Comune di Ferrara Valutazione delle emissioni in atmosfera di un impianto di cogenerazione a ciclo combinato da circa 800 MW

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1 Comune di Ferrara Valutazione delle emissioni in atmosfera di un impianto di cogenerazione a ciclo combinato da circa 800 MW Relazione redatta da: Prof. Ing. Alberto Mirandola Dott. Ing. Cristian Carraretto Padova, 28 maggio 2003

2 Premessa 2 di 2 BOZZA PRELIMINARE La costruzione di nuovi impianti di produzione elettrica sul territorio italiano è da ritenersi necessaria per la carenza di potenza installata di cui il nostro paese soffre, che lo costringe ad importare una porzione significativa (circa il 16%, cifra destinata ad aumentare) dell energia elettrica consumata. Naturalmente, nel pianificare nuovi impianti, si devono stabilire le giuste priorità: al di là dei contributi marginali che attualmente possono essere offerti dalle fonti alternative ed in assenza di significative potenzialità idroelettriche da poter aggiungere a quelle esistenti, per aumentare la potenza della rete in modo significativo non resta che rivolgersi agli impianti termoelettrici. Questi, però, devono essere programmati in funzione del rapporto costi/benefici, sia in termini energetici, sia in termini ambientali e scegliendo opportunamente i siti ove installare le centrali. Essendo l Italia, per ora, al di fuori del contesto nucleare, le centrali di gran lunga più interessanti sotto ogni aspetto sono quelle a ciclo combinato alimentate a gas naturale, come quella di cui trattasi, per i motivi seguenti: - il rendimento raggiungibile in questi impianti, che può arrivare al 60%, è di gran lunga superiore a quello di qualunque altro sistema termoelettrico; tale rendimento si raggiunge con taglie unificate di grande potenza, cioè con gruppi da circa 400 MW come quelli previsti dal progetto in esame; pertanto non appare opportuno pensare a taglie più piccole e limitare i ragionamenti su scala strettamente locale, dato che la rete elettrica italiana è tutta interconnessa e che qualunque strategia di incremento del parco elettrico deve riferirsi a valutazioni di carattere globale; - ovviamente un elevato valore del rendimento comporta, a parità di energia generata, una corrispondente riduzione dell impatto ambientale per minor consumo di combustibile in termini di apporto calorico all ingresso, indipendentemente dal tipo di combustibile utilizzato; - per quanto concerne il combustibile usato negli impianti combinati, il gas naturale, esso comporta, a parità di potenza, un impatto ambientale complessivo inferiore a quello degli altri combustibili, come sarà chiarito nel seguito; inoltre la possibilità di alimentare la centrale con un gasdotto rende semplice, economico e di limitato impatto il rifornimento di combustibile rispetto ad altre soluzioni; - una controindicazione all uso del gas naturale negli impianti energetici è data dal fatto che si tratta del combustibile più pregiato, che è il più adatto ad altri usi (ad esempio nel settore domestico) e che giunge in Italia sostanzialmente da tre soli gasdotti, provenienti da Russia, Algeria ed Olanda; peraltro occorre considerare che questa controindicazione è parzialmente compensata dall elevato rendimento e che la maggioranza delle altre centrali funziona con combustibili diversi (olio combustibile e carbone), assicurando quindi una opportuna diversificazione delle fonti. Per quanto concerne il problema dei siti nei quali installare questi impianti, le possibilità sono due: scegliere nuove aree oppure utilizzare siti industriali esistenti, riqualificandoli sotto il profilo logistico, energetico ed ambientale. Questa seconda opzione, ad avviso degli scriventi, è di gran lunga più interessante quando praticabile, perché consente di migliorare le caratteristiche di aree industriali spesso degradate o comunque dotate di impianti vecchi, obsoleti o sottoutilizzati, fornendo nel contempo un contributo essenziale al nostro parco energetico. E evidente, inoltre, che non è sensato esaminare la fattibilità di un impianto senza considerare altre proposte che

