VEDI ORA - Sorgenia

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VEDI ORA - Sorgenia

DICHIARAZIONE EMAS
Codice Nace prevalente 35.11: produzione di energia elettrica
CENTRALE DI TERMOLI
ANNO 2007
Società soggetta alla Direzione
e al Coordinamento di Sorgenia Spa
LE INFORMAZIONI UTILI PER IL PUBBLICO
2
LETTERA DEL DIRETTORE GENERALE DI ENERGIA MOLISE SPA
Energia Molise Spa fornisce informazioni sugli aspetti ambientali e tecnici della Centrale ai soggetti interessati e alla popolazione. La Dichiarazione Ambientale viene divulgata all’esterno nel corso di incontri con la popolazione e spedita ogni anno alle Funzioni Pubbliche ed associazioni attuando un progetto annuale di
comunicazione. Inoltre è sempre disponibile sul sito internet della società www.sorgenia.it.
3
LA DICHIARAZIONE DI APPROVAZIONE
DELL’ENTE DI VERIFICA ACCREDITATO
I dati operativi degli indicatori ambientali e dei parametri operativi presenti nella Dichiarazione Ambientale
sono aggiornati al 31/12/2007. Altre informazioni sono aggiornate al 31/05/2008.
Per informazioni rivolgersi a:
Michele Caso – Responsabile della Centrale di Termoli
Tel: 0875.723.1
Fax: 0875.723.296
Indirizzo e-mail: [email protected]
Simone Gardinali - Responsabile del Sistema di Gestione Integrato Ambiente e Sicurezza
Tel: 02.67.194.1
Fax: 02.67.194.368
Indirizzo e-mail: [email protected]
STRUTTURA E CONTENUTI DELLA DICHIARAZIONE AMBIENTALE
La presente Dichiarazione Ambientale riguarda gli aspetti ambientali relativi all’anno 2007 della Centrale a
ciclo combinato di Termoli della Energia Molise Spa, società soggetta alla direzione e al coordinamento di
Sorgenia Spa.
Il presente documento, il primo per Energia Molise Spa, ha l’obbiettivo di fornire al pubblico e ad altri soggetti
interessati informazioni sull’impatto e sulle prestazioni ambientali della Centrale di Termoli, nonché sul continuo miglioramento della prestazione ambientale.
La presente Dichiarazione Ambientale è costituita da due sezioni e contiene le seguenti informazioni:
SEZIONE I: LA CAPOGRUPPO SORGENIA SPA
Illustra la storia e l’assetto organizzativo di Sorgenia Spa;
Evidenzia gli impianti produttivi, in fase di costruzione ed autorizzati di Sorgenia Spa;
SEZIONE II: LA CENTRALE DI TERMOLI DI ENERGIA MOLISE SPA
Sezione 1 - La Capogruppo Sorgenia Spa
6
Sorgenia Spa – Energia e ambiente
7
Le principali società del Gruppo Sorgenia
e la relazione con Energia Molise Spa
8
La storia
9
Gli impianti di generazione in Italia
Sezione 2 - La Centrale di Termoli di Energia Molise Spa
12
Il Sistema di Gestione Ambientale
13
La politica per la sicurezza e l’ambiente della Centrale
14
La collocazione geografica della Centrale
15
La Centrale termoelettrica e il suo personale
16
L’iter autorizzativo
17
La Centrale termoelettrica in numeri - anno 2007
18
Lo schema della Centrale
20
La planimetria della Centrale
22
Condizioni climatiche e meteorologiche utilizzate per lo studio
di impatto ambientale
23
Identificazione degli aspetti ambientali e valutazione di significatività
24
Il bilancio di massa ed energetico della Centrale
per l’anno 2007
25
Gli aspetti ambientali della Centrale
45
Gli aspetti ambientali indiretti
47
Dismissione dell’impianto
48
La significatività degli aspetti ambientali
49
Il piano di miglioramento ambientale aggiornato a maggio 2008
54
Autorizzazioni, norme e leggi di riferimento
56
GLOSSARIO
Illustra le caratteristiche del sistema di Gestione Ambientale implementato dalla Centrale;
Riporta la politica ambientale e della sicurezza;
Descrive la Centrale a ciclo combinato focalizzando l’attenzione all’impatto sull’ambiente;
Analizza e valuta gli aspetti ambientali e gli indicatori utilizzati per misurarli;
Riporta il programma di miglioramento ambientale in relazione agli aspetti e impatti ambientali significativi.
Essendo la Centrale di Termoli entrata in esercizio solo nel mese di settembre 2006, non è al momento possibile un raffronto significativo fra i diversi anni ai fini della valutazione dell’andamento
delle prestazioni ambientali.
La Dichiarazione di approvazione
dell’Ente di Verifica Accreditato
Questa Dichiarazione è stata prodotta con il contributo delle seguenti persone e approvata da ALBERTO BIGI,
Direttore Generale di Energia Molise Spa:
MICHELE CASO
Responsabile
Centrale di Termoli
ENZO
DE BENEDICTIS
Ambiente e Sicurezza
Responsabile
del Servizio
di Prevenzione
e Protezione della
Centrale di Termoli
MASSIMILIANO
TORO
Responsabile
Rappresentante
della Direzione
per il Sistema di
Gestione Integrato
SIMONE GARDINALI
Il verificatore accreditato Certiquality IT-V-0001, sito in Via Gaetano Giardino 4 - 20123 Milano, ha
verificato, attraverso una visita all’Organizzazione, colloqui con il personale e l’analisi della documentazione e delle registrazioni che la Politica, il Sistema di Gestione nonché le procedure di audit
sono conformi al Regolamento CE 761/2001 così come modificato nell’allegato I dal Regolamento
CE/196/2006, e ha convalidato in data 26/06/2008 le informazioni e i dati presenti in quanto affidabili, credibili ed esatti nonché conformi a quanto previsto dallo stesso Regolamento.
Energia Molise 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 presente, mettendoli a disposizione del pubblico secondo quanto
previsto dal Regolamento CE 761/2001.
Responsabile
del Sistema di
Gestione Integrato
Lettera del Direttore Generale di Energia Molise Spa
Alberto Bigi
Direttore Generale
di Energia Molise Spa.
Dopo la realizzazione e l’avvio della Centrale, la prima ad essere autorizzata ai sensi della Legge
n° 55 del 09/04/2002 nota come “sblocca-centrali”, sono consapevole che la nostra responsabilità oggi è anzitutto quella nei confronti della comunità locale.
È stata questa consapevolezza a spingerci ad implementare un Sistema di Gestione Ambientale
conforme ai requisiti della Norma UNI EN ISO 14001 propedeutico ad ottenere la Registrazione
EMAS, uno strumento che ci consentirà di consolidare nel tempo il rapporto di massima trasparenza verso la popolazione che abita in prossimità della Centrale, le autorità locali, le imprese operanti all’interno della Centrale e tutto il personale.
Inoltre, per chi ogni giorno lavora per far funzionare al meglio la Centrale, l’obiettivo di ottenere
una registrazione EMAS è diventato un importante strumento per migliorare la gestione degli
aspetti ambientali in ogni condizione di funzionamento.
A un anno dall’entrata in esercizio dell’impianto, i parametri significativi per l’ambiente (emissioni, scarichi, utilizzo di risorse, etc.) hanno evidenziato valori notevolmente inferiori ai limiti stabiliti dalla autorizzazione e previsti nello studio di impatto ambientale. Ciò nonostante, è nostro
obiettivo prioritario definire, sviluppare e attuare un piano per il miglioramento continuo, in sintonia con le istanze della popolazione locale e dando piena visibilità di tutte le misure adottate.
Gennaio 2008
Il Direttore Generale
Alberto Bigi
Fig. 1 - Il certificato
di registrazione EMAS.
2
DICHIARAZIONE EMAS CENTRALE DI TERMOLI 2007
3
SEZIONE 1
La Capogruppo Sorgenia Spa
Una veduta della Centrale di Termoli.
Questa sezione della Dichiarazione Ambientale inquadra l’attività
e le iniziative di Energia Molise e della Capogruppo Sorgenia Spa
nel contesto energetico italiano.
Fin dalla definizione dell’identità e della struttura del Gruppo Sorgenia
emerge l’importanza attribuita all’impegno nei confronti delle fonti
rinnovabili, della generazione elettrica ad alta efficienza, della diffusione
dell’efficienza energetica negli usi finali.
Il posizionamento assunto e i valori dichiarati si concretizzano in risultati
importanti, che sottolineano la validità di una strategia industriale
di cui la sostenibilità ambientale è uno dei fattori portanti.
4
5
Sorgenia Spa – Energia e ambiente
Sorgenia è il primo operatore privato del mercato italiano dell’energia, che ha posto l’efficienza energetica e l’attenzione all’ambiente al centro della propria strategia d’impresa.
Sensibile ai principi dello sviluppo sostenibile e convinta sostenitrice di una cultura dell’efficienza, Sorgenia è impegnata a
migliorare il proprio rendimento produttivo nel rispetto dell’ambiente, accrescendo la propria capacità di generazione, privilegiando le soluzioni tecnologiche a maggiore compatibilità
ambientale e investendo importanti risorse nello sviluppo delle
fonti rinnovabili.
Per i propri clienti, ha elaborato prodotti e soluzioni integrate,
fornendo elettricità, gas e servizi per il miglioramento dell’efficienza energetica.
Fin dal 1999, azionisti di Sorgenia sono il Gruppo CIR, la società
austriaca Verbund e il management aziendale. A una delle principali holding nazionali si affianca il maggiore produttore austriaco di elettricità, in prevalenza da fonte idroelettrica.
Nel settembre 2007, Banca Monte dei Paschi di Siena ha acquistato una partecipazione in Sorgenia, pari all’1,21%.
Il Gruppo Sorgenia è composto da diverse società operanti nei
diversi ambiti di attività della filiera energetica.
Grf. 1 - Il fatturato
del Gruppo Sorgenia.
1.861
Fatturato (EURm)
,7
1.916,1
Le principali società del Gruppo Sorgenia e la relazione
con Energia Molise Spa
26,6%
Le principali società
del Gruppo Sorgenia Spa
(Fig. 4)
73,4%
Ingegneria
17,0%
Energia
Holding
Management
Monte dei
Paschi di Siena
78,3%
3,5%
1,2%
80% Energia Progetti
Eolico
e Idroelettrico
Solare
99,89% Société
Française
d’Eoliennes
(Eolico)
100% Anemon
(Eolico)
75% Energia
Minervino
(Eolico)
100% Energia
Plassier
(Idroelettrico)
100% Soluxia
90% Soluxia Sarda
Termoelettrico
Fig. 2 - Gli azionisti del Gruppo Sorgenia.
Fig. 3 - Uno scorcio della sede di Sorgenia Spa.
Aggiornato al 31/12/07
100% Energia
Molise
90% Energia
Modugno
90% Energia
Aprilia
100% Energia
Lombarda
Terminale LNG
50% Fin Gas
(62,61%
Lng Med
Gas Terminal)
Risparmio Energetico
70% Eligent
Compravendita
di titoli di anidride
carbonica
78% Energia Italiana (50% Tirreno Power)
25% GICA
(Carbon Asset)
1.225,2
943,2
808,0
Gli organi societari
del Gruppo Sorgenia Spa
(Fig. 5)
574,0
319,5
75,6
2001
Grf. 2 - I dipendenti
del Gruppo Sorgenia.
2002
2003
Dipendenti
276
148
27
45
Presidente Rodolfo De Benedetti
Vice Presidente Christian Kern
Amministratori Domenico Carra
Giuliano Cecchini
Francesco Dini
Markus Hofer
Enrico Neckels
Alberto Piaser
Ferdinando Pozzani
Claudio Stabon
208
89
ConSiglio di AMMiniStrAzionE
Amministratore Delegato Massimo Orlandi
e Direttore Generale
2004* 2005* 2006* 2007*
(fine anno)
Venture Capital
in tecnologie pulite
72,88% Noventi
Ventures
II LP
2000
Attività per
la sostenibilità
ambientale
98
60
CollEgio SindACAlE
Presidente Vittorio Bennani
2000 2001 2002 2003 2004* 2005* 2006* 2007*
* Principi IAS/IFRS, Tirreno Power consolidato con il metodo del patrimonio netto
6
Sindaci effettivi Roberto Bracchetti
Riccardo Zingales
7
S O RG E NI A S PA – EN E RG I A E AM B I E NT E
La storia
1999
ELETTRICITÀ
Marzo
Decreto Bersani per
la liberalizzazione
del mercato elettrico
italiano.
luglio
Nascita di Energia Spa.
Agosto
Avvio operatività
commerciale.
2000
ELETTRICITÀ
gennaio
Avvio della fornitura
elettrica ai clienti.
luglio
Avvio, per la prima volta
in Italia, di un servizio web
di energy management.
GAS
Maggio
Decreto Letta, per la
liberalizzazione del mercato
italiano del gas naturale.
dicembre
Contratto di importazione
dalla Libia, di lungo periodo,
per un valore di 2 mld mc
annui.
2001
ELETTRICITÀ
giugno
Partecipazione alla gara
per l’acquisto di Elettrogen,
la 1° GenCo (Generation
Company), ovvero gruppo
di centrali poste in vendita
da Enel per effetto
del Decreto Bersani.
GAS
Aprile
Contratto pluriennale
per l’importazione
dalla Norvegia.
ottobre
Avvio attività di
importazione e vendita.
2002
ELETTRICITÀ
Febbraio
Acquisizione della
centrale idroelettrica
di La Salle (AO), poi seguita
da Pont St Martin (AO)
e Petiva (VC).
8
Gli impianti di generazione in Italia
Marzo
Partecipazione alla gara
per l’acquisto di Eurogen
(2° GenCo).
dicembre
Autorizzazione da parte
del Ministero delle Attività
Produttive della centrale
CCGT da 770 MW
di Termoli (CB), la prima
in Italia dopo il Decreto
“sblocca-centrali”.
GAS
Aprile
Avvio dell’operatività spot
sul mercato internazionale.
2003
ELETTRICITÀ
gennaio
Acquisizione di Interpower
(ora Tirreno Power),
la 3° GenCo Enel.
Maggio
Avvio della fornitura di oltre
500 nuovi clienti del
segmento 0,1-1 GWh annui.
dicembre
Finanziamento no-recourse
su base merchant per
la costruzione dell’impianto
CCGT di Termoli (primo
di questo genere in Italia).
GAS
Settembre
Sottoscrizione
di un contratto
di approvvigionamento
per la Centrale di Termoli.
2004
ELETTRICITÀ
gennaio
Avvio della costruzione
della Centrale di Termoli.
giugno
CCGT di Modugno (BA).
dicembre
Acquisizione della quota
di maggioranza di Eligent,
società per l’efficienza
energetica nella pubblica
illuminazione.
GAS
ottobre
Inizio della fornitura di gas
dalla Libia attraverso
il gasdotto Green Stream.
2005
ELETTRICITÀ
Marzo
Costituzione di Soluxia,
società per lo sviluppo
di soluzioni fotovoltaiche.
Agosto
CCGT di Turano-Bertonico
Lodigiano (LO).
ottobre
Acquisizione di Anemon,
società per lo sviluppo
eolico.
2006
ELETTRICITÀ
Aprile
Acquisizione di due società
specializzate nella
progettazione e produzione
di pannelli fotovoltaici.
Maggio
Apertura del cantiere per
la costruzione dell’impianto
CCGT di Modugno.
luglio
Energia Spa cambia nome
e logo in Sorgenia Spa.
Avviamento della Centrale
di Termoli.
Agosto
Costituzione di Noventi II
LP, fondo di investimento
per la ricerca di tecnologie
innovative nei campi
delle rinnovabili,
dell’efficienza energetica
e della salvaguardia
ambientale.
Settembre
Messa a regime
ottobre
Consegna dell’impianto
di Termoli da parte
del contractor (PAC).
dicembre
Autorizzazioni
alla costruzione di impianti
eolici, per 50 MW
di potenza installata
complessiva.
Avvio piano d’investimento
per la realizzazione
di 15 impianti fotovoltaici
da 1 MW l’uno.
2007
IDROELETTRICO
ELETTRICITÀ
Febbraio
Autorizzazioni alla costruzione
di impianti eolici per 18 MW
di potenza installata.
TERMOELETTRICO
EOLICO
pontey
FOTOVOLTAICO
la Salle
Marzo
Sottoscrizione con un pool di banche
di un finanziamento a medio-lungo
termine di 345 mln di euro.
Entrata in esercizio commerciale
dell’impianto mini-idro
di Pontey (AO), da 2 MW
di potenza complessiva.
opErAtivi
in CoStruzionE/
AutorizzAti
pont
St Martin
progEtti
turano-Bertonico lodigiano
giugno
Rifinanziamento di Tirreno Power
per 1.200 mln di euro.
Agosto
Avviamento dei primi due impianti
fotovoltaici.
vado ligure
Fossato di vico
nucleo di genova
Settembre
termoli
Sorgenia sale al 78% in Energia Italiana
e Banca MPS acquisisce l’1,21%
di Sorgenia.
Minervino Murge
torrevaldaliga Sud
ottobre
Costituzione di Green Initiative Carbon
Assets S.A. (GICA), società di diritto
svizzero per la commercializzazione
di titoli Carbon Asset, da parte
di Sorgenia insieme a Lucchini Group,
Iride Group, Finopi Spa.
Aprilia
Molfetta
Benevento
napoli levante
Avellino
Castelnuovo di Conza
Marrubiu
novembre
Sorgenia, attraverso la sua controllata
Soluxia, diventa il primo operatore
privato italiano nella produzione
di energia elettrica da fotovoltaico
con la connessione in rete di ulteriori
4 impianti fotovoltaici.
dicembre
Acquisizione di Société Française
d’Eoliennes (SFE), il secondo operatore
francese di energia elettrica da fonte
eolica.
Raggiunti i 400.000 clienti.
San gregorio Magno
villacidro1
& villacidro2
Matera
pisticci
vibo valentia
Cagliari
gioia tauro
Caltanissetta
Acate-vittoria
GAS
Marzo
Partnership Iride-Sorgenia per
l’acquisizione del 51% della società LNG
Med Gas Terminal per la costruzione
di rigassificatore con una capacità fino
a 12 mld mc annui a Gioia Tauro (RC).
Modugno
Fig. 6 - Gli impianti di generazione del Gruppo Sorgenia Spa.
Enna
Siracusa
9
SEZIONE 2
La Centrale di Termoli
di Energia Molise Spa
Un particolare della sala macchine della Centrale di Termoli.
Questa sezione è il cuore della Dichiarazione EMAS della Centrale di Termoli
e ha l’obiettivo di comunicare al lettore gli sforzi messi in atto
da Energia Molise per stabilire, attuare e mantenere attivi obiettivi
e traguardi ambientali coerenti con la politica aziendale.
Per far questo Energia Molise ha:
utilizzato le migliori tecnologie al momento disponibili;
predisposto una politica aziendale coerente ai principi della Capogruppo;
implementato un Sistema di Gestione Ambientale conforme alla Norma
UNI EN ISO 14001.
In questa sezione vengono pertanto illustrate:
le caratteristiche del Sistema di Gestione Ambientale implementato
dalla Centrale;
la politica ambientale e della sicurezza di Energia Molise Spa;
gli aspetti ambientali coinvolti dalle attività della Centrale
e gli indicatori utilizzati per misurarli;
il programma di miglioramento ambientale in relazione agli aspetti
e impatti ambientali significativi.
10
Il Sistema di Gestione Ambientale
La politica per la sicurezza e l’ambiente
della Centrale
Fin dalla sua nascita Energia Molise Spa, consapevole della portata e dell’impatto del proprio settore di attività e coerentemente con i principi del Gruppo Sorgenia, ha posto la tutela
dell’ambiente e la sua gestione consapevole come obiettivo fondamentale da perseguire nell’ambito dello svolgimento delle
proprie attività.
La Centrale di Termoli, in conformità ai principi sopracitati, si è
dotata di un Sistema di Gestione Ambientale che è stato certificato conforme alla norma UNI EN ISO 14001 da un ente di verifica terzo accreditato, in data 26/06/2008.
Il Sistema di Gestione Ambientale individua le responsabilità, le
procedure, gli strumenti necessari per il perseguimento dei programmi e il conseguimento degli obiettivi di miglioramento per
l’ottimizzazione delle prestazioni ambientali.
In particolare presso la Centrale di Termoli:
è attiva una politica ambientale;
Energia Molise Spa, coerente ai principi del Gruppo Sorgenia
Spa, ha deciso di dotarsi di un Sistema di Gestione Ambientale
e della sicurezza conforme alla Norma UNI EN ISO 14001 e alla
specifica BSI OHSAS 18001 e di aderire al regolamento EMAS CE
761/01, ritenendo che tale scelta costituisca un elemento necessario per perseguire un modello di sviluppo industriale che
interpreta il rapporto con l’ambiente non come vincolo alla crescita, ma come punto di forza nel consolidamento del legame
con il territorio.
La consapevolezza dell’importanza di attuare una politica volta
alla minimizzazione degli impatti ambientali nonché alla riduzione dei rischi per la salute e la sicurezza del personale sociale e terzo, ha inciso sull’identità aziendale a tal punto da
divenire una componente essenziale del proprio modello di
sviluppo nel quale salute, sicurezza e tutela dell’ambiente rappresentano dei valori.
Sulla base di tali principi, Energia Molise Spa per quanto tecnicamente ed economicamente sostenibile, si impegna a:
gestire i propri processi, prodotti e servizi secondo criteri di
prevenzione e minimizzazione degli impatti ambientali;
è definito e attuato un piano di miglioramento delle
prestazioni ambientali;
A livello operativo la volontà di Energia Molise Spa si traduce in un costante sforzo finalizzato a:
è definito e attuato un piano di formazione del personale in materia ambientale;
utilizzare tecnologie e prodotti che garantiscano il minore
impatto ambientale,
formare ed addestrare il proprio personale al rispetto dei
principi di tutela dell’ambiente e della salute e sicurezza sul
lavoro;
tutti i predetti elementi sono stati sottoposti ad
audit;
assicurare il rispetto della normativa vigente in materia di sicurezza ed ambiente, valutandone periodicamente la conformità,
Le procedure gestionali sono integrate da quelle operative che
riguardano in particolare il controllo delle attività che hanno o
possono avere un impatto significativo sull’ambiente e le modalità di intervento per fronteggiare possibili incidenti o situazioni di emergenza.
