Contract

“ALLEGATO 1”

Oggetto: Impianto denominato “ Centrale BG ITALIA POWER (ex Centrale SERENE) di Melfi” sito in Zona Industriale “San Xxxxxx di Melfi”, xxxxxx xxxxxxxx Xxxxxxxxxx, xxx Xxxxxx xx Xxxxx (XX).

Proponente: BG ITALIA POWER S.p.A.

RAPPORTO ISTRUTTORIO – art. 5 comma 9 Decreto Legislativo 18 febbraio 2005 n° 59

GRUPPO ISTRUTTORE:

dott.ssa Xxxxxxxx Xxxxx (responsabile P.O.C. Inquinamento da Agenti Fisico-Chimici e Rischi Industriali)

xxx. Xxxxxxxxx Xxxxxxxxx (referente tecnico)

p.i. Xxxx Xxxxxx (referente amministrativo)

dott.ssa Xxxxxx Xx Xxxx (collaboratore esterno)

Responsabile del Procedimento: xxxx. Xxxxxxxxx Xxxxxxxx (Dirigente Ufficio)

INDICE

Scheda informativa e sintesi procedura 3

1. Identificazione 4

1.1 Gestore 4

1.2 Impianto 4

2. Inquadramento e descrizione dell’impianto 5

2.1 Inquadramento generale del sito 5

2.2 Descrizione dell’impianto e del ciclo produttivo 7

2.2.1 Attività specifiche 9

2.2.2 Attività ausiliarie 9

2.3 Capacità produttiva e materie prime impiegate nel ciclo produttivo 12

3. Energia 13

3.1 Produzione di Energia 13

3.2 Consumo di Energia 14

4. Emissioni 14

4.1 Emissioni in atmosfera 14

4.1.1 Sistema di Monitoraggio emissioni atmosferiche 16

4.1.2 Descrizione generale del sistema di monitoraggio emissioni atmosferiche 17

4.2 Scarichi idrici 18

4.3 Emissioni sonore 21

4.4 Rifiuti 23

5. Sistemi di contenimento/abbattimento 26

5.1 Emissioni in atmosfera 26

5.2 Emissioni idriche 26

5.3 Emissioni sonore 27

6. Conformità e disarmonie rispetto alle Migliori Tecnologie (M.T.D.) per la prevenzione integrata dell’inquinamento dello specifico settore in Italia 27

7. Piano di Controllo dell’Impianto 31

8. Esiti della Conferenza di Servizi (art. 5 D.Lgs. n. 59/2005) 32

9. Prescrizioni, monitoraggio, limiti 32

9.1 Prescrizioni relative alle emissioni in atmosfera 33

9.2 Prescrizioni relative ai rifiuti 34

9.3 Prescrizioni relative alle emissioni sonore 35

9.4 Prescrizioni relative agli scarichi idrici 35

9.5 Piano di monitoraggio e controllo 36

10. Elenco delle autorizzazioni ambientali sostituite 37

APPENDICE 1 – Elenco degli elaborati di progetto 38

Nota: Le citazioni del D.Lgs. n. 59/2005 e del D.Lgs. n. 152/2006 devono intendersi riferite al testo vigente come modificato dal D.Lgs. n. 4/2008.

Scheda informativa e sintesi procedura

Denominazione	Centrale BG ITALIA POWER (ex Centrale SERENE) di Melfi
Xxxxxxxx	Xxxx Xxxxxxxxxxx xx Xxx Xxxxxx xx Xxxxx, Xxxxxx Xxxxxxxx Xxxxxxxxxx - Xxxxx (XX)
Codice attività A.I.A. (allegato I D.Lgs. n. 59/2005)	1.1
Tipologia attività (allegato I D.Lgs. n. 59/2005)	Impianto di combustione con potenza termica di combustione di oltre 50 MW
Data presentazione domanda e numero protocollo dipartimentale	29 dicembre 2005 – prot. dipart. n. 264517/75AB
Comunicazione avvio del procedimento (art. 5 comma 7 D.Lgs. n. 59/2005)	4 maggio 2006 – prot. dipart. n. 99605/75AB
Pubblicazione su un quotidiano a diffusione regionale (art. 5 comma 7 D.Lgs. n. 59/2005)	30 maggio 2006 su “Il Quotidiano della Basilicata”
Versamento acconto per spese istruttorie (art. 18 comma 1 D.Lgs. n. 59/2005 – D.G.R. n. 1609 del 25 luglio 2005)	Pagamento effettuato tramite bonifico bancario del 06.12.2005. Banca: SANPAOLO IMI S.p.A. - Filiale Imp. Milano Broletto (importo: € 2.000,00)
Verifica preliminare
Richiesta documentazione integrativa (art. 5 comma 13 D.Lgs. n. 59/2005)	27 gennaio 2006 – prot. dipart. n. 21323/75AB 10 luglio 2006 – prot. dipart. n. 149096/75AB 20 maggio 2008 (in sede di sopralluogo)
Trasmissione documentazione integrativa	11 maggio 2006 - prot. dipart. n. 106180/75AB 25 luglio 2006 - prot. dipart. n. 160534/75AB 31 agosto 2006 - prot. dipart. n. 178435/75AB 26 giugno 2008 - prot. dipart. n. 125195/75AB
Sopralluogo del gruppo istruttore	20 maggio 2008
Osservazioni da parte del Comune (art. 5 comma 8 D.Lgs. n. 59/2005)	nessuna
Osservazioni e richieste di altri Enti (art. 5 comma 8 D.Lgs. n. 59/2005)	nessuna
Osservazioni del pubblico (art. 5 comma 8 D.Lgs. n. 59/2005)	nessuna
Conferenza dei servizi (art. 5 comma 10 D.Lgs. n. 59/2005)	4 maggio 2009

1. Identificazione

1.1 Gestore

BG ITALIA POWER S.p.A. – Centrale di Melfi

Gestore: Xxxxxx XXXXXXXXXX

Sede legale: Xxxxxx Xxxxxx, 0 00000 Xxxxxx (XX)

Sede operativa: Zona Industriale “San Xxxxxx di Melfi”

xxxxxx xxxxxxxx Xxxxxxxxxx 00000 Xxxxx (XX)

1.2 Impianto

Oggetto della domanda di Autorizzazione Integrata Ambientale è la centrale termoelettrica cogenerativa di BG ITALIA POWER S.p.A. (ex SERENE S.p.A.), ubicata nella zona industriale di S. Nicola di Melfi, all’interno del comprensorio industriale gestito dal “Consorzio per lo sviluppo industriale (ASI) della Provincia di Potenza”.

Il progetto è stato presentato in data 29 dicembre 2005 – prot. dipart. n. 264517/75AB. Le integrazioni richieste nel corso del sopralluogo, effettuato il 20/05/2008, sono state trasmesse il 26 giugno 2008 - prot. dipart. n. 125195/75AB. Congiuntamente è stato trasmesso anche il verbale della Assemblea Straordinaria tenutasi il 15/06/2007 da cui si evince che la Società SERENE S.p.A. ha cambiato la sua denominazione in BG ITALIA POWER S.p.A.

L’elenco completo degli elaborati che compongono tale progetto è riportato nell’appendice 1. Nella tabella seguente sono sintetizzate le precedenti autorizzazioni dell’attuale impianto:

Settore Interessato	Numero AUTORIZZAZIONE	Ente COMPETENTE	Norme di riferimento	Note e considerazioni
	Data di emissione
Aria	Vedi energia
Acqua	Contratto di concessione per immissione acque	Consorzio ASI per lo sviluppo industriale della Provincia di Potenza	Legge n. 319/1976, sostituita prima dal D.Lgs. n. 152/1999 e successivamente dal D.Lgs. n. 152/2006 (parte Terza)	Il contratto prevede il rispetto dei limiti di cui alla tab. C della L. n. 319/1976, con deroga sui cloruri. Detta tabella è stata assorbita dalla tabella 3 dell’allegato 5 del D.Lgs. n. 152/1999, ora D.Lgs. n. 152/2006 – parte terza. Scadenza: 11.11.2012
	12.11.1997
Energia	Decreto MICA del 05.06.1993	Ministero dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato	D.P.R. n. 203 del 24.05.1988	Limiti delle Emissioni di NOx (100 mg/Nmc) e CO (50 mg/Nmc)
	Prot 731534 del 07.07.1993
EMAS	IT-000234	Comitato Ecolabel - Ecoaudit	Regolamento EMAS n. 761/2001	scadenza: 17.06.2010
	05.12.2007

(continua)

Settore Interessato	Numero AUTORIZZAZIONE	Ente COMPETENTE	Norme di riferimento	Note e considerazioni
	Data di emissione
ISO	CERT-847-2004-AE- MIL-SINCERT	Det Norske Veritas	UNI EN ISO14001:2004	1^emissione: 26.03.2004 scadenza: 27.06.2010
	27.06.2007
OHSAS	167329	Bureau Veritas Italia S.p.A.	OHSAS 18001:1999	1^ emissione: 18.12.2001 revisione: 05.05.2008 scadenza: 04.05.2011
	05.05.2008
Concessione edilizia	38/1995	Comune di Melfi	Legge n. 10/1977 e s.m.i.	In data 27.11.1995 è stata rilasciata la variante alla concessione edilizia n. 132/1995
	14.04.1995

Tutti gli elementi di descrizione dell’impianto e del contesto territoriale contenuti nel presente rapporto istruttorio sono ripresi e sintetizzati dalla documentazione tecnica allegata all’istanza (cfr. appendice 1).

