Centrale Turbogas. Perchè accettare?

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1 Centrale Turbogas L uomo e la sua sicurezza devono costituire la prima preoccupazione di ogni avventura tecnologica. Non lo dimenticate mai quando siete immersi nei vostri calcoli e nelle vostre equazioni Albert Einstein

2 Centrale Turbogas Perchè accettare? 1. Motivi ambientali (miglioramento emissioni, aiuto alla bonifica) 2. Estensione del teleriscaldamento (ambiente ed economia) 3. Rilancio area industriale (nuovi insediamenti) 4. Attivare sinergia fra Industria Università e Enti locali (Mastem, LARA, Bonifiche, Aria, aspetti energetici) 5. Contribuire a colmare il deficit energetico regionale e quindi nazionale 6. Contribuire al rispetto del Protocollo di Kyoto

3 Presupposti Politici generali (Energia) Accordo di Kyoto (diminuzione dei gas serra), contributo dell Italia (6.5% entro 2010): Ratifica prossimo febbraio. D PCM 4 Agosto 1999 Sostituzione del parco centrali di Enel di MW con obbligo di sostituzione con ciclo combinato per MW.Piano nazionale per la riduzione delle emissioni di gas responsabili dell effetto serra: : nello scenario a legislazione vigente è stata ipotizzata una nuova capacità di 20 mila MW (14 mila MW in sostituzione) e i rimanenti 6 mila MW nuovi. Nello scenario di riferimento vi sono altri 3200 MW Applicazione della Direttiva 96/96/CE liberalizzazione del mercato elettrico.il Decreto del 16 Marzo 1999 n 79 (Decreto Bersani). Decreto sblocca centrali di Febbraio 2002 convertito in Legge nel Aprile 2002: semplificazioni delle procedure di VIA (Unica approvazione Ministero attività produttive, iter a 180 giorni. Comuni parere consultivo durante l iter.l autorizzazione costituisce variante urbanistica Legge 239 del 2004 (Decreto Marzano): Meccanismo dei certificati verdi (2% di produzione di energie alternative) valido per cogenerazione abbinata al teleriscaldamento Colmare il deficit energetico del Paese e della Regione Emilia-Romagna (energia elettrica importata per circa il 50% in E.R deficit di circa il 60%) Piano Energetico Regionale.Obiettivo di riduzione del 6.5% di CO2 e fra le azioni prioritarie conversione vecchie centrali ad olio combustibile

4 Presupposti Politici generali (Bonifiche siti contaminati) Crisi della chimica di base (Marghera, Brindisi, Mantova, Ravenna) : problemi ambientali (rif:dm 471/99 per le bonifiche) Siti di interesse nazionale (Costituzione Osservatorio per il Settore chimico (MICA, 1997)

5 Presupposti locali Accordo su Area Solvay per bonifica e reindustrializzazione (1998) Situazione attuale del Petrolchimico (Brownfield vs Greenfield): (Messa in sicurezza o bonifica), area infrastrutturata, servizi tecnologici Approvazione dei Piani di caratterizzazione (DM 471/99) Gennaio Approvazione progetto preliminare della falda profonda (2004) Approvazione del progetto definitivo area Solvay 2 (1999). Approvazione progetto definitivo area SEF (2004)Presentazione dei progetti preliminari di bonifica dei terreni di tutte le aziende entro Dicembre Gennaio 2005 (Basell, Solvay, già presentati). Area del Petrolchimico da rilanciare come sito produttivo

6 Obiettivi Creare nuove opportunità per l insediamento di attività industriali ad elevato contenuto tecnologico senza consumare ulteriore territorio sfruttando le infrastrutture già esistenti Far partecipare i cittadini alle scelte delle Amministrazioni (Processo di AL 21) Creare una partnership con l Università

7 Aspetti tecnici-progettuali Impianto a ciclo combinato da circa 800 Mwe (due moduli da 380 MW) Attualmente: CTE 1 20 Mwe 106 MWt. CTE2 60 Mwe 200 MW t (policombustibile); CEF 300 Mwt e 150 Mwe Cip 6 Impianto interessa circa 10 Ha all interno dell area del Petrolchimico Due turbine con bruciatori a bassa emissione di Nox Sistema di depurazione acque Turbine che garantiscono 50 mg/nm3 ma lavoreranno a 36.

8 La Commissione commissione V.I.A. V.I.A è composta da: Ing. Marco Barra Caracciolo Avv. Filippo Bernocchi Dott. Roberto Bisogno Dott. Andrea Borgia Ing. Maria Rosaria Campitelli Ing.Antonio Castelgrande Dott.ssa Paola Ceoloni Dott. Siro Corezzi Prof. Franco Cotana Dott. Giovanni Damiani Dott. Carlo De Magistris Arch. Cosimo Vito De Nora Ing. Iginio De Federico Ing. Umberto Di Matteo Prof. Alfonso di Muccio Ing. Mauro di Prete Ing. Alessandro Fabiano Ing. Lisandro Gambogi Prof.ssa Paola Girdinio Prof. Michele Greco Dott. Marcello Iocca Ing. Mauro Luciani Dott. Carlo Lupi Dott.ssa Federica Marchetto Ing. Marcello Marinelli Dott.ssa Francesca Marranghello Ing. Mario Massaro Dott. Cesare Mastrocola Dott. Franco Merli Ing. Michele Mirelli Prof. Franco Ortolani Ing. Alvaro Palamidessi Dott.ssa Marina Penna Arch. Giancarlo Pennestri Dott. Alessandro Pinelli Dott. Enrico Proia Avv. Franco Ravenni Prof. Fausto Maria Spaziani Dott. Carlo Tersigni Prof. Bruno Villois

