PARERE IN MERITO ALLA PRONUNCIA DI COMPATIBILITA' AMBIENTALE SUL PROGETTO DI POTENZIAMENTO DELLA CENTRALE TERMOELETTRICA DI RAVENNA, MEDIANTE DUE GRUPPI DI COGENERAZIONE A CICLO COMBINATO DA 780 MWe A GAS NATURALE, PRESENTATO DA ENIPOWER S.p.A (Legge 349/86, art 6 e DPCM 27/12/88, Allegato IV)
12/ 10/ 2001
Anno/numero Atto:2001/2189
(Prot. n AMB/01/19482
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LA GIUNTA DELLA REGIONE EMILIA - ROMAGNA
1. PREMESSO CHE:
1.1 il giorno 9 gennaio 2001 è stata depositata, ai sensi dell'art. 6 della legge 8 luglio 1986, n. 349, dell’ Allegato IV del DPCM 27 dicembre 1988 nonché del DPCM 10 agosto 1988, n. 377, come modificato dal DPR 11 febbraio 1998, presso questa Regione, (che l'ha acquisita al prot. n. 396/AMB in data 10 gennaio 2001) la documentazione relativa al progetto di massima e allo Studio di Impatto Ambientale (S.I.A.) sul potenziamento della centrale termoelettrica Enipower, mediante l’installazione di due gruppi di cogenerazione a ciclo combinato, per una potenza complessiva di 780 MWe, alimentati a gas naturale;
1.2 il progetto di potenziamento della centrale termoelettrica Enipower, mediante l’installazione di due gruppi di cogenerazione a ciclo combinato, per una potenza complessiva di 780 MWe, alimentati a gas naturale, interessa il comune di Ravenna in provincia di Ravenna;
1.3 l’istanza per ottenere il giudizio di compatibilità ambientale ed il relativo S.I.A. è stata presentata, con nota, prot. n° 26/2001 del 8 gennaio 2001, dalla società Enipower con sede in San Donato Milanese (MI), piazza Boldrini n. 1;
1.4 il S.I.A. è stato presentato da Snamprogetti S.p.A Salute, Sicurezza, Ambiente, con sede in San Donato Milanese (MI) v.le De Gasperi n. 16;
1.5 il dott. Simberto Senni Buratti, in qualità di dirigente responsabile della funzione Salute, Sicurezza e Ambiente della Snamprogetti S.p.A., ha reso dichiarazione giurata, in data 6 novembre 2000, acquisita agli atti di ufficio, sulla esattezza dei contenuti del S.I.A. ai sensi del comma 3 dell’art. 2 del DPCM 27 dicembre 1988;
1.6 con avviso pubblicato, il 15 gennaio 2001, con successiva errata corrige pubblicata in data 24 gennaio 2001, sul quotidiano “Corriere della Sera”, edizione nazionale e sul quotidiano “Il Resto del Carlino”, edizione di Ravenna, è stata data comunicazione dell’avvenuto deposito del S.I.A. e del relativo progetto in oggetto ed è stato avviato il periodo di 45 giorni (a partire dal 24 gennaio 2001) per la presentazione di osservazioni da parte dei soggetti interessati;
1.7 con decreto DEC/VIA/5734 del 8 gennaio 2001, il Ministero dell’Ambiente di concerto con il Ministero dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato, ha nominato il Presidente dell’istruttoria pubblica, dott. Giovanni Ruoppolo, Presidente di Sezione del Consiglio di Stato, assistito da tre esperti designati dal Ministero dell’Ambiente e da tre esperti, designati rispettivamente dalla Regione, dalla Provincia, dal Comune, ai sensi dell’ art. 6 dell’allegato IV del D.P.C.M. 27 dicembre 1988;
1.8 con decreto DEC/VIA/5661 del 19 dicembre è stata integrata la Commissione VIA con le designazioni dell’Istituto di Sanità, dell’ENEA dell’ANPA e della Regione Emilia - Romagna;
1.9 nei giorni 21 febbraio 2001 e 5 luglio 2001 si sono svolti incontri, con la partecipazione del proponente, per l’istruttoria tecnica, presso la Commissione VIA del Ministero dell’Ambiente;
1.10 il giorno 11 luglio 2001 si è svolto un sopralluogo presso il comparto Enichem, dove sarà realizzato il nuovo impianto di cogenerazione, con la partecipazione, oltre al proponente, di componenti della Commissione VIA, del Ministero dell’Ambiente, di rappresentanti di Questa Regione, della Provincia di Ravenna e del Comune di Ravenna;
2. DATO ATTO CHE:
2.1 il S.I.A. sul potenziamento della centrale termoelettrica Enipower, mediante l’installazione di due gruppi di cogenerazione a ciclo combinato, per una potenza complessiva di 780 MWe, alimentati a gas naturale e relativi elaborati, sono stati continuativamente depositati per 45 giorni, al fine della libera consultazione da parte dei soggetti interessati presso l’Assessorato Agricoltura. Ambiente e Sviluppo Sostenibile, sito in via del Mille n. 21, a Bologna, dal 24 gennaio 2001 al 12 marzo 2001, data che rappresenta altresì il termine per la presentazione delle osservazioni;
2.2 i medesimi elaborati sono, inoltre, stati depositati per il medesimo periodo, dal 24 gennaio 2001 al 12 marzo 2001, presso la provincia di Ravenna e il comune di Ravenna come risulta dalle “relata di deposito” seguito specificate:
Provincia di Ravenna, con nota acquisita al protocollo di questa Regione n. 18778/AMB del 1 ottobre 2001;
Comune di Ravenna, con nota acquisita al protocollo di questa Regione n. 18843/AMB del 2 ottobre 2001;
2.3 entro il termine del 12 marzo 2001, né successivamente, non sono state presentate osservazioni a questa Regione, né al Comune di Ravenna, né alla Provincia di Ravenna;
2.4 il giorno 26 marzo 2001 il Presidente dell’Inchiesta Pubblica dott. Giovanni Ruoppolo, Presidente di Sezione del Consiglio di Stato, si è riunito con i tre esperti designati dal Ministero dell’Ambiente e con i tre esperti designati rispettivamente da Regione, Provincia e Comune, decidendo di non dar luogo all’inchiesta pubblica data la mancanza di osservazioni, come da verbale acquisito agli atti d’ufficio al protocollo di questa Regione n. 18923/AMB del 3 ottobre 2001;
3. RICORDATO CHE:
3.1 l’istruttoria del progetto, nell’ambito della ”istruttoria tecnica” curata dalla Commissione VIA del Ministero dell’Ambiente è stata condotta in costante e continua collaborazione con le strutture degli enti locali interessati;
3.2 a seguito delle prime fasi dell’istruttoria congiunta, dopo attento esame degli elaborati presentati per la valutazione ed in relazione alle lacune riscontrate, si evidenziava la necessità di richiedere alcuni approfondimenti allo Studio d’Impatto Ambientale;
3.3 con nota prot. n. AMB/AMB/01/5466 del 20 marzo 2001 la Regione Emilia - Romagna ha richiesto chiarimenti, approfondimenti e integrazioni al S.I.A presentato, per il progetto in oggetto, di seguito riportati:
relativamente al quadro programmatico
informazioni sugli accordi per l’immissioni dell’energia elettrica, prodotta dall’impianto progettato, nella rete nazionale;
relativamente al quadro progettuale
chiarimenti in merito alla realizzazione della vasca per il contenimento di serbatoi per il gasolio, descritta al capito 5.1 del progetto di massima, e sua individuazione planimetrica;
in relazione all’ipotesi di riclassificazione della zonizzazione sismica, all’interno della quale è possibile che venga ricompresa la parte non ancora classificata sismica del territorio provinciale di Ravenna, si richiede la verifica dell’impianto in esame ai sensi del D.M. 16 gennaio 1996;
relativamente al quadro ambientale
approfondimento, del bilancio complessivo, riferito all’intero Comparto Enichem, dei prelievi idrici, delle emissioni in atmosfera, degli scarichi e dei consumi energetici;
analisi, ante e post opera, della diffusione delle emissioni, prodotte dall’impianto in esame, rapportate a quelle emesse da altre fonti presenti in zona (ad es. impianti termoelettrici, energetici in genere e forni) mediante una simulazione d’area vasta, al fine di poter valutare l’apporto dell’impianto stesso;
studio di eventuali sinergie con altri impianti del comparto Enichem, anche per il riutilizzo delle acque di scarico prodotte in sostituzione delle acque dolci prelevate per i sistemi di raffreddamento dell’impianto in progetto;
approfondimento degli impatti sul canale Cupa e sulla Piallassa Baiona provocati dalla riduzione di scarico di acqua mare; con particolare riferimento alla circolazione dell’acqua, alla sua temperatura e salinità;
approfondimenti in merito all’incidenza del maggior consumo di acqua dolce sulle fonti di approvvigionamento;
caratterizzazione della qualità dei suoli dell’isola n. 5 finalizzata all’individuazione di eventuali azioni di bonifica;
approfondimenti dell’analisi dei rischi considerando i possibili inneschi dell’”effetto domino” sia rispetto agli altri impianti, sia derivanti da questi all’impianto in progetto;
chiarimenti in merito alle destinazioni dei materiali provenienti dallo smantellamento degli impianti B-2 e B-3 e dalle operazioni di scavo per la costruzione del nuovo impianto;
individuare soluzioni di mitigazione della pressione sonora in fase di cantierizzazione dell’opera;
