DESCRIZIONE IMPIANTO DI COGENERAZIONE
CICLI PRODUTTIVI
L’impianto di cogenerazione gestito da è ubicato all’interno di un capannone in cui i quattro motori sono
installati in 4 vani di compartimentazione antincendio e fonoisolanti. Esso è costituito essenzialmente
da:
0
n. 4 motori a combustione interna funzionanti a ciclo Otto, alimentati a gas naturale, di costruzione
Rolls Royce Bergen: n. 3 motori hanno una potenza elettrica massima ai morsetti del generatore in
condizioni ISO di 8,515 kWe (BV20), mentre il quarto ha una potenza di 5,095 kWe in condizioni ISO
(BV12), per una potenza totale pari a 30,6 MWe;
n. 2 generatori di vapore a recupero di calore (TecnoTerm) tramite i fumi caldi dei gas esausti dei
motori, caratterizzati da una produzione complessiva di circa 15 t/h di vapore saturo a 41 bar per
soddisfare la richiesta eventuale del limitrofo stabilimento
n. 1 generatore di vapore ausiliario (Bono), caratterizzato da una produzione di 15 t/h di vapore
saturo a 41 bar, alimentato a gas naturale, di integrazione e supporto per garantire la produzione di
vapore quando i motori sono spenti o limitati nell’esercizio.
I vettori energetici inviati all’impianto sono:
vapore saturo alla pressione di 41 bar ed alla temperatura di 253°C generato tramite le caldaie a
recupero dei fumi di scarico dei motori e destinato al processo di essiccazione di per una quantità
massima pari a 15 t/h;
acqua calda alla temperatura di 90°C, recuperata dal circuito di raffreddamento camicie dei motori;
acqua calda alla temperatura di 54°C recuperata dal circuito intercooler dei motori .
La centrale di cogenerazione produce energia elettrica tramite 4 gruppi moto-generatore per una potenza
pari a circa 30,64 MWe e la potenza termica nominale massima dell’impianto è di 66,845 MWt (intesa
come potenzialità termica equivalente di gas metano consumato dai motori, altresì detta potenza termica
primaria).
L’energia elettrica prodotta dai generatori in media tensione (15 kV) in minima parte è impiegata per
soddisfare gli autoconsumi di centrale (circa 0,3 MWe), in parte va a coprire il fabbisogno dello
stabilimento (circa 1,5 MWe, variabile in funzione del processo mentre la parte preponderante viene
esportata sulla rete Terna in alta tensione, previa trasformazione a 132 kV nella sottostazione AT/MT.
I fumi esausti, uscenti dai motori a circa 415°C, vengono convogliati nelle sue caldaie a recupero,
dimensionate per garantire una produzione complessiva di 15 t/h di vapore.
Il vapore prodotto per mezzo delle caldaie a recupero viene convogliato al ciclo produttivo per essere
utilizzato nel processo industriale di essiccazione fanghi. Un più recente uso termico dello stesso vapore
prevede che sia impiegato al termine della linea di abbattimento fumi di, in sostituzione del bruciatore
in vena che è installato prima del camino per assicurare una temperatura di uscita al camino di 115°C.
Per quest’applicazione specifica, il gestore ha installato una batteria di scambio termico vapore-fumi.
Ciascun motore è dotato di due circuiti di raffreddamento ad acqua glicolata: circuito ad alta temperatura
(HT) e circuito a bassa temperatura (LT).
Il calore asportato dai circuiti HT e LT viene in parte recuperato ed in parte viene dissipato nelle batterie
di air cooler.
In Figura 2a è riportato lo schema a blocchi dell’impianto.
Figura 2a
Schema a blocchi dell’impianto
DESCRIZIONE TECNICA DELL’IMPIANTO
Nell’Elaborato tecnico 2.3 è riportato il layout dell’impianto di cogenerazione.
0.1
La potenzialità termica nominale massima di esercizio dell'impianto di cogenerazione è 66,8 MWt.
La potenza elettrica generata dall'impianto è di circa 30,6 MWe, intesa come somma della potenza
elettrica fornita ai morsetti degli alternatori del motori a gas.