Tra le varie istruzioni operative in vigore vi sono:
la gestione delle emissioni in atmosfera,
la gestione dei rifiuti,
la gestione delle acque in uscita dalla Centrale.
Le interrelazioni tra i vari elementi del Sistema di Gestione Ambientale sono state descritte nel Manuale di Gestione strutturato
secondo l’articolazione della norma UNI EN ISO 14001:2004 e
in grado di assicurare nel contempo la conformità ai requisiti del
Regolamento EMAS.
è costantemente aggiornata l’analisi ambientale;
il Direttore Generale, sulla base delle risultanze dell’audit, riesamina la politica, gli obiettivi ed il Sistema
di Gestione Ambientale.
misurare e controllare gli impatti ambientali diretti ed indiretti derivanti dalla propria attività,
valutare e controllare i rischi a cui è soggetto il personale
della Società e quello delle ditte esterne.
Nel Sistema di Gestione è prevista la ripetizione ciclica
delle fasi di Pianificazione, Attuazione e Funzionamento,
Audit (per la verifica della conformità alla Politica Ambientale e alle norme di riferimento), Controlli ed Azioni
Correttive, Riesame della Direzione.
La ripetizione continua del ciclo di azioni sopra descritto
permette il continuo miglioramento del sistema e delle
prestazioni ambientali della Centrale.
Ciascuna fase è disciplinata da specifiche procedure gestionali che determinano le azioni da svolgere, le responsabilità connesse, i documenti e le registrazioni da
produrre.
Tra le procedure gestionali in vigore vi sono:
le modalità di individuazione degli impatti ambientali e della normativa applicabile,
operare in un’ottica di continuo miglioramento delle prestazioni ambientali e della sicurezza, attraverso un attento
monitoraggio dei relativi indicatori;
individuare obiettivi e programmi di miglioramento triennali definendone priorità, tempi di attuazione, responsabilità e risorse;
promuovere l’impiego razionale ed efficiente delle risorse
energetiche, delle materie prime ed il recupero dei rifiuti;
tenere conto delle aspettative delle parti interessate e a promuovere iniziative atte a soddisfarle;
comunicare e collaborare con le comunità locali, le autorità
e le associazioni in modo chiaro e trasparente;
sensibilizzare i fornitori sugli obiettivi aziendali coinvolgendoli nel processo di miglioramento e di adesione alla
Politica.
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.
Rev. 1 del 20 Maggio 2008
Il Direttore Generale
Alberto Bigi
la gestione delle attività di formazione del personale,
la gestione delle emergenze,
la gestione delle non conformità,
l’esecuzione di verifiche e riesami del sistema,
la gestione delle imprese esterne.
12
Fig.7 - Il certificato che attesta la conformità del Sistema di Gestione Ambientale
di Energia Molise Spa alla Norma UNI EN ISO 14001.
13
La collocazione geografica della Centrale
La Centrale termoelettrica e il suo personale
Grf. 3 - ENERGIA ELETTRICA PRODOTTA ANNO 2007
dati in MWh
200.000
Sorgenia Spa si propone, in via prioritaria, di localizzare i nuovi
impianti laddove la generazione di energia elettrica in ambito
locale possa risultare elemento trainante per lo sviluppo del
territorio.
È obiettivo di Sorgenia Spa, ovunque questo risulti possibile,
sviluppare nuovi impianti perseguendo l’obiettivo di ridurre
le emissioni inquinanti dei soggetti industriali operanti nelle
aree vicine alla Centrale, attraverso la cessione di energia termica nella forma di vapore o di acqua calda.
Per Energia Molise Spa, la scelta del sito è stata dettata da
questi orientamenti e ha portato alla localizzazione della Centrale di Termoli nell’ambito del Consorzio per lo Sviluppo Industriale della Valle del Biferno, già sede di impianti industriali
e con la vocazione per ulteriori sviluppi.
L’accordo con il Consorzio prevede condizioni agevolate per
l’approvvigionamento dell’energia elettrica e incrementa la
disponibilità di gas naturale (grazie al nuovo metanodotto
che è stato realizzato per l’approvvigionamento della Centrale) favorendo l’insediamento di nuove realtà produttive.
La collaborazione con il Consorzio è già operativa con l’obiettivo di coniugare efficacemente lo sviluppo del progetto e le
necessarie azioni per la salvaguardia dell’ambiente.
Tale aspetto assume una valenza ancora maggiore in termini
di integrazione con il territorio poiché al Consorzio aderiscono, fra gli altri, il Comune di Termoli, ove è ubicata la Centrale, e i comuni limitrofi, oltre alla Provincia di Campobasso,
ed evidenzia l’attenzione che il Gruppo Sorgenia dedica, nella
propria attività, allo sviluppo di attive collaborazioni con il
territorio.
L’area di Centrale è di forma trapezoidale e di estensione pari
a circa 8 ettari con superficie pianeggiante e si trova in area
sismica zona 3 ai sensi della Ordinanza del Consiglio dei Ministri n. 3274 del 20/03/2003.
L’area sulla quale è stata costruita la Centrale era dotata di
una propria rete di adduzione, trattamento e distribuzione di
acqua grezza, mentre per le connessioni con la rete elettrica
e con quella del gas naturale sono state necessarie le costruzioni di un elettrodotto di circa 15 km fino alla sottostazione
elettrica di Larino, sita lungo la linea Foggia-Villanova, e di un
metanodotto della lunghezza di circa 14,6 km che unisce il
metanodotto San Salvo – Biccari alla Centrale.
Nel caso dell’elettrodotto, il progetto ed il relativo iter autorizzatorio, compresa la valutazione di impatto ambientale a livello regionale (ai sensi della LR 24 marzo 2000, n 21) sono
stati svolti con procedura parallela a quella necessaria alla
realizzazione della Centrale.
Per il metanodotto non sono state previste procedure di Valutazione di Impatto Ambientale data l’entità limitata dell’opera.
La Centrale è stata costruita all’interno di un’area industriale
di proprietà del Consorzio di Sviluppo Industriale della Valle
del Biferno e dista circa 6 km (in direzione sud) dal centro cittadino di Termoli, circa 3,5 km dal centro abitato di Campomarino (in direzione nord–est) e circa 2,5 km da quello di
Portocannone (in direzione sud–est).
L’insediamento industriale comprende industrie operanti in
vari settori (chimica fine, alimentare, meccanica, gomma e
plastica, ecc.) ed ha attualmente un grado di saturazione inferiore a 2/3.
La Centrale è raggiungibile dalla Strada Statale n° 87 Sannitica, che costeggia la zona industriale, collegando Campobasso alla Strada Statale n° 16 Adriatica, che scorre ad est
dell’area industriale, ad una distanza di ca. 4,5 km dal sito in
oggetto. Il collegamento autostradale è assicurato dal casello
di Termoli della A14 Bologna - Canosa posto a 4 km dal sito
in direzione nord.
14
La Centrale, della potenza elettrica complessiva di circa 770 MW,
è situata in Contrada Rivolta del Re all’interno della Zona Industriale A del Comune di Termoli (CB) ed è in funzione dal 2006.
Del tipo a ciclo combinato, è composta da due unità identiche
che producono energia elettrica e vapore utilizzando come combustibile esclusivamente il gas naturale proveniente da un metanodotto dedicato della lunghezza di circa 15 km.
Ogni unità è costituita da una turbina a gas della potenza di
circa 250 MW e da un generatore di vapore a recupero che produce vapore sfruttando l’energia termica contenuta nei fumi
caldi espulsi dalla turbina a gas.
Il vapore, prodotto dalle due unità, confluisce in una turbina a
vapore di circa 270 MW di potenza, mentre i fumi esausti sono
convogliati in atmosfera mediante due camini posti a valle dei
generatori di vapore a recupero.
Il vapore, in uscita dalla turbina, passa nel condensatore, viene
da quest’ultimo trasformato in acqua che, attraverso un sistema
di pompaggio, viene reimmessa nel generatore di vapore a recupero per essere nuovamente trasformata in vapore e quindi in
energia elettrica.
Per la condensazione del vapore e per i servizi di raffreddamento
degli impianti ausiliari viene utilizzato come fluido di scambio termico l’acqua, fatta circolare nel circuito delle torri evaporative.
L’energia elettrica prima di essere immessa nella rete di trasmissione nazionale viene innalzata in tensione mediante dei
trasformatori che sono collegati elettricamente agli alternatori
delle turbine a gas e di quella a vapore. Il collegamento elettrico
tra la Centrale e la rete di trasmissione nazionale è garantito da
un elettrodotto dedicato della lunghezza di circa 15 km.
All’interno della Centrale è inoltre presente una caldaia ausiliaria, alimentata a gas naturale, usata esclusivamente durante la
Fig. 9 - Struttura organizzativa della Centrale di Termoli.
Personale con
sede a Milano
100.000
50.000
0
e
e
e
e
o
o
o
o
o
o
o
le
nai brai marz apri aggi iugn lugli gost embr ttobr embr embr
g
a tt
m
o nov dic
gen feb
se
Il grafico mostra l’andamento della produzione di energia elettrica delle turbine
a gas e a vapore. I mesi di maggio e di agosto sono caratterizzati da una produzione
di energia elettrica inferiore alla media in quanto si sono svolte le attività
di manutenzione generale della Centrale.
Produzione energia elettrica lorda anno 2006: 1.750 GWh.
Produzione energia elettrica lorda anno 2007: 4.265 GWh.
fase di avviamento della Centrale, un generatore diesel di emergenza, l’impianto per la produzione dell’acqua demineralizzata
e l’impianto antincendio.
L’acqua utilizzata dalla Centrale proviene dal Consorzio di Sviluppo Industriale della Valle del Biferno mentre l’acqua reflua
viene inviata al depuratore del Consorzio stesso.
Le acque meteoriche non contaminate provenienti dai piazzali
e dai pluviali confluiscono, attraverso una vasca di raccolta, nel
canale consortile e da qui al fiume Biferno.
La supervisione e la gestione della Centrale è realizzata in una
sala controllo, sempre presidiata dal personale che è composto
nel suo insieme dal Responsabile di Centrale, dal suo vice, da tre
tecnici di manutenzione, da sei capi turno, da sei assistenti ai
capiturno, e dagli assistenti a giornata (chimico, conduttore,
amministrativo e al magazzino).
Il Servizio di Prevenzione e Protezione dai rischi è garantito dalla
presenza in Centrale del relativo Responsabile.
La figura 9 rappresenta l’organigramma della Centrale, il grafico 3
riporta la produzione di energia elettrica relativa all’anno 2007.
DIREZIONE
Direttore Generale di
Energia Molise Spa
RSPP
Responsabile
di Centrale
Assistente
amministrativo
Fig. 8 - L’ubicazione della Centrale di Termoli.
La Centrale si trova a circa 6 km dal centro abitato di Termoli, a 3,5 da quello
di Campomarino e a 2,5 da quello di Portocannone.
150.000
Ambiente
e Sicurezza
Personale con
sede a Termoli
Turbogas 1
Turbogas 2
Turbina a vapore
ESERCIZIO
- Capo turno
- Assistente
al capo turno
Vice reponsabile
di Centrale
ASSISTENTI
A GIORNATA
- Conduttore
- Chimico
MANUTENZIONE
- Meccanica
- Elettrica
- Strumentale
ASSISTENTE
AL MAGAZZINO
15
L’iter autorizzativo
La Centrale di Termoli è stata la prima Centrale termoelettrica
ad essere autorizzata attraverso la procedura stabilita dalla
Legge n° 55 del 09/04/2002 “Conversione in legge, con modificazioni, del DL del 7 febbraio 2002, n. 7, recante misure urgenti
per garantire la sicurezza del sistema elettrico nazionale”, il così
detto Decreto “Sblocca centrali”.
Proprio in quest’ottica Energia Spa (ora Energia Molise Spa) ha ottenuto, con Decreto n. 55/01/2002 rilasciato dal Ministero delle
Attività Produttive il 6 dicembre 2002, l’autorizzazione alla costruzione e all’esercizio della Centrale, anche per quanto concerne
l’autorizzazione integrata ambientale di cui alla direttiva 96/61/CE.
Tale autorizzazione è stata rilasciata anche a fronte della favorevole pronuncia di compatibilità ambientale formalizzata con
Dec/VIA/7584 del 03/09/2002 dal Ministro dell’Ambiente e
della Tutela del Territorio di concerto con il Ministro per i Beni
e le Attività culturali.
A seguito della pubblicazione del DLgs 16 gennaio 2008 n.4 "Ulteriori disposizioni correttive ed integrative del Dlgs 3 aprile 2006
n. 152”, il tempo di rinnovo dell’Autorizzazione integrata ambientale è stato ridotto, per le centrali termoelettriche, da 7 a 5 anni.
La Centrale in numeri – anno 2007
LA LEGGE N° 55 DEL 09/04/2002
nata per semplificare l’iter autorizzativo per
la costruzione di centrali termoelettriche superiori
a 300 MW termici.
È stata emessa in quanto le previsioni sulla crescita
del fabbisogno nazionale di energia elettrica
e la disponibilità di potenza di generazione segnalavano
allora una situazione di incompatibilità con
la salvaguardia della sicurezza di esercizio del sistema
elettrico.
la legge ha quindi l’obiettivo di rafforzare il parco
di generazione al fine di evitare crisi ed interruzioni
della fornitura di energia.
Per questo motivo è in corso il procedimento di rinnovo per il
quale, con comunicazione del 22/02/2008, il Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare ha indicato
ad Energia Molise di far pervenire la documentazione dell’istanza
entro il 30 agosto 2008.
4,2
67
7.313
55,21
0,139
26,95
4,49
371
0
0,879
104.473
0
50.000
71.500
i terawattora (1 terawattora = 1 miliardo di kilowattora) di energia elettrica ceduti
alla rete dalla Centrale di termoli.
Sono invece quelli consumati dalle famiglie italiane in un anno (fonte terna Spa – anno 2006).
le ore di funzionamento della Centrale di termoli nel 2007 su 8.760 ore disponibili in un anno.
il rendimento elettrico medio relativo all’anno 2007 della Centrale di termoli, dato
come rapporto tra l’energia ceduta alla rete e l’energia termica presente nel gas naturale.
i grammi di nox emessi mediamente nell’anno dalla Centrale per ogni chilowattora (kWh)
prodotto, pari ad un terzo del valore medio del parco termoelettrico nazionale.
i milligrammi di nox presenti mediamente nell’anno in ogni nm3 di fumi emessi
dal camino del tg1 (28,77 dal camino del tg2).
50 mg/nm3 è invece il limite stabilito dal decreto autorizzativo.
i milligrammi di Co presenti mediamente nell’anno in ogni nm3 di fumi emessi
dal camino del tg2 (5,50 dal camino del tg1).
30 mg/nm3 è invece il limite stabilito dal decreto autorizzativo.
i grammi di Co2 emessi per ogni kWh ceduto alla rete di trasmissione nazionale, un valore
significativamente inferiore a quello del parco termoelettrico nazionale pari a 609 g/kWh
(Fonte: elaborazione interna dati statistici terna).
i superamenti dei limiti di emissione in atmosfera stabiliti dal decreto autorizzativo.
i m3 di acqua utilizzati dalla Centrale per produrre 1 megawattora (MWh)
di energia elettrica.
i m3 di gas naturale (riferiti a condizioni standard) che mediamente vengono utilizzati
ogni ora dalla Centrale.
gli infortuni del personale della Società e di quello delle ditte che lavorano per conto
di Energia Molise Spa.
le ore lavorate dal personale di Energia Molise Spa all’interno della Centrale.
le ore lavorate dal personale delle ditte esterne.
Fig. 10 - Uno scorcio dei filtri aria della turbina a gas.
16
17
Lo schema della Centrale
F IG . 1 1 - LO S C H EM A D E L L A C E N TR A LE
FUMI
REINTEGRO
CONDENSATORE
ACQUA
INDUSTRIALE DAL
CONSORZIO
SERBATOIO
ACQUA
GREZZA
IMPIANTO
DEMI
H2O DAL
CONDENSATORE
SPURGHI
AL FINAL BASIN
H2O
ACQUA DI REINTEGRO
DELLE TORRI
EVAPORATIVE
ACQUA
POTABILE DAL
CONSORZIO
ACQUA DI LAVAGGIO
DELLE RESINE
ALLA VASCA DI
NEUTRALIZZAZIONE
FUMI
GVR
TG
ARIA
H2O DAL
CONDENSATORE
UFFICI E SALA
CONTROLLO
SPURGHI
AL FINAL BASIN
EVAPORATO
STAZIONE
RIDUZIONE
PRESSIONE
IMPIANTO DI
OSSIDAZIONE
BIOLOGICA
TV
CALDAIA
AUSILIARIA
GAS NATURALE
TORRI
EVAPORATIVE
ACQUA DI LAVAGGIO
DELLE RESINE
DELL’IMPIANTO DEMI
HCl
NaOH
- SPURGHI DAL GVR
- ALTRE ACQUE NON
CONTAMINATE
VASCA DI
NEUTRALIZZAZIONE
VASCA TORRI
CONDENSATORE
SPURGO
DELLA TORRE
EVAPORATIVA
FINAL
BASIN
ACQUE METEORICHE DI SECONDA PIOGGIA,
ACQUE METEORICHE PROVENIENTI DAI PLUVIALI E DAI PIAZZALI
AI GVR
REINTEGRO
H2O DA
SERBATOIO
ACQUA DEMI
ACQUE REFLUE
INDUSTRIALI
18
GVR
TG
ARIA
SERBATOIO
ACQUA
DEMI
AL DEPURATORE
CONSORTILE
AL CANALE
CONSORTILE
19
La planimetria della Centrale
F IG . 1 2 - L A P L A NIM E TRI A D E L L A C EN T RA LE
Piazzola stoccaggio temporaneo rifiuti
Elettrodotto
Bacino di raccolta acqua piovane
Caldaia ausiliaria
Impianto produzione aria compressa
ACQUE
PIOVANE
PULITE
Impianto demineralizzazione acque
e stoccaggio prodotti chimici
Locale antincendio
AR
O
RIV
S
GA
E
AL
R
TU
NA
Stazione arrivo gas naturale
ACQUE IN ARRIVO DAL
CONSORZIO INDUSTRIALE
Serbatoio stoccaggio acqua grezza
Stazione elettrica
Impianto disoleazione acque
Uffici
Bacino di raccolta acque reflue
Magazzino
Turbina a vapore
Sala controllo principale
Torri evaporative
ACQUE REFLUE AL
DEPURATORE CONSORTILE
Stoccaggio prodotti chimici torre evaporativa
Gruppo elettrogeno
Bunker idrogeno
25 m
50 m
75 m
100 m
Punti di emissione in atmosfera
Turbogas e GVR 1 e 2
20
21
Condizioni climatiche e meteorologiche
utilizzate per lo studio di impatto ambientale
Identificazione degli aspetti ambientali
e valutazione di significatività
Gli indicatori delle prestazioni ambientali
TEMPERATURA E PIOVOSITÀ
REGIME DEI VENTI
L’area ricade in una zona con un clima di tipo temperato, caratterizzato da bassa piovosità media annuale e temperature minime medie invernali al di sopra di 0°C. Si riportano nelle tabelle
1 e 2 i principali dati relativamente a temperatura e piovosità
ricavati dalle registrazioni dal Servizio Meteorologico dell’Aeronautica Militare presso la stazione meteorologica di Termoli.
I dati utilizzati per lo studio di impatto ambientale per il progetto
di realizzazione della Centrale sono quelli registrati dal Servizio
Meteorologico dell’Aeronautica Militare relativi alla stazione di
Termoli e riguardanti il periodo gennaio 1994 - giugno 1996.
La stazione meteorologica dell’Aeronautica Militare è situata nel
porto di Termoli all’interno della torretta del Castello Svevo, in
una posizione particolarmente esposta ai venti per la conformazione della costa, che in tale luogo si estende verso il mare,
con un promontorio che termina in un terrapieno di protezione
al porto. In prossimità di questa zona la costa si presenta orientata inizialmente lungo l’asse E-O, proseguendo quindi, dopo il
promontorio, con un’orientazione NO-SE.
Il quadro generale che emerge è caratterizzato da una prevalenza assoluta di regime di vento proveniente dai quadranti settentrionali secondo un asse generale orientato NO-SE. Tale dato
è sicuramente significativo, data la localizzazione della stazione
di rilevamento, per quanto riguarda la costa e il primo tratto
dell’entroterra La direzione del vento a bassa quota in prossimità dell’area industriale risulta soggetta all’influenza dell’orografia superficiale e presenta in corrispondenza del sito un
andamento prevalente maggiormente ruotato in direzione N-S.
Nella figura 13 sono riportati i dati relativi alla direzione dei venti
registrati presso la stazione meteorologica di Termoli.
Tab. 1 - PIOVOSITÀ MEDIA MENSILE REGISTRATA
A TERMOLI (PERIODO 1952-1994)
MESi
pioggiA (mm)
Gennaio
Febbraio
Marzo
Aprile
Maggio
Giugno
Luglio
Agosto
Settembre
Ottobre
Novembre
Dicembre
Totale
pioggiA (%)
48,01
25,90
28,70
24,93
20,66
20,39
20,23
29,59
43,00
42,43
47,65
41,24
392,72
12,22
6,60
7,31
6,35
5,26
5,19
5,15
7,53
10,95
10,80
12,13
10,50
100
Fonte: Servizio Meteorologico dell’Aeronautica Militare
Fig. 13 - DIREZIONE DI PROVENIENZA DEL VENTO
Tab. 2 - TEMPERATURE MEDIE MENSILI REGISTRATE
A TERMOLI (PERIODO 1952-1994)
MESi
Gennaio
Febbraio
Marzo
Aprile
Maggio
Giugno
Luglio
Agosto
Settembre
Ottobre
Novembre
Dicembre
Media annua
tEMp.
tEMp.
tEMp.
