2010 - Alba Power

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2010 - Alba Power

DICHIARAZIONE AMBIENTALE
CENTRALE ALBAPOWER
01/09/2009 - 31/08/2010
Dichiarazione Ambientale Centrale AlbaPower
DICHIARAZIONE DI APPROVAZIONE
Centrale di Alba
ALBAPOWER S.p.A.
C.so Piera Cillario 2/1
12051 ALBA (Cuneo)
Attività: gestione di un impianto di cogenerazione alimentato a gas naturale per la produzione
di energia elettrica, di vapore per uso industriale e di acqua calda per teleriscaldamento.
Codice di attività:
NACE 35.11 - Produzione di energia elettrica
NACE 35.30 - Fornitura di vapore e aria condizionata
Questa dichiarazione è stata preparata dal seguente gruppo di lavoro:
Alberto Ferrero Responsabile di Centrale
Paolo Vivaldi
Rappresentante della Direzione per il Sistema di Gestione Ambientale
Paolo Branco
Addetto al Sistema di Gestione Ambientale
Giovanni Petrecca
Consulente esterno, CSE S.r.l.
Marina Grossi Consulente esterno, CSE S.r.l.
ed approvata dalla DIREZIONE ALBAPOWER S.p.A.
La Dichiarazione Ambientale - aggiornamento 1/09/09 - 31/08/10 è verificata e convalidata dal
verificatore accreditato ICIM-IT-V-0008.
AlbaPower S.p.A. si impegna a sottoporre a verifica e a trasmettere all’organismo competente,
previa convalida, sia i necessari aggiornamenti annuali sia la revisione della Dichiarazione Ambientale completa entro tre anni dalla data della prima emissione, mettendoli a disposizione
del pubblico secondo quanto previsto dal Regolamento CE 1221/2009.
ALBAPOWER S.P.A.
Centrale di ALBA (CUNEO)
La Centrale AlbaPower è dotata di un Sistema di Gestione Ambientale ed i risultati raggiunti
in questo settore sono comunicati al pubblico conformemente al sistema comunitario di ecogestione e audit del Regolamento CE 1221/2009.
INDICE
1 PREMESSA..................................................................................................................................7
2 INFORMAZIONI PER IL PUBBLICO........................................................................................8
3 POLITICA PER LA SICUREZZA E L’AMBIENTE PER IL SITO
DELLA CENTRALE ALBAPOWER............................................................................................9
4 COGENERAZIONE ABBINATA AL TELERISCALDAMENTO E ALL’ INDUSTRIA............10
5 DESCRIZIONE DELL’ATTIVITÀ................................................................................................11
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
5.6
5.7
5.8
LA COLLOCAZIONE GEOGRAFICA DELLA CENTRALE....................................11
CONDIZIONI CLIMATICHE E METEOROLOGICHE............................................11
PRESENTAZIONE DELLA CENTRALE...................................................................13
FUNZIONAMENTO DELLA CENTRALE E ASSETTI DI ESERCIZIO..................15
IL PERSONALE DI CENTRALE................................................................................17
LA SCHEDA TECNICA DELLA CENTRALE ALBAPOWER..................................19
I DATI OPERATIVI E GLI INDICATORI CHIAVE....................................................22
COMMENTI ALL’ANDAMENTO DEL PERIODO 01/09/09 - 31/08/10............23
6 IL SISTEMA DI GESTIONE AMBIENTALE DI ALBAPOWER..............................................26
7 IDENTIFICAZIONE E ANALISI DEGLI ASPETTI AMBIENTALI...........................................27
7.1 EMISSIONI IN ATMOSFERA....................................................................................31
7.2 SCARICHI IDRICI.......................................................................................................36
7.3 RIFIUTI PRODOTTI....................................................................................................39
7.4 CONTAMINAZIONE DEL TERRENO......................................................................42
7.5 UTILIZZO DI ACQUA, GAS NATURALE, GASOLIO, GAS TECNICI,
ENERGIA ELETTRICA...............................................................................................45
7.6 RUMORE VERSO L’AMBIENTE CIRCOSTANTE...................................................47
7.7 CAMPI ELETTROMAGNETICI.................................................................................52
7.8 IMPATTO VISIVO.......................................................................................................55
7.9 SICUREZZA E SALUTE DEI LAVORATORI.............................................................56
7.10UTILIZZO DI MATERIE PRIME E MATERIALI AUSILIARI;
IMBALLAGGIO E IMMAGAZZINAMENTO;
DISTRIBUZIONE DEL PRODOTTO (ENERGIA ELETTRICA, VAPORE);
ALTRI ASPETTI AMBIENTALI...................................................................................57
7.11RISCHI DI INCIDENTI AMBIENTALI IN SITUAZIONE DI EMERGENZA...........61
7.12INFLUENZA SULL’ AMBIENTE ANTROPICO E PARTI INTERESSATE..............63
8 PROGRAMMA AMBIENTALE DELLA CENTRALE ALBAPOWER PER IL PERIODO 2008 – 2010...............................................................................................64
9 GLOSSARIO..............................................................................................................................65
10 UNITÀ DI MISURA....................................................................................................................67
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PRESENTAZIONE DELLA DICHIARAZIONE AMBIENTALE
aggiornamento 2009/2010
La pubblicazione della Dichiarazione Ambientale vuole essere uno strumento di promozione
ed attivazione di processi relazionali ed informativi soprattutto nei confronti:
• della Comunità locale, evidenziando gli sforzi per la tutela dell’ambiente e del territorio;
• delle Autorità, dimostrando il rispetto delle leggi e di operare in condizioni di sicurezza;
• del Personale, responsabilizzandolo nella gestione operativa quotidiana degli aspetti ambientali;
• dei Fornitori e Appaltatori, stimolandoli ad un loro coinvolgimento nelle problematiche
ambientali comuni.
Il presente documento costituisce l’aggiornamento 2009/2010 della Dichiarazione Ambientale
di AlbaPower S.p.A., redatta in conformità al regolamento (CE) n. 1221/2009. In esso sono
riportati i dati aggiornati al 31/08/10 relativamente a tutti gli aspetti ambientali significativi,
individuati con i criteri già indicati nella Dichiarazione precedente. Sono inoltre illustrate le
variazioni intervenute e lo stato di attuazione degli interventi di miglioramento previsti nel
Programma Ambientale per il triennio 2008/2010.
Questa pubblicazione, pertanto, rappresenta una conferma dell’impegno di AlbaPower per
sviluppare un onesto e trasparente rapporto collaborativo, e la volontà di porsi come soggetto
attivo per una continua ricerca di miglioramento dell’ambiente in cui opera la Società.
AlbaPower S.p.A.
L’Amministratore Delegato
dott. ing. Pier Paolo Carini
1. PREMESSA
La società AlbaPower S.p.A. è una società di scopo costituita nell’Aprile 2005 dalla Ferrero
S.p.A. e dalla Egea S.p.A. (Ente Gestione Energia Ambiente), l’Azienda di servizi energetici ed
ambientali del comprensorio di Alba.
La Società è proprietaria di un impianto di cogenerazione a ciclo combinato (denominato
Gruppo 1) avviato nel giugno 2007 e gestisce, per conto della società Ferrero Spa, un impianto di cogenerazione (denominato Gruppo 2).
Il Gruppo 1 ha la finalità di erogare sia energia elettrica che termica allo stabilimento Ferrero
di Alba sia energia termica alla rete del teleriscaldamento della città di Alba ed energia elettrica per i clienti di Egea. La prima fornitura di vapore allo stabilimento Ferrero è stata effettuata
nel luglio 2007, mentre la rete di teleriscaldamento della città è stata alimentata nei primi
giorni del mese di agosto 2007.
Il GRUPPO 2 è stato realizzato, invece, per fornire energia elettrica e vapore unicamente allo
stabilimento Ferrero di Alba con funzionamento base load ad integrazione del GRUPPO 1 ed
ha completato l’avviamento nel mese di agosto 2010.
La direzione di riferimento è identificata con la Direzione della Centrale anche per quanto
riguarda tutte le attività del Sistema di Gestione Ambientale. La Direzione pianifica le attività
della Centrale e dispone di un budget annuale per le attività di gestione. L’Impianto è gestito
con diciotto dipendenti.
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2. INFORMAZIONI PER IL PUBBLICO
Il presente aggiornamento della Dichiarazione Ambientale è disponibile presso la Centrale
AlbaPower, Corso Piera Cillario, 2/1 Alba e all’interno del sito internet www.albapower.it.
AlbaPower S.p.A è disponibile per fornire informazioni sugli aspetti ambientali e tecnici della
Centrale ai soggetti interessati e alla popolazione.
Per informazioni rivolgersi a:
Alberto Ferrero - Responsabile della Centrale
Tel +39 0173229198
Fax +39 017333438
Indirizzo e-mail: [email protected]
La decisione di aderire volontariamente al Regolamento EMAS si inserisce nella Politica di attenzione e impegno per uno sviluppo dell’attività compatibile con l’ambiente attraverso l’adozione di un Sistema di Gestione Ambientale.
La Dichiarazione Ambientale rappresenta uno stimolo ulteriore per migliorare i rapporti con il
territorio e per tendere al miglioramento continuo nella gestione delle tematiche ambientali.
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3.POLITICA PER LA SICUREZZA E L’AMBIENTE
PER IL SITO DELLA CENTRALE ALBAPOWER
La Centrale di Alba della società AlbaPower S.p.A. svolge attività di produzione di energia
elettrica, di vapore per uso industriale e di acqua calda per teleriscaldamento da combustione
di gas naturale.
La Direzione ha definito, per la Centrale, la propria Politica per la Sicurezza e l’Ambiente col
fine di operare nel rispetto delle prescrizioni legali e degli accordi sottoscritti in materia di sicurezza ed ambiente, ma anche di ricercare un miglioramento continuo delle proprie prestazioni,
a tutela dei propri dipendenti e terzi per essa operanti, delle popolazioni che vivono nei pressi
dei propri impianti, dei propri clienti e per la protezione dell’ambiente circostante.
Nello spirito di tale Politica, la società si impegna a svolgere le proprie attività per il Sito di
Alba secondo i seguenti principi:
• operare con l’obiettivo del soddisfacimento dei Clienti in conformità alle linee guida
aziendali, attraverso una corretta valutazione e definizione delle sue reali esigenze, esplicite ed implicite nel continuo rispetto dell’ambiente e della salute e sicurezza;
• operare nel rispetto delle prescrizioni legali e degli accordi sottoscritti, ricercando il miglioramento continuo delle prestazioni ambientali e tutelando la salute e la sicurezza dei
lavoratori dipendenti, dei lavoratori terzi e delle comunità;
• ricercare il miglioramento continuo delle proprie attività attraverso un continuo riesame
degli obiettivi e dei risultati conseguiti;
• valutare gli investimenti e le modifiche agli impianti, considerando, oltre agli aspetti economico-finanziari, anche gli aspetti ambientali e di sicurezza e le migliori condizioni tecniche disponibili;
• informare tutte le persone che operano negli impianti dei pericoli connessi alle attività
produttive e formarle adeguatamente per la prevenzione dei rischi;
• prevenire, controllare e ridurre ove possibile le emissioni inquinanti nell’ambiente e la
produzione di rifiuti;
• utilizzare prodotti e materiali con il minor impatto possibile sull’ambiente e sulla salute e
sicurezza dei lavoratori;
• gestire attentamente gli impianti ed utilizzare le risorse naturali ed energetiche in modo
razionale per valorizzare il ruolo dell’energia elettrica, del metano, del calore e dell’acqua, favorendo di fatto la diffusione del teleriscaldamento nel territorio;
• tenere conto delle aspettative delle parti interessate e promuovere iniziative atte a soddisfarle;
• sensibilizzare i fornitori sugli obiettivi aziendali coinvolgendoli nel processo di miglioramento e di adesione alla Politica;
• comunicare e collaborare con le Comunità locali, le Autorità e le Associazioni in modo
chiaro e trasparente;
• adottare un Sistema di Gestione dell’Ambiente, sia per garantire le parti interessate ed
il personale sia per favorire lo scambio delle informazioni, la partecipazione e la crescita
interna.
Tutti i dipendenti, per le aree di propria competenza, hanno il compito di vigilare e di accertare periodicamente il rispetto di questi principi e di partecipare alla crescita del Sistema di
Gestione con osservazioni e proposte di miglioramento.
Si evidenzia che, sin dalla fase progettuale della Centrale, AlbaPower S.p.A. ha utilizzato le
esperienze già acquisite da parte di Ferrero S.p.A. ed Egea S.p.A., utilizzando le migliori tecniche disponibili.
Il Responsabile di Centrale
Alberto Ferrero
Alba, 17 giugno 2008
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4. COGENERAZIONE ABBINATA AL TELERISCALDAMENTO
E ALL’INDUSTRIA
Gli impianti della Centrale sono dimensionati per soddisfare il fabbisogno elettrico e termico
dello stabilimento della Ferrero S.p.A. sito in Alba e il fabbisogno termico di Egea S.p.A. per
l’alimentazione della rete di teleriscaldamento cittadino di Alba. La realizzazione degli impianti
ha favorito lo smantellamento delle vecchie centrali termiche presenti negli stabilimenti di
Ferrero ed Egea.
L’accumulo di acqua calda per il teleriscaldamento della città di Alba
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5. DESCRIZIONE DELL’ATTIVITÀ
5.1 - LA COLLOCAZIONE GEOGRAFICA DELLA CENTRALE
Situata a circa 60 km sud-est dal capoluogo Piemontese Torino, 60 km nord-est dal suo capoluogo di provincia Cuneo, 16 km da Bra, 27 km da Asti e 30 km da Carmagnola (TO), Alba
sorge per gran parte sulla riva destra del fiume Tanaro, su un poggio circondato dalle colline
ricche di vigneti delle Langhe e del Roero.
Le Langhe sono un insieme di colline con creste affilate, segnate da valli profonde, parallele,
scavate da torrenti, tra il Tanaro, l’Appennino Ligure e il Bormida. L’altezza media oscilla intorno ai 550 m e raggiunge i 950 m a Mombarcaro, con varietà di colture per la diversa conformazione del terreno. Tra le più importanti vi sono, la coltivazione di nocciole, nella varietà tonda
e gentile, e i vigneti per la produzione dei prestigiosi vini piemontesi.
5.2 - CONDIZIONI CLIMATICHE E METEOROLOGICHE
Il clima di questa regione ha caratteristiche di continentalità abbastanza spiccate, determinate
dallo schermo che i rilievi oppongono alle influenze del pur vicino Mediterraneo. Ma la varietà
dei fattori altimetrici e morfologici causa condizioni climatiche locali piuttosto diverse tra la
zona alpina, le Langhe e la pianura, specie per quanto riguarda l’andamento delle temperature, le condizioni di soleggiamento e il comportamento dei venti. Estesi sono i boschi, specie
nelle valli alpine e nella zona più elevata delle Langhe. Dal punto di vista idrografico il territorio
comprende l’alto bacino del Po e gran parte di quello del Tanaro. I corsi d’acqua che convergono a ventaglio nella pianura sono generalmente brevi e ripidi, con scarsa portata media,
magre accentuate in inverno e piene talora violente in corrispondenza dei periodi più piovosi.
La Centrale con la prospettiva sul Comune di Santa Vittoria
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Fig. 1 - La collocazione geografica della Centrale
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5.3 - PRESENTAZIONE DELLA CENTRALE
La Centrale di cogenerazione è situata ad Alba, in provincia di Cuneo, capitale storica delle
Langhe, al centro di un vasto circondario collinare.
La Centrale è costituita da due impianti cogenerativi alimentati esclusivamente a gas naturale
proveniente da un metanodotto ad alta pressione, avviati in tempi successivi: il primo impianto
a ciclo combinato cogenerativo (GRUPPO 1) di proprietà AlbaPower è stato avviato nel giugno
2007; il secondo impianto cogenerativo (GRUPPO 2) di proprietà Ferrero e gestito da AlbaPower ha concluso l’avviamento nel mese di agosto 2010.
5.3.1 L’IMPIANTO GRUPPO 1
L’impianto GRUPPO 1, con potenza complessiva elettrica di 49,95 MWe e termica di 242 MWt,
è a ciclo combinato, cioè produce energia elettrica ed energia termica contemporaneamente,
raggiungendo in tal modo un elevato grado di efficienza energetica e di riduzione di emissioni
in atmosfera a pari produzione di energia elettrica. I componenti dell’impianto sono stati scelti
fra le migliori tecnologie disponibili sia dal punto di vista dell’efficienza energetica sia dell’impatto ambientale. Nell’impianto è installata una turbina a gas (TG1), direttamente accoppiata
ad un alternatore per produrre energia elettrica. I fumi caldi uscenti dalla TG1 sono convogliati
nel generatore di vapore a recupero (GVR1) che produce vapore sfruttando il calore dei gas
combusti prima che vengano rilasciati in atmosfera. Il vapore prodotto dal GVR1 è destinato
ad essere immesso in una turbina a vapore (TV). La turbina a gas, a bassa emissione di ossidi di
azoto NOx è di derivazione aeronautica con potenza di 41,65 MW elettrici (ISO) ed è equipaggiata con un sistema atto a recuperare i cali di potenza dovuti all’aumento della temperatura
ambiente. La turbina a vapore ha una potenza elettrica nominale di 8,3 MW elettrici. Il generatore di vapore a recupero (GVR1) è dotato di post combustione (potenza termica complessiva
pari a 78 MWt). Il vapore è generato a due livelli di pressione, il primo livello a 5,7 MPa (57 bar)
a 430°C, il secondo livello a 0,6 MPa (6 bar) a 220°C; il GVR1 è dotato di economizzatore per il
preriscaldo dell’acqua di alimentazione. Per raggiungere le migliori prestazioni ambientali del
GVR1 è stato inserito un catalizzatore all’ossido di titanio che dimezza le emissioni di monossido di carbonio (CO). La turbina a vapore ha un’estrazione controllata di vapore in media pressione (MP), per fornire energia termica alle utenze del teleriscaldamento e dello stabilimento
Ferrero. Sul circuito acqua calda per il teleriscaldamento, prima del punto di consegna alla
centrale Egea, è posi-zionato uno stoccaggio di acqua calda, realizzato con quattro serbatoi
da 500 m³ cadauno, pari a 2000 m³, utilizzato per coprire le punte giornaliere.
