Relazione tecnica dei processi produttivi

Relazione Tecnica dei Processi Produttivi
Divisione Generazione ed Energy Management
Unità di Business della Spezia

Allegato B18

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INDICE

1 Il sito e la storia della Centrale Eugenio Montale della Spezia 4
2 Relazione del processo produttivo 8
3 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 29
4 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 43
5 La produzione della centrale 44
6 La manutenzione 45
7 Vita residua 45
8 Aspetti ambientali (estratto dalla Dichiarazione ambientale) 45
8.1 Gli aspetti ambientali significativi 48
8.2 Aspetti ambientali indiretti 49
9 Emissioni nell’aria 50

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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) 53
10 Scarico nelle acque superficiali 56
10.1 Sistemi di controllo degli scarichi nelle acque superficiali 56
10.2 Scarico acque di raffreddamento 58
11 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 63
12 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 67
13 Uso di combustibili 67
14 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 75
15 Emissioni di gas, vapori, polveri, odori molesti 76
16 Emissione sonore verso l’esterno 76
16.1 Rumore e vibrazioni in ambiente di lavoro, incidenza sui flussi di traffico 78
17 Impatto visivo 79
18 Campi elettrici e magnetici a bassa frequenza 80
19 Impatti conseguenti a incidenti e situazioni di emergenza 81
20 Incendi 82
21 Impatti biologici e naturalistici (biodiversità ed altre) 83
22 Emissioni di onde elettromagnetiche da impianti di telecomunicazione 83
23 Contaminazione del suolo e delle acque 84
24 Salute e sicurezza 84
25 Obiettivi e programma ambientale 85
Appendice 92

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1 Il sito e la storia della centrale Eugenio Montale della Spezia

L’Unità di Business della Spezia è costituita da tre sezioni termoelettriche per una
potenza elettrica lorda complessiva di 1.280.000 KW.

Le sezioni 1 e 2, a ciclo combinato alimentate a gas naturale, hanno ciascuna una
potenza elettrica di 340.000 KW, sono entrate in servizio rispettivamente il 1 dicembre
1999 e il 12 maggio 2000. Entrambe le sezioni sono state messe a regime, ai sensi
dall’articolo 8 del DPR203/88, il 3 febbraio 2001.

Il gas naturale è fornito dalla SNAM tramite gasdotto che termina in centrale con una
stazione di riduzione della pressione. Oltre alle apparecchiature di riduzione della
pressione e di riscaldamento del gas, nella stazione di decompressione trovano posto i
contatori di misura del gas consumato. L’impianto di riscaldamento serve a compensare il
calore assorbito dal gas in espansione.

La sezione 3 (policombustibile), a seguito dei lavori di adeguamento ambientale, è
rientrata 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 combustibile
utilizzato prevalentemente è il carbone; l’olio combustibile è utilizzato come combustibile
ausiliario solo per periodi transitori; il gas naturale è utilizzato come combustibile
ausiliario per periodi transitori e nelle fasi di avviamento. Il gasolio è utilizzato come
combustibile di prima accensione. E’ dotata di sistemi di abbattimento di polveri, ossidi
azoto 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 in
demolizione.

Il carbone è rifornito da navi carboniere che attraccano ad un pontile situato nel porto
della Spezia, in un’area in concessione ad Enel. Dalle navi, mediante due scaricatori
concepiti per minimizzare le dispersioni di polveri, il carbone viene posato direttamente
su nastro e trasportato ai due parchi di stoccaggio asserviti all’impianto, carbonile Val
Fornola e carbonile Val Bosca. La capacità di stoccaggio complessiva è di circa 450.000

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t. I parchi carbone sono stati realizzati su avvallamenti naturali il cui fondo è di natura
argillosa e le cui pareti sono state coperte da lastre di cemento. I nastri trasporto
carbone, dal porto ai depositi e dai depositi verso la sezione 3 dell’impianto, hanno una
lunghezza complessiva di circa 2200 metri e una capacità di trasporto di 1100 t/h. I nastri
sono allocati all’interno di «tunnel» completamente chiusi, per prevenire la diffusione
delle polveri e possibili sporcamenti lungo il percorso. I nastri sono collegati da otto torri
di smistamento e di rinvio, anch’esse dotate di sistemi per prevenire la dispersioni di
polveri; per evitare completamente la dispersione di polveri di carbone, alcune torri, poste
in prossimità dei confini dell’impianto, sono completamente chiuse.

L’olio combustibile denso viene scaricato dalle navi petroliere attraccate al pontile (posto
in area demaniale all’interno del porto) mediante le pompe di bordo (con una portata di
1.000 t/h ) e trasferito, senza stoccaggio in zona portuale, al deposito costiero della
centrale costituito da quattro serbatoi, due della capacità di 50.000 m3 e due di 30.000
m 3.

L’area portuale in cui si effettua la discarica dell’OCD è dotata di sistemi di contenimento
atti a fronteggiare eventuali versamenti di combustibile in modo da prevenire gli
inquinamenti del sottosuolo e delle acque marne.

L’oleodotto di trasferimento, collocato in gran parte lungo lo stesso percorso del nastro
carbone, ha uno sviluppo complessivo di circa 3 km., è costituito da due tubazioni del
diametro di 12 e 16 pollici, adeguatamente coibentate e riscaldate. Le tubazioni hanno
una disposizione prevalentemente superficiale a vista, i tratti interrati sono stati
completamente inseriti in cunicoli di protezione ispezionabili.

Il gasolio è rifornito per mezzo di autocisterne e stoccato in un serbatoio della capacità di
300 m3.

La stazione elettrica, le linee di collegamento alla centrale e le linee di trasmissione
dell’energia ad alta tensione (220 e 380 KW) non appartengono ad Enel S.p.A., ma alla
Società TERNA S.p.A..

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La centrale della Spezia è ubicata in prossimità del porto della città omonima e sorge su
un’area di circa 72 ha a est della città; fu costruita dalla Società Edisonvolta, autorizzata
alla 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 agosto
1962, seguirono altri tre gruppi a carbone per complessivi 1835 MW. Le unità 3 e 4, sia
per la loro potenza (600 MW cad.), che per il ciclo di vapore adottato, costituirono una
novità 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’Energia
Elettrica, 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 al
5% della produzione nazionale.

Con decreto del 29 gennaio 1997, il Ministero dell’Industria definiva un nuovo assetto
della centrale, autorizzando lavori di adeguamento ambientale consistenti nella
sostituzione 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 di
desolforazione e di denitrificazione che consentisse l’esercizio di un solo gruppo
termoelettrico tradizionale da 600 MW policombustibile. In conseguenza del decreto, la
sezione 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 la
sezione 3 a carbone, dalle quali si effettuano tutte le operazioni relative alla parte termica
ed 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.

