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ROLLS ROYCE B35:40V20AG
Marchio ROLLS ROYCE
Modello B35:40V20AG
Descrizione Aggiuntiva
CENTRALE DI COGENERAZIONE: 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.
DESCRIZIONE IMPIANTO DI COGENERAZIONE 0 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:
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;
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
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:
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;
i 90°C, recuperata dal circuito di raffreddamento camicie 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
0.1 DESCRIZIONE TECNICA DELL’IMPIANTO
Nell’Elaborato tecnico 2.3 è riportato il layout dell’impianto di cogenerazione.
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.
0.1.1 Componenti principali
L'impianto di cogenerazione è costituito dai seguenti componenti principali:
:
-01: Rolls Royce modello 8V12 da 5,095 MWe;
-02: Rolls Royce modello 8V20 da 8,515 MWe;
-03: Rolls Royce modello 8V20da 8,515 MWe;
M-04: Rolls Royce modello BV20 da 8,515 MWe;
-01, CR-02, CR-03 e CR-04) per l'abbattimento degli NOx dai fumi
esausti del motori mediante riduzione catalitica con urea;
ad alta temperatura (HT) e a bassa temperatura (LT):
-3501A/B: raffreddamento circuito LT del motore M-01;
-3501C: raffreddamento circuito HT del motore M-01;
-3502A/B/C/D: raffreddamento circuito LT del motore M-02;
-3502E: raffreddamento circuito HT del motore M-02;
-3503A/B/C/D: raffreddamento circuito LT del motore M-03;
-3503E: raffreddamento circuito HT del motore M-03;
-3504A/B/C/D: raffreddamento circuito LT del motore M-04;
-3504E: raffreddamento circuito HT del motore M-04;
-101: alimentata con i fumi di combustione di M-01 e M-02;
-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;
-101 e
l'altro a C-102;
elativo
alla fornitura da metanodotto Snam);
dimensionato per poter trasportare la potenza massima generata dall'impianto di
cogenerazione;
kV/0,4kV per i servizi ausiliari di centrale;
cogenerativo (motori) e la rete MT a 15kV dello stabilimento;
ento.
0.1.2 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.
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 (CR-01, 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 P-2702A/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:
ntazione
(stadio di alta temperatura) e delle camicie motore;
(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.
0.1.3 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.
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:
-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;
-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:
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 Rolls-Royce Bergen
po di motore 4 tempi sovralimentato
interrefrigerato
Modello BV12 BV20
Numero di unità (n.) 1 3
Potenza
meccanica
massima
continua
(kW) 5.250 8.750
Potenza elettrica
max. continua al
morsetti
generatore
(kWe) 5.095 8.515
Velocità di
rotazione
(r.p.m.) 750 750
Numero di cilindri (n.) 12 20
Alesaggio del
pistone
(mm) 350 350
Corsa del pistone (mm) 400 400
Consumo gas
combustibile
(kW) 11.010 18.350
Rendimento di
produzione
elettrica
(%) 46,3 46,4
Portata gas di
scarico
(kg/h) 28.300 47.200
Temperatura gas
di scarico
(°C) 415 415
Gli alternatori sono di tipo sincrono trifase autoeccitato senza spazzole, in media tensione,
raffreddati ad aria.
0.2.2 Linea trattamento fumi
Il sistema di combustione dei motori è accuratamente studiato per minimizzare, in fase di
combustione, la formazione di composti inquinanti.
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.
0.2.3 Caldaie a recupero
Le caldaie a recupero C-101 e C-102 producono vapore saturo a 41 barg per gli essiccatori
dello stabilimento.
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:
vapore saturo alla pressione di 41 barg (253°C);
onomizzatore, 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. C-101 C-102
Fumi da motore - BV12 + BV
20
2 x BV20
T fumi in ingresso (°C) 415 415
Portata fumi in ingresso (kg/h) 75.500 94.400
P vapore generato (barg) 41 41
T vapore (°C) 253 253
Portata vapore (kg/h) 6.900 8.650
T acqua alimento (°C) 106 106
Temperatura di progetto (°C) 480 480
Pressione di progetto (barg) 51 51
0.2.4 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.
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
Parametro U.d.m. E-3502 A/B/C/D
E-3503 A/B/C/D
E-3504 A/B/C/D
Fornitore Alfa Laval
Moduli (per
motore)
n. 4
Portata acqua
glicolata (per
motore)
m3/h 128
Potenza
scambiata
kW 1.750
T ingresso
acqua glicolata
°C 54,8
Ventilatori totali n. 40
Potenza
installata
kW 60
ventilatori
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
motore)
m3/h 108
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
Parametro U.d.m. E-3502 E
E-3503 E
E-3504 E
Fornitore Alfa Laval
Moduli (per motore) n. 1
Portata acqua glicolata (per
motore)
m3/h 180
Potenza scambiata kW 2.160
T ingresso acqua glicolata °C 90
Ventilatori totali n. 14
Potenza installata ventilatori
Tabella 2.2.4d Dati tecnici air cooler motore BV-12 circuito HT
kW 21
Parametro U.d.m. E-3501 C
Fornitore Alfa Laval
Moduli (per
motore)
n. 1
Portata acqua
glicolata (per
motore)
m3/h 108
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:
3/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.
0.3.2 Sistema aria compressa
L'aria compressa viene utilizzata nell'impianto a due livelli di pressione:
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.
0.3.3 Sistema di ventilazione motori
Ciascun motore è ospitato in un cabinato costituito da pannelli di rivestimento fonoimpedenti
REI 120.
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.
0.3.4 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.
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.
0.3.5 Sistema di raffreddamento motori (“acqua glicolata”)
Dai circuiti di raffreddamento, ciascun motore rende disponibile calore a due livelli di
temperatura secondo la seguente suddivisione:
di alta temperatura) e delle camicie motore;
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.
0.3.6 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:
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 m3, 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:
ture AT costituenti il punto di consegna (ENEL);
Le apparecchiature AT sono del tipo standard "open-air” per esterno, conformi alle prescrizioni
tecniche del GSE.
Apparecchiature sezione:
1 sezionatore AT orizzontale con lame di terra;
n. 2 sezionatori MT con LdT;
Servizi ausiliari (SA)
I servizi ausiliari sono:
ermetico a 110 Vcc;
interno ed esterno;
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: ianto;
voltmetriche delle apparecchiature AT a norma GSE;
0.4.2 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.
0.4.3 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.
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:
0.4.4 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 O2, con tecnica
estrattiva: il gas campione viene prelevato dal flusso di fumi, trasportato a distanza e, dopo
opportuni condizionamenti, addotto agli analizzatori.
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.
0.5 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"..
0.5.1 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.
0.5.2 Tubazione adduzione vapore e acqua calda
0.5.3 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.
0.5.4 Fornitura acqua servizi igienici
L'acqua potabile per i servizi igienici dell’impianto di cogenerazione è fornita da, mediante
apposita tubazione.
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 orario gas
naturale (Nm3/h)
Consumo annuo gas
naturale
(Nm3/anno)
Funzionamento
(h/anno)
6.620(1) 38.581.075 3 motori: 4.995 (per
ciascun 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:
a recupero;
-down delle caldaie a recupero;
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.