Ai sensi dell’art. 2 comma 1 del D.L. n. 180/2007 (coordinato con la Legge di conversione n. 243/2007) e s.m.i., l’impianto esistente ha continuato l’esercizio (e può continuarlo fino al rilascio dell’A.I.A.) sulla base del vigente provvedimento autorizzatorio rilasciato dal Ministero dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato, avendo presentato istanza in conformità al calendario regionale emanato con D.G.R. n. 1603 del 25.07.2005.

2. Inquadramento e descrizione dell’impianto

2.1 Inquadramento generale del sito

La centrale termoelettrica cogenerativa di BG ITALIA POWER S.p.A è ubicata nella zona industriale di S. Nicola di Melfi, all’interno del comprensorio industriale gestito dal “Consorzio per lo sviluppo industriale (ASI) della Provincia di Potenza”. La centrale è collocata nel settore sud, zona perimetrale esterna, lungo la strada vicinale Montelungo. L’area su cui insiste la centrale è identificata nella tavola n° 4b del Piano Particolareggiato del Consorzio ASI (approvato in data 12.05.1997 con Delibera di Consiglio Regionale n. 586) come “zona per attività produttive già insediate ”.

Relativamente ai dati catastali del complesso:

- la superficie totale è di 26.751 m2 di cui 1.071 m2 coperti;

- è identificata sul foglio n° 9 particella 767 del catasto.

La Centrale è ubicata in prossimità della Xxxxxx Xxxxxxxxxxx x. 000; gli insediamenti urbani più prossimi sono Lavello (a circa 6 chilometri) e Melfi (a circa 10 chilometri). Come è visibile dalla figura 1, gli insediamenti industriali più vicini alla centrale sono rispettivamente:

• a nord: stabilimento automobilistico SATA S.p.A.;

• ad est: impianto di termovalorizzazione di Fenice S.p.A.;

• ad ovest: attività industriali facenti parte dell’indotto dello stabilimento automobilistico SATA S.p.A..

BG ITALIA POWER S.p.A.

Termovalorizzatore FENICE S.p.A.

Attività industriali dell’indotto SATA

SATA S.p.A.

Figura 1: Insediamenti industriali prossimi alla centrale

Negli immediati dintorni della Centrale non sono presenti corsi d’acqua significativi; a circa 2 km a nord è ubicato il fiume Ofanto, mentre 2 km a sud è ubicato il torrente Olivento (emissario del lago di Xxxxxxx). Non ci sono particolari note né di carattere paesaggistico né di carattere architettonico/archeologico.

Nella tabella 1 successiva sono indicati i principali elementi del territorio collocati entro 1 km dal perimetro dell’impianto:

TIPOLOGIA	SI	NO
Attività produttive	°
Case di civile abitazione		°
Scuole, ospedali, ecc.		°
Impianti sportivi e/o ricreativi	°
Infrastrutture di grande comunicazione	°
Opere di presa idrica destinate al consumo umano		°
Corsi d’acqua, laghi, mari ecc.		°
Riserve naturali, parchi		°
Zone agricole	°
Pubblica fognatura	°
Xxxxxxxxxxx, gasdotti, acquedotti, oleodotti	°
Elettrodotti di potenza maggiore o uguale a 15 kw	°

Tabella 1: Principali elementi collocati entro 1 km dal perimetro dell’impianto

Il Comune in cui è ubicato l’impianto A.I.A. non risulta essere inserito in specifici piani regionali o provinciali. Il bacino idrografico del fiume Ofanto, il cui xxxxx xxxxxxxxx xxx xxxxxxx (Xxxxxxx, Xxxxxx x Xxxxxxxxxx), è classificato come bacino di rilievo interregionale; attualmente è compreso nell’ambito territoriale dell’Autorità di Bacino della Puglia.

Il Comune di Melfi non ha provveduto alla zonizzazione acustica del proprio territorio comunale secondo quanto stabilito dalla L. 447/1995 e dal successivo decreto applicativo, D.P.C.M. 14 novembre 1997. Ad oggi, il riferimento di legge per l’individuazione dei relativi valori limite è, quindi, il D.P.C.M. 1 marzo 1991; tale decreto fissa i valori limite assoluti, da rispettare all’esterno degli ambienti abitativi in funzione della destinazione d’uso del territorio, e dei valori limite differenziali da rispettare all’interno degli ambienti stessi. Poiché la centrale BG ITALIA POWER è inserita all’interno di un comprensorio industriale valgono i valori limite per le aree definite “zona esclusivamente industriale” che sono pari a 70 dB(A) per entrambi i periodi diurno e notturno, e per i quali non è prevista l’applicazione del criterio differenziale.

2.2 Descrizione dell’impianto e del ciclo produttivo

La centrale BG ITALIA POWER (cfr. figura 2) di Melfi è stata costruita nel 1995-1997 ex- novo ed è entrata in esercizio commerciale nel 1997. L’impianto è costituito da una centrale termoelettrica cogenerativa bi- gruppo, del tipo a ciclo combinato, che attraverso l’utilizzo di gas metano produce energia elettrica e vapore.

L’attività A.I.A. per la quale è stata presentata domanda di autorizzazione integrata ambientale è la seguente:

CODICE A.I.A.	Attività ALLEGATO I AL D.LGS. N. 59/2005	Capacità’ produttiva	CODICE NOSE P	Codice NACE
1.1	Impianti di combustione con potenza termica di combustione	> 50 MW	101.04	40.1

La descrizione del ciclo produttivo è stata suddivisa in attività specifiche, per la produzione di energia elettrica e calore, e attività ausiliarie, funzionali allo svolgimento delle attività specifiche. Le attività identificate sono le seguenti:

• attività specifiche :

- produzione di energia elettrica con turbo gruppo: turbina a gas, alternatore, turbina a vapore;

- produzione di vapore con caldaia a recupero (GVR);

- generazione di acqua surriscaldata;

- trasformazione di energia elettrica in AT/MT;

• attività ausiliarie :

- compressione e trattamento gas metano;

- produzione di acqua demineralizzata;

- circolazione acqua per raffreddamento macchinari;

- produzione e distribuzione aria compressa;

- produzione di acqua refrigerata per condizionamento (sale controllo ed edifici civili);

- in fase di avviamento, gestione caldaia ausiliaria (per avviamento);

- in fase di emergenza, utilizzo del gruppo elettrogeno di emergenza della potenza di 400 kW per la produzione di energia in BT mediante motore Diesel.

DIPARTIMENTO AMBIENTE, TERRITORIO, POLITICHE DELLA SOSTENIBILITÀ

UFFICIO COMPATIBILITA’ AMBIENTALE

Xxx Xxxxxxxx Xxxxxxxxx, 0 - 00000 XXXXXXX

Figura 2: Planimetria generale impianto BG Italia Power S.p.A.

(riduzione fotomeccanica dell’elaborato di progetto “planimetria generale”)

Allegato 1 pag. 8 di 39

2.2.1 Attività specifiche

L’attività di cogenerazione della centrale è affidata a due gruppi identici ciascuno costituito da una turbina a gas ed una turbina a vapore, accoppiate ad un unico generatore elettrico in grado di produrre una potenza elettrica nominale di 50 MW. La potenza elettrica nominale complessiva della centrale è pari a 100 MW (di qui il nome bi-gruppo della centrale).

Dal punto di vista tecnico, ciascun gruppo risulta essere composto da:

Turbina a Gas di tecnologia aeronautica (casa costruttrice General Electric - USA, ingegnerizzata da Fiat Avio) della potenza nominale di 42 MW (condizioni ISO), caratterizzata da elevati rendimenti e dalla possibilità di controllare il livello delle emissioni di NOx mediante iniezione di acqua demineralizzata in camera di combustione.

Generatore elettrico Gec-Alstom di potenza nominale di 67 MVA che genera energia elettrica immessa direttamente nella rete Terna.

Generatore di Vapore a Recupero (GVR) che sfrutta l’elevato contenuto termico che i fumi possiedono all’uscita della turbina a gas per la produzione di vapore a due livelli di pressione.

Turbina a Vapore Ansaldo della potenza nominale di 13 MW.

Il processo ha inizio a livello della turbina a gas, dove l’aria prelevata dall’ambiente esterno, precedentemente compressa è inviata ad una camera di combustione, in cui è combinata con il gas naturale. L’elevata temperatura e pressione possedute dai fumi uscenti da detta camera vengono sfruttate nell’espansione della turbina vera e propria che aziona un generatore elettrico per la produzione di energia elettrica. L’energia elettrica prodotta è elevata mediante n°1 trasformatore alla tensione di 150 kV e immessa direttamente nella rete Terna. I gas di scarico provenienti dalla turbina a gas, ad alta temperatura (circa 470 °C), vengono convogliati alla caldaia di recupero (denominata Generatore di Vapore a Recupero GVR) la quale recupera il calore per produrre vapore a due livelli di pressione , rispettivamente circa 45 bara (AP) e 5 bara (BP). Il vapore ad alta pressione (AP) viene fatto espandere nella turbina a vapore per la generazione di ulteriore energia elettrica nel generatore elettrico. Gran parte del vapore a bassa pressione (BP) viene utilizzato dal vicino stabilimento SATA S.p.A e dal termovalorizzatore di Fenice S.p.A. per usi tecnologici e per riscaldamento, la quota restante viene ri-immessa nel turbina a vapore per la produzione di energia elettrica. Il vapore in uscita dalla turbina viene infine recuperato in un condensatore ad aria il cui condensato viene poi rimesso in ciclo nella caldaia a recupero GVR. La periodicità di funzionamento dell’impianto è di circa 7800 ore all’anno; i tempi di arresto sono dell’ordine di 30 minuti in condizioni normali e immediati in condizioni di emergenza (blocco).