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Planimetria dell’impianto

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2 Relazione del processo produttivo
Un’unità termoelettrica è composta da una parte termica ed una elettrica. La parte
termica utilizza l’energia dei combustibili fossili per generare un fluido ad alta
temperatura ed alta pressione: il fluido può essere vapor d’acqua surriscaldato o
direttamente i fumi prodotti dalla combustione. Il fluido così generato attraversa la turbina
che è una macchina capace di trasformare l’energia termica contenuta nel fluido in
energia meccanica di rotazione. Le turbine possono essere pertanto costruite per
funzionare con vapore o con i gas della combustione. La parte elettrica è essenzialmente
costituita dall’alternatore che è una macchina capace di trasformare energia meccanica
in energia elettrica. Turbina ed alternatore hanno entrambi una parte fissa ed una parte
mobile rotante (dette rotori). I due rotori sono rigidamente collegati, cosicché il rotore
della turbina, azionata dal fluido che lo attraversa, fornisce l’energia meccanica
necessaria al rotore dell’alternatore per ottenere l’energia elettrica.

I principali elementi che caratterizzano una unità termoelettrica sono il fluido utilizzato, i
tipi di combustibili utilizzati, la potenza erogabile con continuità dall’alternatore (detta
potenza lorda efficiente).
La centrale Eugenio Montale è attualmente in grado di erogare una potenza elettrica
lorda 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)

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Sia il carbone che l’olio combustibile denso (successivamente detto OCD) provengono
da diverse fonti di approvvigionamento estero; il contenuto di zolfo è normalmente
compreso 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 in
continuo inseriti in un sistema di monitoraggio capace di acquisire, registrare e
trasmettere le misure secondo le disposizioni tecniche previste dal DM 21/12/95. Le
modalità di gestione del sistema di monitoraggio, stabilite di concerto con l’Amm.ne
Provinciale della Spezia, sono definite in un “Manuale di Gestione del sistema di
monitoraggio delle emissioni”. L’Ente ha quindi il pieno controllo sui valori misurati e sulle
relative elaborazioni e su tutte le operazioni di manutenzione e taratura.

Sulla base delle registrazioni del sistema di monitoraggio e delle verifiche effettuate
dall’Ente di controllo è stato documentato che nessuno dei valori limite risulta ad oggi
superato.

Nel caso di malfunzionamenti degli impianti di abbattimento si applicano le procedure
comunicate agli Enti competenti in data 23/11/2001.

3 Descrizione del ciclo produttivo
Si 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 1



E inoltre:

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AC1 Approvvigionamento combustibili gassosi, stazione di decompressione e rete di
distribuzione 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 al
Carico Nominale Continuo di 340 MW elettrici cadauna, di cui 225 MW prodotti dal
turbogas e 115 MW prodotti dalla turbina a vapore alimentata dal vapore prodotto dal
GVR 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, il
combustibile 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 a
Recupero (GVR), in altre parole una caldaia che, sfruttando il calore residuo dei gas di
scarico (circa 615 °C all’ingresso), produce vapore surriscaldato che si immette nella
turbina a vapore. All’interno della turbina avviene la trasformazione dell’energia termica
del fluido in energia meccanica. Alla turbina è collegato l’alternatore dove avviene l’ultima

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trasformazione dell’energia meccanica in energia elettrica che, tramite un trasformatore
viene innalzata alla tensione di 380 KV.

I gas della combustione escono dal GVR alla temperatura di 100 ÷ 110°C e sono
immessi al camino attraverso un silenziatore di tipo meccanico. L’impianto non è
dotato di sistemi aggiuntivi di abbattimento degli inquinanti aerodispersi presenti nei fumi
in quanto il sistema di combustione del turbogas stesso è progettato per ridurli al minimo
ed al di sotto dei limiti di legge.

Si riporta di seguito lo schema del ciclo:

Descrizione dei principali componenti dei gruppi 1 – 2

Turbogruppo

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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

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Costruttore ABB SADELMI
Potenza max 285.8 MVA
Tensione ai morsetti 20.000 V
Corrente 8250 A
Frequenza 50 Hz
Fattore di potenza 0,9
Velocità di rotazione 3.000 giri/min
Velocità di fuga 3.600 giri/min
Momento d’inerzia 8.5 tm2
Rapporto di c.c. 0.50

Trasformatore principale

Costruttore ABB
Potenza nominale 300 MVA
Tensione nominale 15/400 KV
Collegamenti Stella/triangolo

3.2 Turbina a gas
La 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 posizione
circolare attorno all’asse della macchina e da una turbina a quattro stadi del tipo a
reazione. L’aria è aspirata attraverso il collettore di aspirazione e la voluta di ingresso
compressore, dove viene compressa e spinta nel corpo combustore e quindi attraverso i
tubi fiamma. L’aria nel compressore fluisce in direzione assiale attraverso una serie di
palette rotanti e raddrizzatori fissi. Mentre l’aria attraversa ciascun stadio, pressione e
temperatura aumentano fino a raggiungere il massimo livello alla fine del compressore a
valle del raddrizzatore di uscita (OGV) e del diffusore compressore.

La miscela (gas-aria) ad alta temperatura e pressione viene inviata in turbina. Nel
processo di espansione la turbina converte l’energia del gas, sotto forma di pressione e

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temperatura, in energia meccanica di rotazione. Parte della potenza sviluppata dalla
turbina è usata per azionare il compressore, la parte rimanente è disponibile per azionare
il generatore.

La turbina a gas è una macchina termica composta da una struttura fissa e da una parte
rotante.

La parte fissa comprende la voluta d’ingresso, il corpo compressore, il corpo
compressore-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 albero
compressore, 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 il
cuscinetto reggispinta ed il cuscinetto portante anteriore. Essa contiene l’IGV, prima
schiera di pale statoriche del compressore assiale ad assetto variabile. Sono distributrici
di 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 in
ingresso al compressore)

b) corpo compressore:

si trovano allocati i raddrizzatori compressore dal 1° all’11° stadio e sono ricavate 2
camere che raccolgono l’aria spillata dal 6° e 11° stadio per raffreddamento e
pressurizzazione (effetto tenuta) rispettivamente del 3° e 4° stadio statorico turbina. Un
certo ammontare della portata di aria del compressore viene estratta durante le
sequenze di avviamento e di arresto.

c) corpo compressore-combustore:

all’interno sono alloggiati i raddrizzatori compressore dal 12° al 17° stadio ed è ricavata
una camera che raccoglie aria spillata dal 14° stadio per il raffreddamento del 2° sradio
statorico turbina. Il compressore termina con un diffusore che convoglia l’aria compressa

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in una zona combustione dove sono alloggiati, circonferenzialmente attorno all’asse della
macchina, i tubi fiamma.

d) Corpo turbina:

è accoppiato tramite bulloni con il corpo compressore ed è provvisto di collegamenti per
l’aria di raffreddamento spillata dal compressore ed inviata nelle cavità tra
portadistributori 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 settori
distributori. Il corpo combustore ha alla base delle flange da cui viene estratta l’aria di
raffreddamento rotore. Da un drenaggio sito nella parte bassa della camera di
combustione viene rimosso il combustibile liquido incombusto. All’avviamento della
turbina a gas il drenaggio viene aperto; dopo l’accensione, la pressione all’interno della
camera di combustione aumenta fino ad un valore in cui si chiude il drenaggio. In caso di
mancato 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 sezione
finale 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 un
condotto divergente che convoglia i gas caldi verso il collettore di scarico. Il cono esterno
previene il surriscaldamento del corpo esterno, il cono interno protegge l’alloggiamento
del cuscinetto dal gas caldo.

