA Ligure.La rete integrata è costituita da 15 postazioni localizzate come rappresentato in figura edequipaggiate come nella successiva tabella. Le cinque postazioni di tipo chimicoprecedentemente facenti parte della rete Enel, già in funzione dal 1994, sonoequipaggiate per il rilevamento continuo della concentrazione al suolo di SO2, di NO2,vale a dire degli inquinanti tipici originati da impianti di combustione. Le modifichetecniche necessarie per realizzare la rete integrata, gestita attualmente dall’ARPAL perconto della Provincia della Spezia sono stata messe in atto principalmente negli anni2001 e 2002. Ubicazione delle postazioni per il rilevamento della qualità dell’aria 54
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaNella successiva tabella è riportata sinteticamente la configurazione attuale della rete dirilevamento della qualità dell’aria della Provincia della Spezia.Configurazione della nuova rete per il rilevamento della qualità dell’aria POSTAZIONE PARAMETRI RILEVATI NO2 - NOx METEO PM 10 SO2 BTX CO O3 N° SITO FINALITA PREVALENTE 1 Follo Sottorete centrale ENEL ■ ■ 2 Bolano Sottorete centrale ENEL ■ ■ 3 S. Venerio Sottorete centrale ENEL ■ ■ 4 Le Grazie Sottorete centrale ENEL ■ ■ 5 Monte Beverone Sottorete centrale ENEL ■ 6 Pitelli Stazione rurale per monitoraggio del territorio posto a Sud Sud-Est dellimpianto ENEL e centro urbano della Spezia ■ ■ 7 La Spezia Stazione in area portuale per monitoraggio contributo da Fossamastra traffico navale ■ ■ ■ 8 La Spezia Stazione di riferimento in area urbana non direttamente Parco Maggiolina interessata da sorgenti locali ■ ■ ■ ■ ■ ✰ 9 La Spezia Stazione in area urbana in prossimità di galleria a traffico Via Spallanzani intenso ■ ■ ■ ✰ 10 La Spezia Stazione in area urbana Viale Amendola ■ ✰ ■ ✪ 11 La Spezia Stazione in area urbana in prossimità dellospedale civile Via S. Cipriano ■ ✪ ■ ✰ 12 La Spezia Stazione in area suburbana-periferica destinata alla misura Chiappa di inquinanti fotochimici ■ ■ 13 Sarzana Stazione destinata al monitoraggio dellinquinamento urbano e di altre sorgenti potenzialmente influenzanti ■ ■ ✰ ✰ ✪ presenti nel comprensorio 14 S. Stefano Stazione destinata al monitoraggio prevalente dellinquinamento da traffico e di altre sorgenti ■ ■ ✰ ✪ ✰ potenzialmente influenzanti presenti nel comprensorio 15 La Spezia Stazione meteo in area urbana Palazzo Comunale ■LEGENDA: ■ Strumentazione in dotazione permanente ✪-✰ Predisposizione per linserimento dello strumento ✪ Ubicazione iniziale dello strumento ✰ Predisposizione per trasferimento strumento da altra postazioneI dati della qualità dell’aria, rilevati dalla rete integrata provinciale, sono attualmenteacquisiti e controllati dall’ARPAL.La centrale provvede al controllo e alla manutenzione della strumentazione installata. 55
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia 10 Scarichi nelle acque superficialiLe acque reflue sono raccolte e convogliate in sistemi fognari distinti per tipologia direfluo; prima del rilascio, ciascuna tipologia di acqua subisce un trattamento didepurazione appropriato. L’intero sistema raccolta, trattamento e scarico è oggetto diun’autorizzazione rilasciata nell’ottobre 2001 dalla Provincia della Spezia ai sensi delD.Lgs. 152/99 e rinnovata l’11 maggio 2006.La configurazione prevede:- Il recapito in mare delle acque di raffreddamento in cui confluiscono anche le acque depurate provenienti dall’impianto trattamento acque reflue, le acque depurate provenienti dall’impianto di disoleazione, le eventuali acque di drenaggio provenienti degli ex bacini di lagunaggio delle ceneri.- Il recapito nel torrente Fossamastra, in tre differenti punti, delle acque piovane drenate dai carbonili Val Fornola e Val Bosca, (scarico attivabile solo in caso di eventi meteorici eccezionali).Le acque reflue di natura domestiche sono inviate al depuratore cittadino 10.1 Sistemi di controllo degli scarichi nelle acque superficialiGli scarichi sono adeguatamente controllati dal laboratorio chimico della Centrale perassicurare il rispetto dei valori limite della tab.3 dell’allegato 5 del D.Lgs. 152/99, comeprescritto dalla vigente autorizzazione. Le metodiche analitiche utilizzate sono quellestabilite ai sensi del predetto Decreto. Sono anche previste misure in continuo per iparametri che possono presentare una elevata variabilità, in particolare si misura incontinuo: la temperatura ed il contenuto di cloro attivo nelle acque di raffreddamento; ilpH, la torbidità e la conducibilità nelle acque industriali depurate, la presenza diidrocarburi sulle acque in uscita dall’impianto di disoleazione (vasche API)La gestione tecnica dei sistemi di trattamento degli scarichi e le modalità di controllo deiparametri prima dello scarico, incluso le modalità di taratura della strumentazione, sonogovernati da precise istruzioni operative adottate nell’ambito del sistema di gestione 56
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Speziaambientale e quindi la loro corretta applicazione è oggetto di verifiche nel corso degliaudit.Nella tabella seguente sono riportate le concentrazioni medie annue e i quantitativi annuitotali delle sostanze scaricate dall’impianto di trattamento integrato negli anni 2002, 2003,2004 e 2005. I valori delle quantità medie annue sono stati calcolati in base alle portate ealle concentrazioni delle sostanze presenti negli scarichi stessi.Concentrazioni e dati quantitativi delle sostanze scaricate dopo la depurazione nell’ITAR Valori Valori rilevati limite di Parametri fisici e legge 2002 2003 2004 2005 chimici mg/l mg/l Kg / anno mg/l Kg / anno mg/l Kg / anno mg/l Kg / anno Solidi sospesi totali 80 2,800 1.166,00 7,752 3.049,78 5,424 1.703,74 10,960 2.201,68 C.O.D. 160 18,500 7.703,00 60,493 23.799,58 54,107 16.994,99 41,563 8.348,93 Alluminio 1 0,150 62,50 0,122 47,99 0,089 28,03 0,107 21,44 Arsenico 0,5 0,002 0,80 0,000 0,12 0,000 0,00 0,000 0,00 Cadmio 0,02 0,002 0,80 0,000 0,12 0,000 0,10 0,002 0,35 Cromo VI 0,2 0,.001 0,40 0,001 0,36 0,000 0,00 0,000 0,00 Cromo tot. 2 0,002 0,80 0,001 0,48 0,000 0,00 0,000 0,00 Ferro 2 0,001 4,20 0,009 3,46 0,074 23,38 0,045 9,07 Mercurio 0,005 0,000 0,00 0,000 0,00 0,000 0,00 0,000 0,00 Nichel 2 0,010 4,20 0,015 5,92 0,015 4,84 0,002 0,35 Piombo 0,2 0,002 0,80 0,002 0,84 0,023 7,19 0,002 0,35 Rame 0,1 0,017 7,10 0,008 2,99 0,062 19,36 0,021 4,17 Zinco 0,5 0,022 9,20 0,067 26,36 0,139 43,68 0,074 14,83 Azoto ammoniacale 15 1,800 750,00 0,951 374,22 1,766 554,64 1,151 231,25 Azoto nitroso 0,6 0,022 9,20 0,009 3,61 0,000 0,00 0,086 17,26 Solfiti 1 0,020 8,30 0,024 9,26 0,000 0,00 0,000 0,00 Idrocarburi totali 5 0,024 10,00 0,100 39,52 0,128 40,36 0,076 15,36 Manganese 2 0,025 10,40 0,040 15,69 0,101 31,61 0,029 5,82 Cloro attivo 0,2 0,022 9,20 0,000 0,00 0,000 0,00 0,000 0,00 Fluoruri 6 3,100 1.291,00 2,612 1.027,64 2,424 761,35 2,979 598,00 pH 5,5–9,5 7,7 7,7 7,8 7,7La determinazione dei valori allo scarico avviene mensilmente. Per alcuni parametrisoggetti a variabilità i controlli avvengono con maggiore frequenza, anche giornaliera.Le concentrazioni misurate per le sostanze che hanno quantitativi annuali di scarico nulli,risultano sempre inferiori ai limiti di rilevabilità dei metodi analitici utilizzati, che sonoquelli previsti dalle disposizioni di legge. Per alcuni metalli i valori determinati sonorisultati ai limiti della determinabilità analitica e pertanto hanno scarso significatostatistico. 57
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia 10.2 Scarico acque di raffreddamentoQueste acque sono recapitate nella rada del golfo della Spezia attraverso un canale direstituzione coperto e dotato di diffusore finale. La temperatura di scarico, misurata incontinuo in prossimità del diffusore finale, non deve superare i 35°C. Nel caso disuperamento del valore di attenzione di 34.5°C, si procede a ridurre la potenza erogatain modo ridurre la quantità di calore da dissipare e quindi la temperatura delle acquescaricate. Le acque per il raffreddamento degli impianti (condensatori, olio delle turbine,dei trasformatori e dei macchinari ausiliari) vengono restituite integralmente, mantenendole caratteristiche chimiche e fisiche dell’acqua di mare in ingresso, ad eccezione dellatemperatura che subisce un incremento. Al fine di evitare incrostazioni nei macchinari,nell’acqua di mare in ingresso viene effettuata preventivamente una debole clorazionedosando opportunamente ipoclorito di sodio, rispettando il limite imposto dalla tab.3 delD.Lgs.152/99.; Oltre al rispetto del limite assoluto di temperatura sul punto di scarico,occorre assicurare che, su un arco tracciato idealmente a 1000 m dal punto di scarico,l’incremento di temperatura rispetto ad un punto indisturbato dallo scarico stesso non siasuperiore a 3°C. Per la verifica di questa limitazione è stato installato un sistema dimonitoraggio con sensori di temperatura disposti in due postazioni fisse nella rada cheradiotrasmettono i segnali di misura in tempo reale ad un centro di raccolta situato incentrale.Prevalentemente nei periodi caldi l’acqua di mare è additivata con ipoclorito di sodio perlimitare la formazione del “fouling-marino” nei canali e nei condensatoriNel periodo primaverile-estivo, in cui si effettuano dosaggi maggiori, il valore medio è paria 0,05 mg/l. Il limite del cloro attivo libero pari a 0,2 mg/l, è ampiamente rispettato.Semestralmente vengono effettuate delle campagne di misura per la verifica delladifferenza di temperature tra il punto di scarico e un arco di punti a 1000 m, che deveessere inferiore a 3°C. Le acque di raffreddamento sono gestite secondo una proceduraoperativa del sistema e prescrizioni di esercizio, volte a garantire il rispetto dei limiti sullatemperatura allo scarico. 58
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia Nella tabella seguente sono riportati i valori medi mensili e le medie annuali degli ultimianni. Temperatura media mensile e annuale allo scarico termico Temperatura °C 2002 2003 2004 2005 Gennaio 18 19 20 15 Febbraio 19 17 19 16 Marzo 20 18 20 17 Aprile 23 19 21 18 Maggio 24 24 23 27 Giugno 27 27 27 28 Luglio 32 34 29 31 Agosto 32 31 31 31 Settembre 30 30 31 31 Ottobre 28 27 28 27 Novembre 25 23 24 25 Dicembre 22 21 20 22 Media annuale 25 24 24 24Nel grafico sono mostrate le quantità scaricate ed il relativo indicatore specifico inlitri/KWh. milioni di m3 1.200 160 Ac que di raffreddamento in litri /k Wh 140 1.000 120 800 100 600 80 60 400 40 200 20 0 0 2002 2003 2004 2005 Milioni di m3 scaricati 998,62 978,87 824,06 652,15 litri/kWh 137 141 138 144 Scarichi delle acque marine di raffreddamento 59
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia 11 La gestione dei rifiutiPrima di essere conferiti a soggetti autorizzati per lo smaltimento o il recupero, i rifiutivengono temporaneamente depositati in aree appositamente attrezzate all’internodell’impianto. Il Decreto legislativo 22/97 stabilisce in modo rigoroso i quantitativi massimiche possono essere depositati e i tempi di permanenza possibili.I rifiuti sono depositati in aree delimitate e in modo controllato prevenendo qualsiasirischio per l’uomo e per l’ambiente. Il personale identifica la tipologia del rifiuto nelmomento della produzione, attribuendogli il codice CER e provvede alla separazionefisica dei rifiuti pericolosi da quelli non pericolosi; i depositi per rifiuti pericolosi sono dotatidi pavimentazione idonea a prevenire versamenti liquidi, mentre i rifiuti non pericolosi,per esempio il legno da imballaggi, sono stoccati in appositi contenitori scarrabili. Lagestione interna dei rifiuti è pertanto un aspetto ambientale significativo che viene gestitocon procedura operativa ed effettuando controlli periodici sui depositi. 11.1 Produzione, recupero e smaltimento di rifiuti speciali pericolosiLe quantità complessive Tonnellate 150.000 0,050di rifiuti prodotti Produzione specifica in g / kWh 0,040nell’impianto sono 100.000 0,030riassunti nel graficoseguente unitamente 50.000 0,020all’indicatore produzione 0,010specifica espresso in 0 0,000 2002 2003 2004 2005g/kWh. Pericolosi 231 1.086 794 59La produzione è ingente Non pericolosi 124.431 127.176 141.350 111.585 kg/kWh 0,017 0,019 0,024 0,025ma la maggior parte deirifiuti prodotti viene Rifiuti prodottirecuperata, quelli nonpericolosi utilizzando le procedure semplificate previste dal DLgs. 22/97, quelli pericolosiconferendoli ai consorzi obbligatori (oli usati e batterie). 60