MiniME (°C) MASSiME (°C) MEdiE (°C)
0,97
1,20
3,19
5,91
9,90
13,74
16,20
16,63
14,42
10,14
5,40
2,70
8,4
17,74
17,67
20,49
23,25
27,96
30,95
34,55
33,98
31,00
26,50
21,38
18,62
25,3
22
8,17
8,49
10,52
13,48
17,53
21,35
24,15
24,42
21,68
17,51
12,77
9,70
15,8
Per evidenziare l’andamento delle prestazioni ambientali della
Centrale, la Direzione del Sistema di Gestione ha stabilito opportuni indicatori di prestazione che consentono di valutare
quantitativamente nel tempo sia l’andamento degli aspetti ambientali individuati sia il loro scostamento rispetto agli obiettivi
e target programmati e di gestire tempestivamente, se necessario, le idonee azioni correttive.
Per rappresentare i risultati ambientali, Energia Molise ha identificato gli indicatori ambientali e operativi riportati in tabella 3.
L’andamento nel tempo degli indicatori di prestazione è assunto
come indice del miglioramento avviato all’interno della Centrale.
Si è anche scelto, relativamente alle emissioni in atmosfera, di
riportare i dati relativi alle concentrazioni degli inquinanti confrontandola con i limiti stabiliti dagli atti autorizzativi.
Sono inoltre tenuti sotto controllo alcuni indicatori di prestazione gestionale di sistema (ore di formazione per dipendente,
numero di suggerimenti e non conformità, tempo di chiusura
delle non conformità, verifiche in campo sulle imprese), i cui andamenti nei prossimi anni forniranno utili indicazioni per il miglioramento del Sistema di Gestione.
In questa Dichiarazione Ambientale sono presenti esclusivamente gli indicatori relativi all’anno 2007, mentre quelli del 2006
non sono stati riportati in quanto inficiati da prove di funziona-
45-67,5°
0,08
0,06
292,5-315°
indiCAtorE
ASpEtti indirEtti
indiCAtorE
Emissioni in atmosfera
NOx – CO – CO2
Valore assoluto [t]
Valore riferito alla produzione
di energia elettrica [g/kWh]
Concentrazione nei fumi [mg/Nm3]
---
Qualità dell’aria
Scarichi idrici
Concentrazioni in aria [mg/Nm3]
Valore assoluto [m3]
Valore riferito alla produzione
di energia elettrica [m3/kWh]
Valore riferito all’acqua prelevata [%]
Gestione fornitori
Influenza sull’ambiente
antropico: effetti
socio-economici sulla
popolazione locale
Rifiuti
Contaminazione del terreno
Impatto acustico
Utilizzo di acqua, gas naturale,
gasolio, energia elettrica
Valore assoluto [t]
Valore assoluto [N° di eventi]
Valore assoluto [dB(A)]
Valore assoluto
Valore riferito alla produzione di energia elettrica
Utilizzo di prodotti chimici
e gas tecnici
Valore assoluto
Valore riferito all’acqua demi prodotta
Valore riferito all’acqua prelevata
Impatto visivo
Campi elettromagnetici
Gestione delle emergenze
Sicurezza e salute dei lavoratori
-Valore assoluto [micro T] o [kV]
Valore assoluto [N° eventi]
Valore assoluto [N° infortuni]
67,5-90°
0,04
0,02
270-292,5°
90-112,5°
0
247,5-270°
112,5-135°
135-157,5°
225-247,5°
202,5-225°
157,5-180°
180-202,5°
Il quadro generale che emerge è caratterizzato da una prevalenza assoluta
di regime di vento proveniente dai quadranti settentrionali secondo un asse
generale orientato NO-SE.
La direzione del vento a bassa quota in prossimità dell’area industriale risulta
soggetta all’influenza dell’orografia superficiale e presenta in corrispondenza del
sito un andamento prevalente maggiormente ruotato in direzione N-S.
La valutazione degli aspetti ambientali è stata condotta come
previsto dalle procedure del Sistema di Gestione Ambientale,
considerando le attività che ricadono nel processo di esercizio e
manutenzione.
Sono quindi stati individuati gli Aspetti Ambientali Diretti, cioè
quelli sotto il controllo gestionale della Centrale, e gli Aspetti
Ambientali Indiretti, quelli non completamente sotto il controllo della Centrale. Nella tabella seguente sono riportati gli
aspetti significativi per la Centrale.
Per tenere sotto controllo tali aspetti la Direzione svolge attività
di coordinamento tecnico – gestionale – amministrativo, mentre in Centrale si effettuano, laddove necessario, misure in
campo ed in laboratorio. Alcuni parametri sono rilevati in continuo e riportati in sala controllo. Tutti i dati rilevati in Centrale
sono oggetto di riesame da parte della Direzione e sono messi
a disposizione delle autorità competenti.
Le apparecchiature di controllo dei parametri ambientali sono
soggette a regolari tarature, ad intervalli prestabiliti.
ASpEtti dirEtti
22,5-45°
315-337,5°
L’identificazione degli aspetti ambientali
Tab. 3 - RIEPILOGO DEGLI ASPETTI AMBIENTALI DIRETTI ED INDIRETTI SIGNIFICATIVI
PER LA CENTRALE DI TERMOLI E I RELATIVI INDICATORI
N
337,5-360°
mento e/o avviamenti (data di messa a regime della Centrale:
13 settembre 2006) e quindi non rappresentativi dei parametri
di funzionamento della Centrale nella fase di pieno regime.
23
Il bilancio di massa ed enegetico
della Centrale per l’anno 2007
Gli aspetti ambientali della Centrale
ORE DI FUNZIONAMENTO 7.313
SU 8.760 DISPONIBILI
Acqua industriale:
3.654.594 m3
Nella Dichiarazione sono presenti esclusivamente
gli indicatori specifici relativi all’anno 2007
mentre quelli del 2006 non sono stati riportati
in quanto inficiati da prove di funzionamento e/o avviamenti
(data di messa a regime della Centrale 13 settembre 2006)
e quindi non rappresentativi
dei parametri di funzionamento
della Centrale nella fase di pieno regime.
Energia elettrica
prelevata dalla rete:
2.537 MWh
Scarichi idrici:
520.306 m3
Energia elettrica ceduta
alla Rete di Trasmissione
Nazionale:
4.156.061 MWh
NOx: 577,5 t
CO: 102,7 t
CO2: 1.543.093 t
Gas naturale:
763.958.726 Sm3
Rifiuti pericolosi: 8,62 t
Rifiuti non pericolosi: 140 t
Prodotti chimici:
993 t
Vapore acqueo da torri
evaporative:
3.134.988 m3
Emissioni inquinanti prodotte
Ossidi di azoto (espressi come NO2) = 150 mg/Nm3
Le emissioni in atmosfera prodotte dalla Centrale (NOx, CO e
CO2) sono dovute alla combustione del gas naturale nelle due
turbine a gas e, per una parte assai trascurabile (inferiore all’1%)
nella caldaia ausiliaria.
I punti di emissione principali sono i due camini aventi un’altezza di 55 m e un diametro interno di circa 6 m, posti a valle dei
generatori di vapore a recupero.
Grazie alla tecnologia DLN (bassa produzione di NOx) adottata sulle turbine a gas, la Centrale di Termoli presenta uno tra
i più bassi fattori di emissione di NOx allo stato attuale dell’arte.
Analogamente l’emissione di CO2, dato l’elevatissimo rendimento del ciclo combinato, è la minima oggi possibile in centrali
termoelettriche di taglia industriale.
I grafici 4, 5, 6, 7 e 8 riportano le caratteristiche qualitative e
quantitative delle emissioni in atmosfera del 2007 della Centrale di Termoli.
Ossido di carbonio (CO) = 100 mg/Nm3
Nel corso del 2007 non si è verificato alcun superamento dei
suddetti limiti.
Monitoraggio delle emissioni
Come previsto dalla normativa vigente, il controllo in continuo
delle emissioni di CO e NOx è garantito mediante due sistemi
di analisi fumi dotati di soglie di allarme.
I metodi utilizzati per il monitoraggio ed il campionamento dei
parametri ambientali significativi sono quelli indicati dalla normativa vigente.
La verifica del rispetto dei limiti di emissione nonché dell’indice
di disponibilità mensile delle medie orarie è responsabilità della
gestione operativa della Centrale ed è garantita da specifiche
procedure tecniche conformi al DLgs 03/04/2006 n.152.
A tal proposito è prevista una procedura che gestisce il flusso
delle comunicazioni con le autorità di controllo competenti in
Limiti imposti dai decreti autorizzativi
caso di indisponibilità prolungata del sistema di analisi.
La Centrale di Termoli deve rispettare i seguenti limiti di emisTutti i dati registrati ed elaborati dal sistema di acquisizione
sione al camino riferiti alle sezioni turbogas:
dati sono trasmessi ad ARPA Molise, al Consorzio InOssidi di azoto (espressi come NO2) =
dustriale e ai singoli comuni appartenenti al50 mg/Nm3
l’Unione dei comuni Basso Biferno. I dati di cui
sopra sono resi pubblici mediante il sito interOssido di carbonio (CO) = 30 mg/Nm3
Sono
i
milligrammi
di
NO
net aziendale www.sorgenia.it.
x
Tali limiti, riferiti ad una concentrazione del
presenti mediamente
Entro il 31 Marzo di ogni anno, come previsto
15% di ossigeno nei fumi anidri, sono rispettati
in un Nm3 di fumi emessi
dal
DLgs 216/06, viene effettuata da un ente di
quando la media oraria delle concentrazioni ridal turbogas 1.
verifica
accreditato la certificazione delle quote
3
levate durante il normale funzionamento delIl limite è 50 mg/ Nm .
di
CO
emesse
dalla Centrale.
2
l’impianto risulta inferiore o uguale al limite.
Le attività della Centrale inducono inoltre, emissioni
Per la caldaia ausiliaria, nelle eventuali condizioni di
in
atmosfera
legate a modesti flussi di traffico di auto e
funzionamento non di emergenza, non devono essere
mezzi
pesanti
all’esterno del sito, dovuti ai mezzi dei
superati i seguenti valori (riferiti ad una concentradipendenti,
dei visitatori, dei fornitori di beni e serzione del 3% di ossigeno nei fumi anidri):
vizi e degli appaltatori.
26,95
4,49
Sono i milligrammi di CO
presenti mediamente
in un Nm3 di fumi emessi
dal turbogas 2.
Il limite è 30 mg/ Nm3.
24
25
G L I AS P ET T I AM B IE N TAL I D E L L A C E NT R ALE
Grf. 4 - CONCENTRAZIONE DI NOx - ANNO 2007
dati in mg/Nm3
60,00
Grf. 5 - EMISSIONI ASSOLUTE E SPECIFICHE DI NOx - ANNO 2007
TG1
TG 2
Limite
t
80
t
g/kWh
g/kWh
0,200
50,00
60
0,150
40
0,100
20
0,050
40,00
30,00
20,00
10,00
0
0
e
e
e
e
o
o
o
o
o
o
o
le
g
a tt
m
o nov dic
gen feb
e
s
e
e
e
e
o
o
o
o
o
o
o
le
g
a tt
m
o nov dic
gen feb
e
s
Dal mese di maggio (manutenzione generale della Centrale) le emissioni
dei due TG si sono allineate grazie alla regolazione di alcuni parametri
della combustione.
Nel corso del 2007 non si è verificato alcun superamento del limite fissato
dalla normativa vigente.
Emissioni totali NOx anno 2007: 576.030 kg.
Emissioni totali NOx anno 2006: 149.200 kg.
Emissioni previste nel SIA: 1.504.000 kg.
Grf. 6 - CONCENTRAZIONE DI CO - ANNO 2007
Grf. 7 - EMISSIONI ASSOLUTE E SPECIFICHE DI CO - ANNO 2007
dati in mg/Nm3
35
TG1
TG 2
Limite
t
150
30
t
g/kWh
0
0,050
12
0,040
20
9
0,030
15
6
0,020
3
0,010
0
0
10
0
e
e
e
e
o
o
o
o
o
o
o
le
g
a tt
m
o nov dic
gen feb
se
e
e
e
e
o
o
o
o
o
o
o
le
g
a tt
m
o nov dic
gen feb
se
Emissioni totali CO anno 2007: 102.689 kg.
Emissioni previste nel SIA: 350.000 kg .
La concentrazione di CO si riduce soprattutto nei mesi estivi e a valle degli
interventi di regolazione dei parametri di combustione del mese di maggio.
Nel corso del 2007 non si è verificato alcun superamento del limite fissato
dalla normativa vigente.
DLN
L’incremento delle concentrazioni di inquinanti al suolo atteso
con l’esercizio della Centrale, come valutato nello studio di impatto ambientale, risulta essere poco significativo. Nonostante
ciò, al fine di verificare il reale impatto della Centrale, il Decreto
autorizzativo ha imposto, a partire da almeno un anno prima
dell’entrata in esercizio della Centrale, di realizzare delle campagne di monitoraggio della qualità dell’aria nei territori del comune di Termoli e in quelli confinanti.
Ad Energia Molise Spa, per questo aspetto sono state prescritte
le seguenti attività:
installazione e gestione di almeno due stazioni di rilevamento degli NOx, di cui una anche meteo, nei punti teorici
di massima ricaduta,
monitoraggio biologico della qualità dell’aria,
g/kWh
25
5
Adempimenti autorizzativi e impegno
di Energia Molise Spa
nel monitoraggio della qualità dell’aria
campagne di monitoraggio per il rilevamento degli inquinanti nelle aree caratterizzate da più incisive ricadute in
prossimità di zone abitate,
valutazione dell’inquinamento da ozono.
Nell’ottemperare al dettato del Decreto autorizzativo Energia
Molise si è attivata a realizzare le attività riportate di seguito.
Rete di monitoraggio
Energia Molise Spa, a partire dal 27 aprile 2005, ha attivato una
rete di monitoraggio dell’aria composta essenzialmente da tre
stazioni fisse di rilevamento la cui ubicazione e denominazione
è riportata in tabella 4. Al fine di garantire una maggiore terzietà del monitoraggio, a partire dal 1° maggio 2006, la gestione
della rete è stata affidata all’autorità di controllo (ARPA Molise)
ed i risultati sono pubblicati nel sito www.arpamolise.it.
Grf. 8 - ANDAMENTO TEMPORALE DELLE EMISSIONI DI CO2 - ANNO 2007
t
g/kWh
t
200.000
g/kWh
500
400
150.000
300
100.000
200
50.000
100
0
e
e
e
e
o
o
o
o
o
o
o
le
g
a tt
m
o nov dic
gen feb
e
s
Emissioni totali CO2 anno 2007: 1.543.091 t.
Emissioni totali CO2 anno 2006: 667.335 t.
26
0
Acronimo di Dry Low NOx.
È il sistema di combustione utilizzato nelle turbine
a gas della Centrale di termoli per contenere
le emissioni di nox .
Questo sistema è identificato dalla unione Europea
come una delle BAt (Best Available Technologies migliori tecniche disponibili), in termini di rendimenti
energetici complessivi e possibilità di contenimento
delle emissioni di inquinanti in atmosfera.
Si basa sull’ottimizzazione della geometria
e della miscelazione dell’aria e del gas all’interno
della camera di combustione in modo tale da ottenere
una combustione quanto più completa possibile,
contenendo al tempo stesso le temperature di fiamma.
Tab. 4 - UBICAZIONE DEI SITI DI MISURA
DELLE STAZIONI FISSE
dEnoMinAzionE AttivA dA
uBiCAzionE
dEl Sito
Termoli 3
01/09/05
Comune
di Portocannone
Termoli 4
17/06/05
Comune
di Campomarino
Termoli 5
27/04/05
Comune di Termoli
I siti di misura sono stati scelti tenendo conto dell’orografia del
territorio, delle condizioni meteoclimatiche, dell’ambiente naturale e della presenza delle sorgenti di emissioni inquinanti in
atmosfera attraverso l’analisi condotta nello studio di impatto
ambientale; le stazioni sono state posizionate, in accordo con
ARPA Molise, nei punti teorici di massima ricaduta degli inquinanti emessi dai camini della Centrale. La mappa con indicazione del posizionamento delle stazioni sul territorio è riportata
in figura 14.
La rete, gestita in conformità alle disposizioni di legge vigenti, è
stata realizzata secondo le prescrizioni del Decreto autorizzativo della Centrale; l’equipaggiamento delle varie stazioni è riportato in tabella 5 e tutti gli analizzatori installati rispondono
ai requisiti normativi di riferimento.
Tab. 5 - PARAMETRI MISURATI DALLE STAZIONI FISSE
no
Termoli 3
Termoli 4
Termoli 5
X
X
X
no2 nox o3
X
X
X
X
X
X
X
pM10
Co MEtEo
X
X
X
X
X
X
X
X
X
Ad integrazione delle stazioni fisse di monitoraggio descritte
precedentemente, soprattutto nel corso del primo anno di esercizio della Centrale, sono stati periodicamente utilizzati anche
dei laboratori mobili per campagne di monitoraggio, posizionati
presso gli agglomerati urbani potenzialmente esposti alle ricadute della Centrale termoelettrica.
L’esatta ubicazione dei mezzi mobili, come per le stazioni di tipo
fisso, è stata preventivamente concordata con i tecnici di ARPA
Molise in considerazione delle condizioni meteorologiche dell’area e della orografia del territorio; sono stati scelti tre diversi
siti in prossimità del centro abitato di Termoli, lungo direttrici
non coperte dalla rete di monitoraggio fissa installata. L’esatta
ubicazione dei mezzi mobili è riportato nella figura 14.
I dati rilevati in continuo sia dalle stazioni fisse che da quelle
mobili sono stati archiviati e validati dalle società fornitrici del
servizio, e inviati giornalmente all’ARPA Molise per consentire a
quest’ultima un ulteriore controllo su di essi.
PRIMA VALUTAZIONE
La prima valutazione dei dati acquisiti dalla rete di monitoraggio durante il periodo maggio 2005 – aprile 2006, ha permesso
di delineare lo stato della qualità dell’aria antecedente l’avviamento della Centrale, rappresentando un quadro sintetico, ma
completo.
In particolare per quanto riguarda il monossido di carbonio
(CO) e gli ossidi di azoto (NOx e NO2) i valori registrati sono
molto bassi, sempre inferiori ai rispettivi valori limite; per il particolato (PM10) si sono registrate concentrazioni significative
di inquinante, anche se quasi sempre i valori misurati sono risultati al di sotto dei limiti normativi, mentre per l’ozono (O3)
27
G L I AS P ET T I AM B IE N TAL I D E L L A C E NT R ALE
si è rilevata una concentrazione media nel periodo estivo molto
alta e prossima ai limiti di legge pur non facendo registrare
alcun superamento della soglia di informazione.
In conclusione le misure effettuate non hanno evidenziato significativi scostamenti rispetto a quelle registrate nelle precedenti campagne sul territorio, confermando quindi la correttezza
dei livelli di fondo degli inquinanti atmosferici riportati nello studio di impatto ambientale.
L’analisi dei dati acquisiti dalla rete di monitoraggio nel periodo
maggio 2006 – aprile 2007 non ha riscontrato cambiamenti significativi rispetto a quanto emerso nella precedente analisi effettuata antecedentemente l’avvio della Centrale; in particolare
si può affermare che, dopo l’entrata in marcia della Centrale, le
concentrazioni di inquinanti in area risultano pressoché identiche, con delle piccole variazioni dovute per lo più alle condizioni
meteoclimatiche a contorno che hanno portato a delle variazioni non di rilievo sulle concentrazioni di inquinante in area.
In conclusione si più affermare che, dopo l’entrata in marcia
della Centrale la tendenza della concentrazione degli inquinanti misurati risulta molto costante senza una particolare
tendenza all’aumentare o al diminuire.
MONITORAGGIO BIOLOGICO DELLA QUALITÀ DELL’ARIA
Detto questo, il primo studio, effettuato nel corso del 2005, ha
consentito l’iniziale conoscenza, dal punto di vista della biodiversità dei licheni epifiti, del territorio interessato dalla presenza
dell’area del Consorzio industriale di Termoli e delle aree collinari che circondano la Val Biferno.
Lo scopo raggiunto dallo studio è stato quello di disporre di un
set dettagliato di dati che è servito da base per il monitoraggio
dell’evoluzione delle condizioni ambientali del sito, nel periodo
successivo all’installazione della Centrale.
Nel corso del 2006, dopo l’entrata in esercizio della Centrale, si è effettuata la seconda campagna di monitoraggio i cui risultati non hanno evidenziato alcun peggioramento della biodiversità lichenica, confermando il giudizio espresso sulle condizioni ambientali dell’area nella
prima campagna del 2005.
Il monitoraggio biologico verrà ripetuto con cadenza annuale
ed i risultati verranno trasmessi, come già effettuato per le
prime due campagne, al Ministero dell’Ambiente e del Territorio Servizio VIA, all’APAT (Agenzia Nazionale per l’ambiente e
dei Servizi Tecnici), ed all’ARPA Molise.
I CAMPIONATORI DIFFUSIVI
Energia Molise Spa oltre ad effettuare le campagne di monitoraggio stabilite dai Decreti autorizzativi, ad integrazione e supporto dei dati delle misure di ossidi di azoto, monitorati in
continuo dalle stazioni di monitoraggio fisse e mobili, ha effettuato su propria iniziativa anche il monitoraggio della qualità
dell’aria attraverso l’utilizzo di campionatori diffusivi.
