Sintesi Non Tecnica AIA. Allegato 12 Domanda di AIA

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1 Allegato 12 Domanda di AIA

2 Titolo Progetto: Sito: N Progetto: Nome del Contatto presso il Cliente: Nome della Società Cliente: Emesso Da: Ciro Garcia Armesto URS Italia S.p.A. - Via Watt, Milano Percorso di Creazione / Approvazione del Documento Versione: Rev. 0 Nome Firma Data Ruolo Preparato da Simona Perissinotto, Tommaso Pittini Giugno 2009 Senior Consultant Controllato da Carlota Arquiaga Giugno 2009 Project Manager Approvato da Fabio De Palma Giugno 2009 Director Percorso di Revisione del Documento Versione Data Dettagli delle Revisioni 0 Maggio 2009 Versione Originale 1 Giugno 2009 Commenti dal Cliente Allegato 12 -.doc

3 LIMITI URS ha preparato il presente Rapporto affinché venga usato unicamente da secondo quanto indicato dal Contratto che regola la prestazione del presente servizio. Nessun altra garanzia, espressa o implicita, è data sulla consulenza professionale inclusa nel presente Rapporto o su qualsiasi altro servizio da noi fornito. Sul presente Rapporto non dovrà far affidamento nessun altra parte senza il previo ed espresso accordo scritto di URS. Salvo quanto altrimenti indicato nel presente Rapporto, la valutazione fatta parte dall assunzione che i siti e le strutture continueranno ad essere utilizzate nel modo presente, senza apportare significativi cambiamenti. Le conclusioni e raccomandazioni formulate nel presente Rapporto sono basate sulle informazioni fornite da altri, assumendo che tutte le informazioni rilevanti siano state fornite da coloro ai quali sono state richieste. Le informazioni ottenute da terzi non sono verificate in modo indipendente da URS, salvo che non venga diversamente indicato nel Rapporto. [ COPYRIGHT Il presente Rapporto è di proprietà di URS Italia S.p.A. e URS Corporation Limited. Qualsiasi riproduzione non autorizzata o utilizzo da parte di qualsiasi soggetto, al di fuori del suo destinatario, è strettamente proibito. Allegato 12 -.doc

4 INDICE Sezione N di Pag. INTRODUZIONE INQUADRAMENTO URBANISTICO E TERRITORIALE DELL IMPIANTO IPPC Ubicazione Il Porto di Trieste Individuazione del sito Strumenti di pianificazione paesaggistica, urbanistica e territoriale Coerenza del progetto con gli strumenti di pianificazione paesaggistica, urbanistica e territoriale Regime vincolistico Patrimonio storico - architettonico culturale Aree naturali protette o sottoposte a regime di salvaguardia Coerenza del progetto con il regime vincolistico CICLI PRODUTTIVI Infrastrutture a mare per accesso, manovra, e attracco delle navi metaniere Sistema di trasferimento e stoccaggio temporaneo del GNL Bracci di scarico e collettori di trasferimento Serbatoi di stoccaggio temporaneo Produzione dei vapori di boil-off Rigassificazione del GNL Sistema di recupero dei vapori di boil-off Condensatore di boil-off Pompe di alimento vaporizzatori Vaporizzatori Impianti ausiliari e di servizio Opere civili a mare Opere civili a terra Opere accessorie Materie prime e prodotti intermedi Consumi idrici Acque di processo Acqua ad uso domestico Servizi ausiliari ENERGIA Produzione di energia Consumo di energia EMISSIONI Emissioni in atmosfera Scarichi idrici Emissioni sonore Allegato 12 -.doc Pagina i

5 INDICE Sezione N di Pag Rifiuti SISTEMI DI ABBATTIMENTO/CONTENIMENTO Emissioni in atmosfera Emissioni in acqua Emissioni sonore Emissioni al suolo (rifiuti) BONIFICHE AMBIENTALI STABILIMENTI A RISCHIO DI INCIDENTE RILEVANTE VALUTAZIONE INTEGRATA DELL INQUINAMENTO Emissioni in atmosfera Scarichi idrici Emissioni sonore Rifiuti Consumi energetici Adozione delle migliori tecniche disponibili Indice delle Figure Figura 1-1: Ubicazione del sito... 2 Figura 1-2: Il Porto di Trieste... 3 Figura 1-3: Planimetria dell area interessata dall impianto di rigassificazione di GNL... 4 Figura 2-1 Schema di flusso generale dell impianto Indice delle Tabelle Tabella 4-1: Rifiuti prodotti e modalità di stoccaggio Allegato 12 -.doc Pagina ii

6 INTRODUZIONE La modulistica della Regione Friuli Venezia Giulia ai fini della preparazione della Domanda di Autorizzazione Integrata Ambientale ai sensi del D.Lgs. 152/06 comprende la predisposizione di vari Documenti e Allegati tra i quali una Sintesi Non Tecnica. Il presente documento riporta la Sintesi Non Tecnica sopra menzionata. Allegato 12 -.doc Pagina 1

7 1. INQUADRAMENTO URBANISTICO E TERRITORIALE DELL IMPIANTO IPPC 1.1. Ubicazione intende realizzare l impianto di rigassificazione di GNL in località Zaule, all interno del porto di Trieste. La città di Trieste è situata nell'estremo nord-est del territorio italiano, vicino al confine con la Slovenia, nella parte più settentrionale del Mare Adriatico e si affaccia sul Golfo che prende il suo nome. Nonostante la vicinanza al mare, il territorio cittadino presenta una morfologia collinare. Il monte Carso, ad esempio, raggiunge la quota di 458 metri sul livello del mare, trovandosi a una decina di chilometri di distanza dal centro città. La città è circondata dall'altopiano Carsico. La Figura 1-1 mostra l ubicazione dell area interessata dall intervento. Figura 1-1: Ubicazione del sito Il Porto di Trieste Il porto di Trieste si trova nella zona centrale della Baia di Muggia, a nord del Mare Adriatico e rappresenta un punto strategico del Mediterraneo verso il centro d Europa. Allegato 12 -.doc Pagina 2

8 Il porto occupa una superficie di più di due milioni di metri quadri lungo 20 km di costa, dei quali m 2 corrispondono alle seguenti zone franche: Punto Franco Vecchio, Punto Franco Nuovo, Scalo Legnami, Punto Franco Oli Minerali, Punto Franco del Canale di Zaule. I primi tre punti sono destinati alle attività commerciali, mentre gli altri due si utilizzano soltanto per attività industriali. La Figura 1-2 riporta una rappresentazione del Porto di Trieste. Figura 1-2: Il Porto di Trieste Individuazione del sito Il terminal di ricezione e rigassificazione di GNL si posizionerà nella zona portuale in località Zaule, nel Comune di Trieste, e occuperà parte dell area utilizzata in passato per la raffinazione e lo stoccaggio di prodotti petroliferi dalla Esso. Allegato 12 -.doc Pagina 3