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia Per massimizzare la % 100 percentuale di recupero è sul totale 90 80 necessario contemperare i 70 ritmi di produzione con le 60 capacità di utilizzazione da 50 40 parte dei soggetti che 30 possono operare il recupero. 20 A tale scopo è utile 10 0 accumulare in centrale 2002 2003 2004 2005 adeguati quantitativi dei rifiuti recuperati 98,78 97,59 99,26 99,62 non recuperati 1,22 2,41 0,74 0,38 da inviare al recupero. Questo tipo di gestione può Percentuale di recupero dei rifiuti essere effettuata solo in base ad una specificaautorizzazione che disciplina i quantitativi massimi accumulabili e le modalità di deposito,in modo da assicurare un elevato grado di protezione delle persone e dell’ambiente.La centrale della Spezia, con autorizzazione rilasciata dalla Provincia della Spezia in data15/04/2003, è autorizzata ai sensi dell’art. 28 del DLgs 22/97, al deposito preliminare,finalizzato alle operazioni di smaltimento o di recupero, delle seguenti tipologie di rifiutinon pericolosi:cenere leggera da carbone, per una capacità fino a 9500 m3cenere pesante da carbone, per una capacità fino a 220 m3fanghi da ITAR/TSD, per una capacità fino a 550 m3Inoltre, con nulla osta del Comune della Spezia del 22/05/2001, è autorizzata ai sensidell’art. 33 del DLgs 22/97, alle operazioni di messa in riserva dei gessi provenientidall’impianto di desolforazione, fino alla capacità di 10000 m3. 61
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia 11.2 Produzione, recupero e smaltimento di rifiuti speciali non pericolosiLa maggior parte dei rifiuti non pericolosi è costituita da ceneri provenienti dallacombustione, che vengono inviate a recupero al 100%. Il contenuto delle ceneri nelcarbone varia dal 5% al 15 % in peso. Le ceneri leggere costituiscono la maggior partedelle ceneri e sono raccolte in appositi silos.Anche le ceneri pesanti, la cui produzione si è ridotta grazie alle modifiche introdottenel ciclo produttivo, sono totalmente avviate a recupero. 11.3 Composizione ceneri leggere e gessoLa tabella riporta la composizione rappresentativa di un campione di ceneri leggere.L’analisi viene eseguita da un laboratorio specializzato ed autorizzato esterno all’UBdella Spezia. Composizione Ceneri Leggere (composizione media in peso) Silice Come SiO2 48% Alluminio Come Al2O3 28 % Ferro Come Fe2O3 8% Calcio Come CaO 5% Magnesio Come MgO 2% Zolfo Come SO3 1% Incombusti Come C 5% Altri Ossidi (Na, K, P, Ti,Mn) 3%Le ceneri da carbone costituiscono rifiuti non pericolosi che possono essere utilizzatenei cementifici o per la preparazione di conglomerati cementizi. Il recupero di questirifiuti può essere effettuato secondo le procedure semplificate previste dal Dlgs 22/97(il c.d. decreto Ronchi) nel rispetto delle condizioni tecniche stabilite del DecretoMinisteriale del 5 febbraio 1998, vale a dire che l’attività di recupero può essere messain atto sulla base di una semplice comunicazione da parte del soggetto che effettual’attività di recupero alla Provincia territorialmente competente. Le condizioni tecnichestabilite prevedono un limite sul contenuto di particelle carboniose (incombusti). Nelcaso venga superato tale limite le ceneri devono essere smaltite in discarica. Negliultimi anni tutte le ceneri prodotte sono state avviate al recupero. 62
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaLe ceneri sono state sottoposte anche ad indagini sulla eventuale presenza diradioattività, con risultati negativi, come attestano i risultati della campagna di misureeffettuata a cura dell’ARPA Liguria.Il gesso risultante dalla desolforazione dei fumi è destinato principalmente al recupero dimateria. In particolare viene utilizzato dai cementifici per essere aggiunto al clinkeroppure utilizzato per la produzione di prodotti per ledilizia. Composizione Gesso chimico da desolforazione Con presenza di magnesio, Formula molecolare CaSO4*2H2O ferro ed altri elementi in traccie Massa volumica 1,1 Kg/dm3 Solubilità in acqua Bassa, 2 g/l Proprietà fisiche e chimiche Stato fisico Solido non polverulento pH 5 10 Punto di infiammabilità Prodotto non infiammabile 11.4 Prevenzione della dispersione delle fibre negli impiantiL’assenza di dispersioni di fibre di amianto da materiali impiegati su parti di impianto inesercizio viene preventivamente assicurata tramite il monitoraggio periodico dello stato diconservazione delle coibentazioni. Si applica una procedura opportunamente validata.L’applicazione di tale procedura fornisce il valore di un indice che da indicazioni sullostato di conservazione della coibentazione stessa e che, quindi, permette di individuarepreventivamente la possibilità di dispersione di fibre nell’ambiente; ciò consente diprogrammare l’azione più idonea a prevenire la dispersione mediante rimozione oincapsulamento della parte interessata.Il fatto di aver contrassegnato le parti di impianto interessate dalla presenza di amiantounitamente alle azioni di formazione ed informazione del personale, consente diapplicare correttamente le procedure aziendali e di riconoscere immediatamente 63
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Speziasituazioni di emergenza che si configurano a seguito di rotture incidentali di parti dicoibentazioni. 12 Uso e contaminazione del terrenoAll’inizio degli anni 60, secondo il progetto presentato dalla Società Edison-Volta per larealizzazione della centrale e dei relativi impianti ausiliari, furono costruiti due bacini per ildeposito delle ceneri. Essi sono situati in località Pian di Pitelli su di un’area recintata dicirca 9 ettari di proprietà Enel collocata nei territori comunali di La Spezia e di Arcola.I bacini furono ottenuti dallo sbarramento di una depressione valliva naturale mediante lacostruzione di tre argini aventi altezze di 22, 12 e 14 metri e il totale utile di invaso è dicirca 850.000 m3. Negli anni ’70, a seguito di una prescrizione del Servizio Dighe, ilcomplesso delle opere è stato oggetto di lavori di consolidamento edimpermeabilizzazione. Gli sbarramenti furono definitivamente collaudati il 31.10.1979 aisensi del DPR n. 1363/59 e da allora eserciti sotto il controllo del Servizio stesso.Inizialmente tutte le ceneri prodotte venivano convogliate nei bacini con un sistema ditrasporto idraulico ad acqua di mare. Dal 1990 sono state inviate nei bacini solo le ceneripesanti (circa il 20% della produzione), in quanto da tale anno, le ceneri leggere sonostate estratte con aria ed inviate direttamente al recupero.Dal 1983 al 1991 sono stati operati svuotamenti periodici dei bacini asportando unaquantità complessiva di circa 1.400.000 tonnellate che per l’80% circa sono statiriutilizzati per la formazione di terrapieni, il restante 20% è stato invece smaltito indiscarica.L’utilizzazione dei bacini è terminata nel 1999 in seguito alla fermata della sezione 4 eall’adozione del sistema di estrazione a secco anche per le ceneri pesanti prodotte dallasezione 3. Nel mese di agosto 1999 è stato pertanto presentato alla Provincia dellaSpezia un progetto per il risanamento dell’area dei bacini. Con l’emanazione del D.M.10/01/2000, i bacini sono stati inseriti nel perimetro del sito di interesse nazionalePITELLI”. Il Decreto è stato emanato ai sensi della legge n.426/98 “Nuovi interventi incampo ambientale” che disciplina gli interventi di bonifica e ripristino ambientale dei sitiinquinanti. In conformità a tali disposizioni di legge l’Enel ha presentato al Ministero, il 64
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Speziaprogetto preliminare di messa in sicurezza e ripristino dei bacini ceneri. L’iterautorizzativo per l’esecuzione degli interventi è tuttora in corso.Nella centrale, inoltre, è in atto un’attività di bonifica del sottosuolo in prossimità di unserbatoio di olio combustibile da 50000 m3. Nel 1999, dopo aver constatato che il terrenodel bacino di contenimento del serbatoio era contaminato da OCD a causa di perdite dipiccola entità verificatesi nel corso degli anni, il serbatoio è stato messo fuori servizio edè stata effettuata la prevista comunicazione alle Autorità competenti ai sensi dell’art. 9,comma 1 del DM 471/99. Dopo le indagini di caratterizzazione del suolo effettuate nel2000, è iniziata la bonifica applicando una particolare tecnica denominata “bioventing”.La tecnica consiste nella insufflazione di aria compressa a quote opportune attraversopozzi finestrati. L’ossigeno accelera i processi di digestione aerobica degli idrocarburi daparte dei batteri indigeni del terreno. Attualmente il serbatoio è stato ripristinato ed è inuso. L’avanzamento del processo di depurazione del suolo è monitorato mediantel’analisi delle acque sotterranee e test respirometrici dei gas interstiziali. In base airisultati ottenuti, si è potuta constatare la progressiva diminuzione delle sostanzeorganiche volatili (idrocarburi) e dell’anidride carbonica interstiziale.La Centrale ha inoltre provveduto ad effettuare la caratterizzazione dell’intero sito. Pertale attività, tra l’altro, sono stati analizzati oltre 600 campioni di terreno in due successivecampagne di indagine e un centinaio di campioni di acque di falda.La prima campagna si è svolta nell’anno 2004 e i risultati sono stati presentati edaccettati dal Ministero dell’Ambiente che ha richiesto ulteriori indagini che sono stateeffettuate e sono attualmente in attesa di validazione da parte dell’Ente di controllo.I risultati definitivi saranno presentati entro il corrente anno alla Conferenza dei Serviziistituita presso il Ministero dell’Ambiente. Dalle indagini già effettuate si evince che lostato del sottosuolo della centrale si presenta in condizioni generalmente buone con 65
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezialimitate eccedenze, sia in termini di numero che di concentrazione, di alcuni parametri.Sono stati infatti rilevati solo due campioni contenenti arsenico in concentrazione di pocosuperiore al limite (elemento peraltro diffuso nel sottosuolo della zona) e un campionesuperficiale contenente idrocarburi, rappresentativo di un’area specifica e limitata.E’ in corso di elaborazione la proposta di messa in sicurezza del sito. 12.1 Sversamenti e dispersioni di sostanze (oli minerali)Le sostanze che in concreto possono dare origine in condizioni non normali e in caso diincidenti ad inquinamenti del suolo sono gli oli lubrificanti ed isolanti. Allinterno delle salemacchine, le piccole perdite dai comandi oleodinamici o dai sistemi di lubrificazione delmacchinario e gli eventuali versamenti durante le attività di manutenzione, interessanosuperfici pavimentate e pertanto possono essere facilmente bonificate. L’adozione dimisure tecniche e gestionali preventive ed una opportuna azione di sensibilizzazione delpersonale consentono di controllare completamente questo aspetto e di prevenire lacontaminazione del suolo.L’olio nuovo, contenuto in fusti o in serbatoi, è stoccato in locali appositamente adibiti chenon consentono la dispersione sul suolo. I trasformatori che contengono olio sonodisposti su vasche di contenimento che in caso di rottura dell’involucro possonocontenere tutto l’olio della macchina. Le apparecchiature e i macchinari che vengonoraffreddati con l’acqua di mare sono tutti a doppio circuito, vale a dire che l’acqua direfrigerazione effluente attraversa uno scambiatore che non raffredda direttamente l’olioma un secondo circuito contenente acqua. 12.2 Contaminazione del suolo da versamenti e perdite di OCD e gasolioLa possibilità che vi siano perdite durante il trasferimento dell’olio combustibile denso,attraverso tratti di oleodotto è minima, in quanto si attuano sistemi di sorveglianza eispezioni sullo spessore delle tubazioni e dei depositi.Per le emergenze conseguenti ad eventuali versamenti accidentali in ambito portuale laCapitaneria di Porto ha il “Piano operativo antinquinamento del mare causati da 66