2.2.2 Attività ausiliarie

Compressione e trattamento gas metano

La stazione di compressione del gas metano è composta da n°3 compressori a 2 stadi; tali compressori aumentano la pressione del gas da 8-12 bar (pressione dalla rete SNAM) a 44 bar necessari per il funzionamento della turbina a gas. In condizione di normale esercizio 2 compressori sono in funzione, il terzo è di riserva.

Produzione di acqua demineralizzata

L’impianto, fornito da Pirocrystal nel 1996, è del tipo a resine a scambio ionico ed è composto da 2 sezioni; ciascuna sezione è composta da una colonna cationica e da un letto misto. Le due sezioni operano in parallelo: mentre una sezione è in produzione, l’altra è in fase di rigenerazione delle resine. L’acqua prodotta da tale impianto ha una conducibilità elettrica inferiore a 1 µS ed è successivamente iniettata nella camera di combustione delle turbine a gas per abbattere il livello di emissione di NOx. L’acqua industriale è approvvigionata dal consorzio ASI.

Circolazione acqua per raffreddamento macchinari

Il raffreddamento dei macchinari e la condensazione del vapore avviene tramite circuiti chiusi con batterie di scambiatori ad aria: non vi sono quindi canali e opere di presa/scarico acque di raffreddamento Il raffreddamento dell’acqua a circuito chiuso di ambedue i gruppi è assicurato da un unico scambiatore aria- acqua a fascio tubiero (sigla E-201) della potenzialità totale di 6980 kW t provvisto di 5 ventilatori elettrici per la circolazione dell’aria. Il vapore proveniente dalla turbina a vapore viene condensato in uno scambiatore ad aria a fascio tubiero della potenzialità di 29.000.000 kcal/h, provvisto di 8 motoventilatori per la circolazione dell’aria di raffreddamento. Il numero totale dei condensatori ad aria è di 2, uno per ciascun gruppo, denominati rispettivamente E-109 ed E-309.

Produzione e distribuzione aria compressa

La centrale compressori risulta costituita dalle seguenti apparecchiature:

- n° 2 compressori rotativi (K-202A/B), di cui 1 operativo ed 1 in riserva, del tipo non lubrificato, raffreddati ad aria in grado di produrre 350 Nmc/h ciascuno con una pressione di esercizio di 7 barg;

- n° 1 serbatoio di accumulo aria da 35mc, comune ai 2 compressori aria;

- essiccatori aria strumenti raffreddati ad aria.

Produzione di acqua refrigerata per condizionamento (sale controllo ed edifici civili)

L’impianto di condizionamento è composto da 2 gruppi refrigeranti di tipo reversibile posti sul tetto dell’edificio sala controllo. L’acqua refrigerata viene prodotta alla temperatura di 10°C ÷ 15°C e distribuita alle utenze.

Nella seguente figura 3 è riportato lo schema a blocchi dell’attività di cogenerazione in ciclo combinato in cui è rappresentato sinteticamente il flusso di materie ed energia (ingressi) e le relative uscite o emissioni, in termini di prodotti, rifiuti, scarichi idrici, rumori, nonché emissioni in atmosfera.

Idriche

Acque tecnologiche

Acque tecnologiche oleose, acque di rigenerazione delle resine dell’impianto di demineralizzazione, acque chimiche provenienti dai drenaggi di caldaia, spurghi e condense, acque meteoriche di prima pioggia

Acque nere

Acque di seconda pioggia

Prodotti Energia elettrica (TERNA)

Energia termica

(SATA)

(Termovalorizzatore FENICE)

Risorse idriche

Le acque sono fornite dal Consorzio ASI:

industriali

utilizzate per la produzione di acqua demineralizzata, i raffreddamenti, il reintegro del ciclo termico, i lavaggi delle turbine a gas

potabili

Figura 3: Schema a blocchi dell’attività di cogenerazione in ciclo combinato

2.3 Capacità produttiva e materie prime impiegate nel ciclo produttivo

La capacità produttiva dell’impianto è riassunta nella seguente tabella 2:

n. progr.	Tipo di prodotto	Capacità massima di produzione [t/h]	Quantità prodotta	Stato fisico	Emissioni diffuse/fuggitive (si/no)
1	energia elettrica	⎯	energia lorda 760.684 MWh energia netta 730.489 MWh	⎯	no
2	vapore	30	93.825 t/anno	vapore	si

Tabella 2: Capacità produttiva

Le materie prime ed ausiliarie utilizzate nell’impianto sono le seguenti (cfr. tabella 3):

- gas metano, fornito ad una pressione di 8-12 bar tramite tubazione di allacciamento alla rete Snam;

- gasolio, per l’utilizzo del gruppo elettrogeno in condizioni di emergenza; stoccato in serbatoio fuori terra di capacità 0,4 m3 provvisto di bacino di contenimento;

- soda caustica e acido cloridrico, utilizzati nell’apposito impianto per la produzione di acqua demineralizzata, stoccati in serbatoi fuori terra provvisti di bacino di contenimento in calcestruzzo impermeabilizzato;

- deossigenante e fosfato, utilizzati nella caldaia a recupero (GVR) per inibire la corrosione;

- altri prodotti ausiliari (che non intervengono nella fase di processo): oli utilizzati per la lubrificazione delle parti meccaniche, detergenti utilizzati nella pulizia della turbina, anti-gelo per le acque di raffreddamento.

n. progr.	Tipo di materia prima o ausiliaria	Quantità annua	Scheda di sicurezza (si/no)	Stato fisico	Modalità di stoccaggio	Funzione di utilizzo
1	gas naturale	161.151.374 m3 in condizioni normali (0°C – p = 0 1 atm)	si	gas	serbatoio	alimentazione turbina a gas
2	gasolio	8,408 t	si	liquido	serbatoio	diesel emergenza
3	soda caustica	300,054 t	si	liquido	serbatoio	impianto di demineralizzazione
4	acido cloridrico	304,799 t	si	liquido	serbatoio	impianto di demineralizzazione
5	deossigenante	2,95 t	si	liquido	serbatoio	additivo di caldaia a recupero
6	fosfato	2,3 t	si	liquido	serbatoio	additivo di caldaia a recupero
7	oli lubrificanti	4,702 t	si	liquido	container	lubrificazione
8	detergente TG	1,275 t	si	liquido	container	pulizia TG
9	antigelo per circuiti di raffreddamento	1,6 t	si	liquido	container	circuito di raffreddamento

Tabella 3: Materie prime ed ausiliarie utilizzate nell’intero impianto

3. Energia

3.1 Produzione di Energia

Di seguito viene riportato uno schema del bilancio energetico dell'attività (cfr. figura 4):

Figura 4: Schema del bilancio energetico

Il rendimento totale ed elettrico della centrale, riferiti alla produzione di energia dell’anno 2004 (cfr. tabella 4), risulta essere pari rispettivamente a 49,0% ed a 47,4%.

Energia elettrica e cogenerazione
Potenza elettrica nominale [kW]	Produzione annua		Energia riutilizzata [MW/h]
	termica [MWt/h]	elettrica [MW/h]
100.000	56.295 1	760.684 2	26.209 3

Note:

1 Energia termica del vapore ceduto ai clienti industriali;

2 energia elettrica lorda prodotta; il quantitativo dell’energia elettrica ceduta alla rete ammonta a 730.489 MWh;

3 energia consumata dalla centrale al netto dell’energia importata dalla rete ENEL, che ammonta a 127 MWh.

Tabella 4: Produzione di energia dell’impianto

La centrale in questione è dotata di un sistema di controllo denominato DCS (Distributed Control System) con elevato grado di automazione, sia nei tempi transitori di avviamento e arresto che nella marcia a carico costante. Il sistema di controllo consente, in caso di emergenza, la messa in sicurezza in automatico dell’impianto, senza la necessità di intervento dell’operatore.

3.2 Consumo di Energia

Poiché l'attività di cogenerazione in ciclo combinato della centrale è considerata come un’unica fase, il consumo di energia (termica ed elettrica) complessivo è riportato nella seguente tabella 5:

Tabella 5: Consumo complessivo di energia

4. Emissioni

4.1 Emissioni in atmosfera

Le emissioni in atmosfera prodotte dalla centrale sono convogliate in due camini, uno per ciascun gruppo di cogenerazione, collocati in uscita della caldaia a recupero ed indicati nella planimetria in figura 5 rispettivamente con la sigla E1 ed E2.

I parametri chimico-fisici delle emissioni convogliate in atmosfera sono riportati nella seguente tabella 6.

Sigla dei condotti di scarico	E1		E2
Portata aeriforme media (Nm3/h)	330.344		329.846
Temperatura aeriforme media (°C)	114		114
Inquinanti: (mg/Nm3)
ossidi di azoto (NOx)	119,5		124,0
monossido di carbonio (CO)	6,6		8,4
anidride carbonica (CO2)	64.526		64.526
ossido di zolfo (SO2)	0		0
Sistema di contenimento delle emissioni (Si/No)	SI		SI
Monitoraggio in continuo delle emissioni (S.M.E.) (Si/No)	SI		SI
Durata emissione media (ore/giorno e giorni/anno)	19,6	297,3	21,6	328,1
Velocità dell’effluente (m/s)
Altezza dal suolo della sezione di uscita del condotto di scarico (m)	30		30
Altezza dal colmo del tetto della sezione di uscita del condotto di scarico (m)
Area della sezione di uscita del condotto di scarico (m2)	7,07		7,07

Tabella 6: Emissioni convogliate in atmosfera

ELENCO CONDOTTI DI SCARICO IN ATMOSFERA E1 – CAMINO unità 100

E2 – CAMINO unità 300

E2

E1

Figura 5: Planimetria con punti di emissione in atmosfera

(riduzione fotomeccanica dell’elaborato di progetto “planimetria punti di emissione in atmosfera”)

Gli inquinanti presenti sono:

- ossidi di azoto (NOx);

- monossido di carbonio (CO).