3 siano state avanzate in un area più vasta che lo comprenda, come ad esempio una regione o un gruppo di regioni vicine: gli studi di nuovi impianti industriali ed energetici devono essere inquadrati in un piano ad ampio respiro spaziale e temporale, perché si tratta di opere la cui influenza travalica i confini di comuni e province. Il progetto in esame prevede, appunto, l installazione di due gruppi a ciclo combinato nel sito del Polo Chimico di Ferrara. Ciò comporta un radicale mutamento della situazione energetica ed ambientale dell area. Nel seguito di questa relazione si confronterà la situazione prevista dal progetto con quella attualmente esistente, per evidenziare le variazioni prevedibili nei parametri energetici ed ambientali. 2 Caratteristiche degli impianti di conversione dell energia esistenti (CTE1 e CTE2) Allo stato attuale, gli impianti di produzione di energia elettrica e calore ubicati all interno del Polo Chimico di Ferrara ed interessati dal progetto in esame, relativo alla realizzazione di due gruppi termoelettrici a ciclo combinato a gas naturale all interno dello stabilimento Enichem, sono i seguenti: 1) CTE1: centrale termoelettrica a vapore subcritica policombustibile da MW elettrici e 106 MW termici, operante in condizioni di riserva fredda; in marcia solo durante i periodi di fermata per manutenzione (o per avaria) della centrale CTE2. Da dati Enichem si stima un suo funzionamento per circa un mese e mezzo all anno, qui assunto pari a 1080 ore/anno. 2) CTE2: centrale termoelettrica cogenerativa a vapore subcritica policombustibile da 60.6 MW elettrici e 200 MW termici. Funzionamento continuo per circa 7680 ore/anno utilizzando i seguenti combustibili: olio combustibile BTZ * (in prevalenza), gas naturale e combustibile gassoso di recupero tratto dagli insediamenti produttivi (detto off-gas). Il vapore prodotto viene utilizzato nel complesso industriale. 3 Caratteristiche del nuovo impianto a ciclo combinato cogenerativo (SEF) Sulla base del progetto di costruzione di un impianto cogenerativo a ciclo combinato da 800 MWe (in seguito indicato con la sigla SEF) presentato da S.E.F. S.r.l., è prevista la dismissione dell impianto a vapore CTE1 e l utilizzo come riserva fredda dell altro impianto esistente CTE2. Il nuovo impianto sarà composto da due gruppi a ciclo combinato alimentati e- sclusivamente a gas naturale ed aventi le seguenti caratteristiche riportate nella ta- * La classificazione degli oli combustibili è basata sulla viscosità (oli fluidissimi, fluidi, semifluidi, densi) e sul contenuto in zolfo che, in Italia, non deve essere superiore per l'olio fluido al 3% in peso, per l'olio denso ATZ (alto tenore di zolfo) al 4%, per l'olio denso BTZ (basso tenore di zolfo) all'1%. Negli Stati Uniti gli oli combustibili sono classificati, secondo i "gradi", con i numeri 1, 2, 3, 4, 5, 6. Gli oli combustibili distillati rientrano nei gradi n. 1, 2, 3, 4; gli oli combustibili residui nei gradi n. 5 e 6. Il combustibile n. 1 è un olio combustibile leggero usato per il riscaldamento e cottura dei cibi; il n. 2 ed il n. 3 sono oli medio-leggeri per riscaldamento domestico centralizzato; il n. 4 è un distillato più pesante o una miscela di oli distillati e di oli residui, utilizzato per riscaldamento commerciale a piccola scala; il n. 5 e il n. 6 sono oli residui medio-pesanti che richiedono preriscaldamento, utilizzati per riscaldamento commerciale a grande scala. L'olio combustibile n. 6, detto anche Bunker C fuel oil, è molto usato dall'industria per il riscaldamento, per la propulsione delle navi e quale combustibile negli impianti termoelettrici. 3 di 3

4 bella di pagina seguente (riferimento: progetto di massima effettuato da Foster Wheeler Italiana, luglio 2000 e successive modifiche). Dopo alcune variazioni al progetto, la configurazione scelta prevede due cicli combinati gemelli (turbogas, caldaia a recupero, sezione a vapore) in parallelo. Unità turbogas: Siemens V94.3A Sezione a vapore: Subcritica a tre livelli di pressione con risurriscaldamento Condensazione: pressione di bar; raffreddamento mediante torri evaporative di tipo ibrido (umido/secco) Potenza elettrica nominale: lorda MW; netta MW Produzione termica in cogenerazione: MW Consumo di combustibile: MW (gas naturale) Potere calorifico inferiore: MJ/Nm 3 ; MJ/kg Portata di combustibile: t/h Portata di fumi al camino (totali): Nm 3 /h (86 C) Rendimento elettrico: lordo 53.7%; netto 52.4% Efficienza termica in cogenerazione: lordo 61.5%; netto 60.2% Funzionamento annuo previsto: 8000 ore/anno L analisi statistica della disponibilità dei due gruppi della centrale SEF, come riportato agli atti della Giunta del Comune di Ferrara, è così sintetizzabile: (1) Funzionamento di entrambi i gruppi al carico nominale (portata di fumi: Nm 3 /h) per ore/anno; (2) Funzionamento di uno solo dei due gruppi, a causa di fermate per manutenzione dei gruppi a rotazione (portata di fumi: Nm 3 /h) per ore/anno; (3) Impianto fermo per manutenzione o indisponibilità (funzionamento CTE2) per 52.7 ore/anno. L analisi di disponibilità equivale quindi ad assumere un periodo di funzionamento annuo complessivo per l impianto pari a circa 8060 ore/anno al carico nominale di entrambi i gruppi. 4 Emissioni negli impianti turbogas Le principali emissioni di impianti turbogas sono le seguenti: a. Specie maggiori, presenti in grosse quantità nei fumi: O 2 (concentrazione tipica del 12 18% in volume) ed N 2 (66 72% in volume) presenti nell aria aspirata; H 2 O e CO 2 (entrambe con concentrazioni dell ordine del 5% in volume dati i rapporti di dosatura tipici dei combustori di turbogas * ) prodotti delle reazioni di ossidazione del carbonio e dell idrogeno introdotti con il combustibile. b. Ossidi di azoto (NO ed NO 2, indicati in generale come NO X ). Sono tre i meccanismi fondamentali di formazione di questo inquinante: i thermal NO X sono prodotti da reazioni di ossidazione ad alta temperatura dell azoto contenuto nell aria comburente; i fuel NO X sono il prodotto di reazioni di ossidazione di composti organici dell azoto (es.: NH 3, -NH 2, -HCN) presenti negli idrocarburi che compongono il combustibile; i prompt NO X si formano infine nella zona di fiamma per reazione dell N 2 dell aria con i radicali (in particolare -OH) degli * Fonte: documento tecnico GER-4211 della General Electric, divisione Power Systems. 4 di 4