In caso di fermata del gruppo cogenerativo il fabbisogno elettrico è soddisfatto dalla rete
nazionale alla quale la Centrale è collegata, mentre quello termico da due caldaie ausiliarie
(GVA) per la produzione di vapore surriscaldato a 2,3 MPa (23 bar) a 240°C utilizzanti bruciatori
a bassa emissione di (NOx). L’acqua del ciclo termoelettrico è prelevata dall’acquedotto comunale, prefiltrata meccanicamente, trattata in un impianto ad osmosi inversa ed in un impianto
con resine a scambio ionico che provvede alla demineralizzazione.
Una torre evaporativa, in grado di dissipare una potenza di 50 MWt, provvede a condensare il
vapore in uscita dalla turbina a vapore, chiudendo il ciclo termodinamico. Particolari accorgimenti quali il sistema wet-dry e il controllo chimico dell’acqua di raffreddamento consentono
di limitare il pennacchio di vapore dalla torre evaporativa e di dimezzare il consumo di acqua
industriale. L’impianto funziona bruciando esclusivamente gas naturale proveniente da un metanodotto ad alta pressione. L’energia elettrica prodotta dall’impianto GRUPPO 1 è immessa
alla tensione di 132 kV nella Rete di Trasmissione Nazionale alla quale l’impianto e lo stabilimento Ferrero sono collegati in configurazione entra-esci. La supervisione e gestione dell’impianto è realizzata nella sala controllo di Centrale, presidiata con continuità.
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Il GRUPPO 2 è un impianto cogenerativo costituito da una turbina a gas (TG2) e da una caldaia
a recupero.
La turbina a gas è accoppiata direttamente ad un alternatore ed ha una potenza elettrica 6,3
MWe; è dotata di un sistema di abbattimento a secco delle emissioni in atmosfera denominato
SoLoNOx. Questo sistema, noto come “Combustione premiscelata magra” consiste in una
ottimizzazione a secco della combustione.
I gas combusti uscenti dalla TG2 sono convogliati nel generatore di vapore a recupero, che
ne sfrutta il calore prima che vengano rilasciati in atmosfera. Il GVR2 ha una potenza termica
complessiva pari a 10,4 MWt. Il vapore generato ad un solo livello di pressione pari a 1,8 MPa,
con una temperatura di circa 220°C è destinato alla rete di distribuzione dello stabilimento
Ferrero di Alba. Il GVR2 è dotato di economizzatore per il preriscaldo dell’acqua di alimentazione. L’acqua necessaria per il ciclo termico è prelevata dall’impianto di demineralizzazione
presente presso il GRUPPO 1.
L’energia elettrica è prodotta a 10,5 kV, viene elevata tramite un trasformatore elevatore alla
tensione di 30 kV e inviata al sistema elettrico dello stabilimento Ferrero.
La sala controllo della Centrale garantisce la supervisione e la gestione dell’Impianto.
Vista aerea impianto GRUPPO 2
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5.4 - FUNZIONAMENTO DELLA CENTRALE E ASSETTI DI ESERCIZIO
Lo stabilimento Ferrero necessita di vapore adatto all’uso alimentare con continuità 24 ore
al giorno, 365 giorni all’anno. La Centrale è pertanto prevista per l’esercizio continuo fatta
eccezione per una fermata estiva coincidente con la chiusura dello stabilimento Ferrero. Il
funzionamento della sezione di cogenerazione è previsto per 8000 ore/anno.
Il vapore destinato allo stabilimento Ferrero, è prelevato di norma dall’estrazione controllata
della turbina a vapore ed è convogliato mediante apposita tubazione alla pressione di 1,8 MPa
(18 bar) e temperatura di 230 °C all’adiacente stabilimento. Durante i picchi di potenza o in
caso di fuori servizio del cogeneratore il vapore necessario allo stabilimento Ferrero è prodotto dalle caldaie di riserva.
Il calore destinato alla rete di teleriscaldamento è prelevato dall’estrazione controllata della
turbina a vapore, laminato e convogliato mediante apposita tubazione alla pressione di
0,6 MPa (6 bar) e temperatura di 220 °C a uno scambiatore vapore/acqua avente potenza
nominale pari a 45 MWt.
Grazie al sistema di accumulo termico e alla limitata durata temporale dei picchi di potenza
richiesti sulla rete di teleriscaldamento, la gestione del carico termico richiesto è piuttosto
flessibile e consente di ottimizzare la produzione di calore in cogenerazione. In condizioni
ordinarie, stante il valore massimo della potenza termica prelevabile dallo scambiatore vapore/acqua teleriscaldamento (45 MWt), il valore massimo della potenza termica producibile
in assetto cogenerativo dalla centrale (78 MWt) e il valore nominale del sistema di accumulo
(70 MWt), è possibile alimentare la tubazione del teleriscaldamento interamente con energia termica cogenerata, destinando all’uso industriale dello stabilimento Ferrero l’eventuale
quota di energia termica prodotta dalle caldaie di integrazione.
Solo in caso di fermata della sezione di cogenerazione, l’energia termica prodotta dalle caldaie di integrazione eccedente le esigenze dello stabilimento Ferrero viene convogliata sulla
rete di teleriscaldamento.
Le principali condizioni di esercizio dell’impianto GRUPPO 1 sono le seguenti:
- Assetto cogenerativo di punta invernale:
centrale in parallelo con la rete TERNA produzione di vapore per circa 80 t/h di cui
53.000 kWt a Ferrero e 35.000 kWt al teleriscaldamento
- Assetto cogenerativo invernale:
- Assetto cogenerativo estivo:
- Assetto di minimo tecnico cogenerativo (Ferie estive stabilimento Ferrero):
17.000 kWt a Ferrero, 500 kWt al teleriscaldamento
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L’impianto GRUPPO 2 è previsto per funzionare con continuità e comunque seguendo le
richieste dello stabilimento Ferrero. La potenza complessiva erogata dal GRUPPO 2 è pari a
circa 10,35 MWt e 6,2 MWe; il vapore saturo è prodotto alla pressione di 1,8 MPa e inviato alla
rete di distribuzione esistente.
Il periodo temporale di attivazione è stimato in circa l’intero anno solare.
Il nuovo impianto GRUPPO 2
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5.5 - IL PERSONALE DI CENTRALE
La Centrale è in funzione con continuità per 365 giorni/anno, sotto la supervisione di personale
qualificato che opera sui tre turni giornalieri.
Per ogni turno è presente n°1 Capo turno (CT) + n°1 Operatore in sala controllo (OP) + n°1
Operatore sull’impianto (OP).
Le altre figure professionali della Centrale sono : Responsabile Centrale (DIR), Capo esercizio
(CE), Responsabile della manutenzione (RMA), Supporto tecnico operativo (STO), Rappresentante della Direzione per il sistema di gestione ambientale (RGA), Addetto al sistema di gestione ambientale (CGA), Strumentista (STR).
AMMINISTRATORE
DELEGATO
RESPONSABILE DI CENTRALE
(DIR)
Service da Ferrero:
Controllo di gestione
Amministrazione
RSPP
Uff. legale
Responsabile Gestione Ambientale
(RGA)
Medico competente
Energy Manager
Addetto al SGA
(CGA)
Capo Esercizio
(CE)
Responsabile Manutenzione
(RMA)
Capo Turno
(CT)
Strumentista
(STR)
Supporto Tecnico Operativo
(STO)
Operatori
(OP)
Fig. 2 - Organigramma della Centrale
DIR è responsabile di tutte le attività della Centrale e ne definisce la Politica Ambientale
CE è responsabile dell’attività operativa
STO coadiuva il Responsabile di Centrale nella gestione amministrativa
RGA assicura che il Sistema di Gestione Ambientale sia stabilito, attuato e mantenuto attivo e
riferisce direttamente al Responsabile di Centrale
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Fig. 3 - Schema della centrale AlbaPower sino al punto di consegna a Egea e alla sottostazione elettrica (per il bilancio
delle acque si veda Fig. 6)
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STABILIMENTO
FERRERO
TG 1
Postcombustori
GVR 1
GVR 2
RETE ELETTRICA
NAZIONALE
GRUPPO 1
TG 2
GRUPPO 2
TURBINA A
Condensatore
VAPORE
Punto 1
Area alta pressione Area bassa pressione
Punto 4
Punti di emissione gas
in atmosfera
Acqua alimento caldaie
Gas metano per combustione
LEGENDA
CALDAIA
AUSILIARIA 1
Punto 2
CALDAIA
AUSILIARIA 2
Punto 3
CALDAIE
TRADIZIONALI
TELERISCALDAMENTO
STABILIMENTO
FERRERO
Utenze elettriche
Utenze termiche
5.6 - LA SCHEDA TECNICA DELLA CENTRALE ALBAPOWER
5.6.1 - I DATI GENERALI
Ragione sociale: AlbaPower S.p.A.
Indirizzo: Corso Piera Cillario, 2/1 –12051 ALBA (Cuneo)
Responsabile di Centrale: Sig. Alberto Ferrero
Numero dipendenti: 18
Codice NACE di attività: 35.11, 35.30
Anno di inizio costruzione: luglio 2006
Data di messa in esercizio: 1 giugno 2007
Superficie occupata dalla Centrale: 7.872 m2 di cui 3.211 m2 di superficie coperta
La planimetria della Centrale è riportata in Figura 4.
5.6.2 - I DATI TECNICI DELL’IMPIANTO GRUPPO 1
Tipo di ciclo: combinato cogenerativo
Fonte energetica: gas naturale da metanodotto ad alta pressione
Potenza elettrica: 49,95 MWe
Potenza termica in ingresso: Turbogas TG1+ GVR1 + Caldaie ausiliarie 242 MWt
TURBOGAS TG1
• Marca: General Electric
• Modello: LM6000PF con sistema GE Sprint a bassa emissione di NOx (Dry Low Emission DLE)
• Potenza elettrica: 41,65 MWe
• Potenza termica in ingresso: 104 MWt
GENERATORE DI VAPORE A RECUPERO GVR1
• Marca: Pensotti Idrotermici SICES
• Potenzialità: Vapore di alta pressione AP = 65 t/h
Temperatura vapore AP = 430 °C
Pressione vapore AP = 5,7 MPa (57 bar)
Vapore di bassa pressione BP= 19 t/h
Temperatura vapore BP = 220 °C
Pressione vapore BP = 0,6 MPa (6 bar)
• N°4 post bruciatori per aumentare la produzione di vapore
• Potenza termica post combustore: 22,312 MWt
• Impianto abbattimento CO in caldaia GVR: catalizzatore all’ossido di titanio
SKID TURBINA A VAPORE TURBOMACH (TV)
• Marca: MANTURBO AG
• Modello: MARC2 – C11
• Potenza elettrica: 8,3 MWe
TRASFORMATORE ELEVATORE
• Marca: ABB
• Rapporto di trasformazione:132/11,5/11,5 kV
• Potenza nominale: 76 MVA
•
N° di fasi: 3
•
Frequenza: 50 Hz
19
GLI IMPIANTI AUSILIARI
n. 2 Generatori di vapore ausiliari (GVA): complessivamente 116 MWt
n. 1 Generatore diesel di emergenza di potenza pari a 1.730 kVA
n. 1 Degasatore termofisico da circa 130 t/h
Impianto condensazione vapore: 1 torre evaporativa wet-dry 50 MWt
Impianto acqua demineralizzata: pre filtrazione meccanica, osmosi inversa e resine a scambio ionico
Scarichi idrici: in rete fognaria Ferrero S.p.A.
n. 2 Trasformatori riduttori MT/BT per il collegamento ausiliari 11,5 / 0,4 kV da 3.150 kVA in resina
n. 2 Scambiatori vapore/acqua da 45 MWt per la rete di teleriscaldamento
LA PRODUZIONE
Energia elettrica ceduta alla Ferrero e alla rete TERNA a 132 kV
Vapore ceduto allo stabilimento Ferrero: 1,8 MPa (18 bar) e temperatura di 230 °C
Acqua calda a circa 95 °C per la rete di teleriscaldamento
5.6.3 - I DATI TECNICI DELL’IMPIANTO GRUPPO 2
Tipo di ciclo: cogenerativo
Fonte energetica: gas naturale da metanodotto ad alta pressione
Potenza termica ingresso Turbogas TG2: 19,1 MW
TURBOGAS TG2
•
Marca: Turbomach
•
Modello: TAURUS 65 (T65)
•
•
Potenza termica in ingresso: 19,1 MWt
GENERATORE DI VAPORE A RECUPERO GVR2
•
Marca: Tecno Terma Srl
•
Potenzialità: Vapore di media pressione MP = 12 t/h
Temperatura vapore MP = 207 °C
Pressione vapore MP = 1,9 MPa (19 bar)
TRASFORMATORE ELEVATORE
•
Marca: CelmE
•
Rapporto di trasformazione: 10,5/30 kV
•
Potenza nominale: 9 MVA
•
N° di fasi: 3
•
Frequenza: 50 Hz
GLI IMPIANTI AUSILIARI
n. 1 Degasatore termofisico da circa 16 t/h
Scarichi idrici: in rete fognaria Ferrero SpA
LA PRODUZIONE
Energia elettrica ceduta alla Ferrero alla tensione di 30 kV.
Vapore ceduto allo stabilimento Ferrero: 1,8 MPa (18 bar) e temperatura di 207 °C.
20
Fig. 4 - Planimetria della Centrale
21
5.7 - I DATI OPERATIVI E GLI INDICATORI CHIAVE
Il bilancio di massa ed energetico con i principali dati operativi della Centrale sono riportati in Tab. 1. Come già evidenziato sono riportati solo i dati dell’impianto GRUPPO 1
poichè quelli del nuovo impianto GRUPPO 2 non sono significativi in quanto riguarderebbero un periodo di soli 20 giorni.
Come prescritto dall’Allegato IV - Comunicazione Ambientale del nuovo Regolamento EMAS
III 1221/2009 nel bilancio di massa ed energetico di Tab. 1 sono stati inseriti gli Indicatori
Chiave.
Gli indicatori Chiave considerati per la Centrale sono:
•
Efficienza energetica (rendimento energetico elettrico e totale in %);
•
Emissioni in atmosfera (emissioni di Nox, CO e CO2 riferite all’energia elettrica lorda prodotta in g/kWh e alla portata di fumi al camino in mg/Nm3);
•
Rifiuti (totale rifiuti riferiti all’energia elettrica lorda prodotta in g/MWh);
•
Consumo specifico di acqua (riferito all’energia lorda prodotta totale di Centrale);
•
Efficienza dei materiali (totale prodotti chimici riferito all’energia lorda prodotta in g/MWh);
•
Biodiversità (energia lorda prodotta riferita alla superficie occupata dalla centrale in
MWh/m2).