9 Il terminale di GNL occuperà complessivamente un area di circa 8-9 ha a una quota di 4 m s.l.m. con coordinate geografiche dell area centrale del sito di Latitudine N e Longitudine E. Il sito dove è prevista la costruzione dell impianto è di origine antropico, guadagnato al mare attraverso diversi riempimenti negli anni, che hanno modificato profondamente la linea di costa originale. La natura dei riempimenti varia da dragaggi derivati dalla costruzione del canale navigabile durante gli anni 60 a rifiuti inerti provenienti dalla demolizione, scavi e rifiuti urbani, e rifiuti dall ex inceneritore del Comune di Trieste, includendo anche un area in concessione dalla Capitaneria di Porto, tra 1953 e 1956 alla Società petrolifera Esso, per il deposito e interramento dei rifiuti derivati dal processo di raffinazione di oli minerali. La Figura 1-3 mostra l ubicazione del sito prescelto per la realizzazione del terminale di ricezione e di rigassificazione di GNL. Figura 1-3: Planimetria dell area interessata dall impianto di rigassificazione di GNL 1.2. Strumenti di pianificazione paesaggistica, urbanistica e territoriale Il paesaggio è definito dal Codice dei beni culturali e del paesaggio come una parte omogenea di territorio i cui caratteri derivano dalla natura, dalla storia umana o dalle reciproche interrelazioni, e rappresenta un fattore per il benessere individuale e sociale, contribuisce alla definizione dell'identità regionale e rappresenta una risorsa strategica che, se opportunamente valorizzata, diventa uno dei fondamenti su cui basare lo sviluppo economico. Gli strumenti di pianificazione paesaggistica, urbanistica e territoriale da Allegato 12 -.doc Pagina 4

10 considerare nell ambito del progetto del terminale di rigassificazione di GNL di Zaule, sono i seguenti: Piano Urbanistico Regionale Generale; Piano Regolatore Generale Comunale del Comune di Trieste; Piano Regionale dei Porti; Piano Regolatore del porto del 1957; Piano di destinazione d'uso delle aree portuali del Coerenza del progetto con gli strumenti di pianificazione paesaggistica, urbanistica e territoriale Dalla verifica del quadro programmatico che investe l'area in oggetto, e in considerazione della tipologia del progetto che si intende realizzare, deriva un giudizio di compatibilità positivo. La mancanza di un Piano Regolatore Portuale ai sensi della L. 84/94, così come del Piano Infraregionale per l'ezit ai sensi della L.R. 52/91, delega alla verifica della disciplina stabilita dal Piano Regolatore Generale del Comune di Trieste, conforme al Piano Urbanistico Regionale Generale, che per quest'area prevede funzioni portuali - industriali pienamente in sintonia con quanto proposto dal progetto. D'altra parte la scelta di potenziare il settore energetico risulta essere in linea anche con le politiche poste in essere a livello statale, regionale e comunitario, che ovviamente per la loro scala di interpretazione, non definiscono a priori una specifica localizzazione, quanto la necessità per il Paese e la Regione di sviluppare la capacità ricettiva di Gas Naturale Liquido anche via mare, che oggi si limita al terminale presente nella provincia di La Spezia. Per quanto riguarda il regime vincolistico, come sopra descritto, il sito di progetto si colloca a grande distanza dalle aree protette che insistono sul territorio provinciale, mentre l'area è interessata dal vincolo ex "Galasso" che richiederà uno svincolo paesaggistico, sebbene l'area (già discarica) si colloca in un contesto di strutture portuali ed industriali già definito storicamente e in sintonia con il progetto presentato. Se il nuovo Piano Regolatore Portuale o accordi di altro tipo non si fossero nel frattempo attivati, per la realizzazione del progetto potrà eventualmente essere necessario predisporre una variante al Piano del 1957, ovvero integrare la previsione della Variante V e XII con la specificità di un terminale per GNL che oggi non è presente. Per quanto riguarda inoltre il P.R.G.C. di Trieste, qualora la rettifica della linea di costa fosse differente da quella di Piano o nel frattempo il Comune non si fosse ancora dotato dello strumento della Flessibilità (L.R.52/91, art.30), potrebbe essere richiesta una Variante limitata al perimetro della linea di costa. Allegato 12 -.doc Pagina 5

11 In definitiva si conferma la compatibilità generale del progetto rispetto al quadro di riferimento programmatico, come peraltro già ravvisato dalla Direzione Centrale della Pianificazione Territoriale, Mobilità e Infrastrutture di trasporto della Regione con parere dd 27 aprile Le opere da realizzarsi in aree che potrebbero essere assoggettate a eventuale bonifica a seguito del completamento dell istruttoria condotta dal Ministero dell Ambiente nell ambito della Conferenza dei Servizi per il SIN di Trieste, dovranno essere realizzate solo ad avvenuto rilascio dell apposita certificazione di avvenuta bonifica dell area, sempre che non possano determinarsi delle sinergie tra le suddette eventuali attività di bonifica e i lavori di realizzazione del terminale espressamente approvate dal Ministero dell Ambiente in quanto non in contrasto con gli obiettivi dell intervento di bonifica stesso Regime vincolistico Patrimonio storico - architettonico culturale Nell area oggetto di studio sono presenti elementi di interesse storico-architettonicoartistico, culturale ed ambientale. Gli elementi che ricadono nell area di studio sono principalmente i complessi urbanistici di Trieste e di Muggia, con i loro centri storici primari e castelli Aree naturali protette o sottoposte a regime di salvaguardia Nell area oggetto di studio sono presenti le seguenti aree naturali protette: 1 sito di interesse comunitario (SIC), classificato anche come zona di protezione speciale (ZPS); 2 proposte di sito di interesse comunitario (psic) e ZPS; 1 Riserva Regionale; 1 Biotopo. Nello specifico il SIC/ZPS è denominato IT Carso triestino e goriziano e ricade in territorio italiano. Le due aree psic/zps ricadono entrambe in territorio sloveno e sono denominate: SI Kras SI Škocjanski zatok. La Riserva Regionale ricadente nell area oggetto di studio è la riserva Val Rosandra, mentre il Biotopo è quello denominato Laghetti delle Noghere. Allegato 12 -.doc Pagina 6