Componenti principali
L'impianto di cogenerazione è costituito dai seguenti componenti principali:
0.1.1
n. 4 motori a combustione Interna alimentati a gas naturale:
M-01: Rolls Royce modello 8V12 da 5,095 MWe;
M-02: Rolls Royce modello 8V20 da 8,515 MWe;
M-03: Rolls Royce modello 8V20da 8,515 MWe;
M-04: Rolls Royce modello BV20 da 8,515 MWe;
n. 4 sistemi SCR (CR-01, CR-02, CR-03 e CR-04) per l'abbattimento degli NOx dai fumi esausti del
motori mediante riduzione catalitica con urea;
n. 18 air cooler per la dissipazione del calore relativo ai circuiti di raffreddamento del motori ad alta
temperatura (HT) e a bassa temperatura (LT):
E-3501A/B: raffreddamento circuito LT del motore M-01;
E-3501C: raffreddamento circuito HT del motore M-01;
E-3502A/B/C/D: raffreddamento circuito LT del motore M-02;
E-3502E: raffreddamento circuito HT del motore M-02;
E-3503A/B/C/D: raffreddamento circuito LT del motore M-03;
E-3503E: raffreddamento circuito HT del motore M-03;
E-3504A/B/C/D: raffreddamento circuito LT del motore M-04;
E-3504E: raffreddamento circuito HT del motore M-04;
n. 2 caldaie a recupero:
C-101: alimentata con i fumi di combustione di M-01 e M-02;
C-102: alimentata con i fumi di combustione di M-03 e M-04;
Le due caldaie garantiscono la produzione di 15 t/h complessive di vapore a 41 barg e 253°C in
semplice recupero, non essendo dotate di post-combustione;
n. 2 camini adibiti allo scarico del fumi dei motori In atmosfera, uno dedicato a C-101 e l'altro a C102;
n.1 impianto di filtrazione, preriscaldo, riduzione e misura metano di valenza fiscale (relativo alla
fornitura da metanodotto Snam);
n.2 trasformatori elevatori 15kV/132kV installati nella sottostazione elettrica, ciascuno dimensionato
per poter trasportare la potenza massima generata dall'impianto di cogenerazione;
n.2 trasformatori 15 kV/0,4kV per i servizi ausiliari di centrale;
n. 1 quadro di Media Tensione per effettuare il parallelo tra l'alternatore del gruppo cogenerativo
(motori) e la rete MT a 15kV dello stabilimento;
piping d’adduzione vapore ed acqua calda allo stabilimento.
Descrizione del processo
La produzione di energia elettrica, pari a 30,6 MWe di potenza, avviene tramite la trasformazione
dell'energia meccanica dei 4 motori per mezzo di 4 generatori elettrici a corrente alternata. L'energia
elettrica prodotta dai generatori in media tensione (15 kV) va in minor parte ad alimentare le utenze
dello stabilimento (circa 1,5 MW), mentre la parte preponderante viene esportata sulla rete Terna in alta
tensione, previa elevazione a 132 kV nella sottostazione AT/MT.
0.1.2
I fumi esausti, uscenti dai motori a circa 415°C, vengono convogliati nelle due caldaie a recupero C-101
e C-102, dimensionate per garantire una produzione complessiva di 15 t/h di vapore saturo a 41 barg e
253°C.
Il vapore prodotto nell'impianto di cogenerazione per mezzo delle caldaie a recupero viene convogliato
al ciclo produttivo per essere utilizzato nel processo industriale di essiccazione fanghi o nel post-riscaldo
dei fumi al camino in sostituzione del bruciatore.
Prima dell'ingresso nelle caldaie a recupero, i fumi passano attraverso un catalizzatore ossidante per
l'abbattimento del CO.
A valle del catalizzatore ossidante, i fumi provenienti da ciascun motore passano attraverso un SCR (CR01, CR-02, CR-03 e CR-04), dove subiscono un trattamento di riduzione catalitica con urea per
l'abbattimento degli NOx. L'urea, prelevata dallo stoccaggio S-2701, viene rilanciata dalle pompe P2702A/B verso gli SCR. Le pompe dosatrici P-2701A/B/C/D regolano la portata di urea in controllo di
concentrazione di NOx sui fumi in uscita dagli SCR.
A valle degli SCR, due diverter (altresì dette valvole di bypass) a comando pneumatico modulano la
portata del fumi inviata in caldaia e quella inviata direttamente al camino in controllo di pressione del
vapore sul collettore; in questo modo il vapore prodotto dal recupero sui fumi esausti viene adeguato
alle richieste delle utenze.
La condensa uscente dagli essiccatori, accumulata in un serbatoio di raccolta a circa 3 bar, viene
rilanciata tramite pompe verso il degasatore termofisico DG-2501, situato nel fabbricato dell'impianto di
cogenerazione. Qui viene allontanato l'ossigeno disciolto nella condensa mediante riscaldamento fino a
140°C, utilizzando una piccola parte del vapore prodotto dalle caldaie a recupero. Il reintegro di acqua
demineralizzata del ciclo termico viene alimentato al degasatore in controllo di livello e temperatura.
L’acqua demineralizzata è prodotta nell'impianto di osmosi inversa. In uscita dal degasatore, l'acqua di
alimento viene rilanciata per mezzo delle pompe P-2501A/B/C alle caldaie a recupero.
Ciascun motore è dotato di due circuiti di raffreddamento ad acqua glicolata:
Circuito ad alta temperatura (HT): per il raffreddamento dell'aria di sovralimentazione (stadio di alta
temperatura) e delle camicie motore;
Circuito a bassa temperatura (LT): per il raffreddamento dell'aria di sovralimentazione (stadio di
bassa temperatura) e dell'olio motore.