5 idrocarburi. Nel caso di combustione di metano o gas naturale, la formazione di ossidi di azoto è quasi unicamente di tipo thermal. In generale la velocità di formazione degli ossidi di azoto aumenta molto con la temperatura di fiamma massima che si può realizzare in camera di combustione, con il tempo di permanenza dei gas nelle zone di fiamma, con la temperatura dell aria calda in uscita dal compressore. c. Monossido di carbonio (CO). Si forma rapidamente nella prima parte della fiamma in zone con temperature locali dell ordine dei K in condizioni di combustione non ottimale. Zone con difetto di ossigeno, dovuto a rapporti aria/combustibile localmente ricchi o cattiva miscelazione del combustibile con l aria comburente, ostacolano il completamento della combustione. Tempi di permanenza in zone ad alta temperatura insufficienti impediscono l ossidazione del CO a CO 2 (reazione relativamente lenta). d. Idrocarburi incombusti (HC). Come nel caso dei CO, gli idrocarburi incombusti sono associati a combustione inefficiente, dovuta a reazioni di combustione incomplete o parziali. e. Ossidi di zolfo (SO 2 ed SO 3 ). Dalle reazioni di combustione non si produce zolfo, quindi tutte le emissioni di SO X da turbogas sono causate dall ossidazione ad alta temperatura dello zolfo introdotto con il combustibile (in particolare se si utilizza olio combustibile, principale causa di emissioni di SO X ), con l aria aspirata o l acqua eventualmente iniettata in camera di combustione (nelle quali, però, lo zolfo può essere eventualmente presente solo in tracce). Nel gas naturale utilizzato in Italia lo zolfo è presente in tracce e le conseguenti emissioni possono essere trascurate. f. Particolato (PM). E costituito da: polveri o composti non infiammabili introdotti nel turbogas con l aria aspirata; ceneri presenti nel combustibile; particelle metalliche prodotte da fenomeni di erosione o corrosione nel circuito aria-gas; prodotti di combustione intermedi o parzialmente ossidati. Il fumo è la parte visibile del particolato, che può essere distinto in filtrabile (porzione di particolato presente al camino allo stato solido o liquido) e condensabile (particolato allo stato gassoso al camino, ma che condensa successivamente in atmosfera). Le emissioni di particolato di un gruppo turbogas dipendono fondamentalmente dalle caratteristiche del combustibile, dal disegno e dalle condizioni operative che si instaurano nei combustori. Per contenere le emissioni di NO X, il principale inquinante prodotto dalla combustione del gas naturale, è necessario controllare la temperatura di fiamma, il rapporto di dosatura aria/combustibile (il massimo della velocità di formazione degli NO X si ha per rapporti leggermente magri) ed il tempo di permanenza dei gas nei combustori. A partire dagli anni 90, i grossi costruttori di turbine a gas hanno introdotto combustori di tipo premiscelato DLN (Dry-Low NO X, oggi lo standard in tutti i turbogas per installazioni fisse), che realizzano una preliminare miscelazione del combustibile con dell aria comburente, realizzando un rapporto di dosatura magro (combustione leanpremixed) al fine di ridurre la temperatura di fiamma e minimizzare le emissioni di ossidi di azoto; il disegno dei combustori, ed in particolare della zona a valle degli ugelli da cui fluisce la miscela aria/combustibile premiscelata molto magra, è mirato a garantire una sufficiente stabilità della fiamma ed una elevata efficienza di combustione. Le emissioni di particolato e CO aumentano leggermente rispetto ad altri tipi di combustori, a causa delle caratteristiche fluidodinamiche che si realizzano al loro interno. 5 di 5

6 4.1 Emissioni specifiche dichiarate dai costruttori Assumendo come riferimento le grosse unità turbogas a singolo albero da MW con combustori DLN, oggi diffusamente commercializzate dai più grossi costruttori del settore, in condizioni di funzionamento stazionario a pieno carico le e- missioni massime fornite a catalogo dai costruttori sono dell ordine dei 25 ppm (riferiti a volume secco dei gas) per gli ossidi di azoto e dei 15 ppm per il monossido di carbonio. Riferendosi all unità di volume di fumi al camino, si hanno: i. emissioni di NO X : 51.3 mg/nm 3 ii. emissioni di CO: 18.7 mg/nm 3 iii. emissioni di PM: 5.0 mg/nm 3 I valori delle emissioni di particolato dichiarati dai costruttori e qui riportati si riferiscono generalmente ad installazioni con semplice filtrazione meccanica del gas; si ipotizza quindi una emissione specifica di particolato filtrabile pari a 2.5 mg/nm 3. È importante osservare come i livelli di emissioni dichiarati siano cautelativamente elevati e prossimi ai limiti di legge. Nel normale esercizio di queste unità si possono ragionevolmente prevedere livelli di emissione inferiori. 4.2 Emissioni specifiche da documentazione EPA Dal documento AP-42, capitolo 3.1 Stationary Gas Turbines, dell agenzia americana EPA, i fattori di emissione medi di gruppi turbogas con combustori leanpremix, operanti a pieno carico, sono dell ordine di: i. emissioni di NO X : mg/mj ii. emissioni di CO: 6.45 mg/mj iii. emissioni di PM * : 2.84 mg/mj PM filtrabile: 0.82 mg/mj Tali livelli di emissioni, determinati da dati di funzionamento di numerosi impianti diversi ma tutti privi di qualunque sistema di abbattimento, sono riferiti alla quantità di energia introdotta nel sistema con il combustibile. Con riferimento ai dati di progetto dell impianto SEF, questi possono essere espressi per unità di volume di fumi al camino come segue: i. emissioni di NO X : 50.5 mg/nm 3 ii. emissioni di CO: 7.66 mg/nm 3 iii. emissioni di PM: 3.37 mg/nm 3 PM filtrabile: 0.97 mg/nm 3 Come si osserva, le emissioni di PM, ed in particolare della frazione filtrabile, sono marcatamente più basse rispetto a quelle delle altre specie inquinanti. Al paragrafo del documento AP-42 dell'epa si afferma che le emissioni di particolato sono trascurabili ("negligible") nella combustione di gas naturale (quindi quantità quali quelle qui indicate possono essere, secondo EPA, ritenute trascurabili). * Il particolato totale qui indicato si riferisce ad impianti con sistema di controllo delle emissioni mediante iniezione di acqua o vapore in camera di combustione, ma sprovvisti di altri dispositivi di abbattimento. L'EPA afferma che in impianti con combustori DLN l'iniezione di acqua-vapore ha una influenza piuttosto bassa sulla formazione; pertanto si può assumere che il particolato emesso da un impianto con DLN abbia lo stesso ordine di grandezza di quello qui riportato. 6 di 6