Venti (20) termocoppie sono inserite in tubi guida installati nella zona terminale del corpo
diffusore per controllarne la temperatura.(blade path).

f) Collettore di scarico:

costituisce un’appendice del diffusore di scarico, dove i gas combusti terminano la loro
espansione prima di essere convogliati al camino a alla caldaia.

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E’ costituito essenzialmente da un involucro esterno e da uno interno. Il cilindro interno è
supportato da due razze radiali dove hanno anche la funzione di mettere in
comunicazione con l’atmosfera la zona del supporto cuscinetto lato turbina e contenere
le tubazioni e le linee dirette alla zona cuscinetto.

Parte Rotante

Rotore:

consiste in un rotore compressore palettato, un albero intermedio ed un altro rotore
palettato di turbina, accoppiati mediante bulloni, il tutto supportato da due cuscinetti
radiali. Inoltre la sua posizione assiale è assicurata da un cuscinetto reggispinta
posizionato all’ingresso della macchina.

3.3 Compressore
Il compressore è di tipo assiale ed ha un rendimento dell’86,7%.

La voluta di ingresso compressore, il corpo compressore, il corpo esterno combustore, il
corpo turbina e il corpo del diffusore di scarico, sono imbullonati l’uno all’altro in piani
verticali; ciascun corpo è inoltre diviso in due parti, imbullonate tra loro, in corrispondenza
del piano orizzontale passante per l’asse della macchina, onde agevolare l’ispezione e la
manutenzione.

La voluta di aspirazione ha il compito di collegare il collettore di aspirazione e la camera
filtri 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 dei
cuscinetti (portante e reggispinta) e dove sono alloggiate le palette di entrata ad assetto
variabile;

La seconda parte include i raddrizzatori dal 1° all’11° stadio, le zampe di supporto e le
camere anulari di scarico aria all’avviamento;

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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

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Trasforma l’energia elettrica prodotta a 15 KV dall’alternatore, elevandola ad una
tensione di 380 KV per assicurare il contenimento delle perdite lungo le linee di trasporto
fino ai punti di utilizzo. E’ collegato tramite una stazione elettrica alla rete di trasmissione
nazionale

3.6 Generatore di vapore a recupero (GVR)

I generatori di vapore a recupero, sono di tipo verticale, alimentati dai gas di scarico dei
turbogas, senza alcun apporto di calore aggiuntivo e producono vapore su tre livelli di
pressione. I generatori di vapore a recupero, installati all’aperto, sono coibentati e rivestiti
di lamierino. I fasci tuberi sono composti da tubi alettati in parte in acciaio inox in parte in
acciaio al carbonio per una superficie complessiva di 181.000 m2. Il vapore prodotto
viene raccolto nei tre corpi cilindrici di bassa, media e alta pressione posti sulla sommità
del generatore di vapore.

3.7 Turbina a vapore

Le turbine a vapore sono del tipo assiale a reazione costituite da due corpi, uno ad alta e
media pressione a flussi contrapposti, l’altro di bassa pressione ad ammissione centrale
riflusso, con scarichi delle due estremità al condensatore, posto sulla parte inferiore della
turbina stessa.

3.8 Trasformatore del GVR

tensione di 380 KV per assicurare il contenimento delle perdite lungo le linee di trasporto

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fino ai punti di utilizzo. E’ collegato tramite una stazione elettrica alla rete di trasmissione
nazionale

3.9 Unità Termoelettriche 3 (fase 3)

La sezione 3 è un impianto termoelettrico a ciclo termodinamico aperto con caldaia ad
un solo attraversamento a pressione sopracritica, con surriscaldamento e doppio
risurriscaldamento per aumentare il rendimento del processo. L’acqua di alimento
demineralizzata viene pompata nel generatore di vapore (caldaia) dove, ad opera del
calore prodotto dal combustibile, si riscalda fino a portarsi allo stato di vapore
surriscaldato.
Il vapore così ottenuto viene trasferito alla turbina di alta pressione dove l’energia termica
è trasformata in energia meccanica. In uscita dalla turbina di alta pressione il vapore
viene reimmesso in caldaia per essere surriscaldato nuovamente e inviato alla turbina di
bassa pressione. Una volta attraversata la turbina di bassa pressione lo stesso viene
condensato, e la condensa rinviata tramite apposite pompe al generatore di vapore per
un nuovo ciclo. La condensazione viene effettuata mediante scambio termico, tramite il
condensatore, con l’acqua di mare.
Analogamente ai gruppi 1 e 2, la turbina e accoppiata direttamente all’alternatore dove
l’energia meccanica si trasforma in energia elettrica che viene così immessa, previo
elevazione di tensione a 380 KV ad opera di un trasformatore, sulla rete nazionale di
trasmissione.
I fumi, rilasciato il loro calore nel generatore di vapore, vengono inviati al camino dopo
aver subito un processo chimico e fisico di depurazione in tre consecutivi impianti di
abbattimento: denitrificatore (catalitico ad ammoniaca), depolverizzatore (precipitatori
elettrostatici), desolforatore (ad umido tipo calcare gesso), per l’abbattimento
rispettivamente degli ossidi di azoto (NOx), delle polveri e del biossido di zolfo (SO2)..

Si riporta di seguito lo schema del ciclo

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Descrizione dei principali componenti della sezione 3

Caldaia
Costruttore Babcock & Wilcox
Tipo circolazione Forzata
Pressione di timbro 272 ate
Temperatura ing. ECO 288 °C
Temperatura vapore SH 538 °C
Temperatura vapore 1° RH 552 °C
Temperatura vapore 2° RH 565 °C
Pressione vapore SH 245 bar
Pressione vapore 1° RH 70 bar
Pressione vapore 2° RH 22 bar
Portata vapore SH 1860 t/h
Portata vapore 1° RH 1232 t/h

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Portata vapore 2° RH 1217 t/h
Capacità totale 530 m3
Superficie scambio totale 52700 m2
Volume camera combustione 10000 m3
Numero bruciatori carbone 36
Numero bruciatori OCD 30
Numero bruciatori a metano 6
Numero mulini 4
Tipo mulini MPS
Abbattimento polveri Elettrofiltro
Abbattimento NOx DeNOx
Abbattimento SO2 DeSOx

Turbina a vapore
Costruttore Franco Tosi
Tipo reazione
Potenza nominale 600 MW
Velocità 3000 giri/min.
Pressione vapore ammissione 242 bar
Temperatura vapore ammissione 538 °C
Numero di stadi 60
Pressione scarico turbina BP 38 mmHg
Altezza ultima paletta BP 850 mm

Condensatore

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Costruttore Franco Tosi
Tipo superficie
Numero passaggi 1
Numero sezioni 4
Sistema vuoto pompe/eiettori
Pressione 0.05 ata
Portata acqua mare 18 m3/sec.
Materiale tubi alluminio brass
Superficie totale scambio 30380 m2