Vengono di seguito riportati i grafici che schematizzano l’andamento degli indicatori chiave durante il triennio:
2009‐2010
2009‐2010
2008‐2009
2008‐2009
2007‐2008
2007‐2008
0
20 0
40,36
40,36
40,28
75,61
75,61
76,27
76,27
40,28
42,51
42,51
79,56
40 20
60 40
2009‐2010
2009‐2010
2008‐2009
2008‐2009
2007‐2008
2007‐2008
79,56
80 60
100 80
100
0,07
0,099
0,08
0,099
0,08
0,141
0,10
0,141
0,10
0,179
0,05
0
0,1
0,05
0,15
0,1
0,179
0,2
0,15
0,2
( % )
Rendimento energetico elettrico di Centrale
(g/kWh)
(g/kWh)
( % )
Emissioni di CO riferite all'energia elettrica lorda prodotta di Centrale
( % )
Rendimento energetico totale di Centrale
( % )Emissioni di NOx riferite all'energia elettrica lorda prodotta di Centrale
(g/kWh)
(g/kWh)
Emissioni di NOx riferite all'energia elettrica lorda prodotta di Centrale
Grafico 1: Rendimento Energetico di Centrale
22
0
0,07
2009‐2010
2009‐2010
2008‐2009
2008‐2009
2007‐2008
2007‐2008
0
100
540,25
Grafico 2: Emissioni in atmosfera
540,25
563,21
655,55
563,21
655,55
200 0 300100 400200 500300 600400 700500 800600 9007001.000800
2009‐2010
2009‐2010
2008‐2009
2008‐2009
2007‐2008
2007‐2008
900
1.000
0
15,20
15,20
19,24
15,35
19,24
15,35
23,31
16,84
23,31
16,84
22,46
0
10
10
20
22,46
20
30
Emissioni di CO riferite alla portata di fumi al camino TG1 (media annua)
Emissioni di CO2 riferite all'energia elettrica lorda prodotta Emissioni di CO2 riferite all'energia elettrica lorda prodotta (mg/Nm3)
(mg/Nm3)
Emissioni di NOx riferite alla portata di fumi al camino TG1 (media Emissioni di NOx riferite alla portata di fumi al camino TG1 (media 30
20
40 20
40
40
60 40
60
60
80 60
80
80
10080
100
100
100
2009‐2010
2009‐2010
2008‐2009
2008‐2009
2008‐2009
2008‐2009
2007‐2008
2007‐2008
2007‐2008
2007‐2008
0
0
100
100
563,21
563,21
563,21
563,21
655,55
655,55
655,55
655,55
100 400
200 500
300 600
400 700
500 800
600 900
7001.000
800
200
200 00 300
300100
400200
500300
600400
700500
800600
900700
1.000
800
2009‐2010
2009‐2010
2008‐2009
2008‐2009
2008‐2009
2008‐2009
2007‐2008
2007‐2008
2007‐2008
2007‐2008
35,31
35,31
32,86
32,86
32,86
32,86
27,92
27,92
27,92
27,92
10
20
20 10
20
30
30 20
30
40
40 30
Grafico 5: Efficienza rifiuti
2009‐2010
2008‐2009
2008‐2009
0,81
2007‐2008
2007‐2008
0,81
0,99
00,4
0,20,6
0,40,8
0,2
0,2
2008‐2009
2008‐2009
2008‐2009
2008‐2009
2007‐2008
2007‐2008
2007‐2008
2007‐2008
1.000
1.000
19,24
19,24
19,24
19,24
15,35
15,35
23,31
23,31
15,35
15,35
10
10
10
10
23,31
23,31
16,84
16,84
22,46
22,46
16,84
16,84
00
0
0
15,20
15,20
15,20
15,20
22,46
22,46
20
20
20
20
30
30
30
30
3
3
(mg/Nm3))
(mg/Nm
(mg/Nm3))
(mg/Nm
Emissioni di NOx riferite alla portata di fumi al camino TG1 (media Emissioni di NOx riferite alla portata di fumi al camino TG1 (media Emissioni di NOx riferite alla portata di fumi al camino TG1 (media Emissioni di NOx riferite alla portata di fumi al camino TG1 (media 3
annua)
annua) (mg/Nm
(mg/Nm33))
3))
(mg/Nm
annua)
annua)
(mg/Nm
2009‐2010
2009‐2010
2009‐2010
2009‐2010
2008‐2009
2008‐2009
2008‐2009
2008‐2009
2007‐2008
2007‐2008
2007‐2008
2007‐2008
50
50
0
0
50
50
223
223
223
223
193
193
193
193
200
200
200
200
00
50
100
100 50
100
150
150 100
150
200
200 150
200
250
250 200
250
300
300 250
300
300
Totale prodotti chimici riferiti all' energia lorda prodotta totale di Totale prodotti chimici riferiti all' energia lorda prodotta totale di Totale prodotti chimici riferiti all' energia lorda prodotta totale di (g/MWh)Totale prodotti chimici riferiti all' energia lorda prodotta totale di (g/MWh)
(g/MWh)
(g/MWh)
centrale (g/MWh)
centrale (g/MWh)
centrale
centrale
Grafico 6: Efficienza dei materiali
2009‐2010
0,2
2009‐2010
2009‐2010
40
50
50 40
(g/MWh)
Totale rifiuti riferiti all'energia lorda prodotta totale di centrale
(g/MWh)
0
0,15
0,2
0,15
0,2
35,31
35,31
10
10 00
0
0
2009‐2010
2009‐2010
900
900
Emissioni di CO2 riferite all'energia elettrica lorda prodotta Emissioni di CO2 riferite all'energia elettrica lorda prodotta Emissioni di CO2 riferite all'energia elettrica lorda prodotta Emissioni di CO2 riferite all'energia elettrica lorda prodotta (g/kWh)
di Centrale (g/kWh)
di Centrale
(g/kWh)
di Centrale (g/kWh)
di Centrale
2009‐2010
2009‐2010
0,1
0,15
0,1
0,15
540,25
540,25
540,25
540,25
0,05
0,1
0,05
0,1
Dichiarazione
Ambientale Centrale
AlbaPower
(g/kWh)
(g/kWh)
( % )Emissioni di CO riferite all'energia elettrica lorda prodotta di Centrale
(g/kWh)
(g/kWh)
( % )
( % )
(g/kWh)
(g/kWh)
( % )Emissioni di NOx riferite all'energia elettrica lorda prodotta di Centrale
(g/kWh)
(g/kWh)
( % )
( % )
( % )
( % )
2009‐2010
2009‐2010
0,179
0,179
0,179
0,179
0,05
0,05
00
0
0
0,10
0,10
0,10
0,10
2007‐2008
2007‐2008
2007‐2008
2007‐2008
79,56
79,56
79,56
79,56
20 00
20
0
0
42,51
42,51
42,51
42,51
2007‐2008
2007‐2008
2007‐2008
2007‐2008
0,61
0,99
2009‐2010
2009‐2010
0,81
2008‐2009
2008‐2009
0,81
2007‐2008
2007‐2008
0,81,2
11,4
1,2
1,4
0
25
105,5
105,5
100,2
89,6
0
50
25
75
50
100 75
100,2
89,6
125 100
150 125
150
Consumo specifico di acqua riferito a energia lorda prodotta totale di Consumo specifico di acqua riferito a energia lorda prodotta totale di Energia lorda prodotta totale riferita alla superficie di Energia lorda prodotta totale riferita alla superficie di /MWh) (m3/MWh)
2)
centrale (m3centrale
centrale (MWh/m
centrale
(MWh/m2)
Grafico 7: Consumo acqua Grafico 7: Consumo acqua Grafico 8: Biodiversità
Grafico 8: Biodiversità
5.8 - COMMENTI ALL’ANDAMENTO NEL PERIODO 01/09/2009 - 31/08/2010
La Centrale ha lavorato regolarmente secondo le previsioni. Nessuna variazione rilevante.
23
Tab. 1 - Consuntivazione dei parametri operativi ambientali
PRODUZIONE
Unità di
misura
Dal 01/09/07 al
31/08/08
Dal 01/09/08 al
31/08/09
Dal 01/09/09 al
31/08/10
Ore di funzionamento CENTRALE (riferimento per i calcoli)
h
8.750
8.743
8.742
Ore di funzionamento TG1
h
7.156
7.623
8.340
Energia elettrica lorda prodotta TG1
MWh
265.566
334.882
371.143
Energia elettrica lorda prodotta TV
MWh
21.072
32.990
34.545
Energia elettrica lorda prodotta in centrale
MWh
286.637
367.872
405.688
Potenza elettrica lorda prodotta media in centrale
MW
32,8
42,1
46,4
Energia elettrica venduta totale
MWh
270.534
356.201
392.980
Energia elettrica a FERRERO
MWh
151.917
162.956
183.682
MWh
118.617
193.245
209.298
40,7
45,0
Energia elettrica a EGEA
Potenza elettrica venduta media
MW
30,9
Energia elettrica autoconsumata+perdite in centrale
MWh
16.103
11.671
12.707
t
420.055
421.984
416.582
t/h
48,0
48,3
47,7
°C
230
230
230
Vapore ceduto a FERRERO
Portata media di vapore ceduto a FERRERO
Temperatura
Caratteristiche vapore ceduto a FERRERO
Pressione
MPa
1,8
1,8
1,8
Entalpia
kJ/kg
2.860,6
2.860,6
2.860,6
Energia termica ceduta a FERRERO
MWh
329.066
328.349
324.614
Potenza termica ceduta a FERRERO
MW
37,61
37,56
37,13
Vapore ceduto a EGEA (0,6 MPa, 220 °C)
t
148.758
149.793
162.422
Acqua ceduta a EGEA
t
8.956.626
6.975.471
7.552.355
Portata media acqua ceduta a EGEA
Caratteristiche acqua ceduta a EGEA
Temperatura
t/h
1.024
798
864
°C
circa 92
circa 92
circa 92
MPa
0,3
0,3
0,3
Energia termica ceduta a EGEA
MWh
89.992
92.726
100.345
Potenza termica ceduta a EGEA
MW
10,28
10,61
11,48
Energia lorda prodotta totale in centrale
MWh
705.695
788.947
830.647
m3
284.416
335.914
480.111
m3/h
32,5
38,4
54,9
Unità di
misura
Dal 01/09/07 al
31/08/08
Dal 01/09/08 al
31/08/09
Dal 01/09/09 al
31/08/10
Rendimento energetico elettrico di centrale
%
42,51
40,28
40,36
Rendimento energetico totale di centrale
%
79,56
76,27
75,61
g/kWh
0,18
0,14
0,10
Pressione
Acqua demi prodotta
Portata acqua demi prodotta
INDICATORI CHIAVE DELLA CENTRALE
Emissioni di NOx riferite all'energia elettrica lorda prodotta di centrale
Emissioni di CO riferite all'energia elettrica lorda prodotta di centrale
g/kWh
0,10
0,08
0,07
Emissioni di CO2 riferite all'energia elettrica lorda prodotta di centrale
g/kWh
655,5
563,2
540,3
Emissioni di NOx riferite alla portata di fumi al camino TG1 (media annua)
mg/Nm3
22,46
23,31
19,24
mg/Nm
16,84
15,35
15,20
g/MWh
28
33
35
Totale prodotti chimici riferiti all'energia lorda prodotta totale di centrale
g/MWh
200
193
223
3
Consumo specifico gas naturale riferito a energia lorda prodotta totale di centrale Sm3/MWh
129
134
135
Consumo specifico di acqua riferito a energia lorda prodotta totale di centrale
m3/MWh
0,81
0,81
0,99
Energia lorda prodotta totale riferita alla superficie di centrale
MWh/m2
89,6
100,2
105,5
24
UTILIZZO RISORSE
Unità di
misura
Dal 01/09/07 al
31/08/08
Dal 01/09/08 al
31/08/09
43,93
Dal 01/09/09 al
31/08/10
Potenza elettrica media TG1
MW
37,11
Portata media di aria in aspirazione TG1
kg/s
114,86
122,73
122,00
Gas naturale consumato dal TG1 (riferito a PCI effettivo)
Sm3
69.561.646
85.175.869
94.208.855
Gas naturale consumato dal GVR1 (post-combustori) (riferito a PCI effettivo)
Sm3
7.474.268
6.561.854
8.727.316
Gas naturale consumato dalle caldaie ausiliarie (riferito a PCI effettivo)
Sm3
19.348.154
14.241.584
9.604.002
3
Gas naturale consumato in centrale (riferito a PCI effettivo)
44,50
Sm
90.711.126
105.979.307
112.540.173
Potere calorifico inferiore effettivo (PCI)
kJ/Sm3
35.200
35.137
35.142
Potenza termica entrante media in TG1
MW
87,3
95,1
105,2
Potenza termica entrante media in centrale
MW
101,4
118,3
125,7
m3
141.761
132.032
116.402
Portata media acqua industriale
m3/h
16,20
15,10
13,32
Acqua potabile da acquedotto
m3
428.717
506.677
709.783
Portata media acqua da acquedotto
m3/h
49,0
58,0
81,2
Energia elettrica entrante durante le fermate
MWh
1.354
803
295
CONSUMI AUSILIARI - PRODOTTI CHIMICI
Unità di
misura
Dal 01/09/07 al
31/08/08
kg
141.346
EMISSIONI IN ATMOSFERA
Valori normalizzati e corretti in ossigeno
Unità di
misura
Dal 01/09/07 al
31/08/08
Portata media di fumi tal quali in uscita dal camino TG1
Nm3/h
229.974
233.238
208.990
Emissioni di NOx TG1+GVR1
t
37,0
41,45
33,5
Emissioni di CO TG1+GVR1
t
27,72
27,29
26,5
Emissioni di NOx Caldaie Ausiliarie
t
14,4
10,6
6,69
Emissioni di CO Caldaie Ausiliarie
t
1,44
0,56
0,35
Emissioni di NOx complessive di centrale
t
51,4
52,1
40,2
Emissioni di CO complessive di centrale
t
29,16
27,85
26,80
Acqua industriale
TOTALE PRODOTTI CHIMICI
Emissioni di CO2 complessive di centrale da emissions trading
Dal 01/09/08 al
31/08/09
152.048
Dal 01/09/08 al
31/08/09
Dal 01/09/09 al
31/08/10
184.867
Dal 01/09/09 al
31/08/10
t
187.904
207.190
219.173
Emissioni NOx orarie
kg/h
5,87
5,95
4,60
Emissioni CO orarie
kg/h
3,33
3,19
3,07
t/h
21,47
23,70
25,07
Unità di
misura
Dal 01/09/07 al
31/08/08
Emissioni CO2 orarie (Emission Trading)
SCARICHI IDRICI
Dal 01/09/08 al
31/08/09
Dal 01/09/09 al
31/08/10
Acqua meteorica scaricata (stima)
m3
2.600
2.600
2.600
Acqua scaricata a FERRERO
m3
100.764
213.553
291.791
m3/h
11,52
24,43
33,38
Unità di
misura
Dal 01/09/07 al
31/08/08
TOTALE RIFIUTI NON PERICOLOSI
t
15,88
25,45
TOTALE RIFIUTI PERICOLOSI
t
3,82
2,29
3,24
TOTALE RIFIUTI
t
19,70
25,93
29,33
Portata media acqua industriale scaricata a FERRERO
RIFIUTI
Dal 01/09/08 al
31/08/09
Dal 01/09/09 al
31/08/10
26,09
25
6. IL SISTEMA DI GESTIONE AMBIENTALE
DI ALBAPOWER
AlbaPower ha avviato nel 2008 per la Centrale di Alba, un Sistema di Gestione Ambientale
conforme alla norma UNI EN ISO 14001: 2004 ed ai requisiti del regolamento EMAS 1221/2009.
L’organigramma del Sistema di Gestione Ambientale è riportato nella Fig. 2 della presente
Dichiarazione Ambientale.
Il Sistema di Gestione Ambientale è sottoposto annualmente ad una verifica ispettiva interna
e alla verifica dell’ente certificatore.
Il Sistema di Gestione Ambientale mira al controllo ed al miglioramento delle prestazioni ambientali della Centrale attraverso:
• l’analisi ambientale del sito e la valutazione della significatività degli aspetti ambientali,
delle sue attività e dei suoi prodotti;
• la definizione dei ruoli e delle responsabilità e la nomina del Rappresentante della Direzione per il SGA con il compito di garantire l’efficienza nel tempo del sistema;
• la definizione della Politica Ambientale e la sua diffusione a tutti i livelli aziendali e alle
parti interessate;
• la formazione, l’informazione e la consultazione del personale interno ed esterno che
opera presso la Centrale;
• il monitoraggio dei parametri ambientali e di funzionamento dell’impianto secondo modalità e frequenze definite e la loro registrazione;
• la taratura periodica della strumentazione di controllo;
• la definizione del piano di emergenza e delle relative procedure;
• lo scambio di comunicazioni sia con il personale interno sia con gli enti esterni e con le
parti interessate;
• l’identificazione, l’aggiornamento e il rispetto delle prescrizioni legali applicabili all’attività
e la loro diffusione alle funzioni interessate;
• le verifiche ispettive interne (audit), condotte periodicamente da personale indipendente
dalle funzioni soggette alla verifica, per controllare l’efficacia del Sistema di Gestione Ambientale;
• la gestione delle criticità ambientali;
• la qualificazione dei fornitori;
• il coinvolgimento dei fornitori, appaltatori e subappaltatori nel Sistema di Gestione Ambientale e il loro rispetto della Politica dell’Organizzazione;
• il riesame periodico del Sistema di Gestione Ambientale condotto dalla Direzione sulla
base delle informazioni raccolte;
• la definizione di un Programma Ambientale in cui sono indicati gli obiettivi di miglioramento e i target da raggiungere;
• la consultazione e il coinvolgimento dei lavoratori sugli aspetti ambientali, direttamente e
per tramite del loro rappresentante, con l’informazione sulla politica ambientale e sull’importanza del rispetto delle procedure del SGA;
• l’accesso di tutte le parti interessate alle informazioni che la Direzione ha messo a disposizione, con l’adeguato livello di dettaglio.
Tutte le attività sopracitate, che sono parte integrante del Sistema di Gestione Ambientale,
sono state descritte e codificate nel Manuale SGA.
26
7. IDENTIFICAZIONE E ANALISI DEGLI ASPETTI AMBIENTALI
AlbaPower ha sviluppato e mantiene attiva una procedura per l’individuazione degli aspetti
ambientali, ovvero di quelle attività, prodotti o servizi, che possono interagire con l’ambiente.
Sulla base dell’analisi dei processi produttivi e delle risorse utilizzate nella produzione della
Centrale, sono stati presi in considerazione i seguenti aspetti ambientali:
•
emissioni in atmosfera;
•
scarichi idrici;
•
rifiuti;
•
contaminazione del terreno e delle acque;
•
utilizzo di risorse (acqua, gas naturale, gasolio ed energia elettrica);
•
rumore;
•
campi elettromagnetici;
•
impatto visivo;
•
sicurezza e salute dei lavoratori;
•
stoccaggio e utilizzo di materie prime e materiali ausiliari;
•
distribuzione del prodotto (energia elettrica, acqua calda e vapore);
•
rischi di incidenti ambientali in situazioni di emergenza;
•
influenza sull’ambiente antropico e parti interessate.
Non sono stati considerati di interesse della Centrale gli aspetti vibrazioni e odori.
