Source: http://www.normativaitaliana.it/nazionale/D%2009-12-2004%20n.27478.asp
Timestamp: 2020-01-21 15:49:39+00:00
Document Index: 126619476

Matched Legal Cases: ['art. 6', 'art. 6', 'art. 11', 'art. 6', 'art. 6', 'art. 3', 'art. 4', 'art. 6']

D 09-12-2004 n.27478 - Normativa Nazionale
Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio Direzione Generale per la Salvaguardia Ambientale
Verifica di applicabilità della procedura di VIA ai sensi dell’art. 6 , comma 7 del DPCM 27.12.1988 in merito all’autorizzazione all’utilizzo di gas petrolchimico in miscela con gas naturale nelle turbine a gas nella nuova centrale a ciclo combinato da 1179 MW localizzata in comune di Brindisi.
Verifica di esclusione dalla procedura di valutazione di impatto ambientale riguardante l'autorizzazione all'utilizzo di gas petrolchimico in miscela con gas naturale nelle turbine a gas nella nuova centrale a ciclo combinato localizzata in comune di Brindisi, presentata dalla società Edipower S.p.a.
Con la determinazione dirigenziale n. prot. DSA/2004/27478 del 9 dicembre 2004 la direzione per la salvaguardia ambientale ha esaminato la comunicazione riguardante il progetto per l'autorizzazione all'utilizzo di gas petrolchimico in miscela con gas naturale nelle turbine a gas nella nuova centrale a ciclo combinato da 1170 MWe, localizzata in comune di Brindisi, proposto dalla Società Enipower S.p.a., disponendo che il progetto possa essere escluso dalla procedura di VIA, di cui all'art. 6 della legge n. 349/1986 e successive disposizioni, a condizione che vengano osservate le prescrizioni indicate. Detto parere può essere impugnato nei modi e nei termini di cui alla legge 6 dicembre 1971, n. 1034 a decorrere dalla data della pubblicazione del presente estratto nella Gazzetta Ufficiale. Sono fatti salvi gli adempimenti di cui all'art. 11, comma 10, legge 24/11/2000 n. 340
Con nota del 21.04.2004 (protocollata al n. 10560 del 04.05.2004) l’EniPower S.p.A. ha presentato richiesto l’autorizzazione all’utilizzo di gas petrolchimico in miscela con gas naturale nelle turbine a gas nella nuova centrale a ciclo combinato da 1179 MWe in corso di costruzione localizzata in comune di Brindisi.
Questo Ministero:
-Visto l'art. 6, comma 2 e seguenti, della legge 8 luglio 1986 n.349;
-Visto il D.P.C.M. del 10 agosto 1988, n.377;
- Visto il D.P.C.M. del 27 dicembre 1988, concernente "Norme tecniche per la redazione degli studi di impatto ambientale e la formulazione del giudizio di compatibilità di cui all'art. 6 della legge 8 luglio 1986, n. 349, adottate ai sensi dell'art. 3 del D.P.C.M. del 10 agosto 1988, n. 377";
-Visto il D.P.R. del 12 Aprile 1996, n.354 “Regolamento recante norme per il risanamento delle centrali termoelettriche”;
-Visto l’art. 4 della direttiva 85/337/CEE così come modificato ed integrato dalla direttiva 97/11/CE ed in particolare l’Allegato III alla detta direttiva concernente criteri per la procedura di verifica di assoggettabilità alla procedura di VIA;
-EniPower S.p.A. sta completando nell’area dello stabilimento petrolchimico di Brindisi la costruzione di una centrale termoelettrica a ciclo combinato da 1179 MWe;
-la nuova centrale sarà costituita da:
-n. 3 turbogas da 258 MWe alimentati a gas naturale,
-n. 3 caldaie a recupero
-n. 3 turbine a vapore da 135 MWe;
- la detta centrale è stata oggetto di procedura di valutazione di impatto ambientale conclusasi con giudizio positivo di compatibilità ambientale emanato con decreto DEC/VIA/7786 del 7.11.2002;
-il progetto della detta centrale prevede l’utilizzo di gas naturale e il decreto di autorizzazione alla realizzazione e all’esercizio del Ministero per le attività produttive n. 003/2003 del 2.04.03 riportava tra le prescrizioni l’uso esclusivo di tale gas;
-il decreto di compatibilità ambientale DEC/VIA/7786 del 7.11.04 prescrive con l’entrata in esercizio del nuovo impianto, la dismissione di una parte delle apparecchiature della centrale termoelettrica esistente, in particolare la dismissione delle caldaie tradizionali B03, B04 e B01 e il funzionamento solo come riserva fredda della caldaia B06;