7 7 di 7 BOZZA PRELIMINARE 4.3 Emissioni specifiche da misurazioni ARPA Emilia Romagna Da misurazioni effettuate dall ARPA nel 2002 e nel 2003 su alcuni impianti a ciclo combinato di varie taglie, unitamente ai dati acquisiti automaticamente in continuo dai sistemi di supervisione di tali impianti, sono state determinate le emissioni specifiche di gruppi turbogas attualmente in esercizio. In particolare, con riferimento al ciclo combinato da 150 MW elettrici e 700 MW termici del Centro Energia di Ferrara, si possono assumere le seguenti emissioni specifiche per i principali inquinanti in oggetto (fonte: documentazione fornita dal responsabile area analitica inquinamento atmosferico, ARPA): i. emissioni di NO X : 35.0 mg/nm 3 ii. emissioni di CO: 1.0 mg/nm 3 iii. emissioni di PM filtrabile: 0.6 mg/nm 3 frazione PM10: 100% (stima) Sebbene questi livelli di emissione siano stati misurati su gruppi turbogas più piccoli rispetto alle unità ipotizzate per l impianto a ciclo combinato SEF in oggetto, vengono utilizzati nel seguito come riferimento rappresentativo delle possibili emissioni che si potranno ottenere durante il normale funzionamento. 4.4 Combustori di nuova generazione e sistemi di abbattimento delle emissioni I combustori DLN-2, che verranno introdotti con i modelli di turbogas di ultima generazione (ad esempio la Frame H della General Electric), garantiranno livelli di e- missioni inferiori, fino a circa 9 ppm di NO X misurati a volume secco (corrispondenti a circa 18.5 mg/nm 3 ). Ulteriori riduzioni delle emissioni di ossidi di azoto (ed eventualmente dei CO) possono essere ottenute con sistemi di abbattimento degli inquinanti a valle del turbogas. In particolare i dispositivi catalitici SCR (Selective Catalytic Reduction) realizzano la conversione degli NO X ad azoto molecolare mediante reazione con ammoniaca; la reazione viene favorita ricorrendo ad un convertitore catalitico a nido d ape ricoperto da uno strato poroso di catalizzatore metallico (V 2 O 5, o più raramente WO 3 ). Le temperature di esercizio ottimali degli SCR sono dell ordine dei C; quindi essi devono essere posti all interno del generatore di vapore a recupero (HRSG) nel caso di gruppi a ciclo combinato. I rendimenti di conversione sono dell ordine dell 80 90% se si ricorre a 4 o 5 banchi di catalizzatore, scendono a valori di circa il 50% nel caso di SCR a singolo modulo. Le emissioni al camino di NO X possono essere quindi ridotte a livelli dell ordine di 5 10 ppm (10 20 mg/nm 3 ). Questi reattori comportano, tuttavia, emissioni in atmosfera di ammoniaca non reagita (per impianti nuovi si accettano emissioni dell ordine di ppm, corrispondenti a mg/nm 3, nonostante siano stati registrati valori anche più elevati in impianti nuovi funzionanti regolarmente e tali livelli siano poi destinati naturalmente ad aumentare con l età del convertitore catalitico); favoriscono un leggero aumento del contenuto di polveri al camino, costituite essenzialmente da particelle del catalizzatore trascinate a valle dai gas caldi. Alcuni rapporti tecnici (es. GER 4172) della General Electric, divisione Power Generation, hanno quantificato gli effetti della presenza di unità SCR sulle emissioni al camino dei principali inquinanti in impianti GE STAG 207FA. Si tratta di gruppi a ciclo combinato da 530 MW con configurazione multi-albero (due turbogas MS7001FA da