Il calore asportato dai motori dai circuiti HT e LT è disponibile per usi termici a bassa temperatura e la
parte non recuperata viene dissipata nelle batterie di air cooler. La temperatura dell'acqua glicolata in
uscita dall’elettroradiatore viene controllata regolando il numero di ventilatori In marcia.
Per quanto riguarda l'approvvigionamento di metano all'impianto di cogenerazione, esso è prelevato da
un metanodotto Snam. A monte della misura fiscale il gas è inviato ad una sezione di filtraggio,
preriscaldo e riduzione.
Funzionamento
Secondo la documentazione disposta per l’autorizzazione, l’impianto di cogenerazione è previsto che
funzioni potenzialmente 8.000 h/anno.
Tuttavia, il funzionamento reale dei motori deve tener conto dei fabbisogni elettrici e termici e il prezzo
di vendita dell’energia in rete. Per questa ragione, il gestore definisce quotidianamente il programma di
funzionamento della centrale per il giorno dopo, calcolando se è più conveniente accendere i motori o
lasciarli spenti, considerati gli input economici al contorno. Quando i motori sono spenti, importa energia
dalla rete e la cede garantendo la continuità elettrica, mentre autoproduce il calore di cui necessita.
0.1.3
A parte i fermi imprevisti e le manutenzioni straordinarie, il programma di esercizio prevede,
normalmente, un funzionamento continuo con almeno un fermo annuale di manutenzione programmata.
Ai fini dell’AIA, si considera il funzionamento potenziale dell’impianto su 8000 h/anno di esercizio al
massimo carico. Nella pratica, l’impianto è esercito un numero di ore nettamente inferiore e il suo
esercizio futuro dipenderanno dagli andamenti dei mercati elettrici e del gas. Difficilmente l’esercizio
reale dell’impianto si avvicinerà a quello potenziale, per cui lo scenario presentato nel presente
documento per l’istanza di AIA è da considerarsi conservativo e fortemente prudenziale.
L’assetto dell’impianto corrispondente alle condizioni di funzionamento potenziali prevede:
Periodo diurno (6.00-22.00): n.4 motori a pieno carico, in grado di sopperire all’intero fabbisogno
termico dello stabilimento; tale configurazione corrisponde anche alla massima produzione di energia
elettrica;
Periodo notturno (22.00-6.00): n.1 motore a pieno carico per la produzione di energia elettrica.
Tale assetto si traduce in circa 5.000 h/anno di funzionamento dell’impianto alla massima potenzialità
elettrica e circa 3.000 h/anno a potenzialità ridotta.
0.2 CARATTERISTICHE DELLE MACCHINE PRINCIPALI
0.2.1 Motori a gas
L'impianto utilizza n.1 gruppo elettrogeno con motore a gas Rolls-Royce Bergen modello BV12 e n.3
gruppi elettrogeni con motore a gas Rolls-Royce Bergen modello BV20.
Ciascun gruppo comprende:
Motore primo;
Alternatore;
Basamento comune;
Sistema di controllo e regolazione.
Il sistema di combustione, di avanzata concezione, è del tipo a miscela magra con accensione a candela
in precamera di combustione e controllo della temperatura di scarico. L’impianto è dotato di catalizzatore
SCR posto a valle, che garantisce rendimento elettrico e temperature fumi leggermente più elevati,
migliorando le prestazioni della caldaia a recupero.
In Tabella 2.2.1a sono riportati i dati tecnici dei motori.
Tabella 2.2.1a Dati prestazionali motori
Costruttore
Tipo di motore
Modello
Numero di unità
Potenza meccanica massima continua
Potenza elettrica max. continua al morsetti
generatore
Velocità di rotazione
Numero di cilindri
Alesaggio del pistone
Corsa del pistone
Consumo gas combustibile
Rendimento di produzione elettrica
Portata gas di scarico
Temperatura gas di scarico
Rolls-Royce Bergen
4
tempi
sovralimentato
interrefrigerato
BV12
BV20
(n.)
1
3
(kW)
5.250
8.750
(kWe)
(r.p.m.
)
(n.)
(mm)
(mm)
(kW)
(%)
(kg/h)
(°C)
5.095
8.515
750
750
12
350
400
11.010
46,3
28.300
415
20
350
400
18.350
46,4
47.200
415
Gli alternatori sono di tipo sincrono trifase autoeccitato senza spazzole, in media tensione, raffreddati ad
aria.
Linea trattamento fumi
Il sistema di combustione dei motori è accuratamente studiato per minimizzare, in fase di combustione,
la formazione di composti inquinanti.
0.2.2
Sulla linea fumi di ciascun motore è installato un catalizzatore ossidante che realizza l´ossidazione del
monossido di carbonio (CO) in anidride carbonica (CO2). Inoltre per il contenimento degli NOx è applicato
un sistema di combustione a miscela magra.
Per garantire ancor maggiori performance ambientali sulla linea dei fumi esausti di ciascun motore, a
monte delle caldaie a recupero, è inoltre installato un sistema SCR (Selective Catalytic Reduction) per
l'abbattimento degli NOx.