Alternatore
Costruttore Marelli
Potenza apparente 370 MVA
Potenza attiva 320 MW
Tensione morsetti 20 KV
Corrente 10680 A
Fattore di potenza 0,85
Numero poli 2
Corrente di eccitazione 2670 A
Tensione di eccitazione 375 V
Pressione H2 3 bar

Trasformatore
Costruttore IEL
Potenza nominale 370 MVA
Tipo di raffreddamento olio/aria forzata
Tensione primaria 20 KV
Tensione secondaria 400 KV

3.10 Caldaia sezione 3

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Il generatore è del tipo Benson e trasforma l’energia chimica del combustibile in energia
termica del vapore. Il generatore di vapore di costruzione B&W è a circolazione forzata
funzionante a pressione ipercritica a doppio risurriscaldamento del vapore e con camera
di combustione in depressione. Può bruciare fino a 200 t/h di carbone e nella fasi di
avviamento si può utilizzare il metano.
L’acqua di alimento viene immessa ai due lati del collettore entrata Eco dopo aver
attraversato il ciclo rigenerativo. L’acqua, spinta dalla pompa alimento attraverso una
tubazione costituita da 256 serpentine che formano tre banchi orizzontali raggiunge così i
due collettori dell’Eco.
La caldaia è dotata di 36 bruciatori a carbone, 30 bruciatori a OCD e 6 bruciatori a
metano; 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 e
riscaldata da tre riscaldatori rigenerativi aria-gas tipo Ljungstrom, installati sulla mandata
dei ventilatori stessi. I gas ripresi da due aspiratori vengono inviati al camino alla
temperatura di circa 105°C, dopo aver subito un processo chimico e fisico di depurazione
negli impianti di denitrificazione, depolverizzione e desolforazione.
All’interno della caldaia i tubi che formano gli schermi della camera di combustione sono
divisi in più passi con miscelazione intermedia dell’acqua, onde uniformare la
temperatura del metallo dei tubi stessi ed evitare sollecitazioni meccaniche derivanti da
differente allungamento per dilatazione termica.
Per contenere la produzione degli ossidi di azoto, al fine di rispettare il valore limite di
emissione di 200 mg/Nm3 (valore medio mensile riferito ai fumi secchi normalizzati con
un tenore di ossigeno del 6%), i bruciatori precedentemente installati sono stati sostituiti
con bruciatori a bassa produzione di NOx.
Il sistema di combustione è attualmente costituito da un complesso di bruciatori che
garantisce un valore di NOx all’uscita caldaia inferiore ai 900 mg/Nm3 ed un valore di
incombusti nelle ceneri leggere inferiore al 7%, nel funzionamento a carbone. Le
modifiche hanno comportato un necessario adeguamento tecnologico e miglioramento
dell’efficienza nei mulini carbone.

3.11 Turbina

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Le turbine sono del tipo a reazione, trasformano l’energia termica del vapore in energia
meccanica sull’asse. La turbina è del tipo cross compound a tre livelli di pressione con 7
spillamenti e 4 scarichi. Il primo spillamento è posto sullo scarico del corpo a pressione
ipercritica. Il secondo e terzo spillamento sono presi dalla turbina ausiliaria ed i restanti
dalla 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 di
alta pressione con vapore 1°RH (1° risurriscaldato). Infine, dopo essere ritornato in
caldaia, alimenta le turbine di media pressione con vapore 2°RH (2° risurriscaldato) il cui
scarico confluisce nelle turbine di bassa pressione che lo scaricano al condensatore.

3.12 Condensatore
Il condensatore trasforma il vapore scaricato dalla turbina in acqua per poterla reinserire
in ciclo attraverso delle pompe. Il condensatore ha la funzione di condensare il vapore in
uscita dalla turbina di bassa pressione, utilizzando un fascio tubiero attraversato da
acqua di mare. Il condensatore è mantenuto in depressione a 0.05 ata.

3.13 Alternatore
Trasforma l’energia meccanica sull’asse in energia elettrica. La sezione 3 è dotata di due
macchine (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 circolazione
refrigerante anche all’interno dei conduttori di rotore e statore, per una più efficace
asportazione del calore prodotto per effetto Joule.
La circolazione dell’idrogeno viene effettuata a mezzo di due ventilatori assiali multistadio
fissati alle estremità del rotore lato turbina di BP.

3.14 Trasformatore
tensione 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 è
immessa nella rete di trasmissione nazionale.

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3.15 Mulini
La caldaia è dotata di n° 6 mulini marca Babcock modello MPS 89 K . La potenzialità di
ciascuno è di 45 t/h.

3.16 Bruciatori a bassa produzione di ossidi di azoto
Oltre all’abbattimento finale i valori di emissione di NOx sono controllati anche
mantenendo ai livelli più bassi possibile le quantità che si formano in caldaia. Ciò si
ottiene gestendo correttamente un particolare sistema di bruciatori installato in occasione
degli interventi di adeguamento ambientale, si tratta dei cosiddetti bruciatori lowNOx che
mantenendo relativamente basse le temperature di fiamma contengono la formazione
degli ossidi di azoto

3.17 Denitrificatore DeNOx
Il 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’ammoniaca
iniettata.
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 acquosa
sistema di vaporizzazione dell’ammoniaca.

Nel loro percorso i gas uscenti dal generatore di vapore vengono inviati e trattati
nell’unico reattore, dove avviene la reazione di denitrificazione. L’ammoniaca, ottenuta
dalla evaporazione completa di una soluzione acquosa al 24 %, viene iniettata nei fumi a
monte del catalizzatore previa miscelazione con aria riscaldata. Il quantitativo di NH3
viene dosato in funzione degli NOx in ingresso in modo da ottenere l’abbattimento
desiderato (valore < al limite di legge). Gli NOx contenuti nei fumi reagiscono con
l’ammoniaca, in presenza del catalizzatore, riducendosi ad azoto molecolare e vapor
d’acqua. La reazione avviene in maniera praticamente completa nell’intervallo di
temperature tra 300 e 350°C.

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L’intero sistema è comandato, supervisionato e regolato dalla sala manovre principale Il
rendimento dell’impianto è del 80%.
Il sistema di regolazione e controllo assicura il mantenimento del rapporto molare
NH3/NOx più corretto in funzione del carico e delle prestazioni desiderate (efficienza di
rimozione NOx, rilascio di NH3).
Gli NOx sono misurati in continuo in uscita dal reattore, permettendo di adeguare la
richiesta di iniezione di ammoniaca attraverso il sistema di regolazione che controlla la
corretta temperatura del gas per garantire l’efficienza della reazione.
L’efficienza del sistema è controllata con misura in continuo della concentrazione di NOx
in uscita e dell’eventuale trascinamento di NH3.
Periodicamente vengono prelevati campioni del catalizzatore per verificarne lo stato di
invecchiamento 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 dalla
combustione del carbone. Può essere esercito anche in fase di combustione mista olio
combustibile e carbone.