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Speziaidrocarburi o da altre sostanze nocive”. Anche per questo piano il personale ha sostenutoun’adeguata azione formativa. 12.3 Sistemi di prevenzione e controlloL’accadimento di sversamenti può avvenire durante le fasi di carico e scarico dellesostanze, che comunque sono provviste di dispositivi di intercettazione nel caso diperdite o rotture. Nei casi di emergenza in cui si può verificare una potenzialecontaminazione del suolo si adotteranno le misure necessarie ad eventuali bonifiche eripristini delle aree coinvolte, così come previsto dalle procedure operative e dal Piano diemergenza interno.Per quanto riguarda i depositi di oli minerali, negli ultimi dieci anni sono stati sostituiti siali fondo che il tetto del serbatoio da 50.000 m3 n 3 ed è in corso la bonifica del bacino dicontenimento dello stesso serbatoio.Le perdite interessano di norma superfici pavimentate, l’OCD raffreddandosi si rapprenderapidamente pertanto nel caso di piccole perdite o di fuoriuscite dalle tubazioni durante lemanutenzioni è possibile ripulire le zone interessate con appositi materiali assorbenti.Inoltre le misure di controllo e sorveglianza sono efficaci sistemi di verifica preventivadello stato di conservazione delle aree adibite allo stoccaggio delle sostanze pericolose edei rifiuti. I serbatoi presenti nell’area di impianto vengono censiti e classificati in base alloro contenuto. 13 Uso di combustibiliI combustibili utilizzati, come fonte di energia per la produzione termoelettrica sono ilcarbone, l’olio combustibile denso, il gas naturale ed il gasolio.In proposito si ritengono utili le precisazioni seguenti.Il consumo di olio combustibile è ripartito in base al tenore di zolfo (ATZ = alto: >2,5%;MTZ = medio: >1,3% e ≤2,5%; BTZ = basso: >0,5% e ≤1,3%; STZ = bassissimo: ≤0,5%).L’olio combustibile utilizzato nella centrale termoelettrica della Spezia è classificato comeBTZ (basso tenore di zolfo). In seguito al graduale aumento del consumo di carbone,l’impiego dell’OCD è andato negli anni riducendosi. Il gasolio, in quanto combustibile di 67
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Speziacosto elevato, ha impiego eccezionale. Il tenore massimo di zolfo nel gasolio perproduzione di energia elettrica è stabilito per legge nello 0,2%. Le principali attività sonoricezione, messa a parco, ripresa da parco e rifornimento del carbone per l’unità 3; inoltrericezione, stoccaggio e rifornimento ai serbatoi di servizio dell’olio combustibile denso estoccaggio del gasolio di avviamento.Il gas naturale proviene dalla rete di distribuzione SNAM, collegata all’impianto tramite unapposito gasdotto che termina in centrale con una stazione di riduzione della pressione. 14 Il rendimento energeticoE’ noto che il calore è la forma di energia meno pregiata, ciò comporta, ad esempio, chementre è sempre possibile trasformare totalmente in calore 1 kWh di energia elettrica,ottenendo 860 kcal, non sarà mai possibile ottenere da 860 kcal, 1 kWh di energiaelettrica. In altre parole disponendo di una certa quantità di calore non è possibile innessun modo trasformarlo tutto in energia elettrica, ma è possibile solo trasformarne unaparte. La misura di quanto calore sia possibile trasformare in energia elettrica attraversoun impianto termoelettrico è fornita dal rendimento energetico dell’impianto cherappresenta semplicemente la percentuale di calore trasformata in energia elettrica edimmessa in rete, rispetto al calore ottenuto dal combustibile bruciato. Nelle applicazioniindustriali i valori di rendimento più elevati si attestano intorno al 60 %.Il rendimento è tanto più alto quanto più alta è la temperatura del fluido in ingresso allaturbina, pertanto varia notevolmente in relazione al tipo di impianto ed alle tecnologieusate dai costruttori. I valori di rendimento più alti si raggiungono con i cicli combinati,mentre con gli impianti a vapore tradizionale possono essere raggiunti valori inferiori.Nella centrale della Spezia il rendimento massimo delle due sezioni a ciclo combinato èinfatti circa pari al 55 %, quello della sezione 3, che opera con un ciclo a vapore di tipotradizionale, è circa pari al 39 %. La maggior parte del calore non trasformato deveessere smaltito attraverso le acque di raffreddamento condizioni di funzionamento reale ilrendimento può essere più basso di quello ottimale per una serie di ragioni tra le qualidevono essere considerate anche quelle ambientali: la temperatura dell’aria, la pressioneatmosferica, la temperatura dell’acqua di mare. L’aumento della temperatura dell’acquadi mare è una causa importante di perdita di rendimento; tanto più è bassa la 68
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Speziatemperatura dell’acqua di raffreddamento in uscita dall’impianto tanto più alto sarà ilrendimento. Naturalmente incidono in maniera sensibile sul rendimento gli autoconsumielettrici per l’alimentazione dei macchinari e dei servizi d’impianto, la qualità dellacombustione, le condizioni di degrado dei macchinari. Rispetto al valore ottimale, inassenza di guasti significativi del macchinario, il rendimento può ridursi di qualchefrazione di punto percentuale. Mantenere alto il rendimento è un impegno continuo ditutto il personale. Un basso scostamento del rendimento dal valore ottimale è uno deifattori di eccellenza che caratterizzano la conduzione di un impianto termoelettrico. Laperdita di una frazione di punto percentuale del rendimento rappresenta sempre unaperdita economica rilevante.Il rendimento complessivo d’impianto, calcolato considerando l’energia elettrica immessain rete ed il calore totale ottenuto dai combustibili bruciati, è mostrato nel grafico 16. Levariazioni di rendimento sono essenzialmente dovute alla modalità di utilizzazione delleunità in relazione alle esigenze della rete elettrica nazionale, negli ultimi anni, spesso,sono state richieste erogazioni di potenza inferiori a quella nominale, ciò comporta unfunzionamento con rendimenti più bassi rispetto al valore ottimale.L’indicatore del consumo specifico è un numero inversamente proporzionale alrendimento (Consumo specifico = 100* 860/ rendimento)Nella pratica di esercizio si usa il consumo specifico per tenere sotto controllo ilrendimento energetico semplicemente perché e di uso più facile in quanto gli scostamentisono rappresentati da numeri interi e, sapendo il costo delle calorie acquistate con ilcombustibile, il conteggio economico delle perdite è immediato. Attraverso un complessosistema di misura dei parametri di processo (pressioni, temperature, portate)direttamente acquisiti da un elaboratore elettronico capace di calcolare il consumospecifico istantaneo e l’incidenza di ciascuna causa di scostamento, l’operatore hainformazioni in tempo reale per apportare le correzioni opportune all’assetto d’impianto eper richiedere tempestivamente eventuali necessari interventi di manutenzione.Mantenere basso il consumo specifico significa utilizzare meno combustile per immetterein rete la stessa quantità di energia, quindi significa avere un miglior ritorno economico eminori emissioni inquinanti. 69
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaLa diminuzione negli anni del rendimento complessivo della centrale è dovuta alprogressivo aumento percentuale dell’utilizzo della sezione a carbone che ha unrendimento inferiore rispetto a quello dei cicli combinati. 14.1 Uso dell’acquaL’impianto usa acqua di mare prelevata dal golfo per il raffreddamento e per laproduzione di acqua dissalata mediante impianti ad osmosi inversa. La quantità di acquamarina utilizzata per il raffreddamento corrisponde a quella scaricata. L’impianto adosmosi inversa è in grado di produrre fino a 150 m3/h di acqua dissalata.Nonostante la produzione di acqua dissalata per la copertura del fabbisogno di acquadolce si ricorre al prelievo di acqua dall’acquedotto consortile intercomunale eall’emungimento di acqua di falda mediante quattro pozzi situati a est dell’aread’impianto. I pozzi sono stati regolarmente denunciati secondo le pertinenti disposizionidel Dlgs. 12/07/1993, n.275 e della successiva legge 36/94 (legge Galli). L’acqua emuntaviene contabilizzata mediante appositi contatori e si procede periodicamente acontrollarne la qualità.L’acqua dolce occorre per produrre il vapore, per i lavaggi industriali, per attivare ilprocesso di desolforazione, per i servizi antincendio, e in misura minore, per i servizigenerali. Sul consumo di acqua pertanto incide in maniera sensibile il funzionamentodella terza unità a causa del desolforatore.Una parte del fabbisogno viene coperta anche attraverso il recupero quasi totale delleacque reflue utilizzate dopo il trattamento di depurazione. Si tratta sia delle acque trattatedall’impianto di disoleatura che dall’impianto chimico.Grazie alle importanti attività intraprese nel campo del risparmio idrico, il valore specificodel consumo di acqua di falda si è ridotto considerevolmente nel corso degli anni,nonostante la maggior percentuale di utilizzo della sezione 3 che, a parità di produzione,consuma quantitativi notevolmente maggiori di acqua. 14.2 Uso di sostanzeQualità e quantità delle sostanze e dei materiali utilizzati non richiedono le misuregestionali previste dallapplicazione del decreto legislativo 334/1999 " controllo dei 70
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Speziapericoli di incidenti rilevanti" (la cosiddetta legge SEVESO) e dei provvedimenti diaggiornamento successivi. Tuttavia l’utilizzo di materiali sostanze è tenuto sotto controllomediante inventario e la gestione delle “Schede di Sicurezza” predisposte dai produttorisecondo precise disposizioni di legge. Attraverso l’adozione di una apposita procedura sitende, quando possibile, ad evitare l’acquisto di nuove sostanze e materiali pericolosi perl’uomo e per l’ambiente e ad eliminare o ridurre l’impiego di quelle già in uso. Per tutte lefasi di gestione delle sostanze, - vale a dire approvvigionamento, stoccaggio emovimentazione interna, impiego finale -, la procedura stabilisce anche modalitàoperative volte a garantire la prevenzione degli incidenti e la salute e la sicurezza deilavoratori, nonché i criteri comportamentali per fronteggiare le situazioni di emergenzache possono conseguire a versamenti e dispersioni accidentali.Tutti i serbatoi di stoccaggio di sostanze liquide sono disposti entro bacini o vasche dicontenimento, i cui sistemi di drenaggio convogliano eventuali perdite e le acquemeteoriche di dilavamento verso l’impianto di trattamento delle acque reflue. Eventualiperdite non hanno quindi alcun effetto ambientale interno e tanto meno esterno. Lesostanze polverulente sono contenute entro silos dotati di sistemi filtranti, capaci ditrattenere emissioni significative di polveri 14.3 Utilizzo di reagenti per la depurazione dei fumiL’abbattimento dell’anidride solforosa richiede calcare finemente polverizzato che dopo lareazione si trasforma in gesso che, come già detto, è direttamente utilizzabile per laproduzione di cemento o di manufatti per l’edilizia. In seguito al felice esito di un progettoinnovativo di miglioramento ambientale, il calcare in polvere è stato completamentesostituito dalla marmettola, che è un sottoprodotto della lavorazione del marmo. Perquesto progetto, ideato e realizzato nella Centrale della Spezia, Enel ha ricevuto unimportante riconoscimento da Legambiente e Regione Lombardia.Per l’abbattimento degli ossidi di azoto si utilizza l’ammoniaca, che reagendo in presenzadi catalizzatore con gli ossidi di azoto forma azoto molecolare ed acqua.L’ammoniaca usata, approvvigionata tramite autobotti, è contenuta in una soluzioneacquosa con concentrazione inferiore al 25%. Ciò consente di impedire fughe diammoniaca; la zona di scarico delle autobotti è idonea per far fronte ad eventuali fughe, 71