A monte del reattore catalitico viene iniettata una determinata quantità di agente riducente, secondo il
principio della riduzione catalitica selettiva. Come agente riducente viene utilizzata una soluzione acquosa
di urea al 40%, iniettata a monte di un miscelatore statico che ha la funzione di minimizzare i gradienti
dl concentrazione. La soluzione di urea, dosata da una pompa volumetrica, viene nebulizzata attraverso
degli ugelli con l'ausilio di un flusso di aria compressa. L'urea viene dosata in quantità leggermente
inferiore alla stechiometrica, in modo da garantire il grado di abbattimento desiderato evitando
l'emissione in atmosfera di ammoniaca residua (ammonia slip). La pompa dosatrice viene regolata
controllando il tenore di NOx residuo misurato da una sonda posizionata a valle del catalizzatore.
L’urea viene stoccata all’interno di un serbatoio da 30 m3, sito all’interno del fabbricato e munito di bacino
di contenimento dedicato.
Caldaie a recupero
Le caldaie a recupero C-101 e C-102 producono vapore saturo a 41 barg per gli essiccatori dello
stabilimento.
0.2.3
Entrambe le caldaie sono del tipo a sviluppo orizzontale, a tubi d'acqua alettati, secondo lo standard
utilizzato sui motori a gas.
Ciascuna caldaia è costituita da due sezioni:
Fascio evaporatore a tubi alettati collegato al corpo cilindrico, idoneo alla produzione di vapore saturo
alla pressione di 41 barg (253°C);
Economizzatore, realizzato con batterie di tubi alettati, per il preriscaldo dell'acqua di alimento della
caldaia.
La linea fumi di ogni motore è equipaggiata con una coppia di serrande indipendenti per il funzionamento
in bypass fumi completo o per inviare alla caldaia a recupero la portata di gas di scarico necessaria per
mantenere la pressione del corpo cilindrico al valore richiesto. Ciascuna serranda è azionata da un
attuatore pneumatico dotato di dispositivo fail safe, che riporta la serranda in condizioni dl sicurezza
(serranda principale chiusa e serranda di by pass aperta) in caso di mancanza aria o mancanza segnale
di controllo.
Il livello del corpo cilindrico viene controllato con logica di regolazione a tre elementi.
I fumi in uscita dalle due caldaie sono scaricati in atmosfera attraverso due camini autoportanti di altezza
pari a 30 m.
Nella Tabella 2.2.3a sono riportati i principali dati tecnici delle caldaie a recupero.
Tabella 2.2.3a Dati tecnici caldaie C-101 e C-102
Parametro
U.d.m.
Fumi da motore
-
T fumi in ingresso
Portata fumi in ingresso
P vapore generato
T vapore
Portata vapore
T acqua alimento
Temperatura di progetto
Pressione di progetto
(°C)
(kg/h)
(barg)
(°C)
(kg/h)
(°C)
(°C)
(barg)
C-101
BV12 + BV
20
415
75.500
41
253
6.900
106
480
51
C-102
2 x BV20
415
94.400
41
253
8.650
106
480
51
Air cooler
La quota parte del calore asportato dal motori dai circuiti LT e HT non recuperata viene dissipata negli
air cooler.
Gli air cooler sono dimensionati per smaltire l'intero calore asportato dai motori a una temperatura
ambiente di 38°C, con il sovradimensionamento richiesto dal fornitore dei motori.
0.2.4
Nelle seguenti tabelle si riepilogano i principali dati tecnici degli air cooler installati.
Tabella 2.2.4a Dati tecnici air cooler motore BV-20 circuito LT
E-3502 A/B/C/D
Parametro
U.d.m.
E-3503 A/B/C/D
E-3504 A/B/C/D
Fornitore
Alfa Laval
Moduli (per motore)
n.
4
Portata acqua glicolata (per
m3/h
128
motore)
Potenza scambiata
kW
1.750
T ingresso acqua glicolata
°C
54,8
Ventilatori totali
n.
40
Potenza installata ventilatori
kW
60
Tabella 2.2.4b Dati tecnici air cooler motore BV-12 circuito LT
Parametro
U.d.m.
E-3501 A/B
Fornitore
Alfa Laval
Moduli (per motore)
n.
2
Portata acqua glicolata (per
3
m /h
108
motore)
Potenza scambiata
kW
1.050
T ingresso acqua glicolata
°C
54,8
Ventilatori totali
n.
20
Potenza installata ventilatori
kW
30
Tabella 2.2.4c Dati tecnici air cooler motore BV-20 circuito HT
E-3502 E
Parametro
U.d.m.
E-3503 E
E-3504 E
Fornitore
Alfa Laval
Moduli (per motore)
n.
1
Portata acqua glicolata (per
m3/h
180
motore)
Potenza scambiata
kW
2.160
T ingresso acqua glicolata
°C
90
Ventilatori totali
n.
14
Potenza installata ventilatori
kW
21
Tabella 2.2.4d Dati tecnici air cooler motore BV-12 circuito HT
Parametro
U.d.m.