Tale metodo di misura si basa sul campionamento diretto della
specie inquinante in atmosfera su di un mezzo opportuno che si
realizza grazie alla diffusione gassosa. La peculiarità di questa
tecnica di campionamento è la possibilità di campionare in più
punti contemporaneamente allo scopo di avere una “mappatura” dell’inquinante in una determinata area.
In linea di massima i risultati ottenuti dal monitoraggio con i
campionatori diffusivi confermano quelli dalle stazioni di monitoraggio fisse e mobili.
Tab. 6 - CONFRONTO DEI VALORI MEDI ANNUI DELLE CONCENTRAZIONI DI NO 2 E PM 10 MISURATI
DALLE CABINE DI MONITORAGGIO FISSE
StAzionE di
MonitorAggio
pEriodo
di riFEriMEnto
Termoli 3
Termoli 4
Termoli 5
Limite
2005-2006
2006-2007
2005-2006
2006-2007
2005-2006
2006-2007
unità di MiSurA
µg/m3
µg/m3
µg/m3
µg/m3
µg/m3
µg/m3
µg/m3
pM10
22,09
26,47
23,55
21,50
23,28
20,71
40
no2
8,81
9,44
10,05
8,50
5,38
6,56
46
Fig. 14 - Localizzazione delle centraline di monitoraggio fisse
(contrassegnate con il simbolo della casetta) e di quelle mobili
Ad integrazione dei dati ottenuti dalla rete di monitoraggio
(contrassegnate con il simbolo dell’automobile).
Energia Molise Spa, prima dell’entrata in esercizio della Centrale,
La Centrale di Termoli è contrassegnata con il simbolo della bandierina.
ha dato l’incarico al Dipartimento di
Scienze Ambientale G. Sarfatti dell’Università degli Studi di Siena, di efS a n P ie t ro
fettuare la caratterizzazione della
qualità dell’aria mediante monitoraggio biologico basato sui licheni
epifiti, nell’area interessata dalle imM a ri ne l l e
D i fe s a G r a n d e
missioni prodotte dalla Centrale.
L’utilizzo di organismi viventi per valutare l’impatto ambientale di alcuni
fattori di stress è ampliamente appliTerm oli 5
cato nel monitoraggio dell’inquinamento e si rivela utile in quanto
all’interno di un sistema può risultare
difficile e costoso misurare tutte le
Cen tral e d i Termoli
variabili ambientali. È bene tenere
Ter mo li 4
presente che tale studio non sostituisce le misure chimico fisiche, bensì
i due strumenti si integrano allo
scopo di fornire una risposta più
completa ed efficace nell’interpreTer mo li 3
tare gli effetti di inquinamento atmosferico.
28
29
G L I A S P ET T I A M B IEN TA L I D E L LA C E NT R AL E
Scarichi idrici
Gli scarichi idrici della Centrale
e la loro gestione
delle acque inviate al depuratore consortile sono presenti nel
“Regolamento per l’immissione ed il trattamento delle acque
meteoriche e reflue, nere e tecnologiche, nelle opere e negli imLa Centrale di Termoli convoglia le proprie acque di scarico
pianti di depurazione consortili” sottoscritto il 28 gennaio 2008
presso due corpi recettori e precisamente:
dal Consorzio di Sviluppo Industriale della Valle del Biferno e da
il depuratore del Consorzio di Sviluppo Industriale della Valle
Energia Molise Spa.
del Biferno;
La
presenza di strumenti di misura installati nelle parti più siil Canale Consortile.
gnificative dell’impianto, il rispetto dei relativi piani di taratura,
la presenza di piani di analisi delle acque di Centrale, di proceNel primo corpo recettore vengono convogliate le seguenti
dure per la gestione ottimale del circuito delle acque di Cenacque di scarico:
trale, i limiti operativi assai ristretti imposti dalla
lo spurgo del circuito di raffreddamento che rapnormativa tecnica del settore alle caratteristiche delpresenta la parte preponderante di tutti gli scal’acqua utilizzata nei generatori di vapore a recurichi idrici di Centrale;
pero e l’esperienza del personale di Centrale
le acque, opportunamente neutralizzate,
garantiscono il continuo rispetto dei limiti delle
La percentuale
prodotte durante i lavaggi e la rigeneraacque convogliate al Consorzio industriale.
di acqua inviata
zione delle resine dell’impianto di demineal Depuratore Consortile
Per dare un’idea delle caratteristiche quantitaralizzazione dell’acqua;
rapportata a quella
tive e qualitative delle acque scaricate al depuprelevata.
le acque non contaminate in uscita dall’imratore consortile si è scelto di riportare il grafico
pianto di disoleazione;
9 e la tabella 7.
le acque sanitarie trattate in uscita dall’impianto
Nel secondo corpo recettore, il canale consortile,
di trattamento biologico;
vengono convogliate le acque meteoriche non contaminate provenienti esclusivamente dai piazzali e dai pluviali (quelle
i blow down dei generatori di vapore a recupero.
potenzialmente contaminate confluiscono direttamente nell’impianto di disoleazione dedicato).
Ad eccezione dello spurgo del circuito di raffreddamento, le altre
Al fine di garantire la pulizia di queste acque, la Centrale è dotata
acque, prima di essere inviate al depuratore consortile, vengono
di una vasca in grado di separare le acque di prima pioggia poconvogliate e raccolte in un bacino di raccolta.
tenzialmente contaminate da eventuali tracce di olio, convoNella figura 16 viene riportato lo schema esemplificativo del cirgliarle nell’impianto di disoleazione e infine far confluire quelle
cuito delle acque inviate al depuratore del Consorzio.
pulite di seconda pioggia direttamente al canale consortile.
Le norme per la gestione degli scarichi ed i limiti dei parametri
14,2
Grf. 9 - ANDAMENTO TEMPORALE DELLE ACQUE INVIATE
AL DEPURATORE CONSORTILE - ANNO 2007
dati in m3
Fig. 16 - SCHEMA SEMPLIFICATO DEL CIRCUITO DELLE ACQUE REFLUE
INVIATE AL DEPURATORE CONSORTILE
80.000
60.000
40.000
Eluati
da impianto
demi
Dreni
caldaie
Acque non
contaminate
da impianto
trattamento
biologico
TORRE
EVAPORATIVA
Acque non
contaminate
da impianto
disolezione
Spurgo acqua
di torre
20.000
0
e
e
e
e
o
o
o
o
o
o
o
le
g
a tt
m
o nov dic
gen feb
se
La quantità d’acqua inviata al depuratore si riduce, oltre che nei mesi
di fermata impianto (maggio), anche nei mesi invernali quando le condizioni
atmosferiche permettono la gestione dell’impianto di raffreddamento
con un minor quantitativo di acqua spurgata dalla torre evaporativa.
413.665 m3
(79,5 %)
FINAL BASIN
106.640 m3
(20,5 %)
520.306 m3
(100,0 %)
IMPIANTO DI DEPURAZIONE
CONSORZIO INDUSTRIALE
La maggior parte delle acque (quasi l’80%) proviene dal circuito
di raffreddamento dell’impianto.
Fig. 17 - Vista notturna della Centrale di Termoli.
Tab. 7 - ANALISI DELLE ACQUE CHE CONFLUISCONO
NEL DEPURATORE DEL CONSORZIO INDUSTRIALE
DELLA VALLE DEL BIFERNO
Parametro
Unità
di misura
Limite (*)
Valore
misurato (**)
Solidi sospesi
BOD5
COD
Ph
Solfati
mg/l
mg/l
mg/l
mg/l
mg/l
400
500
1.000
5.5-9.5
2.000
16,3
22,5
57,0
7,3
1.654
(*)
Limiti stabiliti dal Regolamento per l’immissione ed il trattamento delle acque meteoriche e reflue, nere e tecnologiche, nelle reti e negli impianti di depurazione consortili –
Termoli 28 gennaio 2008.
(**)
Media annua dei valori misurati mensilmente dalla società a cui è stato affidato
il contratto di global service delle acque di Centrale.
30
Fig. 15 - In primo piano la stazione di arrivo del gas naturale, in secondo piano
la sala macchine e sullo sfondo i camini.
31
Rifiuti
Contaminazione del terreno
La maggior parte dei rifiuti prodotti dalla Centrale di Termoli
non deriva direttamente dal processo produttivo, ma piuttosto
dalle attività legate ad interventi di pulizia e manutenzione che
sono di tipo episodico. È obiettivo di Energia Molise Spa orientarsi verso una graduale riduzione della produzione di rifiuti e
alla massimizzazione del loro recupero.
Per garantire uno stoccaggio dei rifiuti all’interno della Centrale
in conformità alla normativa di riferimento, si è realizzata una
piazzola dedicata al deposito temporaneo dei rifiuti dotata di
cassoni identificati con il codice identificativo CER per garantire
la corretta separazione dei rifiuti per categorie omogenee.
Il deposito temporaneo dei rifiuti pericolosi (essenzialmente piccoli quantitativi di olio, stracci e materiali assorbenti sporchi d’olio,
batterie esauste) è munito di tutti gli opportuni accorgimenti tali
da impedire qualsiasi forma di inquinamento ambientale.
L’implementazione di procedure gestionali e istruzioni operative, l’adozione di un software dedicato, la continua sensibilizzazione del personale di Centrale e di quello delle ditte esterne
garantisce la corretta gestione dei rifiuti dalla fase di stoccaggio
e raccolta fino alla fase di smaltimento.
I rifiuti prodotti nel corso del 2007 dalla Centrale sono riportati
nelle tabelle 8 e 9, mentre un loro raggruppamento per destinazione di smaltimento e per pericolosità è riportata nei grafici
10 e 11.
La raccolta, il trasporto e lo smaltimento di tutti i rifiuti prodotti dalla Centrale è effettuato da società regolarmente autorizzate. Per quanto riguarda la destinazione dei rifiuti, viene
richiesto, ove possibile, di privilegiare il recupero ed il trattamento.
Parte dei rifiuti prodotti nelle attività di manutenzione dai fornitori vengono smaltiti dai fornitori stessi, che sono quindi responsabili di tutte le fasi di gestione del rifiuto. Al fine di
sensibilizzare i fornitori sugli obiettivi aziendali e coinvolgerli nel
processo di miglioramento e di adesione alla Politica della Centrale, periodicamente vengono svolte verifiche in campo a cura
del personale della Centrale.
È compito del personale dipendente riferire alla direzione su
eventuali anomalie riscontrate nei comportamenti, che contrastino con la Politica Ambientale e della Sicurezza di Energia
Molise.
Premessa sulle condizioni del suolo
e della falda
Il terreno sul quale è stata costruita la Centrale di Termoli era destinato ad uso agricolo ed ha un’estensione di circa 65.000 m2.
Le indagini di caratterizzazione del terreno e della falda effettuate
in occasione dello studio di impatto ambientale hanno escluso
qualsiasi forma di contaminazione del suolo e della falda. La costruzione della Centrale non ha richiesto alcun intervento ne di
bonifica ambientale né tanto meno di ripristino ambientale.
Dalla data di inizio cantiere ad oggi non si sono verificati fenomeni di contaminazione del terreno e della falda.
La situazione attuale
Attualmente il rischio di contaminazione del terreno e della
falda è associato alla presenza all’interno dell’area di Centrale di
Tab. 10 - CENSIMENTO SERBATOI
dEnoMinAzionE
prodotto
Acido solforico
(soluzione al 98%)
Ipoclorito di sodio
(soluzione al 18%)
Acido cloridrico
(soluzione al 35%)
Soda caustica
(soluzione al 50)
Ammoniaca
(soluzione al 19%)
Inibitore di corrosione
Antincrostante
Deossigenante
Fosfati
Serbatoio olio
turbogas 1
Serbatoio olio
turbogas 2
Serbatoio olio
turbina a vapore
Serbatoio acque
lavaggio turbogas 1
Serbatoio acque
lavaggio turbogas 2
Serbatoio interrato
impurità (*) gas naturale
presso la Centrale
Tab. 8 - PRODUZIONE DI RIFIUTI NON PERICOLOSI - ANNO 2007
dEnoMinAzionE
CEr
t
dEStinAzionE
Toner per stampanti esauriti
Imballaggi in carta e cartone
Imballaggi in legno
Imballaggi in materiali misti
Imballaggi in materiali misti
Soluzioni acquose di scarto, diverse
da quelle di cui alla voce 16 10 01
080318
150101
150103
150106
150106
161002
0,01
0,42
7,78
3,98
0,38
123,1
Recupero
Recupero
Recupero
Smaltimento
Recupero
Smaltimento
Plastica
Ferro e acciaio
Totale
170203
170405
0,96
3,11
139,74
Smaltimento
Recupero
Grf. 10 - RIFIUTI NON PERICOLOSI (RIPARTIZIONE
PER TIPOLOGIA DI DESTINAZIONE)
11 %
89 %
Recupero
Discarica
Tab. 9 - PRODUZIONE DI RIFIUTI PERICOLOSI - ANNO 2007
dEnoMinAzionE
CEr
Emulsioni non clorurate
(da macchinari con oli)
130105
Scarti di olio minerale per motori
Imballaggi contenenti residui di
sostanze pericolose (fusti olio)
130205
150110
t
dEStinAzionE
1,00
3,75
0,56
Grf. 11 - RIFIUTI PERICOLOSI (RIPARTIZIONE
PER TIPOLOGIA DI DESTINAZIONE)
Recupero
Recupero
Smaltimento
Assorbenti, materiali filtranti, stracci 150202
contaminati da sostanze pericolose
0,94
Smaltimento
Altri materiali isolanti (lana di roccia) 170603
Totale
2,37
8,62
Smaltimento
44,9 %
55,1 %
Serbatoio impurità (*)
gas naturale presso
Ponte Fago
CApACità ClASSiFiCAzionE
SErBAtoio Ed EtiChEttAturA
(m3)
28
Corrosivo
33
Corrosivo
16,7
Corrosivo
6,3
Corrosivo
1
Corrosivo
3
10
1,5
1+1
21
Corrosivo
Nessuno
Irritante
Corrosivo
--
olio minerale dielettrico, olio di lubrificazione e di prodotti chimici utilizzati per trattare le acque in ingresso. Tuttavia l’analisi
delle situazioni che potrebbero determinare una contaminazione del sottosuolo ha dato esito del tutto rassicurante.
Infatti, fatta eccezione per le zone a verde, poste ad una ragguardevole distanza dalle fonti di pericolo, le aree scoperte sono
integralmente asfaltate e dunque non permeabili da liquidi accidentalmente sversati durante la loro movimentazione.
Tutti i serbatoi installati nella Centrale sono dotati di bacini di
contenimento.
Al fine di tenere sotto controllo lo stato dei serbatoi e delle vasche presenti in Centrale, il Sistema di Gestione ha previsto delle
verifiche periodiche a tali sistemi di stoccaggio.
Le linee di distribuzione dei prodotti chimici sono per la maggior
parte aeree, periodicamente controllate e manutenute.
I dispositivi di controllo ed allarme installati a bordo macchina
ed i sistemi di contenimento appositamente costruiti al di sotto
delle casse olio garantiscono, in occasione di eventuali trafilamenti, tempestivi tempi di intervento escludendo la possibilità
che l’olio possa andare a diretto contatto con il terreno.
Il Sistema di Gestione Ambientale e della Sicurezza prevede specifiche istruzioni operative, che definiscono le modalità comportamentali da tenere durante le attività di scarico dei prodotti
chimici dalle autocisterne ai serbatoi presenti in Centrale.
Nella tabelle 10 e 11 è riportato l’elenco dei serbatoi di stoccaggio dei prodotti chimici e delle vasche presenti in Centrale e
il quantitativo di olio dielettrico e di lubrificazione utilizzato rispettivamente nei trasformatori e nelle turbine.
Tab. 11 - CENSIMENTO VASCHE
21
--
25
--
36
--
36
--
3
--
9
--
dEnoMinAzionE
vASCA
Vasca raccolta acque
oleose trasformatori
Vasca di raccolta acque
di prima pioggia
Vasca raccolta acqua
piovane non contaminate
Vasca impianto di
disoleazione
Vasca di diversificazione
CApACità SoStAnzA
SErBAtoio ContEnutA
(m3)
274,5
826,4
47,5
118
61
Vasca di neutralizzazione
73
Vasca di raccolta acque
sanitarie
Bacino acqua di torre
14
5.000
Final basin
1.000
Acqua con eventuali
tracce d’olio
Acqua piovana
Acqua piovana non
contaminata
Acqua con eventuali
tracce d’olio
Acqua con eventuali
tracce d’olio
Acque provenienti
dall’impianto demi
Acque sanitarie
Acqua di
raffreddamento
Acque reflue
(*)
32
Si tratta di sostanze liquide o solide raccolte dai sistemi di filtrazione presenti sia in Centrale sia nella stazione di arrivo del gas naturale a Ponte Fago.
33
Impatto acustico
Inquadramento dell’area ed individuazione
dei ricettori sensibili
La Centrale confina a nord-ovest e a nord-est con altri stabilimenti industriali che operano a ciclo continuo, a sud e sud-est
con la Strada Comunale Bonifica n.3 di collegamento tra la
strada Provinciale 84 Diramazione adriatica e la Strada statale
16 Adriatica e a sud-ovest con una strada pubblica interna alla
zona industriale e utilizzata per l’accesso alla Centrale.
Dal punto di vista acustico, quindi, lungo i confini nord-est e
nord-ovest della Centrale non sono presenti spazi fruibili da persone e comunità, così come indicato dal DPCM del 14/11/1997.
Per quanto riguarda l’esposizione al rumore è da segnalare che
la popolazione potenzialmente esposta, vista la localizzazione in
zona industriale della Centrale, è estremamente limitata e solo
poche abitazioni isolate affacciate sul versante collinare in direzione sud-est prospiciente la Centrale possono risultare influenzate dalla Centrale.
In fase di studio di impatto ambientale è stato valutato, con
l’ausilio di modelli di simulazione, che su tre recettori abitativi,
posti tra i 750 e i 900 metri dalla Centrale sul versante collinare
in prossimità della Strada provinciale n.40, sono ampiamente
rispettati i limiti differenziali di rumore (5 db(A) in condizioni
diurne e 3 dB(A) in condizioni notturne). Come descritto di seguito, successivamente alla messa in esercizio della Centrale, le
misure effettuate nel 2007 da tecnici competenti in acustica
hanno confermato il pieno rispetto dei limiti differenziali.
Limiti acustici di riferimento e prescrizioni
Al momento della stesura della presente Dichiarazione Ambientale i Comuni di Termoli, Portocannone e Campomarino
non hanno ancora provveduto all’adozione della Zonizzazione
acustica, come previsto dalla Legge 447 del 26/10/1995; pertanto i limiti di immissione acustica sono quelli previsti dal
DPCM 01/03/1991.
In base a tale Decreto la zona in corrispondenza dei due recettori sensibili può essere classificata per quanto riguarda i
limiti assoluti di ammissibilità come “tutto il territorio nazionale” (limite diurno pari a 70 dB(A), il limite notturno è paria
a 60 dB(A)) mentre la zona all’interno dell’area industriale
come “aree esclusivamente industriali” (limiti diurni e notturni
pari a 70 dB(A)).
Il Decreto autorizzativo, accogliendo le stringenti richieste della
Regione Molise rese nel corso della procedura di valutazione di
impatto ambientale, ha inoltre imposto che nella progettazione
esecutiva dell’impianto venissero adottati accorgimenti specifici finalizzati a ridurre le emissioni sonore a livelli dell’ordine di
55 dB(A) per i confini sud-est e sud-ovest della Centrale.
Sono comunque da rispettarsi i limiti differenziali presso i recettori abitativi di 5 dB(A) di giorno e 3 dB(A) di notte.
La valutazione delle emissioni al confine di stabilimento sono oltremodo difficili a causa della presenza, nelle immediate vicinanze, di due stabilimenti industriali a funzionamento continuo.
Nonostante ciò, in via puramente indicativa, si è cercato di estrapolare il valore di emissione al confine (LS) della Centrale (misu-
Le misure di rumore
LS (Livello di rumore sorgente): è il livello di rumore dovuto alla sorgente sonora in prossimità del confine di stabilimento calcolato, con opportuni criteri, escludendo il rumore residuo
(rif. Relazione Isoambiente giugno 2007).
rato il 31 maggio e 1 giugno 2007), escludendo il rumore residuo
rilevato con la Centrale disattivata (rilievi del 10 e 11 maggio 2007);
il valore di emissione estrapolato è pertanto affetto da numerose
incertezze, oltre a quelle tipiche legate alle misurazioni, ma consente di fare una valutazione della conformità legislativa.
Tab. 13 - SINTESI DELLE MISURE EFFETTUATE IN PROSSIMITÀ DEL CONFINE DELLA CENTRALE
livElli di ruMorE CAlColAti (lS)
punto di MiSurA
poSizionE
notturno [dB(A)]
1
2
3
4
5
6
7
8
Nord-ovest
Nord-ovest
Nord-est
Nord-est
Sud-est
Sud-est
Sud-ovest
Sud-ovest
63,2
66,1
60,1
53,9
41,4
53,8
52,8
52,3
Nel mese di maggio 2007 Energia Molise ha dato incarico alla
società Isoambiente di effettuare le misure di monitoraggio al
confine e presso i recettori abitativi secondo le procedure di monitoraggio già concordate nel corso del 2006 con ARPA Molise.
Al fine di poter valutare la reale emissione della Centrale e il differenziale apportato ai ricettori sensibili le misure sono state effettuate sia con la Centrale disattivata (10 e 11 maggio 2007)
che con la Centrale in piena attività (31 maggio e 1 giugno 2007).
