ALLEGATO D15_01 CONFRONTO FRA LE SCELTE TECNOLOGICHE EFFETTUATE E LE RELATIVE BEST AVAILABLE TECHNILOGIES (BAT)

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1 Pag. 1 di 11 ALLEGATO CONFRONTO FRA LE SCELTE TECNOLOGICHE EFFETTUATE E LE RELATIVE BEST AVAILABLE TECHNILOGIES (BAT)

2 Pag. 2 di 11 SOMMARIO 1 DESCRIZIONE DEL PROGETTO Scelte progettuali effettuate secondo le Migliori Tecnologie Disponibili (MTD) Unità di Generazione di Potenza Unità di Generazione di Vapore Unità di Rimozione dell Idrogeno Solforato (Rimozione H2S) Torcia Serbatoi Trasferimento e Manipolazione di Liquidi e Gas Liquefatti... 10

3 Pag. 3 di 11 1 DESCRIZIONE DEL PROGETTO 1.1 Scelte progettuali effettuate secondo le Migliori Tecnologie Disponibili (MTD) In data 24/11/2010, è stata approvata la nuova Direttiva del Parlamento Europeo e del Consiglio 2010/75/UE relativa alle emissioni industriali (prevenzione e riduzione integrate dell inquinamento). In ambito nazionale, a questa direttiva è stata data attuazione tramite il recente D.Lgs. 4 marzo 2014, n. 46. Il confronto con le migliori tecniche disponibili ha tenuto pertanto in considerazione i criteri di cui all Allegato III della succitata Direttiva di seguito descritte: Impiego di tecniche a scarsa produzione di rifiuti; Impiego di sostanze meno pericolose; Sviluppo di tecniche per il recupero e il riciclo delle sostanze emesse e usate nel processo e, ove opportuno, dei rifiuti; Processi, sistemi o metodi operativi comparabili, sperimentati con successo su scala industriale; Progressi in campo tecnico e evoluzione delle conoscenze in campo scientifico; Natura, effetti e volume delle emissioni in questione; Date di messa in funzione delle installazioni nuove o esistenti; Tempo necessario per utilizzare una migliore tecnica disponibile; Consumo e natura delle materie prime, ivi compresa l acqua, usate nel processo e efficienza energetica; Necessità di prevenire o di ridurre al minimo l impatto globale sull ambiente delle emissioni e dei rischi; Necessità di prevenire gli incidenti e di ridurne le conseguenze per l ambiente; Informazioni pubblicate da organizzazioni internazionali pubbliche. Nella fase iniziale di screening progettuale è stata effettuata una valutazione del differente impatto ambientale potenzialmente associato alle diverse filosofie di ingegnerizzazione delle unità di topsides della FPSO. Per il confronto con le BAT, oltre alla Direttiva Europea sopra menzionata, sono stati esaminati e presi in considerazione i seguenti documenti: Industrial Cooling Systems. BReF (Dicembre 2001); Techniques in Common Waste Water and Waste Gas Treatment / Management Systems in the Chemical. Sector BReF (Febbraio 2003); Large Combustion Plant. BRef (Luglio 2006); Reference Document on Best Available Techniques for Mineral Oil and Gas Refineries (Febbraio 2003) Linee Guida per Raffinerie di Petrolio e di Gas (GU No. 125 del 31 Maggio 2007); Emissions form storage Luglio 2006); Linee Guida per l individuazione e l utilizzazione delle migliori tecniche disponibili in materia di impianti di combustione, per le attività elencate nell allegato I del D.Lgs 18 Febbraio 2005, No 59. Decreto 01/10/2008 del MATTM (Suppl. Ord. GU No 51 del ); Linea Guida Nazionale Monitoraggio e Controllo (DM 31 Gennaio 2005). Conclusioni sulle BAT concernenti la raffinazione di petrolio e di gas (Ottobre, 2014)