E-3501 C
Fornitore
Alfa Laval
Moduli (per motore)
n.
1
Portata acqua glicolata (per
m3/h
108
motore)
Potenza scambiata
kW
1.295
T ingresso acqua glicolata
°C
90
Ventilatori totali
n.
8
Potenza installata ventilatori
kW
12
0.3 SISTEMI AUSILIARI
0.3.1 Sistema metano
L'approvvigionamento di metano all'impianto di cogenerazione avviene da rete SNAM alle seguenti
condizioni nominali:
pressione CPI metanodotto: 70 barg;
pressione minima garantita: 26 barg;
portata erogata massima: 9.000 Sm3/h.
La cabina metano a servizio della fornitura Snam è costituita da un sistema di filtrazione, preriscaldo,
riduzione e misura fiscale. A valle della cabina, il metano ridotto a circa 5 barg viene distribuito mediante
una tubazione che percorre un primo tratto interrato di circa 70 m, quindi si raccorda sul tetto del
fabbricato alla tubazione di distribuzione alle utenze.
La portata di 9.000 Sm3/h permetterebbe la marcia contemporanea del 4 motori, per cui basterebbero
6.620 Nm3/h.
Sistema aria compressa
L'aria compressa viene utilizzata nell'impianto a due livelli di pressione:
0.3.2
Alta pressione (30 barg), per avviamento motori;
Bassa pressione (7 barg), per aria strumenti.
L'aria a 30 bar viene prodotta mediante 4 compressori alternativi bistadio (K-801 A/B/C/D) e stoccata in
4 serbatoi polmone (S-801 A/B/C/D) da 4 m3.
L'aria a 7 bar viene prodotta mediante 2 compressori a vite (K-701 A/B) e stoccata in un serbatolo da 4
m3 (S-701). L'aria prelevata dal serbatoio viene in parte ridotta a 3 barg e utilizzata per la nebulizzazione
dell’urea negli SCR, in parte inviata agli essiccatori per l’utilizzo come aria strumenti.
Sistema di ventilazione motori
Ciascun motore è ospitato in un cabinato costituito da pannelli di rivestimento fonoimpedenti REI 120.
0.3.3
Ciascun cabinato è dotato di un sistema di ventilazione, costituito da 4 elettroventilatori di tipo assiale,
funzionanti sotto inverter, forniti di camera filtrante in aspirazione e silenziatore. Il sistema di
ventilazione fornisce l'aria comburente necessaria al motore e garantisce il controllo della temperatura
interna del cabinato. Uno dei 4 ventilatori è dedicato alla ventilazione dell'alternatore.
La portata di aria di ventilazione necessaria viene aspirata dal corridoio tecnico e insufflata nel cabinato;
l'aria In uscita viene espulsa dalle aperture situate sul prospetto nord del fabbricato, insonorizzate e
protette da rete antifoglia/antivolatile.
La logica di regolazione della temperatura interna del cabinato definisce iI numero di ventilatori in marcia
e la frequenza degli inverter.
Sistema reintegro olio lubrificante
Il circuito di lubrificazione dei motori è quello tipico dei motori per autotrazione con coppa dell’olio, pompe
olio ad ingranaggi, filtri olio, ecc.
0.3.4
Per effettuare il rabbocco periodico dell'olio lubrificante nella coppa dei motori, è presente uno stoccaggio
di olio fresco di 9 m3 (S-3201) dotato di pompa di rilancio a ingranaggi (P-3205). Tale serbatoio di
stoccaggio è rispondente alle normative vigenti in materia di antincendio, è dotato di bacino di
contenimento opportunamente dimensionato ed è posto sotto tettoia.
Su segnale di basso livello coppa olio di un motore, in automatico si apre la valvola on-off di
intercettazione della relativa linea di rabbocco e si avvia la pompa P-3205. Quanto interviene il segnale
di alto livello coppa olio, si chiude la valvola e si ferma la pompa.
Lo stoccaggio S-3201 viene periodicamente rabboccato con olio fresco da autobotte.
All’interno del sito è presente una vasca per lo stoccaggio dell’eventuale olio esausto in cisternette;
tuttavia in caso di cambio olio dei motori l’operazione è svolta da ditta specializzata che provvede anche
al relativo smaltimento ai sensi della normativa vigente.
Sistema di raffreddamento motori (“acqua glicolata”)
Dai circuiti di raffreddamento, ciascun motore rende disponibile calore a due livelli di temperatura
secondo la seguente suddivisione:
0.3.5
circuito ad alta temperatura (HT): per il raffreddamento dell’aria di sovralimentazione (stadio di alta
temperatura) e delle camicie motore;
circuito di raffreddamento a bassa temperatura (LT): per il raffreddamento dell’aria di
sovralimentazione (stadio di bassa temperatura) e dell’olio motore.
La dissipazione del calore reso disponibile da ciascun motore è possibile mediante un circuito di
raffreddamento dedicato per ogni livello di temperatura attraverso elettroradiatori.