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Speziauna apposita istruzione operativa regola la fase di scarico. L’area di stoccaggiodell’ammoniaca è costituita da due serbatoi della capacità di 500 m³ ciascuno, mantenutiin cappa d’azoto; è monitorata con sensori che rilevano eventuali fughe di ammoniaca edè dotata di efficienti reti di spruzzatori d’acqua, per l’eventuale abbattimento. 14.4 Utilizzo di reagenti per il trattamento e depurazione delle acquePer il controllo dei fenomeni corrosivi è necessario condizionare chimicamente le acqueche circolano allinterno delle tubazioni ed apparecchiature che compongono il ciclotermico di produzione. In passato si utilizzava a tale scopo lidrazina (quale forteriducente), oggi il trattamento attuato è diverso, si usa ossigeno sulla sezione 3 ecarboidrazide sulle sezioni 1 e 2, che presenta caratteristiche di pericolositànotevolmente minori. Le quantità di carboidrazide utilizzate annualmente non sonosignificative (alcune decine di kg).Per limitare la formazione del "fouling-marino" nei condensatori e nei canali di prelievo erestituzione dellacqua di mare di raffreddamento si utilizza come già detto ipoclorito disodio. I reagenti usati per il trattamento di depurazione delle acque di processo sono, inmaniera preponderante, lacido cloridrico, la soda caustica e la calce, ed in misuranotevolmente minore il solfuro di sodio, il cloruro ferrico e ferroso e materialepolielettrolita.Lincremento di consumo specifico di reagenti per il trattamento acque registrato neglianni 2003 e 2004, è dovuto essenzialmente alle attività di manutenzione straordinariasullunità 3. Con l’unità ferma permane la necessità di trattamento delle acque madiminuisce la produzione complessiva di energia dellimpianto, ne consegue l’aumentodel rapporto g/kWh. Questo indicatore non è in generale direttamente utilizzabile per lavalutazione delle prestazioni ambientali. 72
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia 14.5 Materiali e sostanze per il funzionamento dei macchinari e delle apparecchiaturePer il funzionamento dei macchinari e delle apparecchiature sono necessarie diversesostanze gassose ( gas compressi).L’idrogeno è impiegato come fluido di raffreddamento dei turboalternatori a vapore delletre sezioni. Esso viene stoccato in quattro pacchi bombole (uno in tampone e gli altri tredi riserva) della capacità di 200 Nm3 di gas ciascuno (25 bombole da 40 litri) poste in unafossa definita "fossa idrogeno". La fossa è dotata di tetto mobile (copertura scorrevoleantiesplosione), di un dispositivo per l’allagamento della fossa stessa e di un sistema dinebulizzatori d’acqua con finalità antincendio, secondo la normativa vigente.Per evitare il mescolamento dell’idrogeno con l’aria, che può dare luogo ad una miscelaesplosiva, durante le fasi di riempimento e svuotamento del circuito idrogeno delturboalternatore si usa come gas di lavaggio l’anidride carbonica (CO2). Lo stesso gas èusato nei sistemi antincendio.L’azoto gassoso, contenuto in bombole, è impiegato per l’eventuale conservazione asecco della caldaia.Per lo stoccaggio dell’ammoniaca è necessario mantenere al di sopra del pelo liberodella soluzione azoto in pressione, a tale scopo si utilizza azoto liquido contenuto in unserbatoio “tipo Dewar” da 3210 litri.Come gas dielettrico in molteplici apparecchiature elettriche si usa l’esafluoruro di zolfo:si tratta di un gas che provoca effetto serra in modo più intenso dell’anidride carbonica.Le quantità emesse sono comunque molto ridotte. Gli interruttori in esafluoruro di zolfosono mantenuti da apposite ditte specializzate. Il quantitativo totale presente è circa 8t.Il reintegro è effettuato con l’utilizzo di bombole da 40 kg ed il recupero del gas, effettuatodurante le manutenzioni per impedirne la diffusione in atmosfera, può essere seguito dalriutilizzo, in loco o da parte della ditta che effettua la manutenzione.L’aumento del consumo di SF6 nel 2005 è dovuto ad un guasto che ha interessato unaparte di impianto in comune ai due cicli combinati non riparabile in servizio. Si è quindidovuto attendere l’autorizzazione all’arresto degli impianti da parte del Gestore Unicodella Rete Elettrica. 73
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia 14.6 Oli minerali e contenenti PCBIn occasione di attività di manutenzione, per sopperire al degrado delle caratteristichefisiche e chimiche, può essere necessaria la sostituzione dell’olio nei macchinari. Partedell’olio sostituito può essere riutilizzato, previa decantazione.Gli olii sono contenuti come scorta entro depositi specificatamente costruiti ed autorizzatidagli Enti preposti.I PCB (policlorobifenili), sono sostanze chimiche clorurate che, per le loro caratteristichedielettriche e di resistenza alla combustione, sono state utilizzate in passato per ottenereoli dielettrici di alta qualità da impiegare in trasformatori ed altre apparecchiatureelettriche. Attualmente, a causa delle caratteristiche di pericolosità per luomo e perlambiente, luso di PCB è vietato e la gestione delle apparecchiature e dei trasformatorigià in esercizio, contenenti olio a base di PCB o comunque contaminati da tali sostanzein misura superiore a 50 parti per milione (ppm), è oggetto di una specifica disciplinaemanata in applicazione di Direttive europee ( DPR n. 216 del 24 maggio 1988 perlattuazione della direttiva CEE n. 769/76, DM 29.07.94 ed altri provvedimenti successivi).A seguito dellemanazione di tale DPR furono censiti e denunciati alle Provincia, nelluglio 1992, 76 apparecchi contaminati per un contenuto totale di olio pari a 73.764 kg. Inoccasione del rinnovamento impianti a partire dal 1992 è stata programmata la totaleeliminazione di tutte le apparecchiature contaminate. Il programma si è concluso nel2003 con la totale eliminazione del PCB. Le apparecchiature rimosse sono state conferitea ditte autorizzate secondo le disposizioni di legge vigenti. 14.7 Sistemi di prevenzione e controlloLe sostanze pericolose vengono gestite con apposite procedure e istruzioni operative,che definiscono le modalità di acquisto, di scarico delle sostanze da autobotti, di depositoe stoccaggio, uso e movimentazione dei contenitori, intervento in caso di eventualiemergenze a seguito di sversamenti accidentali. Ogni sostanza è corredata dalla schedadi sicurezza conforme alle disposizioni legislative vigenti che riporta le indicazioninecessarie ad una corretta gestione della sostanza.In piccole quantità i materiali (fusti di olio e grasso) possono essere stoccati in areeidonee presso i vari reparti (combustibile e meccanico) per l’immediato utilizzo. 74
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia 14.8 Sostanze gassoseL’idrogeno è impiegato come fluido di raffreddamento degli alternatori. Le bomboledell’idrogeno sono sistemate, in una fossa posta all’esterno del fabbricato di centrale. Incaso di incendio, la fossa può essere completamente allagata tramite una tubazionedell’impianto antincendio. L’anidride carbonica viene impiegata come gas inerte di“spiazzamento” dell’idrogeno nelle fasi di riempimento e svuotamento dell’alternatore edè inoltre presente come estinguente in molti estintori, sia fissi sia mobili. L’acetilene,l’argon, il propano, l’ossigeno sono gas utilizzati nell’officina meccanica in modichequantità. Alcuni gas puri vengono utilizzati per le analisi di laboratorio.L’esafloruro di zolfo è un gas annoverato tra quelli che contribuiscono all’effetto serra. E’utilizzato, per le sue elevate proprietà dielettriche, in numerose apparecchiature sigillate(interruttori, quadri elettrici, ecc.). I reintegri non sono significativi e la manutenzione diqueste apparecchiature, effettuata durante le fermate programmate, è svolta da dittaspecializzata, secondo una procedura che ne consente il recupero.La sostituzione dell’esafloruro di zolfo con altri gas isolanti non è attualmente praticabileper gli altissimi costi implicati, pertanto sul mercato non sono disponibili apparecchiaturealternative. 14.9 Questioni localiLe questioni locali riguardano impatti che nascono da specifiche caratteristiche delprocesso produttivo o da peculiarità ambientali delle aree circostanti il sito. 14.10 Gestione della raccolta interna dei rifiutiPer conformarsi alle disposizioni di legge occorre assicurare l’assenza di rischi perl’ambiente (suolo acque), e per le persone in tutte le fasi di gestione dei rifiuti. E’necessario pertanto prevenire i possibili versamenti accidentali di inquinanti, ladispersione di polveri e di materiali in fibre, l’emissione di vapori nocivi, attraversoun’accurata gestione delle operazioni di raccolta e deposito dei rifiuti. 75
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia 15 Emissioni di gas, vapori, polveri, odori molesti.Nel linguaggio aziendale qualsiasi effluente che non proviene dalla combustione nellecaldaie principali è definita come “emissione secondaria”.L’impatto considerato per queste emissioni è il contributo additivo agli impatti dovuti alleemissioni dai camini principali, con eventuali effetti di disturbo localizzati nelle immediatevicinanze dell’impianto.Sono state prese in esame tutte le possibili sorgenti considerando i macchinari e leattività principali di manutenzione ed è stato definito un censimento dei possibili punti diemissioni per i quali è prevista una campagna di misure che sarà effettuata da unlaboratorio certificato.Le emissioni da macchinario di processo riguardano le prove di avviamento periodichedei gruppi elettrogeni dislocati nella centrale. Il funzionamento reale è naturalmente uncaso del tutto eccezionale. I punti di emissione dai fabbricati e dalle strutture di serviziosono costituiti da sfiati e da ricambi d’aria dagli ambienti di lavoro (officine), nonché dagliimpianti di riscaldamento. La qualità dell’aria all’interno dei locali è controllata nell’ambitodelle attività per l’igiene e la sicurezza degli ambienti di lavoro. L’inquinamentoatmosferico dovuto a questa tipologia di emissioni rappresenta complessivamente unaspetto non significativo. 16 Emissioni sonore verso l’esternoGli impianti della centrale Eugenio Montale sorgono sui territori dei comuni di La Spezia edi Arcola (SP). Questi comuni, rispettivamente nel mese di ottobre 1997 e nel mese dimaggio 2000, hanno provveduto alla classificazione acustica del territorio secondo ilDPCM 14 novembre 1997 (decreto applicativo della legge quadro sull’inquinamentoacustico n.447 del 1995 Il Comune della Spezia, nel classificare acusticamente il proprioterritorio, deve tener conto della situazione preesistente ed assicurare che non sirealizzino salti di classe, vale a dire, che tra una zona di classe VI ed una zona di classe Idevono essere necessariamente interposte zone di classe II,III, IV e V.I valori limite di rumore per ciascuna classe sono distinti in limiti di emissione e limiti diimmissione. Per emissione si intende il rumore generato da una sorgente misurato in 76