dettagliare i sistemi di monitoraggio delle emissioni al camino;
approfondimenti dei problemi provocati, all’interno del Comparto industriale, nel caso di mancata erogazione del vapore da parte dell’impianto in progetto, relativamente ai possibili effetti sull’ambiente e sulla sicurezza;
3.4 con nota, del 18 luglio 2001, la Commissione VIA del Ministero dell’Ambiente ha richiesto chiarimenti, approfondimenti e integrazioni al S.I.A.del progetto in oggetto;
3.5 con nota, del 7 agosto 2001, la Società Enipower ha presentato le integrazioni, richieste dalla Regione Emilia - Romagna e dalla Commissione VIA del Ministero dell’Ambiente, a questa Regione che le ha acquisite al prot. n.15620/AMB del 13 agosto 2001;
4 DATO INOLTRE ATTO CHE:
4.1 la Regione ha condotto l’istruttoria tecnica in costante e continua collaborazione con la Provincia di Ravenna e il Comune di Ravenna;
4.2 le valutazioni e le prescrizioni riportate in questa delibera sono condivise dalla Provincia di Ravenna e dal Comune di Ravenna;
5 VALUTATO DAL PUNTO DI VISTA GENERALE CHE:
5.1 il S.I.A. in oggetto è redatto in modo sufficientemente corrispondente alle normative stabilite nei D.P.C.M. 10 agosto 1988, n. 377e successive modifiche ed integrazioni e dal D.P.C.M 27 dicembre 1988;
6 VALUTATO DAL PUNTO DI VISTA PROGRAMMATICO CHE:
6.1 il progetto del potenziamento della centrale termoelettrica Enipower, è inquadrato nei seguenti strumenti pianificatori:
· Piano Energetico Nazionale (PEN);
· Piano Territoriale Regionale (P.T.R.);
· Piano Territoriale di coordinamento della provincia di Ravenna (P.T.C.P.);
· Piano Regolatore Generale del comune di Ravenna (P.R.G.);
· Protocollo d’intesa fra Provincia di Ravenna, Comune di Ravenna e le Società operanti all’interno dell’area ex stabilimento EniChem;
6.2 Piano Energetico Nazionale (PEN)
6.2.1 la legge 9 gennaio 1991, n. 10 “Norme per l’attuazione del piano energetico nazionale in materia di uso razionale dell’energia, di risparmio energetico e di sviluppo delle fonti rinnovabili di energia”, pone come finalità: l’uso razionale dell’energia, il contenimento dei consumi di energia, l’utilizzazione delle fonti rinnovabili di energia, la riduzione dei consumi specifici di energia nei processi produttivi, una più rapida sostituzione degli impianti in particolare nei settori a più elevata intensità energetica;
6.2.2 la legge 9 gennaio 1991, n. 10 considera fonti di energia assimilate alle fonti rinnovabili di energia: la cogenerazione, intesa come produzione combinata di energia elettrica o meccanica e di calore;
6.3 Piano Territoriale Regionale (P.T.R.);
il Piano Territoriale Regionale (P.T.R.), approvato con delibera di Consiglio Regionale n. 3065 del 28 febbraio 1990, pone la relazione tra ambiente e sviluppo come matrice per l’individuazione degli obiettivi strategici da perseguire; in particolare per l’”Area programma di Ravenna” sono previste, tra le altre, politiche di riqualificazione e riconversione del “Polo industriale” di Ravenna anche in considerazione ad esigenze di tutela ambientale, con particolare riferimento:
· polo chimico, governando il graduale passaggio dagli attuali assetti produttivi imperniati sulla chimica di base a nuovi assetti (chimica secondaria, produzioni ecologiche, nuova chimica…);
· centrali di produzione energetica: sostituzione degli attuali impianti con una nuova centrale a metano;
6.4 Piano Territoriale di Coordinamento della Provincia di Ravenna (P.T.C.P.);
6.4.1 Il Piano Territoriale di Coordinamento Provinciale approvato con delibera della Giunta regionale n. 94 del 1 febbraio 2000 (Variante adottata con delibera del Consiglio provinciale n. 150 del 10 ottobre 2000) si rapporta, con la pianificazione a livello regionale, con un contributo attivo alla definizione dell’unità socioeconomica regionale;
6.4.2 l’ipotesi progettuale del piano territoriale provinciale punta alla costruzione di un sistema urbano e insediativo pensato come nervatura di una rete complessa in sviluppo, in cui relazioni extraprovinciali e relazioni intraprovinciali si giustificano e si rafforzano a vicenda; i principali schemi di selezione dei progetti prioritari sono:
disegno della maglia principale di connessioni trasportistiche;
riduzione della vulnerabilità ambientale;
disegno dell’armatura urbana;
crescita di una identità distintiva del turismo ravennate;
valorizzazione e sviluppo del capitale cognitivo presente nel territorio;
6.4.3 per il comparto EniChem il Piano si pone l’obiettivo di rafforzare e qualificare il Distretto Chimico Ravennate, rendendolo sempre più compatibile con l’ambiente e con le altre attività presenti nell’area;
6.4.4 per quanto concerne la produzione di energia elettrica il Piano punta sull’innovazione tecnologica del settore, per contribuire a colmare il deficit energetico regionale e porsi all’avanguardia per il risparmio energetico e la compatibilità ambientale;
6.5 Piano Regolatore del Comune di Ravenna (P.R.G.)
6.5.1 il PRG del comune di Ravenna, attualmente in vigore, (variante generale adottata nel dicembre 1993 e approvata con delibera provinciale n. 694/30912 del 12 luglio 1996) per il comparto produttivo EniChem-Anic, definisce nelle norme di attuazione del piano (art. VII. 12) l’area in questione come “Zona D5: comparti produttivi soggetti a programmi unitari d’intervento”, nelle quali gli interventi di riconversione e ristrutturazione delle attività produttive sono subordinate alla preventiva approvazione di un Programma Unitario da parte del Consiglio comunale, di concerto con la Provincia, al fine di definire usi compatibili, tipologie d’intervento ed eventuali stralci operativi;
6.6 Protocollo d’intesa tra Provincia di Ravenna, Comune di Ravenna e Società operanti all’interno dell’area ex stabilimento EniChem
6.6.1 nell’aprile 1997 è stato stipulato il protocollo d’intesa tra il Comune di Ravenna, la Provincia di Ravenna e le Società operanti all’interno dell’area ex stabilimento EniChem, al fine della limitazione dell'impatto ambientale derivante dal complesso delle attività svolte nell’area;
6.6.2 in particolare il protocollo fissa gli obiettivi, da raggiungere entro il 31 dicembre 2000, relativamente a:
· utilizzo della risorsa idrica;
· emissioni in atmosfera;
· rifiuti;
6.6.3 il protocollo d’intesa prevede inoltre: un’ottimizzazione del consumo della risorsa idrica, la riduzione del contenuto di inquinanti degli scarichi idrici e della pericolosità dei rifiuti prodotti, nonché una riduzione delle emissioni in atmosfera; a seguito di tale accordo è stato attivato l’attuale turbogas in funzione (TG501) e sono stati definiti obiettivi di miglioramento delle emissioni della centrale termoelettrica dell’ex stabilimento EniChem;
6.6.4 nel mese di marzo 2001 è stato siglato un nuovo protocollo d’intesa tra il Comune, la Provincia e le Società coinsediate nello stabilimento Enichem, nel quale vengono definiti ulteriori obiettivi di miglioramento degli impatti ambientali fra cui le emissioni in atmosfera, per cui EniPower è impegnata alla sostituzione degli attuali generatori di vapore ad olio combustibile con due nuovi gruppi turbogas entro la fine del 2003;
6.6.5 l’opera in progetto prevede l’utilizzo di un combustibile a bassa produzione di emissioni inquinanti e il rispetto dei quantitativi globali di consumo della risorsa idrica nel Protocollo sopra indicato;
6.7 il progetto per il potenziamento della centrale termoelettrica Enipower, mediante l’installazione di due gruppi di cogenerazione a ciclo combinato, per una potenza complessiva di 780 Mwe, alimentati a gas naturale, risulta coerente con la pianificazione territoriale regionale provinciale e comunale e con le indicazioni contenute nella legge 9 gennaio 1991, n. 10 “Norme per l’attuazione del piano energetico nazionale in materia di uso razionale dell’energia, di risparmio energetico e di sviluppo delle fonti rinnovabili di energia”; oltre ad attuare le indicazioni contenute negli accordi volontari tra gli Enti Locali e le imprese del comparto chimico ravennate;
7 VALUTATO DAL PUNTO DI VISTA PROGETTUALE CHE:
7.1 nel S.I.A. è descritto il progetto di massima, in oggetto, che prevede la realizzazione di un impianto di cogenerazione a ciclo combinato da 780 MWe, alimentato a gas naturale, in sostituzione e in ampliamento dell’attuale centrale termoelettrica costituita da tre generatori di vapore, da quattro turboalternatori e da un ciclo combinato, formato da una turbina a gas e da una caldaia a recupero;