4 Pag. 4 di 11 Si sottolinea che i documenti relativi ai grandi impianti di combustione si riferiscono ad impianti con potenzialità termica uguale o superiore ai 50 MW. Gli impianti di combustione installati sulla Firenze FPSO sono caratterizzati da una potenza termica nominale inferiore (n.2 Turbogeneratori da 25,375 MWt ciascuno, n. 2 Caldaie a Vapore (Portside e Starboard) da 24,500 MWt ciascuna, 2 motogeneratori Essential da 3,000 MWt ciascuno ed un motore gru da 0,728 MWt). Il Reference Document on Best Available Techniques for Mineral Oil and Gas Refineries (cosiddetto BRef REF, Febbraio 2003), e il documento di riferimento Conclusioni sulle BAT concernenti la raffinazione di petrolio e di gas, adottato con decisione della Commissione Euripea 2014/738/EU, potrebbero essere considerati, in prima istanza, quali documenti di riferimento d elezione per un confronto con le BAT. I due documenti, tuttavia, concernono le attività indicate al punto 1.2 dell'allegato I della direttiva 2010/75/CE, ovvero: «1.2 Raffinazione di petrolio e di gas» ed escludono esplicitamente dalla loro applicazione le attività di produzione e trasporto di petrolio greggio e di gas naturale. Non risultando contemplata l attività di estrazione, produzione e trattamento di idrocarburi tra i documenti disponibili, si è fatto riferimento comunque ai documenti riferiti alle attività di raffinazione, per gli aspetti applicabili al caso degli impianti installati sulla Firenze FPSO. I principi di cui ai documenti sopra indicati, saranno quindi tenuti in considerazione, laddove applicabili, nel valutare la rispondenza alle BAT delle diverse soluzioni tecniche adottate. Le valutazioni riportate nei successivi paragrafi concernono in particolare le seguenti unità impiantistiche del processo produttivo: Unità di generazione di potenza (turbina a gas); Unità di produzione vapore (caldaia) Unità di rimozione dell idrogeno solforato; Torcia; Serbatoi; Trasferimento e manipolazione di liquidi e gas liquefatti. In particolare, per l unità di generazione di potenza e l unità di rimozione dell idrogeno solforato è riportato anche un confronto fra le varie tecnologie disponibile e la motivazione della scelta della metodologia adottata. Si rimanda all Allegato D15_02 per il confronto complessivo fra le tecniche di processo utilizzate nell ambito del progetto e le Migliori Tecniche Disponibili (MTD) indicate nelle Linee Guida o, qualora mancanti, nelle Best Available Techniques indicate nei BREFs europei Unità di Generazione di Potenza Descrizione delle Opzioni Individuate La scelta della tipologia impiantistica finalizzata alla generazione di potenza, oltre alle considerazioni d impatto ambientale, è stata condotta sulla base delle esigenze di layout e di efficienza di produzione energetica. In particolare, la scelta è stata condotta fra una generazione di 7,9 MW elettrici (isocondition) tramite turbine (2 x 100%) a gas oppure tramite due turbine a vapore (2 x 100%). L analisi in questione, consiste sostanzialmente nel confronto dei consumi di fuel gas delle due tecnologie differenti, considerando il fatto che a fronte di un minor consumo di carburante, si ottiene una riduzione delle emissioni in atmosfera. In

5 Pag. 5 di 11 Tabella 1-1 si riporta l analisi dei consumi di fuel gas operata dalle due tecnologie selezionate, per la produzione di potenza.