8 MS7001FA da 256 MW nominali e relative caldaie a recupero HRSG disposti in parallelo ed una turbina a vapore comune). I turbogas Frame 7A sono equipaggiati con combustori DLN-2 di ultima generazione (9 ppm di NO X ). Nella tabella di pagina seguente vengono riportate le emissioni annue dei principali inquinanti prodotti dai turbogas nell impianto di riferimento sprovvisto di sistemi di abbattimento SCR e, viceversa, con dispositivi SCR, determinati nell ipotesi di funzionamento annuo pari a 8000 ore/anno. Per comodità di interpretazione dei dati numerici, in tabella è stato posto pari a 100% il quantitativo annuo di ossidi di azoto prodotti dall impianto a ciclo combinato originale sprovvisto di sistemi SCR (il valore numerico effettivo riportato nel rapporto GE è pari a 240 t/anno). In dettaglio: Impianto senza SCR Impianto con SCR NO X 100.0% 38.3% NH 3 0.0% 71.7% CO 16.7% 16.3% PM 15.0% 17.3% Come si osserva, a fronte di un significativo abbattimento delle emissioni di ossidi di azoto, si assiste ad un piccolo aumento delle emissioni di polveri unitamente ad un notevole aumento delle emissioni in atmosfera di ammoniaca non reagita nell SCR (quantitativo annuo stimato dell ordine delle 172 t/anno), la quale, oltre ad essere tossica, è notoriamente un precursore di PM 10 in atmosfera. Ulteriori riduzioni delle emissioni di NO X, fino a valori di circa 2 ppm vd (4 mg/nm 3 ), possono essere raggiunte con dispositivi di abbattimento più sofisticati (e notevolmente più costosi), quali lo SCONOX della GE, che favoriscono la rimozione combinata degli ossidi di azoto e del monossido di carbonio in un convertitore che utilizza platino come catalizzatore e carbonato di potassio come reagente attivo (gli NO X vengono trasformati in nitrati di potassio). Per contenere le emissioni di particolato filtrabile in atmosfera si può ricorrere a filtri a manica o a precipitatori elettrostatici (meno efficienti), i quali a fronte di un non trascurabile aumento della contropressione allo scarico, che determina un aumento del consumo specifico di combustibile, possono realizzare efficienze di rimozione del 99%. In dettaglio, le principali tecnologie adottate per l'abbattimento delle polveri inquinanti sono riportate nella tabella seguente in funzione della dimensione delle particelle: Tecnologia Grandezza delle particelle (µm) Efficienza (%) Gravità > % Cicloni > 10 80% Colonna spray > 3 98% Filtro > % Precipitatori ESP > % 5 Emissioni negli impianti a vapore tradizionali Le concentrazioni dei principali inquinanti emessi da impianti termoelettrici a vapore, con caldaie alimentate a combustibili fossili, dipendono notevolmente dal tipo di combustibile utilizzato e dalle dinamiche di combustione che si realizzano in camera di combustione. 8 di 8

9 5.1 Emissioni specifiche da caldaie alimentate a gas naturale Le emissioni da caldaie alimentate a gas naturale sono del tutto analoghe a quelle trattate al paragrafo precedente. In particolare i principali inquinanti sono gli NO X ed i CO. Si hanno inoltre composti metanici CH 4, N 2 O, idrocarburi incombusti (fondamentalmente composti organici volatili VOC), tracce di SO 2 e PM. Dalla combustione del gas naturale si ottengono emissioni molto basse di particolato filtrabile; il particolato che si forma è generalmente di piccola granulometria (PM 10 ma soprattutto PM 2.5 ) ed è dovuto a molecole di idrocarburi pesanti che hanno partecipato solo parzialmente a reazioni di combustione (ad esempio a causa di cattiva miscelazione aria/combustibile o cattiva manutenzione dell impianto). Le soluzioni tecniche generalmente utilizzate per contenere le emissioni di NO X sono i combustori Low-NOx e i dispositivi di ricircolazione dei gas combusti all ammissione. La rimozione viene poi ottenuta con reattori catalitici ad ammoniaca (tipo SCR). Mediamente, da database della EPA (capitolo 1.4 Natural Gas Combustion del documento AP-42), nel caso di grosse caldaie (aventi potenzialità maggiore di 100 milioni di Btu/h) del tipo a tubi d acqua (circuito acqua/vapore interno ai tubi; circuito aria/fumi esterno), sprovviste di sistemi di abbattimento degli inquinanti collocati a valle, si possono verificare i fattori di emissione brevemente riassunti di seguito (i fattori sono riferiti all energia introdotta con il combustibile): i. emissioni di NO X : mg/mj bruciatori Low-NO X : mg/mj con ricircolo dei gas: mg/mj ii. emissioni di CO: mg/mj iii. emissioni di PM: 3.20 mg/mj PM filtrabile: 0.80 mg/mj 5.2 Emissioni specifiche da caldaie alimentate ad olio combustibile Le emissioni da caldaie alimentate ad olio combustibile sono marcatamente influenzate dal grado e composizione dell olio, il tipo e le dimensioni della caldaia, le condizioni operative dei bruciatori e le condizioni di manutenzione. Anche per queste caldaie, le emissioni di particolato filtrabile dipendono dal grado del combustibile, dal suo contenuto di ceneri e dall efficienza di combustione che si riesce ad ottenere. In assenza di dispositivi di abbattimento delle emissioni, nel caso di caldaie con combustori normali alimentate ad olio BTZ (grado 6) si hanno i seguenti fattori di e- missione medi (fonte: documento AP-42 dell agenzia EPA, capitolo 1.3 Fuel Oil Combustion ): i. emissioni di NO X : mg/mj bruciatori Low-NO X : mg/mj bruciatori tangenziali: mg/mj ii. emissioni di CO: mg/mj iii. emissioni di SO X : mg/mj iv. emissioni di PM: mg/mj PM filtrabile: mg/mj I valori dei fattori di emissione qui riportati devono intendersi come quantitativi medi riferiti alle prestazioni misurate su numerose caldaie diverse. 9 di 9