Il calore asportato dai motori dai circuiti HT può esser in parte recuperato negli scambiatori di
disaccoppiamento E3507A/B/C/D, per la produzione dell'acqua calda alimentata disponibile.
Il calore asportato dai motori dai circuiti LT può esser in parte recuperato nello scambiatore E-3505,
disponibile.
La quota parte di calore dei circuiti LT ed HT non recuperata viene dissipata nelle batterie di air cooler.
La temperatura dell'acqua glicolata in uscita dall’elettroradiatore viene controllata regolando il numero
di ventilatori In marcia.
Il sistema di raffreddamento dei motori è a circuito chiuso con liquido di raffreddamento costituito da
una soluzione di acqua e glicole etilenico antigelo, di tipico impiego negli odierni autoveicoli. All’interno
del capannone, per garantire il reintegro in caso di necessità, è presente un serbatoio di stoccaggio di
acqua glicolata da 9 m3 dotato di bacino di contenimento opportunamente dimensionato.
Sistema raccolta scarichi tecnologici, acque nere e acque meteoriche
All’interno dei confini dell’impianto di cogenerazione sono presenti reti separate per la raccolta delle
seguenti tipologie di reflui:
0.3.6
scarichi di processo;
colaticci di acqua glicolata;
acque oleose;
acqua meteorica da strada e tetto;
acque igienico sanitarie.
Gli scarichi di processo (dreni/spurghi tecnologici del circuito termico) sono raccolti mediante rete
dedicata, collettati in una vasca interrata per la loro raccolta ed infine rilanciati all’interno del pozzetto
di raccolta dreni della rete di stabilimento. La vasca di raccolta è ubicata sul lato ovest dell’impianto di
cogenerazione in prossimità della caldaia ausiliaria, esternamente al fabbricato, ed ha le seguenti
dimensioni: 2 m x 1,5 m in pianta ed una profondità di 1,6 m, per un volume geometrico risultante di
circa 5 m3. Essa è costruita in cls con rivestimento in resina epossidica e poggiata su guaina bituminosa
impermeabile. La portata media di refluo afferente alla vasca è di 0,5 m3/h. La vasca è dotata di n. 2
pompe (una di riserva all’altra) di rilancio alla rete fognaria esistente dello stabilimento dalla portata di
10 m3/h ciascuna.
I reflui convogliati al punto di scarico S1 rispettano i requisiti di accettabilità che sono stabiliti mediante
un apposito disciplinare concordato.
Gli eventuali colaticci di acqua glicolata (utilizzata nel circuito raffreddamento motori) sono raccolti
mediante rete dedicata e convogliati in una vasca di raccolta dedicata dal volume di circa 2 m 3,
posizionata accanto alla vasca di raccolta dreni. La vasca di raccolta delle acque glicolate ha dimensioni
1 m x 1 m in pianta ed una profondità di 2,1 m. Essa è realizzata in cls con rivestimento in resina
epossidica e poggiata su guaina bituminosa impermeabile.
I colaticci prodotti sono molto contenuti perché derivanti da operazioni occasionali dl manutenzione. A
causa della natura intermittente del refluo la portata in ingresso alla vasca non è continua. La vasca di
raccolta è periodicamente svuotata mediante autobotte da ditta autorizzata ed i reflui liquidi sono gestiti
come rifiuti ed inviati a recupero/smaltimento in impianti autorizzati.
La rete di raccolta acqua oleosa raccoglie i residui delle operazioni occasionali di lavaggio ad olio (grande
manutenzione o conservazione) che sono convogliati in appositi pozzetti di raccolta.
Ciascun motore è infatti dotato di un grigliato di contenimento perimetrale rispetto al basamento, e ogni
grigliato è collegato al proprio pozzetto di raccolta olio.
I pozzetti di raccolta sono periodicamente svuotati mediante autobotte da ditta autorizzata ed i reflui
liquidi sono gestiti come rifiuti ed inviati a recupero/smaltimento in impianti autorizzati.
Per quanto concerne la raccolta delle acque meteoriche, derivanti dal tetto del capannone e dalle griglie
poste lungo la viabilità esterna, è presente una tubazione perimetrale in cemento. Tale tubazione, dotata
di pozzetti d'ispezione lungo il tracciato, scarica in parte nella rete acque meteoriche e in parte nel fosso
campestre che si sviluppa lungo il lato Nord dell’area di impianto (punto di scarico S2). Tale fosso è
collegato al Fosso Maestro. Si sottolinea che le lavorazioni caratterizzanti il ciclo produttivo dell’impianto
di cogenerazione sono svolte completamente all’interno del capannone industriale e, quindi, in area
coperta per cui non si verifica alcun dilavamento di sostanze inquinanti da parte delle acque meteoriche
che ricadono nell’area di impianto.
Per quanto riguarda lo scarico dei servizi igienici è presente un condotto fognario con allacciamento alla
fognatura pubblica esistente su via Sant'Andrea autorizzato da Acque SpA.