7.2 impianto attuale
7.2.1 attualmente la società EniPower è proprietaria di un impianto, in attività all’interno dello stabilimento EniChem, che garantisce la fornitura di vapore ed energia elettrica allo stabilimento stesso; tale impianto è costituito da tre generatori di vapore, alimentati ad olio combustibile, (B2, B3, B4) quattro turboalternatori e da un turbogas (TG501) a ciclo combinato alimentato a gas metano; la potenza nominale complessiva è di circa 290 Mwe;
7.2.2 l’attuale centrale termoelettrica produce, oltre all’ energia elettrica, anche vapore tecnologico a diverse pressioni e temperature ed è costituita dai seguenti elementi:
Caldaie anno avviamento potenzialità t/h vapore 120 bar a a 530°C vapore 9 bar a a 215°C 20B21957MAX 27020B31958MAX 27020B4001973MAX 450BA5011999MAX 450MAX 44
Turbine anno avviamento potenzialità nominale Mwe 20TD1195637,520TD2195737,520TD3195837,520TD400197352TG-5011999127
7.2.3 le turbine TD1 e TD2 sono ad estrazione e condensazione, mentre la turbina TD400 è a contropressione ed estrazione; la turbina TD3 è in corso di sostituzione con una macchina da 65 Mwe (sigla 20TD300) con estrazioni controllate di media e bassa pressione e condensazione; la turbina a gas TG501 è dotata di caldaia a recupero (BA501) per la produzione di vapore ad alta e bassa pressione, corredata di bruciatori di post-combustione per garantire la temperatura del vapore ad alta pressione al variare delle condizioni ambientali;
7.2.4 nel S.I.A. sono riportati, per l’anno 1999 il consuntivo degli inquinanti atmosferici, emessi dalla attuale centrale termica, riassunti nella seguente tabella:
situazione emissiva nella configurazione di centrale attuale pot.termica prod.vapore Portata fumi SO2 Nox PLv MWtt/hNm3/ht/at/at/aB2194270240.000B3194270240.000B4323450405.000Tot. Cald.711990885.00012.0453.540398TG13952301.100.000880Tot1.1061.2201.985.00012.0454.420398
7.2.5 il protocollo d’intesa stipulato nel 1997 tra Provincia e Comune di Ravenna, EniChem e società coinsediate ha previsto un piano di miglioramento ambientale che prevede il raggiungimento, per la fine dell’anno 2000, dei seguenti obiettivi in termini di emissioni inquinanti in atmosfera per la centrale EniPower:
emissioni autorizzate fino al 31/12/2000 pot.termica prod.vapore portata fumi SO2 Nox PLv
MWtt/h Nm3/ht/at/at/a B1194270240.000 B2194270240.000
B3194270240.000 B4323450405.000 Tot9051.2601.125.00015.3004.500450
7.2.6 la Società EniPower ha programmato i flussi di massa, da rispettare a partire dal 2003, indicati nella seguente tabella:
emissioni programmate dal 01/01/2003 pot.termica prod.vapore portata fumi SO2 Nox PLv MWtt/hNm3/ht/at/at/aB2194270240.000B3194270240.000B4323450405.000tot. cald.711990885.00010.0003.300398TG13952301.100.000-880-tot1.1061.2201.985.00010.0004.180398
7.2.7 la sintesi dei prodotti, (vapore tecnologico fornito agli impianti dello stabilimento multisocietario ed energia elettrica fornita allo stabilimento ed all’Enel) e dei consumi della centrale termoelettrica per l’anno 1999 sono sintetizzati, secondo i dati forniti nel SIA, nella tabella seguente:
Produzioni vapore 50 bar a445.794.000Kgvapore 19 bar a557.376.998Kgvapore 9 bar a1.007.368.003Kgvapore 5,5 bar a484.117.002Kgenergia elettrica1.077.291.630KWh
Consumi olio combustibile BTZ192.175.000kgMetano192.182.794Nm3comb. di recupero21.953.643Kg di O.C.E.acqua DEMI3.035.383m3acqua integrazione tal quale173.798m3acqua integrazione precondizionata19.736m3acqua potabile5.098m3acqua industriale13.154m3acqua di mare76.000.000m3Chemicals116.120Kg
combustibili di recupero-consuntivo 1999 raffinato 2 da ecofuel4.150.649Kgwaste gas da DMC6.158.889Nm3gas comb H2+CO da DMC1.251.199Nm3gas texaco esubero da DMC1.382.018Nm3fuel gas da BTH829.257Nm3Amileni da PGS3.512.251KgSottoprod. BDE4.937.333KgWaste Gas da Rivoira18.681.889Nm3
7.2.8 per l’anno 1999 il consuntivo degli effluenti liquidi è dato dalle acque meteoriche (488.210 m3), che vengono raccolte nella rete fognaria delle acque bianche convogliate all’impianto dell’area chimica TAS, dove subiscono unicamente il trattamento chimico-fisico, e dalle acque di raffreddamento della centrale termoelelettrica (circa 67.000.000 m3/anno), costituite da acqua marina prelevata dal Canale Candiano, vengono scaricate nel canale di via Cupa, con caratteristiche a norma di legge;
7.2.9 per l’anno 1999 il consuntivo dei rifiuti indica: 0,8 t di rifiuti assimilabili agli urbani, 32,26 t di rifiuti speciali non pericolosi inviati a discarica per il recupero, 30,52 t di rifiuti non pericolosi inviati a smaltimento e 5,88 t di rifiuti pericolosi inviati a trattamento;
7.3 impianto progettato
7.3.1 il progetto dell’intervento in esame, che nel suo complesso ricoprirà una superficie all’interno dell’area di Stabilimento EniChem di circa 34.550 m2, prevede la sostituzione degli impianti più obsoleti (gruppi B2 e B3 ad olio combustibile) della CTE esistente con due moduli a ciclo combinato da 390 MWe ciascuno, alimentati a gas naturale;
7.3.2 la decisione di proporre la realizzazione di un impianto a ciclo combinato è motivata dai vantaggi che esso presenta in confronto agli altri interventi possibili per la produzione di energia elettrica e vapore in cogenerazione:
· alta efficienza (oltre 50%);
· bassi costi e facilità di installazione;
· bassi costi operativi e facilità di manutenzione;
· alta disponibilità ed affidabilità;
· breve periodo di costruzione;
· minimo impatto ambientale grazie alle basse concentrazioni di inquinanti nei fumi;
· minori consumi specifici di combustibile;
7.3.3 l’intervento sarà realizzato nelle seguenti aree di stabilimento:
· Isola 5 in cui verrà installata la centrale a ciclo combinato;
· Isola 6 in cui verrà realizzato il sistema di raffreddamento e l’area servizi;
· Isola 17 area in cui avverrà la ricezione di gas naturale;
· Isola 19 dove saranno effettuati i lavori di adeguamento della sottostazione elettrica;
· Isola 11 dove verranno dismesse due delle caldaie attualmente in attività.
7.3.4 per tutte queste aree EniPower ed EniChem hanno in corso le procedure per la caratterizzazione dei suoli e gli eventuali interventi di bonifica, secondo quanto previsto dal DM 471/99;
7.3.5 il progetto prevede che il nuovo impianto sia composto da due gruppi a ciclo combinato, alimentati a gas naturale, da 390 MWe, ciascuno costituito dalla combinazione in serie di una turbina a gas, una caldaia recupero ed una turbina a vapore;
7.3.6 l’impianto sarà in grado di fornire vapore tecnologico ed energia elettrica allo stabilimento EniChem; la quota parte di energia elettrica prodotta eccedente il fabbisogno dello stabilimento sarà immessa nella rete di trasmissione nazionale;
7.3.7 i due nuovi turbogas andranno a sostituire due dei tre generatori di vapore (B2 e B3) esistenti alimentati ad olio combustibile, mentre il gruppo B4 rimarrà di riserva per i periodi di manutenzione dei turbogas nuovi e di quello esistente, in caso non si possa far fronte alla domanda di vapore dello stabilimento;
7.3.8 il progetto in oggetto prevede quindi l’ampliamento della centrale, la riconversione a gas metano e la rimozione di una parte delle apparecchiature al momento installate; in particolare è prevista la dismissione di due (B2 e B3) delle tre caldaie alimentate ad olio combustibile;
7.3.9 la taglia prevista per la nuova centrale trova la sua giustificazione nell’attuale domanda regionale di energia elettrica, che viene soddisfatta mediante il ricorso ad importazioni e nella necessità di fornire quantità elevate di vapore allo stabilimento;
7.3.10 ciascun modulo è costituito da un turboalternatore a gas, una caldaia a recupero a tre livelli di pressione con surriscaldatore e degasatore integrato, ed un turboalternatore a vapore a condensazione, con spillamenti liberi; il raffreddamento dei condensatori di vapore verrà realizzato mediante un sistema a torri di raffreddamento dedicato, che servirà, inoltre, un circuito secondario per il raffreddamento degli ausiliari;
7.3.11 le torri saranno a tiraggio forzato e del tipo ibrido a umido/secco a controcorrente la cui configurazione consente di ridurre il pennacchio di condensazione del vapore; tale sistema consente di limitare il prelievo di acqua mare per il raffreddamento e di evitare pennacchi e scarichi mentre lo spurgo del circuito di raffreddamento potrà essere interamente recuperato nella rete antincendio di stabilimento;