- dal processo di stabilimento viene recuperato gas combustibile (Gas Petrolchimico) oggi bruciato in parte nei forni degli impianti petrolchimici ed in parte (circa 60 ktep per anno) nelle caldaie della esistente centrale EniPower;
- sulla base delle caratteristiche chimico-fisiche del Gas Petrolchimico, EniPower ha verificato con il costruttore delle macchine la possibilità di bruciare detto combustibile nelle turbine a gas della nuova centrale a ciclo combinato. La verifica ha confermato la possibilità di utilizzare Gas Petrolchimico soltanto in miscela con gas naturale in modo da limitare l’idrogeno contenuto nella miscela combustibile a valori accettabili per le turbine a gas;
-Considerata la necessità di verificare, in base alle normative sopra richiamate, se le modifiche sopra descritte proposte per la centrale di Brindisi, consistenti nell’utilizzo di Gas Petrolchimico, comportino la necessità di applicare la procedura di VIA ai sensi dell’art. 6 della legge 349/1986;
-Vista la relazione tecnica, fornita da EniPower S.p.A. in allegato alla nota del 21/04/2004,e quella successivamente, con note del 13/10/04 e del 29.10.2004 inerente:
-prove del costruttore sulle camere di combustione;
-limiti sul contenuto di idrogeno; assetti di funzionamento dei gruppi a ciclo combinato;
-integrazioni generali
-Valutato sulla base del parere n. 634 espresso dalla Commissione per le valutazioni dell’impatto ambientale nella seduta del 11.11.2004 che:
- per quanto riguarda l’assetto della centrale e l’utilizzo di gas petrolchimico, le motivazioni addotte dal EniPower S.p.A. in merito all’opportunità di utilizzare un nuovo combustibile sono:
- incremento del 3,2% del risparmio energetico correlato alla cogenerazione;
- utilizzo della quota di gas petrolchimico nei combustori delle macchine nel rispetto dei limiti di concentrazione delle emissioni di inquinanti imposti dal decreto VIA;
- riduzione delle emissioni di CO2 di circa 142.000 t/anno rispetto alla configurazione di impianto autorizzata, in quanto il gas petrolchimico sostituisce circa 72,5 Milioni di m3 di gas naturale;
- la nuova centrale è autorizzata a bruciare gas naturale nelle 3 turbine a gas dei cicli combinati per una quantità oraria complessiva stimata pari a 209.940 Sm3/h;
-nelle condizioni normali di esercizio la disponibilità di gas petrolchimico è pari a 14.886 Sm3/h;
- il proponente chiede di impiegare, in miscela con il metano il gas petrolchimico prodotto nella raffineria, per una quantità oraria massima prevista pari a 26.668 Sm3/h.
-le condizioni massime di esercizio corrispondono a particolari assetti dell’impianto Steam Cracking dello Stabilimento, che si prevedono di durata temporale limitata, con maggiori produzioni di gas petrolchimico a più alto tenore di idrogeno;
-l’avviamento di ogni turbina a gas sarà realizzato solamente mediante gas naturale fino a quando il gruppo non raggiunge la condizione di funzionamento stabile corrispondente ad un carico minimo del 60%;
-durante le fasi transitorie di avviamento e di fermata del gruppo, stimate nell’ordine di alcune decine di minuti, il gas petrolchimico presente nelle tubazioni sarà inviato in torcia;
-le caratteristiche del gas di raffineria sono quelle riassunte nella tabella seguente: Caratteristiche del gas di raffineria Composizione Normale Massima CO %vol 0,5 1,0 H2 %vol 65,2 77,7 C1 %vol 33,5 18,0 C2 %vol 0,2 0,5 C3 %vol 0,1 0,5 C4 %vol 0,2 1,0 C5 e superiori %vol 0,1 0,3 N2 %vol 0,2 1,0 P.C.I. kcal/Nm3 4.670 3.920 P.M. medio kg/kmole 7,15 5,32
-il proponente ha commissionato un’indagine al costruttore delle turbine finalizzata a verificare la possibilità di impiego del suddetto gas di raffineria nelle turbine stesse ed in particolare volto a definire il campo di stabilità delle miscele H2+CH4 sul bruciatore reale e l’effetto della % di H2 sulla produzione di NOx;
-lo studio è stato condotto in 3 fasi :
1. fase di simulazione in cui è stato analizzato con opportuni tools di simulazione numerica il comportamento di miscele H2 + CH4 alle condizioni caratterizzanti il sistema di combustione e sono stati definiti i parametri e le condizioni per la sperimentazione sul bruciatore reale.