La planimetria della rete idrica è riportata nell’Elaborato tecnico 3.2 “Planimetria dell’impianto (rete
idrica)”.
0.4 DESCRIZIONE DEL SISTEMA ELETTROSTRUMENTALE
0.4.1 Sottostazione elettrica
La sottostazione elettrica (SSE) S. Croce a servizio dell’impianto di cogenerazione è stata realizzata nel
contesto dell'interconnessione alla rete AT dello stesso.
L'allacciamento alla rete AT a 132 kV avviene in entra esci sulla linea Terna.
La SSE comprende sia la parte di pertinenza di ENEL Distribuzione (proprietaria della cabina al punto di
consegna realizzato in entra esci) sia la parte di pertinenza di Optimia (sbarre AT, relative
apparecchiature, trasformatori AT/MT).
L'interfaccia elettrica della stazione verso il punto di consegna è rappresentata dai codoli del
trasformatore di tensione capacitivo (TVC) della stazione.
L'interfaccia elettrica della stazione rispetto alla centrale è rappresentata dai cavi MT di connessione tra
sezionatore valle trasformatore AT/MT e quadro di media tensione in Centrale.
Apparecchiature elettriche
Le apparecchiature di alta tensione, conformi alle prescrizioni del GSE per stazioni AT isolate in aria, sono
costituite da:
Apparecchiature AT costituenti il punto di consegna (ENEL);
Apparecchiature AT costituenti la SSE di trasformazione.
Le apparecchiature AT sono del tipo standard "open-air” per esterno, conformi alle prescrizioni tecniche
del GSE.
Apparecchiature sezione:
n. 1 sezionatore AT orizzontale con lame di terra;
n. 1 trasformatore di tensione capacitivo (TVC);
n. 2 trasformatori AT/MT (per ognuno dei due montanti) 25/32 MVA AN/AF 132/15 kV;
n. 1 complesso PASS tipo ENEL DY 107;
n. 2 sezionatori MT con LdT;
n. 2 scaricatori lato AT trasformatore;
Servizi ausiliari (SA)
I servizi ausiliari sono:
servizi ausiliari per "Punto di consegna";
servizi ausiliari per SSE essenzialmente costituiti da:
sistema alimentazioni protette composto da raddrizzatore carica batteria e batterla di tipo
ermetico a 110 Vcc;
quadro di distribuzione alimentazioni a 400/230 Vca e 110 Vcc; impianto di illuminazione interno
ed esterno;
impianto antintrusione.
Sistema di Controllo e Supervisione (SCS)
Le apparecchiature del sistema sono alloggiate nel locale controllo dell'edificio servizi; nello stesso locale
sono ospitati anche gli apparati di telecontrollo (SRCS) e metering.
L'impianto, presidiato durante gli orari di ufficio dall’operatore, è totalmente telemonitorato e
telecontrollato in maniera manuale e/o automatica, attraverso un sistema che permette di attivarne tutti
i comandi, tranne quelli che, per ragioni di sicurezza, richiedono la presenza fisica di un operatore in
centrale.
Il sistema di controllo e supervisione (SCS) dell'impianto è stato realizzato con apparati e logiche tali da
assicurare le seguenti funzioni principali:
sistema di controllo e comando delle apparecchiature costituenti l'impianto;
sistema di protezione;
sistema di allarme;
sistema di misura;
morsettiere e porte seriali di interfaccia per la teleconduzione remota;
sistema per il metering comprendente le cassette di smistamento amperometriche e voltmetriche
delle apparecchiature AT a norma GSE;
Cabina dell’impianto di cogenerazione
L'impianto di cogenerazione è costituito da 3 generatori da 10.688 kVA, denominati G1, G2, G3, e da un
generatore da 6.375 kVA, denominato G4.
0.4.2
Sistema di controllo e strumentazione
Il sistema di gestione dell’impianto di cogenerazione è ubicato nella Sala Controllo Operatore posizionata
al piano soppalcato in centrale; in detto locale è installata una parte dei quadri DCS di automazione, di
controllo motori, di blocco, di allarme e di misura dei parametri elettrici.
0.4.3
Il sistema di automazione e di controllo viene alimentato da un sistema di quadri di continuità, sia a
corrente continua (Raddrizzatore), che in alternata (UPS), per garantire il controllo dell'impianto in caso
di black-out.
In Sala Controllo sono presenti alcune postazioni operatore, equipaggiate con tutte le apparecchiature
(PC, video e stampanti), interfacciate ai DCS, facenti parte del sistema di supervisione dedicato per la
gestione dell’impianto di cogenerazione e di tutti gli impianti ausiliari.
Il Sistema di Controllo è del tipo "Distribuito" (DCS) e prevede una struttura gerarchica decentralizzata
affinché esso sia fisicamente distribuito sia nelle aree centrali sia nelle aree remote dell'impianto.