7.3.12 le turbine a gas, previste dal progetto, sono macchine dell’ultima generazione, caratterizzate da elevate prestazioni ed alta efficienza; i bruciatori, del tipo DLN (Dry Low Nox), permettono una combustione a fiamma premiscelata, consentendo emissioni di ossidi di azoto intrinsecamente basse, senza la necessità di iniezioni di vapore e/o di altri tipi di abbattimento;
7.3.13 i gas combusti ad alta temperatura (circa 1300° C) escono dalla camera di combustione ed entrano nella turbina a gas multistadio, dove la loro energia viene convertita in energia meccanica, di cui una buona parte viene utilizzata per muovere il compressore della turbina a gas stessa mentre la rimanente parte aziona il generatore per la produzione di energia elettrica;
7.3.14 il generatore di vapore è una caldaia a recupero, sui gas combusti a valle della turbina a gas, a circolazione naturale con tre livelli di pressione, con surriscaldatore e preriscaldo del condensato nella sezione finale della caldaia;
7.3.15 il sistema vapore è costituito dalle linee di collegamento tra la caldaia e la turbina e dalle linee di by-pass per il vapore di media e bassa pressione a protezione della macchina;
7.3.16 il vapore, scaricato dalla sezione di bassa pressione della turbina, entra direttamente nel condensatore a superficie, raffreddato ad acqua, dove viene condensato e leggermente sottoraffreddato alla pressione di esercizio di circa 0,05 bar a;
7.3.17 il sistema di raffreddamento principale è costituito da un sistema a torri di raffreddamento a celle comuni alle due unità a ciclo combinato; le torri saranno a tiraggio forzato e del tipo ibrido a umido/secco a controcorrente la cui configurazione consente di ridurre il pennacchio di condensazione del vapore; l’aria viene trascinata verticalmente all’ingresso della parte bassa delle torri ed attraversa controcorrente l’acqua scaricandosi nell’atmosfera;
7.3.18 lo spurgo del circuito di raffreddamento sarà interamente recuperato nella rete antincendio di stabilimento;
7.3.19 il sistema antincendio sarà connesso con la rete esistente e sarà coordinato con il piano di sicurezza dello Stabilimento;
7.3.20 l’aria strumenti necessaria ai nuovi impianti è distribuita alle varie utenze per mezzo di una nuova rete di distribuzione alimentata dalla rete di stabilimento;
7.3.21 un generatore diesel da circa 800 kW sarà invece predisposto, per solo servizio di emergenza, nella centrale a ciclo combinato, al fine di garantire l’alimentazione ai servizi in fase di fermata e blocco;
7.3.22 il sistema di raffreddamento degli ausiliari, comune ai due cicli combinati, è dimensionato per raffreddare tutte le apparecchiature e macchinari, con un prelievo di acqua pompata per mezzo di 3 pompe di circolazione, ciascuna della capacità di circa 1.275 m3/h;
7.3.23 il sistema di alimentazione gas combustibile è dimensionato per fornire il combustibile alla centrale a ciclo combinato e sarà localizzato all’isola 17 dello stabilimento;
7.3.24 il sistema di alimentazione a gasolio è previsto per alimentare il diesel di emergenza per la fermata in sicurezza della centrale;
7.3.25 l’acqua demineralizzata è fornita dallo stabilimento (impianto TAC) nel quantitativo necessario al reintegro dell’acqua di alimento alle caldaie della centrale a ciclo combinato ed al vapore fornito allo Stabilimento;
7.3.26 l’acqua grezza destinata al reintegro della torre di raffreddamento sarà fornita dall’impianto TAC di stabilimento;
7.3.27 l’energia elettrica prodotta a 22 kV e 50 Hz da ciascun generatore delle unità a ciclo combinato viene trasferita al trasformatore elevatore di ciascun dei gruppi; ciascun trasformatore elevatore, installato all’aperto e dotato di adeguato sistema di messa a terra trasferisce, per mezzo di cavi in alta tensione, l’energia alla sottostazione elettrica a 380 kV, di tipo blindato;
7.3.28 il sistema di distribuzione dell’energia elettrica interno è articolato su due sistemi:
· il sistema di media tensione (6 kV) preposto ad alimentare direttamente le utenze di potenza superiore a 160 kW ed i trasformatori che alimentano il sistema di distribuzione primaria in bassa tensione;
· il sistema di bassa tensione (400 V) sarà alimentato dai quadri di media tensione attraverso trasformatori M.T/BT e sarà a sua volta articolato in un livello di distribuzione primaria (utenze di potenza superiore a 50 kW e dei sottoquadri) e in uno di distribuzione secondaria (per l’alimentazione delle utenze di potenza inferiore a 50 kW);
7.3.29 l’energia elettrica, non utilizzata dal sito produttivo, sarà immessa a 380 KV su una linea esistente che collega la sottostazione elettrica alla rete nazionale, (presso la stazione TERNA di Ravenna Canala) che verrà adeguata alle nuove condizioni di esercizio;
7.3.30 l’impianto di cogenerazione utilizzerà solo gas naturale, prelevato dall’esistente collegamento alla rete nazionale, previa realizzazione di una nuova stazione di riduzione e misura ubicata all’interno dello stabilimento;
7.3.31 i principali interventi accessori connessi alla realizzazione del progetto in esame saranno:
· realizzazione da parte di SNAM del raddoppio del tratto di gasdotto (di lunghezza 1,4 Km e DN 400 e pressione 75 bar) di interconnessione con la rete di distribuzione nazionale;
· riqualificazione, mediante una configurazione a doppia terna binata con fasi ottimizzate, di un elettrodotto esistente, portandolo da 132 kV a 380 kV, per l’esportazione della energia elettrica, non utilizzata all’interno dello Stabilimento, alla rete nazionale, (che sarà oggetto di una distinta procedura di VIA ai sensi della L.R. 9/99 )
· esecuzione delle connessioni con i servizi di Stabilimento;
7.3.32 il sistema di sicurezza e controllo sarà progettato sulla base dei seguenti criteri:
· l’impianto potrà restare operativo anche nel caso di guasti su singoli elementi, (tecnologia “fault tolerant”);
· le funzioni di controllo saranno garantite da tre unità di elaborazione ridondanti per le protezioni e due unità di elaborazione ridondanti per il controllo;
· tutte le funzioni di protezione saranno distinte da quelle di regolazione e monitoraggio;
· per quanto riguarda il controllo delle emissioni in atmosfera è previsto un monitoraggio continuo a camino delle emissioni di NOX e CO;
7.4 cantierizzazione
7.4.1 la fase di cantierizzazione dell’opera in progetto si svolgerà con la seguente sequenza di attività:
· preparazione delle aree interessate dai lavori, con operazioni di scavo per la realizzazione delle fondazioni;
· opere civili quali fondazioni, opere relative alle apparecchiature più pesanti quali turbine, generatori, di vapore a recupero, compressori, condensatori e le torri di raffreddamento; nonché strade, piazzali, cabinati di protezione ed edifici per l’allogggiamento dei quadri elettrici che di controllo;
· montaggi meccanici;
· montaggi elettrici;
· montaggi strumentazione;
· verniciature e coibentazioni;
7.4.2 la realizzazione dell’opera in progetto comporterà la movimentazione delle seguenti volumetrie:
scavi 25.000 m3 reinterri (con terreno di scavo) 8.000 m3 sottofondi pavimentazione 2.500 m opere in getto 36.000 m
7.4.3 la fase di cantierizzazione del raddoppio del metanodotto si svolgerà con la seguente sequenza di attività:
· definizione delle aree di cantiere e di quelle per infrastrutture provvisorie;
· apertura della pista di lavoro;
· sfilamento delle tubazioni;
· saldatura di linea;
· scavo della trincea;
· rivestimento dei giunti;
· posa della condotta;
· reinterro della condotta e posa del cavo di telecomunicazione;
· realizzazione degli impianti di linea;
· collaudi idraulici;
· ripristini;
7.4.4 la fase di cantierizzazione della riqualificazione dell’elettrodotto si svolgerà con la seguente sequenza di attività:
· rilievi topografici,
· preparazione delle arre di cantiere (è prevista un’area di circa 10.000 m2 costituito da uffici di direzione e sorveglianza, nonché da un deposito di materiali);
· smontaggio dei conduttori esistenti con recupero degli stessi per il loro riutilizzo,
· smontaggio dei sostegni e loro trasporto a società di rottamazione:
· demolizione delle fondazioni trivellate esistenti fino ad 1 metro sotto terra,
· esecuzione delle nuove fondazioni,
· montaggio dei sostegni tralicciati fuori terra;
· messa in opera dei conduttori d’energia e delle funi di guardia;
· revisione finale con ripristini e/o risarcimento indennità ai possessori dei fondi;