I valori limite dei suddetti inquinanti sono stati stabiliti dal Decreto di autorizzazione del Ministero dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato (MICA) del 5 giugno 1993, in:

- 100 mg/Nm3 per gli ossidi di azoto (espressi come NO2);

- 50 mg/Nm3 per il monossido di carbonio (CO).

Tali limiti sono riferiti ad un tenore di ossigeno libero nei fumi pari al 15%. Il citato Decreto stabilisce, inoltre, che il valore limite di emissione degli ossidi di azoto (NOx) può essere incrementato di 3 mg/Nm3 per ogni punto di rendimento superiore al 30% e fino ad un valore massimo di 150 mg/Nm3.

Pertanto, essendo il valore medio di efficienza termodinamica totale pari al 48,3%, avremo che il suddetto limite di 100 mg/Nm3 può essere ulteriormente incrementato di 54,9 mg/Nm3 [così ottenuto (48,3-30) x 3mg/Nm3= 54,9 mg/Nm3]. In conclusione per gli inquinanti ossidi di azoto dovrà essere rispettato il valore limite di emissione massimo stabilito dal Decreto del MICA e cioè 150 mg/Nm3.

L’alimentazione delle turbine a gas è solo a gas naturale (non vengono utilizzati altri combustibili quali olio combustibile, gasolio,...), pertanto vi è assenza di emissioni di anidride solforosa, particolati, etc.

Nella tabella 7 sono riportate le caratteristiche delle emissioni fuggitive prodotte nell’impianto.

Tipologia della sorgente	Stato fisico della sostanza emessa	Tempo di funzionamento h/gg o gg/anno	Flusso di massa (se valutabile) t/anno	Frequenza di manutenzione/controllo
compressori	gas naturale	312 gg/anno (media anno 2004)	4,83 t/anno	Ciclo di manutenzione semestrale
degasatore	gas vapore acqueo	312 gg/anno (media anno 2004)	938 t/anno
	liquidi leggeri
	liquidi pesanti

Tabella 7: Emissioni fuggitive in atmosfera

Infine, le emissioni totali dell’impianto (emissioni convogliate, fuggitive) sono quelle di tabella 8:

Inquinante	Convogliate flusso di massa [t/anno]	Metodo applicato	Fuggitive flusso di massa [t/anno]	Metodo applicato	Totale [t/anno]
ossido di azoto (NOx)	604	calcolato	⎯	⎯	000
xxxxxxxxx xx xxxxxxxx (XX)	38	calcolato	⎯	⎯	38
anidride carbonica (CO2)	319.697	calcolato	⎯	⎯	319.697
ossido di zolfo	0	stimato	⎯	⎯	0
gas naturale	⎯	⎯	4,83	stimato	4,83

Tabella 8: Emissioni totali in atmosfera (convogliate, fuggitive)

4.1.1 Sistema di Monitoraggio emissioni atmosferiche

In osservanza al Decreto di autorizzazione del MICA, l’impianto è stato dotato di un sistema di controllo in continuo sul camino (a valle del turbogas e della caldaia a recupero) delle emissioni di ossido di azoto, di monossido di carbonio e dell’ossigeno di riferimento, al fine di permettere un controllo corretto e preventivo dei suddetti parametri.

Il sistema di monitoraggio, denominato SMEA (Sistema di Monitoraggio Emissioni Atmosferiche), è stato realizzato in conformità al Decreto 21 Dicembre 1995 del Ministero dell’Ambiente “Disciplina dei metodi di controllo delle emissioni in atmosfera dagli impianti industriali”. Come previsto da tale Decreto, il sistema è oggetto di verifica annuale dello IAR (Indice di Accuratezza Relativo), che viene determinato da parte di un Ente autorizzato e secondo le modalità operative previste dal paragrafo 3.4 del sopracitato Decreto. Il sistema è, inoltre, oggetto di manutenzione periodica, in accordo ai manuali e alle specifiche del costruttore.

4.1.2 Descrizione generale del sistema di monitoraggio emissioni atmosferiche

Il Sistema di Monitoraggio Emissioni è costituito da:

- un sottosistema di campionamento per prelievo e trasporto dei campioni di fumi dalla ciminiera sino al sottosistema di analisi;

- un sottosistema di analisi dedicato all’analisi delle emissioni fumi di una canna, con il compito di condizionare i campioni ed analizzare in continuo i gas inquinanti presenti nei fumi;

- le apparecchiature in grado di effettuare l’elaborazione dei dati rilevati e presentare i risultati in forma grafica e/o alfanumerica;

con la duplice finalità di:

- fornire un valido strumento per la migliore gestione dell’impianto per quanto riguarda gli aspetti dell’inquinamento atmosferico;

- documentare il rispetto delle normative vigenti, relativamente alle emissioni inquinanti. Il Sistema di Monitoraggio Emissioni è suddiviso funzionalmente nei seguenti sottosistemi:

- sottosistema di campionamento fumi;

- sottosistema di analisi, completo di condizionamento fumi;

- sottosistema di concentrazione ed elaborazione dati;

- cabina di contenimento.

La parte elaborativa si basa su un calcolatore con funzioni di concentratore, elaboratore dati ed interfaccia uomo-macchina posto all’interno del sistema di analisi fumi. La presentazione dei dati avviene tramite video e stampante posizionati all’interno della cabina contenente il sottosistema di analisi.

Il calcolatore, inoltre, invia al DCS, in sala controllo turbogas i valori istantanei e medi dell’ora, calcolati a partire dai valori acquisiti sugli strumenti di analisi CO, NOx ed O2, e segnalazioni di allarme alto ed altissimo sulle misure stesse. È disponibile anche un allarme in grado di segnalare le anomalie di sistema. In caso di attivazione di questo allarme è richiesto l’immediato intervento in cabina dell’operatore.

Nelle tabelle 9 e 10 seguenti sono riportati i valori mensili e la media annuale (anno 2007) registrati ai camini:

Tabella 9: Report SMEA camino E1 (anno 2007)

Tabella 10: Report SMEA Camino E2 (anno 2007)

4.2 Scarichi idrici

La centrale possiede due punti di scarico, identificati nella planimetria in figura 6 rispettivamente con S1 e S2. Il primo per acque reflue civili, acque di prima pioggia ed acque tecnologiche, che sono convogliate all’impianto trattamento reflui del consorzio ASI; il secondo per le acque meteoriche di seconda pioggia, che sono convogliate in fognatura consortile.

Le acque reflue prodotte dall’impianto sono intercettate in una vasca di calma, da dove sono rilanciate all’impianto trattamento acque reflue (TAR) di SATA, dopo una verifica dei parametri di scarico.

S1

S2

Figura 6: Planimetria con rete idrica e punti di scarico

(riduzione fotomeccanica dell’elaborato di progetto D1)

La centrale è autorizzata a conferire le acque di scarico alla fognatura gestita dal consorzio ASI con l’obbligo di rispetto della tabella “C” della Legge n. 319 del 10.05.1976 e con deroga per i cloruri. La tabella “C” è stata assorbita dalla tabella 3 dell’all. 5 del D.Lgs. n. 152/1999 (attualmente D.Lgs. n. 152/2006 – parte Terza).

La centrale di cogenerazione BG Italia Power SpA è dotata di tre reti fognarie separate:

⮚ una rete per le acque tecnologiche,

⮚ una rete per le acque meteoriche,

⮚ una rete per le acque nere civili.

In dettaglio la suddivisione delle reti interne è la seguente:

⮚ le acque meteoriche sono provviste di una vasca di captazione delle acque di prima pioggia; quando quest’ultima è piena alcune pompe rilanciano l’acqua che passando attraverso un disoleatore a pannello coalescente, munito di un sensore per allarme alto livello dell’olio, viene convogliata nella vasca di calma; ad avvenuto svuotamento della vasca di prima pioggia, una paratoia devia l’acqua proveniente dalla rete di captazione direttamente nel collettore che scarica nel TAR di SATA. Per le successive 18 ore la paratoia rimane in tale posizione e quindi le acque meteoriche continueranno ad essere convogliate nello stesso collettore di scarico; passato tale periodo si ripristina automaticamente la situazione iniziale;

⮚ le acque nere sono costituite da acque provenienti dai servizi igienici di cantiere e degli uffici. Sono convogliate in una vasca Imhoff, e per sfioro successivamente alla condotta verso l’impianto TAR di SATA;

⮚ le acque di controlavaggio dei filtri a sabbia usati per il pretrattamento delle acque grezze, vengono convogliate alla vasca di calma ed infine sono convogliate al TAR di SATA;

⮚ le acque tecnologiche sporche ed oleose confluiscono in un’unica vasca, da cui con pompe di rilancio passano attraverso un disoleatore a pannello coalescente, munito di un sensore per allarme alto livello dell’olio, ed infine sono convogliate alla vasca di calma e successivamente al TAR di SATA;

⮚ le acque di rigenerazione (eluati di rigenerazione) dell’impianto di demineralizzazione sono convogliate in un apposito serbatoio di neutralizzazione dove previo controllo in automatico per ciò che concerne il pH vengono neutralizzate attraverso l’eventuale aggiunta di HCl e/o NaOH e successivamente fatte confluire, attraverso il rilancio con pompe, alla vasca di calma;

⮚ le acque chimiche provenienti da dreni della caldaia e spurghi condense confluiscono nella vasca di calma. Dalla vasca di calma le suddette acque, dopo omogeneizzazione (ricircolo) e previo controllo del pH e del tenore di cloruri, vengono fatte confluire all’impianto TAR di SATA.