12 Coerenza del progetto con il regime vincolistico L area di realizzazione dell impianto non ricade in alcuna area naturale protetta. In relazione alla tipologia e all ubicazione dell opera non si ritengono comunque ipotizzabili impatti diretti di questa sulle aree naturali protette circostanti. Allegato 12 -.doc Pagina 7

13 2. CICLI PRODUTTIVI Il terminale on-shore di ricezione e rigassificazione GNL di Zaule (TS) ha una potenzialità complessiva annua di Sm³ di gas erogato ed è composto dalle seguenti strutture principali: infrastrutture a mare per accesso, manovra, e attracco delle navi metaniere; sistema di trasferimento e stoccaggio temporaneo del GNL; rigassificazione del GNL; impianti ausiliari e di servizio; opere civili principali ed accessorie. Nei paragrafi seguenti si riporta una descrizione di tali sistemi Infrastrutture a mare per accesso, manovra, e attracco delle navi metaniere Le principali infrastrutture a mare per l accesso, la manovra e l attracco delle navi metaniere sono le seguenti: piattaforma di scarico; briccole di accosto e di ormeggio; pontile di collegamento e pipe-rack Sistema di trasferimento e stoccaggio temporaneo del GNL Bracci di scarico e collettori di trasferimento Una volta ormeggiata la metaniera, è possibile avviare le procedure di scarico di GNL e del suo trasferimento ai serbatoi criogenici. Le operazioni di scarico, altamente standardizzate, consistono principalmente nel trasferimento del prodotto stoccato nei serbatoi criogenici della nave tramite l utilizzo di tre bracci di scarico da 16. Il GNL proveniente dai bracci di scarico verrà convogliato su una linea di trasferimento da 36 che trasporterà il prodotto dal molo ai serbatoi criogenici situati in area impianto. I serbatoi criogenici delle navi metaniere operano ad una pressione tipica di 80 mbarg: al fine di mantenere tale valore di pressione anche durante le operazioni di scarico, una quantità di vapore di GN proveniente dai serbatoi di stoccaggio in impianto, avente volume pari al GNL in uscita dai serbatoi verrà restituito alla metaniera, mediante un apposito braccio di carico vapori, avente diametro pari a 24. Allegato 12 -.doc Pagina 8

14 Il trasferimento del GNL sarà effettuato esclusivamente mediante le pompe di scarico del GNL presenti sulle metaniere. Le linee di trasferimento sono dimensionate in modo da rendere possibile il trasferimento del liquido criogenico dalla metaniera (pressione di 80 mbarg) ai serbatoi operanti ad una pressione leggermente più elevata (pressione operativa di 200 mbarg). Tali linee, a differenza dei bracci di scarico, saranno opportunamente coibentate al fine di ridurre al minimo lo scambio di calore con l ambiente circostante. La tipica portata di scarico di GNL da una metaniera è di m 3 h -1 ; le operazioni di scarico hanno una durata, a secondo del volume di GNL stoccato, di circa ore. La struttura di carico/scarico nave sarà predisposta con attrezzature per il rifornimento di azoto liquido e acqua potabile per le metaniere. I bracci di scarico del GNL, dovendo trasferire il prodotto dalla nave metaniera ormeggiata, saranno dotati di appositi sensori di posizione che, collegati ad un sistema di supervisione e controllo dedicato, permettono di iniziare una procedura di sgancio rapido e successivo allontanamento della metaniera in caso fossero rilevati spostamenti non compatibili con la sicurezza delle operazioni. In particolare, nell eventualità che i bracci di scarico compiano movimenti eccedenti i valori ammissibili, è previsto l intervento di un sistema tarato su due livelli d intervento; superato il primo livello di intervento, verrà inviato un segnale di fermata alle pompe di discarica della nave che andranno a, ridurre a zero la portata di GNL trasferito con la conseguente chiusura delle valvole di isolamento dei bracci di scarico e dei collettori di trasferimento e presentazione della nave. Superato il secondo livello di intervento, verrà azionato il sistema di sgancio di emergenza dei bracci permettendo alla metaniera di lasciare l accosto senza che si verifichino rilasci significativi di GNL. Un vasca di raccolta di versamenti di GNL (con capacità di circa 130 m 3 ) sarà posizionata sulla briccola di accosto a ovest più vicina alla piattaforma La vasca di raccolta sarà dotata di pompe di estrazione di acqua che assicureranno la disponibilità del volume della vasca.. Nel caso si renda necessario, lo svuotamento e l inertizzazione delle linee di trasferimento del GNL dalla piattaforma di scarico ai serbatoi di stoccaggio sarà effettuato mediante spiazzamento con gas azoto Serbatoi di stoccaggio temporaneo Per lo stoccaggio del GNL verranno utilizzati due serbatoi criogenici a contenimento totale. Ogni serbatoio ha una capacità geometrica di circa m³ e una capacità operativa di m³. I serbatoi scelti per il terminale di Zaule sono del tipo fuori terra a contenimento totale. I serbatoi sono dedicati a stoccare in modo temporaneo il GNL proveniente dalla linea di trasferimento che potrà scaricare su ciascun serbatoio criogenico. Il GNL potrà essere immesso nei serbatoi indifferentemente dal basso e dall alto al fine di favorire una corretta miscelazione del liquido. Allegato 12 -.doc Pagina 9