La tabella di seguito conferma il pieno rispetto dei limiti differenziali presso i recettori abitativi e delle emissioni al confine di
stabilimento.
diurno [dB(A)]
liMitE [dB(A)]
63,8
66,2
60,9
52,9
43,1
51,8
55,1
55,3
5
70
70
70
70
70
70
70
70
6
4
Tab. 12 - SINTESI DELLE MISURE EFFETTUATE IN PROSSIMITÀ DEI RICETTORI
poSizionE
diurno (MAggio 2007)
lr [dB(A)]
ldifferenziale [dB(A)]
lA [dB(A)]
Ricettore A
Ricettore B
Ricettore C
poSizionE
45,5
51,3
48,6
lA [dB(A)]
Ricettore A
Ricettore B
Ricettore C
45,5
0
48,2
+ 3,1
47,3
+1,3
notturno (MAggio 2007)
lr [dB(A)]
ldifferenziale [dB(A)]
47,7
49,8
46,5
49,0
47,0
48,3
- 1,3
+ 2,8
-1,7
7
liMitE [dB(A)]
5
8
3
liMitE [dB(A)]
3
Fig. 18 - La figura mostra l’ubicazione
dei punti di campionamento del rumore
durante la campagna di monitoraggio
del livello sonoro al confine della Centrale.
2
1
LA (Livello di rumore ambientale): è il livello di rumore prodotto da tutte le sorgenti di rumore esistenti in un luogo e durante un determinato tempo.
LR (Livello di rumore residuo): è il livello di rumore che si rileva quando si esclude la sorgente disturbante.
Ldifferenziale: è la differenza tra il livello di rumore ambientale e quello di rumore residuo.
34
35
Utilizzo di acqua, gas naturale, gasolio, energia elettrica
Acqua
Gas naturale e gasolio
tiva Emissions Trading 2003/87/CE. Nei grafici 13 e 14 sono riportati alcuni degli indicatori assoluti e specifici che il personale
Il gas naturale è l’unico combustibile utilizzato dalla Centrale di
di Energia Molise utilizza per tenere sottocontrollo le prestaTermoli per produrre energia elettrica.
zioni dell’impianto.
La maggior parte del gas naturale serve per alimentare le due
Il gasolio utilizzato in Centrale (inferiore a 2 t/anno) serve esclusiturbine a gas, mentre una minima parte viene utilizzata dalla
vamente per alimentare la motopompa antincendio (ducaldaia ausiliaria (per garantire le fasi di avviamento
rante le esercitazioni, le prove periodiche e in caso di
dell’impianto), dalle due caldaie per il preriscaldo
emergenza solo se si verifica un malfunzionamento
del gas naturale e dalle due caldaie per il riscalalla pompa elettrica principale) ed il gruppo elettrodamento degli ambienti.
3
Sono
gli
Sm
di
gas
geno. I quantitativi vengono tenuti sotto controllo
L’arrivo del gas naturale è garantito da un menaturale utilizzati dalla
per il calcolo delle emissioni di CO2 come stabilito
tanodotto interrato della lunghezza di 14,6 km
Centrale per immettere
dalla
direttiva Emissions Trading 2003/87/CE.
che serve per collegare la Centrale con il metasulla rete un kWh
nodotto della rete Snam. Il tracciato è riportato
di energia elettrica.
Energia elettrica
nella figura 22.
La Centrale di Termoli preleva l’energia elettrica
Il gas naturale utilizzato dalla Centrale di Termoli è
della
Rete di Trasmissione Nazionale solo durante le
soggetto a due misurazioni: la prima, di tipo fiscale,
fermate
generali
dell’impianto. In tutti gli altri casi la produpresso la stazione di consegna in località Ponte Fago; la seconda
zione interna viene parzialmente destinata agli autoconsumi
all’interno dell’area di Centrale viene utilizzata per tenere ultedella Centrale. L’energia elettrica, fornita a 380 kV, viene conriormente sotto controllo i parametri produttivi.
tabilizzata mediante contatori dedicati. L’energia elettrica preI dati misurati presso la stazione di Ponte Fago sono utilizzati
levata dalla rete nel 2007 è pari a 2.537 MWh.
per il calcolo delle emissioni di CO come stabilito dalla diret-
La Centrale utilizza l’acqua fornita dal Consorzio di Sviluppo Industriale della Valle del Biferno attraverso la rete consortile. I
suoi impieghi principali sono riassunti nello schema seguente (i
dati riportati si riferiscono all’anno 2007).
Per contenere il consumo di acqua prelevata sono state installate le migliori torri evaporative presenti sul mercato al momento della costruzione, in grado di funzionare con acqua di
circolazione ad elevata salinità garantendo un risparmio idrico
di oltre il 20% rispetto alle torri evaporative di tipo standard.
0,184
LIMITI PREVISTI
I limiti che la Centrale di Termoli deve rispettare sono quelli riportati nella Concessione per la derivazione di acqua industriale
e sono relativi al quantitativo massimo di acqua prelevata che
non deve superare il valore di 5.500.000 m3/anno. Per garantire il rispetto di tale limite è stato installato, sulla tubazione
dell’acqua in ingresso in Centrale, un contatore volumetrico la
cui lettura è inviata alla sala controllo principale e tenuta sotto
controllo dal personale di Centrale.
2
Fig. 20 - SCHEMA SEMPLIFICATO
DEGLI UTILIZZI DELLE ACQUE DI CENTRALE
Fig. 19 - Stazione di filtraggio dell’acqua prelevata.
L’acqua in ingresso prima di essere utilizzata viene filtrata mediante filtri
a cartuccia (capacità filtrante 500 micron).
ACQUA FORNITA
DAL CONSORZIO
INDUSTRIALE
Acqua prelevata
3.654.594 m3
(100 %)
Grf. 12 - ANDAMENTO TEMPORALE DELL’ACQUA PRELEVATA
DALLA CENTRALE
m3
LIMITE PREVISTO:
5.500.000 m3
m3
m3/MWh
500.000
125.462 m3
(3,4 %)
3.529.132 m3
(96,6 %)
Impianto
di raffreddamento
1,500
Fig. 21 - La stazione di misura del gas naturale della Centrale. Serve per tenere
sotto controllo in continuo le prestazioni dell’impianto.
Fig. 22 - Il tracciato del metanodotto costruito da Energia Molise Spa (rosso) che
collega il metanodotto esistente della Rete Snam (blu) e la Centrale di Termoli.
400.000
300.000
Impianto
produzione acqua
demineralizzata
m3/MWh
1,000
Grf. 13 - ANDAMENTO TEMPORALE DEL RENDIMENTO
Rendimento
DI CENTRALE - ANNO 2007
%
200.000
0,500
Consumo
specifico
75,00
Grf. 14 - ANDAMENTO TEMPORALE DEL CONSUMO
DI GAS NATURALE – ANNO 2007
100.000
e
e
e
e
o
o
o
o
o
o
o
le
g
a tt
m
o nov dic
gen feb
se
75.000
0
50,00
60.000
4.000
45.000
30.000
25,00
La quantità d’acqua prelevata si riduce, oltre che nei mesi di fermata impianto
(maggio), anche nei mesi invernali quando le condizioni atmosferiche permettono
di gestire l’impianto di raffreddamento utilizzando meno acqua.
2.000
15.000
0
e
e
e
e
o
o
o
o
o
o
o
le
g
a tt
m
o nov dic
gen feb
se
90.000
6.000
0
36
dati in 1000*Sm3
kJ/kWh
8.000
0
0
e
e
e
e
o
o
o
o
o
o
o
le
g
a tt
m
o nov dic
gen feb
se
37
Utilizzo di prodotti chimici e gas tecnici
I prodotti chimici utilizzati dalla Centrale di Termoli servono per:
trattare chimicamente le acque di raffreddamento (inibizione di fenomeni incrostanti e corrosivi e per ossidare la
componente biologica dell’acqua). I trattamenti vengono
effettuati mediante acido solforico al 98%, ipoclorito di
sodio al 14-15%, antincrostante ed inibitore di corrosione;
trattare chimicamente le acque di caldaia affinché non si
creino problemi di corrosione e incrostazione. I prodotti utilizzati per tali trattamenti sono: la soluzione di ammoniaca
al 19%, il deossigenante e i composti a base di fosfati;
neutralizzare le acque prodotte durante i lavaggi e la rigenerazione delle resine dell’impianto di demineralizzazione
dell’acqua. Il ciclo di rigenerazione delle resine viene eseguito con soluzioni di idrossido di sodio (NaOH) per le resine anioniche e di acido cloridrico (HCl) per quelle
Grf. 15 - ANDAMENTO TEMPORALE DEI PRODOTTI CHIMICI UTILIZZATI
NEL CIRCUITO DI RAFFREDDAMENTO - ANNO 2007
H SO
2
dati in t
4
cationiche. Il processo di neutralizzazione prevede l’utilizzo
di acido cloridrico e soda caustica per portare il pH dell’acqua a valori adeguati per lo scarico.
Nei grafici 15, 16, 17 e 18 sono riportati alcuni degli indicatori assoluti e specifici che il personale di Energia Molise utilizza per tenere sotto controllo i consumi dei prodotti chimici e le prestazione degli impianti di raffreddamento e di demineralizzazione dell’acqua .
La gestione dei prodotti acquistati è regolamentata da specifiche procedure operative, secondo le indicazioni contenute
nelle schede di sicurezza. La gestione degli additivi per l’acqua
di caldaia e del circuito acqua demi è a cura del servizio Global Service e dei tecnici della Centrale. Il controllo dei fornitori è assicurato dalle procedure del Sistema di Gestione
Integrato.
Grf. 17 - ANDAMENTO TEMPORALE DEI PRODOTTI CHIMICI UTILIZZATI
NELL’IMPIANTO DI DEMINERALIZZAZIONE - ANNO 2007
HCl
dati in t
NaOH
15,0
75,0
10,0
50,0
5,0
25,0
0
e
e
e
e
o
o
o
o
o
o
o
le
g
a tt
m
o nov dic
gen feb
se
Grf. 16 - CONSUMI DI H2SO4 E NaClO RIFERITI
ALL’ACQUA PRELEVATA - ANNO 2007
H2SO4
NaClO
0
e
e
e
e
o
o
o
o
o
o
o
le
g
a tt
m
o nov dic
gen feb
se
Grf. 18 - CONSUMI DI HCl E NaOH RIFERITI
ALL’ACQUA PRODOTTA - ANNO 2007
dati in g/m3
200
Oltre ai suddetti prodotti chimici la Centrale di Termoli utilizza
anche alcuni gas tecnici quali l’azoto (N2), l’anidride carbonica
(CO2), l’idrogeno (H2) e l’esafloruro di zolfo (SF6).
In particolare:
l’azoto viene utilizzato per mettere in sicurezza alcune parti
di impianto,
l’anidride carbonica come fluido estinguente e per la bonifica dei circuiti di raffreddamento degli alternatori,
l’idrogeno come fluido di raffreddamento degli alternatori
delle tre turbine,
l’esafloruro di zolfo (SF6) utilizzato come fluido isolante
nella stazione elettrica blindata.
L’utilizzo di questi gas è alquanto limitato e rende l’aspetto poco
significativo.
NaClO
100,0
Gas tecnici
Dal censimento agli impianti di condizionamento installati in
Centrale è emerso che alcune macchine contengono fluidi frigorigeni ad effetto serra, per un totale di circa 250 kg, soggetti
alle disposizioni previste dal Regolamento europeo 842/2006.
Per questi macchinari e comunque per tutti gli impianti di condizionamento installati in Centrale vengono effettuate tutte le
attività di manutenzione e controllo previste dalla normativa di
cui sopra.
La gestione di tali sostanze avviene con modalità tali da minimizzare eventuali dispersioni nell’ambiente ed effettuare il recupero del gas nel caso di manutenzioni agli impianti.
Fig. 23 - Il sistema di aspirazione dell’aria della turbina a gas.
HCl
NaOH
dati in kg/m3
1,500
150
1,000
100
0,500
50
0
e
e
e
e
o
o
o
o
o
o
o
le
g
a tt
m
o nov dic
gen feb
se
I consumi di acido solforico (H2SO4) e ipoclorito di sodio (NaClO)
diminuiscono sia in termini assoluti che in termini specifici
nei mesi freddi. L’andamento dei consumi, anche se non si evince dal
grafico, viene sensibilmente influenzato dalle caratteristiche chimiche
dell’acqua in ingresso alla Centrale fornita dal Consorzio industriale.
38
0
e
e
e
e
o
o
o
o
o
o
o
le
g
a tt
m
o nov dic
gen feb
se
I consumi di acido cloridrico (HCl) e soda caustica (NaOH) anche
se non si evince dal grafico, vengono sensibilmente influenzati
dalle caratteristiche chimiche dell’acqua in ingresso alla Centrale
fornita dal Consorzio.
39
Impatto visivo
Inquadramento generale
Questo aspetto è stato oggetto di un’analisi approfondita durante lo Studio di Impatto Ambientale della Centrale e dell’elettrodotto che la collega con la sottostazione Terna di Larino.
La definizione del bacino di visibilità dell’impianto è stata effettuata sulla base delle volumetrie di progetto degli edifici e sulla
base delle altezze degli elementi costruttivi predominanti, come
i camini e le torri di raffreddamento.
Il contesto industriale in cui è inserita la Centrale limita notevolmente l’impatto, sia nelle immediate vicinanze dell’impianto
dove il contesto industriale risulta visivamente predominante
rispetto alle altre componenti paesaggistiche, sia dai punti di
vista panoramici situati sul versante collinare a sud-est del sito,
dai quali l’impianto risulta nettamente inserito al perimetro del
contesto industriale conferendo al tessuto necessariamente
frammentato dell’area industriale una connotazione più marcata e ordinata.
La Centrale è in parte visibile da entrambi i versanti della Valle del
Biferno e da postazioni al margine dell’abitato di Portocannone.
Per quanto riguarda la rete stradale, la Centrale è visibile da un
tratto dell’autostrada A14 nella zona compresa tra l’area industriale e Campomarino, da un tratto della SS 87 tra l’autostrada
e il confine sud dell’area indagata e da un tratto della SS 647 a
sud-ovest dell’impianto.
Inoltre risulta visibile a tratti anche dalle strade minori che costeggiano l’area industriale e che risalgono sui versanti della valle.
realizzare un’opera di architettura industriale che divenisse
un segno riconoscibile sia all’interno del contesto locale,
che in ambito nazionale, diventando motivo di riconoscimento per l’attività industriale molisana.
Fig. 24 - Un particolare della sala macchine della Centrale
«…la genesi delle forme dell’insediamento è da ricercarsi nel ruolo della luce
naturale, così come nell’architettura barocca del sud Italia, le superfici si curvano
come piegate dai raggi solari e le sporgenze o le superfici lavorate trattengono la
luce e segnano le superfici con le ombre, i rivestimenti si piegano in lisce superfici
curvate o diventano ondulate e unite con la copertura tramite una curva a formare
una grande sporto in ombra».
(Fonte: Umberto Riva e Alessandro Scandurra Architetti)
Studio architettonico
Già dalle prime fasi di sviluppo e studio del progetto Energia
Molise decise di valutare la possibilità di implementare un progetto architettonico di rilievo sul progetto base oggetto dell’iter
autorizzativo.
L’idea fu quella di partire dall’architettura base dell’impianto e
di applicare un progetto architettonico che, pur non modificando la disposizione e gli ingombri di massima, si proponesse
di riorganizzare e riqualificare il contesto esistente.
Energia Molise Spa coinvolse diversi studi di architettura e indisse un concorso privato per individuare possibili soluzioni ed
idee. Gli studi preliminari e le possibili soluzioni furono anche illustrate in via informale al Ministero dei Beni Culturali Ambientai in sede di procedura VIA.
A valle dell’ottenimento dell’autorizzazione
unica e prima dell’avvio dell’attività di progettazione esecutiva, Energia Molise decise di implementare uno dei progetti presentati al concorso.
Gli obiettivi principali che Energia Molise si è preposta di raggiungere attraverso la realizzazione
del progetto architettonico sono stati i seguenti:
riqualificare e riorganizzare il contesto industriale esistente, caratterizzato principalmente dalle industrie chimiche, dando un
nuovo impulso all’area compromessa da costruzioni che non tenevano assolutamente
conto del territorio,
migliorare l’impatto ambientale del nuovo
impianto creando una relazione di integrazione delle forme tecnologiche con il paesaggio circostante,
Fig. 25 - Un disegno del progetto architettonico della Centrale
«…le superfici di rivestimento dei camini trasformano
la loro statura in oggetti simbolici, campanili di cattedrale
che segnano e orientano il territorio».
(Fonte: Umberto Riva e Alessandro Scandurra Architetti)
40
Il progetto architettonico, infine, è stato sottoposto alla Soprintendenza per i Beni Archeologici e il Paesaggio e per il patrimonio
Storico-Artistico ed Etnoantropologico del Molise per la verifica
di ottemperanza (come previsto da specifica prescrizione in sede
di VIA da parte del Ministero per i Beni e le Attività Culturali).
Torri evaporative
L’impatto visivo è prodotto esclusivamente dalla condensazione
del vapore acqueo rilasciato dalle torri di raffreddamento che
produce il caratteristico effetto nebbia.
Fig. 26 - Le torri evaporative della Centrale di Termoli.
Sono utilizzate per raffreddare l’acqua del circuito di raffreddamento.
Le condizioni di visibilità del pennacchio uscente dalle torri di
raffreddamento sono state analizzate durante lo studio di impatto ambientale ricorrendo alla metodologia proposta in
Hanna S.R., Briggs G.A., Hosker R.P., Handbook on atmospheric
diffusion, Technical information center, U.S. Department of
Energy 1982.
Dallo studio è emerso che le peggiori condizioni di visibilità del
pennacchio si verificano in presenza di calma di vento (in condizioni di vento più intenso il pennacchio tende a miscelarsi più
rapidamente con l’aria circostante e a disperdersi con maggiore
facilità), bassa temperatura ed elevata umidità relativa, condizioni tipiche delle ore notturne e delle prime ore del mattino.
Quanto predetto dallo studio è stato confermato dal reale funzionamento dell’impianto soprattutto durante il periodo autunnale ed invernale.
Al fine di minimizzare e nella gran parte dei casi eliminare l’impatto provocato dalle torri di raffreddamento, Energia Molise
ha deciso di analizzare e successivamente mettere in pratica
tutte le soluzioni tecniche disponibili sul mercato. A conclusione
dell’analisi Energia Molise ha optato per installare un vero e proprio sistema di abbattimento del plume basato su un’opportuna
miscelazione dell’aria ambiente con quella uscente dal camino
delle torri evaporative.
L’intervento, realizzato nel periodo settembre 2007-marzo 2008,
non ha comportato una variazione degli impatti ambientali in
quanto non ha modificato le prestazioni della Centrale, non ha
richiesto l’aggiunta di nessun prodotto chimico, non produce
emissioni acustiche e non ha modificato le volumetrie della
torre di raffreddamento. Vista la riduzione dei quantitativi di vapore acqueo uscente dalla sezione umida della torre, si sono ridotti, anche se in quantità assai trascurabile, i prelievi di acqua
dal Consorzio Industriale.
Fig. 27 - La Centrale di Termoli vista dalla riva di destra del fiume Biferno.
Elettrodotto
La connessione alla Rete elettrica di Trasmissione Nazionale
(RTN) è assicurata mediante un collegamento a 380 kV con inserimento in antenna sulla sottostazione elettrica esistente di
Larino, realizzato mediante la costruzione di una linea elettrica
aerea a singola terna con conduttori trinati, della lunghezza di
14,6 km, con campate di ca. 400 m.
Il progetto, ed in particolare lo studio del tracciato, sono stati
elaborati tenendo nel debito conto, fin dalle fasi preliminari, tutti
gli aspetti ambientali e territoriali anche in relazione agli adempimenti ed alle verifiche necessarie per l’ottenimento dell’autorizzazione alla costruzione ed all’esercizio della nuova opera.
Il tracciato si colloca in una fascia di minimo impatto paesaggistico complessivo, ma che, grazie ad un’attenta scelta progettuale
nella disposizione dei vertici ed alle misure di mitigazione poste in
atto nella fase realizzativa, soprattutto nella parte Centrale del
tracciato, l’aspetto si attesta su valori generalmente medio-bassi
con ampi tratti bassi e solo con qualche punta di impatto medio.
41
Inquadramento generale
Per quanto riguarda le radiazioni non ionizzanti, le emissioni significative correlabili con l’esercizio della Centrale sono soltanto quelle
derivanti dai campi elettromagnetici a frequenza di rete (50 Hz)
connessi con l’elettrodotto a 380 kV di collegamento tra la Centrale e la linea esistente, presso la sottostazione Terna di Larino.
Le emissioni specifiche degli impianti e macchinari all’interno
della Centrale non hanno alcuna rilevanza per quanto riguarda
l’aspetto ambientale e pertanto vengono trattati all’interno del
capitolo “Salute e sicurezza”.
Elettrodotto
Il tracciato, della lunghezza di 14,6 km circa, esce con orientamento sud-ovest dal portale della Stazione Elettrica annessa alla
Centrale, attraversa il fiume Biferno, entra nel territorio del Comune di Campomarino e prosegue superando la strada comunale
del Buccaro e, dopo aver attraversato le aree agricole del Buccaro,
entra nel territorio del Comune di Portocannone e prosegue fino
al collegamento con la sottostazione elettrica di Terna Spa.
L’elettrodotto, soggetto a procedura di VIA regionale, è stato
Fig. 28 - L’alternatore e sullo sfondo la turbina a vapore.
Gestione delle emergenze
progettato comparando le esigenze di pubblica utilità dell’opera
con gli interessi sia pubblici che privati, in modo da recare il
minor sacrificio possibile alle proprietà interessate e vagliando
le situazioni esistenti sui fondi da asservire rispetto anche alle
condizioni dei terreni limitrofi.
La scelta del tracciato è stata effettuata in modo tale che l’elettrodotto passasse il più lontano possibile da ambienti abitativi
e utilizzando valori di progetto sensibilmente inferiori rispetto ai
limiti di qualità stabiliti dal DPCM 08/07/03.
Come dimostrato anche dalle campagne di monitoraggio effettuate da una società esterna nel corso del mese di marzo 2007,
anche nelle condizioni più sfavorevoli (Centrale a pieno carico), il
limite di qualità è raggiunto già ad una distanza di 30 m dall’elettrodotto. Dal momento che dal rilievo del tracciato dell’elettrodotto non risulta la presenza di ricettori sensibili all’interno di una
fascia di rispetto di circa 150 m, si evince come l’elettrodotto sia
ampiamente conforme ai limiti stabiliti dalla normativa vigente.