I trasformatori elettrici sono dotati di apposita vasca di raccolta di eventuali perdite di olio e delle acque di dilavamento.

Essendo effettuato lo stoccaggio finale prima del rilancio al TAR di SATA in una unica vasca di calma, per evitare eventuali sversamenti qualora il rilancio dalla vasca di calma non funzioni e contemporaneamente si avviano le pompe di prima pioggia, il livello della vasca di calma viene mantenuto a livello tale da consentire la completa captazione delle acque di prima pioggia (100 mc).

Il livello viene mantenuto attraverso l’impostazione dei livellostati di avvio pompe rilancio vasca di calma a circa 2/3 della capacità totale lasciando così un volume libero di 150 mc.

Inoltre, la massima quantità di acqua scaricabile al TAR di SATA non deve, per quanto possibile, superare il limite giornaliero di 216 mc/giorno.

Nella seguente tabella 11 sono riportati i valori calcolati delle emissioni totali di inquinanti nelle acque di scarico comprensive delle acque industriali, domestiche e di dilavamento.

Nota:

4 C = calcolato.

Tabella 11: Emissioni totali di inquinanti nelle acque di scarico

Il sistema adottato per il calcolo del flusso di massa/anno è il seguente:

Flusso di massa/anno = Conc. inquinante (mg/l) x acque scaricate (l/anno) x 10-9= (t/anno).

4.3 Emissioni sonore

Il Comune di Melfi non ha ancora provveduto alla zonizzazione acustica del proprio territorio comunale, quindi il riferimento di legge per l’individuazione dei valori limite è il D.P.C.M. del 1 marzo 1991. Poiché la centrale BG ITALIA POWER è inserita all’interno di un comprensorio industriale valgono i valori limite per le aree definite “Zona esclusivamente industriale” che sono pari a 70 dB(A) per entrambi i periodi diurno e notturno, e per i quali non è prevista l’applicazione del criterio differenziale.

Nel 2006 è stato eseguito un monitoraggio acustico lungo il perimetro della centrale; i rilievi acustici sono stati effettuati in periodo diurno e notturno, nei punti considerati caratteristici per la individuazione dell’inquinamento dovuto alla centrale stessa.

Nella figura 7 è evidenziata l’ubicazione delle postazioni di misura.

DIPARTIMENTO AMBIENTE, TERRITORIO, POLITICHE DELLA SOSTENIBILITÀ

UFFICIO COMPATIBILITA’ AMBIENTALE

Xxx Xxxxxxxx Xxxxxxxxx, 0 - 00000 XXXXXXX

Figura 7: Planimetria con ubicazione dei punti delle misure acustiche

(riduzione fotomeccanica dell’allegato 1 dell’elaborato “monitoraggio acustico”)

Allegato 1 pag. 22 di 39

Dalla campagna di rilievi acustici effettuata, in base al confronto con i limiti previsti, è stato osservato che la rumorosità rilevata in tutte le postazioni è contenuta entro le prescrizioni di legge.

I valori delle misure acustiche, effettuate lungo il perimetro della centrale, confrontati con i limiti di immissione diurni e notturni sono di seguito riportati (cfr. tabella 12):

Tabella 12: Monitoraggio acustico al perimetro della centrale

4.4 Rifiuti

I rifiuti prodotti nella centrale in questione derivano da attività di manutenzione e di esercizio dell’impianto; le diverse tipologie e quantità sono descritte nella seguente tabella 13:

Tabella 13: Tipologia e quantità dei rifiuti prodotti

All’interno della centrale è presente un’area adibita alla raccolta ed al deposito temporaneo dei rifiuti opportunamente cementata la cui localizzazione è visibile nella planimetria riportata in figura 8.

Lo stoccaggio nell’area di deposito temporaneo è effettuato per tipologie analoghe di rifiuti in appositi contenitori dotati di etichetta contenente: codice CER, nome del rifiuto e stato fisico.

In particolare la centrale è dotata di:

- container per olii esausti, emulsioni oleose, etc;

- cassone scarrabile R.S.A.U. per filtri;

- cassone scarrabile per rottami metallici;

- campane per la raccolta di vetro, lattine e carta;

- serbatoio di raccolta delle acque di lavaggio TG da 11 mc (tale serbatoio mediante tubazione raccoglie direttamente le acque di lavaggio).

I rifiuti liquidi sono raccolti in fusti dotati di bacino di contenimento mobile.

La gestione amministrativa e legale dei rifiuti è effettuata dal gestore operativo, società Fenice S.p.A.. Il trasporto e lo smaltimento di tutti i rifiuti è gestito da Fenice S.p.A., che si avvale di società iscritte all’Albo Gestori Ambientali.

Figura 8: Planimetria con area deposito rifiuti

(riduzione fotomeccanica dell’elaborato di progetto “planimetria area stoccaggio materie prime e rifiuti”)

5. Sistemi di contenimento/abbattimento

5.1 Emissioni in atmosfera

I principali inquinanti prodotti dalle centrali turbogas sono gli ossidi di azoto (NOx) e il monossido di carbonio (CO). Gli NOx sono prodotti dalla reazione tra azoto e ossigeno presenti nell’aria, per effetto delle elevate temperature; il CO è prodotto dalla combustione non perfetta del metano.

La centrale BG ITALIA POWER di Melfi controlla le emissioni in atmosfera mediante un sistema che prevede l’abbattimento degli NOx con l’immissione, attraverso gli iniettori del combustibile della turbina a gas, di acqua demineralizzata (portata media dell’acqua demineralizzata = 5 ton/h per ciascun gruppo, totale 10 ton/h), per abbassare la temperatura della fiamma, all’interno della camera di combustione e quindi a limitare la formazione degli ossidi di azoto, generati dalle alte pressioni e dalle alte temperature.

L’iniezione d’acqua è regolata in funzione della potenza prodotta (MW) per mezzo di una valvola automatica di regolazione e relativo sistema di controllo.

Il sistema di controllo degli NOx è costituito dai seguenti elementi:

• tre pompe di pressurizzazione (di cui una di riserva) comandabili da un Sistema di Controllo della Distribuzione (DCS);

• tre gruppi filtro duplex (due in servizio l’altro di riserva), per ciascun gruppo della centrale; ogni gruppo filtro, utilizzato nella filtrazione finale dell’acqua demi, è dotato di un manometro differenziale per riscontrare il valore di pressione differenziale del filtro in esercizio con segnalazione a DCS;

• una valvola di regolazione immissione acqua con linea di ricircolo verso il serbatoio contenente acqua demineralizzata;

• due valvole di intercettazione acqua;

• una valvola di drenaggio della tubazione da utilizzare durante la fermata della turbina.

Il sistema prevede, inoltre, una serie di misurazioni di parametri di controllo quali portata, pressione e temperatura dell’acqua demineralizzata. Le modalità di funzionamento del sistema sono di seguito riassunte: avviata la pompa di pressurizzazione e raggiunto il valore minimo di potenza elettrica prodotta (circa 10 MW) viene aperta automaticamente la valvola di intercettazione ed il sistema di iniezione acqua diventa operativo. In seguito interviene la valvola di regolazione, che in base al gas metano utilizzato, incrementa o diminuisce la portata di acqua da immettere nel sistema.

Il valore degli inquinanti (CO-NOx) e dell’ossigeno viene monitorato in continuo con segnalazione a DCS e allarme in caso di raggiungimento delle soglie impostate.

5.2 Emissioni idriche

I sistemi di abbattimento/contenimento adottati dall’impianto sono relativi alle acque meteoriche, alle acque provenienti dall’impianto di demineralizzazione e alle acque di processo.

Le acque meteoriche di prima pioggia, subiscono un processo di disoleazione e la matrice oleosa viene smaltita come rifiuto, mentre la parte acquosa è convogliata nella vasca di raccolta di prima pioggia e successivamente inviata alla vasca di calma.

Le acque tecnologiche derivanti dalla rigenerazione delle resine dell’impianto di demineralizzazione, prima di essere conferite alla vasca di calma, sono soggette a un trattamento di correzione del pH con acido cloridrico e idrossido di sodio.

Il sistema di raffreddamento dei macchinari è ad acqua in circuito chiuso, con scambiatori aria/acqua; la condensazione del vapore del ciclo termico avviene con condensazione ad aria, lo scarico è quindi limitato ai soli spurghi di caldaia, convogliati nella vasca di calma che conferisce tramite collettore consortile all’impianto di trattamento acque dell’ASI.

Le acque di lavaggio del turbogruppo sono raccolte in apposito serbatoio da 11 mc e smaltite come rifiuto.

5.3 Emissioni sonore

Tutte le macchine principali (turbogruppo, compressori gas) sono dotati di cabinati e schermi insonorizzanti. Di seguito sono elencate le misure utilizzate nell’impianto per controllare le emissioni sonore:

• turbina a gas, turbina a vapore e generatore dotati di cabinati per l’emissioni acustiche;

• sistemi di ventilazione cabinati con pale a basso rumore;

• pompe di alimentazione dotate di cabinato acustico;

• condensatori ad aria con ventilatori a basso numero di giri, invece che torri di raffreddamento.

6. Conformità e disarmonie rispetto alle Migliori Tecnologie (M.T.D.) per la prevenzione integrata dell’inquinamento dello specifico settore in Italia

Il riferimento per questo argomento è il documento:”Reference Document on Best Available Techniques (BReF) for Large Combustion Plants” del maggio 2005 (adottato dalla Commissione Europea il 25.07.2006 e pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale Europea n. C 253 del 19.10.2006). Sono stati presi in considerazione i seguenti capitoli:

- 7.4 Techniques to consider in the determination of BAT for the combustion of gaseous fuels (tecnologie che sono state considerate per la determinazione delle BAT per la prevenzione o riduzione delle emissioni dagli impianti termoelettrici che utilizzano il gas metano al fine di aumentare l’efficienza termica);

- 7.5 Best available techniques (BAT) for the combustion of gaseous fuels (migliori tecnologie disponibili relative alle centrali che utilizzano combustibili gassosi).