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Speziaprossimità della sorgente stessa in spazi frequentati da persone e comunità. Nel caso diun impianto perimetrato i limiti fissati per le emissioni devono essere verificati sul confinein spazi frequentabili. Per immissione si intende il rumore generato da una o più sorgentiin un ambiente abitativo o in un ambiente esterno e frequentato da persone e comunità.Tutta la zona circostante la centrale è industrializzata tuttavia il comune della Spezia haritenuto di dover proteggere acusticamente due aree circoscritte classificandole in classeI (aree particolarmente protette). Si tratta del monte Valdilocchi collocato nella zona SudEst dell’impianto e di un isolato situato nella zona retroportuale, non visibile sulla figura,costituito essenzialmente dalla Chiesa di Fossamastra e dalla scuola Don MarioScarpato.Le pertinenze Enel in ambito portuale, i parchi carbone di Val Bosca e Val Fornola e granparte delle aree interne al confine della proprietà dell’Enel, sono state classificate inclasse VI (aree esclusivamente industriali). Le aree in classe VI sul lato Est dell’impiantosono relative ai complessi industriali OTO Melara e S. Giorgio.Le parti della proprietà Enel non classificate in classe VI cadono lungo il confine Sud incomune di La Spezia, e lungo il confine ovest in comune di Arcola, queste aree sonostate in gran parte assegnate alla classe V ( aree prevalentemente industriali). Unasituazione particolare si è concretizzata a Sud Est dell’impianto in prossimità delcarbonile di Val Bosca , dove le classi intermedie tra la VI^ e la I^ sono molto ristrette edil confine dell’impianto Enel, nei confronti della propagazione sonora, praticamentecoincide con il confine dell’area in classe I.Per valutare l’impatto acustico delle centrali termoelettriche l’Enel adotta un modellomatematico. Le isofoniche sono linee ipotetiche che collegano punti della mappa chehanno lo stesso valore di rumore, esse descrivono appieno l’impatto acustico econsentono di stabilire se l’impatto stesso è compatibile con la classificazione acusticadel territorio.L’insieme delle misure e delle informazioni ricavabili dal modello hanno consentito distabilire che in tutte le aree circostanti la centrale sono rispettati sia i valori limite diemissione sia i valori limiti di immissione, ad eccezione della già citata zona a Sud Estdove l’impianto confina con l’area di classe I. 77
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaLa situazione acustica sopra descritta è stata esaminata con l’Ufficio Ambiente ed IgieneUrbana del Comune della Spezia. Il Comune infatti, oltre che per la classificazioneacustica del territorio è competente anche per la definizione di eventuali piani dirisanamento acustico. 16.1 Rumore e vibrazioni in ambiente di lavoro, incidenza sui flussi di trafficoSono state prese in considerazione anche queste tipologie di impatto concludendo conuna valutazione di non significatività.I rischi derivanti dall’esposizione al rumore dei lavoratori sono affrontati nel rispetto delDecreto Legislativo 15 Agosto 1991, n° 277, adottando tutti gli accorgimenti necessarialla limitazione dei tempi di esposizione e impiegando gli opportuni dispositivi diprotezione individuali.In ottemperanza al D.Lgs. 277 del 15/8/1991, e della legge 626/94, l’UB della Spezia hasvolto un programma di misurazioni dei livelli di rumore presso gli ambienti di lavoroall’interno degli impianti. Il lavoro di mappatura è stato compiuto sulla base di griglie di seimetri di lato in tutto il sito industriale e, sulla base delle misure effettuate, è stato redattoun documento finale, costituito dalla Planimetria e dagli Elenchi delle aree di lavoro conlivelli di rumore associati.In seguito a tale mappatura sono state individuate le aree critiche, il personale esposto(distinto per gruppi omogenei) ed i possibili interventi di protezione. In particolare si sonosvolte le seguenti attività: Affissione di apposita segnaletica delle aree individuate con livelli di rumore superiori a 90 dB(A) Individuazione del personale esposto Formazione alla prevenzione per il personale Visite mediche periodiche di controllo per il personale. 17 Impatto visivo 78
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaL’incidenza dovuta alla presenza della centrale sul paesaggio e sul territorio sonoanalizzate dallo “Studio di valutazione dell’impatto territoriale e paesaggistico dellacentrale ENEL della Spezia” (1990), redatto con riferimento alla morfologia del costruito,così come si presentava prima dell’inizio dei lavori di adeguamento ambientale. Lo studiocompara l’impatto complessivo dei fenomeni di antropizzazione, con gli effetti indotti sulpaesaggio dall’introduzione dell’impianto. Lo studio si conclude constatando che ilpaesaggio nel suo insieme si è trasformato, con l’avvento di un paesaggio quasitotalmente urbano. In tale contesto il complesso di edifici della centrale risulta essere unapolarità localmente importante, ma limitata ad un settore della città, pertanto anche neiconfronti del territorio, si ha una portata di polo visuale parziale. Lo studio elabora ancheun algoritmo numerico che attribuisce a questo impatto un valore di 1,38% checostituisce un rapporto assai modesto nei confronti dello sviluppo urbano totale. In meritoalla evoluzione dell’impatto visivo della centrale sul paesaggio a seguito degli interventi diadeguamento ambientale, è importante sottolineare che la volumetria edificatacomplessiva non ha subito sostanziali variazioni, poiché sono state realizzate nuove partidi impianto e demolite altre parti esistenti. Tuttavia un importante miglioramentodell’impatto visivo sul paesaggio, si è verificato dalle attività svolte, come la demolizionedella ciminiera della sezione 3, la riduzione delle linee elettriche che collegano l’impiantoalla stazione elettrica esterna, la realizzazione di schermature, mediante piantumazione,da interporre tra la centrale ed i poli abitativi più esposti. Un ulteriore miglioramentoderiverà dalle attività future inserite nel progetto di arredo vegetazionale e mitigazionevisiva della centrale. Questo progetto, concordato con il Comune della Spezia, prevedesia la messa a dimora di piante in alcuni tratti del perimetro dell’impianto, che lacopertura con pannelli del carbodotto nella zona in cui attraversa la nuova sede stradalea Fossamastra. 79
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia 18 Campi elettrici e magnetici a bassa frequenzaIl funzionamento di macchine e di apparecchiature elettriche a corrente alternata ad unafrequenza di 50 oscillazioni al secondo (50 Hz), come è quella usata nelle applicazioniindustriali e domestiche, genera campi elettrici e campi magnetici: queste perturbazionirimangono confinate nell’intorno delle apparecchiature elettriche e lungo le linee ditrasmissione. Queste perturbazioni non hanno capacità ionizzanti e pertanto entro i valoridi esposizione raccomandati – intensità e tempi - non sono in grado di produrre effettibiologici.La disciplina generale per la protezione dalle esposizioni ai campi elettrici, magnetici ècontenuta nella legge quadro 36 del 22 febbraio 2001. Questa legge ha dato origine aidue decreti applicativi, di seguito citati, che sono volti alla protezione della popolazione,invece, per la protezione dei lavoratori e delle lavoratrici, la norma è ancora inevoluzione.Per le installazioni elettriche a frequenza di rete i limiti di esposizione previsti dal DPCM8-7-2003 (Pubblicato nella Gazz. Uff. 29 agosto 2003, n. 200) sono 100 µT (micro Tesla) 80
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Speziaper linduzione magnetica e 5 KV/m (chilovolt per metro) per il campo elettrico. Inoltre èstato fissato il valore di attenzione di 10 µT a titolo di misura di cautela per la protezioneda possibili effetti a lungo termine, eventualmente connessi con lesposizione ai campimagnetici, nelle aree gioco per linfanzia, in ambienti abitativi, in ambienti scolastici e neiluoghi adibiti a permanenze non inferiori a quattro ore giornaliere. Questo valore deveessere raggiunto anche con interventi di risanamento nei tempi e nei modi che sarannoprevisti per legge.I valori di campo elettrico al suolo dipendono essenzialmente dalla geometria delleinstallazioni (distanze dal suolo) e dal valore di tensione, l’induzione magnetica dalleintensità della corrente che attraversa i conduttori: entrambi i parametri si riduconosensibilmente con la distanza dai conduttori. Una campagna di misure effettuate nel 2002mostra che all’interno dell’impianto, valori superiori ai suddetti limiti applicabili allapopolazione in generale, vengono superati solo un numero ristretto di punti a ridosso delmacchinario elettrico di maggiore potenza o delle parti ad alta tensione più vicine al suolo(quattro punti, 2 con valori di campo magnetico di circa 300 µT e 2 con valori nell’intornodi 100 µT) . Si tratta di punti cadenti in aree segnalate dove il personale non staziona enon passa se non per motivi occasionali. L’esposizione ai campi elettrici e magneticidovuto alle installazione elettriche di centrale è quindi un aspetto non significativopotendosi escludere l’esposizione di popolazione residente e l’esposizione dei lavoratori,in attesa di norme specifiche, è attualmente comparabile a quella ammessa per lapopolazione in generale. 19 Impatti conseguenti a incidenti e situazioni di emergenzaSono stati esaminati gli incidenti prevedibili in concreto sulla base della pluriennaleesperienza nel sito e di possibili analogie con altri impianti. Come già detto l’impianto nonrientra nellambito di applicazione D. L.vo 334/1999 “controllo dei pericoli di incidentirilevanti " nota come legge SEVESO. Tuttavia la centrale si è dotata di una proceduragestionale volta alla preparazione della risposta ad eventuali incidenti anche sulla basedelle esperienze occorse e sulla base della quale si preparano procedure ed istruzioniper affrontare casi specifici. 81
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaGli incidenti presi in considerazione sono: gli incendi, compreso la possibileautocombustione del carbone stoccato nei parchi; i versamenti di olio combustibile nellefasi di scarico e movimentazione, le perdite di olio dai trasformatori elettrici in caso dirottura degli involucri esterni di contenimento. Sono state valutate le condizioni diemergenza connessi a tale tipo di incidenti. Le azioni da porre in atto per affrontare talisituazioni sono state codificate nel piano di emergenza interno (PEI) in conformità allanormativa sulla sicurezza degli ambienti di lavoro. Risultano pertanto definiti i critericomportamentali, le responsabilità ed il personale specificamente incaricato per le azionida svolgere.Le procedure di emergenza da applicare in ambito portuale sono state definite dallaCapitaneria di Porto della Spezia in due documenti: il “Piano antincendio del portomercantile di La Spezia“ e il “Piano operativo antinquinamento del mare causati daidrocarburi o da altre sostanze nocive”. Rispetto a questi due piani, inoltre, il personaledella Centrale è stato formato ed addestrato, secondo le norme vigenti e incollaborazione con i VVFF per interventi in caso di incendio in ogni area del sito. 20 IncendiSecondo la normativa di settore la centrale termoelettrica è un impianto ritenuto a rischiod’incendio si dispone quindi dei necessari documenti di valutazione del rischio e delCertificato di Prevenzione Incendi.I trasformatori di macchina sono tutti dotati di sistemi antincendio fissi ad interventoautomatico, che consentono di spegnere ogni principio di incendio. I sistemi antincendiocome previsti dal CPI sono regolarmente controllati e mantenuti in perfetta efficienza. Ilrischio di autocombustione del carbone è limitato attuando particolari tecniche dicompattazione del carbone stoccato, nel caso di inneschi di questo fenomeno siinterviene attraverso una apposita rete di idranti.Per fronteggiare gli incendi è sempre presente una squadra di emergenza antincendiocomposta da personale appositamente addestrato e munito di attestato di idoneitàrilasciato dal Comando Provinciale dei Vigili del Fuoco della Spezia.In ambito portuale la Capitaneria di Porto della Spezia ha definito il “Piano antincendiodel porto mercantile di La Spezia“. Il personale Enel è stato debitamente addestrato perl’applicazione di questo piano in collaborazione con i Vigili del fuoco. 82