Il precipitatore installato precedentemente al decreto di ambientalizzazione è stato
potenziato con un ulteriore campo di captazione e sono state apportate delle modifiche
volte 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 un
controllo del funzionamento sia a livello locale che dalla sala Manovra; permette inoltre di
memorizzare più di una sequenza di battitura (pulizia) e di livelli di energizzazione
attivabili in relazione al tipo di carbone utilizzato.
Le misure in continuo permettono di verificare il valore della concentrazione di polveri in
uscita dal P.E., che comunque deve essere inferiore a 300 mg/Nm3, con combustione al
100% di carbone, anche nel caso di 2 semisezioni fuori servizio. L’introduzione
dell’alimentazione di tipo impulsivo ha consentito di aumentare la tensione di picco
rispetto alla tensione degli alimentatori convenzionali, con il duplice scopo di aumentare

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l’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 DeSOx
Il sistema di desolforazione adottato è del tipo “calcare-gesso” ad umido ed ha lo scopo
principale di ridurre la concentrazione dell’SO2 nei fumi provenienti dalla combustione del
carbone; oltre alla riduzione degli ossidi di zolfo, il desolforatore è in grado di ridurre
anche 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; il
sistema, in alternativa, può impiegare la calce idrata; attualmente, dopo una fase di
sperimentazione, si utilizza un particolare tipo di calcare, denominato marmettola, che
deriva 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’assorbitore
con 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 e
ripresa dei fumi desolforati, ciascuna con potenzialità pari al 50%, che fanno capo ad un
unico assorbitore.
2. Area assorbimento (configurazione unilinea)
La linea di assorbimento tratta l’intera portata dei fumi provenienti da due scambiatori di
calore rigenerativi (GGH), tramite due condotti indipendenti, che li convogliano in
un’unica bocca d’ingresso all’assorbitore.
All’interno dell’assorbitore il gas viene desolforato e quindi, attraverso due bocche di
uscita 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 17
m), e viene in contatto con lo slurry (sospensione) di calcare finemente spruzzato
attraverso dei banchi di spruzzamento. Il gas in ingresso subisce una prima saturazione
con lo slurry recuperato dal fondo dell’assorbitore (loop inferiore) e risale con moto
ascensionale fino ai due banchi del loop superiore, dove è interposta una vasca che

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raccoglie lo slurry e lo recapita al serbatoio alimento calcare. Quando il gas lascia l’ultimo
banco di spruzzaggio il processo di rimozione della SO2 risulta completato
L’assorbitore è costruito secondo la tecnologia dual-loop a umido che impiega calcare
come reagente e produce gesso con umidità residua del 10% e purezza minima
dell’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 trattamento
con differente pH e contenuto di cloruri degli slurries.
Il gas pulito è infine costretto a passare attraverso un sistema a due stadi per
l’eliminazione delle goccioline trascinate nel gas medesimo (demister). Ciascun demister
è dotato di sistema di lavaggio ad acqua che viene spruzzata periodicamente sulla
superficie del separatore al fine di rimuovere ogni tipo di deposito che possa ostruire il
passaggio dei gas o costituire potenziale base di aggregazione per la crescita delle
incrostazioni; la frequenza dei lavaggi è gestita automaticamente dal sistema di controllo
e l’acqua di lavaggio viene raccolta nel serbatoio di alimento del calcare dove si mescola
allo slurry ricircolante nel loop superiore.
Il gas trattato lascia l’assorbitore saturo di umidità alla temperatura di circa 60 °C con una
concentrazione di SO2, al massimo carico continuo, inferiore a 380 mg/Nm3 (riferiti al
gas secco e con O2 pari al 6%). I gas desolforati uscenti dal desolforatore vengono
ripresi e riscaldati prima dell’invio al camino mediante i due scambiatori di calore
rigenerativi (GGH).
3. Zona assorbimento: Area edifici servizi.
Nell’area sono ubicate tutte le macchine che servono al corretto funzionamento del
sistema di assorbimento, come le pompe ricircolo slurry (n.3 +1 di riserva), pompe di
estrazione sospensione gesso (n.2), pompe acqua industriale che alimentano il sistema
di lavaggio dei demister (n.2), pompe acqua mare, pompe ricovero sospensioni, pompe
recupero drenaggi e compressori ossidazione che insufflano aria sul fondo
dell’assorbitore.

4. Zona filtrazione- stoccaggio gesso

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Il sistema di disidratazione del gesso e del successivo stoccaggio in un capannone
coperto sono localizzati in area decentrata rispetto all’assorbitopre, a lato del sistema di
preparazione della sospensione del calcare.
Dalla sospensione di gesso proveniente dal fondo dell’assorbitore, l’acqua viene
separata per mezzo di centrifughe. Dalle centrifughe, mediante un nastro fisso di ripresa
ed uno mobile, il gesso viene trasportato nell’adiacente capannone di stoccaggio del
volume di 10000 m3; le acque di filtrazione in uscita dalla centrifuga vengono convogliati
per gravità nei due serbatoi ubicati al piano terra dell’edificio e, in funzione di determinati
parametri, ricircolate all’assorbitore o inviate al trattamento spurghi.

3.20 Cristallizzatore
Il cristallizzatore inserito nel ciclo produttivo ha lo scopo di ridurre l’impatto dovuto ai reflui
della centrale e di massimizzare il recupero della risorsa idrica utilizzata.
L’impianto di evaporazione-cristallizzazione dotato di pretrattamento con sistema di
raccolta del sale prodotto e l’impiantistica per il ritorno, a fine di recupero, delle correnti
d’acque trattate dal DeSOX.
Lo spurgo del DeSox viene raccolto in un serbatoio e successivamente inviato al
pretrattamento.
L’acqua pretrattata viene inviata al sistema di evaporazione-cristallizzazione, della
capacità di 15 m3/h, composto da un evaporatore di pari capacità e da un cristallizzatore
da 2-3 m3/h.
Per la separazione dei solidi prodotti sono previsti due filtri a pressa che tramite scivoli
recapitano in sottostanti cassoni scarrabili, utilizzati per raccogliere i residui da portare al
destino finale.
Con l’installazione del cristallizzatore si prevede di ridurre di circa 200.000 m3 sia il
volume annuale d’acqua scaricata dall’ITAR sia di quello prelevato da fonte idrica
esterna. Inoltre il recupero nel DeSox del proprio spurgo trattato dovrebbe anche
consentire una migliore qualità in termini di salinità dell’affluente dell’ITAR ed un suo
maggiore recupero come acqua industriale di centrale.

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La relazione tecnica descrittiva dell’impianto è riportata nell’allegato A.19, la planimetria
di impianto è riportata nell’allegato B21_5 al quale si rimanda. (L’impianto è attualmente
in fase di costruzione).