15 I serbatoi di stoccaggio del GNL garantiranno un contenimento totale, e saranno composti da un contenitore primario in acciaio idoneo per servizio criogenico e da un contenitore secondario in cemento armato. Tale tipologia di serbatoi è progettata e costruita in modo che il contenitore primario e il contenitore secondario siano entrambi in grado di contenere in modo indipendente il GNL immagazzinato. L intercapedine tra il contenitore interno e quello esterno sarà riempita con un isolante termico avente opportune caratteristiche termiche e meccaniche. Ogni serbatoio sarà dotato di 4+1R pompe di estrazione sommerse, in grado di garantire la portata di massima di progetto. I serbatoi criogenici sono stati progettati per permettere una pressione operativa al loro interno pari a 200 mbarg; la pressione di progetto è pari a 300 mbarg. Il valore di pressione operativa è stato scelto appositamente leggermente più alto di quello dei serbatoi delle metaniere (80 mbarg) al fine di limitare la formazione eccessiva di vapori di GNL all interno dei serbatoi criogenici, durante le operazioni di scarico nave. Su ogni serbatoio la pressione operativa sarà controllata dai compressori di boil-off ; in particolare un controllore di pressione tarato a 200 mbarg posto sulla linea vapori in uscita dai serbatoi GNL governerà la regolazione della PCV posta sulla linea di ricircolo dei compressori, garantendo l operatività dei serbatoi alla pressione operativa prescelta. Livelli di pressione superiori alla pressione operativa comporteranno l apertura progressiva di tre livelli di valvole con scarico dei vapori di GN in eccesso direttamente in atmosfera, solo nel caso ultimo di superaramento del terzo livello di sicurezza Produzione dei vapori di boil-off Nonostante ogni parte dell impianto sia progettata per limitare il più possibile gli scambi termici tra il GNL alla temperatura di circa 160 C e l ambiente circostante, è inevitabile la formazione all interno dei serbatoi di stoccaggio del GNL di quantità non trascurabili di vapori di GNL, chiamati vapori di boil-off. Parte dei vapori di boil-off andranno restituiti, in fase di scarico nave, alla metaniera al fine di permettere alla stessa di mantenere la sua pressione operativa ad una valore costante pari a 80 mbarg. Il volume di gas da restituire alla metaniera, è stato individuato essere pari a m 3 h -1. I vapori non restituiti alla nave devono invece essere trasferiti al condensatore al fine di essere riassorbiti nella corrente di GNL proveniente dai serbatoi criogenici. Dal bilancio dei vapori di boil off in uscita dai serbatoi di stoccaggio del GNL risulta che durante le fasi di scarico nave i vapori da gestire sono una quantità assai più elevata di quelli che si formano per boil off termico durante le fasi di non scarico nave. Tale disparità ha indotto a prevedere l installazione di tre compressori di boil off, di cui due utilizzati durante le fasi di scarico nave ed uno dedicato alle fasi di non scarico nave. Allegato 12 -.doc Pagina 10

16 2.3. Rigassificazione del GNL Sistema di recupero dei vapori di boil-off I vapori di boil-off che si sviluppano per evaporazione del GNL nei serbatoi di stoccaggio temporaneo vengono convogliati ai compressori e inviati, una volta compressi, al condensatore. Come anticipato, la portata dei vapori di boil-off che viene inviata ai compressori di boil-off varia notevolmente in funzione di molteplici fattori; in particolare si individuano le seguenti situazioni: fase di ricircolo (non-scarico nave): i vapori di boil-off sono prodotti dal calore scambiato dai serbatoi di stoccaggio, dalle condotte di trasferimento e dal calore sviluppato dalle pompe immerse nei serbatoi stessi. In tale caso è in funzione un solo compressore che provvederà al trasferimento dei vapori di boil-off al sistema di condensazione. Da sottolineare che per gestire i vapori di boil-off in condizioni di ricircolo è stato previsto l utilizzo di un solo compressore essendo le portate di vapore in gioco assai inferiori rispetto a quelle della fase di scarico nave; fase di scarico nave: oltre ai vapori prodotti nella fase precedente, si hanno i vapori generati dal calore sviluppato dalle pompe della nave ed i vapori di spiazzamento prodotti dall'aumento di volume di GNL nei serbatoi corrispondente alla portata di scarico del liquido dalla metaniera. Per gestire i vapori di boil-off durante la fase di scarico nave saranno previsti due compressori che avranno il compito di rinviare parte dei vapori di boil-off alla metaniera mediante il collettore dedicato da 24. Per mantenere la temperatura dei vapori di boil-off a valori inferiori a 150 C, è stato previsto un controllo di temperatura effettuato mediante iniezione di GNL nella corrente gassosa in aspirazione ai compressori (desurriscaldatore); aumenti eccessivi della temperatura di aspirazione si possono verificare naturalmente nella fase gassosa sovrastante il GNL nei serbatoi oppure nel caso in cui i compressori lavorino in riciclo. Dopo l'iniezione di GNL i vapori di boil-off passano in un KO drum dove vengono abbattute le eventuali goccioline di liquido trascinate; il KO drum è provvisto di un demister (eliminatore di nebbie) per aumentare l'efficienza di separazione delle goccioline Condensatore di boil-off I vapori di GNL ripresi dai serbatoi per mezzo dei compressori di boil-off vengono inviati (a meno della quantità necessaria a mantenere in pressione i serbatoi delle metaniere durante la fase di scarico nave) al condensatore di boil-off. Tale apparecchiatura è adibita alla ricondensazione dei vapori di GN mediante intima miscelazione con una parte della corrente di GNL proveniente dai serbatoi di stoccaggio. Il condensatore sfrutta il fatto che il GNL pompato dai serbatoi criogenici si trova ad una pressione di 7-8 barg e ad una temperatura che è sostanzialmente invariata ( 160 C) risultando in tal modo Allegato 12 -.doc Pagina 11

17 sottoraffreddato ed è pertanto in grado di assorbire i vapori di GNL provenienti dai compressori. Il condensatore di boil-off é un recipiente verticale in pressione disegnato per favorire un intimo contatto dei vapori di boil-off con il GNL, al fine di favorirne il riassorbimento. Uscendo dallo strato di impaccamento il GNL che ha ormai assorbito tutti i vapori di boiloff, viene raccolto nella parte inferiore del recipiente. Il livello nel recipiente é monitorato dal controllore di livello che agisce sulla valvola che regola la portata di GNL in ingresso al vessel. La pressione operativa dell apparecchiatura può variare tra un minimo, al disotto del quale si apre la valvola che immette gas (hot gas) proveniente dall'uscita dei vaporizzatori, ed un massimo, al di sopra del quale si apre la valvola che manda il gas in eccesso ai compressori di boil-off. La corrente di GNL in uscita al condensatore, arricchita dei vapori di boil-off ricondensati, viene mandata alle pompe di alimento dei vaporizzatori Pompe di alimento vaporizzatori Le pompe di alimento vaporizzatori sono pompe criogeniche verticali tipo "pot mounted". Esse aspirano il GNL dal condensatore di boil-off e lo comprimono fino ad una pressione di circa 82 barg; tale pressione è quella necessaria per assicurare, considerando le perdite di carico previste nei vaporizzatori, per l'immissione del GNL vaporizzato nel metanodotto di collegamento con la rete gas nazionale (pressione di immissione prevista al metanodotto:76 barg). Si prevede l installazione di 5+1R pompe in grado di garantire la portata di massima di progetto Vaporizzatori Per l impianto di rigassificazione del terminale di Zaule si è scelto di suddividere la portata di GNL da vaporizzare su cinque (5) unità ORV e due (2) SCV di emergenza. I vaporizzatori open rack (ORV) utilizzano l acqua di mare come vettore termico per la gassificazione del GNL. Sono stati scelti data la possibilità di poter disporre delle grandi quantità di acqua necessaria allo scambio termico (circa m 3 /h alla capacità di progetto dell impianto). La temperatura dell acqua mare in ingresso ai vaporizzatori dovrà mantenersi al di sopra di 7 C, per permettere alle apparecchiature di lavorare in condizioni tali da scongiurare la formazione di ghiaccio sull esterno dei pannelli degli ORV; la massima differenza di temperatura ammissibile per l'acqua tra ingresso ed uscita dai vaporizzatori è fissata in 5 C. In caso di malfunzionamento dei vaporizzatori open rack o del sistema di presa a mare, al fine di mantenere operativo l impianto, entreranno in funzione i vaporizzatori a fiamma sommersa. I due vaporizzatori a fiamma sommersa (SCV) avranno una capacità unitaria pari a Sm 3 /h. Saranno infatti dimensionati in modo tale da poter assicurare 37,2% della Allegato 12 -.doc Pagina 12