9 La Commissione V.I.A. è integrata da: ISS ISPESL ENEA CNR VIGILI del Fuoco R.E.R ENEA DISP (ANPA)

10 Il turbogas sostituisce le centrali policombustibili CTE1, CTE2 Il quadro emissivo di tali centrali attualmente già esistente è: CTE1 CTE2 Autob. Dati SEF Torce Off-gas dati SEF Totale NOx t/anno SO2 t/anno ?? CO t/anno La CTE2 rimarrà con sola funzione di riserva PM10 t/anno ?? 99.4

11 Emissioni totali stimate per gli impianti futuri (emissioni SEF calcolate; emissioni CTE2 e combustore off-gas da stime S.E.F s.r.l) CTE2 Autobotti Combustore NO X [t/anno] CO [t/anno] 3.2 nr - SO X [t/anno] 13.9 nr - PM10[t/anno] SEF (dati costruttori) Totale SEF (dati EPA) Totale SEF (dati ARPA) Totale NO X [t/anno] CO [t/anno] SO X [t/anno] tr 13.9 tr 13.9 tr 13.9 PM10 [t/anno] Dal rapporto si evidenzia che le polveri misurabili a camino sono la sola frazione filtrabile (la proporzione fra la frazione filtrabile e quella condensabile in atmosfera è di circa 1/3 a 2/3). 2 Le stime effettuate tengono conto del limite del funzionamento imposto dal vincolo di 1085 t/anno di NOx a camino.

12 La Commissione ha accolto integralmente le prescrizioni degli Enti Locali L indicatore prevalente adottato è costituito dagli NO x, sia relativamente alla correttezza della combustione negli impianti, che come principali precursori dello smog fotochimico atmosferico Flussi di massa totali complessivamente autorizzati compreso il futuro combustore per gli off-gas NO x 1085 t/anno

13 Rete di teleriscaldamento Agea Ipotizzando che l impianto SEF sia allacciato alla rete di teleriscaldamento gestita da Agea per immettere fino a 100MW termici per un periodo di funzionamento totale di 4000 ore/anno, e ipotizzando che il parco caldaie sia composto per il 50% da caldaie a gas (rendimento termico medio dell 80%) e per il 50% da caldaie a gasolio (rendimento termico medio del 70%), da una stima effettuata da Agea nel 2003 e riassunta nella tabella che segue SO X NO X PM CO Caldaia di edificio a gas naturale Caldaia di edificio a gasolio Emissioni espresse in kg/tep. 1 tep = 1.08 t di gasolio = 1220 Nm 3 di gas Si eviterebbero emissioni pari a circa: 110 t/anno di SOx 100 t/anno di NOx 10 t/anno di PTS 25 t/anno di CO

14 Rete di teleriscaldamento Agea Teleriscaldamento ipotizzando rapporti differenti fra gas e gasolio NO X [t/anno] CO [t/anno] SO X [t/anno] PM [t/anno] 100% gas 0% gasolio % gas 25% gasolio % gas 50% gasolio

15 Aspetti ambientali Avvio realizzazione sia subordinata al completamento della bonifica dei terreni (in ogni caso l approvazione del Piano di bonifica definitivo sarà mandato al Ministero dell Ambiente che deve vigilare sul rispetto delle prescrizioni del VIA) Prima della messa in marcia dell impianto dovrà essere definito l accordo per l immissione dell energia elettrica dell impianto in progetto nella rete nazionale Interventi di compensazione ambientale: installazione di una centralina per il rilievo di portata e di qualità dell acqua sul Canale Boicelli Elaborazione di un intervento per interventi di compensazione paesaggistica finalizzati al rimboschimento di fasce di verde fra la zona industriale e la zona urbanizzata circa 5 ha Emissioni: Polveri, Nox e Sox inferiori nelle concentrazioni presentati dallo scenario esistente. Anche le polveri secondarie sarebbero inferiori perchè derivanti da Nox, S0x e NH3 con i seguenti indici di conversione : dati EEA (2003) Sox 0.54 Nox 0.88 NH Entro il primo anno di funzionamento dovrà essere definito un protocollo per il trasferimento alla Amministrazioni dei dati relativi al monitoraggio continuo degli inquinanti (Coinvolgimento dell Università di Ferrara e costituzione di una Commissione tecnico-scientifica per il monitoraggio aria)