Ognuno degli aspetti ambientali sopra richiamati è stato analizzato in rapporto a parti della
Centrale che si possono reputare omogenee dal punto di vista impiantistico e/o funzionale alla
sua gestione. Tali parti sono state definite aree omogenee e si possono trovare sia all’interno
sia all’esterno della Centrale e possono essere correlate agli aspetti diretti e indiretti.
Dall’associazione degli aspetti ambientali alle aree omogenee si identificano:
•
aspetti ambientali diretti, aspetti sotto il controllo gestionale dell’organizzazione, connessi alle attività svolte all’interno del sito;
•
aspetti ambientali indiretti, aspetti sui quali l’organizzazione può avere influenza, connessi
per lo più ad attività svolte all’esterno del sito.
Non sono applicabili per la Centrale e quindi non sono stati analizzati, quegli aspetti ambientali quali: investimenti, prestiti e servizi di assicurazione, nuovi mercati, scelta e composizione
dei servizi (ad esempio, trasporti o ristorazione), decisioni amministrative e di programmazione, assortimento dei prodotti.
27
Le aree omogenee correlate agli aspetti diretti sono:
•
Area ciclo principale (TG1 + GVR1, TG2 + GVR2)
•
Turbina a vapore e sala macchine
•
Caldaie ausiliarie (GVA)
•
Torre evaporativa e circuiti di raffreddamento
•
Trasformatori, linee elettriche, sottostazione elettrica, interruttori AT/MT/BT
•
Cabina di riduzione e misura, locale compressione gas naturale
•
Serbatoi (stoccaggio prodotti chimici, oli ed acqua) e vasche (raccolta e contenimento)
•
Presa, condotte di adduzione e scarico acqua
•
Palazzina uffici
•
Impianto di produzione acqua demineralizzata
•
Impianto antincendio
•
Gruppo elettrogeno
•
Rete di distribuzione vapore e acqua calda (sino ai punti di consegna a Ferrero e ad
Egea)
•
Tutto il sito (Centrale AlbaPower sino ai punti di consegna a Ferrero e ad Egea)
Le aree omogenee correlate agli aspetti indiretti sono:
•
Trasporto dell’energia elettrica dal punto di consegna nella sottostazione elettrica sino
agli utenti finali con linee AT, MT e BT
•
Tubazioni vapore dal punto di consegna fino allo stabilimento Ferrero
•
Tubazioni acqua calda sino al punto di consegna a Egea (rete teleriscaldamento di proprietà Egea)
•
Traffico veicolare dovuto ai fornitori e appaltatori
•
Appaltatori, subappaltatori e fornitori che possono avere un’influenza sull’ambiente
•
Tipologia di smaltimento dei rifiuti
•
Ambiente esterno al sito
Una volta individuati gli aspetti ambientali diretti e indiretti e le aree omogenee in cui si possono verificare, è stata valutata la significatività di ogni aspetto, intendendosi come significativo ogni aspetto ambientale che porta, o potrebbe portare, a una qualunque modificazione
significativa dell’ambiente (impatto ambientale), sia essa negativa o positiva, totale o parziale.
La significatività di ogni aspetto ambientale è stata valutata rispetto alle tre condizioni di funzionamento dell’impianto:
28
•
normale (esercizio e manutenzione ordinaria);
•
anormale (avviamento e fermata impianto e carico parziale);
•
emergenza (eventuali condizioni di emergenza).
I fattori di valutazione applicati sono stati i seguenti:
•
intensità con cui l’aspetto ambientale si manifesta (sia per gli aspetti diretti che indiretti);
•
sensibilità dell’ambiente, intesa come sensibilità della popolazione residente in prossimità della centrale, dei lavoratori e del territorio circostante (sia per gli aspetti diretti che
indiretti);
•
adeguatezza tecnologica, ovvero grado di conoscenza tecnica e di impiego delle migliori
tecnologie disponibili sul mercato (solo per gli aspetti ambientali diretti);
•
controllo gestionale ovvero il livello di controllo che si riesce ad esercitare sull’aspetto ambientale indiretto (solo per gli aspetti ambientali indiretti).
A ciascun fattore è stato quindi attribuito un peso da 1 a 4. Il Parametro di Significatività relativo all’aspetto ambientale considerato scaturisce dal prodotto dei pesi assegnati a intensità,
sensibilità e adeguatezza tecnologica per la classificazione degli aspetti ambientali diretti ed
al prodotto tra gli indicatori intensità, sensibilità e controllo gestionale per la classificazione
degli aspetti ambientali indiretti. Ove il risultato del prodotto fornisce un valore uguale o maggiore di 8, il parametro viene considerato significativo. Va evidenziato che il valore massimo
di significatività non ha mai superato 18, tenuto conto che il valore di significatività massimo
raggiungibile è 64.
L’ultima fase del processo è consistita nell’individuare, ove possibile, interventi migliorativi
quali ad esempio realizzazione di nuovi impianti, modifiche e miglioramenti a impianti esistenti, utilizzo di nuove tecnologie, introduzione di nuove procedure o modifiche a procedure
esistenti, interventi formativi al fine di abbassare quanto più possibile le valutazioni di cui sopra
ottenute per i vari aspetti ambientali laddove ciò sia ritenuto tecnicamente ed economicamente possibile.
Gli interventi scaturiti dall’attuale analisi sono riassunti nel Programma Ambientale 2008-2010
approvato dalla Direzione di AlbaPower e consultabile al successivo Capitolo 8.
Le informazioni di dettaglio sugli aspetti ambientali del nuovo impianto GRUPPO 2 ed i relativi
limiti imposti con l’aggiornamento dell’AIA verranno riportati nel prossimo aggiornamento
della Dichiarazione Ambientale.
29
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ATM
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ISS
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ASP
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I
AREA CICLO PRINCIPALE
(TG1+GVR1 , TG2+GVR2)
TURBINA A VAPORE & SALA MACCHINE
CALDAIE AUSILIARIE
TRAFO - LINEE ELETTRICHE SOTTOSTAZIONE ELETTRICA INTERRUTORI AT/MT/BT
CABINA REMI & LOCALE COMPRESSIONE
METANO
SERBATOI E VASCHE
PRESA, CONDOTTO DI ADDUZIONE E
SCARICO ACQUA
DIRETTI
AREE CORRELATE AD ASPETTI DIRETTI
TORRI EVAPORATIVE E
CIRCUITO DI RAFFREDDAMENTO
PALAZZINA UFFICI
IMPIANTO PRODUZIONE ACQUA DEMI
IMPIANTO ANINCENDIO
GRUPPO ELETTROGENO
RETE DI DISTRIBUZIONE VAPORE E
ACQUA CALDA (SINO AI PUNTI DI
CONSEGNA A FERRERO ED EGEA)
TUTTO IL SITO
TUBAZIONI VAPORE DAL PUNTO DI
CONSEGNA SINO ALLO STABILIMENTO
FERRERO
TUBAZIONI ACQUA CALDA (RETE DI
TELERICALDAMENTO DI PROPRIETA'
EGEA)
TRAFFICO VEICOLARE DOVUTO AI
FORNITORI E APPALTATORI
INDIRETTI
AREE CORRELATE AD ASPETTI INDIRETTI
LINEE ELETTRICHE DAL PUNTO DI
CONSEGNA DELLA CENTRALE AGLI
UTENTI FINALI AT - MT
APPALTATORI, SUBAPPALTATORI E
FORNITORI CHE POSSONO AVERE
UN’INFLUENZA SULL’AMBIENTE
TIPOLOGIA DI SMALTIMENTO DEI RIFIUTI
AMBIENTE ESTERNO AL SITO
Legenda:
aspetto ambientale diretto
aspetto ambientale indiretto
aspetto ambientale diretto significativo in condizioni normali
aspetto ambientale indiretto significativo in
condizioni anomale o di emergenza
aspetto ambientale diretto significativo in condizioni anomale o di
emergenza
Tab. 2 - Identificazione degli aspetti ambientali diretti e indiretti e associazione alle aree omogenee
30
7.1 - EMISSIONI IN ATMOSFERA
7.1.1 - AUTORIZZAZIONI
•
AIA n. 1005 del 12/10/2006 rilasciata dalla Provincia di Cuneo
•
Aggiornamento AIA - determinazione della Provincia di Cuneo n. 601 del 04/12/2009
7.1.2 - PRINCIPALE NORMATIVA DI RIFERIMENTO
•
DLgs 18/02/2005 n.59 attuazione integrale della direttiva 1996/61/CE relativa alla prevenzione e riduzione integrate dell’inquinamento
•
Direttiva 2003/87/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio del 13 ottobre 2003 che
istituisce un sistema per lo scambio di quote di emissioni dei gas a effetto serra nella comunità
•
DLgs 3/04/2006 n.152 Norme in materia ambientale Parte V, corretto e integrato da DLgs
8/11/2006 n.284
•
DLgs 16/01/2008 n.4 Nuove norme in materia ambientale
7.1.3 - PUNTI DI EMISSIONE
La Centrale di cogenerazione ha sostituito le caldaie precedentemente installate presso lo
stabilimento Ferrero e presso la centrale Egea ottenendo un’importante riduzione delle emissioni inquinanti in atmosfera.
In Centrale è presente una sorgente di emissione continua: il camino finale (in acciaio al carbonio coibentato, di altezza finale pari a 30 m e diametro 3,5 m) da cui sono evacuati i fumi
provenienti dal TG1/GVR1.
Sono inoltre presenti due sorgenti di emissione discontinua: i camini dei generatori di vapore ausiliari (in acciaio al carbonio coibentato, altezza finale pari a 30 m e diametro 1,5 m). È
presente un gruppo elettrogeno di emergenza, le cui emissioni sono poco significative. Le
emissioni eventualmente derivanti dalle fasi di carico-scarico nei serbatoi per lo stoccaggio di
prodotti chimici sono considerate trascurabili, così come gli sfiati dei serbatoi del gasolio per
il gruppo elettrogeno e quelli provenienti dalla cassa olio TV e TG1. Infine, sono presenti due
torri evaporative a tiraggio forzato di tipo ibrido Wet-Dry dimensionate per una portata totale
di acqua da raffreddare di progetto di 2400 m3/h; la perdita per evaporazione, trascinamento
e spurgo è di circa 24 m3/h di acqua.
I camini del TurboGas TG1 e delle Caldaie Ausiliarie
31
Fig. 5 - Planimetria della Centrale con punti di emissione in atmosfera
32
7.1.4 - AREA DI PROVENIENZA
Le emissioni significative di inquinanti NOx, CO2 e CO sono generati principalmente dal ciclo
combinato (nella camera di combustione della turbina a gas TG1 e dal postcombustore del
GVR1), nonché dalle caldaie ausiliarie.
7.1.5 - EMISSIONI INQUINANTI PRODOTTE
Gli inquinanti principali generati dall’attività della Centrale sono NOx, CO2 e CO.
La produzione di anidride carbonica CO2 per unità di energia prodotta è la minima tecnicamente possibile.
Non sono previste emissioni significative di Polveri, HC, SOx, HCl e HF.
Il dettaglio delle emissioni è riportato in Tab.1. I valori misurati secondo quanto prescritto
dall’AIA sono sempre risultati inferiori ai limiti.
7.1.6 - LIMITI IMPOSTI
Il funzionamento dell’impianto rispetta quanto stabilito dall’Autorizzazione Integrata Ambientale n. 1005 rilasciata il 12/10/2006 dalla Provincia di Cuneo, con aggiornamento 601 del
04/12/2009. I limiti massimi di emissioni ammessi sono riportati in Tab. 3.
Tab. 3 - Limiti alle emissioni in atmosfera
PUNTO DI
EMISSIONE
PROVENIENZA
INQUINANTE
CONCENTR.
LIMITE
(mg/Nm3)
(GRUPPO 1)
(**)
Come media oraria riferita ad una concentrazione del 15 % di ossigeno nei fumi
anidri a T=0°C e 101300 Pa
(***)
Come media oraria riferita ad una concentrazione del 3% di ossigeno nei fumi anidri
a T=0°C e 101300 Pa
33
7.1.7 - TIPOLOGIA DI MONITORAGGIO
Le emissioni in atmosfera sono tenute sotto controllo attraverso un sistema di monitoraggio
che rileva in continuo le concentrazioni di NO, NO2, CO e O2 libero, la temperatura, l’umidità
e la portata volumetrica degli effluenti gassosi. I dati generati dal sistema di misura vengono
registrati in continuo, unitamente ai valori medi orari della portata di gas naturale alimentato
alla Centrale, della potenza elettrica prodotta, nonché della potenza termica fornita al sito
industriale e alla rete di teleriscaldamento. Tale sistema di monitoraggio viene verificato in
conformità ad un’apposita procedura interna che rispetta le normative vigenti. Con periodicità
semestrale o annuale sono effettuate analisi di laboratorio sui parametri CO, NOx polveri, SO2,
in conformità alle prescrizioni AIA.
Verifiche sistema di monitoraggio 2009‐2010
PUNTO DI EMISSIONE
PROVENIENZA
1
TURBOGAS E POST‐
COMBUSTORE (GRUPPO 1)
2
3
CALDAIA AUSILIARIA
GVA1
CALDAIA AUSILIARIA GVA2
INQUINANTE
VALORI LIMITI AUTORIZZATIVI
3
(mg/Nm )
CO **
CO **
30
ANALISI LABORATORIO
CERTIFICATO (SIT)
3
(mg/Nm )
16
16,73
73
NOX **
45
28,22
Polveri ***
5
< 0,143
SO2 ***
35
< 2,86
CO ***
100
13,67
NOX ***
150
120,03
Polveri ***
5
2,10
SO2 ***
35
< 2,86
CO ***
100
13,73
NOX ***
150
119,26
Polveri ***
5
1,10
SO2 ***
***
35
< 2 86
< 2,86
** come media oraria riferita ad una concentrazione del 15% di ossigeno nei funi anidri a T= 0°C e 101300 Pa
*** come media oraria riferita ad una concentrazione del 3% di ossigeno nei fumi anidri a T= 0°C e 101300 Pa
Dalla disamina dei dati analitici ottenuti, si evince che i valori di concentrazione riscontrati risultano
essere inferiori ai valori limiti autorizzati.
7.1.8 - ASPETTO INDIRETTO: EMISSIONI IN ATMOSFERA DA TRAFFICO VEICOLARE
La gestione delle attività produttive della Centrale induce emissioni in atmosfera legate a modesti flussi di traffico veicolare all’esterno del sito, esclusivamente su strada.
Le tipologie di mezzi che raggiungono il sito sono:
34
•
mezzi di dipendenti
•
mezzi di visitatori
•
mezzi di fornitori di beni e servizi
•
mezzi di appaltatori
Il carico indotto dal traffico legato alle prime due classi di veicoli è senz’altro modesto per numero e per classe di mezzi impiegati (automobili). Il traffico legato all’acquisizione di servizi e
beni da parte di fornitori è costituito da mezzi pesanti il cui raggio non è definibile, anche se la
frequenza è molto bassa con la Centrale a regime. In questo caso le emissioni sono determinate dai mezzi impiegati per il conferimento dei materiali e da quelli delle ditte preposte allo
smaltimento dei rifiuti prodotti.
7.1.9 - COMMENTI ALL’ANDAMENTO DEL PERIODO 01/09/2009 - 31/08/2010
Si conferma l’ottimo andamento nel rispetto dei limiti emissivi.
Degasatore termofisico GVR1
35
7.2 - SCARICHI IDRICI
• AIA n. 1005 del 12/10/2006 rilasciata dalla Provincia di Cuneo
• Aggiornamento AIA - determinazione della Provincia di Cuneo n. 601 del 04/12/2009
• Accordo per l’immissione delle acque meteoriche e dei reflui nelle reti fognarie dello stabilimento Ferrero (accordo tra Ferrero S.p.A. e AlbaPower S.p.A., 19/04/2006)
• Autorizzazione, rilasciata dalla Regione Piemonte, per la captazione dal fiume Tanaro: Deteminazione n. 609 del registro determinazioni, concessione n. 5384
• DLgs 18/02/2005 n. 59 Attuazione integrale della direttiva 96/61/CE relativa alla prevenzione e riduzione integrate dell’inquinamento
• DLgs 03/04/2006 n.152 Norme in materia ambientale Parte II, corretto e integrato da DLgs
08/11/2006 n.284
• DLgs 16/01/2008 n. 4 Nuove norme in materia ambientale
7.2.3 - PUNTI DI EMISSIONE
La Centrale utilizza acqua potabile da acquedotto per la produzione di vapore alimentare,
mentre l’acqua industriale per il reintegro dei circuiti di raffreddamento chiusi e aperti viene
derivata dal fiume Tanaro.
Gli scarichi idrici, di diversa natura, provengono da diverse aree della Centrale. In particolare,
si distinguono tre tipi di reflui (si veda Fig.6 e Tab.4):
• rete acque industriali: acque derivanti dallo spurgo delle torri evaporative, reiezione dell’impianto di osmosi, acque provenienti dal blow-down delle caldaie, dai drenaggi lungo
le linee vapore e dai raffreddamenti effettuati con acque a perdere, dal lavaggio periodico
della turbina a gas
• rete acque nere: scarichi dei servizi igienici
• rete acque meteoriche: acqua piovana da piazzali e pluviali degli edifici
Per quanto riguarda le acque meteoriche, sono state individuate come superfici scolanti i piazzali circostanti la Centrale (asfaltati, cementati e/o inghiaiati), nonché le coperture dei fabbricati. AlbaPower in data 14/06/2006 ha inoltrato adeguato piano di prevenzione e gestione delle
acque di prima pioggia e di lavaggio di aree esterne, redatto in conformità a quanto indicato
all’allegato A del regolamento di cui al D.P.G.R. n. 1/R del 20/02/06 “Disciplina delle acque
meteoriche di dilavamento e delle acque di lavaggio delle aree esterne (Legge Regionale
29 dicembre 2000, n. 61)”, successivamente modificato dal Regolamento Regionale 2 agosto
2006, n. 7/R.