Da quanto sopra riportato, pertanto, non sono prevedibili effetti sulla salute associati alle radiazioni non ionizzanti indotte
dall’elettrodotto.
La Centrale non detiene sostanze pericolose in quantità superiore a quelle previste dalla normativa relativa ai rischi di incidente rilevante DLgs 334/99 e s.m.i.
Per quanto riguarda invece la normativa antincendio, la Centrale è soggetta a certificato di prevenzione incendi (C.P.I.), per
le attività di “Centrale termoelettrica” e per le attività secondarie, riportate nell’elenco del DM 16.2.82 ai punti: 1, 15, 17, 3a,
6, 64 e 91. La Centrale è in possesso di C.P.I., rilasciato in data
13 settembre 2006 avente validità triennale.
Si precisa che la Centrale viene classificata ai sensi del DM
10.03.98 allegato IX par. 9.2 come “ATTIVITÀ A RISCHIO DI INCENDIO ELEVATO”.
Per indagare gli scenari incidentali più gravosi e valutare così
potenziali effetti all’esterno della Centrale termoelettrica è stata
realizzata un’accurata ANALISI DI SICUREZZA – Prima edizione
maggio 2006, all’interno della quale sono stati indagati gli scenari incidentali più gravosi, anche quelli meno probabili rispetto
a quanto indicato nello Studio di Impatto Ambientale ma più
cautelativi in termini di estensione delle conseguenze quali
quelli associati a rilasci di più rilevante entità dalle tubazioni di
gas naturale.
L’analisi di sicurezza ha portato alla individuazione di alcuni potenziali rischi di incidente, a bassissimo grado di probabilità, che
comunque presentano conseguenze che sono compatibili con le
norme sui rischi di incidente rilevante, sono confinati all’interno
della Centrale e sono gestibili dal personale dell’impianto.
Le conseguenze di tali eventi all’interno dello stabilimento
sono inoltre tali da non provocare effetti domino; le precauzioni intraprese nella progettazione consentono di poter affermare che nella fase di esercizio dell’impianto sono state
ridotte al minimo possibile le problematiche del nuovo insediamento nei confronti delle industrie a rischio rilevante adiacenti; inoltre le precauzioni intraprese nella progettazione dei
sistemi di sicurezza fanno in modo che il sistema di controllo,
di gestione e di fermata in sicurezza dell’impianto non è influenzato dai possibili eventi incidentali previsti per le attività a rischio di incidente rilevante adiacenti alla nuova
installazione.
Le possibili situazioni di emergenza che si possono originare all’interno della Centrale sono riportate nel Piano di Emergenza
all’interno del quale vengono prese in considerazione anche le
emergenze indotte dai siti limitrofi alla Centrale.
Nel documento vengono identificate e trattate le seguenti situazioni di emergenza:
Infortunio e Soccorso
Incendio / esplosione (presso la Centrale)
Fig. 29 - Un operatore durante le attività di controllo del processo produttivo.
Incendio /esplosione (presso le stazioni o il percorso del metanodotto)
Fughe di gas
Fuoriuscita di prodotti / Sostanze chimiche pericolosi (oli,
prodotti chimici)
Incidenti chimici esterni di rilievo
Emergenze ambientali:
- Superamento dei limiti di emissioni in atmosfera
- Fughe di gas (in Centrale o lungo il metanodotto)
- Fuoriuscita di prodotti / Sostanze chimiche pericolose
Calamità naturali (Terremoto, inondazioni)
Atti vandalici / attentati
Tutti gli altri scenari non riportati sopra originati da eventi
accidentali non previsti a priori
Il Piano di Emergenza, di cui tutto il personale di Centrale è informato, viene aggiornato ad ogni nuova modifica.
Annualmente vengono effettuate simulazioni sulle risposte alle
emergenze, coinvolgendo il personale della Centrale e tutti i
terzi presenti, secondo quanto previsto nel Piano di Emergenza
della Centrale.
Dalla messa in esercizio della Centrale non si sono verificate
situazioni di emergenza.
In caso di incidente ambientale, Energia Molise Spa comunicherà al Comitato – sezione EMAS, all’APAT e al verificatore ambientale accreditato 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.
43
Gli aspetti ambientali indiretti
Sicurezza e salute dei lavoratori
INQUADRAMENTO GENERALE
La sicurezza e la tutela della salute negli ambienti di lavoro rappresentano, insieme alla tutela dell’ambiente, temi prioritari di
Sorgenia Spa e quindi di Energia Molise Spa.
Proprio per questo motivo è obiettivo di Energia Molise certificare, entro il mese di dicembre 2008, il proprio Sistema di Gestione della sicurezza da un ente di verifica accreditato.
Il datore di lavoro della Centrale di Termoli ha provveduto a valutare i rischi per la salute e la sicurezza presenti nell’ambiente
di lavoro, come previsto dalla normativa vigente ed informare e
formare il proprio personale su tali rischi.
Il personale ha in dotazione i dispositivi di protezione antinfortunistica per l’espletamento delle proprie mansioni ed ha ricevuto idonea formazione al loro corretto uso.
Dalla entrata in esercizio della Centrale non si sono verificati infortuni al personale sociale e delle imprese terze.
Sono previste periodiche azioni formative sulla gestione delle
emergenze ed esercitazioni pratiche che simulano il verificarsi di
tali situazioni.
Per tutto il personale dell’impianto sono periodicamente organizzati corsi teorici ed esercitazioni pratiche con docenti interni
o esterni all’organizzazione; nel corso del 2007 e nei primi mesi
del 2008 le iniziative formative hanno impegnato per quasi 400
ore il personale sociale; il piano di formazione dell’anno 2008
si prefigge come obiettivo di superare le 600 ore (equivalenti a
30 h/uomo anno).
Tutto il personale dell’impianto è sottoposto a sorveglianza sanitaria da parte del medico competente nominato dal datore di
lavoro che, in relazione alla mansione ed ai rischi per la salute ad
essa associati, stabilisce per ciascun lavoratore idonei protocolli
di sorveglianza.
RUMORE NEI LUOGHI DI LAVORO
Il rumore è costantemente monitorato come previsto dalla normativa; le zone superiori ai 90 dB(A) sono segnalate da apposita
cartellonistica.
I nuovi cicli combinati sono garantiti dai costruttori con una entità di emissione sonora inferiore a 85 dB(A). Tutte le apparecchiature il cui funzionamento genera valori superiori (ad
esempio turbine a gas, pompe di alimentazione delle caldaie)
sono confinate in appositi cabinati; l’accesso ai cabinati è regolamentato con procedure per tutelare i lavoratori.
Le figure professionali che operano nella Centrale sono quindi
esposte a valori variabili in funzione della tipologia del lavoro
svolto, ma non esistono comunque situazioni di esposizione
giornaliera superiore a 85 dB(A).
44
Tab. 14 - SINTESI DEI LIVELLI DI RUMORE RILEVATI
DURANTE LA CAMPAGNA DI MISURA DEL MARZO 2007
FigurE
n. AddEtti
livElli Sonori
rilEvAti
lEX,8h dB(A)
Capo Turno
Operatore in Turno
Assistente giornaliero
chimico
6
6
1
60,3
83,4
79,7
Assistente
Manutenzione
4
82,9
Assistente giornaliero
conduttore
1
82,9
Responsabile Centrale
RSPP
Amministrativo
1
1
1
58,7
80,3
58,0
Nel marzo 2007 è stata condotta una campagna di rilievi fonometrici sull’intera area della Centrale. In tabella 14 è indicato il
numero, suddiviso per unità, delle persone esposte alle diverse
soglie di rumore sulla base dei risultati dei rilievi effettuati.
CAMPI ELETTROMAGNETICI NEI LUOGHI DI LAVORO
Dalle caratteristiche riportate dall’impianto di produzione e distribuzione di energia elettrica le sorgenti dei campi elettrici e
magnetici sono fondamentalmente costituite da cavi AT aerei,
cavidotti AT, MT e BT, quadri di alimentazione e di comando di
macchine elettriche (sezionatori, interruttori, inverter, convertitori ecc.), generatori elettrici, motori elettrici.
Per quanto concerne il rischio da campo elettrico, questo è rilevante solo nelle vicinanze degli elettrodotti AT (380 kV), e
quindi prevalentemente negli ambienti esterni, in particolare
nell’area da dove ha origine l’elettrodotto a 380 kV di uscita
dalla sottostazione elettrica della Centrale.
Per i campi magnetici le principali sorgenti sono da individuare
fra i cavi relativi a linee di potenza attraversate da grosse portate di corrente che alimentano i servizi della Centrale o i cavi in
uscita dai generatori diretti ai trasformatori elevatori di tensione.
La frequenza dei campi elettrici e magnetici generati da macchine elettriche e linee di distribuzione di energia elettrica oltre
ad essere bassa può ritenersi praticamente costante nell’intorno
stretto dei 50 Hz con prevalenza della sola armonica principale.
La campagna di misura condotta da una società esterna nel
corso dei primi mesi del 2008, ha mostrato che i valori misurati
rientrano ampiamente sotto i valori di attenzione previsti dal
Dlgs 257/2007 (500 µT per il l’induzione magnetica e 10 kV/m
per il campo elettrico).
INQUADRAMENTO GENERALE
In base ai criteri individuati da regolamento CE 761/2001 sono
stati analizzati quegli aspetti ambientali, determinati da attività
indirette indotte dall’impianto, per le quali l’organizzazione non
ha (o ha solo in parte) il controllo gestionale; per determinare
la significatività di tali aspetti si è valutato se l’impatto ambientale collegato:
è oggetto di disposizioni di legge vigenti oppure di prevedibili evoluzioni normative;
genera o può generare conseguenze ambientali oggettivamente rilevabili;
riguarda obiettivi strategici della Politica ambientale dell’organizzazione;
genera o può generare conseguenze economiche rilevanti;
è oggetto della sensibilità sociale delle parti interessate.
Sono pertanto risultati aspetti ambientali indiretti significativi:
i comportamenti ambientali di fornitori ed appaltatori che
con i loro prodotti e servizi interagiscono con le attività dell’impianto;
l’influenza sull’ambiente antropico: effetti socio-economici
sulla popolazione locale ed il rapporto con il territorio.
Comportamenti ambientali dei fornitori
L’utilizzo di fornitori di beni e servizi che sono necessari per lo
svolgimento della normale operatività è un aspetto indiretto di
particolare importanza.
Le procedure del Sistema di Gestione della Centrale di Termoli,
prevedono che siano utilizzati solamente fornitori qualificati.
Nel processo di qualifica, viene tenuto in considerazione il comportamento ambientale degli appaltatori e dei subappaltatori
durante le attività in campo. In occasione dei rinnovi contrattuali ogni fornitore viene valutato anche dal punto di vista della
salvaguardia dell’ambiente e della sicurezza nelle proprie attività
mediante schede di feed-back.
A tutti gli appaltatori viene consegnata la Politica Ambientale e
della Sicurezza della Centrale prima dell’inizio dei lavori.
Di seguito sono indicate le tipologie di forniture e servizi per i
quali si ricorre a società terze:
Prestazioni meccaniche, elettrostrumentali ed edili: tutte
le attività che non possono essere eseguite da personale
aziendale sono affidate a società terze.
Gestione rifiuti: è effettuata tramite una società terza e prevede a livello contrattuale clausole per favorire il recupero
rispetto allo smaltimento. Nel sevizio è compresa anche
l’organizzazione del trasporto.
Gestione scarichi idrici: come descritto nel documento gli
scarichi idrici della Centrale sono inviati al depuratore del
Consorzio industriale della Valle del Biferno.
Analisi Acque: una società terza specializzata provvede all’esecuzione del servizio di global service delle acque di Centrale.
Approvvigionamento combustibili: Eni Divisione Gas &
Power è il fornitore di gas naturale tramite metanodotto.
La qualità del gas approvvigionato è monitorata con appositi analizzatori in continuo.
Approvvigionamento chemicals: l’approvvigionamento di
chemicals avviene in cisternette da 1 m3 o in autocisterne
da 20 m3.
Controllo analizzatori fumi: le ditte specializzate eseguono
il calcolo dell’indice di accuratezza relativa e la verifica della
linearità della strumentazione da campo ai sensi della normativa vigente.
Prestazioni controlli non distruttivi: i controlli non distruttivi
(previsti o meno dalla normativa vigente e dai quali si desume
la bontà dello stato delle apparecchiature e di alcune lavorazioni come le saldature) sono eseguiti da ditte specializzate.
Controllo dispositivi antincendio: si tratta dei controlli previsti dalla normativa su tutti i presidi fissi di rilevazione e
spegnimento incendio. Il risultato di ciascun controllo viene
riportato su apposito registro.
Approvvigionamento acque di processo e potabile: il Consorzio per lo sviluppo industriale della Valle del Biferno fornisce l’acqua grezza per il raffreddamento.
Prestazioni residuali: si tratta di prestazioni di diversa tipologia che non comportano direttamente impatti ambientali rilevanti, pur se l’aspetto di per sé non può essere
definito trascurabile.
CLIENTI
Energia elettrica: l’energia elettrica prodotta dalla Centrale
viene venduta, in accordo alle regole del mercato, in Borsa
elettrica - IPEX (al Gestore del Mercato Elettrico), all’Acquirente Unico (AU) o direttamente a clienti idonei.
45
Dismissione dell’impianto
L’influenza sull’ambiente antropico: effetti socio-economici
sulla popolazione locale ed il rapporto con il territorio
La realizzazione della Centrale di Termoli ha avuto riflessi positivi sull’occupazione locale, in quanto il personale di Energia Molise e quello delle imprese che lavorano per suo conto, proviene
dai paesi limitrofi alla Centrale.
La continua formazione e sensibilizzazione del personale sui problemi ambientali contribuisce a fornire un’informazione efficace
alle comunità locali, grazie ad un’attiva opera di comunicazione
svolta dal personale stesso nell’area di residenza.
Nella Centrale di Termoli sono state organizzate visite di scuole
e cittadini al fine di diffondere una corretta informazione sulle
problematiche ambientali e di sicurezza degli impianti per la
produzione di energia elettrica.
Energia Molise Spa è attenta alle istanze della popolazione
locale. È ad esempio consapevole del fatto che il vapore acqueo in uscita dalle torri abbia suscitato preoccupazione
presso gli abitanti della zona, sebbene si tratti semplicemente
di vapore derivante dall’acqua utilizzata per il raffreddamento
dell’impianto.
Ha quindi provveduto ha modificare le torri di raffreddamento
in modo da non rendere visibile il vapore acqueo in uscita ed eliminare il conseguente impatto visivo.
Nell’interesse di un positivo rapporto con le comunità locali
Energia Molise, attraverso accordi volontari, intende contribuire
alla realizzazione di investimenti che comportino ricadute posi-
tive nell’area del Basso Biferno con particolare attenzione ai miglioramenti ambientali.
A tal proposito ha siglato una convenzione con l’Unione dei Comuni del Basso Biferno per contribuire con 2,5 milioni di euro
alla raccolta differenziata dei rifiuti e alla realizzazione di una
piattaforma per la valorizzazione della frazione secca.
Dati i significativi prelievi idrici dell’impianto, nonostante il funzionamento a circuito chiuso e i diversi interventi messi in atto
per ridurli, Sorgenia Spa ha firmato una convenzione anche con
il Consorzio di Sviluppo Industriale di Termoli, per realizzare un
progetto mirato a individuare e ridurre le perdite d’acqua sulla
rete idrica del consorzio stesso. L’accordo prevede anche l’installazione di un sistema di monitoraggio per l’individuazione
in tempo reale di eventuali perdite.
Al fine di contribuire ad un risparmio di energia elettrica complessivo è stato sottoscritto un accordo riguardante la fornitura
e l’installazione a titolo gratuito di dispositivi di risparmio energetico per la pubblica illuminazione dei Comuni del Basso Biferno
e del Consorzio per lo Sviluppo Industriale della Valle del Biferno.
Sono in via di definizione con gli enti preposti vari interventi di
riqualificazione paesaggistico ambientale di circa 6 ettari di terreno attorno alla Centrale, comprendenti un tratto fluviale e ripario del fiume Biferno, con ripopolamento vegetazionale e
formazione di zone umide mirate a creare nuovi habitat naturali.
Le Centrali come quella di Termoli hanno una vita di progetto di
20-30 anni dopo i quali è necessario procedere ad una ristrutturazione radicale dell’impianto.
La necessità di dismettere l’impianto può derivare da superamento
tecnologico dei componenti o del processo utilizzato e/o dal conseguente insufficiente ritorno economico della produzione o dall’evoluzione del quadro normativo e programmatico di settore.
Le aree dedicate ad impianti industriali, dopo la dismissione
degli impianti stessi hanno problemi di recupero più facilmente
gestibili di quelli relativi alle aree destinate ad insediamenti urbani. In generale gli impianti sono facilmente smontabili e le
strutture (spesso in carpenteria metallica) non presentano problemi di smontabilità o demolizione. Problematiche particolari
possono essere invece legate alla bonifica del suolo da agenti
inquinanti dispersi durante l’attività degli impianti produttivi.
Nel caso in esame non sono presenti problemi particolari per lo
smontaggio e l’allontanamento dei materiali derivanti da componenti e materiali di origine impiantistica. Tali componenti sono
per lo più costituiti da materiale riciclabili se non anche reimpiegabili in impianti analoghi dopo eventuale ricondizionamento.
Essendo previsto un cospicuo smontaggio durante la manutenzione programmata, non si prevedono particolari problemi.
Inoltre, data la natura dell’impianto e la tipologia del combustibile utilizzato, gas naturale, si può ritenere poco probabile la
necessità di bonifiche dei suoli; ciononostante al termine della
vita dell’impianto sarà eseguita una caratterizzazione del sottosuolo e della falda acquifera tale da evidenziare la necessità di
eventuali interventi di risanamento.
Il sito potrà essere restituito alla sua forma iniziale e destinato
a nuova attività produttiva o, compatibilmente con le indicazioni di pianificazione territoriale vigenti, anche ad uso agricolo.
I materiali di risulta derivanti dalla demolizione di strutture e
opere civili possono essere stimati nelle seguenti quantità:
Calcestruzzo [m3]
40.000
Acciaio di orditura [t]
4.000
Acciaio per carpenteria [t]
2.000
CALCESTRUZZO
Tali materiali sono riciclabili e/o reimpiegabili nella quasi totalità, esclusi naturalmente gli sfridi. L’acciaio di orditura può essere separato dal calcestruzzo per mezzo di recenti impianti di
frantumazione e separazione. Il calcestruzzo residuo può essere
riutilizzato in opere civili (es. riempimenti, drenaggi) o allontanato a discarica. L’acciaio così recuperato può essere venduto
come rottame per la reintroduzione nel ciclo siderurgico.
STRUTTURE IN CARPENTERIA METALLICA
Le strutture in carpenteria metallica godono della proprietà
della smontabilità, che ne consente la ricostruzione in sito idoneo in caso il mercato e l’analisi economica ne indichino la convenienza. In altra ipotesi, il ciclo siderurgico non ha difficoltà ad
46
accogliere anche grossi quantitativi di rottame di pregio. L’impatto sull’ambiente dei materiali conseguente alla demolizione
di strutture può essere quindi ricondotto ai soli effetti dell’attività di demolizione e riciclo.
STRUTTURE DI FONDAZIONE
La Centrale prevede fondazioni dirette per le strutture secondarie e fondazioni profonde in corrispondenza delle macchine
vibranti e delle strutture principali (sala macchine, caldaia, camino) realizzate con pali di diametro 80-100 cm, di lunghezza
15-20 m e platee/ travi di ripartizione sulla testa dei pali. Relativamente alle fondazioni dirette non si prevedono problematiche particolari per la loro demolizione.
Relativamente alle fondazioni profonde, risulta impossibile procedere alla loro completa rimozione. Per la riduzione dell’impatto residuo sul suolo possono essere ipotizzate due soluzioni:
l’integrazione delle palificazioni esistenti nel sistema di fondazioni del nuovo insediamento, o la scapitozzatura dei pali fino a
quote compatibili con le nuove attività (5 m dal piano di campagna nell’ipotesi più penalizzante di uso agricolo).
EFFETTI SULLA FALDA FREATICA
Il progetto dell’impianto non prevede opere interrate che possano generare discontinuità della falda freatica. Non essendo
previsti emungimenti, si può affermare che la falda non subirà
alterazioni a causa dell’impianto.
TEMPO NECESSARIO PER LA DISMISSIONE
Si può stimare che la dismissione dell’impianto necessiti di circa
un anno di attività.
AREA DI CANTIERE
L’area di cantiere occuperà l’intero lotto destinato all’impianto
per una superficie di circa 65.000 m2.
PERSONALE
L’intero ciclo di dismissione prevede l’impiego massimo di circa
200 persone. Relativamente al periodo di demolizione delle
opere civili si stima possano essere presenti fino a 100 persone.
PROBLEMI INDOTTI DALLE FASI DI DISMISSIONE SULLE
AREE LIMITROFE
Non si individuano particolari problematiche relative o rischi indotti dal cantiere di dismissione su attività limitrofe. Il posizionamento dell’impianto ai margini dell’area lato Fiume Biferno e la
zona non edificata utilizzabile come deposito e sgombero, eliminano rischi per le aree circostanti anche durante le movimentazioni per la demolizione di strutture o impianti di altezza rilevante.
Per l’allontanamento dei componenti e dei materiali di risulta,
potranno essere sfruttati anche i due rami ferroviari che perimetrano l’area. Come nella fase di costruzione, potranno essere necessari trasporti eccezionali per permettere il trasferimento delle
macchine principali dalla Centrale al vicino porto di Termoli.