18 capacità di progetto dell impianto ( Sm 3 /h durante il picco di produzione invernale). Il vaporizzatore a fiamma sommersa è costituito da un fascio tubero, attraversato dal GNL, immerso in un bagno d acqua caldo (25 35 C). Il GNL passando attraverso il sistema di tubi immerso, viene riscaldato e vaporizza sfruttando il calore trasmesso dal bagno d acqua. L acqua viene mantenuta calda tramite il calore fornito dal contatto diretto con i gas caldi prodotti dalla combustione di un piccola parte di gas naturale (generalmente 1.5 % del gas vaporizzato). Il combustibile e l aria convogliata da un compressore reagiscono nel bruciatore a fiamma sommersa; i gas caldi prodotti vengono convogliati tramite un sistema di distribuzione all interno del bagno d acqua, dove avviene il trasferimento di calore per contatto diretto. Il gas utilizzato come combustibile nei vaporizzatori viene riscaldato in un preriscaldatore posto a monte dei vaporizzatori. Allegato 12 -.doc Pagina 13

19 Figura 2-1 Schema di flusso generale dell impianto Allegato 12 -.doc Pagina 14

20 2.4. Impianti ausiliari e di servizio L impianto GNL verrà equipaggiato con tutti i servizi ausiliari necessari per il suo esercizio, di seguito elencati: sistema aria compressa; sistema azoto; sistema acqua servizi; sistema di presa mare e alimentazione acqua ai vaporizzatori; sistema elettrico sistema di alimentazione combustibile diesel sistema di alimentazione gas combustibile; sistema blow-down; sistema antincendio; sistema di acque reflue domestiche ed acque oleose Opere civili a mare L insieme delle opere civili a mare è composto da: piattaforma di scarico delle metaniere; strutture di accosto ed ormeggio metaniere costituite da: briccole di accosto; briccole di ormeggio; passerelle pedonali di collegamento delle strutture di ormeggio ed accosto; pontile di collegamento a terra della piattaforma; struttura di supporto della candela di scarico; condotta di scarico dell acqua Opere civili a terra L insieme delle opere civili a terra è composto da: predisposizione dell area di ubicazione dell impianto; strutture e fondazioni ; serbatoi di stoccaggio temporaneo; Allegato 12 -.doc Pagina 15

21 edifici Opere accessorie L insieme delle opere accessorie è composto da: reti di protezione; sistema fognario Materie prime e prodotti intermedi L impianto di rigassificazione del GNL utilizza le seguenti materie prime ed ausiliarie: GNL per vaporizzatori ORV. GNL per vaporizzatori SCV. Azoto per sistema azoto. Aria compressa per sistema aria compressa. Metabisolfito di sodio per neutralizzazione dell ipoclorito. Olio lubrificante per macchinari vari quali compressore di Boil Off Gas, compressori ad aria, pompe acqua antincendio, gru su piedistallo, powerback idraulico. Inibitore d incrostazione (HCl) per processo di elettroclorazione. Idrossido di sodio per la neutralizzazione degli scarichi dei vaporizzatori SCV. Ipoclorito di sodio (prodotto intermedio da elettrolisi dell acqua) utilizzato nell impianto di clorazione. Tutti gli stoccaggi di materie prime o prodotti intermedi pericolosi saranno ubicati in aree al riparo da agenti atmosferici o dotate di bacino di contenimento tramite cordolatura o altrimenti dotate di sistema drenaggio connesso al trattamento acque oleose Consumi idrici Acque di processo Il processo produttivo richiede l approvvigionamento idrico di seguito descritto: punto di prelievo PA1 - acqua di mare prelevata attraverso un bacino di presa acqua di mare, per vaporizzatori ORV; acqua demineralizzata (addotta tramite autobotte) per vaporizzatori SCV. Allegato 12 -.doc Pagina 16

22 Sul bacino di presa di acqua di mare sarà installato un misuratore di portata per quantificare i volumi di acqua prelevati ed utilizzati nel processo Acqua ad uso domestico L acqua ad uso domestico sarà fornita dall acquedotto (punto di prelievo PA2) Servizi ausiliari L acqua per i servizi ausiliari e fornita dall acquedotto (punto di prelievo PA2). Il volume d acqua annuo è stato stimato pari a 17,52 x10 3 m 3 /anno con un consumo giornaliero di 48 m 3 /giorno. Questo consumo comprende anche i contributi relativi a test settimanali eseguiti sul sistema antincendio con un consumo stimato di 2,6 x10 3 m 3 /anno. Allegato 12 -.doc Pagina 17

23 3. ENERGIA 3.1. Produzione di energia L unica tipologia di energia prodotta è l energia termica con cui viene mantenuto caldo (25-35 C) il bagno d acqua in cui è immerso il fascio tubero che costituisce il vaporizzatore a fiamma sommersa (SCV) Consumo di energia Il fabbisogno di energia elettrica dell impianto di rigassificazione del GNL sarà fornita dalla rete elettrica nazionale. I combustibili utilizzati sul terminale sono il gas naturale per l alimentazione dei due SCV e la produzione di energia termica e il gasolio per l alimentazione del gruppo elettrogeno e delle pompe antincendio e la produzione di energia elettrica nei casi di emergenza. Allegato 12 -.doc Pagina 18