Complessivamente le superfici che fanno capo al sistema di drenaggio delle acque di prima
pioggia hanno un’estensione pari a circa 8000 m2. Considerando un valore medio annuo di
65 giorni di pioggia, il volume annuale presunto di acque di prima pioggia da raccogliere e
scaricare ammonterebbe a circa 2600 m3. Tale valore teorico risulta in ogni caso superiore al
valore reale, in quanto gli eventi di pioggia che si verificano nell’arco di 48 ore andrebbero
considerati, ai fini del calcolo delle acque di prima pioggia, come un unico evento. Le acque
di prima pioggia vengono scaricate nella rete acque nere Ferrero per il trattamento di depurazione mentre le acque di seconda pioggia, che tramite by-pass pervengono a valle della
vasca di trattamento, vengono immesse direttamente nella rete delle acque meteoriche dello
stabilimento Ferrero. Le reti fognarie che collettano i reflui industriali si immettono nella rete
acque industriali dello stabilimento Ferrero che provvede alla depurazione così come previsto
dall’Autorizzazione Integrata Ambientale.
36
7.2.4 - AREE DI PROVENIENZA
I principali scarichi idrici provengono da:
•
spurgo delle torri evaporative, reiezione dell’impianto di osmosi, blow-down delle caldaie,
drenaggi lungo le linee vapore e raffreddamenti, lavaggio periodico della turbina a gas
•
servizi igienici
•
piazzali e pluviali degli edifici (acqua piovana)
Il funzionamento dell’impianto conferma e rispetta quanto stabilito dall’Autorizzazione Integrata Ambientale e dall’accordo tra Ferrero S.p.A. e AlbaPower S.p.A. del 19/04/2006. I limiti
da rispettare sono quelli del DLgs 152/2006 Allegato 5 Tabella 3, salvo le seguenti deroghe:
pH 4-9, temperatura < 35 °C, cloro attivo libero ≤ 0,5 mg / l.
Le analisi sulle acque uscenti dalla Centrale vengono effettuate secondo le modalità previste
dalle apposite Istruzioni Operative e nel rispetto di quanto riportato nel Documento “Scadenzario analisi di laboratorio e documentazioni”. Il monitoraggio della temperatura e del pH
è in continuo. I risultati delle analisi confermano il rispetto dei limiti imposti.
7.2.7 - ASPETTO INDIRETTO
Non presente.
Tab. 4 - Scarichi idrici
Unità di
misura
Dal 01/09/07 al
31/08/08
Dal 01/09/08 al
31/08/09
Dal 01/09/09 al
31/08/10
Acqua di prima pioggia (stima)
m3
2.600
2.600
2.600
Reflui scaricati a FERRERO
m
100.764
213.553
291.791
11,52
24,43
33,38
7,9
7,9
8,0
SCARICHI IDRICI
Portata media acqua scaricata a FERRERO
3
m3/h
Caratteristiche acqua industriale scaricata
pH
Materiali in sospensione totale
mg/l
24
10
5
COD
mg/l
36
10
10
La maggiore quantità di reflui è dovuta a una produzione di acqua demineralizzata più alta
dell’anno precedente.
37
Acqua industriale
da fiume Tanaro
Acqua potabile
da acquedotto
(tramite opere derivazione Ferrero)
709.783 m3
116.402 m3
In emergenza per mancata
fornitura acqua industriale
Usi diversi 100 m3(*)
3.975 m3
Usi civili
2000 m3(*)
Spurgo continuo
caldaie
39.329 m3
5.000 m 3 (*)
Eluati
223.692 m3
IMPIANTO
PRODUZIONE
ACQUA DEMI
RAFFREDDAMENTO
BLOW DOWN
GVR1 e GVA
CIRCUITO
RAFFREDDAMENTO
TORRI
sprint TG1
35.000 m3 (*)
MACCHINARI
Evaporato
71.260 m3 (*)
Lavaggio Turbogas
8 m3
VASCA DI
NEUTRALIZZAZIONE
VASCA DI
DISOLEAZIONE
Rifiuto
Scarichi
9.688 m 3
REINTEGRO CIRCUITO
VAPORE
CALDAIA GVR1
CALDAIE AUSILIARIE
Meteoriche
Scarichi
14.000 m3 (*)
Vapore per uso
alimentare a Ferrero
8.000 m3 (*)
VASCA MISCELAZIONE
VASCA DI
PRIMA PIOGGIA
291.791 m3
Parziale ritorno
condense da Ferrero
Acque di
seconda pioggia
RETE ACQUE INDUSTRIALI FERRERO
VASCHE
IMHOFF
1000 m3
RETE ACQUE NERE FERRERO
RETE ACQUE METEORICHE FERRERO
(*) STIMA
Fig. 6 - Schema acque e bilancio AlbaPower Impianto GRUPPO 1
38
7.3 - RIFIUTI PRODOTTI
•
•
•
DLgs 03/04/2006 n.152 Norme in materia ambientale parte IV, corretto e integrato da
DLgs8/11/2006 n.284
•
DLgs 16/01/2008 n.4 Nuove norme in materia ambientale
•
DLgs 27/01/1992 n.95 Attuazione delle Direttive 74/439/CEE e 87/101/CEE relativamente
alla eliminazione degli oli usati
•
DM16/05/1996 n.392 Regolamento recante norme tecniche relative alla eliminazione degli oli usati
•
DM17/12/2009 Istruzione del sistema di controllo della tracciabilità dei rifiuti (SISTRI)
7.3.3 - PUNTI DI DEPOSITO TEMPORANEO
Per tutte le tipologie di rifiuti prodotti, pericolosi e non pericolosi, si prevede il deposito temporaneo come previsto dall’art. 183 lettera m del DLgs 152/2006. I rifiuti saranno temporaneamente allocati su una superficie impermeabilizzata e dotata di un cordolo di contenimento di
circa 16 m2, posta nell’angolo sud-est della centrale. L’acqua di lavaggio della turbina viene
raccolta in un’apposita vasca.
Tutta la Centrale.
7.3.5 - RIFIUTI PRODOTTI
I rifiuti derivanti dall’impianto di cogenerazione sono costituiti principalmente dagli oli lubrificanti esausti, dai fanghi e dalle acque di lavaggio della turbina a gas.
Si aggiungono i rifiuti provenienti dalla normale attività di pulizia e manutenzione, come stracci
o coibentazioni, imballaggi in legno, ferro, etc.
La produzione di rifiuti è inoltre fortemente influenzata dalle attività di manutenzione degli
impianti che hanno una periodicità anche superiore all’anno.
Il funzionamento dell’impianto rispetta quanto stabilito dall’AIA.
39
Attualmente viene gestito cartaceamente per mezzo dei tre documenti: formulario di identificazione dei rifiuti, registro di carico e scarico, Modello Unico di Dichiarazione Ambientale
(MUD), dalla seconda metà del 2010 sarà affiancato dal nuovo sistema telematico di tracciabilità dei rifiuti “SISTRI” il quale dal 2011 rimpiazzerà definitivamente il vecchio sistema
cartaceo.
I principali rifiuti prodotti dall’attività di conduzione della centrale sono riportati in Tab. 5.
Eventuali altre tipologie di rifiuti che dovessero essere prodotti da attività non riconducibili all’ordinaria manutenzione, ad esempio apparecchiature elettriche guaste o catalizzatori
esausti, saranno identificati, raccolti e trattati secondo la normativa vigente.
7.3.8 - ASPETTO INDIRETTO: EFFETTO SULL’AMBIENTE DOVUTO ALLA TIPOLOGIA
DI SMALTIMENTO DEI RIFIUTI
Per la raccolta, trasporto e smaltimento dei rifiuti solidi urbani, carta e plastica la Centrale
utilizza il servizio di raccolta urbana. Per tutti gli altri rifiuti prodotti sull’impianto, il trasporto
e lo smaltimento è affidato a Società in possesso di regolare autorizzazione.
Per quanto riguarda la destinazione dei rifiuti, viene chiesto, ove possibile, di privilegiare il
riutilizzo, il reimpiego ed il riciclaggio o altre forme di recupero. Ciò consente, per quanto
riguarda i rifiuti provenienti dalle normali attività di esercizio, una sensibile riduzione della
frazione di rifiuti da smaltire in discarica.
Parte dei rifiuti prodotti nelle attività di manutenzione dagli appaltatori (coibentazioni, residui
di verniciatura, lampade fluorescenti, altro) vengono smaltiti dai fornitori stessi che sono,
quindi, responsabili di tutte le fasi di gestione del rifiuto come stabilito nel contratto di appalto. Al fine di sensibilizzare i fornitori sugli obiettivi aziendali e coinvolgerli nel processo di
miglioramento e di adesione alla Politica Ambientale della Centrale, periodicamente, vengono svolte verifiche in campo a cura del delegato di AlbaPower che sovrintende ai lavori
appaltati o da valutatori esterni.
È compito del personale dipendente riferire alla Direzione su eventuali anomalie riscontrate nei comportamenti delle ditte appaltatrici, che contrastino con la Politica Ambientale di
AlbaPower.
Nessuna variazione di rilievo.
40
Tab. 5 - Rifiuti prodotti
Dal 01/09/09 al
31/08/10
FERRO E ACCIAIO
IMBALLAGGI IN MATERIALI MISTI
15 01 06
t
8,08
t
0,06
t
1,8
t
2,5
t
3
t
2,57
t
2,73
t
0,010
t
0
t
0,92
t
0
0
t
RIFIUTI INGOMBRANTI
21 03 07
TOTALE RIFIUTI NON PERICOLOSI
EMULSIONI NON CLORURATE
GAS IN CONTENITORI A PRESSIONE
TOTALE RIFIUTI PERICOLOSI
TOTALE RIFIUTI
13 01 05
16 05 04
0,73
3,56
t
0
0
0,13
t
15,88
23,64
26,09
t
0,6
t
2
t
0,1
t
0
0
0,12
t
0
t
0,04
t
0
t
0
t
0
t
0,38
t
3,82
2,29
3,24
t
12,88
18,01
11,39
t
3,00
5,63
14,70
t
1,70
0,64
t
2,12
2,60
t
19,70
25,93
29,33
41
7.4 - CONTAMINAZIONE DEL TERRENO
•
•
•
DLgs 03/04/2006 n. 152 Norme in materia ambientale parte IV, corretto e integrato da
DLgs 8/11/2006 n. 284
•
DLgs 16/01/2008 n. 4 Nuove norme in materia ambientale
•
DM 25/10/1999 n. 471 Regolamento recante i criteri, le procedure e le modalità per la
messa in sicurezza, la bonifica e il ripristino ambientale dei siti inquinati
7.4.3 - PREMESSA SULLE CONDIZIONI DEL SUOLO E DELLA FALDA E GLI EVENTI
STRAORDINARI DI INTERESSE AMBIENTALE
L’area su cui è stata costruita la Centrale è ubicata in adiacenza allo stabilimento della Ferrero
S.p.A. ed era utilizzata in precedenza come piazzale a servizio dello stabilimento stesso.
Durante l’esercizio 2009-2010 non si sono verificati incidenti con inquinamento del terreno.
L’attività svolta nella centrale è comunque tale che l’effetto “Contaminazione del terreno” non
risulta rilevante.
Le contromisure da adottare in caso di spandimento accidentale di liquidi sul terreno sono
contenute nella Procedura del Sistema di Gestione Ambientale “Controllo delle emergenze
ambientali” e nel “Piano di emergenza”.
Per quanto riguarda il potenziale pericolo di fuoriuscita di liquidi, i quantitativi dei potenziali
inquinanti sono riportati nel documento interno “Consuntivo dei parametri operativi ambientali”.
7.4.4 - LA SITUAZIONE ATTUALE
Il rischio di contaminazione del terreno associato alle attività della Centrale potrebbe derivare
da uno spargimento accidentale di oli di lubrificazione e prodotti chimici.
Tuttavia il rischio di contaminazione è estremamente ridotto, dal momento che sono state
predisposte vasche di contenimento di capacità adeguata.
Le principali sostanze che potrebbero, in caso di incidente, causare una contaminazione
dell’ambiente sono stoccate in appositi serbatoi con vasche di contenimento.
42
Vasca scarico blow down TG2
contenente acqua industriale TG2
Serbatoio olio lubrificante TG2
contenente olio lubrificante TG2
7.4.6 TIPOLOGIA DI MONITORAGGIO
In fase di costruzione dell’impianto GRUPPO 1 della Centrale è stata effettuata una serie di
indagini ambientali al fine di caratterizzare dal punto di vista geologico, idrogeologico e geotecnico l’area in questione e verificare le condizioni di inquinamento dei terreni e della falda
acquifera libera ed il rispetto dei limiti di accettabilità previsti dal DM 471/1999.
Sono stati pertanto effettuati:
•
Sondaggi e prove geotecniche
•
Prelievo e analisi chimiche di campioni del terreno
•
Prelievo e analisi chimiche di campioni di acqua di falda dai 4 piezometri presenti nell’area
•
Sondaggi attrezzati a cella di monitoraggio dei vapori interstiziali
•
Rilievo planoaltimetrico, mediante tecnologia GPS, di 20 punti di misura della soggiacenza della falda acquifera ubicata in un’area più estesa di quella occupata dallo stabilimento
e di 2 punti di rilevamento della quota di pelo libero del fiume Tanaro
I risultati di tale studio hanno evidenziato, relativamente alla qualità delle acque e dei terreni,
il rispetto dei limiti di accettabilità previsti dal DM 471/1999.
Per quanto riguarda la caratterizzazione idrogeologica del sito, le indagini condotte hanno
messo in evidenza la presenza di una falda libera caratterizzata da una soggiacenza media
nell’area di interesse pari a circa 5,5 m e da una direzione prevalente di flusso Nord, Nord-Est
Con cadenza trimestrale è previsto il monitoraggio del livello della falda acquifera; con cadenza annuale è previsto il monitoraggio dei parametri chimico-fisici.
I risultati delle analisi effettuate hanno confermato il rispetto delle prescrizioni imposte dall’AIA.
43
7.4.7 - ASPETTO INDIRETTO
L’eventuale contaminazione del suolo in aree esterne alla Centrale è legata a possibili situazioni di emergenza connesse al trasporto di sostanze chimiche da parte dei fornitori e al trasporto
e smaltimento dei rifiuti.
Il controllo dei fornitori è assicurato dal rispetto della Procedura “Valutazione, controllo e gestione fornitori”.
Le Procedure AlbaPower per la selezione e la qualifica dei fornitori prevedono la valutazione
dei comportamenti ambientali degli appaltatori, dei subappaltatori e più in generale dei fornitori, sia all’interno delle loro unità produttive sia all’interno della Centrale, mediante audit
svolti a cura del delegato ai lavori o di valutatori esterni. Tali audit sono inoltre finalizzati a
sensibilizzare i fornitori sugli obiettivi aziendali e coinvolgerli nel processo di miglioramento e
di adesione alla Politica per l’ Ambiente e la Sicurezza.
È compito del personale dipendente riferire alla Direzione sul comportamento dei terzi e su
eventuali anomalie riscontrate nei comportamenti, che contrastino con la Politica per l’Ambiente e la Sicurezza di AlbaPower.
Nessuna variazione rilevante.
Rete di distribuzione acqua calda per Teleriscaldamento
44
7.5 - UTILIZZO DI ACQUA, GAS NATURALE, GASOLIO, GAS TECNICI,
ENERGIA ELETTRICA
•
•
•
Concessione derivazione acqua n. 5384 dal fiume Tanaro rilasciata dalla Provincia di Cuneo con determinazione dirigenziale n. 609 del 29/11/2006
•
Accordo con Ferrero per l’opera di presa da fiume Tanaro
•
Delibere AEEG (Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas)
•
Normative riguardanti i piani di emergenza nazionali (utente non interrompibile)
7.5.3 - RISORSE UTILIZZATE E MODALITÀ DI APPROVVIGIONAMENTO
•
Acqua potabile da acquedotto comunale utilizzata nel ciclo del vapore
•
Acqua industriale per il reintegro dei circuiti di raffreddamento
•
Gas naturale
•
Energia Elettrica dalla rete di Trasmissione Nazionale durante le fermate della Centrale
I dati di dettaglio sono riportati in Tab. 1.
ACQUA
L’acqua utilizzata per la produzione del vapore proviene dall’acquedotto comunale, tale scelta
è imposta, trattandosi di vapore ad uso alimentare destinato ai processi dello stabilimento
Ferrero, mentre la quota parte di acqua necessaria al reintegro dei circuiti di raffreddamento
dell’impianto GRUPPO 1 (chiusi e aperti) viene derivata dal fiume Tanaro mediante l’opera di
presa già utilizzata dallo stabilimento Ferrero.
AREA
Area ciclo principale, area generatore di vapore ausiliario, impianto demi, impianto antincendio, impianti ad usi civili.