10 La tipologia di caldaia, unitamente alle caratteristiche costruttive specifiche (molto più variabili rispetto alle camere di combustione delle unità turbogas), giocano evidentemente un ruolo determinante sulle emissioni effettive ottenibili durante il suo normale esercizio. 5.3 Emissioni specifiche dell impianto CTE2 misurate dall ARPA Le emissioni specifiche (espresse in mg/nm 3, in funzione del flusso di gas combusti al camino) determinate da serie di misurazioni effettuate dall ARPA della Regione Emilia Romagna e sulla base delle informazioni disponibili nell archivio del sistema automatico di controllo della centrale cogenerativa CTE2 sono riassunte nella tabella che segue: NO X CO SO X PM (filtr.) <PM < % Media dal al Emissioni dovute all esercizio annuo degli impianti CTE1 e CTE2 Le emissioni annuali dei principali inquinanti prodotti dagli impianti termoelettrici CTE1 e CTE2 esistenti sono state stimate sia dalla S.E.F. S.r.l. che dall ARPA della Regione Emilia Romagna. I dati a consuntivo annuo presentati di seguito sono stati ricavati dallo Studio di Impatto Ambientale (SIA), dagli atti della Giunta del Comune di Ferrara (verbale n 20, prot. gen. N 6516) e dal Decreto di pronuncia di compatibilità n. 9414/VIA/A.O.13.B. del Ministero dell Ambiente e della Tutela del Territorio. Nelle stime sono stati calcolati i contributi delle autobotti utilizzate per il trasporto del gasolio BTZ e della combustione in torcia dei gas di recupero di stabilimento. Dati stimati dalla S.E.F. S.r.l. (funzionamento continuo del CTE2 per 8760 ore/anno) CTE1 CTE2 Autobotti Torce Totale NO X [t/anno] CO [t/anno] SO X [t/anno] PM [t/anno] Dati stimati dall ARPA su informazioni fornite da Enichem S.p.A.: ipotesi di funzionamento continuo del gruppo CTE2 per 7680 ore/anno (dieci mesi e mezzo) e del gruppo CTE1 per il restante mese e mezzo. CTE1 CTE2 Autobotti Torce Totale NO X [t/anno] CO [t/anno] SO X [t/anno] PM [t/anno] Tali valori sono stati ottenuto inviando circa un terzo della portata di off-gas nella caldaia dell impianto CTE2. Non essendo disponibili dati costruttivi (in particolare relativamente alle caratteristiche costruttive della caldaia e del circuito aria/fumi) e di esercizio specifici relativamente agli impianti termoelettrici CTE1 e CTE2, non è possibile effettuare una sti- 10 di 10

11 ma delle emissioni attese sulla base dei database del documento dall EPA AP-42 discussi in precedenza. 7 Emissioni dovute all esercizio annuo degli impianti SEF e CTE2 Come detto, l ipotesi di sviluppo futura prevede la costruzione dell impianto SEF, da utilizzare per la copertura primaria della richiesta di energia elettrica e termica, e l utilizzo come riserva fredda della centrale CTE2. Si riportano innanzitutto le stime delle emissioni annue comunicate da S.E.F. S.r.l. nelle integrazioni del 15 gennaio 2002, comprensive delle quantità di NO X immesse in atmosfera da un combustore alternativo dedicato ai gas di recupero. Dati stimati dalla S.E.F. S.r.l. sull ipotesi di funzionamento continuo del gruppo CTE2 per sole 52 ore/anno e dell impianto combinato SEF per 8708 ore/anno. CTE2 SEF Autobotti Combustore Totale NO X [t/anno] CO [t/anno] N.d. N.d. SO X [t/anno] N.d. N.d. PM [t/anno] N.d. N.d. 7.1 Emissioni con gestione annuale SEF dal piano di disponibilità previsto Nell ipotesi di funzionamento annuo dell impianto SEF come dall analisi statistica di disponibilità, corrispondente ad un funzionamento a pieno carico di ciascun gruppo combinato per circa 8060 ore, assunta una portata di fumi nominale di Nm 3 /h, si possono calcolare le emissioni annue per tale impianto previste sulla base dei livelli di emissione specifici precedentemente illustrati. Nella tabella che segue vengono presentate le emissioni cumulate per i principali inquinanti in esame con riferimento (1) ai valori di emissioni specifiche forniti dai costruttori per i principali inquinanti prodotti nei combustori DLN delle unità turbogas, (2) ai fattori di emissione EPA, (3) ai livelli di emissione medi misurati dall ARPA durante il normale esercizio di impianti turbogas. Le emissioni di SO X vengono assunte nulle. Rispetto ai dati medi, cui si riferiscono i fattori di emissione dell EPA, la classe di turbogas in oggetto presenta emissioni di CO significativamente maggiori. Dati costruttori Dati EPA AP-42 Misure ARPA NO X t/anno t/anno t/anno CO: t/anno t/anno 34.5 t/anno PM filtrabile: 86.3 t/anno 33.5 t/anno 20.7 t/anno Anche considerando le emissioni annue calcolate sulla base dei dati dichiarati dai costruttori (le più elevate fra quelle considerate) *, le emissioni per unità di energia prodotta sono sensibilmente inferiori rispetto a quelle dovute ai gruppi CTE1+CTE2 * I costruttori, nel fornire i loro dati, si preoccupano che questi rientrino entro i limiti di legge: perciò i valori comunicati sono, generalmente, di poco inferiori ai limiti stessi. I valori delle emissioni che si verificano nel funzionamento reale sono prevedibilmente più bassi: in tal modo i costruttori si cautelano nei confronti di eventuali variazioni che possano verificarsi in seguito a variazioni di carico, ad anomalie funzionali o ad altre cause. Questa considerazione potrebbe spiegare quanto riportato nella tabella precedente: i valori misurati dall ARPA su impianti funzionanti sono più bassi di quelli dichiarati dai costruttori. 11 di 11