7.4.5 si possono ritenere trascurabili gli impatti prodotti durante la fase di cantiere, ma al fine di contenere le emissioni sono previste misure di mitigazione finalizzate alla riduzione delle polveri (per esempio bagnare le strade e le gomme degli automezzi);
7.5 demolizioni
7.5.1 lo smantellamento delle caldaie denominate B-2 e B-3 è previsto, nel progetto in esame, prima dell’entrata in funzione dei nuovi moduli a ciclo combinato;
7.5.2 le operazioni di dismissione verranno strutturate secondo diversi livelli quali: la messa in sicurezza degli impianti, lo smantellamento e la rimozione delle apparecchiature e delle strutture metalliche e in cemento armato e il ripristino del suolo;
7.5.3 nella seguente tabella sono indicati materiali derivanti dalla demolizione di una caldaia e del relativo camino;
materiali derivanti dalla demolizione di una caldaia e un camino rifiuti speciali pericolosiContenenti amianto354 tDemolizione e rottamazione impiantiacciaio al carbonio, alluminio1727 tDemolizione e rottamazione impianticavi elettrici e motori elettrici10 tCemento armato37,9 mcSmaltimento calcestruzzo72 tTrattamento acque di lavaggio3 tSmaltimento lana di roccia22 trifiuti solidi assimilabili agli urbanipannelli vetroplast, imballaggi, ecc.12 trifiuti speciali non pericolosi refrattari162 tResidui olio combustibile20 t
7.5.4 i materiali derivanti dalle demolizioni saranno opportunamente smaltiti presso impianti autorizzati;
7.6 valutazioni sulle scelte progettuali
7.6.1 in relazione al quadro di riferimento progettuale si riporta di seguito la valutazione delle scelte progettuali in funzioni delle principali componenti ambientali;
7.6.2 il progetto, che prevede la realizzazione di due nuovi gruppi turbogas in sostituzione di due generatori di vapore tradizionali ad olio combustibile, determina complessivamente un significativo aumento del rendimento complessivo degli impianti EniPower;
7.6.3 infatti insieme alla garanzia della costante fornitura di vapore ed energia elettrica allo stabilimento ex EniChem, aumenta la produzione di energia elettrica destinata ad essere immessa nella rete nazionale per soddisfare il fabbisogno regionale;
7.6.4 l’intervento viene realizzato attraverso apparecchiature dotate delle migliori tecnologie disponibili, oltreché in termini di rendimenti complessivi, anche in termini di contenimento delle emissioni di inquinanti e di consumo della risorsa idrica così come indicato di seguito;
7.6.5 per quanto riguarda la fase di cantiere gli interventi vengono realizzati all’interno di uno stabilimento produttivo in attività per cui, salvo il rispetto della normativa in materia di sicurezza ed igiene degli ambienti di lavoro, non si rilevano aspetti di particolare impatto in termini di emissioni, scarichi e produzione di rifiuti;
emissioni in atmosfera
7.6.6 il rilascio di emissioni in atmosfera è costituito essenzialmente dai prodotti di combustione del gas naturale, NOx e CO; in particolare per i due cicli combinati, considerando una portata massima complessiva dei fumi di circa 2.070.000 Nm3 (ognuno) e i limiti massimi autorizzati, si stimano 206 kg/h di NOx e 124 kg/h di CO; tali emissioni sostituiranno in gran parte quelle attuali in conseguenza della dismissione dei generatori a olio combustibile B2 e B3 e della destinazione a riserva della caldaia B4; l’impianto garantisce i limiti di emissione di 50 mg/Nm3 per NOx e 30 mg/Nm3 per CO; considerando i valori attualmente autorizzati si avranno i seguenti flussi di massa complessivi:
Scenario attuale autorizzato t/a Scenario futuro autorizzato t/a SO212.0365.508NOx4.4204.157CO2.2102.244Polveri354162
7.6.7 lo scenario attuale sopracitato è quello determinato dai tre gruppi ad olio combustibile B2-B3-B4 e dal turbogas TG501 con i limiti massimi autorizzati e con un funzionamento di 8.000 h/a mentre lo scenario futuro comprende, oltre ai tre turbogas, anche la caldaia B4 a pieno regime teorico; considerando invece l’utilizzo reale della caldaia B4 le emissioni di SO2 e polveri verranno praticamente annullate;
7.6.8 nello scenario attuale i gruppi ad olio combustibile sono alimentati anche con combustibili non convenzionale costituiti dai cosiddetti “slop”, provenienti dallo stabilimento, che verranno in ogni caso eliminati a partire dal giugno 2002;
Prelievi idrici e effluenti liquidi
7.6.9 attualmente i gruppi B2, B3 e B4 dispongono di un sistema di raffreddamento dei condensatori a ciclo aperto con acqua mare prelevata dal canale Candiano e scaricata nella Pialassa della Baiona tramite il Canale Cupa per un quantitativo massimo variabile fra 70 e 100 Mm3/a; il gruppo turbogas esistente (TG501) dispone invece di un sistema di raffreddamento a ciclo chiuso con torri di raffreddamento che utilizza circa 15.000 m3/a di acqua di reintegro, prelevata dall’impianto TAC che fornisce acqua industriale a tutto lo stabilimento; il blow down delle torri di raffreddamento del turbogas è scaricato nella fognatura acque bianche dello stabilimento;
7.6.10 con il nuovo impianto viene mantenuto un prelievo di acqua mare, pari a circa 40.000.000 m3/a, destinato al ciclo di raffreddamento di una turbina tradizionale che resta in funzione, e viene altresì mantenuto il ciclo di raffreddamento attuale del turbogas TG501; per i due nuovi gruppi turbogas è previsto un sistema di raffreddamento a ciclo chiuso con torri a secco/umido a cui occorre garantire un reintegro pari a circa 3.800.000 m3/a di acqua industriale prelevata sempre dal TAC;
7.6.11 le acque impiegate nel nuovo impianto progettato si distinguono nelle seguenti tipologie:
· acqua di raffreddamento (circa 480 m3/h ovvero 3.800.000 m3/a) approvvigionata dal canale di adduzione allo Stabilimento e fornita dal TAC (trattamento Acque Carico) chiarificata per il sistema di raffreddamento ad acqua dolce;
· acqua demineralizzata (circa 250 m3/h ovvero 2.000.000 m3/a) impiegata per il reintegro del ciclo acqua/vapore, prodotta direttamente dall’acqua industriale del TAC mediante scambio ionico;
· acqua potabile (circa 9 m3/g) per i servizi, proveniente dallo Stabilimento;
7.6.12 le acque reflue scaricate dall’impianto si distinguono principalmente tra:
· spurghi della torre di raffreddamento (blow down) per un ammontare di circa 1.000.000 m3/a;
· spurghi di caldaia (6-15 t/h per ogni caldaia);
· reflui di lavaggio compressori turbine a gas;
· drenaggi apparecchiature e acque piovane;
7.6.13 le acque reflue derivanti dal processo e dalla raccolta delle acque piovane verranno convogliate al sistema TAS di trattamento delle acque di scarico dello Stabilimento, che ha capacità per accettare e trattare le portate coinvolte, mentre gli spurghi delle torri possono essere recuperate nel sistema di acqua antincendio dello stabilimento (in alternativa sono scaricate nella rete acque meteoriche di stabilimento);
7.6.14 in termini di consumi di acqua e di scarichi idrici con i due nuovi gruppi rimane sostanzialmente invariato, rispetto alla situazione attuale, il prelievo di acqua industriale per il cosiddetto circuito acqua demi di reintegro al ciclo caldaie, così come rimane sostanzialmente invariato il consumo di acqua per l’uso potabile e i servizi vari;
7.6.15 per le acque di raffreddamento invece, rispetto alla situazione attuale, diminuisce sensibilmente il prelievo e il conseguente scarico di acqua mare, da un consumo attuale fino a 100.000.000 m3/a ad un valore di circa 40.000.000 m3/a, mentre i gruppi turbogas (quello esistente e i due nuovi) utilizzano circuiti di raffreddamento a torri alimentati con acqua dolce del TAC; per i due nuovi gruppi è previsto un consumo di acqua industriale dal TAC per il reintegro delle torri di raffreddamento di circa 3.800.000 m3/a oltre ai 15.000 m3/a attuali per il turbogas TG501; in ogni caso è prevista la possibilità di un recupero pari a circa 1.000.000 m3/a del blow down delle torri di raffreddamento a servizio dei due nuovi gruppi per la rete antincendio dello stabilimento, riducendo così il consumo netto di acqua industriale prelevato dal TAC del 25% circa;
Rifiuti
7.6.16 non sono previsti rifiuti solidi durante la fase di esercizio dell’impianto;
Rumore
7.6.17 i macchinari in genere dovranno garantire un livello di pressione sonora di 85 dBA ad 1 m i packages delle turbine saranno inseriti in cabinati insonorizzati (così come i generatori elettrici) e saranno dotati di silenziatori sull’aspirazione e sulla ventilazione. Per le torri di raffreddamento vengono previsti sistemi di silenziamento ed accorgimenti progettuali finalizzati alla limitazione della rumorosità dei moduli complessivi.