LIMITI IMPOSTI
La concessione n. 5384 vincola ad un prelievo dal fiume Tanaro non superiore a 20 l/s, per una
portata media di 15,5 l/s, a cui corrisponde un volume annuo massimo derivabile di 489.000
m3. I limiti imposti nel corso dell’anno di riferimento sono stati rispettati.
TIPOLOGIA DI MONITORAGGIO
•
Contatore/totalizzatore volumetrico
•
Analisi chimiche semestrali svolte da un laboratorio esterno accreditato SINAL per tale
tipologia di analisi
45
GAS NATURALE
La rete di gas naturale dalla quale è alimentato l’impianto GRUPPO 1 della Centrale è una
rete di prima specie all’interno della quale la pressione oscilla tra 3,5 e 7 MPa (35 e 70 bar).
La linea del gas all’interno della Centrale ha tre compressori in grado di elevare la pressione
fino a 4,5 MPa (45 bar), in caso di emergenza dovuta alla riduzione della pressione di rete. Nel
caso in cui la pressione di rete fosse superiore alla pressione richiesta dalla TG1, il gas sarà
preventivamente ridotto di pressione ed i compressori mantenuti in stand-by. Subito prima
dell’ingresso in turbina è installato uno scambiatore ad acqua calda che provvede a mantenere
la temperatura del gas al di sopra della minima temperatura prescritta dal costruttore. Uno dei
tre compressori è di riserva.
La cabina gas, oltre alla linea di alimentazione per la Turbina a Gas alimenta i gruppi di riduzione per la post combustione del GVR1 e le caldaie ausiliarie GVA.
Il consumo medio di gas naturale (metano) della Centrale varia, per i regimi di normale funzionamento, da circa 11.000 Sm3/h a 13.000 Sm3/h, a seconda della stagione. Gli strumenti di
misura sono sottoposti a regolare controllo/taratura come da “Piano di taratura delle apparecchiature di controllo dei parametri operativi, e come previsto dal “Codice di Rete”.
AREA
Area impianti di cogenerazione, area generatori di vapore ausiliari.
CONSUMI
Si evidenzia un incremento nel consumo di gas naturale dovuto alle maggiori ore di rifunzionamento della Centrale in assetto cogenerativo.
LIMITI IMPOSTI
Non ci sono limiti imposti.
Contatore volumetrico con gascromatografo in linea.
GASOLIO
È utilizzato, in quantitativi minimi, nei gruppi di emergenza durante le prove periodiche di
funzionamento.
AREA
Gruppo elettrogeno e antincendio.
LIMITI IMPOSTI
Giacenza nel serbatoio inferiore ai 10 m3.
Il calcolo dei consumi di gasolio si basa sul conteggio delle ore di marcia e sui consumi specifici dei motori.
Il calcolo dei consumi e delle giacenze di gasolio viene effettuata mediante asta graduata
certificata.
46
ENERGIA ELETTRICA
Durante le fermate totali degli impianti la Centrale preleva energia elettrica dalla rete di distribuzione per provvedere all’alimentazione dei servizi ausiliari di Centrale.
7.5.4 - ASPETTI INDIRETTI: UTILIZZO DI COMBUSTIBILI
Vengono utilizzati combustibili da parte dei fornitori (per alimentare i veicoli che effettuano il
conferimento dei prodotti chimici e lo smaltimento dei rifiuti prodotti) e dai dipendenti della
Centrale. Tale aspetto risulta comunque essere poco significativo per quanto riguarda l’impatto ambientale.
L’unica variazione di rilievo riguarda il consumo di acqua potabile incrementato a causa della
maggiore produzione di acqua demineralizzata per la produzione di vapore.
7.6 - RUMORE VERSO L’AMBIENTE CIRCOSTANTE
•
•
•
DPCM 1/03/1991 - Limiti massimi di esposizione al rumore negli ambienti abitativi e
nell’ambiente esterno
•
Legge 26/10/1995 n.447 - Legge quadro sull’inquinamento acustico
•
DPCM 14/11/1997 - Determinazione dei valori limite delle sorgenti sonore
•
DLGS 19/08/2005 n.194 - Attuazione della direttiva 2002/49/CE relativa alla determinazione e alla gestione del rumore ambientale
•
Piano di Classificazione Acustica comunale (PCA) Comune di Alba, Deliberazione del
Consiglio Comunale n. 8 del 01/03/2004
7.6.3 - PRINCIPALI SORGENTI DI IMMISSIONE ACUSTICA ED ACCORGIMENTI
UTILIZZATI PER MINIMIZZARE L’IMPATTO
L’attività produttiva è continua con emissioni acustiche pressoché costanti nei due periodi di
riferimento (diurno e notturno).
Le principali sorgenti di immissione acustica sono quelle del ciclo termico principale e degli
impianti ausiliari, in particolare:
GRUPPO 1
•
Turbogas TG1, racchiuso all’interno di un cabinato insonorizzato
•
Generatore di vapore a recupero GVR1, isolato acusticamente (contribuisce a ridurre
l’emissione acustica dalla bocca di uscita della turbina a gas)
47
•
Camino del generatore di vapore a recupero GVR1
•
Generatori di vapore ausiliari GVA, isolati acusticamente
•
Camini dei generatori di vapore ausiliari GVA
•
Turbina a vapore TV, riduttore, generatore chiuso all’interno di un cabinato insonorizzato
•
Gruppo di raffreddamento con torri evaporative a tiraggio forzato
•
Sistema di compressione del gas naturale isolato acusticamente
GRUPPO 2
•
Turbogas TG2, racchiuso all’interno di un cabinato insonorizzato
•
Generatore di vapore a recupero GVR2, isolato acusticamente (contribuisce a ridurre
l’emissione acustica dalla bocca di uscita della turbina a gas)
•
Camino del generatore di vapore a recupero GVR2
7.6.4 - RICETTORI
I ricettori potenzialmente interessati dalle emissioni sonore generate dalla Centrale consistono
in un’area residenziale ai margini dell’area urbana di Alba, nonché in alcuni edifici isolati (tribunale, palazzo per esposizioni artistiche e congressi, stazione degli autobus). Tutti i ricettori
sono ubicati ad una distanza maggiore di 100 m, principalmente ad est della Centrale, oltre
le infrastrutture viarie (C.so Cillario e Viale Torino) e ferroviarie (line Asti – Cavallermaggiore)
presenti ai margini della proprietà. A sud e ad ovest la Centrale risulta schermata dai fabbricati
dello stabilimento Ferrero. Non sono presenti a nord dell’impianto, oltre il fiume Tanaro, ricettori sensibili potenzialmente interessati dal rumore della Centrale, ma sono comunque stati
monitorati i due nuovi punti I5 e I6.
Schermatura della Centrale con pannelli fonoassorbenti
48
Il Piano di Classificazione Acustica Comunale (PCA) definito dal Comune di Alba, approvato
con la deliberazione del Consiglio comunale n. 8 del 01/03/2004, inserisce l’area della Centrale
in classe VI, con fasce di cuscinetto di classe IV e V a separarle dalle aree circostanti in classe III.
Nel corso della seconda metà del 2010 è stata eseguita una nuova misurazione dei livelli di
rumorosità durante una situazione di esercizio del GRUPPO 1 e del GRUPPO 2. Il monitoraggio
dei livelli sonori è stato condotto al confine dell’impianto e presso i ricettori ad esso più prossimi. I risultati sono riportati nella Tab. 7.
Gruppo
Grupppo 2 2
Gruppo 1 1
Gruppo
Foto aerea della Centrale
49
Tab. 7 - Rilevazione rumore presso i recettori esterni alla Centrale con solo impianto TG1
PLANIMETRIA CON I PUNTI DI RILIEVO RUMORE
PLANIMETRIA
CON I PUNTI DI RILIEVO RUMORE
Sintesi dei rilievi acustici, LA [db(A)] condotti presso la postazione di misura tra il 2005‐2010
P1 ‐ C.so Torino, 16
P2 ‐Tribunale
Periodo Diurno
2005 2008
2010
A.O.
Periodo Notturno
2005 2008
2010
A.O.
67,8
64,8
68,9
67,4
P1 ‐ C.so Torino, 16
63,1
61,4
P3 ‐ Palazzo Congressi
2005 Ora Inizio
A.O.
53,4
19/02/09
22.52
19/03/09
1.56
1 56
Durata
2008
2010
51,9
10'
53,9
LA Ante Periodo Notturno
LA
2005 2008operam
2010
[dB(A)]
A.O.
47,1
[dB(A)]
49,2
65
10'
50,8
65
I1 ‐ Cancello ingresso
59,7
61,2
‐
58,3
53,7
I3 ‐ Edificio TG1
Periodo Diurno
2005 2008
2010
A.O.
P3 ‐ Palazzo congressi
‐
64,5
62,3
I5 ‐ Remi TG2
Data
50
19/02/09
19/03/09
Ora Inizio
Durata
Periodo Diurno
2005 2008
2010
A.O.
22.14
10'
‐
1.14
‐
56,6
49,3
57,4
P2 ‐ Tribunale
56,7
52,1
52,7
Periodo Diurno
2005 Data
A.O.
63,9
19/02/09
Periodo Notturno
Ora Inizio
2008
2010
63,4
63,6
22.34
19/03/09
0.54
0 54
A.O.
LA
2008
2010
[dB(A)]
55,5
56,5
2005 Durata
10'
57,7
53
10'
LA Ante operam
[dB(A)]
50
I2 ‐ Cabina Remi
Periodo Notturno
Periodo Diurno
Il livello ambientale
LA è sostanzialmente
2005 2005 2008
2010
2008
2010
confrontabile con quello ante operam.
A.O.
A.O.
‐
Periodo Notturno
2005 2008
2010
A.O.
P4 ‐ Ospedale, Piazza Micca
Periodo Diurno
Data
Periodo Diurno
2005 2008
2010
A.O.
10' 62,6
Periodo Notturno
2005 2008
2010
A.O.
‐
62,7
61,6
LA Ante LA
operam
Periodo Notturno
[dB(A)]
[dB(A)]
2005 A.O.
50
‐
Valgono le stesse considerazioni del P2.
2008
‐
2010
4762,6
Periodo Diurno
Si osserva
che il trafficoPeriodo Notturno
veicolare costituisce la
2005 2005 2008
2010
2008
2010
sorgente caratterizzante del rumore. A.O.
A.O.
LA è ‐ condizionato
altre sorgenti
61,9
59,6dalla ‐presenza
60,6 di57,7
che si sovrappongono al rumore generato dalle
I4 ‐ Lato Tanaro
centrale.
Periodo Diurno
2005 2008
2010
A.O.
Periodo Notturno
2005 2008
2010
A.O.
P4 ‐ Ospedale, Piazza Micca
‐
60,9
59,1
I6 ‐ TG2
Data
Ora Inizio
Periodo Diurno
2005 2008
2010
A.O.
19/02/09
23.33
‐
19/03/09
‐
1.3166,6
‐
60,8
58,2
LA
Durata
Periodo Notturno
[dB(A)]
2005 A.O.
10'
‐
10'
2008
‐
2010
5764,8
LA Ante operam
[dB(A)]
56
Nei rilievi con impianto in esercizio, anche nelle ore
A.O.
‐
2008
2010
59,7
61,2
A.O.
‐
2008
2010
58,3
53,7
I3 ‐ Edificio TG1
64,5
62,3
Periodo Notturno
2005 2008
2010
A.O.
‐
62,7
61,6
I5 ‐ Remi TG2
2010
61,9
59,6
A.O.
‐
2008
2010
60,6
57,7
Periodo Diurno
Periodo Notturno
Dichiarazione
Ambientale
Centrale AlbaPower
2005 A.O.
2008
2010
2005 A.O.
2008
2010
‐
60,9
59,1
‐
60,8
58,2
I6 ‐ TG2
Periodo Diurno
2005 2008
2010
A.O.
‐
‐
2008
I4 ‐ Lato Tanaro
Periodo Diurno
2005 2008
2010
A.O.
‐
A.O.
‐
62,6
Periodo Notturno
2005 2008
2010
A.O.
‐
‐
62,6
Periodo Diurno
2005 2008
2010
A.O.
‐
‐
66,6
Periodo Notturno
2005 2008
2010
A.O.
‐
‐
64,8
Nota: il valore di LA riportato in Tab. 7 rappresenta il livello continuo equivalente di
pressione sonora ponderato “A” prodotto da tutte le sorgenti di riumore esistenti
in un dato luogo.
7.6.7 - ASPETTI INDIRETTI: EMISSIONE DI RUMORE DA TRAFFICO VEICOLARE
Le emissioni sonore in aree esterne alla Centrale sono legate al traffico veicolare indotto dalle
attività degli impianti, di entità comunque limitata.
Nessuna variazione rilevante con impianti a regime GRUPPO 1 e GRUPPO 2. Sulla base dei
risultati dei nuovi rilievi (settembre 2010) si prefigura un quadro di sostanziale invarianza del
clima acustico attuale confrontato con quello registrato nelle misure ante operam (A.O.) e di
coerenza con i limiti acustici stabiliti dalle norme di legge.
51
7.7 - CAMPI ELETTROMAGNETICI
•
•
•
DPCM 8/07/2003 Fissazione dei limiti di esposizione, dei valori di attenzione e degli obiettivi di qualità per la protezione della popolazione dalle esposizioni a campi elettrici, magnetici ed elettromagnetici generati a frequenze comprese tra 100 kHz e 300 GHz
•
DPCM 08/07/2003 Fissazione dei limiti di esposizione, dei valori di attenzione e degli
obiettivi di qualità per la protezione della popolazione dalle esposizioni a campi elettrici
e magnetici alla frequenza di rete (50 Hz) generati dagli elettrodotti
•
Raccomandazione 1999/512/CE del 12 luglio 1999 Raccomandazione del Consiglio relativa alla limitazione dell’esposizione della popolazione ai campi elettromagnetici da 0 Hz a
300 GHz
•
DLgs 19/11/2007 n. 257 Attuazione della Direttiva 2004/40/CE sulle prescrizioni minime di
sicurezza e salute relativi all’esposizione dei lavoratori ai rischi derivanti dagli agenti fisici
(campi elettromagnetici)
•
DLgs 9/04/2008 n.81 Attuazione dell’articolo 1 della Legge 3 agosto 2007, n. 123, in materia di tutela della salute e della sicurezza nei luoghi di lavoro
7.7.3 - AREE DI EMISSIONE
Non esistono in Centrale sorgenti di radiazioni ionizzanti. Sono invece presenti campi elettromagnetici e radiazioni non ionizzanti.
Le principali aree interessate sono linee elettriche e trasformatori per i campi a 50Hz e i ponti
radio per quelle ad alta frequenza (100 kHz e 300 GHz).
La società ha misurato l’intensità dei campi elettrici e magnetici sia in tutte le aree in cui vi è
una significativa presenza umana, sia dove la presenza umana è limitata.
CAMPI ELETTROMAGNETICI A 50 Hz
Per quanto riguarda il personale operativo all’interno della centrale si è fatto riferimento al
DLgs n. 257 del 19/11/2007 e in particolare ai valori di azione della Tab. 2 (10.000 V/m, 500 μT),
confermati dal DLgs n.81 del 9/04/2008.
52
50 Hz
Cabina controllo – pulpito quadri comando
Sala quadri elettrici
Sala trasformatori
Trasformatore 130 / 11,5 kV
Interno locale turbina – zona ingresso cavi tensione
Locale quadri potenza (General Electric)
Sala pompe alimento TLR
Interno cabina turbina a vapore
Locale caldaie - ambientale
Locale pompe torri di raffreddamento
Sottostazione elettrica PASS
Cabina controllo
Idem - misura alta frequenza
Idem - con ricetrasmittente accesa
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
1A
1B
1C
1.51
0.31
250
1084.1
0.82
0.26
1.79
1.17
3.71
0.14
50.22
0.07
0.43
0.31
Campo elettrico
(V / m)
61
61 (1)
610
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
Valore di azione (2)
(V / m)
0.05
-
1.37
0.69
0.98
0.28
8.67
0.63
1.24
58.22
9.03
0.15
1.37
1.27
Induzione magnetica
(µT)
(1) non essendo nota la frequenza della sorgente viene assunto cautelativamente come Valore di azione il valore più basso nella gamma di frequenze compresa fra 100 kHz e 3 GHz.
(2) Valori di azione da Tab. 2 – DLgs 257/07
28 MHz
(1)
300 kHz
50 Hz
50 Hz
50 Hz
50 Hz
50 Hz
50 Hz
50 Hz
50 Hz
50 Hz
50 Hz
Frequenza
Numero Postazione Impianto TG1
Tab. 9 - Rilievi dei campi elettromagnetici a 50 Hz e ad alta frequenza
0.2
-
10
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
500
Valore di azione (2)
(µT)
Tab. 8 - Rilievi de campi elettromagnetici a 50 Hz e ad alta frequenza
53
CAMPI ELETTROMAGNETICI TRA 100 kHz E 300 GHz
Per quanto riguarda il personale operativo all’interno della Centrale si è fatto riferimento al
DLgs n. 257 del 19/11/2007 e in particolare ai valori di azione della Tab. 2 (600 V/m, 16 A/m),
confermati dal DLgs n.81 del 9/04/2008.
7.7.5 - TIPOLOGIA MONITORAGGIO
AlbaPower si prefigge di misurare i livelli dei campi elettromagnetici in ambiente di lavoro con
cadenza quinquennale o in seguito a sostanziali modifiche impiantistiche. I metodi utilizzati
per il monitoraggio ed il campionamento dei parametri ambientali significativi sono quelli
indicati dalla normativa vigente.