12 attualmente in esercizio. Si hanno infatti emissioni dell ordine di g/kwh di NO X (contro i circa 2 g/kwh per il sistema esistente), g/kwh di CO (1 g/kwh) e g/kwh di PM (0.2 g/kwh). A titolo puramente indicativo e per confronto si riportano le emissioni per unità di energia elettrica prodotta dagli impianti termoelettrici dell ENEL S.p.A. (fonte: Rapporto ambientale ENEL, 2002): SO X g/kwh NO X g/kwh PM filtrabile g/kwh Emissioni con gestione annuale SEF nel rispetto del vincolo di massa annuo sugli NO X Per il funzionamento congiunto dell impianto SEF, della centrale CTE2 come riserva fredda e dell ipotetico impianto di trattamento dei gas di recupero, è previsto un limite emissivo di massa annuale totale di ossidi di azoto pari a 1085 t/anno. Al fine di rientrare entro tale limite, anche assumendo una produzione annua di NO X pari a 95 t per il combustore e a 6.3 t per l impianto CTE2 (52 ore/anno di funzionamento), il limite emissivo annuo dell impianto a ciclo combinato SEF risulta pari a t/anno. Con questo programma di funzionamento le emissioni effettive risulterebbero complessivamente le seguenti: Dati costruttori Dati EPA AP-42 Misure ARPA Ore annue SEF 4480 ore/anno 4550 ore/anno 6560 ore/anno NO X t/anno t/anno t/anno CO: t/anno t/anno 28.1 t/anno PM filtrabile 47.9 t/anno 18.9 t/anno 16.9 t/anno 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] SO X [t/anno] PM [t/anno] SEF Totale SEF Totale SEF Totale (dati costruttori) (dati EPA) (dati ARPA) NO X [t/anno] CO [t/anno] > SO X [t/anno] 0 > > >13.9 PM [t/anno] 47.9 > Come si nota, i valori delle emissioni specifiche (per unità di energia generata) condizionano in modo rilevante la produzione degli impianti, cioè il loro grado di utilizzazione, per il fatto di aver imposto un limite alla emissione annua di NO x ; la penalizzazione della produzione può essere rilevante se le emissioni specifiche si avvici- 12 di 12

13 nano ai valori maggiori; ma questo è un problema del costruttore. Per migliorare le possibilità di utilizzo il costruttore potrebbe ricorrere a combustori Low-NO X di ultima generazione, tali da contenere le emissioni di ossidi di azoto al di sotto di 18.5 mg/nm 3 : sarebbe allora possibile far funzionare entrambe le unità a ciclo combinato per tutte le 8060 ore annue previste. Le emissioni totali risulterebbero pari a circa 640 t/anno di NO X. 8 Emissioni dovute all esercizio annuo degli impianti SEF e CTE2 con fornitura di calore in rete di teleriscaldamento AGEA Un alternativa progettuale finora considerata solamente a livello preliminare prevede che l impianto a ciclo combinato SEF, oltre a fornire il calore di processo (vapore a media e bassa pressione) necessario a coprire la domanda delle utenze interne al petrolchimico, sia allacciato alla rete di teleriscaldamento della città di Ferrara gestita da AGEA per immettere fino a 100 MW termici. Nel documento Integrazioni al SIA in risposta alle richieste della Regione Emilia Romagna è stato stimato l impatto associato a tale alternativa, quantificando la riduzione delle emissioni che si avrebbe a seguito della chiusura delle caldaie domestiche (alimentate a gas naturale o gasolio) attualmente utilizzate. In particolare è stata calcolata una riduzione delle emissioni di NO X ed SO X pari a 95 t/anno e 87 t/anno rispettivamente. Una prima valutazione cautelativa delle emissioni evitate può essere effettuata ipotizzando la sostituzione di 100 MW termici equivalenti prodotti da caldaie domestiche nuove alimentate tutte a gas naturale. Nel caso di impianti nuovi, le emissioni specifiche delle caldaie murali domestiche (aventi potenza termina inferiore ai 35 kw) alimentate a gas naturale sono variabili fra i 100 mg/kwh ed i 120 mg/kwh per gli NO X ed i mg/kwh per i CO *. Ipotizzando un periodo di funzionamento in rete di teleriscaldamento dell impianto SEF per 4000 ore/anno, nel caso di sostituzione di sole caldaie a gas si eviterebbero emissioni di circa t/anno di ossidi di azoto e t/anno di monossido di carbonio. Una valutazione più aderente allo scenario attuale dell area urbana interessata dall intervento prevede la sostituzione di caldaie domestiche alimentate a gas naturale oppure a gasolio leggero. Le emissioni specifiche dei principali inquinanti devono essere in questo caso mediamente rappresentative delle emissioni dell effettivo parco caldaie esistente. Una stima è stata effettuata da A.G.E.A. nel 2003 ed è 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 Nell ipotesi di parco caldaie composto per il 50% da installazioni a gas (rendimento termico medio dell 80%) e per l altro 50% a gasolio (rendimento termico medio del parco di circa il 70%), i 100 MW termici prodotti da SEF per 4000 ore/anno eviterebbero emissioni complessivamente pari a circa 100 t/anno di NO X, 110 t/anno di SO X, * Questi sono da ritenersi valori medi rappresentativi dell'attuale parco prodotti reperibile in commercio. 13 di 13