MTD	Applicata o in previsione	Non applicata
TECNOLOGIE RELATIVE ALL’ALIMENTAZIONE E RIFORNIMENTO DEL COMBUSTIBILE E DEGLI ADDITIVI
		Non applicata
		in base alle
		valutazioni tecnico-
		economiche
		sviluppate dalla
Impiego di turbine ad espansione per il recupero del contenuto energetico del gas		proprietà, l’alto costo delle turbine in
pressurizzato proveniente dal gasdotto		oggetto ne rende
		economicamente
		conveniente l’utilizzo
		nel caso di impianti
		con potenza installata
		superiore a 1000-
		1200 MW
Impiego di sistemi di rilevamento ed allarme di perdite di gas combustibile	Applicata
Stoccaggio in contenitori ermetici ed impiego di sistemi di drenaggio (inclusi i separatori di olio per evitare la contaminazione del suolo e delle acque prodotta dall’olio lubrificante)	Applicata
		Non applicata
In caso di abbattitori a riduzione catalitica selettiva (SCR), stoccaggio dell’ammoniaca sotto forma di soluzioni di ammoniaca in acqua		in quanto il controllo degli NOx avviene in camera di
		combustione

MTD	Applicata o in previsione	Non applicata
TECNOLOGIE PER AUMENTARE L’EFFICIENZ A TERMICA A LIVELLO DEL CICLO DI COMBUSTIONE ED A LIVELLO DELLE TURBINE A GAS
CICLO DI COMBUSTIONE
Applicazione del ciclo cogenerativo combinato per la produzione di energia e calore	Applicata
Preriscaldamento del gas combustibile utilizzando il calore residuo della turbina		Non applicabile nella configurazione impiantistica della centrale
Utilizzo di materiali avanzati per raggiungere alte temperature di processo al fine di aumentare l’efficienza della turbina a vapore		Non applicabile in quanto le temperature dei gas di scarico della turbina a gas, i livelli di pressione del vapore ottenibile dalla caldaia non giustificano l’impiego di leghe speciali. Detta tecnologia viene applicata nei nuovi impianti, non vi è la possibilità di modernizzare gli impianti esistenti
Doppio riscaldamento		Non applicabile nella configurazione impiantistica della centrale in quanto le temperature dei gas di scarico, i livelli di pressione del vapore non giustificano economicamente tale applicazione
Riscaldatore dell’acqua di alimentazione rigenerativo		Non applicata in quanto il progetto prevede caldaia a 2 livelli di pressione con economizzatore
Impiego di sistemi computerizzati avanzati per il controllo delle condizioni di combustione per la riduzione delle emissioni e l’ottimizzazione delle prestazioni della caldaia	Applicata
Accumulo di calore		Non applicata in quanto non necessaria dato il diagramma di assorbimento termico delle utenze
Preriscaldamento dell’aria di combustione		Non applicabile essendo le turbine in questione a gas
TURBINE E GAS
Impiego di sistemi computerizzati avanzati per il controllo della turbina a gas e di conseguenza della caldaia a recupero	Applicata
Utilizzo di materiali avanzati per raggiungere alte temperature operative ed alte pressioni al fine di aumentare l’efficienza della turbina a gas	Applicata

MTD	Applicata o in previsione	Non applicata
TECNOLOGIE PER LA PREVENZIONE ED IL CONTROLLO DELLE EMISSIONI DI NOx E CO
Iniezione diretta di vapore		Non applicabile in quanto è stata adottata la tecnologia di iniezione diretta di acqua demineralizzata
Iniezione diretta di acqua	Applicata
Impiego di bruciatori a basso NOx (a secco)		Non applicabile in quanto è stata adottata la tecnologia di iniezione diretta di acqua demineralizzata
Impiego di abbattitori tipo SCR (riduzione catalitica selettiva)		Non applicata viste le ridotte emissioni di NOx della centrale e la rilevanza degli effetti indesiderati degli abbattitori tipo SCR (emissioni di ammoniaca) si valuta non conveniente applicare tale tecnologia. Inoltre i generatori di vapore a recupero (GVR) non dispongono degli spazi necessari per l’installazione dei suddetti sistemi
TECNOLOGIE PER LA PREVENZIONE ED IL CONTROLLO DELL’INQUINAMENTO DELLE ACQUE
Rigenerazione delle resine e delle acque di condensa
Neutralizzazione e sedimentazione	Applicata
Lavaggi della caldaia, turbina a gas, riscaldatore d’aria e precipitatore
Neutralizzazione oppure operazioni a ciclo chiuso o sostituzione con metodi a secco dove è tecnologicamente possibile	Applicata per lavaggio compressori della turbina a gas. La caldaia non richiede lavaggi
Deflusso superficiale
Sedimentazione o trattamento termico o riutilizzo interno	Applicata presenti disoleatori, vasche di raccolta e sedimentazione

Nel capitolo 7.5 della Bref “Best available technique for the combustion of gaseous fuels” sono dettagliate le migliori tecnologie disponibili relative alle centrali che utilizzano combustibili gassosi.

Come si evince dal paragrafo 7.5.1 “Supply and handling of gaseous fuels and additives” (approvvigionamento e movimentazione di combustibili gassosi ed additivi) per gli impianti che utilizzano come combustibile il gas metano, la migliore tecnologia per evitare le emissioni fuggitive è l’impiego di sistemi di rilevamento e allarme di perdite di gas. La centrale di che trattasi è allineata con la BAT in quanto i rilevatori per eventuali perdite di gas sono ubicati, sia a livello della stazione di compressione metano sia a livello dei cabinati in cui è alloggiato il turbogruppo (turbina a gas generatore, turbina a vapore).

Con riferimento al paragrafo 7.5.2 “Thermal efficiency of gas fired combustion plants” (efficienza termica degli impianti di combustione alimentati a gas) per gli impianti termoelettrici che utilizzano come fonte di combustione i gas, la migliore tecnologia per aumentare l'efficienza energetica di sistema è l'applicazione di un ciclo combinato con turbina a gas, con cogenerazione di energia elettrica e calore; la centrale BG ITALIA POWER di Melfi è allineata con la BAT in quanto produce energia elettrica e calore in ciclo combinato cogenerativo. L'energia elettrica prodotta dalla centrale, è immessa direttamente nella rete TERNA, mentre l'energia termica, sotto forma di vapore a bassa pressione, è utilizzata per la maggior parte dal vicino stabilimento SATA S.p.A per usi tecnologici e per riscaldamento; il vapore in eccedenza in BP e AP viene reimmesso in turbina a vapore per incrementare la potenza elettrica ottenibile.

Sempre per aumentare l’efficienza energetica di sistema nell’impianto, è previsto:

🗸 l'utilizzo di un sistema di supervisione computerizzato per la gestione del ciclo produttivo, tale sistema permette di raggiungere un elevato grado di automazione nei transitori, di avviamento e di arresto e nella marcia a carico costante, della centrale;

🗸 l’utilizzo di una turbina a gas di tipo aeroderivativo, costruita con super- leghe metalliche a base di nichel e cobalto per resistere alle alte temperature e pressioni che si sviluppano durante le condizioni operative.

Per i dati relativi all’efficienza elettrica e all’utilizzo del combustibile, riferendosi alla tabella 7.35 della Bref, la centrale BG ITALIA POWER rientra nella voce “Combined cycle without supplementary firing (HRSG) in CHP mode” (ciclo combinato senza bruciatori supplementari (HRSG) in modalità CHP). Per le centrali di cogenerazione sono previsti range molto ampi d'efficienza elettrica ed energetica, in quanto dipendono molto spesso dalla richiesta specifica locale di energia elettrica e calore. La centrale in questione è allineata con le BAT in quanto raggiunge un'efficienza elettrica nominale del 50%.

Le emissioni di polveri e di SO2 come è descritto nel paragrafo 7.5.3 “Dust and SO2 Emissions from gas fired combustion plants” (emissioni di polvere e di SO2 da impianti di combustione alimentati a gas) per le centrali che usano come combustibile il metano, risultano molto basse, normalmente sono al di sotto di 5 mg/Nm3 per le polveri e 10 mg/Nm3 per le emissioni di SO2. A fronte dello storico di Snam la percentuale di SO2 è assimilabile a zero, per quanto riguarda le polveri, a seguito della filtrazione dell'aria di adduzione la percentuale di polveri è anch'essa prossima a zero, la centrale pertanto opera in condizioni di BAT.

Per quanto riguarda il paragrafo 7.5.4 “NOx and CO emissions from gas fired combustion plants” (emissioni di NOx e CO da impianti di combustione alimentati a gas), relativo alla riduzione di NOx, la centrale è allineata con le BAT in quanto è dotata di un sistema di abbattimento che provvede, attraverso l'immissione di acqua demineralizzata dagli ugelli della turbina a gas, ad abbassare la temperatura della fiamma all'interno della camera di combustione e quindi a limitare la formazione degli ossidi di azoto, entro i limiti previsti dal Decreto autorizzativo MICA.