47
La significatività degli aspetti ambientali
Il piano di miglioramento ambientale
aggiornato a maggio 2008
La Valutazione degli Aspetti Ambientali, elaborata secondo un
applicativo dedicato che ne definisce modalità e criteri di identificazione, è verificata e approvata dal Direttore Generale di
Energia Molise Spa.
Essa riguarda gli Aspetti Ambientale Diretti ed Indiretti.
La Valutazione degli Aspetti Ambientali permette di determinare la significatività degli impatti ambientali ad essi connessi.
La valutazione viene effettuata applicando un algoritmo numerico che tiene conto dei seguenti criteri di valutazione:
La politica di Energia Molise considera la necessità di individuare
obiettivi che consentano di raggiungere risultati operativi e gestionali migliorativi rispetto a quanto richiesto dalla normativa:
è il principio del miglioramento continuo che esprime la volontà
di operare perseguendo traguardi sempre più sfidanti.
Ogni anno la Direzione di Energia Molise Spa aggiorna ed eventualmente integra il presente Piano di Miglioramento triennale
a partire dall’esame dell’impatto delle proprie attività nel campo
della sicurezza, salute ed ambiente.
Il piano di miglioramento rappresenta uno strumento chiave
del Sistema di Gestione Ambientale e contiene la program-
conformità normativa
caratteristiche intrinseche
interventi alla fonte
vulnerabilità
indicatori di prestazione
adeguatezza dei controlli
procedure e prassi operative in essere
formazione, informazione, addestramento, coinvolgimento
situazioni di anomalia ed emergenza
segnalazione delle parti interessate
Sono stati considerati significativi gli Aspetti Ambientali aventi
un livello di significatività inferiore o uguale a L3, distinguendoli
in 3 categorie:
Livello di significatività pari a L5 e L4:
aspetti ambientali irrilevanti o poco significativi;
Livello di significatività uguale a L3:
aspetto ambientale significativo. Sono sufficienti
i controlli esistenti. Eventuali obiettivi e traguardi;
Livello di significatività pari a L2 e L1:
aspetto ambientale molto significativo. Occorre programmare interventi di miglioramento impiantistici o procedurali da inserire nel piano di miglioramento.
Nelle tabelle seguenti è riportata la significatività degli aspetti
ambientali diretti ed indiretti.
CONSIDERAZIONI A SUPPORTO DELLA VALUTAZIONE
La presenza di sistemi automatici di protezione, di dispositivi di segnalazione ed allarme, di personale formato, le procedure di emergenza periodicamente testate, gli impatti che ragionevolmente
possono essere limitati al sito industriale in esame rendono il livello di significatività sempre all’interno di valori accettabili.
Tab. 15 - SIGNIFICATIVITÀ DEGLI ASPETTI AMBIENTALI IN CONDIZIONI DI FUNZIONAMENTO NORMALE
ASpEtti AMBiEntAli
mazione degli interventi previsti e l’individuazione delle responsabilità, delle risorse e dei tempi necessari al completamento, costituendo anche lo strumento di gestione di
interventi previsti dai protocolli sottoscritti negli anni passati
con gli enti locali.
Il piano di miglioramento ambientale 2008-2010 è stato elaborato in maniera tale da rispondere adeguatamente agli aspetti
ambientali risultati significativi nella valutazione degli aspetti
ambientali.
Nella tabella seguente viene riportata la sintesi degli interventi
da attuare o in parte già attuati nel corso del 2007.
Molto SigniFiCAtivo
l1
l2
SigniFiCAtivo
l3
trASCurABilE
l4
l5
Scarichi idrici
Rifiuti
Utilizzo di risorse idriche
Uso di combustibili
Uso di prodotti chimici e gas tecnici
Impatto acustico
Impatto visivo
Gestione fornitori (aspetto indiretto)
Influenza sull’ambiente antropico (aspetto indiretto)
ASpEtti AMBiEntAli
dirEtti E indirEtti:
oBiEttivi
tArgEt
intErvEnto
tEMpi
rESponSABilità
riSorSE k€
Studio di fattibilità,
progettazione, ordini
di acquisto del materiale
e scelta della ditta a cui
affidare i lavori: attuato
nel corso del 2007.
Direttore Generale
Energia Molise Spa.
700
uSo di CoMBuStiBili – EMiSSioni in AtMoSFErA
Ottimizzazione dei consumi
di energia primaria utilizzata
complessivamente dal
Consorzio per lo Sviluppo
Industriale della Valle
del Biferno.
(Tale obiettivo permette
di ridurre le emissioni in
atmosfera complessivamente
immesse dal Consorzio).
Cessione di energia
termica sottoforma
di vapore non più
utilizzabile dalla
Centrale a Flexsys Spa
(azienda facente parte
del Consorzio
del Biferno).
La cessione di vapore
da parte di Energia
Molise permetterà
di non far più
funzionare le caldaie
di vecchia concezione
ubicate presso lo
stabilimento chimico.
Realizzazione di una
linea per il trasporto
del vapore (valore
medio della portata
di vapore 8 t/h).
Messa in opera della linea
vapore: terminata nel
mese di dicembre 2007.
Inzio fornitura vapore:
gennaio 2008.
Sarà valutata la possibilità
di recuperare come acqua
demi le condense di
ritorno dallo stabilimento
previa installazione di
opportuno impianto di
trattamento. Attualmente
tali acque sono utilizzate
dalla Centrale come
acqua grezza.
Tab. 16 - SIGNIFICATIVITÀ DEGLI ASPETTI AMBIENTALI IN CONDIZIONI ANORMALI O DI EMERGENZA
ASpEtti AMBiEntAli
Molto SigniFiCAtivo
l1
l2
SigniFiCAtivo
l3
trASCurABilE
l4
l5
Scarichi idrici
Rifiuti
Contaminazione suolo e sottosuolo
Impatto acustico
Incendio
48
49
IL PIANO DI MIGLIORAMENTO AMBIENTALE AGGIORNATO A MAGGIO 2008
ASpEtti AMBiEntAli
oBiEttivi
tArgEt
intErvEnto
tEMpi
rESponSABilità
riSorSE k€
riFiuti
Riduzione del quantitativo
di rifiuti.
Ridurre del 10%
il quantitativo
delle acque di lavaggio
turbogas (che
rappresentano circa
il 90% del rifiuti totali
prodotti).
Studio di fattibilità
per ridurre
il numero di lavaggi
del compressore
della turbina a gas.
La conclusione
dello studio di fattibilità
è prevista per il mese
di dicembre 2008.
Responsabile
di Centrale.
Risorse interne.
Eventuali azioni che
emergeranno dallo
studio verranno
realizzate
indicativamente entro
dicembre 2009.
Garantire un livello
di emissione sonora
dell’ordine dei 55 dB (A)
sul lato ingresso
Centrale.
Costruzione di una
barriera silente lato
ingresso Centrale.
La barriera avrà
un’estensione
di 85 m e un’altezza
di 2 m.
progettazione, ordini,
acquisto del materiale
affidare i lavori: attuato.
Responsabile
di Centrale.
100
Riduzione del plume
prodotto dalle torri
evaporative.
Riduzione del
pennacchio prodotto
dal vapore in uscita
dal flash tank.
Messa in funzione
di un sistema
di scambiatori
di calore acqua/aria
atti a garantire
determinate
caratteristiche
all’aria in uscita
dalle torri
evaporative.
rESponSABilità
riSorSE k€
Direttore Generale
Energia Molise Spa.
400
Direttore Generale
Energia Molise Spa.
Risorse interne
per lo studio
di fattibilità
1.200 stima
dell’investimento.
Progettazione
e messa in opera
di uno scambiatore
di calore per
il raffreddamento
delle condense.
Studio di fattibilità:
attuato.
Riduzione dello spurgo
dell’acqua di torre
di raffreddamento.
Riduzione dei quantitativi
di acqua utilizzata nelle fasi
di controlavaggio delle resine
cationiche dell’impianto
demi.
Rimuovere con
il migliore livello
di efficienza possibile
i solidi sospesi presenti
nelle acqua in ingresso
alla Centrale.
Realizzazione
di un sistema
di filtrazione
dell’acqua utilizzata
dalla Centrale
mediante
l’installazione
di filtri a sabbia.
Riduzione dei quantitativi
di acqua prelevati e di quelli
scaricati presso il depuratore
consortile.
Trattamento
e successivo recupero
delle acque in uscita
dalla Centrale.
per l’installazione
di un sistema
di trattamento delle
acque scaricate
dalla Centrale.
Emissione della specifica
tecnica propedeutica
alla richiesta di offerta
ai fornitori: maggio 2008.
Progettazione, ordini
affidare i lavori:
giugno 2008.
Realizzazione e messa
a punto della modifica:
attuato nel mese
di febbraio 2008.
Richiesta di offerta ai
fornitori: giugno 2008.
Eventuali azioni che
emergeranno dallo
studio di fattibilità
saranno realizzate entro
dicembre 2010.
SiStEMAzionE pAESAggiStiCA E vEgEtAzionAlE dEllE ArEE AdiACEnti AllA CEntrAlE
Direttore Generale
Energia Molise Spa.
2500
Realizzazione della
modifica: attuato
nel corso del mese
di febbraio 2008.
Messa in opera dello
scambiatore di calore:
dicembre 2008.
50
tEMpi
Conclusione dello studio
di fattibilità: luglio 2008.
iMpAtto viSivo
Riduzione dell’impatto visivo
prodotto dal flash tank.
Il raggiungimento di tale
obiettivo comporterà anche
un recupero di energia
termica e una riduzione
dei quantitativi di acqua
demi utilizzata.
intErvEnto
Realizzazione della
barriera: attuato
nel corso del mese
di dicembre 2007.
Realizzazione della
campagna di misure volte
alla verifica
del raggiungimento
del target prefissato:
giugno 2008.
Riduzione dell’impatto visivo
prodotto dalle torri
evaporative.
tArgEt
utilizzo dEllE riSorSE idriChE
ruMorE
Riduzione dell’impatto
acustico prodotto dalla
Centrale.
ASpEtti AMBiEntAli
oBiEttivi
Responsabile
di Centrale.
100
Migliorare l’inserimento
ambientale della Centrale.
Favorire lo sviluppo
di habitat per la fauna
e corridoi ecologici
(adeguamento alla
prescrizione formulata
dal Ministero dell’Ambiente
e della tutela del Territorio).
Miglioramento delle
caratteristiche naturali
mediante aumento
delle superfici boscate,
costituzione
di micro-habitat
per specie particolari.
Miglioramento degli
aspetti paesaggistici
mediante formazione
di siepi e filari
e interventi
di ripristino delle aree
di attraversamento
delle condotte del gas
naturale.
1. Definizione
dell’ubicazione dei
siti di intervento
2. Verifica
di ottemperanza
progetto esecutivo
opere da parte
della Regione
Molise
3. Realizzazione
interventi:
• realizzazione
di siepi lungo la
strada di bonifica
• rimboschimenti
con specie
autoctone
• riqualificazione
della fascia
vegetazionale
arboreo arbustiva riparia
• passaggi sotto le
strade per animali
• formazione
di zone umide
prefluviali.
Definita ubicazione siti
di intervento come
da Delibera di Giunta
Comune di Termoli
n.376 del 26/10/07.
Direttore Generale
Energia Molise Spa.
200
Verifica di ottemperanza
progetto esecutivo opere
da parte della Regione
Molise: prevista
per luglio 2008.
Inizio lavori:
ottobre 2008.
Fine dei lavori
di rinaturalizzazione:
marzo 2009.
Mantenimento e
manutenzione delle aree:
triennale a far data dalla
fine dei lavori.
51
ASpEtti AMBiEntAli
oBiEttivi
tArgEt
intErvEnto
tEMpi
rESponSABilità
riSorSE k€
Definizione
delle caratteristiche
dell’applicativo: attuato.
Tecnologie.
30
orgAnizzAzionE gEnErAlE dEl lAvoro
Migliorare la gestione
del processo della
manutenzione ordinaria,
straordinaria e preventiva.
Miglioramento
della fase
di programmazione,
controllo
ed ottimizzazione
di tutte le attività
di manutenzione
della Centrale.
Definizione e successiva
implementazione di un
applicativo informatico
in grado di gestire
le seguenti attività
del processo
di manutenzione:
• gestione delle scadenze
• anagrafica macchina /
impianto
• storico e analisi
statistiche e report
• stampa ed
archiviazione
• segnalazione anomalie
• permesso di lavoro.
Definizione e scelta
dell’impresa esterna che
realizzerà l’applicativo:
luglio 2008.
Realizzazione
dell’applicativo: fine
prevista dicembre 2008.
Utilizzo e successiva messa
a punto dell’applicativo:
marzo 2009.
rApporto Con il tErritorio
Realizzazione di interventi
che comportino ricadute
positive nell’area del Basso
Biferno con particolare
attenzione ai miglioramenti
ambientali.
Riduzione del
consumo di energia
elettrica destinata
alla illuminazione
pubblica dei Comuni
facenti parte
dell’Unione dei
Comuni del Basso
Biferno.
Fornitura ed
installazione a titolo
gratuito di dispositivi
di illuminazione a basso
consumo energetico
a 8 Comuni del Basso
Biferno e al Consorzio
per lo Sviluppo
Industriale.
Installazione dei dispositivi
di illuminazione:
attuata nel corso del 2007
per i Comuni limitrofi
alla Centrale.
Direttore Generale
Energia Molise Spa.
250
Miglioramento
ed innalzamento
dell’efficienza della
filiera di raccolta
differenziata della
frazione secca dei
rifiuti solidi urbani.
Erogazione di un
contributo convezionale
per un importo massimo
di 2,5 milioni di euro
al fine di sostenere i costi
per la realizzazione di
un sistema per la raccolta
differenziata nell’ambito
territoriale degli otto
comuni dell’Unione
dei Comuni del Basso
Biferno. Realizzazione
della piattaforma per
la valorizzazione della
frazione secca presente
nel rifiuto recuperato.
Stipula della convenzione
con l’Unione dei Comuni
del Basso Biferno per
la realizzazione del sistema
di raccolta differenziata:
attuata nel mese
di marzo 2008.
Responsabilità relativa
all’erogazione
del Contributo
Convenzionale:
Direttore Generale
Energia Molise Spa.
2500
Responsabilità relativa
all’erogazione
del Contributo
Convenzionale:
Direttore Generale
Energia Molise Spa.
500
Riduzione
delle perdite
d’acqua sulla rete
consortile.
52
Studio mirato
ad individuare e ridurre
le perdite d’acqua sulla
rete idrica del Consorzio
per lo Sviluppo
del Biferno.
Installazione di un
sistema di monitoraggio
per l’individuazione in
tempo reale di eventuali
perdite.
Fig. 30 - Il personale
La realizzazione è in capo
all’Unione dei Comuni
del Basso Biferno.
e pianificazione degli
interventi da attuare:
fine prevista giugno 2008.
L’installazione del sistema
di monitoraggio è in capo
all’Unione dei Comuni
del Basso Biferno.
Fig. 31 - Una vista d'insieme
53
Autorizzazioni, norme e leggi di riferimento
Aspetti di carattere generale
Autorizzazione Unica del Ministero Attività Produttive, Decreto n. 55/01/2002 del 06/12/02;
Decreto di Compatibilità di Impatto Ambientale rilasciato
dal Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e
dal Ministero per i Beni e le Attività Culturali, Dec/VIA/7584
del 03/09/2002;
Voltura Autorizzazione Unica del Ministero delle Attività
Produttive, Decreto n.55/02/03 VL (voltura da Energia Spa
a Energia Molise Spa);
DLgs 03/04/2006 n.152 Norme in materia ambientale;
DLgs. N.59 del 18/02/2005 Attuazione integrale della direttiva 96/61/CE relativa alla prevenzione e riduzione integrate dell’inquinamento.
Scarichi idrici
Concessione per lo scarico delle acque reflue e meteoriche:
contratto di utenza tra il Consorzio di Sviluppo Industriale
della Valle del Biferno e la società Energia Molise;
Regolamento per l’immissione ed il trattamento delle
acque meteoriche e reflue, nere e tecnologiche, nelle reti e
negli impianti di depurazione – 28 gennaio 2008.
Rifiuti
DLgs 27/01/92 n. 95 Attuazione delle Direttive 74/439/CEE
e 87/101/CEE relativamente alla eliminazione degli oli usati;
DM 3/08/2005 Definizione dei criteri di ammissibilità dei rifiuti in discarica.
Utilizzo di risorse
Protocollo di intesa Regione Molise – Provincia di Campobasso – Ditta Energia Molise Spa per la modalità di segnalazione ai competenti organi di vigilanza delle eventuali
situazioni di superamento dei limiti di emissione e gli interventi da attuarsi sull’impianto in tali circostanze (Deliberazione di Giunta Regionale n.542 del 3 maggio 2006);
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;
Decreto Autorizzativo DEC/RAS/013/2005: Autorizzazione
n. 1256 ad emettere gas ad effetto serra rilasciata dal Ministero dell’Ambiente e Tutela del Territorio e dal Ministero
delle Attività Produttive;
Regolamento (CE) n. 842/2006 del Parlamento Europeo e
del Consiglio del 17 maggio 2006 su taluni gas fluorurati ad
effetto serra.
DLgs 4 Agosto 1999, n.351 - Attuazione della Direttiva
96/62/CE in materia di valutazione e di gestione della qualità dell’aria;
DLgs 21 Maggio 2004, n. 183 – Attuazione della Direttiva
2002/3/CE relativa all’ozono dell’aria;
DM n° 60 del 02/04/2002 - Recepimento della Direttiva
1999/30/CE del Consiglio del 22 aprile 1999 concernente i
valori limite di qualità dell’aria ambiente per il biossido di
zolfo, il biossido di azoto, gli ossidi di azoto, le particelle e
il piombo e della direttiva 2000/69/CE relativa ai valori limite di qualità aria ambiente per il benzene ed il monossido di carbonio.
54
Concessione per derivazione di acqua industriale: contratto
di fornitura tra il Consorzio di sviluppo industriale della Valle
del Biferno e la società Energia Molise;
Contratto di somministrazione gas naturale stipulato tra
Energia Molise Spa e società fornitrice.
A U TO RI Z ZA ZI O NI, NO RM E E L EG G I D I R I FE R IM E NTO
Salute e sicurezza dei lavoratori e gestione
delle emergenze
Certificato Prevenzione Incendi rilasciato in data 13/09/06
dai VVF di Campobasso;
DM 16.2.82 Modificazioni del DM 27 settembre 1965, concernente la determinazione delle attività soggette alle visite
di prevenzione incendi;
DM 10/03/98 Criteri generali di sicurezza antincendio e per
la gestione dell’emergenza nei luoghi di lavoro;
DM 25/10/99 n. 471 Regolamento recante criteri, procedure e modalità per la messa in sicurezza, la bonifica e il ripristino ambientale dei siti inquinati;
DM 15/07/03 n. 388 Regolamento recante disposizioni sul
pronto soccorso aziendale, in attuazione dell’articolo 15,
comma 3, del DLgs 19 settembre 1994, n. 626, e successive
modificazioni;
DLgs 21 settembre 2005, n. 238 Attuazione della Direttiva
2003/105/CE, che modifica la Direttiva 96/82/CE, sul controllo dei pericoli di incidenti rilevanti connessi con determinate sostanze pericolose;
DLgs 03/04/2006 n.152 Norme in materia ambientale;
DLgs 10/04/06 n. 195 Attuazione Direttiva 2003/10/CE su
esposizione dei lavoratori ai rischi derivanti da agenti fisici
(rumore);
DLgs 19/11/2007 n.257 Attuazione della Direttiva 2004/40/CE
sulle prescrizioni minime di sicurezza e di salute relative all’esposizione dei lavoratori derivanti dagli agenti chimici
(campi elettromagnetici);
DLgs 9/4/2008 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.
Impatto acustico
DPCM 1/03/91 Limiti massimi di esposizione al rumore
negli ambienti abitativi e nell’ambiente esterno;
Legge 26/10/95 n.447 Legge quadro sull’inquinamento
acustico;
DPCM 14/11/97 Determinazione dei valori limite delle sorgenti sonore;
DLGS 19/08/05 n.194 Attuazione della Direttiva 2002/49/CE
relativa alla determinazione e alla gestione del rumore
ambientale.
DPCM 08/07/03 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 del Consiglio relativa alla limitazione dell’esposizione della popolazione ai campi elettromagnetici
da 0 Hz a 300 GHz; Raccomandazione n. 199 del 12/07/99;
DM 16 gennaio 1991 Aggiornamento delle norme tecniche
per la disciplina della costruzione e dell’esercizio di linee
elettriche aeree esterne;
Norma CEI 211-6 fascicolo 5908 : Guida per la misura e per la
valutazione dei campi elettrici e magnetici nell’intervallo di frequenza 0 Hz- 10 kHz, con riferimento all’esposizione umana.
55
Glossario
ANALISI AMBIENTALE
Esauriente analisi dei problemi ambientali,
degli effetti e dell’efficienza ambientali, relativi alle attività previste di un sito (Regolamento CE n. 761/2001 “EMAS II”).
ANIDRIDE CARBONICA (CO 2 )
Gas incolore, inodore, insapore, più pesante
dell’aria, che si forma in tutti i processi di
combustione, respirazione, decomposizione
di materiale organico, per ossidazione totale
del carbonio: è presente in atmosfera per lo
0,03% in volume ed è il reagente fondamentale per la fotosintesi clorofilliana, indispensabile alla vita vegetale. È uno dei principali
gas a effetto serra.