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia 21 Impatti biologici e naturalistici (biodiversità ed altre)Lo scarico delle acque di raffreddamento comporta una perturbazione termica intornoall’opera di scarico collocata all’interno della rada portuale. La necessità di clorare leacque in alcuni periodi dell’anno per controllare il foouling marino comporta la presenzadi cloro attivo residuale nelle acque marine rilasciate.Un approfondito monitoraggio ambientale delle acque della rada della Spezia è statoeffettuato (ai sensi dell’art.3, comma 2, della Legge 502/93) dal Presidio Multizonale diPrevenzione ASL della Spezia in collaborazione con l’Istituto Nazionale per la Ricerca sulCancro - IST di Genova, l’ENEA-CRAM e l’Università di Genova. Il programma dimonitoraggio ha interessato due anni, 1994 e 1995, durante i quali sono state svoltericerche sulle eventuali conseguenze dello scarico nella biofauna marina. Dalla relazionedi sintesi è emerso che il golfo della Spezia è soggetto a fenomeni di inquinamentoderivanti sia da attività portuali e industriali che da reflui civili e che lo scarico dellaCentrale non provoca alterazioni significative e permanenti dell’ambiente marinocircostante.Inoltre è emerso che gli incrementi di temperatura indotti nella rada non sono tali dacontribuire ad instaurare condizioni eutrofiche, neppure nella parte più confinata delgolfo; le acque del golfo sono infatti soggette ad un considerevole ricambio naturale e ilgradiente termico generato dalle attività della Centrale favorisce la circolazione delleacque, accelerando tale ricambio.Lo studio si riferisce alla Centrale nell’assetto precedente all’adeguamento ambientale esi può considerare cautelativo per l’assetto attuale. Attualmente i valori dei parametriimputabili all’esercizio della Centrale risultano compatibili con l’ecosistema. 22 Emissione di onde elettromagnetiche da impianti di telecomunicazioneL’esercizio di antenne trasmittenti nelle telecomunicazioni comporta l’emissione di campielettromagnetici ad alta frequenza (milioni di oscillazioni al secondo) che sono invececapaci di viaggiare nello spazio. Entrambe le perturbazioni non hanno capacità ionizzanti 83
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Speziae pertanto entro i valori di esposizione raccomandati – intensità e tempi - non sono ingrado di produrre effetti biologici immediati.Nel sito della centrale della Spezia è stato installato un ponte radio telefonico; in basealle risultanze delle indagini effettuate, con misure di inquinamento elettromagnetico, sievidenzia che non esistono punti sensibili esposti ad un campo uguale o superiore a 6V/m in ambienti dove vi sia una permanenza superiore alle 4 ore, né punti in cui il camporaggiunge i 20 V/m. Si dichiara inoltre che vengono rispettati i limiti imposti dallanormativa regionale inerenti la distanza di edifici e loro pertinenze dal centro elettricodell’antenna ed in particolare la legge regionale n. 11/00 per cui in un raggio di 50 m dalcentro dell’antenna limitatamente al cono di emissione d’impianto. 23 Contaminazione del suolo e delle acqueL’aspetto relativo al trasporto carbone è stato valutato rispetto ai fenomeni di polverositàed eventuali sporcamenti delle aree in cui avviene il trasporto.L’operazione di scarico di OCD è effettuata dall’Unità movimento combustibili interna adEnel che presidia le operazioni e attua controlli sulle attività e sulle attrezzature emantiene attivo un piano di emergenza concordato anche con l’autorità portuale. 24 Salute e sicurezzaLa sicurezza e la tutela della salute negli ambienti di lavoro rappresentano, insieme allatutela dell’ambiente naturale, temi di interesse prioritario per Enel. 84
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia Sicurezza dei luoghi di lavoro 50 40 tasso di frequenza 30 20 10 0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 tasso di frequenza 18 5 13 17 26 27,2 23,1 19,2 12,0 0,0 tasso di frequenza di 14 13 13 13 13 * 20,0 * 13,9 * 12,4 * 9,7 * 5,9 settoreNegli anni considerati non si sono verificati incidenti con conseguenze mortali. In seguitoad attività di formazione sulla sicurezza nei luoghi di lavoro si riscontra nell’ultimodecennio una netta diminuzione degli incidenti. Negli ultimi tre anni l’andamento del tassodi frequenza è mediamente costante, con la tendenza a diminuire per allinearsi a quellodi settore.Il tasso di frequenza rappresenta il numero di infortuni per milione di ore lavorate. 25 Obiettivi e programma ambientaleLUnità di Business della Spezia adottando un proprio documento di politica ambientaleha definito la linea d’azione che intende seguire per perseguire il miglioramento continuodelle proprie prestazioni ambientali. Tenendo conto degli obiettivi aziendali generali edella predetta linea d’azione, la Direzione d’impianto ha fissato gli obiettivi ambientali diseguito descritti. Sono stati conseguentemente approvati gli interventi che consentono di 85
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Speziaraggiungere gli obiettivi fissati o di raggiungere traguardi intermedi per obiettivi di portatapluriennale.Gli interventi approvati sono stati inseriti nel programma ambientale di seguito descrittoche copre il periodo 2005 – 2008.L’attuazione del programma ambientale è oggetto di verifica continua e viene aggiornatocon periodicità almeno annuale, anche sulla base dei risultati degli audit interni e delleattività di sorveglianza da parte dell’Ente di certificazione. OBIETTIVI AMBIENTALI Emissioni atmosferiche • Controllo e ottimizzazione del funzionamento dei sistemi di abbattimento e dei processi di combustione. La Centrale si impegna per ottenere il massimo abbattimento possibile degli inquinanti, garantendo il rispetto della normativa in regime ordinario di funzionamento e applicando le migliori tecnologie possibili anche nelle fasi di avviamento e arresto; si impegna ad aumentare del 10% l’efficienza dei sistemi di abbattimento degli ossidi di azoto nella sezione 3, passando dal valore attuale del 63% al valore di abbattimento pari al 70%; si impegna a migliorare la strumentazione utilizzata per il controllo delle emissioni sostituendo l’attuale analizzatore di polveri con uno strumento di nuova generazione con maggiore sensibilità. • Prevenzione e riduzione delle emissioni gassose o polverulente da punti diversi dai camini principali La verifica analitica di tutti i punti di emissione non principali, ha dimostrato la non significatività di tale aspetto. Permane l’attività di controllo delle emissioni di polveri dai sili di deposito delle ceneri e il monitoraggio delle possibili fonti di emissioni diffuse. Saranno attuati nuovi interventi per ridurre la possibilità di emissioni di polveri dal parco carbone . • Contribuire ad un efficace monitoraggio della qualità dell’aria nella città 86
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia di La Spezia in collaborazione con la Provincia e il Comune di Spezia. E’ stata completata la riconfigurazione della Rete di rilevamento della qualità dell’aria nel comprensorio della Spezia; la Centrale, in collaborazione con ARPAL e in accordo con le Autorità regionali e provinciali, opererà per la migliore gestione della rete stessa, applicando procedure atte a garantire un’alta disponibilità e qualità dei dati e provvedendo al mantenimento e miglioramento delle apparecchiature. Sarà inoltre caratterizzato il contributo della Centrale alle immissioni di polveri attraverso un’indagine che permetta la definizione di un modello di ricaduta delle polveri. Acque superficiali • Controllo e riduzione del carico degli inquinanti nelle acque superficiali. La diminuzione dell’uso dell’olio combustibile, conseguente all’aumento di quello del gas naturale e del carbone nell’attuale assetto produttivo, ha ridotto il carico di inquinanti nell’impianto di trattamento acque oleose, favorendo la possibilità di recupero dell’acqua. Il potenziamento dell’impianto stesso ha consentito di aumentare sensibilmente la quantità recuperata contribuendo a ridurre il carico di inquinanti scaricati oltre a diminuire il fabbisogno idrico. Obiettivo della Centrale è una ulteriore riduzione dei quantitativi di acqua scaricati e del carico inquinante. La Centrale ha già messo in atto una serie di misure preventive per evitare la dispersione di inquinanti in mare, come la pulizia del collettore di raccolta oli, un’indagine conoscitiva della rete fognaria, e costanti azioni di sorveglianza dei canali che circondano il sito. La Centrale si impegna a ridurre la possibilità di dispersione di polveri di carbone in mare nell’area portuale mediante un nuovo sistema di raccolta delle acque piovane del pontile di scarico delle navi. Per azzerare gli scarichi liquidi derivanti dal processo di desolforazione dei fumi, sarà installato un impianto di evaporazione e cristallizzazione degli spurghi che consentirà di distillare l’acqua e separare tutte le sostanze solide presenti. Si 87
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia prevede per il 2008 di ridurre le sostanze scaricate almeno al 50% del valore del 2005. Con la realizzazione di tale impianto, che consentirà il recupero completo delle acque reflue, il carico inquinante degli scarichi idrici sarà praticamente azzerato. Uso e contaminazione del suolo • Risanamento dei suoli inquinati Il sito della centrale della Spezia, compresa l’area occupata dai bacini delle ceneri, è stato inserito all’interno dell’“Area di Pitelli”, classificata dal Ministero dell’Ambiente “area di rilevanza nazionale”. La Centrale ha già effettuato le indagini per la caratterizzazione dell’intero sito secondo un piano precedentemente autorizzato dal Ministero: tali indagini hanno evidenziato il complessivo buono stato del sottosuolo. Ulteriori analisi sono in corso a seguito della richiesta di indagini integrative da parte del Ministero. Il Ministero, peraltro, ha già approvato un progetto per la messa in sicurezza permanente e il recupero ambientale dell’area dei bacini ceneri. Precedentemente il ministero aveva approvato un progetto, attualmente in corso, per la bonifica del terreno sottostante a una parte limitata del deposito dell’olio combustibile, mediante l’innovativa tecnica del bioventing. La bonifica si è resa necessaria a seguito delle indagini di caratterizzazione che avevano evidenziato in quell’area la presenza di idrocarburi. Le eventuali azioni di risanamento dell’intero sito saranno definite successivamente a seguito delle decisioni deliberate in sede di Conferenza dei Servizi Ministeriale conseguentemente al completamento delle indagini integrative. • Prevenzione inquinamento del suolo e sottosuolo La progressiva riduzione dell’uso dell’olio combustibile denso, gli interventi effettuati per rendere ispezionabile l’oleodotto nell’intero percorso hanno già determinato una ulteriore riduzione del potenziale inquinamento da olio 88