24 4. EMISSIONI 4.1. Emissioni in atmosfera Esistono due unità di processo che comportano la produzione di emissioni significative in atmosfera: i vaporizzatori a fiamma sommersa o (SCV). Essi saranno in grado di vaporizzare il 37% circa della portata di GNL e fungono quindi da riserva parziale ai vaporizzatori ad acqua (ORV). I vaporizzatori a fiamma sommersa sono costituiti da un fascio di serpentine, in cui passa il GNL da vaporizzare, immerso in una vasca contenente acqua dolce mantenuta a temperatura costante attraverso l'iniezione dei gas combusti provenienti da un bruciatore che opera in eccesso d'aria. Il prodotto della combustione viene direttamente immesso in una sezione del rigassificatore immersa in acqua, all interno del quale il GNL viene fatto passare attraverso una serpentina con la funzione di scambiatore di calore. La combustione del gas ha come obiettivo la produzione di calore trasferito in parte all acqua che serve a riscaldare la serpentina ove scorre il GNL che, riscaldandosi, gassifica. I vaporizzatori a combustione sommersa (SCV) utilizzano il gas naturale prodotto o quello di rete, in caso di avvio dell impianto, proveniente dal sistema fuel gas, per produrre il calore necessario alla vaporizzazione del GNL. Il fluido termoconvettore è costituito da acqua demineralizzata. I SCV rilasciano in atmosfera i fumi prodotti attraverso opportuni camini di scarico. Oltre ai due vaporizzatori a fiamma sommersa SCV1 e SCV2, presso il terminale saranno presenti le seguenti ulteriori fonti di emissioni in atmosfera discontinue ed utilizzate solo in casi di emergenza: torcia, generatore di emergenza e pompa antincendio Scarichi idrici Il terminale di rigassificazione di GNL è dotato di una rete separata per la raccolta rispettivamente di acque: Reflue industriali (da vaporizzazione GNL): scarico parziale SP1; Provenienti dal sistema antincendio ad acqua mare: scarico parziale SP2; Meteoriche bianche ed antincendio: scarico parziale SP3; Acque oleose (meteoriche e di lavaggio): scarico parziale SP3; Reflue civili: scarico parziale SP3; Derivanti da spurghi degli SCV: scarico parziale SP4. Allegato 12 -.doc Pagina 19

25 Acque di laboratorio: derivanti da attività di controllo sugli oli dei compressori, sulle acque di approvvigionamento/scarico, sul GNL processato. Esse saranno gestite come rifiuti. Le acque oleose e le acque reflue civili saranno trattate mediante due distinti sistemi di trattamento biologico (con sezione di separazione acqua-olio per le acque oleose) prima del loro convogliamento e scarico finale a mare. Gli scarichi parziali (SP1, SP2, SP3, SP4) saranno convogliati ad un unico punto di scarico finale SF5 a mare con una portata media annua di 2,80x10 8 m 3 /anno e una portata massima di scarico di 7,69x10 5 m 3 /giorno. Le coordinate Gauss Boaga del punto di scarico sono: E ' e N Emissioni sonore Il clima acustico di contesto ove sorgerà l impianto GNL ricade nell ambito della zona industriale Servola nel Comune di Trieste, all interno dell area un tempo occupata dalla società Esso Italiana denominata "Area Ex-Esso". Il sito per le opere a terra è inserito quindi in un contesto urbanistico industriale privo, nelle immediate aree circostanti, di abitazioni civili. Queste si ritrovano invece verso Nord oltre la strada sopraelevata della Grande Viabilità di Trieste, sul monte S. Pantaleone, un modesto rilievo di circa 80 m di altezza. In direzione Sud è presente un terrapieno oltre il quale si trova il litorale marino. Soltanto al di là del mare (Baia di Muggia) in direzione Sud, si hanno le abitazioni ad uso privato di Muggia e Porto S. Rocco. Attualmente il Comune di Trieste non ha attuato la zonizzazione acustica prevista ai sensi dell'art.6 della legge n. 447/95. In riferimento all'art.8 del D.P.C.M. 14 novembre 1997 (norme transitorie) in attesa che il Comune proceda, secondo le indicazioni della Regione, alla zonizzazione con il relativo piano di risanamento acustico (eventuale), si continuano ad applicare i limiti di cui al D.P.C.M. 1 marzo L area in questione e le aree circostanti fino alla strada soprelevata della Grande Viabilità ricadono nella zona VI Aree esclusivamente industriali (aree esclusivamente interessate da attività industriali, del tutto prive di insediamenti abitativi, a traffico prevalentemente pesante) con limite diurno e notturno entrambi di 70 db. Le aree che coprono monte S. Pantaleone sono interessate da abitazioni private con campi destinati all agricoltura, ma sono presenti anche insediamenti industriali attivi e non (ad esempio il sito dell ex inceneritore). Pertanto queste aree sono inserite nella zona III Aree di tipo misto (aree con media densità di abitanti, scarso traffico, attività commerciali, uffici, poche attività artigianali, niente industrie; aree rurali con impiego di macchine per l agricoltura) con limite diurno 60 db e notturno 50 db. Gli impatti sul clima acustico prodotti dal terminale di GNL in fase di esercizio saranno imputabili principalmente al funzionamento delle apparecchiature di seguito descritte: unità idraulica; Allegato 12 -.doc Pagina 20

26 strumentazione aria compressa; unità di elettroclorazione; membrane azoto; trasformatori; compressore BOG. Tutte queste strutture saranno dotate di sistemi di abbattimento delle emissioni sonore. Allegato 12 -.doc Pagina 21

27 4.4. Rifiuti La tabella di seguito riportata illustra l elenco dei rifiuti prodotti dal terminale di GNL alla massima capacità produttiva in termini di Codice CER, quantità e modalità di stoccaggio. Allegato 12 -.doc Pagina 22

28 Tabella 4-1: Rifiuti prodotti e modalità di stoccaggio Codice CER Descrizione del rifiuto Impianti/fasi di provenienza Acque nere Sistema di ricevimento e stoccaggio GNL Sistema acqua a mare Stato fisico Liquido Quantità annua prodotta anno di riferimento Massima Capacità Produttiva 8,7 x 10 5 kg quantità unità di misura Area di stoccaggio Modalità di stoccaggio Destinazione Area di stoccaggio 3 Serbatoio chiuso di capacità 60 m3 Recupero * Acque oleose Sistema di ricevimento e stoccaggio GNL Sistema acqua a mare Liquido Massima Capacità Produttiva 2,19 x 10 5 kg Area di stoccaggio 4 Serbatoio chiuso di capacità 15 m3 Recupero * Acque di laboratorio Sistema di ricevimento e stoccaggio GNL Sistema acqua a mare Liquido Massima Capacità Produttiva 2,92 x 105 kg Area di stoccaggio 5 Serbatoio chiuso di capacità 12 m3 Recupero * Olio (prodotti dalla manutenzione di impianti e apparecchiature) Sistema di ricevimento e stoccaggio GNL Sistema acqua a mare Liquido Massima Capacità Produttiva kg Area di stoccaggio 2 Contenitore a tenuta Recupero * Assorbenti materiali filtranti Sistema ricevimento di e Solido Massima Capacità Produttiva Area di stoccaggio 2 Contenitore a tenuta Recupero Allegato 12 -.doc Pagina 23