In Tab. 8 si riportano i valori misurati a 50 Hz e ad alta frequenza (300 kHz, 28 MHz).
I parametri misurati, campo elettrico e induzione magnetica, sono inferiori ai valori di azione
della Tab. 2 - DLgs 257/2007 e quindi non è necessario procedere alla valutazione dell’esposizione dei lavoratori.
Tali valori sono anche inferiori a quelli del DPCM 8/07/2003 che fissa i limiti per la popolazione
che sono qui assunti come riferimento in tutte le aree accessibili per visite:
•
100 μT valore limite massimo da non superare
•
10 μT valore di attenzione nel caso di luoghi con permanenza non inferiore a 4 ore giornaliere
•
3 μT valore obiettivo di qualità nel caso di luoghi con permanenza non inferiore a 4 ore
giornaliere
7.7.6 - ASPETTI INDIRETTI
L’esposizione della popolazione ai campi elettromagnetici a 50 Hz è attribuibile alla presenza
di reti di trasporto e di distribuzione dell’energia elettrica non gestite da AlbaPower. Non esiste alcun collegamento diretto tra le caratteristiche dell’energia elettrica prodotta in Centrale
ed i campi elettromagnetici attribuibili alle reti di trasporto e distribuzione.
54
7.8 - IMPATTO VISIVO
•
•
7.8.2 - INQUADRAMENTO PAESAGGISTICO E VISIBILITÀ DELLA CENTRALE
La Centrale pur essendo di modeste dimensioni e posta in un’area adiacente allo stabilimento
Ferrero S.p.A. consta di strutture idonee alle sue prestazioni che risaltano rispetto alle normali
geometrie della periferia di Alba.
Sono quindi stati adottati alcuni accorgimenti per minimizzare l’impatto: è stata mascherata la
Centrale dall’unica parte visibile esternamente, con delle vele di colore verde; inoltre i quattro
serbatoi da 500 m3 di stoccaggio per la rete di teleriscaldamento sono stati mascherati con una
velatura a verde successivamente integrata con piantumazione di edera.
L’architettura è stata realizzata conforme a quanto richiesto dal Permesso di Costruire n.
2006/0091 del 14/07/2008 e a quanto disposto dalla Regione Piemonte Settore Gestione Beni
Ambientali.
Nessuna variazione rilevante. È stata realizzata una piantumazione di edera per migliorare la
mascheratura dei serbatoi acqua calda teleriscaldamento.
Vista della Centrale da Corso Torino
55
7.9 - SICUREZZA E SALUTE DEI LAVORATORI
•
nessuna
•
DLgs 81/2008 Attuazione dell’articolo 1 della legge 3 agosto 2007, n. 123, in materia di
tutela della salute e della sicurezza nei luoghi di lavoro
•
DLgs 106/2009 Disposizioni integrative e correttive del DLgs 9 aprile 2008, n. 81, in materia di tutela della salute e della sicurezza nei luoghi di lavoro
7.9.3 - AREE
•
Tutte le aree della Centrale.
7.9.4 - SITUAZIONE ATTUALE
L’impegno della Centrale di Alba in tema di sicurezza e salute dei lavoratori si è concretizzato in:
•
valutazione dei rischi conformemente al DLgs 81/2008 compresa l’esposizione al rumore
e la valutazione dei rischi coordinata con le imprese operanti in Centrale
•
informazione, formazione e consultazione del personale interno ed esterno
•
sorveglianza sanitaria
•
predisposizione di procedure/istruzioni operative finalizzate a prevenire e fronteggiare
situazioni di emergenza
•
investimenti per il miglioramento della sicurezza
Vengono periodicamente condotti audit sulla sicurezza a cura della Direzione.
Non sono presenti in Centrale parti di impianto contenenti amianto, olio minerale con PCB e
piombo.
Le aree di impianto ove è superato il limite di 85 dB(A) sono opportunamente segnalate, con
accesso regolamentato da apposite procedure.
La valutazione del livello di esposizione al rumore dei lavoratori è effettuata con cadenza quadriennale e ogni qual volta vi sia una modifica significativa degli impianti.
Nel periodo di riferimento non si sono verificati infortuni sul lavoro, pertanto gli indicatori
INAIL sono tutti a zero.
56
7.10 - UTILIZZO DI MATERIE PRIME E MATERIALI AUSILIARI; IMBALLAGGIO E
IMMAGAZZINAMENTO; DISTRIBUZIONE DEL PRODOTTO
(ENERGIA ELETTRICA, VAPORE); ALTRI ASPETTI AMBIENTALI
•
•
•
DM 4/07/2000 Individuazione delle esenzioni dalla disciplina dei consulenti alla sicurezza
per il trasporto di merci pericolose su strada e per ferrovia, ai sensi dell’articolo 3, comma
3, lettera b) del decreto legislativo 4 febbraio 2000 n. 40
•
DLgs 3/02/1997 n. 52 Attuazione della direttiva 92/32/CEE concernente classificazione,
imballaggio ed etichettatura delle sostanze pericolose
•
Reg.1907/2006/CE Programma “Reach” - Registrazione, valutazione, autorizzazione e restrizione delle sostanze chimiche (in vigore dal 01/06/07)
•
DPR 15/02/2006 n. 147 Modalità per il controllo ed il recupero delle fughe di sostanze
lesive della fascia di ozono stratosferico da apparecchiature di refrigerazione e di condizionamento d’aria e pompe di calore di cui al reg. CE n. 2037/2000
•
Regolamento CE n. 842/2006 su taluni gas fluorurati ad effetto serra
•
Regolamento CE n. 1516/2007 che stabilisce i requisiti standard di controllo delle perdite
per le apparecchiature fisse di refrigerazione, condizionamento d’aria e pompe di calore
contenenti taluni gas fluorurati ad effetto serra
7.10.3 - DISTRIBUZIONE DEL PRODOTTO
La Centrale di Alba fornisce Energia Elettrica ed Energia Termica. Il trasporto di energia dal
luogo di produzione fino alle utenze finali costituisce un aspetto ambientale indiretto, non
gestibile da AlbaPower.
Si evidenzia una ottimizzazione della fornitura di acqua calda per il Teleriscaldamento ad Egea
a parità di potenza termica ceduta.
ENERGIA ELETTRICA
L’Energia Elettrica prodotta dalla Centrale ha tre destinazioni principali:
•
Ferrero S.p.A. (tramite rete interna)
•
Egea S.p.A. (tramite rete Nazionale)
•
servizi ausiliari (autoconsumo)
ENERGIA TERMICA
L’Energia Termica prodotta dalla Centrale viene distribuita sotto forma di acqua calda (Egea)
e vapore per uso alimentare (Ferrero).
ACQUA CALDA
La produzione dell’acqua calda avviene attraverso uno scambiatore di calore, tra il vapore
ridotto in bassa pressione, e il circuito chiuso di acqua osmotizzata che dalla Centrale va al
cliente Egea S.p.A..
57
la linea ferroviaria Alba-Bra, fino a raggiungere la sede EGEA in Via Vivaro, 2.
Sul circuito è posizionato uno stoccaggio di acqua calda alla temperatura di 92,5 °C con 4
serbatoi da 500 m3, per un totale di 2.000 m3, utilizzato per coprire le punte giornaliere. L’accumulo di energia termica avviene durante i periodi a basso carico energetico.
La potenza massima continua prevista per la rete di teleriscaldamento è pari a 35.000 kWt ai
quali deve essere aggiunto lo stoccaggio di 2.000 m3 che ha un contenuto energetico pari a
circa 70.000 kWh termici.
VAPORE
Ferrero riceve vapore adatto all’uso alimentare alla pressione di 1,8 MPa (18 bar) 230°C tramite
il collettore di distribuzione posto a circa 500 m dalla Centrale.
7.10.4 - ASPETTI INDIRETTI
ENERGIA ELETTRICA
L’energia elettrica prodotta dall’impianto GRUPPO 1 della Centrale è immessa nella Rete di
Trasmissione Nazionale a 132 kV. Il punto di consegna è a valle del trasformatore elevatore
collocato all’interno del perimetro della Centrale.
Il GRTN (Gestore Rete Trasporto Nazionale) ha pubblicato nel marzo 2001 un documento sulle
problematiche dei campi elettromagnetici e dell’ambiente, disponibile sul suo sito Internet
(www.gse.it), in cui indica come prioritaria l’individuazione di criteri di risanamento e sviluppo
della rete di trasmissione che privilegino il principio di gradualità degli interventi, adottando
il principio di precauzione e di cautela, allo scopo di garantire la sicurezza, efficienza ed affidabilità del servizio e la minimizzazione dell’impatto ambientale e sanitario.
Non esiste alcun collegamento diretto tra le caratteristiche dell’energia elettrica prodotta in
Centrale e gli aspetti ambientali connessi alla trasmissione dell’energia elettrica.
Il GRTN, ai sensi dell’art. 3 del DLgs n. 79 del 16/03/99, gestisce i flussi di energia senza discriminazioni di utenti o categorie di utenti, garantisce l’adempimento di ogni obbligo volto
a garantire la sicurezza, l’affidabilità, l’efficienza ed il minore costo del servizio e degli approvvigionamenti, delibera gli interventi di manutenzione e sviluppo della rete.
7.10.5 - IMBALLAGGIO E IMMAGAZZINAMENTO
La maggior parte dei prodotti acquistati sono consegnati in contenitori a rendere. Altri prodotti sono consegnati in cisterna.
Vengono destinati al recupero gli imballaggi in legno, cartone e plastica.
Il magazzino, che occupa una superficie di circa 30 m2, è dedicato a ricambi.
7.10.6 - MATERIE PRIME E MATERIALI AUSILIARI
La gestione delle materie prime e dei prodotti acquistati è regolamentata da specifiche procedure operative, secondo le indicazioni contenute nelle schede di sicurezza. Il controllo dei
fornitori è assicurato dalla procedura “Valutazione, controllo e gestione dei fornitori”.
La movimentazione delle materie prime e dei materiali ausiliari all’interno della Centrale
non rientra tra i casi previsti dalla normativa ADR (Accord Dangereuses Route) di cui al DM
4/07/2000.
La situazione è invariata rispetto al periodo precedente.
58
Tab. 9 - Consumo prodotti ausiliari (prodotti chimici, gasolio, olio)
CONSUMI AUSILIARI - PRODOTTI CHIMICI
Unità di
misura
Dal 01/09/07 al
31/08/08
Dal 01/09/08 al
31/08/09
Dal 01/09/09 al
31/08/10
Letti misti
Acido cloridrico - HCl (soluzione al 32%)
kg
31.660
38.380
59.000
Letti misti
Soda Caustica - NaOH (soluzione al 30%)
kg
38.040
48.560
71.000
Osmosi
Anti incrostante con tracciante
kg
2.500
5.110
3.970
Osmosi
Bisolfito di sodio (soluzione al 20%)
kg
15.030
6.185
4.080
Osmosi
Detergente per sist. ad osmosi inversa
kg
400
500
0
Osmosi
Biocida
kg
125
117
230
Osmosi
Detergente per lavaggio membrane
kg
400
450
100
Torri E.
Acido solforico (soluzione al 50%)
kg
14.020
10.540
8.000
Torri E.
Ipoclorito di sodio (soluzione al 14-15%)
kg
20.000
24.960
27.000
Torri E.
Inibitore di corrosione, anticorrosivo
kg
10.000
7.560
1.890
330
Torri E.
Biodisperdente, rimozione del biofilm
kg
1.000
200
TLR
Inibitore di corrosione, anticorrosivo
kg
500
950
0
Degas.
Deossigenante
kg
500
1.730
820
GVR-GVA
Inibitore di corrosione condensato
kg
3.800
5.050
7.060
GVR-GVA
Trattamento interno caldaia
kg
1.000
1.646
1.120
TOC
Persolfato di sodio
kg
60
61
44
TOC
Acido fosforico
kg
60
44
41
TG
Glicole monopropilenico (antigelo TG)
kg
250
0
177
IMP
Glicole monoetilico
kg
2.000
0
0
Silicom.
Molibdato di ammonio
kg
0,18
1,68
1,68
Silicom.
Acido ossalico
kg
0,19
2,16
2,09
Silicom.
Solfato ferroso di ammonio
kg
0,27
0,96
0,77
Gruppo elt.
Gasolio per gruppo elettrogeno
kg
4.150
1.080
2.360
kg
141.346
152.048
184.867
TOTALE PRODOTTI CHIMICI
7.10.7 - GAS TECNICI
I gas tecnici presenti sono in minime quantità e servono per lo più per tarature strumentali:
Tab. 10 - Gas tecnici
n°2 pacchi multibombola di CO 2
per uso antincendio
n°2 pacchi multibombola azoto
bonifica linee metano
n°3 bombole miscela azoto+ossigeno
uso taratura strumenti SME
n°3 bombole gas campione
uso taratura strumenti SME
n°2 bombole elio
uso taratura strumenti gas cromatografo
n°1 bombola gas campione
uso taratura strumenti gas cromatografo
59
7.10.8 - GAS LESIVI PER LA FASCIA DI OZONO E GAS A EFFETTO SERRA
Nell’impianto TG1 della Centrale sono presenti interruttori in MT e AT contenenti SF6, per un
quantitativo di 29 kg. La manutenzione di tali impianti viene effettuato da ditte esterne specializzate che provvedono se necessario ai rabbocchi di prodotto.
Una quantità minima di CO2 è adoperata come fluido estinguente all’interno del cabinato
turbogas e per la bonifica dei circuiti di raffreddamento dell’alternatore. Dalla data di messa
in esercizio dell’impianto non sono stati effettuati rabbocchi di prodotto. Inoltre sono presenti
alcuni impianti di condizionamento (si veda dettaglio in Tab.11) contenenti fluidi frigorigeni a
effetto serra HFC (R-407-C, R-410-A) per un quantitativo di 54,65 kg e 7,6 kg di R22 (gas lesivo
per la fascia di ozono), la cui manutenzione è sempre affidata a ditte esterne specializzate che
provvedono alle verifiche periodiche secondo la normativa vigente e, se necessario, a rabbocchi di prodotto.
Tab. 11 - Impianti di condizionamento con gas ad effetto serra e gas lesivi per la fascia di ozono
GAS Effetto Serra
LUOGO
TIPO GAS
kg
1
APPARECCHIATURA
Mitsubishi
Tetto uffici
(sala controllo)
R 410 A
4,4
2
Mitsubishi
Tetto uffici
(sala controllo)
R 410 A
4,4
3
Mitsubishi
Tetto uffici
(sala D.C.S.)
R 410 A
4,4
4
Mitsubishi
Tetto uffici
(sala D.C.S.)
R 410 A
4,4
5
Emicom
Tetto uffici
R 407 C
8
6
Emicom
Tetto uffici
R 407 C
9
7
Emicom
Tetto uffici
R 407 C
11
10
Toshiba
TV
R 410 A
0,95
11
Syntek
SME (fondo)
R 407 C
1,5
12
Climaveneta
SME (ingresso)
R 410 A
1
13
QiDi
B.d.C.
R 407 C
0,5
14
Mitsubishi
Sottost.
R 410 A
0,75
15
Daikin
sala controllo T65
R 410 A
1,2
16
Texa
sala controllo T65
R 134 A
1,05
17
Daikin
sala quadri T65
R 410 A
1,2
18
Mitsubishi
sala comandi T65
R 410 A
0,9
TOTALI
54,65
GAS Lesivi per la fascia di ozono
APPARECCHIATURA
LUOGO
TIPO GAS
kg
3,8
1
Bard (ohio)
GE
R 22
2
Bard (ohio)
GE
R 22
TOTALI
3,8
7,6
Nel periodo di riferimento non sono stati effettuati rabbocchi di prodotto, né variazioni nella
consistenza degli impianti. Nessuna variazione rilevante.
60
7.11 - RISCHI DI INCIDENTI AMBIENTALI IN SITUAZIONE DI EMERGENZA
•
•
•
Parere di conformità rilasciato dai VVF di Cuneo il 12/05/2006 per l’impianto GRUPPO 1
•
Dichiarazione di inizio attività consegnata il 19/12/2007 ai VVF di Cuneo prot. n.4869 cat.
44991 (In attesa di sopralluogo da parte dei VVF di Cuneo per il rilascio del CPI) per l’impianto GRUPPO 1
•
Dichiarazione di inizio attività consegnata il 14/10/2010 ai VVF di Cuneo prot. n.12019 cat.
48487 (In attesa di sopralluogo da parte dei VVF di Cuneo per il rilascio del CPI) per l’impianto GRUPPO 2.
•
DM 10/03/1998 Criteri generali di sicurezza antincendio e per la gestione dell’emergenza
nei luoghi di lavoro
•
DLgs 03/04/2006 n.152 Norme in materia ambientale parte IV, corretto e integrato da
DLgs 8/11/2006 n.284
•
DLgs 81/2008 Attuazione dell’articolo 1 della legge 3 agosto 2007, n. 123, in materia di
tutela della salute e della sicurezza nei luoghi di lavoro.
•
DLgs 106/2009 Disposizioni integrative e correttive del DLgs 9 aprile 2008, n. 81, in materia di tutela della salute e della sicurezza nei luoghi di lavoro
7.11.3 - MODALITÀ DI GESTIONE DELLE EMERGENZE
La Centrale di Alba ha adottato procedure per la gestione delle emergenze, comprese quelle
ambientali, con lo scopo di definire le responsabilità, gli iter procedurali e le modalità di scambio delle informazioni con le autorità competenti, con le altre centrali e tra il proprio personale,
per evitare i disservizi e comunque per un continuo miglioramento della gestione dei disservizi
stessi.