6 Pag. 6 di 11 Tabella 1-1: Consumo di Fuel Gas Metodologia di Generazione di Potenza pari a 7,9 MW Consumo di Fuel gas [kg/hr] Soluzione 1 Gas Turbine (2 x 100%) Soluzione 2 Steam Turbine (2 x 100%) Dai risultati ottenuti si evidenzia come vi sia un risparmio di fuel gas prevedendo l impiego di turbine a gas, rispetto alla generazione di vapore. Tuttavia, oltre al minor consumo di fuel gas, la scelta di adottare due turbine a gas per la produzione di potenza è stata condizionata anche da esigenze logistiche di layout (le turbine a gas prevedono un numero inferiore di equipment rispetto a quelli necessari in caso di utilizzo di turbine a vapore). Per le motivazioni sopra esposte è stata prescelta la generazione di potenza tramite turbine a gas (Soluzione 1), di cui viene riportata una descrizione dettagliata nel paragrafo successivo Turbine a Gas La generazione di potenza sarà garantita da due turbine a gas, di cui una di riserva all altra, con una potenza elettrica di 7,9 MW (25,375 MW th). Le caratteristiche delle emissioni sono riassunte di seguito. Tabella 1-2: Caratteristiche Turbine a Gas per Generazione di Potenza Elettrica Caratteristiche Descrizione N. generatori 2 (1) N. ore funzionamento/anno Portata di Emissione Nm 3 /h Temperatura dei fumi in uscita 540 C Diametro Velocità dei fumi Altezza punto d emissione: 1,50 m 38,84 m/s 27 m s.l.m. (1) I dati si riferiscono ad un solo TG, essendo il secondo in spare. Di seguito si fornisce un analisi delle scelte progettuali al fine di utilizzare le migliori tecniche disponibili nell ambito della generazione di potenza attraverso Turbine a Gas. In particolare, la turbina a gas SIEMENS SGT 300 è considerata come Migliore Tecnologia Disponibile in quanto dotata di bruciatore di tipo Dry Low NOx. Questa tecnologia permette di diminuire la formazione di NOx termici 2 tramite una diversa distribuzione dell aria comburente e un profilo di fiamma molto ridotto. Nelle normali fiamme a diffusione le temperature raggiungono valori superiori a quella di soglia perché combustibile e comburente si miscelano subito in una zona di eccesso di aria. 1 I consumi sono stati calcolati sulla base di offerte preliminari 2 Ossidi di azoto derivanti principalmente dalla combustione dell azoto presente nell atmosfera, che si ossida ad alte temperature e dall eventuale presenza di composti azotati all interno del combustibile.

7 Pag. 7 di 11 Dal punto di vista del confronto con le BAT, il Reference Document on Best Available Techniques for Large Combustion Plant (cosiddetto BREF LCP) riporta una sezione specificamente applicabile alle turbine a gas installate su piattaforme off-shore (BREF LCP, Paragrafo BAT for combustion installations operated on offshore platforms, pag. 483). Anche le Conclusioni sulle BAT concernenti la raffinazione di petrolio e di gas (ottobre 2014), il BREF Mineral Oil and Gas Refineries (Febbraio 2003) e le Linee Guida per l individuazione e l utilizzazione delle migliori tecniche disponibili in materia di impianti di combustione, per le attività elencate nell allegato I del D.Lgs 18 febbraio 2005, No 59. Decreto 01/10/2008 del MATT, individuano la tecnica Dry Low NOx come BAT per la riduzione di NOx. La tabella seguente riporta i valori di emissione associati alle BAT definite nei documenti di riferimento sopracitati. I valori sono confrontati con le emissioni attese dagli impianti installati sulla FPSO. Riguardo alle emissioni di CO è importante notare che esse sono antagoniste alle emissioni di NOx, ovvero non è tecnicamente possibile minimizzare contemporaneamente le concentrazioni di entrambi gli inquinanti con raggiungimento dell estremo inferiore dei range riportati in tabella seguente: Documenti di riferimento Tipo impianto NOx (mg/nm 3 ) CO (mg/nm 3 ) Possibili MTD BREF Large Combustion Plant luglio 2006 BREF Mineral Oil and Gas Refineries febbraio 2003 Turbine a gas > 50MW installate su piattaforme offshore Turbine a gas di piccola taglia 50 - Dry Low NOx Dry Low NOx BATC conclusioni sulle BAT concernenti la raffinazione di petrolio e di gas ottobre 2014 Turbine a gas esistenti (media mensile) 100 (media mensile) bruciatori a basse emissione di NOX a secco (DLNB) turbina a gas SIEMENS SGT 300 installata a bordo della FPSO (1) Dry Low NOx (implementata) (1) Valore garantito dal fornitore alle condizioni di regime del Turbogas (60% del carico) Si evidenzia ancora che l applicabilità del BREF LCP è limitata ai singoli impianti di potenza termica superiore a 50 MW, dal momento che i livelli di emissione e consumi in esso riportati sono derivati per impianti di taglie elevate, per i quali l implementazione di determinate misure, sia di processo che end-ofpipe, risulta fattibile sia dal punto di vista economico che tecnico. Sebbene i sopraccitati BREF settoriali non siano direttamente applicabili al caso oggetto (in quanto le singole turbine a gas installate sulla FPSO hanno potenza inferiore ai 50 MW e le attività svolte dall installazione non sono comprese nei documenti di riferimento riferiti alle attività di raffinazione), l Allegato D15_02 riporta un approfondimento sul confronto fra le principali disposizioni previste e gli impianti installati a bordo della FPSO.