Con riferimento alla tabella 7.37 “BAT for the reduction of NOx and CO emissions from gas fired combustion plants” (MTD per la riduzione delle emissioni di NOx e CO da impianti di combustione alimentati a gas) l’impianto in oggetto rientra nella voce "Existing CCGT without supplementary firing (HRSG)" (CCGT esistenti privi di bruciatori supplementari) ed essendo dotato di un sistema di monitoraggio in continuo delle emissioni

di ossidi di azoto e monossido di carbonio nelle condizioni di ossigeno di riferimento, opera in condizioni di BAT.

Il sistema di riduzione degli ossidi di azoto inoltre, permette di mantenere il livello di emissione di CO all'interno del range previsto dalla BAT (5-100 mg/Nm3) ed evita la necessità di sistemi di abbattimento a valle del turbogruppo, nel rispetto della normativa vigente. Per quanto riguarda le tecniche di prevenzione e controllo delle emissioni in acqua generate da impianti che utilizzano gas come combustibile, come già indicato nella tabella del paragrafo 7.4.4 “Techniques for the prevention and control of water pollution” (tecniche per la prevenzione ed il controllo dell’inquinamento delle acque), la centrale opera in condizioni di BAT, in quanto le acque di rigenerazione dell'impianto di demineralizzazione sono convogliate in una apposita vasca di neutralizzazione dove, previo controllo in automatico per ciò che concerne il pH, vengono neutralizzate per aggiunta di HCl e/o NaOH .

7. Piano di Controllo dell’Impianto

Il gestore ha proposto un piano di controllo dell’impianto (cfr. tabella 14 seguente), elaborato utilizzando come riferimenti:

- “Linee Guida Nazionali – Sistemi di Monitoraggio” (emanate con D.M. del 31.01.2005);

- Bref comunitario “Monitoring” (monitoraggio) (adottato dalla Commissione Europea il 07.07.2003 e pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale Europea n. C 170 del 19.07.2003);

- procedure interne del Sistema di Gestione Ambientale.

Tabella 14: Piano di controllo dell’impianto

Ulteriori attività di monitoraggio sono regolate da procedure interne del Sistema di Gestione Ambientale di BG ITALIA POWER:

• a salvaguardia del suolo e sottosuolo, per le vasche e i serbatoi vengono effettuate periodicamente prove di tenuta ed ispezioni visive;

• per le emissioni acustiche, sono effettuati con frequenza triennale i rilievi acustici da ditte specializzate;

• la strumentazione utilizzata nei vari monitoraggi è sottoposta a taratura e manutenzione secondo quanto riportato negli appositi manuali e nelle specifiche procedure del Sistema di Gestione Ambientale di BG ITALIA POWER.

8. Esiti della Conferenza di Servizi (art. 5 D.Lgs. n. 59/2005)

La Conferenza di Servizi per esaminare il progetto in questione, prevista dall’art. 5 comma 10 del D.Lgs. n. 59/2005, si è svolta presso il Dipartimento Ambiente, Territorio, Politiche della Sostenibilità della Regione Basilicata, il giorno 4 maggio 2009 (convocazione con nota del 15.04.2009 - prot. dipart. n. 75548/75AB).

Sono stati convocati i rappresentati dei seguenti Enti, che hanno reso i pareri di propria competenza (come riportato nel verbale agli atti d’Ufficio):

- Agenzia Regionale per la Protezione dell’Ambiente della Basilicata (A.R.P.A.B.) che ha espresso parere favorevole, per le competenze in materia di monitoraggio ambientale, con la prescrizione che i dati relativi alle concentrazioni degli NOx e del CO, monitorati in continuo, vengano trasmessi con cadenza mensile ed evidenziando valori anomali dei flussi di massa delle emissioni fuggitive prodotte dai compressori riportati nelle tabelle 7 ed 8 del rapporto istruttorio;

- Consorzio per lo Sviluppo Industriale della Provincia di Potenza che ha espresso parere favorevole;

- Azienda Sanitaria di Potenza (ex A.S.L. n. 1 di Venosa) che ha espresso parere favorevole;

- Provincia di Potenza – Settore Ambiente che ha espresso favorevole con nota del 07.05.2009, prot. n. 18062, acquisita al protocollo dipartimentale in data 13.05.2009 al n. 102726/75AB del 25.05.2009, con le seguenti prescrizioni:

▪ corretta gestione dei rifiuti nel rispetto di quanto disposto dalla Parte IV del D.Lgs. n. 152/2006 e s.m.i. e delle prescrizioni già sintetizzate al paragrafo 9.2 del rapporto istruttorio;

▪ utilizzo di contenitori o serbatoi per lo stoccaggio dei rifiuti liquidi che posseggano adeguati requisiti di resistenza in relazione alle proprietà chimico-fisiche del rifiuto ed idonei dispositivi di sicurezza, da ubicarsi in appositi bacini di contenimento;

- Comune di Melfi che ha espresso parere favorevole con nota del 27.05.2009, prot. n. 0015093, acquisita al protocollo dipartimentale in data 01.06.2009 al n. 109397/75AB del 03.06.2009.

Il proponente si è riservato di fornire chiarimenti in merito all’osservazione dell’A.R.P.A.B., ritenendo i valori dei flussi di massa delle emissioni fuggitive prodotte dai compressori trasmessi superiori a quelli effettivi.

Con nota DG-09-0790 del 14.07.2009, acquisita al protocollo dipartimentale n. 139041/75AB del 17.07.2009, lo stesso proponente ha comunicato che il valore di detti flussi di massa è pari a 4,83 t/anno e non 483 t/anno come erroneamente riportato nelle tabelle E4 ed E6 già trasmesse ed agli atti dell’Ufficio, nonché ripreso nelle tabelle 7 ed 8 del presente rapporto istruttorio.

Con nota del 08.06.2009, prot. n. 21617, acquisita al protocollo dipartimentale l’11.06.2009 al n. 118145/75AB del 17.06.2009, la Provincia di Potenza – Settore Pianificazione Territoriale e Protezione Civile ha espresso parere favorevole a condizione che entro trenta giorni sia trasmessa al competente Ufficio provinciale la Perizia Giurata sulla qualità e quantità delle emissioni in atmosfera, ai sensi dell’art. 2 del

D.P.R. n. 53 del 1998, la quale verifichi che i valori delle emissioni rientrino nei limiti previsti dalle norme vigenti e con la prescrizione di comunicare alla stessa Provincia di Potenza, nonché all’Ufficio Tecnico di Finanza, eventuali variazioni, rispetto al progetto, del programma di utilizzo dei combustibili.

Questo Xxxxxxx non ritiene di dover acquisire la sopra citata Xxxxxxx Xxxxxxx in quanto il proponente ha trasmesso certificazione analitica aggiornata delle emissioni in atmosfera prodotte dalla centrale in questione. Si evidenzia, inoltre, che ai punti 9.1.19 e 9.1.20 del presente rapporto istruttorio è prescritto che il gestore informi la stessa Provincia in merito ai controlli analitici delle emissioni in atmosfera prodotte dall’impianto.

Quanto al dover informare da parte del proponente la Provincia di Potenza e l’Ufficio Tecnico di Finanza circa le eventuali variazioni nell’utilizzo di combustibili, si precisa che le stesse rappresentano una modifica dell’impianto da dover comunicare a questo Ufficio ai sensi dell’art. 10 comma 1 del D.Lgs. n. 59/2005.

Il presente rapporto istruttorio è stato integrato con le sopra citate indicazioni acquisite.

9. Prescrizioni, monitoraggio, limiti

Nell’esercizio dello stabilimento devono essere soddisfatti i requisiti tecnici e le prescrizioni di seguito riportate:

9.1 Prescrizioni relative alle emissioni in atmosfera

1. L’esercizio e la manutenzione degli impianti devono essere tali da garantire il rispetto dei limiti di emissione e delle prescrizioni contenuti nel presente provvedimento autorizzatorio;

2. i valori limite di emissione, fissati nel presente provvedimento autorizzatorio, rappresentano la massima concentrazione di sostanze che possono essere emesse in atmosfera dalle lavorazioni e dagli impianti considerati;

3. i valori limite da rispettare per le emissioni prodotte dalle turbine a gas (punti di emissione E1 ed E2), nonché la relativa periodicità di controllo, sono i seguenti:

N° CAMINO	FASE	Portata (Nmc/h)	Impianti di abbattimento	Inquinante	Concentrazioni massime su base oraria (mg/Nmc) (1)	Periodicità di controllo
E1	Impianto di cogenerazione	330.344	iniezione diretta in camera di combustione di acqua demineralizzata	NOx CO	100 (2) (3) 50	monitoraggio in continuo
				polveri totali SO2	5 (4) 35 (4)	monitoraggio annuale
E2	Impianto di cogenerazione	329.846	iniezione diretta in camera di combustione di acqua demineralizzata	NOx CO	100 (2) (3) 50	monitoraggio in continuo
				polveri totali SO2	5 (4) 35 (4)	monitoraggio annuale

Note:

(1) i valori di concentrazione sono riferiti al gas secco e ad un tenore volumetrico di ossigeno del 15% a 0 °C e 0,101 MPa;

(2) il limite per gli ossidi di azoto può essere incrementato di 3 mg/Nmc per ogni punto di rendimento superiore al 30% e fino ad un massimo di 150 mg/Nmc;

(3) il controllo degli NOx avviene tramite iniezione di acqua demineralizzata in camera di combustione turbogas;

(4) i valori di concentrazione sono riferiti al gas secco e ad un tenore volumetrico di ossigeno del 3% a 0 °C e 0,101 MPa.