La Centrale ha predisposto un Piano di Emergenza, che comprende anche le emergenze ambientali, con lo scopo di fornire uno strumento operativo per classificare le situazioni di possibile emergenza e per fronteggiarle qualora si dovessero verificare. Tale Piano è stato distribuito al personale e alle imprese esterne.
Annualmente sono previste prove di simulazione sulle risposte alle emergenze, coinvolgendo
il personale della Centrale e tutti i terzi presenti, secondo quanto previsto nel Piano di Emergenza. Le situazioni di emergenza ambientale che sono state previste per la Centrale non costituiscono, in ogni caso, un pericolo per la salute e l’incolumità della popolazione residente,
in quanto è sempre possibile intervenire in tempi brevi per mettere in sicurezza gli impianti e
limitare la durata e l’estensione dell’emergenza.
Il flusso delle comunicazioni e l’analisi degli eventi, in caso di infortuni, inquinamenti ambientali, incendi ed esplosioni, avviene secondo quanto riportato nelle procedure AlbaPower.
61
Inoltre, in caso di incidente ambientale, l’Organizzazione comunica al Comitato sezione Emas,
a ISPRA (ex APAT, Istituto Superiore per la Protezione e la Ricerca Ambientale) e all’Ente di
certificazione la descrizione dell’evento incidentale occorso e la dichiarazione contenente le
modalità, i tempi di risoluzione ed i provvedimenti adottati per la mitigazione degli impatti
ambientali. Nel seguito sono riassunte le situazioni di emergenza individuate come significative ai fini am-bientali.
Rottura tubazione gas naturale - rischio di esplosione
La rottura della tubazione di gas naturale non comporta rischi significativi né per l’ambiente
né per le persone, in quanto esistono sistemi di controllo (appositi sensori all’interno del cabinato della turbina a gas, allarmi di bassa pressione gas naturale in arrivo) che intervengono
segnalando l’anomalia per attuare la chiusura delle valvole ed isolare la parte di tubazione
interessata dalla perdita. Il rischio di esplosione è quindi limitato.
Rischio incendio
La Centrale è dotata di dispositivi antincendio, che intervengono per lo spegnimento con CO2,
acqua e polvere. Inoltre sono presenti addetti opportunamente addestrati.
Emissioni in atmosfera superiori ai limiti autorizzati
Nel caso di incremento delle emissioni in atmosfera, viene diminuito il carico e/o eventualmente fermata la Centrale come descritto in appositi documenti del Sistema di Gestione Ambientale.
Rottura tubazione di distribuzione vapore/acqua calda
Questa situazione di emergenza riguarda esclusivamente l’operatività della Centrale, senza
alcun pericolo per l’ambiente circostante e la popolazione. Il personale interno è addestrato a
fronteggiare tale tipo di emergenza.
Contaminazione terreno
Nel caso di spargimenti accidentali di prodotti pericolosi sul terreno, per altro sempre limitati
nei quantitativi, sono previste procedure di intervento per ridurre l’impatto sull’ambiente e
impedire la fuoriuscita di inquinanti attraverso gli scarichi e per effettuare le comunicazioni alle
autorità competenti. I pericoli di inquinamento atmosferico a seguito di tali spargimenti risultano minimi e trascurabili.
Scarichi idrici
Il sistema di controllo prevede che, prima del superamento del limite autorizzato, inizino le
procedure di riduzione di carico degli impianti fino, se necessario, alla fermata.
7.11.4 ASPETTI INDIRETTI
Sversamenti accidentali di prodotti chimici in aree esterne alla Centrale, con contaminazione
del terreno e delle acque, possono derivare dal trasporto di sostanze chimiche da parte dei
fornitori e dal trasporto e smaltimento dei rifiuti.
Il trasporto e lo smaltimento di tutti i rifiuti prodotti è effettuato da Società in possesso di regolari autorizzazioni.
Il controllo dei fornitori di prodotti chimici e dei fornitori di servizi ambientali (trasporto e smaltimento dei rifiuti) è assicurato dal rispetto della Procedura del Sistema di Gestione Ambientale “Valutazione, controllo e gestione fornitori”.
62
7.12 - INFLUENZA SULL’ AMBIENTE ANTROPICO E PARTI INTERESSATE
Nessuna.
Nessuna.
7.12.3 - EFFETTI SOCIO-ECONOMICI SULLA POPOLAZIONE LOCALE
La realizzazione della Centrale ha avuto riflessi positivi sull’occupazione locale, in quanto il
personale è residente nell’area di Alba e nella provincia di Cuneo.
La continua formazione e sensibilizzazione del personale sui problemi ambientali facilita il rapporto con le comunità locali grazie anche ad un’attiva opera di comunicazione svolta dal personale stesso nell’area di residenza.
Il collegamento tra le attività della Centrale e la rete di teleriscaldamento cittadina facilita
inoltre l’impatto positivo sul territorio.
La Centrale è inoltre aperta per visite da parte di scuole e gruppi di cittadini e collabora con
diversi enti ed istituzioni esterne per la realizzazione di studi, pubblicazioni, ecc. Ciò facilita
la diffusione di una corretta informazione sulle problematiche ambientali e di sicurezza degli
impianti per la produzione di energia elettrica.
Eventuali comunicazioni o lamentele da parte della popolazione vengono prese in carico
dall’Organizzazione di AlbaPower e gestite come previsto dal Sistema di Gestione Ambientale. Nel periodo di riferimento non si segnalano lamentele e/o contestazioni.
7.12.4 - I RAPPORTI CON LE PARTI INTERESSATE
La Centrale garantisce lo scambio delle comunicazioni con gli enti esterni, tra cui in particolare
il Comune di Alba, la Provincia di Cuneo, il Dipartimento provinciale ARPA di Cuneo. Nel periodo di riferimento non sono state evidenziati contenziosi in materia ambientale. La Centrale
favorisce lo scambio di comunicazioni con la popolazione locale e le organizzazioni che operano sul territorio. Eventuali comunicazioni di enti esterni vengono prese in carico dall’Organizzazione di AlbaPower e trattate come previsto dal Sistema di Gestione Ambientale. Dall’avvio
della centrale non si segnalano lamentele o contestazioni.
7.12.5 - ASPETTO INDIRETTO: ALTERAZIONE DEI FLUSSI DI TRAFFICO ED ADEGUATEZZA DELLA RETE STRADALE
Il livello di servizio offerto dalle principali vie di comunicazione ha subito incrementi non significativi o tali da richiedere particolari precauzioni od accorgimenti. In fase di progettazione
si è verificata l’adeguatezza della rete stradale esistente alle necessità di trasporto degli equipaggiamenti di Centrale con particolare riguardo ai carichi speciali.
63
64
Ridurre il consumo di gas
naturale per kWh venduto
Ridurre le emissioni
sonore prodotte dalla
Centrale
(riduzione di circa 1 Db(A))
Ridurre l'impatto acustico
prodotto dalla centrale verso
l'ambiente esterno
Ridurre il consumo
termico degli
g ausiliari TG1
Ridurre il consumo
elettrico degli ausiliari TG1
(riduzione 1 MWe)
Disporre di contenitori
adeguati e realizzare
piazzola di stoccaggio
Incrementare la raccolta
differenziata
Migliorare la gestione dei rifiuti
Recuperi di calore per
migliorare il rendimento di
t l
centrale
Disattivazione dei tre
compressori gas metano con
nuova linea alta pressione.
Manutenzione programmata
e assetti operativi
Disattivazione dei tre
compressori gas metano
Recuperi di calore per
migliorare il rendimento di
centrale
Riduzione percentuale degli
inquinanti emessi in atmosfera
(0,5%)
Riduzione delle Emissioni
in atmosfera a pari energia
elettrica, termica prodotta
Intervento
Obiettivi/Target
Aspetto ambientale
Studio fattibilità
dicembre-10
-
Realizzazione, prove
Attività continuativa
dicembre-09
Studio fattibilità
giugno-10
-
Progettazione,ordini
agosto-08
Studio fattibilità
continua
luglio-06
aprile-08
giugno-09
-
Studio fattibilità
marzo-08
agosto-08
Studio fattibilità
aprile-08
luglio 06
luglio-06
settembre-08
dicembre-08
agosto-08
giugno-08
dicembre-10
-
giugno-10
dicembre-09
Tempi
previsti
Studio fattibilità
Pianificazione
temporale
DIR
DIR
DIR
Resp.
DSA AP 003 AP
Eseguito:
ottimizzato il sistema di combustione TG1
riducendo le emissioni di NO
X:
da 23÷29 mg/m³ a 19÷22 mg/m³
Eseguito:
Stato Avanzamento al 31/08/10
Pagina 1 di 1
Revisione 1 del 03/08/09
STO
STO
STO
DIR
DIR
DIR
CE-RMA
CE-RMA
CE-RMA
CE-RMA
DIR
DIR
DIR
RMA-CT inf.
per la stagione termica estiva 2010 verrà venduto
ulteriore vapore a Ferrero per la produzione di freddo
mediante g
gruppi
ad assorbimento.
pp frigoriferi
g
Verrà aperta una commessa da circa 100.000 €, per
adeguamenti impiantistici.
In corso di valutazione da parte del cliente FERRERO:
compressori disattivati; nei mesi invernali si utilizza
saltuariamente un solo compressore in caso di bassa
pressione sul metanodotto SNAM.
Eseguito:
fermate e ripartenze del TG1 non vengono più
eseguite dopo le ore 22:00 e prima delle ore 06:00.
Eseguito:
compressori disattivati; nei mesi invernali si utilizza
saltuariamente un solo compressore in caso di bassa
pressione sul metanodotto SNAM.
Eseguito:
RMA-CT inf. realizzata piazzola di stoccaggio attrezzata con
contenitori adeguati
RMA-CT inf.
RMA-CT inf.
della Centrale AlbaPower per il periodo 2008 - 2010
PROGRAMMA AMBIENTALE
8. PROGRAMMA AMBIENTALE DELLA CENTRALE
ALBAPOWER PER IL PERIODO 2008-2010
9. GLOSSARIO
AEEG: Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas
AIA: Autorizzazione Integrata Ambientale ai sensi della DLgs. 59/2005 e della DLgs. 152/2006
e s.m.i.
AMBIENTE: contesto nel quale una organizzazione opera, comprendente l’aria, l’acqua, il
terreno, le risorse naturali, la flora, la fauna, gli esseri umani e le loro interrelazioni
ARPA: Agenzia Regionale per la Protezione Ambientale
ASPETTO AMBIENTALE: elemento di un’attività, prodotto o servizio di un’organizzazione che
può interagire con l’ambiente
AUDIT AMBIENTALE: processo sistematico e documentato per valutare, con evidenza oggettiva, in che misura il Sistema di Gestione Ambientale di un’organizzazione è conforme ai
criteri definiti dall’organizzazione stessa
CENTRALE TERMOELETTRICA A CICLO COMBINATO COGENERATIVO: impianto per la
produzione di energia elettrica e termica (Cogenerativo) mediante l’utilizzo combinato di motori primi e turbine a vapore (Ciclo combinato) in grado di trasformare tutta l’energia termica
dei combustibili in energia elettrica
CER: Codice Europeo Rifiuti
CO: ossido di carbonio
CO2: anidride carbonica
COGENERAZIONE: produzione simultanea di energia elettrica e termica dalla stessa fonte di
energia primaria
CONVALIDA DELLA DICHIARAZIONE AMBIENTALE: atto con cui il Verificatore ambientale
accreditato da idoneo Organismo competente esamina la “Dichiarazione ambientale” con
risultato positivo
DPI: dispositivi di protezione individuali
EMAS: Eco Management and Audit Scheme (Regolamento CE 1221/09)
GAS HCFC: sostanze gassose che contengono clorofluorocarburi
Hz: unità di misura della frequenza
GRTN: Gestore della Rete di Trasporto Nazionale, ora GSE: Gestore Servizi Elettrici
GVR: gruppo di generazione vapore da recupero calore
HCl: acido cloridrico
HT: High Temperature (alta temperatura)
IMPATTO AMBIENTALE: qualsiasi modificazione dell’ambiente, negativa o benefica, totale o
parziale, conseguente ad attività, prodotti o servizi di un’organizzazione Leq in dB(A): unità di
misura del livello sonoro equivalente
ISPRA: Istituto Superiore per la Protezione e la Ricerca Ambientale
NACE: (Nomenclature statistique des activités économiques dans la Communauté européenne) Classificazione statistica delle attività economiche nelle Comunità europee
Nm3: normal metro cubo, misura del volume di effluente gassoso rapportato alle condizioni
fisiche normali (0°C e 101.300 Pa)
NOx: ossidi di azoto
PCB: sono una classe di composti organici la cui struttura è assimilabile a quella del bifenile i
cui atomi di idrogeno sono sostituiti da uno fino a dieci atomi di cloro
65
pH: concentrazione di ioni di idrogeno - Indica l’acidità o l’alcalinità di un liquido
POLITICA PER LA QUALITÀ E L’AMBIENTE: dichiarazione, espressa in modo formale dall’Alta Direzione, delle intenzioni e dei principi dell’Organizzazione relativi alla qualità e alla globale prestazione ambientale, che fornisce uno schema di riferimento per l’attività da compiere e
per la definizione degli obiettivi e dei traguardi in materia di qualità e in campo ambientale
POTERE CALORIFICO INFERIORE DI UN COMBUSTIBILE (p.c.i.): quantità di calore liberato
durante un processo di combustione in condizioni prefissate di riferimento, considerando il
vapore acqueo che si forma durante la combustione come totalmente dissipato al camino.
POTERE CALORIFICO SUPERIORE DI UN COMBUSTIBILE (p.c.s.): quantità di calore liberato durante un processo di combustione in condizioni prefissate di riferimento, considerando il
vapore acqueo che si forma durante la combustione come totalmente trasformato in liquido
con recupero di calore in esso contenuto.
REGOLAMENTO CE 1221/2009: regolamento del Consiglio della Comunità Europea del
25/11/2009 sull’adesione volontaria delle imprese del settore industriale ad un sistema comunitario di ecogestione e audit indicato con la sigla EMAS
SGA - SISTEMA DI GESTIONE AMBIENTALE: parte del sistema di gestione che comprende
la struttura organizzativa, le attività di pianificazione, le responsabilità, le prassi, le procedure, i
processi, le risorse per elaborare, mettere in atto, conseguire, riesaminare e mantenere attiva
la politica ambientale
Sm3: Standard metro cubo, misura del volume del gas, impiegata in condizioni “standard”,
ossia alla pressione atmosferica e alla temperatura di 15,6°C
SOx: ossidi di zolfo
66
10. UNITÀ DI MISURA
10 - UNITÀ DI MISURA
UNITÀ BASE E SUPPLEMENTARI DEL SI
GRANDEZZA
Lunghezza
Massa
Tempo
Corrente elettrica
Temperatura termodinamica
Intensità luminosa
Quantità di Sostanza
Angolo piano
Angolo solido
UNITÀ
SIMBOLO
metro
kilogrammo
secondo
ampere
kelvin
candela
mole
radiante
steradiante
M
kg
s
A
K
cd
mol
rad
sr
PREFISSO
SIMBOLO
tera
giga
mega
kilo
T
G
M
k
deci
centi
milli
micro
nano
d
c
m
µ
n
UNITÀ
SIMBOLO
metro quadrato
metro cubo
metro per secondo
radiante per secondo quadrato
hertz
m2
m3
m/s
rad/s2
Hz=cicli/s
kilogrammo per metro cubo
newton
joule
watt
pascal
kg/m3
N= kg • m/s2
J=N • m
W=J/s
Pa=N/m2
coulomb
volt
volt per metro
farad
ampere per metro quadrato
ampere per metro
weber
tesla
C=A • s
V=W/A
V/m
F=C/V=A • s/V
A/m2
A/m
Wb=V • s
T=Wb/m2
PREFISSI COMUNEMENTE USATI
FATTORE
Multiplo
1012
109
106
103
Sottomultiplo
10-1
10-2
10-3
10-6
10-9
UNITÀ DERIVATE DAL SI
GRANDEZZA
Spazio e Tempo
Area
Volume
Velocità
Accelerazione angolare
Frequenza
Meccaniche
Densità
Forza
Energia, lavoro, quantità di calore
Potenza
Pressione, sforzo
Elettriche e magnetiche
Carica elettrica
Potenziale elettrico, tensione
Intensità di campo elettrico
Capacità
Densità di corrente
Intensità di campo magnetico
Flusso magnetico
Densità di flusso magnetico
UNITÀ SI E FATTORI DI CONVERSIONE PER ALCUNE UNITÀ DI USO COMUNE
Per convertire da
VOLUME
litro
TEMPO
ora
PRESSIONE
bar
atmosfera
ENERGIA, LAVORO
calorie
POTENZA
calorie/ora
ENERGIA SPECIFICA
calorie/kilogrammo
pollice (inch)
Simbolo
A
Simbolo
Moltiplica per
l
metro cubo
m3
0,001
h
secondo
s
3600
bar
atm
pascal
pascal
Pa
Pa
100.000
101.325
cal
Wh
joule
joule
J
J
4,186
3600
cal/h
watt
W
0,0011628
cal/kg
In
joule/kilogrammo
metro
J/kg
m
4,186
0,0254
67
68
69
70
71
Finito di stampare novembre 2010
Anno III - 27-10-2010

2010 - Alba Power

Transcript

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