4 Attività tecnicamente connesse alle fasi 1-2-3
Il processo di produzione è integrato da impianti, dispositivi ed apparecchiature ausiliarie
che ne assicurano il corretto funzionamento
Nella centrale della Spezia sono state individuate le seguenti attività tecnicamente
connesse.

a) AC1 Approvvigionamento combustibili gassosi, stazione di
decompressione e rete di distribuzione del gas naturale
Il gas naturale proviene dalla rete di distribuzione SNAM, collegata all’impianto tramite un
apposito 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 una
valvola di autoregolazione della pressione a valle tarata su 23 bar, un separatore di
condensa con apposito serbatoio di raccolta, un riscaldatore che serve a compensare il
calore assorbito dal gas in espansione ed un filtro meccanico. Oltre alle apparecchiature
di riduzione della pressione e di riscaldamento del gas, nella stazione di decompressione
trovano posto i contatori di misura del gas consumato, regolarmente tarati e controllati.

b) AC2 Approvvigionamento, stoccaggio e movimentazione
combustibili liquidi
a) Scarico stoccaggio e movimentazione olio combustibile
L’olio combustibile necessario al fabbisogno dell’impianto viene rifornito via mare
mediante petroliere e trasferito, senza stoccaggio in zona portuale, al deposito della
centrale 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 di
contenimento atti a fronteggiare eventuali versamenti di combustibile in modo da
prevenire gli inquinamenti del sottosuolo e delle acque portuali.

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L’oleodotto di trasferimento, collocato in gran parte lungo lo stesso percorso del nastro
carbone, ha uno sviluppo complessivo di circa 3 km., ha diametri di 12 e 16 pollici ed è
adeguatamente coibentato e riscaldato. Le tubazioni hanno una disposizione
prevalentemente superficiale a vista, i tratti interrati sono stati completamente inseriti in
cunicoli di protezione ispezionabili. La possibilità di ispezionare i tratti interrati di
oleodotto e l’adozione di procedure di sorveglianza hanno praticamente annullato il
rischio di contaminazione del suolo.
Anche i serbatoi di stoccaggio sono provvisti di bacino di contenimento.
b) scarico, stoccaggio e movimentazione del gasolio
Il gasolio destinato alla produzione di energia viene utilizzato solo nelle caldaie ausiliarie
e per alimentare le cosiddette torce pilota della terza unità. Il gasolio necessario è
approvvigionato 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 e
di prevenzione dell’inquinamento del suolo.

c) AC3 Caldaia ausiliaria
I due generatori di vapore sono di costruzione Metallurgica Bergamasca.
Il generatore è alimentato ad acqua ed ha il corpo principale ad una pressione di 19,6
bar, 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 e
una capacità di 350 litri.

d) AC4 Gruppo elettrogeno di emergenza
I gruppi elettrogeni sono costituiti da un motore di emergenza diesel accoppiato
rigidamente con l’alternatore trifase provvisto di stabilizzatore di tensione.
Hanno la possibilità in caso di blackout di fornire l’alimentazione per le apparecchiature e
i sistemi di comando e controllo dei gruppi 1, 2 e 3 e servizi generali. I motori diesel sono
di costruzione Isotta Fraschini con una potenza di 1500 KVA ed una tensione trifase da
5KV.

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e) AC5 Impianto antincendio e motopompa
L’impianto è soggetto al Certificato di Prevenzione Incendi e dispone di tutti i presidi
antincendio richiesti.
Nell’ambito della Valutazione dei Rischi, ai sensi del D.Lgs.626/94, preliminarmente alla
stesura del Piano di Emergenza Interno (PEI), è stata effettuata la valutazione del rischio
incendio, ai sensi del DM 10 marzo 1998. Sono indicate le misure adottate al fine di
ridurre la probabilità di insorgenza degli incendi, le misure relative alle vie di esodo, ai
sistemi di rilevazione e alle attrezzature
Tutte le aree e i locali di centrale sono asserviti da sistemi di estinzione incendi (estintori
a polvere, estintori a CO2, manichette, idranti a colonna), i macchinari principali sono
protetti da impianto automatico di rilevazione incendi con elemento termosensibile e
segnalazione nelle Sale Manovre ed impianto automatico fisso di spegnimento ad acqua
frazionata.
Nei locali con apparecchiature elettriche sono installati impianti di rilevazione fumi con
centrale di controllo posta nelle Sale Manovre.
Oltre all’impianto antincendio collegato alla rete idrica, vi sono anche postazioni fisse a
CO2 , 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 intervenuto

Le zone coperte dall’impianto antincendio sono:

Impianti/Edifici Area di Produzione

• Sezione turbogas SP1
• Sezione turbogas SP2
• Stazione decompressione metano

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• 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 CO2
Edifici servizi

• Laboratorio chimico
• Deposito bombole gas laboratorio chimico
• edificio servizi
• edificio portineria , spogliatoi e infermeria

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• 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 T3
I carbonili Val Fornola (carbonile n° 1) e Val Bosca (carbonile n° 2) dispongono ciascuno
di un impianto antincendio costituito da una tubazione da 8” con 12 bocche antincendio
UNI 70 (con relative manichette e lance).

Stazione di pompaggio antincendio

È 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 idranti

Per ciascuna delle pompe con motore diesel è presente un serbatoio di stoccaggio
gasolio. I serbatoi, dotati di bacino di contenimento, sono separati, rispetto alle pompe e
all’altro serbatoio, da muri tagliafuoco.

I sistemi posti a protezione della stazione di pompaggio sono:

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• 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 viene
mantenuta una riserva intangibile per scopo antincendio non inferiore a 1.500 m3.

Stazione di stoccaggio liquido schiumogeno

La stazione di stoccaggio liquido schiumogeno é installata vicino all’autoclave di
pressurizzazione rete idrica antincendio ed ai serbatoi di stoccaggio riserva idrica.
Si compone di due serbatoi da 8 m3 cadauno, da una pompa di caricamento
schiumogeno nei serbatoi e da due pompe, una con motore elettrico ed una con motore
diesel, per l’iniezione dello schiumogeno nelle linee di alimentazione degli impianti a
schiuma.
La centrale dispone inoltre di una ulteriore scorta di schiumogeno contenuto in 46 fusti da
200 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

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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 di
riserva 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 incendi
con rivelatori termosensibili a bulbo di quarzo del tipo a risposta rapida e impianto fisso di
protezione ad acqua frazionata
L’impianto antincendio del pontile di attracco navi può essere alimentato direttamente
con acqua di mare o con una miscela acqua – schiuma ed è costituito da un collettore
antincendio 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 Chimico
Il personale del laboratorio chimico svolge i controlli analitici d’impianto ed in particolare
le verifiche sugli scarichi idrici secondo procedure del sistema di gestione ambientale.
Si occupa inoltre delle problematiche chimiche, di controllo del processo e dei
combustibili.

g) AC7 Impianto osmosi inversa
L’impianto ad osmosi inversa, utilizzando acqua di mare, attraverso membrane
semipermeabili, produce acqua industriale a basso tenore di sali restituendo a mare
acqua 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 gli
episodici lavaggi chimici delle membrane semipermeabili sono inviati all’impianto di
trattamento ITAR-TSD integrato.