29 Quantità annua prodotta (inclusi dell olio specificati altrimenti), stracci indumenti protettivi contaminato sostanze pericolose filtri non e da stoccaggio GNL Sistema acqua a mare 500 kg * Solventi e miscele di solventi Sistema di ricevimento e stoccaggio GNL Sistema acqua a mare Liquido Massima Capacità Produttiva 220 kg Area di stoccaggio 2 Contenitore a tenuta Recupero Neon Sistema di ricevimento e stoccaggio GNL Sistema acqua a mare Solido Massima Capacità Produttiva 11 kg Area di stoccaggio 2 Contenitore a tenuta Recupero Rifiuti di laboratorio Sistema di ricevimento e stoccaggio GNL Sistema acqua a mare Liquido Massima Capacità Produttiva 12 kg Area di stoccaggio 1 Contenitore a tenuta Deposito * Rifiuti metallici contaminati da Sistema ricevimento di e Solido Massima Capacità Produttiva Area di stoccaggio 2 Contenitore a tenuta Recupero Allegato 12 -.doc Pagina 24

30 Quantità annua prodotta sostanze pericolose stoccaggio GNL Sistema acqua a mare 92 kg Componenti elettriche ed elettroniche rimosse da apparecchiature fuori uso Sistema di ricevimento e stoccaggio GNL Sistema acqua a mare Solido Massima Capacità Produttiva 52 kg Area di stoccaggio 1 Contenitore a tenuta Recupero * Rifiuti dal processo di elettrolisi Sistema di ricevimento e stoccaggio GNL Sistema acqua a mare Solido Massima Capacità Produttiva kg Area di stoccaggio 2 Contenitore a tenuta Deposito * Batterie al piombo Sistema di ricevimento e stoccaggio GNL Sistema acqua a mare Solido Massima Capacità Produttiva 163 kg Area di stoccaggio 2 Contenitore a tenuta Recupero Altre batterie ed accumulatori Sistema di ricevimento e stoccaggio GNL Sistema acqua a mare Solido Massima Capacità Produttiva 7 kg Area di stoccaggio 1 Contenitore a tenuta Recupero Metalli misti Sistema di ricevimento e stoccaggio GNL Sistema acqua a mare Solido Massima Capacità Produttiva kg Area di stoccaggio 1 Contenitore a tenuta Recupero Allegato 12 -.doc Pagina 25

31 Quantità annua prodotta Contenitori con residui non pericolosi Sistema di ricevimento e stoccaggio GNL Sistema acqua a mare Solido Massima Capacità Produttiva kg Area di stoccaggio 1 Contenitore a tenuta Recupero Carta e cartone Sistema di ricevimento e stoccaggio GNL Sistema acqua a mare Solido Massima Capacità Produttiva kg Area di stoccaggio 1 Contenitore a tenuta Recupero Rifiuti urbani non differenziati Sistema di ricevimento e stoccaggio GNL Sistema acqua a mare Solido Massima Capacità Produttiva kg Area di stoccaggio 1 Contenitore a tenuta Deposito Plastica Sistema di ricevimento e stoccaggio GNL Sistema acqua a mare Solido Massima Capacità Produttiva 220 kg Area di stoccaggio 1 Contenitore a tenuta Recupero Legno Sistema di ricevimento e stoccaggio GNL Sistema acqua a mare Solido Massima Capacità Produttiva 500 kg Area di stoccaggio 1 Contenitore a tenuta Recupero Allegato 12 -.doc Pagina 26

32 Tutti i rifiuti generati presso il terminale saranno gestiti secondo le modalità del deposito temporaneo così come previsto dal D.Lgs. 152/06 Parte IV art Le aree di stoccaggio saranno costruite in modo tale che le diverse tipologie di rifiuti ivi depositate siano ben separate. Tutte le aree saranno munite di recinzione ed impermeabilizzate: in particolare, le aree dedicate allo stoccaggio di rifiuti pericolosi saranno munite di sistemi di contenimento secondari di capacità adeguate in grado di raccogliere eventuali perdite e sversamenti. In fase di progetto esecutivo saranno fornite ulteriori e più dettagliate informazioni in merito alle aree di stoccaggio rifiuti. La raccolta dei rifiuti sarà appaltata ad imprese specializzate che provvederanno al loro smaltimento in impianti autorizzati previa differenziazione sul terminale degli stessi a seconda della loro tipologia. Saranno comunque adottati presso il complesso i principi di riduzione, riutilizzo e riciclaggio, in modo da minimizzare le quantità di rifiuti prodotti e ridurre l impatto sull ambiente. Allegato 12 -.doc Pagina 27

33 5. SISTEMI DI ABBATTIMENTO/CONTENIMENTO 5.1. Emissioni in atmosfera Le emissioni in atmosfera più significative prodotte dal Terminale in fase di esercizio sono riconducibili ai due vaporizzatori a fiamma sommersa (SCV1 ed SCV2), che fungono da riserva parziale ai vaporizzatori ad acqua (ORV), e per i quali è in realtà stimabile un funzionamento attorno ai 30 giorni all anno (720 ore). Le concentrazioni di inquinanti (NOx, SO2, Polveri e CO) nei fumi emessi dagli SCV sono inferiori ai limiti di emissione previsti dal D.Lgs 152/06. Inoltre la simulazione modellistica eseguita (Rif. Capitolo 8 del presente documento) ha mostrato come gli impatti causati dalle emissioni prodotte dal Terminale di rigassificazione del GNL siano complessivamente poco significativi e non vadano ad alterare in maniera sensibile lo stato di qualità dell aria. Considerate le caratteristiche qualitative ed il carattere saltuario delle emissioni generate dal Terminale di rigassificazione, non si ritiene necessaria l adozione di sistemi di abbattimento delle emissioni aeriformi Emissioni in acqua Saranno installati in sito due impianti di trattamento delle acque reflue, dedicati al trattamento delle acque reflue civili e delle acque oleose, rispettivamente. Le acque reflue domestiche saranno trattate mediante impianto di depurazione biologica a basso carico con stabilizzazione del fango. Le caratteristiche dell'impianto di trattamento saranno tali da consentire la riduzione del carico organico al di sotto dei limiti previsti dalle normative vigenti in materia (Tabella 3 dell Allegato 5 al D.Lgs. 152/06 Parte III). Le acque oleose saranno trattate mediante impianto di depurazione biologica a basso carico con separazione di olio e stabilizzazione del fango. Il sistema sarà in grado di ricevere ed eventualmente trattare anche i reflui provenienti dagli scarichi civili (mensa, servizi igienici). Le caratteristiche dell'impianto di trattamento saranno tali da consentire la riduzione del carico organico al di sotto dei limiti previsti dalle normative vigenti in materia (Tabella 3 dell Allegato 5 al D.Lgs. 152/06 Parte III). Allegato 12 -.doc Pagina 28