8 Pag. 8 di Unità di Generazione di Vapore La generazione di vapore è garantita attraverso un boiler, alimentato a fuel gas di processo, di potenza pari a 16,2 MWth. Il boiler è stato oggetto di revamping, con sostituzione totale dei bruciatori esistenti. I nuovi bruciatori installati SAACKE SKV(G) a calotta rotante, sono considerati come Migliori Tecniche Disponibili in quanto la tecnologia di atomizzazione rotativa del combustibile, garantisce un efficienza di combustione ottimale. In aggiunta, tali bruciatori sono del tipo Low-NOx Burner, misura primaria di riduzione degli NOx, come richiesto dalle Linee Guida recanti i criteri per l individuazione e l utilizzazione delle migliori tecniche disponibili ex art.3, comma 2 del decreto legislativo 372/99 e dal Reference Document on Best Available Techniques for Large Combustion Plants. Riguardo alle emissioni di CO è importante notare che esse sono antagoniste alle emissioni di NOx, ovvero non è tecnicamente possibile minimizzare contemporaneamente le concentrazioni di entrambi gli inquinanti con raggiungimento dell estremo inferiore dei range riportati in tabella seguente: Tipo impianto Stato NOx (mg/nm 3 ) CO (mg/nm 3 ) Possibili MTD Caldaie a fuoco in funzionamento continuo Esistente (Nuovi Burners) Low NOx burners Caldaia installata a bordo della FPSO ppmv ~ 12 mg/nm Unità di Rimozione dell Idrogeno Solforato (Rimozione H2S) Il gas prodotto dall unità di separazione trifase, viene inviato a diverse sezioni di trattamento in funzione delle proprie finalità. In particolare, la parte di gas destinata ad alimentare i generatori di potenza e di vapore, viene inviata alla sezione di rimozione dell idrogeno solforato, per ridurne il contenuto e garantirne la conformità alle disposizioni legislative di riferimento Descrizione delle Opzioni Individuate La scelta della tipologia impiantistica finalizzata alla rimozione dell idrogeno solforato presente nel gas separato durante il processo, è stata basata sulla valutazione comparativa delle seguenti tecnologie: Soluzione 1: trattamento con soluzione di ferro chelato con recupero di zolfo; Soluzione 2: trattamento con solid scavenger; Soluzione 3: trattamento con liquid scavenger. Tutte le tecnologie considerate, garantiscono una medesima efficienza di rimozione dell H 2 S, in conformità alle prescrizioni legali, pertanto si è valutato l impatto dei residui solidi da stoccare e smaltire prodotti dalle singole tecnologie. Nei casi analizzati sono stati presi in considerazione i dati relativi ai primi anni di utilizzo:

9 Pag. 9 di 11 Tabella Andamento dei flussi di H 2 S e CO 2 Flusso di H 2S [kg/h] Flusso CO 2 [kg/h] I anno 53,8 33,9 II anno 47,7 33,9 III anno 42,0 33,9 IV anno 36,4 33,9 Per i prodotti utilizzati sono state valutate le portate da utilizzare (in kg/h) ed i volumi necessari per il loro stoccaggio (considerando un periodo di autonomia dell FPSO di 15 giorni). In particolare: Soluzione 1: il processo di trattamento con soluzioni di ferro chelato (soluzione di ioni ferrici chelati, es. EDTA), prevede una precipitazione chimica dello zolfo ed una sua successiva separazione tramite filtro pressa. Si prevede una produzione di zolfo (S cake al 40% wt H2O) pari a 1 m 3 /giorno. Il processo, sviluppato per eseguire una reazione isotermica di tipo Claus con costi operativi ridotti, prevede una precipitazione chimica in soluzione acquosa con ioni metallici (Fe3+) in grado di ossidare gli ioni solfuri (S2-) a zolfo (S). Il ferro Fe2+ è poi riossidato a Fe3+ grazie all ossigeno presente nell aria iniettata attraverso un compressore nella sezione di rigenerazione. Tale processo, definito come LO-CAT process, utilizza una soluzione non pericolosa ed avviene a 53 C. I principali vantaggi della soluzione 1 sono legati ad un elevato grado di controllo e prevenzione di eventuali fenomeni significativi di inquinamento, oltre ad una minimizzazione della produzione di rifiuti. Nel liquido in uscita dalla colonna di assorbimento sarà inevitabilmente disciolta una certa quantità di gas (soprattutto CH 4 ) che, in presenza di O 2 (aggiunto come ossidante), potrebbe, se non adeguatamente controllato, innescare fenomeni di esplosione. In realtà, durante il processo, la composizione del liquido in uscita dalla colonna di assorbimento sarà costantemente monitorata, per garantirne le prestazioni in condizioni di sicurezza, per cui il rischio viene minimizzato attraverso adeguate misure di sicurezza e gestione. Un altro elemento da tenere in considerazione è l occupazione di spazio abbastanza significativa sul layout della FPSO per tale soluzione progettuale; Soluzione 2: il processo di trattamento con solid scavenger 3, prevede una prima fase di separazione liquido/gas operata da uno scrubber, ed una fase successiva di assorbimento dello zolfo (presente come H 2 S) su catalizzatore (iron sponges process o zinc oxide process). Il consumo del primo sistema con catalizzatore a base ferrosa richiede un minor consumo di materia prima (2,5 m 3 /d) rispetto al sistema a base di ossidi di zinco (3 m 3 /d). Entrambe le tipologie di processo garantiscono un soddisfacente abbattimento dell idrogeno solforato anche a basse pressioni, minimizzando così i consumi energetici. Il processo lavora in assenza di O 2, evitando così i rischi di esplosione ed è dal punto di vista impiantistico abbastanza semplice, però presenta elevati quantitativi di solidi da stoccare su FPSO per il successivo smaltimento; 3 Sostanza allo stato solido in grado di intrappolare l H 2S e permetterne l eliminazione dalla corrente liquida