APAT, GIÀ ANPA
L’Agenzia per la Protezione dell’Ambiente e
per i Servizi Tecnici è stata istituita dal DLgs.
n. 300 del 30 luglio 1999, ed è nata ai sensi
del D.P.R. 207 del 8/8/2002 dalla fusione tra
l’Agenzia Nazionale per la Protezione dell’Ambiente (ANPA, che ai sensi della Legge
21 gennaio 1994, n. 61 aveva acquisito dalle
USL le competenze in materia di controlli
ambientali) e il Dipartimento per i Servizi
tecnici nazionali della Presidenza del Consiglio dei Ministri. APAT svolge attività tecnico-scientifiche di interesse nazionale per
la protezione dell’ambiente e per la tutela
delle risorse idriche e della difesa del suolo
(monitoraggio, informazione, definizione di
standard di qualità ambientale, impulso alla
ricerca di tecnologie ecocompatibili), e
svolge attività di collaborazione, consulenza, servizio e supporto alle altre Pubbliche Amministrazioni, definite con apposite
convenzioni. In particolare, APAT svolge le
funzioni di segreteria tecnica del Comitato
Ecolabel-Ecoaudit per lo svolgimento delle
istruttorie tecniche relative alla concessione del marchio Ecolabel e all’adesione al
sistema comunitario EMAS. L’APAT ha autonomia tecnico-scientifica e finanziaria, e
opera sulla base di un programma triennale,
aggiornato annualmente, che determina
obiettivi, priorità e risorse, in attuazione
delle direttive del Ministero dell’Ambiente
e della Tutela del Territorio e del Mare.
APAT è integrata in un sistema a rete, il Sistema delle Agenzie Ambientali, che conta
oggi la presenza sul territorio nazionale di
21 tra le Agenzie Regionali (ARPA) e Provinciali (APPA) costituite con apposita
Legge Regionale.
56
G LO S S A R IO
ASPETTO AMBIENTALE
Elemento di un’attività, prodotto o servizio di
un’organizzazione che può interagire con
l’ambiente.
AUDIT
Verifica ispettiva condotta da personale indipendente secondo apposite procedure, volto
alla valutazione sistematica, documentata,
periodica e obiettiva dell’efficienza dei metodi
di gestione di un’organizzazione rispetto a
norme di buona prassi di riferimento (a livello
nazionale, continentale o internazionale), grazie alla verifica della corretta attuazione di politiche e procedure operative aziendali, del
raggiungimento degli obiettivi fissati e dell’individuazione di eventuali azioni correttive.
Gli audit sul Sistema di Gestione Ambientale
e/o della sicurezza possono valutare la conformità rispetto alla Norma UNI EN ISO
14001/EMAS, coprendo le attività dell’azienda e dei suoi fornitori di beni e servizi.
CAMERA DI COMBUSTIONE
Parte di un impianto termico nella quale
viene innescata la combustione tra combustibile e aria comburente compressa ad alta
pressione, in modo da trasformare l’energia
chimica contenuta nel combustibile in energia termica. I prodotti della combustione,
chiamati “fumi”, sono immessi nell’atmosfera attraverso un camino dopo la loro
espansione in turbina.
CAMINO
Tubazione verticale utilizzata per immettere
in atmosfera ad altezza opportuna i “fumi” in
uscita dall’impianto di combustione.
CERTIFICAZIONE DEI SISTEMI
DI GESTIONE AMBIENTALE
La certificazione è una processo di verifica
operato da organismi terzi, che fornisce assicurazione scritta che il Sistema di Gestione
Ambientale è conforme, oltre che ai requisiti
di legge, a particolari standard di riferimento
volontari. Tra le norme riconosciute a livello
internazionale, l’ISO (International Organization for Standardization, organismo mondiale che sovrintende alla normazione
tecnica) ha emanato nel settembre 1996 la
serie di norme 14000 sulla Gestione Ambientale, rieditate nel dicembre 2004
(Norma UNI EN ISO 14001:2004), cui possono aderire i siti industriali.
A livello europeo, la Registrazione EMAS (Regolamento CE n.761/2001, “EMAS II”), effet-
tuata da un organismo istituzionale (Comitato
per l’Ecolabel e per l’Ecoaudit – Sezione EMAS
Italia, con sede presso l’APAT a Roma), certifica la prestazione ambientale di qualunque
organizzazione, e ne valorizza soprattutto la
comunicazione esterna attraverso la Dichiarazione Ambientale.
CICLO COMBINATO
Tecnologia impiantistica considerata una
“Migliore Tecnologia disponibile” (BAT) nel
settore dei grandi impianti di combustione
per la produzione di energia elettrica da
combustibili in forma gassosa, è basata sull’applicazione combinata di due cicli termodinamici che lavorano in due fasi successive:
nel ciclo Brayton, l’energia chimica del combustibile è trasformata in energia termica
(calore) in una turbina a gas, in cui avviene
anche una prima conversione in energia
meccanica; nel successivo ciclo Rankine, si
ha un’ulteriore trasformazione dell’energia
termica residua dei gas prodotti dalla combustione in energia meccanica nella turbina
a vapore. In entrambe le turbine, l’energia
meccanica è infine convertita in energia elettrica nel generatore.
Le centrali a ciclo combinato permettono
un uso particolarmente efficiente del combustibile, la cui energia è sfruttata a cascata
in due diverse parti dell’impianto entrambe
destinate alla generazione di energia elettrica, e consentono un limitato impatto ambientale in termini di inquinamento termico
e di emissioni inquinanti, ridotte dal minor
consumo specifico di combustibili e dalle
condizioni ottimali di combustione in termini di temperatura.
CIRCUITO DI RAFFREDDAMENTO
Circuito a ciclo aperto o chiuso, completo di
torri di raffreddamento a tiraggio forzato o
naturale, in cui scorre il fluido refrigerante
(aria, acqua dolce o acqua di mare), che nel
caso dell’acqua è poi pompato da un vasca di
raccolta verso i condensatori e gli scambiatori di servizio della Centrale.
CO (MONOSSIDO DI CARBONIO)
Gas fortemente tossico, tossico che attacca
le funzioni cerebrali e la respirazione, prodotto dalla combustione incompleta del carbonio contenuto nei combustibili fossili e nei
carburanti, provocata da temperature di
combustione troppo basse, tempo di residenza nella zona di combustione troppo
breve, e da mescolamento inefficace di combustibile e aria comburente causa di deficit
locali di ossigeno.
COGENERAZIONE
Produzione congiunta di energia elettrica e di
calore, sotto forma di vapore o acqua calda,
ulteriormente impiegato in insediamenti industriali o in reti di teleriscaldamento, realizzata in uno stesso impianto.
COMBUSTIONE
Reazione di sostanze organiche con l’ossigeno. Essa produce principalmente ossidi di
carbonio, vapore d’acqua ed energia termica.
DECRETO BERSANI
Il DLgs 16 marzo 1999 n. 79 (“Attuazione della
direttiva 96/92/CE recante norme comuni per
il mercato interno dell’energia elettrica”) è la
prima legge in materia di liberalizzazione del
settore dell’energia elettrica in Italia, stabilendo da un lato la separazione delle attività di
trasmissione dell’energia ed esercizio della
Rete di Trasmissione Nazionale, fino ad allora
in capo al monopolista ENEL, dall’altro l’apertura progressiva del mercato elettrico ai cosiddetti clienti idonei.
DISPOSITIVI DI PROTEZIONE
INDIVIDUALE (DPI)
Qualsiasi attrezzatura destinata ad essere indossata e tenuta dal lavoratore allo scopo di
proteggerlo nei confronti di uno o più pericoli
(riducendo i rischi) che potrebbero comprometterne la salute e la sicurezza durante il lavoro, nonché ogni complemento o accessorio
destinato a tale scopo.
EFFETTO SERRA
Fenomeno naturale di riscaldamento degli
strati inferiori dell’atmosfera e della superficie terrestre (analogo al funzionamento di
una serra), provocato dall’azione di schermo
esercitata da alcuni gas, “trasparenti” allo
spettro delle radiazioni solari dirette verso la
Terra ma “opachi” allo spettro delle radiazioni infrarosse emesse dalla superficie terrestre: è così impedita la dispersione del
calore terrestre, garantendo una temperatura adatta allo sviluppo delle specie animali
e vegetali (si stima sia maggiore di circa 30°
rispetto all’assenza del fenomeno). Le sostanze gassose che contribuiscono in maniera più significativa all’effetto serra sono
il vapor d’acqua, l’anidride carbonica (CO2),
il metano (CH4), il protossido di azoto (N20),
gli idrofluorocarburi (HFC), i perfluorocarburi (PFC) e l’esafluoro di zolfo (SF6).
ELETTRODOTTO
Insieme dei conduttori (cavi) e dei sostegni
(tralicci o pali) per il trasporto dell’energia
elettrica: un elettrodotto può portare più di
una linea elettrica.
EMISSIONE
Scarico di qualsiasi sostanza solida, liquida o
gassosa oppure onda sonora o elettromagnetica, introdotta nell’ecosistema, proveniente
da un impianto o da qualsiasi altra fonte che
può produrre direttamente o indirettamente
un impatto sull’ambiente.
FLASH TANK
Il flash tank è un serbatoio atmosferico che
raccoglie gli spurghi e drenaggi provenienti
dalle tubazioni di vapore principale. In fase
di avviamento dell’impianto la condensa in
arrivo al flash tank è consistente, nel normale esercizio è trascurabile. Le condense
raccolte vengono inviate al bacini di raccolta
delle acque.
GAS NATURALE
Gas inodore e incolore prodotto dalla decomposizione di materiale organico in assenza di ossigeno, in giacimenti separati o
come fase gassosa del petrolio, che si genera
anche in paludi (“gas di palude”), in discariche, e durante la digestione negli animali. È
costituito in massima parte da metano
ACRONIMI UTILIZZATI
NEL TESTO
MAP
Ministero delle Attività
produttive (oggi MSE:
Ministero dello Sviluppo
Economico)
DLgs decreto legislativo
DM
decreto Ministeriale
DPI
dispositivi di protezione
individuale
EMAS Environmental Management
and Audit Scheme
GHG greenhouse gases
(gas a effetto serra)
ISO
international organization
for Standardization
T.E.P. tonnellate equivalenti
petrolio
(dall’88% al 98%) e per il resto da quantità
variabile, a seconda dei giacimenti, di idrocarburi paraffinici superiori quali etano, propano, butano, pentano, etc.; non è tossico,
anche se alcuni pozzi generano “gas acido”
contenente solfuro di idrogeno, che deve essere trattato. Il gas naturale trova larghissime
applicazioni come combustibile fossile nell’uso domestico e nell’industria e come carburante per autotrazione. Il suo trasporto
dalle aree di produzione verso quelle di consumo avviene tramite gasdotti o sotto forma
liquefatta con navi metaniere.
GENERATORE DI VAPORE A RECUPERO
Scambiatore di calore inserito negli impianti a
ciclo combinato a valle del turbogas: le tubazioni componenti sono percorse da acqua di
processo che vaporizza assorbendo il calore
dei gas di scarico della turbina che lambiscono
le pareti esterne dei tubi.
IMPATTO AMBIENTALE
Qualunque modificazione dell’ambiente, negativa o benefica, causata totalmente o parzialmente da attività, prodotti e/o servizi di
un’organizzazione che possano interagire con
le matrici ambientali (aria, acqua, terreno, risorse naturali, flora, fauna ed esseri umani),
come l’alterazione della qualità e/o della disponibilità di una risorsa ambientale causata
da un intervento umano di consumo o di inserimento di un’opera civile o industriale in
un territorio. Per realizzare opere di grande
portata, è vincolante un giudizio preventivo
sulla compatibilità ambientale detto “Valutazione di Impatto Ambientale”.
IMPIANTO TERMOELETTRICO
“TRADIZIONALE”
Gli impianti di produzione di energia elettrica
tradizionali applicano il cosiddetto “ciclo Rankine” (o ciclo a vapore convenzionale), ciclo
termodinamico in cui l’energia chimica del
combustibile è trasformata dapprima in energia termica (calore) nella caldaia, poi in energia meccanica nella turbina a vapore e infine
in energia elettrica nel generatore elettrico.
La caldaia è l’unità centrale costituita da bruciatore e scambiatore termico, in cui viene innescata la combustione tra combustibile e
aria comburente compressa ad alta pressione:
l’energia chimica contenuta nel combustibile
è così trasformata nell’energia termica posseduta dai gas prodotti dalla combustione:
questo calore viene a sua volta ceduto all’acqua “di processo” e la trasforma in vapore.
57
G LO S S A R IO
La turbina a vapore è una macchina destinata
alla generazione di energia elettrica mediante
conversione in energia meccanica dell’energia termica posseduta dal vapore generato in
caldaia, grazie all’impatto del vapore ad alta
pressione su pale montate su un asse: un generatore collegato all’asse della turbina trasforma il suo moto rotatorio in energia
elettrica. I gas prodotti dalla combustione,
chiamati “fumi”, sono immessi nell’atmosfera
ad altezza opportuna attraverso una tubazione verticale chiamata camino, mentre il
vapore “esausto” in uscita dalla turbina viene
inviato in un condensatore destinato a ritrasformare il vapore in acqua, che viene reimmessa nel ciclo senza sprechi.
INDICATORE
Un indice (indicatore) è un qualsiasi parametro qualitativo o quantitativo destinato alla
rappresentazione sintetica di un fenomeno
complesso: in genere deriva dalla combinazione (anche in termini matematici) di più informazioni, in modo da prestarsi a valutazioni
di efficienza: ad esempio, gli indici di performance ambientale e di efficienza energetica
descrivono l’efficienza di uso delle risorse ambientali combinando osservazioni o misurazioni di emissioni o scarichi con dati gestionali
o economici. Sono poi utilizzati indici di sicurezza, di spesa, economici e finanziari.
MIGLIORI TECNICHE DISPONIBILI
Le “Best Available Techniques” (BAT), definite
dalla Direttiva 96/61/CE sulla prevenzione e
la riduzione integrata dell’inquinamento (Integrated Pollution Prevention and Control –
IPPC) come la più efficiente ed avanzata fase
di sviluppo di una tecnologia - nonché delle
relative modalità di progettazione, costruzione, manutenzione, esercizio e dismissione
di un impianto - industrialmente disponibile
in quel momento sul mercato e sviluppata su
scala tale da renderla applicabile in condizioni economicamente e tecnicamente valide
nell’ambito del pertinente comparto industriale (prendendo in considerazione i costi e
i vantaggi), in grado di ottenere un elevato livello di protezione dell’ambiente nel suo
complesso.
Le BAT sono individuate e aggiornate attraverso un processo di valutazione condotto a
livello comunitario, e rappresentano in linea
di massima il riferimento per la definizione dei
valori limite di emissione di inquinanti e rifiuti
degli impianti cui si applica la Direttiva IPPC,
tenendo presente le caratteristiche tecniche
58
dei singoli impianti, la posizione geografica e
le condizioni ambientali locali.
NO X (OSSIDI DI AZOTO)
Gas prodotti dalla combustione di combustibili fossili in cui l’azoto libero, che costituisce
circa l’80% dell’atmosfera, si combina con
l’ossigeno: il monossido di azoto NO si forma
per reazione secondaria nelle combustioni ad
alta temperatura, e si trasforma successivamente nel biossido di azoto NO2 (l’ossido più
aggressivo) per ossidazione fotochimica e in
N2O5 che, assorbito dall’umidità atmosferica, diventa acido nitrico. Le principali fonti
di inquinamento da ossidi di azoto sono i trasporti stradali, la combustione di combustibili fossili e l’attività industriale: queste
sostanze sono tra i più aggressivi inquinanti
atmosferici, possono agire sulle vie aeree sinergicamente con altri gas, danno luogo alle
cosiddette "piogge acide" insieme agli ossidi
di zolfo, e partecipano come "precursori" alla
formazione degli ossidanti fotochimica nella
bassa atmosfera (ozono, perossidi organici).
Per le turbine a gas, è considerato come BAT
l’impiego di bruciatori DLN (Dry Low NOx),
che limitano le emissioni degli ossidi di azoto
all’origine del processo di combustione, perché evitano la produzione di emissioni secondarie proprie dei processi di trattamento
dei fumi.
PRODUZIONE LORDA DI ENERGIA
ELETTRICA
Somma delle quantità di energia elettrica
prodotte, misurate ai morsetti dei generatori
elettrici.
PRODUZIONE NETTA DI ENERGIA
ELETTRICA
Somma delle quantità di energia elettrica
prodotte, misurate in uscita dalle centrali di
generazione elettrica, pari alla produzione
lorda diminuita dell’energia elettrica destinata ai servizi ausiliari di centrale e delle perdite nei trasformatori di centrale.
QUALITÀ DELL’ARIA
Per livelli di qualità dell’aria, si intende la concentrazione di uno o più inquinanti rilevata
nell’aria ambientale, di solito come valore
medio in un determinato periodo di tempo.
Tali valori, confrontati con opportuni standard fissati dalla normativa, permettono di
stabilire il grado di inquinamento atmosferico presente.
RETE DI TRASMISSIONE NAZIONALE
Il complesso delle stazioni di trasformazione
e delle linee elettriche di trasmissione ad alta
tensione sul territorio nazionale.
OZONO (O 3 )
Gas la cui presenza nei bassi strati dell’atmosfera costituisce un notevole inquinante atmosferico essendo il principale degli ossidanti
fotochimici. Grazie alla sua proprietà di assorbire gran parte delle radiazioni solari ultraviolette nell’alta atmosfera, esso costituisce però
uno schermo per queste radiazioni e permette
così la vita sulla terra.
RETI E STAZIONI DI MONITORAGGIO
DELLA QUALITÀ DELL’ARIA
Le reti di monitoraggio sono strutture costituite da stazioni automatiche di monitoraggio dotate di strumentazione per la rilevazione e la misura delle concentrazioni degli
inquinanti in atmosfera, da sistemi manuali o
automatizzati di rilevamento dati e da una
centrale operativa. L’organizzazione di più
punti di misura permette di fornire informazioni sui livelli di qualità dell’aria di un’intera
area, grazie all’integrazione delle misure.
PIANO DI EMERGENZA
Strumento della politica ambientale e di sicurezza, consistente in un programma preorganizzato, avente lo scopo di ridurre le
conseguenze dannose per i lavoratori, la popolazione e l’ambiente, di un evento accidentale originato da installazioni o da attività in
corso. Esso coordina e ottimizza le capacità e
le risorse disponibili, nelle sedi principali e in
quelle periferiche. Un piano di emergenza
deve includere le responsabilità e le autorità,
le azioni da intraprendere nelle diverse situazioni e i piani di comunicazione interna ed
esterna.
SISTEMA DI GESTIONE AMBIENTALE
La parte del Sistema di Gestione Ambientale
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. La documentazione che descrive
complessivamente il Sistema di Gestione
Ambientale e i mezzi per raggiungere gli
obiettivi stabiliti è costituita dalla politica
ambientale, dal manuale di Gestione Ambientale e dal piano di Gestione Ambientale.
I moderni sistemi di gestione integrano quasi
sempre la tutela della salute, la sicurezza sul
lavoro e la protezione ambientale e spesso
associano a queste tre variabili anche la gestione della qualità.
SOTTOSTAZIONE ELETTRICA
Impianto di trasformazione o smistamento
della rete elettrica di trasmissione.
TERNA
A decorrere dal 1° ottobre 1999, ai sensi del
Decreto Bersani, società responsabile delle
attività di esercizio e manutenzione della rete
ad alta e altissima tensione, nonché dello sviluppo della rete di trasmissione nazionale in
base alle direttive impartite dal GRTN, e, dal
1° marzo 2000 diventa operativa anche nella
vendita di servizi a clienti industriali e altre
società elettriche operanti sull’alta tensione.
La sua attività così definita si modifica il 1°
novembre 2005 per effetto del DPCM 11
maggio 2004 sull’unificazione della proprietà e della gestione della Rete Elettrica
Nazionale di Trasmissione (complesso delle
stazioni di trasformazione e delle linee elettriche): a seguito dell’acquisizione del ramo
d’azienda relativo a dispacciamento, tra-
smissione e sviluppo della rete dal GRTN,
Terna diventa soggetto responsabile della
trasmissione e del dispacciamento dell’energia elettrica sulla rete ad alta e altissima tensione su tutto il territorio nazionale. In
particolare, Terna garantisce la gestione in
sicurezza del sistema elettrico nazionale attraverso l’equilibrio tra l’energia richiesta e
quella prodotta, cura la massima efficienza
delle infrastrutture e l’eccellenza della manutenzione, e delibera ed esegue interventi
di sviluppo della Rete di Trasmissione Nazionale approvati dal Ministero dello Sviluppo
Economico, in armonia con le esigenze dell’ambiente e del territorio.
Terna è una società per azioni quotata in
Borsa, il cui azionista di maggioranza relativa
è la Cassa Depositi e Prestiti, che detiene il
29,99% del pacchetto azionario.
TRASFORMATORE
Macchina collegata all’alternatore, che eleva
la tensione dell’energia elettrica prodotta
dalla centrale ai valori richiesti dal più vicino
elettrodotto, per convogliare l’energia elettrica sulla rete di trasporto ad alta tensione.
TURBINA A GAS
Macchina destinata alla generazione di energia elettrica mediante conversione dell’energia chimica contenuta nei gas combusti
direttamente all’interno della macchina
stessa: essa è composta da un compressore
che aspira l’aria ambiente e la porta ad alta
pressione, da una camera di combustione in
cui questa aria comburente si mescola con il
combustibile iniettato, e da una numerosa
serie di palette montate su file successive attorno a un asse rotante, messo in rotazione
dall’espansione contro le palette dei prodotti
di combustione allo stato gassoso ad alta
temperatura e pressione. Il moto viene poi
trasmesso all’alternatore, che trasforma
l’energia meccanica in energia elettrica.
TURBINA A VAPORE
Macchina destinata alla generazione di energia elettrica mediante conversione dell’energia termica posseduta dal vapore generato in
una caldaia in energia meccanica, a seguito
dell’impatto del vapore ad alta pressione sulle
pale montate su n asse: un generatore collegato all’asse della turbina trasforma il moto
rotatorio in energia elettrica.
59
Pubblicazione a cura di Energia Molise Spa
Design Simona De Marco
Stampa Grafiche Mambretti - Inverigo
Stampato su carta ecologica
nel mese di dicembre 2008
Energia Molise SpA
Contrada Rivolta del Re
Zona Industriale A
86039 Termoli (CB)

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