14 25 t/anno di CO e 10 t/anno di polveri. 9 Osservazioni conclusive Questa relazione ha inteso fornire un quadro aggiornato delle emissioni degli impianti termoelettrici, con particolare riferimento a quelli a ciclo combinato alimentati a gas naturale. Su tali impianti i valori delle emissioni riportati in letteratura non sono univoci, perché si tratta sempre di rilevazioni riferite ad un certo numero di impianti, diversi per classe e per data di installazione. Le turbine a gas, infatti, hanno subito e subiranno rapide trasformazioni, perché la loro tecnologia è in continuo sviluppo: per questo vi sono nei dati reperibili un certo numero di incongruenze. Al di là delle incongruenze, comunque, questi impianti rappresentano il massimo grado di evoluzione della tecnologia energetica, sia per il rendimento, sia per le e- missioni. E queste ultime saranno ulteriormente ridotte nelle prossime generazioni di impianti combinati. Nella tabella che segue vengono riassunti in forma comparativa i quantitativi totali annui di inquinanti emessi dagli impianti termoelettrici attualmente in esercizio all interno del polo chimico di Ferrara (CTE2 e CTE1) e quelli previsti per gli impianti futuri (i gruppi combinati SEF e CTE2), calcolati rispettivamente assumendo le emissioni specifiche dichiarate dalle case costruttrici o misurate su impianti simili a quelli in oggetto dall ARPA Emilia Romagna. Stato attuale Stato futuro (dati costruttori) Stato futuro (misure ARPA) Potenza [MW] NO X [t/anno] CO [t/anno] > SO X [t/anno] >13.9 >13.9 PM [t/anno] 99.4 > Per fissare le idee e rendersi conto di che cosa significhi adottare questa tecnologia nel panorama attuale, caratterizzato dalla prevalenza di impianti a vapore, si consideri che i limiti legislativi relativi alle emissioni per i gruppi termoelettrici a vapore (riferiti ai valori medi mensili, come stabilito dai Decreti MICA 11/05/90 e 17/03/94), sono: 400 mg/nm 3 per il biossido di zolfo; 200 mg/nm 3 per gli ossidi di azoto; 50 mg/nm 3 per le polveri. I sistemi di abbattimento degli inquinanti di cui sono dotati generalmente i gruppi termoelettrici ad olio combustibile (sistemi DeNOx, DeSOx ed elettrofiltri) sono tali da far rientrare le emissioni nei limiti sopra scritti. A titolo di esempio, un impianto subcritico da 330 MW (277 Nm 3 /s di fumi) emette mediamente 3100 t/anno di SO X, 1600 t/anno di NO X e 400 t/anno di polveri. 10 Riferimenti bibliografici AGEA: Simulazione ripartizione fonti produzione calore anni , 27 gennaio 2003 Davis L. B., Black S.H.: Dry Low NOx Combustion Systems for GE Heavy-Duty Gas 14 di 14

15 Turbines, GE Power Systems, documento tecnico GER-3568G, ottobre 2000 ENEL SpA: Rapporto ambientale 2001, disponibile nel sito Heck R.M.: Catalytic Abatement of Nitrogen Oxides Stationary Applications, Catalysis Today, Vol. 53, pp , 1999 Oland C. B.: Guide to Low-Emission Boiler and Combustion Equipment Selection, documento dell Oak Ridge National Laboratory #ORNL/TM-2002/19, Oak Ridge, TN, 2002 Pavri R., Moore G.D.: Gas Turbine Emissions and Control, GE Power Systems, documento tecnico GER-4211, marzo 2001 S.E.F. S.r.l.: Impianto di cogenerazione a ciclo combinato da 800 MWe di Ferrara. Progetto di massima, Foster Wheeler Italiana, Luglio 2000 e successive modificazioni S.E.F. S.r.l.: Impianto di cogenerazione a ciclo combinato da 800 MWe di Ferrara. Studio di impatto ambientale, Foster Wheeler Italiana, Ottobre 2000 e successive relazioni di chiarimento ed integrazione S.E.F. S.r.l.: Integrazioni al SIA in risposta alle richieste della Regione Emilia Romagna, documento curato da Ambienteitalia, Giugno 2001 Schorr M. M., Chalfin J.: Gas Turbine NOx Emissions Approaching Zero Is it Worth the Price?, GE Power Systems, documento tecnico GER-4172, settembre 1999 U.S. Environmental Protection Agency, rapporto AP-42 Air Pollutant Emission Factors, Vol. I, 5 a edizione. Capitolo 3 Stationary Internal Combustion Engines, 3.1 Stationary Gas Turbines U.S. Environmental Protection Agency, rapporto AP-42 Air Pollutant Emission Factors, Vol. I, 5 a edizione. Capitolo 1 External Combustion Sources, 1.3 Fuel Oil Combustion U.S. Environmental Protection Agency, rapporto AP-42 Air Pollutant Emission Factors, Vol. I, 5 a edizione. Capitolo 1 External Combustion Sources, 1.4 Natural Gas Combustion U.S. Environmental Protection Agency, rapporto PM-10 Emission Inventory Requirements, settembre di 15