10 Pag. 10 di 11 Soluzione 3: il terzo trattamento considerato è un trattamento in fase liquida (liquid scavenger), il quale prevede una prima fase di miscelazione del gas con una soluzione chimica ed una successiva fase di separazione. I volumi di soluzione previsti nella fase di miscelazione sono pari a 12 m 3 /d, i quali saranno successivamente scaricati in mare dopo la separazione liquido/gas. Il principale vantaggio di questo sistema, oltre alla semplicità impiantistica, è caratterizzato dal fatto che non si ha nessuna produzione di solidi da accumulare su FPSO e smaltire successivamente, lo svantaggio maggiore è, invece, correlato alla produzione di residui liquidi. Tabella Confronto fra Tecnologie differenti per la Rimozione di H 2 S Residui solidi/liquidi da stoccare e smaltire Tecnologia Trattamento con soluzione di ferro chelato con recupero di zolfo Trattamento con solid scavenger (iron sponges) Trattamento con solid scavenger (zinc oxide) Residui Solidi S cake (40% wt H 2O) 1 m 3 /d Fe 2S 3 2,5 m 3 /d ZnS 3 m 3 /d Residui Liquidi Smaltibili in mare 1,5 m 3 /d NO - NO - NO Trattamento con liquid scavenger - 12 m 3 /d SI Nella seguente Tabella 1-5 sono riassunte le caratteristiche ambientali dei processi considerati. Per ciascun aspetto ambientale considerato rilevante è attribuita una valutazione sintetica di rispondenza ai principi della disciplina IPPC, al fine di giungere ad un giudizio complessivo che possa fornire un supporto nella scelta della tecnologia più affine. La valutazione tiene conto, assieme alle caratteristiche tecniche intrinseche della tecnologia, della possibilità di controllare, con adeguate procedure gestionali, eventuali svantaggi propri della tecnologia descritta. Applicazione delle BAT Prevenzione di fenomeni di inquinamento significativi Minimizzazione della Produzione di Rifiuti Utilizzo efficace dell energia Prevenzione degli Incidenti Tabella Valutazione Ambientale Complessiva Soluzione 1 Soluzione 2 Soluzione 3 Rispondenza N.A. N.A. N.A. Controllo N.A. N.A. N.A. Rispondenza Alta Media Media Controllo Elevato Elevato Elevato Rispondenza Alta Bassa Bassa Controllo Elevato Basso 1 Basso 1 Rispondenza Media Alta Alta Controllo Basso Basso Basso Rispondenza Bassa Alta Alta Controllo Elevato 2 Elevato Elevato Note: N.A.= Non Applicabile 1 La produzione di rifiuti per questa tecnologia è elevata e non può essere minimizzata 2 A fronte di possibili condizioni di pericolo il rischio può essere minimizzato attraverso adeguate misure di gestione

11 Pag. 11 di 11 A fronte dell analisi sintetizzata in Tabella 1-5 la soluzione complessivamente a minor impatto per la rimozione dell idrogeno solforato (H 2 S) risultata essere la Soluzione 1, soprattutto in relazione alla scarsa quantità di materie prime utilizzate e rifiuti prodotti, sia liquidi che solidi, per i quali lo stoccaggio e lo smaltimento, in considerazione delle peculiari caratteristiche dell installazione, rappresenterebbero una notevole criticità tecnica ed ambientale Confronto con le Best Available Technologies In Allegato D15_02 si riporta un confronto fra le principali disposizioni previste e gli impianti installati a bordo della FPSO per la rimozione dell idrogeno solforato ("Linee Guida: Raffinerie di petrolio e di gas, Parte E; Conclusioni sulle BAT concernenti la raffinazione di petrolio e di gas, par. 1.17) Torcia La torcia che verrà installata sulla FPSO è di tipo Ground Flare che, come descritto nel Reference Document on Best Available Techniques for Refineries, presenta una serie di vantaggi rispetto alle classiche Elevated Flare. In generale la Ground Flare è utilizzata perché consente di ridurre l impatto visivo della fiamma e, contestualmente, di ottenere un elevata efficienza del processo di termodistruzione, mentre la Elevated Flare è la più comunemente utilizzata in ambito offshore in quanto più economica. In pratica una torcia di tipo Ground Flare è assimilabile ad un termodistruttore e assicura un efficienza minima di combustione del 99,5 % espressa come CO 2 /(CO 2 + CO). In Allegato D15_02 si riporta un confronto fra le principali disposizioni previste e la torcia installata a bordo della FPSO ("Linee Guida: Raffinerie di petrolio e di gas, Parte E; Conclusioni sulle BAT concernenti la raffinazione di petrolio e di gas, par. 1.18) Serbatoi Si rimanda all Allegato D.15_02 per un confronto fra le principali disposizioni previste e i serbatoi installati a bordo della Firenze FPSO (Reference Documents on Best Available Techniques on Emissions from Storage, July 2006) Trasferimento e Manipolazione di Liquidi e Gas Liquefatti Si rimanda all Allegato D.15_02 per un confronto fra le principali disposizioni previste e le attività di trasferimento e manipolazione di liquidi e gas liquefatti serbatoi effettuate a bordo della FPSO (Reference Documents on Best Available Techniques on Emissions from Storage, July 2006).