16 Aspetti ambientali Soluzione definitiva del problema torce La temperatura delle acque di scarico che per legge va da 10 a 35 C sarà monitorata e comunque non si devono verificare fenomeni di inquinamento termico e dovrà rispettare il dlgs 152/99 La quantità di acqua prelevata è pari a m3/a ed è all interno del limite autorizzato attualmente dalle altri centrali Per il rumore dovranno essere rispettati i limiti delle leggi vigenti Non è soggetta alla legge Seveso per i grandi rischi Accordo con AGEA per estensione tlr

17 Stime e misure in t/anno di PM10 primario

18 Emissione attuale stimata (CTE1+CTE2) 99 t/anno PM10 Misure effettuate su CTE2 55 t/anno PTS di cui 45 t/annopm10 Stime Università di Padova Turbogas 800MWe ton/anno t/anno PM10 Misure ARPA CEF (0,6 mg/nm 3 ) proiettate su Turbogas da 800 MW 18 t/anno PM10 Stima EPA 18 t/anno PM10 Non sono state considerate: le torce SO x TLR

19 Misure per metro cubo di aria (normal metro cubo) di diversi inquinanti

20 CALDAIA CTE2 ( ENICHEM ) POTENZIALITA 200 Mwt che produce 60MWe + xmw di vapore. Unico camino (Ferrara) Funzionante a OLIO COMBUSTIBILE BTZ (50%) + METANO / GAS DI RECUPERO (50%) in rapporti comunque non costanti, senza SISTEMI DI ABBATTIMENTO DEI FUMI DATA PARAMETRI Valori Misurati Valori riferiti al tenore di OSSIGENO del 3 % Dati ARPA Valori Autorizzati Tipo di Controllo Note 22/2/02 PORTATA (Nm3/h) Manuale/Arpa MATERIALE PARTICELARE (mg/nm3) Circa 80% < Pm 10 25, ug (20640 ) ug 50 Manuale Accreditato SINAL 1 mg = 1000 цg CO (mg/nm3) < 25.. NOx (come NO2) (mg/nm3) Manuale -Celle Elettrochimiche- SOx (come SO2) (mg/nm3) Manuale -Celle Elettrochimiche-

21 CALDAIA CTE2 ( ENICHEM ) POTENZIALITA 200 Mwt che produce 60MWe + xmw di vapore. Unico camino (Ferrara) Funzionante a OLIO COMBUSTIBILE BTZ (50%) + METANO / GAS DI RECUPERO (50%) in rapporti comunque non costanti, senza SISTEMI DI ABBATTIMENTO DEI FUMI DATA PARAMETRI Valori Misurati Valori riferiti al tenore di OSSIGENO del 3 % Dati ARPA Valori Autorizzati Tipo di Controllo 22/5/03 PORTATA (Nm3/h) Manuale/Arpa MATERIALE PARTICELLARE (mg/nm3) ug 50 Manuale Accreditato SINAL 1 mg = < PM 10 80% ( Stima) ug Manuale/Mic Elett 1000 цg CO (mg/nm3) <25.. Manuale -Celle Elettrochimiche- NOx (come NO2) (mg/nm3) SOx (come SO2) (mg/nm3) Manuale -Celle Elettrochimiche- Manuale -Celle Elettrochimiche-

22 Funzionante a gas naturale 150 MW Centrale a turbogas ciclo combinato di Ferrara Valori riferiti al tenore di OSSIGENO del 15% Dati ARPA DATA PARAMETRI Valori Misurati I camino 16/10/2002 PORTATA (Nm3/h) DATA Valori Misurati II Camino /05/ MATERIALE PARTICELLARE (mg/nm3) < 0.6 < mg = 1000 цg < PM % 100 % CO (mg/nm3) <25 <25 NOx (come NO2) (mg/nm3) SOx (come SO2) (mg/nm3) 50.8 Nr 34 Nr

23 Funzionante a gas naturale 380 MW Centrale a turbogas ciclo combinato ENEL di Porto Corsini (Ra) Dalle del 22/03/2004 alle del 25/03/04 Valori riferiti al tenore di OSSIGENO del 15% circa DATA PARAMETRI Unità di misura Dati CNR (Istituto inquinamento atmosferico) PORTATA (Nm3/h) * Particolato totale Particolato PM 10 CO NOx (come NO2) SOx (come SO2) ug/nm3 mg/nm3 ug/nm3 mg/nm3 * portata media stimata mg/nm3 mg/nm3 mg/nm3 Valore medio Nr Valore max Nr Valore min Nr

24 Funzionante a gas naturale 250 MW Centrale a turbogas ciclo combinato di Sermide Valori riferiti al tenore di OSSIGENO del 15% circa Dati Politecnico di Milano (Dip di Energetica, Chimica, Materiali e Ing. Chimica G.Natta, Ing. Idraulica, Ambientale, Elettronica, Informazione) DATA PARAMETRI Unità di misura Lavoro presentato il 23/11/2004 PORTATA (Nm3/h) Particolato totale Particolato PM 10 Particolato PM 2.5 CO ug/nm3 mg/nm3 ug/nm3 mg/nm3 ug/nm3 mg/nm3 mg/nm3 Valore medio Valore max Valore min NOx (come NO2) mg/nm