2. sperimentazione sul bruciatore reale in condizioni atmosferiche per valutare la dinamica reale di combustione e il comportamento della fiamma al variare della concentrazione di H2 verificando gli effetti sulla temperatura degli elementi critici del bruciatore e la posizione del fronte di fiamma
3. rielaborazione numerica dei risultati della sperimentazione e successiva sperimentazione sul bruciatore in pressione a condizioni reali. In queste condizioni, oltre a verificare il comportamento della fiamma è stato veri- ficato l’impatto sulla produzione di NOx che tipicamente dipende dalla pressione reale della camera di combustione.
- il costruttore ha indicato come limite di accettabilità garantito un contenuto cautelativo del 15% di idrogeno in miscela sulla base di considerazioni che estrapolano il risultato sperimentale reale ottenuto per il singolo bruciatore al funzionamento dell’intera camera di combustione della macchina. Nell’estrapolazione risultano introdotti coefficienti conservativi rispetto al risultato sperimentale sul singolo bruciatore per tenere conto di eventuali problematiche di dinamica complessiva del sistema di combustione che potranno essere verificati solo in campo. Secondo quanto dichiarato dal Proponente, con un contenuto del 15% di idrogeno in miscela, l’effetto sulle emissioni di NOx rilevato sperimentalmente è trascurabile.
-il Proponente dichiara che l’utilizzo di gas petrolchimico in miscela con il gas naturale consentirà di rispettare i seguenti limiti orari alle emissioni già autorizzati:
• NOx: 50 mg/Nm3
• CO: 30 mg/Nm3 riferiti al 15% di O2
-il proponente, in considerazione dei margini conservativi inclusi nella determinazione del limite percentuale sopraindicato, prevede nelle prove di avviamento e messa a punto delle macchine di poter ottimizzare ulteriormente l’utilizzo di gas petrolchimico al fine di incrementare, se possibile, la concentrazione di H2 in miscela a valori superiori al 15% nel rispetto delle condizioni di sicurezza e dei limiti alle emissioni;
- il proponente dichiara che, poiché l’incremento della percentuale di H2 al disopra dei valori limite (~15%) potrebbe determinare innalzamenti di temperatura e danni al sistema di combustione correlati ad una maggiore velocità di fiamma dell’H2, che potrebbe determinare un arretramento della stessa fino a danneggiare il bruciatore e si potrebbe avere anche un leggero incremento delle emissioni di NOx, il sistema di controllo sarà opportunamente modificato per tenere conto della nuova problematica di combustione e quindi per evitare che la miscela superi la percentuale limite prefissata e per monitorare le zone critiche della camera di combustione a protezione della stessa. Nel caso su una macchina, per qualsiasi motivo, si rilevino in zone critiche innalzamenti di temperatura al disopra delle soglie accettabili, il prelievo di gas petrolchimico verrà ridotto o annullato e la relativa quota verrà trasferita automaticamente alle altre macchine;
-i possibili assetti di funzionamento della centrale prevedono l’utilizzo di tutta la portata di gas petrolchimico in una singola turbina a gas, ovvero una ripartizione del gas su due o tre macchine, garantendo comunque il rispetto delle limitazioni tecniche sul contenuto di idrogeno nella miscela finale imposte dal costruttore;
-nel caso di utilizzo della portata normale di gas petrolchimico su una sola turbina a gas, in miscela con una portata di gas naturale pari 59.992 Sm3/h la percentuale di H2 contenuta nella miscela gas naturale-gas petrolchimico è pari al 12,96%
- nell’ipotesi di gas petrolchimico ripartito su 2 macchine il contenuto di idrogeno nella miscela finale è inferiore in modo consistente alle condizioni limite imposte dal costruttore (6,79%), dato che la portata del gas petrolchimico viene miscelata con la portata di gas naturale di due macchine (circa 128038 Sm3/h);
- nell’ipotesi che il gas petrolchimico venga suddiviso in quantità uguale su 3 macchine il contenuto in percentuale di H2 nella miscela finale scende a valori inferiori al 5%. Il gas petrolchimico integra una portata complessiva di gas naturale, riferita a tre turbine a gas, di circa 196084 Sm3/h;