8 VALUTATO DAL PUNTO DI VISTA AMBIENTALE CHE:
8.1 il progetto riguarda la sostituzione, nonché l’ampliamento, dell’ attuale centrale termoelettrica a tecnologia tradizionale alimentata ad olio combustibile, con un impianto di cogenerazione a ciclo combinato da 780 Mwe, alimentato a gas naturale, presso lo stabilimento EniChem di Ravenna;
8.2 bilancio energetico
8.2.1 nel S.I.A. è riportata la seguente tabella comparativa tra il bilancio energetico dell’attuale impianto proiettato al 2003 e il bilancio energetico dell’impianto nella configurazione progettata;
assetto attuale proiettato assetto futuro Produzione. totaleProduzione SostituitaProduzione aggiuntivaProduz. energia elettr. prod. Vapore tecnologicoGWh/a1880712318805243Kt/a270027002700equiv. Exerget.vap. tecnGWh/Kt0,1970,1970,197prod. Vap. tecn. equivalGWh/a531531531prod. Totale equiv.GWh/a2411765424115243Consumo combustibileGWh/a65501450145689933rend. exergetico%36,852,852,852,8cons. comb. (al rend. 38%)GWh/a13797risparmio energeticoGWh/a19823864risparmio enegetico totaletep/a502.756170.452332.304
8.3 bilancio di materie ed energie
8.3.1 nel S.I.A. sono riportate le seguenti tabelle comparative tra l’attuale impianto proiettato al 2003 e l’impianto nella configurazione progettata, relativamente al bilancio di materie ed energie;
consumo combustibile scenario attuale proiettato Scenario futuro consumo di olio combustibile, gas naturale e combustibili di recupero in alimentazione ai gruppi B-2, B-3, B-4 e al turbogas TG-501 per un quantitativo equivalente a : 6.550 GWh/a Consumo di olio combustibile (in alimentazione alla sola caldaia B-4), combustibili di recupero e gas naturale per un quantitativo equivalente a 14.501 GWh/a
Consumo acqua scenario attuale proiettato Scenario futuro acqua demi + varie: 3.240.000 m3/a acqua potabile 5.000 m3/a totale acqua dolce: 3.250.000 m3/a acqua demi: invariata nel globale acqua potabile. invariata nel totale acqua industriale: invariata acqua integrazione torri:3.850.000 m3 totale acqua dolce: 7.100.000 m3/a totale acqua dolce al netto dei ricicli: 6.100.000 m3/a acqua mare: 100.000.000 m3/a acqua mare:42.000.000 m3/a
Consumo chemicals scenario attuale proiettato scenario futuro chemicals 111.120 kg/a (si considera come riferimento il consuntivo ’99) chemicals per acqua demi e industriale: invariato chemicals per acqua torre: 647 t/a totale: 116,1 t/a totale:763 t/a
effluenti liquidi scenario attuale proiettato scenario futuro acque bianche: 488.210 m3/a (si considera come riferimento il consuntivo 99) spurghi caldaia 48.000 m3/a a recupero (rete condense di stabilimento e inviati al TAC) spurghi torre 960.000 m3/a a recupero (rete antincendio di stabilimento) per quanto riguarda il dato complessivo relativo alle acque meteoriche, spurghi di caldaia e varie, si considera il dato invariato totale acque bianche:488.210 m3/a totale acque bianche:<1.448.000 m3/a di cui 1.000.0000 m3/a vengono riciclati per cui al netto dei ricicli: acque bianche<448.000 m3/a acqua mare 100.000.000 m3/a acqua mare 42.000.000 m3/a
Rifiuti solidi scenario attuale proiettato scenario futuro si considera invariato il dato di consuntivo ’99
Emissioni in atmosfera scenario attuale (valori 1999) Sorgente S02 (g/s) NOX (g/s) CO (g/s) Polveri B2113.333.33.33.3B3113.333.33.33.3B4191.256.255.65.6tg50130.615.3 TOTALE 417,8 153,45 27,5 12,2
emissioni in atmosfera scenario futuro Sorgente S02 (g/s) NOX (g/s) CO (g/s) Polveri B2SmantellatoB3SmantellatoB4191.256.255.65.6Tg50130.615.3CCGU128.817.3CCGU228.817.3 TOTALE 191.2 144,45 55,5 5.6
8.4 emissioni in atmosfera e qualità dell’aria
8.4.1 come evidenziato nei precedenti punti 7.8.5 e 7.8.6, con la realizzazione dei due nuovi gruppi turbogas che, rispetto alla attuale configurazione dell’esistente Centrale termoelettrica, sostituiscono integralmente due generatori di vapore tradizionali, mentre il terzo resta in riserva “fredda”, si consegue un significativo miglioramento del quadro delle emissioni in quanto, valutando i due scenari in termini di limiti autorizzati, gli SOx e le polveri diminuiscono fino a oltre il 50% dei valori attuali massimi e gli NOx restano sostanzialmente invariati;
8.4.2 rispetto agli scenari di emissione reali le emissioni di SOx e Polveri vengono praticamente annullate;
8.4.3 con i nuovi gruppi l’assetto della centrale si verrà a configurare con tre turbogas (quello esistente TG501 e i due nuovi) alimentati a gas metano, le cui emissioni sono limitate a NOx e CO, mentre il gruppo B4 tradizionale resta di emergenza (cosiddetta riserva “fredda”) per i periodi di fermata e manutenzione dei turbogas;
8.4.4 anche il gruppo B4 sarà alimentato a gas metano mantenendo comunque la possibilità di utilizzare olio combustibile in situazioni di emergenza;
8.4.5 considerati i periodi di fermata dei turbogas è da valutare che il gruppo B4 funzionerà, nella peggiore delle ipotesi, per brevi periodi (dell’ordine di uno o due mesi all’anno al massimo) e quindi le emissioni considerate sono in realtà inferiori;
8.4.6 la dispersione in atmosfera degli inquinanti, e la loro ricaduta al suolo, è stata simulata utilizzando un modello matematico di tipo gaussiano multisorgente: “ISC3 - Industrial Source Complex Short Term” sviluppato dall’ Agenzia per la protezione dell’ambiente (EPA) negli Stati Uniti;
8.4.7 nel modello sono stati inseriti dati sulle caratteristiche meteo-climatiche della zona oggetto dell’intervento e sono stati elaborati e confrontati lo scenario attuale e quello futuro (a realizzazione del nuovo impianto avvenuta) prendendo in considerazione le emissioni delle principali sorgenti industriali del distretto di Ravenna; sono state effettuate elaborazioni rispetto sia ai valori massimi autorizzati per tutti gli impianti sia ai valori reali e/o stimati di emissione per individuare un quadro aderente il più possibile alla situazione effettivamente prospettabile, adottando elementi di cautela;
8.4.8 per il gruppo turbogas esistente TG501, rispetto al limite massimo autorizzato di 100 mg/Nm3 di NOx, sono state effettuate elaborazioni utilizzando il valore di 70 mg/Nm3 che corrisponde al valore reale oggettivamente garantito dall’impianto nel periodo di funzionamento monitorato. A tale riguardo la ditta ha proposto di considerare tale valore di emissione per gli NOx del gruppo turbogas attuale TG501 anche per gli scenari futuri;
8.4.9 dalle curve di isoconcentrazioni al suolo (relative alle concentrazioni dei principali inquinanti) per i due scenari è stato possibile verificare che:
· per lo scenario futuro le massime concentrazioni al suolo di NOx e SO2 sono ampiamente inferiori ai valori limite di qualità dell’aria indicate nel DPR 203/88 con particolare riguardo al caso delle emissioni reali;
· rispetto a quello attuale, lo scenario futuro presenta in ogni caso una decisa riduzione delle concentrazioni relative a Nox, SO2 e polveri;
8.4.10 per quanto riguarda il CO, nonostante l’aumento della quantità emessa, si resta comunque sotto i valori indicati dalla vigente normativa in materia di qualità dell’aria;
8.4.11 per la fase di esercizio l’utilizzo dei combustori Dry Low NOx non richiede ulteriore utilizzo di misure di mitigazione in quanto sono garantiti limiti di emissione conformi alle migliori tecnologie disponibili;
8.4.12 le emissioni saranno tenute sotto controllo anche con l’ausilio di un sistema di monitoraggio in continuo finalizzato alla misura delle concentrazioni dei principali parametri tra cui NOx e CO. E’ inoltre prevista la redazione di un protocollo d’intesa per il trasferimento di dati alle Amministrazioni pubbliche.