L'impianto dì controllo è completato da:
Stazioni di supervisione e controllo;
Sistema di Elaborazione Dati delle emissioni;
Rete dl trasmissione dati;
Periferica I/O remoti.
Sistema di monitoraggio delle emissioni
Al fine di monitorare le emissioni in atmosfera dell'impianto di cogenerazione, è installato un Sistema di
analisi fumi in continuo, per misurare le concentrazioni di NOx, CO e O 2, con tecnica estrattiva: il gas
campione viene prelevato dal flusso di fumi, trasportato a distanza e, dopo opportuni condizionamenti,
addotto agli analizzatori.
0.4.4
I dati e le segnalazioni di allarme sono anche trasmessi ad un Sistema di Monitoraggi Emissioni conforme
alla Parte Quinta — Allegato VI del D.Lgs. 152/06 e s.m.i. situato in Sala Controllo.
Il condizionamento del fumo campione consiste in:
1. Filtrazione grossolana del particolato;
2. Riscaldamento e coibentazione della sonda di prelievo e della linea di trasporto, al di sopra del Punto
di Rugiada, al fine di evitare la formazione cli condensa e conseguenti assorbimenti dei composti
solubili;
3. Essiccazione controllata del gas campione per l'eliminazione del contenuto di vapor d'acqua;
4. Analisi.
INTERFACCE CON LO STABILIMENTO
Le interfacce tra l’impianto di cogenerazione e lo stabilimento sono riconducibili al piping di adduzione
vapore ed acqua calda "HT" e "LT"..
0.5
Tubazione acqua demineralizzata a impianto di cogenerazione
L'acqua di alimento demineralizzata, per la produzione di vapore da parte dell’impianto di cogenerazione
è prelevata direttamente dal serbatoio condense dell'impianto e rilanciata tramite le pompe attraverso il
piping.
0.5.1
Tubazione adduzione vapore e acqua calda
Il vapore necessario per il processo di essiccamento fanghi può essere fornito
interamente dall’impianto cogenerativo gestito da.
Tale vapore, prodotto dalle caldaie a recupero è convogliato in apposite tubazioni coibentate, che
partendo dalla centrale di cogenerazione vanno a collegarsi direttamente agli usi termici (essiccatori a
nastro all'interno dello stabilimento e parte finale della linea di abbattimento fumi).
La centrale cogenerativa rende disponibile acqua calda per diversi usi termici a bassa temperatura.
0.5.2
0.5.3
Fornitura acqua servizi igienici
L'acqua potabile per i servizi igienici dell’impianto di cogenerazione è fornita da, mediante apposita
tubazione.
0.5.4
0.6 USO DI RISORSE
0.6.1 Combustibile
I motori cogenerativi dell’impianto gestito da sono alimentati a gas naturale che viene fornito dalla rete
SNAM.
Nel seguente prospetto si riportano i consumi di gas naturale dell’impianto riportati alla capacità
produttiva massima, quindi nel caso potenziale e prudenziale.
Tabella 2.6.1a Consumi gas naturale alla capacità produttiva
Consumo annuo gas
Consumo orario gas
naturale
Funzionamento (h/anno)
naturale (Nm3/h)
(Nm3/anno)
3 motori: 4.995 (per ciascun
6.620(1)
38.581.075
motore)
1 motore: 8.000
Note:
(1) Nell’ipotesi di esercizio contemporaneo dei 4 motori così distribuito: 1.115
Nm3/h per il motore BV12 e 1.832 Nm3/h per ciascun motore BV20
Nell’anno 2014 sono stati consumati 4.011.881 Nm3 di gas naturale.
Nei primi 6 mesi del 2015 sono stati consumati 1.840.485 Nm3 di gas naturale.
0.6.2 Acqua
Gli approvvigionamenti idrici dell’impianto sono garantiti dalla rete e, a parte perdite minime dovute ad
evaporazione/fughe lungo le tubazioni di adduzione e agli scarichi dei servizi igienici, sono ricircolati
verso se stessa, rendendo in tal modo minimi gli effettivi consumi della risorsa idrica. Tali
approvvigionamenti consistono in:
acqua demi per diluizione glicole ed altri prodotti chimici e per il reintegro del ciclo termico;
condensa calda di ritorno ai degasatori dei due generatori di vapore a recupero;
acqua di torre per raffreddamento dei degasatori;
acqua industriale (filtrata) per blow-down delle caldaie a recupero;
acqua potabile per usi igienici di impianto.
Anche la rete antincendio è servita da una vasca di accumulo di.
I quantitativi di acqua fornita sono misurati da apposita strumentazione installata e gestita,
telemonitorati al DCS.
Per l’acqua si parla di “bilancio quasi-zero” grazie all’approvvigionamento da e scarico.
L’esercizio di calcolare un bilancio di massa per l’uso di acqua è stato svolto sulla base dei dati raccolti
durante i primi mesi del 2015. Nel presente diagramma a blocchi è riportato il bilancio idrico d’impianto
definito sulla base di dati misurati in condizioni di marcia a pieno carico, quindi situazione potenziale.