36


La portata dell’acqua di mare per alimentare l’impianto di osmosi può arrivare a circa 500
m3, per una produzione massima di acqua industriale di circa 150 m³/h (tre linee da
50m³/h); la salamoia la restante quota è rilasciata direttamente nel canale di restituzione
dell’acqua di mare condensatrice

h) AC8 Impianto trattamento acque reflue
L’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


Ogni sezione tratta in maniera specifica il refluo, opportunamente convogliato da una rete
di 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, è
costituito 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 con
latte di calce, addizionando poliettrolita e solfuro sodico od equivalente, per facilitare la
precipitazione sotto forma di solfuri dei metalli e non metalli.
L’aggiunta di cloruro ferroso per la precipitazione del solfuro in eccesso completa questo
stadio di trattamento.
La sedimentazione dei prodotti di reazione (idrossidi e solfuri metallici) e dei sospesi
avviene in un chiarificatore a valle a ricircolo dei fanghi.
Nel secondo stadio di trattamento l’effluente proveniente dal primo , viene addizionato
con cloruro ferrino, polielettrolita e idrossido di sodio in soluzione, in modo da ottenere la
coprecipitazione di idrossido ferrino e completare l’abbattimento di altri eventuali
inquinanti sfuggiti al primo stadio.
Un sistema di sedimentazione a pacchi lamellari sovrapposti e contrapposti al flusso in
trattamento “tipo Pinkerwood” permette la separazione delle sostanze in sospensione.
I fanghi ottenuti dal primo e dal secondo stadio di sedimentazione vengono inviati ad un
ispessitore e successivamente ad una batteria di filtri pressa.
Il trattamento viene, infine, completato con l’additivazione di acqua ossigenata per
l’abbattimento dell’eventuale COD residuo e correttore finale del pH.
Le portate di acque acide –alcaline trattate dall’impianto restano tendenzialmente
inalterate rispetto all’assetto ante ambientalizzazione (90-150) mc/h

38


All’impianto di trattamento acque oleose (ITAO) affluiscono tutte le acque potenzialmente
inquinabili da oli, queste vengono collettate tramite una rete fognaria dedicata in
collettore perimetrale principale; questo afferisce direttamente alla vasca di calma posta
in testa alla sezione di trattamento delle acque inquinabili da oli.
L’olio, eventualmente presente, è recuperato mediante opportuni dispositivi automatici
galleggianti “Disc-Oil”e trasferito in un serbatoio dedicato e recuperato, mentre l’acqua a
valle di una serie di guardie idrauliche è pompata in due vasche di disoleazione, “API
SEPARATOR”, della capacità di trattamento di 150 mc/h cadauna.
In queste vasche avviene una successiva separazione per diversità di peso specifico tra
l’olio ed acqua; la miscela di olio-acqua che si forma in superficie in coda alle API viene
sospinta 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 acqua
industriale, è stato inserito uno stadio di filtrazione su sabbia a granulometria controllata
e carbone attivo. Le eventuali eccedenze, non recuperabili, vengono deviate al canale di
restituzione se le caratteristiche fisico–chimiche rispettano i valori dei parametri
legislativi, altrimenti vengono inviate in testa all’impianto di trattamento ITAR-TSD.
Gli scarichi delle vasche olandesi confluiscono nel collettore Nord( Tombone) la cui
gestione è di Enel che si impegna a mantenere il livello ad una quota inferiore a quelle
delle trappole olandesi onde impedire eventuali spandimenti di olio all’interno dei bacini di
contenimento, secondo una procedura che dovrà essere messa a punto tra le parti.
L’impianto di trattamento acque biologiche (ITAB) raccoglie tutte le acque di tipo
sanitario, è composto da uno strigliatore/sminuzzatore, una vasca di ossidazione totale a
fanghi 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, sono
normalmente inviate al recupero o all’impianto ITAR-TSD.
Ulteriori acque sanitarie vengono prodotte presso il terminal ENEL al molo di v.le
S.Bartolomeo.
Questi reflui sono trattati localmente mediante fosse settiche tipo IMHOFF e filtro finale a
biodischi rotanti del tipo a flora batterica adesa. Prima dello scarico a mare il refluo è
sterilizzato con debatterizzatore a lampade UV

39


i) AC9 Approvvigionamento, stoccaggio e movimentazione carbone
Si tratta di carbone estero proveniente da diverse regioni del mondo. Il carbone viene
scaricato nel porto della Spezia, da navi attraccate su di un molo dedicato alle attività
Enel. Dalle navi, mediante due scaricatori concepiti per minimizzare le dispersioni di
polveri, il carbone viene posato direttamente su nastro e trasportato verso i due parchi di
stoccaggio asserviti all’impianto, uno in Val Fornola e uno in Val Bosca. La capacità di
stoccaggio complessiva è di circa 450.000 t.
I parchi carbone sono stati realizzati su avvallamenti naturali il cui fondo è di natura
argillosa e le cui pareti sono state coperte da lastre di cemento. I nastri trasporto
carbone, dal porto ai depositi e dai depositi verso la sezione 3 dell’impianto, hanno una
lunghezza complessiva di circa 2200 metri e una capacità di trasporto di 1100 t/h. I nastri
sono allocati all’interno di «tunnel» completamente chiusi, per prevenire la diffusione
delle polveri e possibili sporcamenti lungo il percorso. I nastri sono collegati da otto torri
di smistamento e di rinvio, anch’esse dotate di sistemi per prevenire la dispersioni di
polveri; per evitare completamente la dispersione di polveri di carbone, alcune torri, poste
in prossimità dei confini dell’impianto, sono completamente chiuse.

l) AC10 Attività di manutenzione
Tutte le attività di manutenzione svolte in centrale sono coordinate da un capo sezione
manutenzione che sovrintende a tutte le attività operative di natura meccanica, civile,
elettrica e di regolazione svolte dal personale Enel inserito nelle rispettive linee
specialistiche o dalle ditte in appalto.
Egli coordina, inoltre, le attività svolte dalla linea programmazione per la gestione dei
programmi di manutenzione e delle richieste di lavoro inerenti agli interventi in
accidentale 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


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 incidenze
ambientali in collaborazione con la sezione Esercizio e fissa di concerto con la Direzione
gli obiettivi da raggiungere con il progetto;
In caso di attività affidate a terzi (società esterne o interne al Gruppo Enel) valuta con il
capo sezione esercizio, le possibili interazioni con l’ambiente ed evidenzia l’opportunità di
seguire specifiche procedure atte a minimizzare l’incidenza ambientale .
Il personale della sezione manutenzione, ognuno per le parti di propria competenza, è
regolarmente formato sugli obiettivi ambientali aziendali e sulle procedure operative (es.
gestione dei rifiuti), conformemente a quanto prescritto dal sistema di gestione
ambientale.
Specificatamente alla gestione dei rifiuti, questa è gestita da personale di manutenzione
a cui è affidato il controllo della fase di formazione dei rifiuti, tanto per i rifiuti generati da
attività svolte direttamente dai reparti, quanto per i rifiuti generati da terzi nell’ambito delle
attività effettuate presso gli impianti di competenza.
Nel caso di attività affidate a terzi si considera di norma produttore dei rifiuti (salvo
pattuizioni diverse ed indipendentemente da chi si assume l’onere economico dello
smaltimento):
⇒ 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), si
considerano derivanti da attività della Centrale e quindi gestiti con le stesse modalità.