34 5.3. Emissioni sonore Ai fini del contenimento delle emissioni sonore nell ambiente tutte le apparecchiature in grado di produrre emissioni rilevanti saranno dotate di sistemi di abbattimento delle emissioni sonore dotate di interventi di abbattimento acustico Emissioni al suolo (rifiuti) Le aree di stoccaggio rifiuti saranno costruite in modo tale che le diverse tipologie di rifiuti ivi depositate siano ben separate. Tutte le aree saranno munite di recinzione ed impermeabilizzate: in particolare, le aree dedicate allo stoccaggio di rifiuti pericolosi saranno munite di sistemi di contenimento secondari di capacità adeguate in grado di raccogliere eventuali perdite e sversamenti. In fase di progetto esecutivo saranno fornite ulteriori e più dettagliate informazioni in merito alle aree di stoccaggio rifiuti. Allegato 12 -.doc Pagina 29

35 6. BONIFICHE AMBIENTALI L area ove si intende realizzare il terminale di rigassificazione rientra nell ambito del Sito di Interesse Nazionale (SIN) di Trieste. Prima dell inizio della fase di costruzione del Terminale, si provvederà ad una caratterizzazione delle aree onshore (terreni) ed offshore (sedimenti) secondo il Piano di Caratterizzazione Ambientale che è stato approvato nella Conferenza dei Servizi del SIN di Trieste (Lettera del MATTM, prot del 03/11/2008). Si sottolinea che, in seguito all emanazione del D.M. (Ambiente) 7 novembre 2008, che disciplina le operazioni di dragaggio nei siti di bonifica di interesse nazionale, provvederà a presentare, per quanto riguarda la parte relativa alle operazioni di caratterizzazione off-shore, un integrazione del Piano di caratterizzazione. A seguito delle approvazioni del Piano di caratterizzazione ambientale, ha proceduto ad una parziale esecuzione delle indagini e delle analisi previste nel suddetto Piano, a terra e a mare, per circa il 30% del totale. La problematica ambientale del sottosuolo nel sito di ubicazione del Terminale è rappresentata dalla presenza di terreni ed acque di falda contaminate, e da una significativa quantità di materiale di risulta (soprattutto rifiuti inerti quali detriti e legno) nell Area di discarica a mare di via Errera. Una volta terminati i lavori di caratterizzazione presenterà il Piano di Bonifica. Tale Piano includerà tutte le misure di mitigazione per prevenire la risospensione dei sedimenti e la contaminazione delle acque. Allegato 12 -.doc Pagina 30

36 7. STABILIMENTI A RISCHIO DI INCIDENTE RILEVANTE L'impianto di ricezione e rigassificazione GNL di Zaule rientra tra quelli sottoposti all'art. 8 del D.Lgs. 334/1999 poiché si serve di stoccaggi eccedenti le 200 t di gas naturale (Allegato I, Parte 1, D.Lgs. 334/1999). Dal punto di vista ambientale e della sicurezza, la pericolosità del GNL, che è prevalentemente costituito da metano, è da addebitare quasi esclusivamente all infiammabilità dei vapori miscelati con aria. Questi, una volta riscaldati al di sopra dei 112 C, sono più leggeri dell aria, cosa che in ambiente non confinato ne può facilitare la rapida dispersione in atmosfera. In talune particolari situazioni, può essere anche la stessa bassa temperatura del GNL a costituire un pericolo. Il GNL non è tossico e, come tutti i gas liquefatti, è soggetto a rapida evaporazione a pressione atmosferica e a temperatura ambiente, per cui il suo eventuale rilascio accidentale in ambiente acquatico non dà luogo ad inquinamento delle acque. L analisi dei malfunzionamenti ed incidenti ambientali è stata sviluppata nel Rapporto Preliminare di Sicurezza (RdS) redatto ai sensi del D.Lgs. 334/99 (ed approvato mediante rilascio di Nullaosta di Fattibilità (NOF) da parte della Direzione Regionale dei Vigili del Fuoco del Friuli Venezia Giulia in data 4 agosto 2005) ed ulteriormente approfondita nel Piano di Gestione dei Malfunzionamenti predisposto su richiesta delle Autorità ai fini del rilascio della Pronuncia di Compatibilità Ambientale.. I rischi di incidente rilevante connessi al traffico marittimo con effetti sull area portuale sono stati approfonditi secondo quanto previsto dal DM (Ambiente) 16/05/2001 n. 293 Regolamento di attuazione della Direttiva 96/82/CE relativa al controllo dei pericoli di incidenti rilevanti connessi a determinate sostanze pericolose. I potenziali incidenti derivanti da deviazioni dei parametri di processo sono stati individuati con l ausilio della tecnica dell analisi di operabilità (HAZOP). Le aree di danno risultanti da tali scenari incidentali sono risultate essere all interno dell area di stabilimento. ha inoltre presentato uno studio in relazione ai possibili effetti domino, redatto dal Prof. Bevilacqua dell Università di Trieste in qualità di responsabile scientifico e da un team di esperti del settore, nell ambito del Consorzio Interuniversitario per l Ingegneria delle Georisorse (Università di Bologna, Università di Cagliari, Università di Roma La Sapienza ed Università di Trieste). Le conclusioni di tale studio, relativamente agli scenari incidentali ipotizzabili all esterno del Terminale riconducibili agli stabilimenti disciplinati dal D.Lgs 334/99 ed ai trasporti ad essi associati, mostrano come non siano attesi effetti diretti sulle installazioni del Terminale stesso. Allegato 12 -.doc Pagina 31