8.5 ambiente idrico
8.5.1 nella zona del ravennate, il fenomeno della subsidenza, ha indotto all’abbandono progressivo del prelievo dalle acque sotterranee a favore di uno sfruttamento delle acque superficiali;
8.5.2 attualmente l’approvvigionamento idrico è quasi totalmente di provenienza superficiale;
8.5.3 i prelievi idrici necessari all’intero distretto chimico sono effettuati da corsi d’acqua superficiali, quali il Fiume Lamone, il Fiume Reno e il Canale Emiliano Romagnolo;
8.5.4 dal Fiume Reno i prelievi sono effettuati nel mese di aprile e dal mese di luglio fino a gennaio, mentre dal Fiume Lamone l’acqua viene prelevata da novembre a giugno; la quota mancante per completare il soddisfacimento del fabbisogno idrico nel periodo da giugno a settembre viene derivata direttamente dal Canale Emiliano Romagnolo;
8.5.5 le acque impiegate nell’impianto progettato si distinguono nelle seguenti classi:
· acque per usi industriali (circa 480 m3/h) approvvigionata dal canale di adduzione allo Stabilimento e fornita dal TAC (trattamento Acque Carico) chiarificata per il sistema di raffreddamento ad acqua dolce; l’acqua di raffreddamento è quindi prodotta direttamente dall’acqua industriale mediante addolcimento e filtrazione;
· acqua demineralizzata (circa 250 m3/h) impiegata per il reintegro del ciclo acqua/vapore, prodotta direttamente dall’acqua industriale mediante scambio ionico;
· acqua potabile (circa 9 m3/g) per i servizi, proveniente dallo Stabilimento;
8.5.6 gli effluenti liquidi del distretto chimico (scarichi EniChem e delle società coinsediate) vengono collettati nelle reti di raccolta acque reflue, distinte in:
· acque di processo - reflui in uscita dagli impianti produttivi e destinati al trattamento chimico-fisico e biologico (impianto TAS della Società Ambiente S.p.A.)e di seguito scaricate nel canale via Cupa;
· acque bianche - acque di lavaggio, spurghi dei circuiti di raffreddamento, acque meteoriche raccolte dai piazzali, strade interne e superfici impermeabilizzate interne, destinate all’impianto di trattamento chimico - fisico (impianto TAS della Società Ambiente S.p.A.) e di seguito scaricate nel canale di via Cupa;
· acque piovane, raccolte nelle zone circostanti la banchina EniChem, nelle quali non confluisce alcuno scarico dovuto alle attività di stabilimento e che quindi vengono convogliate direttamente al Canale Candiano;
8.5.7 l’acqua utilizzata nelle fasi di cantiere sarà approvvigionata mediante punti esistenti, ma costituirà solo una piccola frazione dell’acqua normalmente utilizzata da tutto lo Stabilimento; tutti gli scarichi liquidi saranno comunque raccolti dalla rete fognaria di stabilimento e saranno trattati al sistema di depurazione TAS di stabilimento;
8.5.8 si sottolinea che i due nuovi gruppi turbogas sostituiranno due dei gruppi tradizionali in esercizio, senza modificare la capacità di produzione odierna di vapore e pertanto il consumo di acqua demineralizzata del circuito caldaie resta invariato; lo spurgo delle caldaie viene interamente recuperato in testa all’impianto TAC che produce acqua grezza industriale per lo stabilimento;
8.5.9 il prelievo di acqua industriale per il reintegro del circuito delle torri di raffreddamento (circa 3.850.000m3/a) risulta essere aggiuntivo rispetto alla situazione attuale, ma per lo spurgo delle torri (circa 1.000.000 m3/a) è previsto un recupero nella rete antincendio di stabilimento;
8.5.10 in sintesi, con la ristrutturazione della centrale resta invariato il flusso di acqua demineralizzata e resta altresì invariato il flusso degli spurghi e delle acque reflue destinate alla rete fognaria di stabilimento collegata con il depuratore centrale TAS, che dispone di potenzialità più che idonee anche rispetto a eventuali incrementi dei flussi da depurare;
8.5.11 per le acque di raffreddamento diminuisce di circa il 30% il prelievo dal Canale Candiano e lo scarico nella Pialassa Baiona di acqua mare, (il consumo attuale è di 67 Mm3/a, il consumo futuro previsto è di 42 Mm3/a) mentre si incrementa di circa 3.850.000 m3/a il prelievo di acqua industriale da fonte superficiale rispetto a cui sono comunque state valutate possibilità sia di recupero del flusso di blow down delle torri di raffreddamento, sia di parziale approvvigionamento con altre fonti di recupero disponibili in stabilimento;
8.5.12 per l’alimentazione di acqua di reintegro alle torri è stata infatti individuata l’ipotesi di utilizzare un mix di acqua industriale dal TAC con acqua di scarico in uscita dall’impianto biologico TAS;
8.5.13 in tale ipotesi il flusso di acqua di reintegro pari a circa 3.850.000 m3/a potrebbe essere costituito da 1.000.000 m3/a circa di acqua prelevata dallo scarico dell’impianto biologico TAS; per tale ipotesi sono comunque ancora in corso una serie di verifiche di fattibilità per valutare gli aspetti tecnici relativi alle strutture impiantistiche da utilizzare;
8.5.14 nel caso auspicabile che si realizzi tale ipotesi, oltre al risparmio in termini quantitativi di prelievo idrico si potrà determinare anche un miglioramento dello scarico del depuratore TAS di stabilimento a cui viene sottratto una quota pari a circa il 20-30% del flusso orario dalla linea di trattamento biologico che sarà, in ogni caso, restituita in termini di blow down con un livello di inquinamento inferiore; sul flusso di recupero dello scarico del depuratore di stabilimento sarà infatti necessario prevedere una linea di trattamento di filtrazione per garantire acqua di qualità idonea per il circuito di raffreddamento; attraverso tale trattamento di filtrazione è stimabile una riduzione significativa del contenuto in COD;
8.5.15 la consistente richiesta di acqua industriale per il reintegro alle torri di raffreddamento verrà in parte quindi compensata da:
· un risparmio di acqua di mare rispetto alla situazione attuale (prelevata dal Canale Candiano e utilizzata per il raffreddamento delle turbine esistenti) di circa 25 Mm3/a, grazie alla dismissione di alcuni impianti (con conseguente diminuzione dello scarico nel Canale Cupa);
· un progetto per la razionalizzazione dell’utilizzo della risorsa idrica per l’intero Stabilimento che prevede:
· il recupero di circa 1.000.000 m3/a di acque nella rete antincendio di stabilimento;
· il parziale recupero dell’acqua di scarico della linea di trattamento biologico del depuratore TAS di stabilimento, che potrà determinare anche un sensibile miglioramento sulla qualità complessiva di tale scarico;
8.6 Qualità del suolo e delle acque di falda
8.6.1 per la realizzazione delle nuove infrastrutture dovranno essere realizzati gli interventi di bonifica delle Isole 6 e 11 da parte di EniPower e dell’isola 5 da parte di EniChem che cederà poi il terreno a EniPower;
8.6.2 per tutti tali interventi sono in corso di completamento le procedure di approvazione dei progetti definitivi da parte del Comune di Ravenna ai sensi del DM 471/99; non sono state, in ogni caso, rilevate contaminazioni particolarmente estese e gli interventi consistono nella rimozione delle parti di terreno risultate contaminate dalle attività preesistenti nelle isole specifiche e nello stabilimento;
8.6.3 per quanto riguarda la protezione delle acque, si prevede che le acque meteoriche e tutti i reflui vengano raccolti nelle reti fognarie di stabilimento ed adeguatamente trattati prima dello scarico in acque superficiali, inoltre è prevista la pavimentazione delle aree dove possono verificarsi perdite o fuoriuscite di liquidi oleosi in modo da ridurre il rischio di inquinamento del suolo e delle acque sotterranee;
8.6.4 inoltre, date le caratteristiche dell’impianto, in fase di esercizio non è prevista la produzione di rifiuti;
8.6.5 è infine da evidenziare come nello stabilimento sia attiva una rete consortile di monitoraggio della qualità delle acque di falda gestita da EniChem tramite la quale viene costantemente monitorato l’andamento delle acque sotterranee;
8.7 Ecosistemi, vegetazione, flora, fauna
8.7.1 si ritiene che la realizzazione e l’esercizio del nuovo impianto non possano provocare cambiamenti significativi sulla biocenosi;
8.7.2 per quanto riguarda invece la riduzione dell’immissione di acqua mare di raffreddamento nello scolo Cupa e quindi nella Baiona è stato effettuato uno studio idrodinamico utilizzando un codice di calcolo strutturato in tre moduli: DYNHYD5 per l’assetto idraulico, TOXI per il trasporto di specie chimiche e solidi in genere, EUTRO per la simulazione dei nutrienti; il software ha comparato tre scenari: quello attuale, quello previsto con la riduzione da 67 a 42 Mm3 di acqua mare di scarico, e quello con l’eventuale azzeramento dello scarico;
8.7.3 a parità di condizioni gestionali e climatiche, lo studio, confrontando le varie ipotesi, conclude che a medio e lungo termine le variazioni di temperatura e concentrazione di cloruri e nutrienti sono contenute in tutti i casi studiati;
8.7.4 pertanto la diminuzione di apporto di acqua mare di raffreddamento nella Pialassa Baiona non determina effetti significativi rispetto a tutti gli altri apporti;
8.8 Rumore
8.8.1 per valutare l’impatto sulla componente rumore nel SIA si è provveduto ad individuare e caratterizzare i recettori ed il clima acustico (sia presso i recettori che presso i confini dello stabilimento) attualmente presenti;
8.8.2 l’impatto originato in fase di cantiere è ritenuto trascurabile e ciononostante verranno adottate tutte le misure per il contenimento delle emissioni sonore prodotte dalle macchine operatrici;
8.8.3 per la fase di esercizio la stima del campo sonoro è stata eseguita utilizzando il programma di calcolo Raynoise; dall’analisi dei risultati si evince che gli impianti in progetto determineranno ai confini dello stabilimento livelli di pressione atmosferica compresi tra 45 e 57 dB(A); ne consegue che ai confini dello stabilimento industriale non si raggiungeranno i valori limite previsti dalla normativa vigente per gli stabilimenti industriali;
8.9 Paesaggio