41


m) AC11 Gestione ceneri e gessi
Circa l’80% delle ceneri prodotte dalla combustione del carbone vengono captate dagli
elettrofiltri inseriti prima delle ciminiera per depolverizzare i fumi, la parte restante si
deposita direttamente sul fondo della camera di combustione. Le ceneri estratte
pneumaticamente dagli elettrofiltri e dalla caldaia si raccolgono in appositi silos.
Le operazioni di estrazione, raccolta e caricamento delle ceneri su mezzi idonei per il
trasporto dei materiali polverulenti, viene realizzato automaticamente mediante circuiti
pneumatici realizzati in modo da prevenire dispersioni di polveri.
Le ceneri da carbone così raccolte costituiscono rifiuti non pericolosi che possono essere
utilizzate nei cementifici o per la preparazione di conglomerati cementizi. Il recupero di
questi rifiuti può essere effettuato secondo le procedure semplificate previste dal Dlgs
22/97 (il c.d. decreto Ronchi) nel rispetto delle condizioni tecniche stabilite del Decreto
Ministeriale del 5 febbraio 1998, vale a dire che l’attività di recupero può essere messa in
atto sulla base di una semplice comunicazione da parte del soggetto che effettua l’attività
di recupero alla Provincia territorialmente competente. Le condizioni tecniche stabilite
prevedono un limite sul contenuto di particelle carboniose (incombusti). Nel caso venga
superato tale limite le ceneri devono essere smaltite in discarica. Negli ultimi anni tutte le
ceneri prodotte sono state avviate al recupero.
L’adeguamento ambientale della Sezione 3 ha inoltre comportato l’installazione di
un impianto di desolforazione dei fumi per l’abbattimento delle emissioni di
biossido di zolfo (SO2) (impianto DeSOx).
Tale impianto utilizza come unico reagente il calcare (CaCO3), proveniente dagli
impianti di lavorazione del marmo (marmettola) o da cava, opportunamente
miscelato con acqua industriale.
I fumi ad elevato contenuto di biossido di zolfo vengono alimentati al reattore di
desolforazione dove vengono in contatto gesso biidrato (CaSO4·2H2O).

42


con aria e con una soluzione acquosa di calcare (CaCO3), la reazione chimica
che avviene porta alla formazione di gesso bi-idrato (CaSO4·2H2O). Il gesso bi-
idrato (CaSO4·2H2O), opportunamente filtrato e disidratato da apposite
centrifughe, viene messo a parco in un capannone di stoccaggio dedicato.
Il gesso risultante dalla desolforazione dei fumi è destinato principalmente al
recupero di materia. In particolare viene utilizzato dai cementifici per essere
aggiunto al clinker oppure utilizzato per la produzione di prodotti per l'edilizia.
viene trasportato verso il capannone di stoccaggio mediante nastro fisso che, a
sua volta, lo deposita su un nastro mobile (shuttle) interno al capannone per il
deposito a terra.
Il gesso prodotto dalla reazione fra calcare, biossido di zolfo e ossigeno
atmosferico, viene prelevato dalla base del reattore di desolforazione (quencher)
e pompato alla sezione di filtrazione centrifuga.
Il gesso filtrato in uscita dalle centrifughe
L’evacuazione del gesso dal capannone di stoccaggio avviene mediante carico su
autocarri con pala meccanica con benna in apposita zona interna al capannone
stesso.
Per evitare eventuali polverosità, all'interno del capannone è presente un impianto
splinker per la bagnatura del gesso depositato a terra con spray d’acqua e
all'esterno è disponibile una stazione di lavaggio degli automezzi con acqua in
pressione; inoltre il materiale è caricato su cassoni che vengono chiusi con telone
plastico retraibile impermeabile.
La produzione annuale di gesso ammonta a circa 35.000 – 40.000 tonnellate.

n) AC12 Utilizzo acqua di mare per condensazione
L’acqua di mare, per la condensazione del vapore ed il raffreddamento di altre
apparecchiature ausiliarie, viene prelevata attraverso l’opera di presa subendo nel
passaggio nei condensatori un innalzamento di temperatura.

43


L’acqua di mare, alla presa, è additivata , se necessario, con ipoclorito di sodio in
soluzione 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 di
cloro“preliminarmente effettuata sull’acqua in ingresso nonché al valore misurato di cloro
residuo 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 monte
delle pompe acqua condensatrice, con funzione di rimozione di corpi ed oggetti estranei
presenti nell’acqua di mare. Le sostanze sgrigliate vengono rimosse e smaltite mentre
l’acqua di mare per il lavaggio griglie viene restituita direttamente attraverso il canale di
scarico.
La quantità d’acqua di raffreddamento, dei gruppi 1, 2 e 3, in seguito all’adeguamento
ambientale, si riduce passando dai 60m³/sec ai 40m³/sec circa.
Acqua di mare per servizi vari
Oltre che per la condensazione e per il raffreddamento in altri scambiatori, l’acqua di
mare viene utilizzata per l’impianto ad osmosi inversa (produzione acqua industriale) e
per il reintegro dell’acqua di circolazione nello scrubber del DE-SOx.

5 La produzione della centrale
L’impianto Eugenio Montale è dedicato alla sola produzione di energia elettrica mediante
l’esercizio di una unità termoelettrica convenzionale prevalentemente alimentata a
carbone e di due unità a ciclo combinato alimentate a gas naturale .

I dati sotto riportati rappresentano il funzionamento realizzato negli ultimi 4 anni

44


Energia in miliardi di kWh
7,3 6,9
6,0

4,5

2002 2003 2004 2005

Energia 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 gli
avviamenti, si utilizzano anche olio combustibile, metano e gasolio. Il contributo
percentuale di ciascun combustibile al fabbisogno complessivo di calore è mostrato nel
grafico

% 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 1.225.265 952.419

Combustibili utilizzati per la copertura del fabbisogno di calore espresso in tep.(L’abbreviazione tep sta per
tonnellate equivalenti di petrolio che è una misura convenzionale delle quantità di calore: un tep equivale a
10 milioni di kCal ).

45


6 La manutenzione

La manutenzione generale di ogni unità termoelettrica è programmata con cadenza
triennale con fermate di durata media. La manutenzione minore viene eseguita con unità
in servizio sfruttando la ridondanza dei macchinari principali.

7 Vita residua

La 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 interagire
con l’ambiente.
Tra tutte le molteplici interazioni ambientali che il processo produttivo ed i servizi ad esso
funzionali presentano, occorre definire quelle cui sono connessi impatti ambientali
significativi. Agli elementi suscettibili di produrre impatti significativi bisogna applicare un
corretto sistema di gestione, ossia attività sistematiche di sorveglianza, misure tecniche e
gestionali appropriate, obiettivi di miglioramento in linea con la Politica e le strategie
aziendali in materia d’ambiente. Ciò allo scopo di prevenire, o quantomeno ridurre, gli
impatti negativi e di accrescere gli impatti positivi.
Il processo di individuazione degli aspetti ambientali deve includere quindi una
valutazione della significatività degli aspetti stessi, in relazione agli impatti provocati. Il
criterio adottato per valutare la significatività degli aspetti è fondato sugli orientamenti
espressi dalla Commissione delle Comunità Europee attraverso la Raccomandazione
2001/680/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’Analisi
Ambientale iniziale tutte le attività passate, presenti e programmate.

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