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia combustibile. La demolizione del gruppo 4 e il risanamento dell’area porteranno un ulteriore miglioramento del suolo. • Riqualificazione delle aree di proprietà Enel Produzione prossime all’impianto per destinarli ad usi sociali. Il progetto di cessione delle aree, stabilito con il Comune della Spezia per favorire lo sviluppo in alcune aree da adibire ad altro uso, è stato completato ad esclusione dell’area dei bacini ceneri. Ciò ha determinato la diminuzione dell’area utilizzata per produzione di energia elettrica. Per l’area dei bacini ceneri, non utilizzabile a fini industriali a differenza di quanto ipotizzato, è stato predisposto un progetto preliminare di messa in sicurezza permanente e ripristino ambientale mediante l’inserimento paesaggistico nell’ambiente circostante. In alternativa ai bacini ceneri saranno cedute altre aree, attualmente utilizzate per l’attività della Centrale, per complessivi 150 000 m2; ciò avverrà a seguito della stipula di una nuova convenzione con il Comune. Si prevede, tra l’altro, la dismissione del carbonile di Val Fornola. Uso di materiali e sostanze • Progressiva eliminazione o riduzione delle sostanze nocive e delle materie prime impiegate. In seguito alla trasformazione di due gruppi a ciclo combinato e l’ambientalizzazione del terzo si è proceduto ad una eliminazione progressiva di materiale contenente amianto, attualmente confinato in alcune tubazioni dell’oleodotto, che si concluderà con la demolizione del quarto gruppo. E’ stata completata, in anticipo sui termini di legge, l’eliminazione delle apparecchiature contenenti PCB. L’impegno della Centrale è quello di favorire l’utilizzo di materiale, la cui produzione abbia un impatto ambientale ridotto. L’uso del calcare è stato completamente sostituito con quello della marmettola; il riutilizzo di tale scarto di lavorazione ne ha ridotto il quantitativo messo a discarica; contestualmente è diminuito il prelievo del calcare da cava. 89
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia Gli interventi previsti per il miglior utilizzo delle acque comporteranno anche una ulteriore diminuzione complessiva dei reagenti chimici utilizzati, in continuità con quanto significativamente già avvenuto. L’esame sistematico delle sostanze utilizzate e di quelle di nuovo impiego ha consentito di diminuire notevolmente il numero di sostanze pericolose presenti. Tale esame sarà protratto con l’obiettivo di ridurre al più basso livello possibile gli impatti derivanti dall’uso di sostanze pericolose. In questa ottica è stata programmata l’eliminazione dell’impianto di stoccaggio dell’ammoniaca usata per condizionare le acque del ciclo termico, utilizzando, anche per tale scopo, quella stoccata nell’impianto asservito al denitrificatore. Uso di risorse naturali • Riduzione dell’approvvigionamento di acqua da acquedotti e pozzi. L’obiettivo della Centrale è quello di ridurre l’utilizzo delle acque di falda utilizzate, in particolare di quella più pregiata prelevata dall’acquedotto limitandone l’utilizzo ai soli usi civili. A tale obiettivo si potrà pervenire ottimizzando il funzionamento degli impianti di trattamento delle acque reflue, aumentandone progressivamente i quantitativi recuperati tendendo al loro completo recupero. Saranno pertanto verificate tutte le possibilità di riutilizzare completamente le acque di scarico depurate, anche mediante l’uso dell’impianto di osmosi inversa, consentendo così una maggior produzione di acqua industriale da destinare al processo, alternativa al prelievo dall’acquedotto. Saranno ricercate ed eliminate le perdite delle tubazioni interrate. Inoltre sarà valutata la possibilità di alimentare il desolforatore con acqua proveniente dal depuratore cittadino; Il raggiungimento di questo traguardo, subordinato però alla verifica delle caratteristiche chimiche dell’acqua da utilizzare, potrebbe portare ad una drastica diminuzione dei prelievi di acque di falda. Le attività già effettuate hanno permesso, la riduzione del consumo specifico delle acque di falda, in funzione della produzione di energia elettrica, del 20% dal 2003 al 2005; al completamento dei programmi sopra descritti, si prevede 90
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia un’ulteriore diminuzione di circa il 20% dei consumi complessivi di acque dolci di falda. Produzione e smaltimento di rifiuti • Riduzione della produzione e maggior riutilizzo dei rifiuti. La trasformazione dei cicli della centrale ha portato ad una riduzione di alcune tipologie di rifiuti. La produzione di nuovi rifiuti come gesso e fanghi ha trovato completa collocazione nel mercato dei cementifici per il recupero, come già precedentemente attuato per le ceneri. Oltre a mantenere il completo riutilizzo di tali rifiuti, l’obiettivo che si intende perseguire, è, quando possibile, ridurre la produzione degli altri rifiuti e aumentarne la possibilità di riutilizzo attraverso una accorta gestione della fase di raccolta e differenziazione, in particolare degli imballaggi. Tale differenziazione ha già permesso il conferimento di alcuni rifiuti differenziati (carta e pile) al servizio comunale e l’incremento degli imballaggi inviati a recupero. Impatto visivo • Riduzione dell’impatto visivo delle opere esistenti attraverso misure di mitigazione. La riduzione dell’impatto visivo prevede la demolizione della sezione 4 e una serie di interventi di mitigazione complessiva dell’impianto, in particolare per quanto riguarda il carbonodotto, da realizzare anche mediante un progetto di arredo vegetazionale in prossimità delle percorrenze stradali limitrofe. Emissioni sonore • Contenimento delle emissioni sonore all’interno ed all’esterno dello stabilimento. Il nuovo assetto impiantistico è stato realizzato con macchine aventi limiti di rumore (non superiori a 85 dBA), e sono stati effettuati interventi di insonorizzazione, alcuni dei quali sono previsti a breve scadenza; ciò permette di ridurre complessivamente i livelli equivalenti interni e delle emissioni verso l’esterno che rispettano i limiti pertinenti alla zonizzazione operata dal Comune della Spezia; la campagna di misure interna ed esterna, effettuata con tutti gli impianti a regime, ha verificato il rispetto dei limiti di emissione sonora. 91
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia Gestione delle risorse energetiche • Raggiungimento della massima efficienza energetica. Obiettivo della Centrale è massimizzare l’efficienza energetica. intervenendo in tutte le aree. Particolare attenzione sarà posta nel consumo di combustibili, ottimizzando il rendimento energetico dei gruppi di produzione; in tal senso sono state effettuate modifiche sui sistemi di combustione dei turbogas. Sull’unità 3, oltre alle attività già completate, saranno effettuati interventi per i miglioramento del vuoto al condensatore, con conseguente diminuzione del consumo specifico. Non è stato possibile rilevare i miglioramenti derivanti dalle attività già effettuate a causa di anomalie intervenute nel funzionamento della turbina. Appendice Identificazione e valutazione degli aspetti ambientaliGli aspetti ambientali connessi all’attività svolta nella centrale Eugenio Montale sonostati identificati attraverso un’esauriente analisi ambientale iniziale. Il numero degli aspetticosì individuati e la valutazione di significatività, può però mutare nel tempo in relazione amodifiche del processo produttivo, a nuove disposizioni di legge, a nuove conoscenze inmerito agli effetti, a nuove direttive aziendali e ad altri fattori, non ultimi le osservazioni isuggerimenti, il concretizzarsi di un diverso grado di sensibilità delle parti interessate o ilraggiungimento di traguardi ambientali prefissati. Per considerare queste possibilivariazioni, il sistema di gestione include una procedura di valutazione che porta adaggiornare le informazioni in un apposito registro degli aspetti ambientali. Le eventualivariazioni saranno puntualmente comunicate attraverso le dichiarazioni ambientalisuccessive a questa.Sono presi in esame gli impatti ambientali derivanti dallo svolgimento di tutte le attivitàpassate, attuali e previste, considerando le condizioni di esercizio normali, le situazioninon normali e le situazioni di emergenza conseguenti a possibili incidenti.Per condizioni operative normali si intendono quelle condizioni previste in faseprogettuale e riscontrate in esercizio che determinano il rendimento ottimale di una 92
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Speziaattività anche sotto il profilo ambientale. Le condizioni operative non normali sono quellepreviste in fase progettuale che determinano un funzionamento non ottimale di un’attività,pur nel rispetto delle norme di sicurezza per l’impianto e per le persone, che senzainterventi correttivi possono portare ad un aumento dell’impatto ambientale. Le condizionidi emergenza sono situazioni legate ad un incidente che porti ad interazioni conl’ambiente oppure ad un avvenimento di rilievo, interno all’impianto, connesso ad unosviluppo controllato di un’attività che può comportare interazioni con l’ambiente.Sono stati innanzitutto individuati gli aspetti ambientali pertinenti all’attività svolta nel sito,attraverso lo studio di ogni interazione esistente tra componenti funzionali (trasformatori,combustori, scambiatori, serbatoi) e gli aspetti ambientali (emissioni in atmosfera,scarichi idrici, rifiuti, contaminazione del terreno). In particolare si è prestata attenzione aincludere nel lavoro di identificazione i collegamenti esistenti tra diversi compartiambientali a seguito di modifiche impiantistiche (come ad esempio nel casodell’introduzione del DeSOx che ha ridotto le emissioni di SO2, generando uncontemporaneo incremento di fanghi e consumo di additivi ed acqua). Il nuovoRegolamento introduce la distinzione fra aspetti ambientali diretti e indiretti per poterarticolare meglio e completare il quadro degli impatti ambientali che possono derivaredall’attività in essere. La Centrale per distinguere gli aspetti ambientali diretti da quelliindiretti, ha applicato il concetto di controllo gestionale. Si definiscono infatti, aspettiambientali diretti quegli aspetti sotto il controllo gestionale totale della Centrale e aspettiambientali indiretti, quelli su cui può non avere un controllo gestionale totale, cioèparziale, per esempio quelli derivanti da attività terziarizzate o affidate a diverse societàdel Gruppo Enel.Valutazione degli aspetti ambientaliI termini di valutazione prospettati dalla Commissione delle Comunità Europee attraversola Raccomandazione 2001/680/CE del 7 settembre 2001 relativa all’attuazione delregolamento (CE) n.761/2001, sono: 1. l’esistenza e i requisiti di una legislazione pertinente 2. il potenziale danno ambientale e la fragilità dell’ambiente 93
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Spezia 3. l’importanza per le parti interessate e per i dipendenti dell’organizzazione 4. la dimensione e la frequenza degli aspettiIl criterio adottato porta ad associare agli aspetti identificati i tre termini di valutazionedefiniti, tramite le cinque condizioni riportate nella tabella A. Per valutare una “misura”della dimensione e della frequenza degli aspetti, è stato adottato l’indice di rilevanza deifattori di impatto (IR. L’Indice di Rilevanza (IR) di un fattore di impatto è un codicenumerico a due posizioni, la prima riferita alla rilevanza qualitativa (quindi alla gravità delfattore), la seconda alla rilevanza quantitativa (vale a dire alla frequenza ed all’entità delfattore). Le cifre utilizzate per entrambe le posizioni sono “0”, ”1”, “2” in ordine crescentedi rilevanza combinate secondo lo schema concettuale di tabella B. Tabella A CONDIZIONI GENERALI PER DEFINIRE LA NECESSITÀ DI UN LIVELLO DI ATTENZIONE DA PARTE DELL’ORGANIZZAZIONE NEI CONFRONTI DELL’ASPETTO AMBIENTALE. Termini di valutazione Condizioni da verificare Esistenza e requisiti di una Laspetto o limpatto generato è oggetto di prescrizioni autorizzative, di 1 legislazione pertinente disposizioni di legge vigenti, oppure di prevedibili evoluzioni normative? Potenziale danno ambientale Limpatto genera conseguenze ambientali oggettivamente rilevabili ? 2 e fragilità dell’ambiente Importanza per le parti 3 Limpatto genera o può generare conseguenze economiche rilevanti? interessate e per i dipendenti Limpatto riguarda obiettivi strategici della politica ambientale dell’organizzazione aziendale? (Tenuto conto della politica aziendale, sia nei confronti dell’ambiente in generale, sia nei confronti della salvaguardia 4 dell’igiene e della sicurezza degli ambienti di lavoro, ricadono affermativamente in questo caso gli impatti che presentano un indice di rilevanza IR 21 o 22 ) 5 Limpatto è oggetto di sensibilità locale? 94