8.9.1 L’impatto sul paesaggio legato al nuovo impianto è stato valutato mediante analisi fotografica del contesto in cui viene inserito l’impianto stesso; l’opera, realizzata all’interno di un area industriale molto vasta, non introduce effetti significativi sul paesaggio;
9 RITENUTO QUINDI DI DARE LE SEGUENTI PRESCRIZIONI
9.1 il progetto in esame consente di conseguire un impatto ambientale complessivamente minore rispetto alla situazione attuale considerando anche tutto il comparto industriale in cui è collocato; in termini di compatibilità ambientale si esprime pertanto parere favorevole salva la necessità che siano rispettate le prescrizioni di seguito indicate;
9.2 prescrizioni generali
9.2.1 si prescrive che l’avvio della realizzazione del nuovo impianto sia subordinata al completamento degli interventi di bonifica delle Isole 6 e 11 e 5;
9.2.2 si prescrive che il gruppo B4, di tipo tradizionale, sia considerato come riserva “fredda”; sia alimentato, di norma, a gas metano e solo in casi di emergenza ad olio combustibile;
9.3 emissioni e qualità dell’aria
9.3.1 i limiti che la ditta è tenuta a rispettare sono i seguenti:
punto di emissione E1- gruppo 20-B4 (esistente) - Alimentazione con olio combustibile (solo ed esclusivamente in casi di emergenza)
Portata massima405.000Nm3/hAltezza minima140mTemperatura>100°C
concentrazione massima ammessa di inquinanti:
Polveri50mg/Nm3NOx500mg/Nm3SOx1700mg/Nm3
l’olio combustibile deve essere utilizzato solo ed esclusivamente in casi di emergenza; non possono essere utilizzati combustibili non convenzionali;
punto di emissione E1- gruppo 20-B4 (esistente) - Alimentazione con gas metano
Portata massima405000Nm3/hAltezza minima140mTemperatura>100°C
concentrazione massima ammessa di inquinanti :
Polveri10mg/Nm3NOx500mg/Nm3SOx35mg/Nm3
punto di emissione E2 - TG501 (TG1) (esistente)
Portata massima1.100.000Nm3/hAltezza minima70mTemperatura>100°C
concentrazione massima ammessa di inquinanti:
NOx75mg/Nm3CO50mg/Nm3
punto di emissione E3- ciclo combinato 1 - nuovo -
Portata massima2070000Nm3/hAltezza minima80mTemperatura>100°C
concentrazione massima ammessa di inquinanti :
NOx50mg/Nm3CO30mg/Nm3
punto di emissione E4- ciclo combinato 1 - nuovo -
Portata massima2070000Nm3/hAltezza minima80mTemperatura>100°C
concentrazione massima ammessa di inquinanti :
NOx50mg/Nm3CO30mg/Nm3
i limiti indicati per gli impianti turbogas sono calcolati come media giornaliera delle medie semiorarie; i limiti sono altresì riferiti a gas secchi con un tenore di ossigeno pari al 3% per la caldaia B4 e al 15% per i gruppi turbogas;
9.3.2 entro il primo anno di funzionamento dovrà essere definito un protocollo per il trasferimento alle Amministrazioni dei dati relativi al monitoraggio in continuo degli inquinanti;
9.4 consumi idrici e scarichi
9.4.1 si dovrà provvedere al recupero del blow down delle torri di raffreddamento nella rete antincendio dello stabilimento e per il reintegro delle acque al circuito delle torri stesse, salvi gli ulteriori e definitivi approfondimenti circa la effettiva fattibilità tecnica, al recupero di una quota del flusso dello scarico della linea di trattamento biologico del depuratore TAS;
9.4.2 per tale ultimo intervento la ditta è comunque tenuta a presentare alla Provincia di Ravenna una relazione progettuale, una volta completate tutte le verifiche di fattibilità;
9.5 qualità del suolo
9.5.1 durante le operazioni di costruzione dell’impianto dovranno essere presi tutti gli accorgimenti necessari al fine di evitare possibili inquinamenti del terreno, delle acque superficiali e sotterranee;
9.5.2 i materiali provenienti dalla demolizione degli impianti da smantellare devono essere smaltiti presso impianti autorizzati;
9.6 inoltre deve essere definito l’accordo per l’immissione dell’energia elettrica nella rete nazionale prodotta dall’impianto in progetto prima della messa in marcia dell’impianto;
9.7 Enipower deve provvedere, in accordo con le Amministrazioni Pubbliche Locali, Provincia e Comune, ai seguenti interventi di compensazione ambientale per la riqualificazione degli ambienti interessati dall’intervento e/o per il monitoraggio ambientale:
· installazione di una centralina per il rilievo di portata e qualità dell’acqua sul Canale Cupa;
· elaborazione di un progetto per interventi di compensazione paesaggistica finalizzati alla realizzazione di rimboschimenti e fasce di verde di filtro fra la zona industriale ed il comparto naturale posto a nord, mediante posa di essenze arbustive ed arboree lungo gli argini dei canali Canala e Magni ed alcune arginature limitrofe poste nella Pialassa Baiona e completamento del percorso ciclabile posto lungo dette arginature;
DATO ATTO del parere favorevole espresso ai sensi dell'art. 4, sesto comma, della Legge Regionale 19 novembre 1992, n. 41 e della propria deliberazione 2541/95:
- dal Responsabile del Servizio Promozione, indirizzo e controllo ambientale, dott. Sergio Garagnani, in merito alla regolarità tecnica della presente deliberazione;
- dal Direttore Generale all'Ambiente e Difesa del suolo e della costa, Dott.ssa Leopolda Boschetti, in merito alla legittimità della presente deliberazione;
Tutto ciò premesso, dato atto, ritenuto e valutato;
Su proposta dell'Assessore all’Agricoltura. Ambiente e Sviluppo Sostenibile,
a voti unanimi e palesi
d e l i b e r a
a) di esprimere, ai sensi dell’art. 6 della legge 8 luglio 1986, n. 349 e dell’art. 6, comma 2, dell’Allegato IV del D.P.C.M. 27 dicembre 1988 in merito alla pronuncia di compatibilità ambientale, il parere che il progetto di potenziamento della centrale termoelettrica Enipower, mediante l’installazione di due gruppi di cogenerazione a ciclo combinato, per una potenza complessiva di 780 Mwe, alimentati a gas naturale, sia ambientalmente compatibile e consegua significativi livelli di risanamento dell'impatto ambientale esistente ed un sostanziale miglioramento dei livelli di qualità ambientale, a condizione che siano rispettate le seguenti prescrizioni;
si prescrive che l’avvio della realizzazione del nuovo impianto sia subordinata al completamento degli interventi di bonifica delle Isole 6 e 11 e 5;
si prescrive che il gruppo B4, di tipo tradizionale, sia considerato come riserva “fredda”; sia alimentato, di norma, a gas metano e solo in casi di emergenza ad olio combustibile;
emissioni e qualità dell’aria
3.1 i limiti che la ditta è tenuta a rispettare sono i seguenti:
punto di emissione E1- gruppo 20-B4 (esistente) - Alimentazione con olio combustibile (solo ed esclusivamente in casi di emergenza)
Portata massima405.000Nm3/hAltezza minima140mTemperatura>100°C
concentrazione massima ammessa di inquinanti:
Polveri50mg/Nm3NOx500mg/Nm3SOx1700mg/Nm3
l’olio combustibile deve essere utilizzato solo ed esclusivamente in casi di emergenza; non possono essere utilizzati combustibili non convenzionali;
punto di emissione E1- gruppo 20-B4 (esistente) - Alimentazione con gas metano
Portata massima405000Nm3/hAltezza minima140mTemperatura>100°C
concentrazione massima ammessa di inquinanti :
Polveri10mg/Nm3NOx500mg/Nm3SOx35mg/Nm3
punto di emissione E2 - TG501 (TG1) (esistente)
Portata massima1.100.000Nm3/hAltezza minima70mTemperatura>100°C
concentrazione massima ammessa di inquinanti:
NOx75mg/Nm3CO50mg/Nm3
punto di emissione E3- ciclo combinato 1 - nuovo -
Portata massima2070000Nm3/hAltezza minima80mTemperatura>100°C
concentrazione massima ammessa di inquinanti :
NOx50mg/Nm3CO30mg/Nm3
punto di emissione E4- ciclo combinato 1 - nuovo -
Portata massima2070000Nm3/hAltezza minima80mTemperatura>100°C
concentrazione massima ammessa di inquinanti :
NOx50mg/Nm3CO30mg/Nm3
i limiti indicati per gli impianti turbogas sono calcolati come media giornaliera delle medie semiorarie; i limiti sono altresì riferiti a gas secchi con un tenore di ossigeno pari al 3% per la caldaia B4 e al 15% per i gruppi turbogas;
3.2 entro il primo anno di funzionamento dovrà essere definito un protocollo per il trasferimento alle Amministrazioni dei dati relativi al monitoraggio in continuo degli inquinanti;
consumi idrici e scarichi
4.1 si dovrà provvedere al recupero del blow down delle torri di raffreddamento nella rete antincendio dello stabilimento e per il reintegro delle acque al circuito delle torri stesse, salvi gli ulteriori e definitivi approfondimenti circa la effettiva fattibilità tecnica, al recupero di una quota del flusso dello scarico della linea di trattamento biologico del depuratore TAS;
4.2 per tale ultimo intervento la ditta è comunque tenuta a presentare alla Provincia di Ravenna una relazione progettuale, una volta completate tutte le verifiche di fattibilità;
qualità del suolo
5.1 durante le operazioni di costruzione dell’impianto dovranno essere presi tutti gli accorgimenti necessari al fine di evitare possibili inquinamenti del terreno, delle acque superficiali e sotterranee;
5.2 i materiali provenienti dalla demolizione degli impianti da smantellare devono essere smaltiti presso impianti autorizzati;
inoltre deve essere definito l’accordo per l’immissione dell’energia elettrica nella rete nazionale prodotta dall’impianto in progetto prima della messa in marcia dell’impianto;
Enipower deve provvedere, in accordo con le Amministrazioni Pubbliche Locali, Provincia e Comune, ai seguenti interventi di compensazione ambientale per la riqualificazione degli ambienti interessati dall’intervento e/o per il monitoraggio ambientale:
· installazione di una centralina per il rilievo di portata e qualità dell’acqua sul Canale Cupa;
· elaborazione di un progetto per interventi di compensazione paesaggistica finalizzati alla realizzazione di rimboschimenti e fasce di verde di filtro fra la zona industriale ed il comparto naturale posto a nord, mediante posa di essenze arbustive ed arboree lungo gli argini dei canali Canala e Magni ed alcune arginature limitrofe poste nella Pialassa Baiona e completamento del percorso ciclabile posto lungo dette arginature;
b) di inviare il presente parere al Ministero dell’Ambiente, ai sensi dell’art. 6 della legge 8 luglio 1986, n. 349 e dell’art. 6, comma 2, dell’Allegato IV del D.P.C.M. 27 dicembre 1988.
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