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaTABELLA B INDICE DI RILEVANZA DEI FATTORI DI IMPATTO (IR) INDICE QUANTITATIVO (Entità e frequenza associate al fattore) INDICE QUALITATIVO 00 01 02 (Gravità connessa al fattore dimpatto) 10 11 12 20 21 22 Area di attribuzione della significativitàEsempio: • Se un rifiuto pericoloso prodotto viene avviato al recupero in quantità superiori al 90% e la quota non recuperata è inferiore a 100 kg/anno, IR=20.Per ogni tipologia di impatto le soglie che determinano lindice quantitativo ed i criteri diassegnazione dellindice qualitativo sono stabiliti da una dettagliata istruzione operativa;ciò consente di attribuire lindice in modo oggettivo o quantomeno riproducibile.Per valutare la dimensione e la frequenza degli impatti è stato definito un Indice diRilevanza (IR) che prende in conto la rilevanza qualitativa, intesa come gravità, e larilevanza quantitativa dei fattori di impatto. Lindice è di tipo numerico a due posizioni (adesempio 02, 10, 22) ed è costruito secondo lo schema concettuale illustrato nellaprecedente tabella B.Ciascuna delle due posizioni dell’indice può assumere i valori 0, 1, 2: cosicché, 22rappresenta un impatto che ha la massima rilevanza sia sotto il profilo qualitativo siasotto quello quantitativo, 11 rappresenta un impatto medio, 02 può rappresentare unimpatto non associato ad agenti nocivi per l’uomo e per l’ambiente, ma che può avere unriflesso ambientale a causa della rilevanza quantitativa: è il caso, ad esempio, delloscarico delle acque di raffreddamento rilasciate in mare che può modificare latemperatura delle acque. Viceversa, un indice 20 può rappresentare ad esempio ilrilascio di sostanze nocive per l’ambiente ma in quantità limitate tali da non produrreconseguenze rilevabili: in questo caso la valutazione di significatività comporta l’impegnoa ricercare e ove possibile ad impiegare sostanze alternative meno inquinanti. 95
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaL’indice viene determinato in modo oggettivo e riproducibile. In questa scheda è anchespiegato il modello concettuale seguito per la identificazione degli aspetti ambientali e lemodalità di applicazione dei criteri generali sopra esposti. Il criterio di valutazioneadottato è di seguito riportato:CRITERIO PER DETERMINARE LA SIGNIFICATIVITÀ DI UN ASPETTO AMBIENTALEAlta, quando l’IR è pari a 22 e si verifica almeno una delle condizioni riportate in tab.A;Media, quando IR> 11 e nel contempo si verifica più di una delle condizioni generali ditabella A.Bassa, quando l’IR è pari a 02 o 11 ed è oggetto di sensibilità locale, oppure riguardaobiettivi strategici dell’azienda, o può provocare danni ambientali.ln tutti gli altri casi laspetto è Non Significativo (NS).Per gli aspetti significativi occorre adottare nell’ambito del sistema di gestione concretemisure di controllo. Per tutti gli aspetti identificati occorre comunque adottare le misurenecessarie per rispettare le prescrizioni legali anche di natura formale.Come per l’assegnazione dell’indice di rilevanza, anche per l’esame delle condizioni dellaTabella A, chi effettua la valutazione è guidato da una dettagliata istruzione, si realizzacosì una valutazione oggettiva, per quanto possibile, ma sicuramente riproducibile. Gliaspetti ambientali esaminati sono infatti riportati su un apposito registro che contienetutte le informazioni necessarie per comprendere la valutazione fatta. Il registrocostituisce il documento di riferimento per la definizione degli obiettivi e dei traguardi dimiglioramento, nonché per definire le procedure per la gestione e la sorveglianza deidiversi impatti.Aspetti IndirettiDopo aver identificato gli aspetti ambientali è stata operata, in accordo con laraccomandazione comunitaria già citata la prevista distinzione tra gli aspetti ambientalidiretti e aspetti ambientali indiretti, determinando il grado di controllo e gli aspetti sui qualil’azienda può esercitare un’influenza. Se l’azienda non ha un controllo diretto Totale 96
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della Speziasull’aspetto, allora questo viene considerato indiretto. Il controllo gestionale viene definitoParziale.In una prima fase gli aspetti indiretti, così individuati possono essere analizzatiprescindendo da quale sia il soggetto che lo controlla sotto il profilo gestionale e dallivello di controllo esercitato, attribuendo l’indice di rilevanza come da IS SGA 431/2 indicidi rilevanza.Successivamente, in funzione dell’influenza che l’azienda è in grado di esercitare rispettoa tale attività, si valuta se: 3. L’azienda è in grado di coordinare e sorvegliare con proprio personale tale attività. Si identificano due casi:1a. Se i contratti o capitolati d’appalto includono richieste relative all’aspetto in questionee sui soggetti esterni, che sono i diretti responsabili dell’attività, vengono regolarmenteeffettuati controlli sistematici, il grado di controllo è Alto.1b. Se il contratto esiste ma non include richieste particolari sull’aspetto in questione e icontrolli effettuati sono sporadici, il grado di controllo è Medio. 4. L’azienda non può controllare l’aspetto con il proprio personale; i comportamenti dei soggetti terzi sono solo influenzabili da parte dell’azienda. I casi si distinguono in:2a. Se l’azienda attua azioni di sensibilizzazione e coinvolgimento di terzi per unacorretta gestione dell’aspetto e si richiedono dati e informazioni necessari al rispetto dellanormativa, il grado di controllo è Medio.2 b. Se l’azienda, pur attuando azioni di sensibilizzazione non riesce ad ottenere dati einformazioni utili alla valutazione della significatività dell’aspetto, il grado di controllo èBasso.Se l’azienda non può controllare né influenzare l’aspetto; le attività le operazioni ed iservizi di terzi caratterizzati da prestazioni ambientali scadenti o da rischi ambientali o daimpatti per lo più remoti rispetto al sito produttivo, non sono né controllabili attraversovincoli contrattuali, né influenzabili mediante azioni di sensibilizzazione e coinvolgimentodi terzi ed inoltre non si possono attuare scelte organizzative, tecnologiche e commercialidiverse che siano economicamente sostenibili allora il grado di controllo è nullo. 97
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaCRITERIO PER DETERMINARE LA SIGNIFICATIVITÀ DI UN ASPETTO AMBIENTALEINDIRETTOMedia, se il grado di controllo è o medio o basso e l’Indice di Rilevanza è uguale osuperiore a 21.Bassa, se il grado di controllo è o medio o basso e l’Indice di rilevanza è uguale a 11.ln tutti gli altri casi laspetto è Non Significativo (NS). Definizione e verifica del campo acustico dell’impiantoEmissioni ed immissioniPer emissione si intende il rumore Classi di destinazione d’uso e valori limite di rumore in dB (A) Emissioni Immissionigenerato da una sorgente misurato in massime massimeprossimità della sorgente stessa in giorno notte giorno nottespazi frequentati da persone e I aree particolarmente protette 45 35 50 40comunità. Nel caso di un impianto II aree prevalentemente residenziali 50 40 55 45perimetrato i limiti fissati per le III aree di tipo misto 55 45 60 50 IV aree di intensa attività umana 60 50 65 55emissioni devono essere verificati sul V aree prevalentemente industriali 65 55 70 60confine in spazi frequentabili. Per VI aree esclusivamente industriali 65 65 70 70immissione si intende il rumore Note: il periodo diurno va dalle ore 6 alle 22, il notturno alle 22 alle 6,generato da una o più sorgenti in un dB(A) = Decibel A, vedi anche glossarioambiente abitativo o in un ambienteesterno frequentato da persone e comunità. I valori limite di immissione di una classesono maggiori del limite di emissione proprio per tener conto del fatto che più sorgentisonore possano contemporaneamente contribuire ad innalzare il livello sonoro inprossimità di abitazioni o ricettori sensibili all’aperto.Modello matematico per la definizione del campo acusticoPer valutare l’impatto acustico degli impianti termoelettrici l’Enel ha commissionato alCIRIAF (Centro Interuniversitario per la Ricerca sugli Inquinamenti da Agenti Fisici – 98
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaUniversità di Perugia) la predisposizione di un modello matematico che consentisse didiscriminare le immissioni dell’impianto in situazioni acusticamente complesse a causadella presenza di molte sorgenti e di valutare le modifiche all’impatto acustico inoccasione di rifacimenti impiantistici. Il modello è stato utilizzato e verificato in piùimpianti, tanto che Ministero dell’Ambiente lo ha approvato quale strumento divalutazione dell’impatto acustico dei progetti di modifica degli impianti termoelettricisottoposti ad autorizzazione. Il modello è stato sviluppato ed inizialmente validato proprionella centrale della Spezia.L’applicazione del modello richiede la misura dei livelli e delle potenze sonore incorrispondenza delle principali sorgenti dell’impianto. I dati rilevati costituiscono i dati diinput del modello. Nel caso specifico la caratterizzazione delle sorgenti ha richiestomisure su 27 punti interni alle aree d’impianto. Per verificare i risultati del modello(verifica di calibrazione) è sufficiente confrontare su un numero limitato di puntiopportunamente scelti i valori previsti dal modello con valori misurati realmente.L’applicazione del modello, con riferimento alla situazione impiantistica consolidatasidopo gli interventi di adeguamento ambientale, consente di verificare la compatibilitàdell’impatto acustico dell’impianto con la classificazione acustica del territorio sopraillustrata.Verifica dei limiti di rumoreUn modo semplice per impostare la verifica di compatibilità dell’impatto acustico dellacentrale rispetto alla classificazione acustica del territorio, è quello di sovrapporre leisofoniche calcolate dal modello, alla mappa che riassume la classificazione acustica delterritorio, come fatto nella Figura 23. Da tale sovrapposizione risulta che, fatta eccezioneper l’area a sud Est dell’impianto (aree interna alla circonferenza gialla sulla figura), sonorispettati sia i valori di emissione sia i valori di immissione. I valori di emissione vannoindividuati in corrispondenza delle intersezioni delle isofoniche con il perimetrod’impianto, i valori di immissione, da confrontare con i limiti di zona, devono essereindividuati in prossimità di luoghi abitati o frequentati da persone e comunità. I valorilimite di immissione sono ovunque rispettati. 99
    • Relazione Tecnica dei Processi ProduttiviDivisione Generazione ed Energy ManagementUnità di Business della SpeziaIl rispetto dei limiti di immissione assoluta esonera l’impianto dalla verifica del livello diimmissione differenziale, vale a dire dalla valutazione della variazione del rumoreall’interno degli ambienti abitativi dovuta all’emissione dell’impianto rispetto allasituazione di impianto fermo. 100