4. i valori limite di emissione si applicano ai periodi di normale funzionamento dell’impianto intesi come i periodi in cui l’impianto è in funzione con esclusione di quelli di avviamento, di arresto e di guasto dell’impianto. Il gestore è comunque tenuto ad adottare tutte le precauzioni opportune per ridurre al minimo le emissioni durante le fasi di avviamento e di arresto;

5. qualora il gestore accerti che a seguito di malfunzionamenti o avarie si ha il superamento dei valori limite di emissione deve informare la Provincia di Potenza - Settore Ambiente e l’A.R.P.A.B. entro le otto ore successive, precisando le ragioni tecniche e/o gestionali che ne hanno determinato l’insorgere, gli interventi occorrenti per la loro risoluzione e la relativa tempistica prevista;

6. le operazioni di smaltimento e manutenzione dei sistemi di abbattimento devono essere effettuate con frequenza tale da garantire la corretta efficienza di abbattimento;

7. ogni interruzione del normale funzionamento dei sistemi di abbattimento (manutenzione ordinaria e straordinaria, malfunzionamenti, interruzione del funzionamento dell’impianto produttivo) deve essere annotata su apposito registro, riportando motivo, data ed ora del ripristino e durata della fermata in ore. Il registro deve essere tenuto a disposizione dell’autorità competente per il controllo;

8. i condotti per l’emissione in atmosfera degli effluenti devono essere provvisti di idonee prese, dotate di opportuna chiusura, per la misura ed il campionamento degli stessi. La sigla identificativa dei punti di emissione deve essere visibilmente riportata sui rispettivi camini. Devono inoltre essere garantite le condizioni di sicurezza per l’accessibilità alle prese di campionamento nel rispetto dei dispositivi normativi previsti dal D.Lgs. n. 626/1994;

9. i metodi di campionamento, analisi e valutazione delle emissioni sono quelli riportati nell’allegato VI

alla parte V del D.Lgs. n. 152/2006 e s.m.i. nonché nel D.M. 25.08.2000;

10. il gestore deve effettuare sulle emissioni provenienti dalle turbine a gas (punti di emissione E1 ed E2), misurazioni in continuo delle concentrazioni di NOx, CO, nonché dell’O2, della temperatura, della portata;

11. il gestore deve trasmettere all’A.R.P.A.B. mensilmente, su tabelle all’uopo predisposte, i valori di concentrazione medi, orari e giornalieri degli inquinanti CO ed NOx;

12. il gestore deve monitorare e registrare in continuo la portata di metano utilizzata, la quantità di energia prodotta, la temperatura dell’aria in ingresso e la quantità di acqua iniettata in turbina. I dati registrati devono essere visualizzati e registrati dal sistema di monitoraggio in continuo della centrale;

13. le emissioni convogliate si considerano conformi ai valori limite se nessuna delle medie di 24 ore supera i valori limite di emissione e se nessuna delle medie orarie supera i valori limite di emissione di un fattore superiore a 1,25;

14. il sistema di misura in continuo di ciascuno inquinante deve assicurare un indice di disponibilità mensile delle medie orarie, come definito al punto 5.5 dell’allegato VI alla parte V del D.Lgs. n. 152/2006. Nel caso in cui tale valore non sia raggiunto, il gestore è tenuto a predisporre azioni correttive per migliorate il funzionamento del sistema di misura, dandone comunicazione all’autorità competente per il controllo;

15. qualora venga previsto che le misure in continuo di uno o più inquinanti non possano essere effettuate e registrate per periodi superiori a 48 ore ne dovranno essere informate tempestivamente la Provincia di Potenza - Settore Ambiente e l’A.R.P.A.B. per gli adempimenti conseguenti;

16. per quanto attiene ai requisiti e alle prescrizioni funzionali del sistema di monitoraggio in continuo delle emissioni, alle tarature e verifiche e alla elaborazione, presentazione e validazione dei risultati, dovrà essere osservato quanto prescritto, rispettivamente, ai punti 3, 4 e 5 dell’allegato VI alla parte V del D.Lgs. n. 152/2006 e s.m.i.. Il Sistema di Monitoraggio delle Emissioni (S.M.E.) deve essere in grado di verificare il rispetto dei valori limite in tutte le sue formulazioni, nonché il rispetto delle prescrizioni di carattere gestionale;

17. il gestore deve comunicare alla Provincia di Potenza - Settore Ambiente ed all’A.R.P.A.B., con almeno 15 giorni di anticipo, le date in cui intende effettuare gli autocontrolli periodici;

18. i metodi di campionamento, analisi e valutazione delle emissioni sono quelli riportati nell’allegato VI alla parte V del D.Lgs. n. 152/2006 e s.m.i., nonché nel D.M. 25.08.2000;

19. i dati relativi ai controlli periodici devono essere trasmessi alla Provincia di Potenza – Settore Ambiente ed all’A.R.P.A.B. entro i successivi trenta giorni dall’effettuazione delle misure, allegando i relativi certificati analitici firmati da tecnico abilitato;

20. relativamente ai parametri monitorati in continuo, il gestore deve predisporre una tabella contenente le informazioni riportate nello schema sottostante, riferite all’anno solare precedente:

Identificativo dell’impianto:
Anno    _	Consumo CH4 (m3 )	Energia Prodotta (KWh)	Massima concentrazione oraria di NOx (mg/Nmc)	Massima concentrazione oraria di CO (mg/Nmc)	Flusso di massa NOx (Kg/h)	Flusso di massa CO (Kg/h)
Gennaio
Febbraio
………..
Dicembre

Le concentrazioni sono riferite al gas secco e ad un tenore volumetrico di ossigeno del 15% a 0°C e 1013 hPa. Tale documento dovrà essere inviato entro il 31 gennaio dell’anno successivo alla Regione Basilicata – Ufficio Compatibilità Ambientale, alla Provincia di Potenza – Settore Ambiente, all’A.R.P.A.B. ed al Comune di Melfi.

9.2 Prescrizioni relative ai rifiuti

21. I rifiuti prodotti devono essere prioritariamente inviati a recupero ovvero gestiti secondo le indicazioni

di cui alla parte IV Titolo I del D.Lgs. n. 152/2006 e s.m.i.; in particolare il deposito temporaneo degli stessi deve essere effettuato in ottemperanza di quanto disposto dall’art. 183 comma m del sopra citato X.Xxx.;

22. il gestore dell’impianto deve adottare tutte le precauzioni necessarie riguardo alla consegna e alla ricezione dei rifiuti per evitare o limitare per quanto praticabile gli effetti negativi sull’ambiente; in particolare l’inquinamento dell’aria, del suolo, delle acque superficiali e sotterranee, nonché odori, rumori e rischi diretti per la salute umana;

23. il trasporto e lo stoccaggio dei residui secchi sotto forma di polvere devono essere effettuati in modo tale da evitare la dispersione di polveri nell’ambiente;

24. tutti i contenitori, fissi e mobili, destinati allo stoccaggio dei rifiuti devono essere mantenuti in buono stato di conservazione e devono essere di materiale compatibile ed inalterabile al contatto con il rifiuto contenuto; gli stessi devono essere ubicati in appositi bacini di contenimento.

9.3 Prescrizioni relative alle emissioni sonore

25. In assenza di zonizzazione acustica comunale si applicano i limiti di cui all’art. 6, comma 1, del Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri del 1 marzo 1991, validi per le zone esclusivamente industriali;

26. il gestore deve provvedere a monitorare i livelli sonori emessi sia al confine aziendale che presso i ricettori sensibili. Il monitoraggio deve essere realizzato secondo le specifiche del D.M. 31.01.2005 e finalizzato alla verifica di conformità con i valori limite di cui al punto precedente. I rilievi devono essere effettuati presso una serie di punti ritenuti idonei nonché presso eventuali postazioni ove si presentino criticità acustiche;

27. le misure devono essere effettuate ogni qualvolta intervengano modifiche nell’assetto impiantistico e/o nel ciclo produttivo tali da influire sulle emissioni acustiche. In ogni caso devono essere effettuate con periodicità annuale;

28. i dati relativi ai controlli periodici devono essere trasmessi all’A.R.P.A.B. ed all’Azienda Sanitaria di Potenza (ex Servizio Igiene e Sanità Pubblica dell’A.S.L. n° 1).

9.4 Prescrizioni relative agli scarichi idrici

29. Devono essere adottati idonei sistemi atti a garantire il rispetto dei criteri generali per un corretto e razionale uso dell’acqua, in modo da favorire il massimo risparmio nell’utilizzazione;

30. deve essere comunicata qualsiasi modifica da apportare agli scarichi ed al processo di depurazione qualora le stesse siano tali da originare uno scarico avente caratteristiche qualitative e/o quantitative diverse da quello autorizzato; per tali eventuali modifiche si richiamano le procedure di cui all’art. 10 del D.Lgs. n. 59/2005 e s.m.i.;

31. deve essere consentito al personale della Provincia di Potenza - Settore Ambiente di effettuare tutte le ispezioni che ritenga necessarie per l’accertamento delle condizioni che danno luogo alla formazione degli scarichi, ai sensi del comma 4 dell’art. 101 del D. Lgs. n. 152/2006 e s.m.i.;

32. deve essere assicurata una idonea manutenzione ordinaria e straordinaria delle vasche di prima pioggia al fine di garantirne un costante ed efficiente funzionamento;

33. i residui derivanti dalla periodica pulizia delle vasche di prima pioggia devono essere gestiti ai sensi della normativa vigente in materia di rifiuti (D. Lgs. n. 152/2006 e s.m.i.);

34. i punti di prelievo dei campioni di controllo della qualità sugli scarichi, ubicati immediatamente a monte degli stessi, devono essere sempre mantenuti in perfette condizioni di efficienza e di accessibilità per il personale della Provincia di Potenza – Settore Ambiente e dell’A.R.P.A.B., autorità competenti al controllo;

35. i limiti di concentrazione degli inquinanti presenti nelle acque di scarico convogliate nel collettore fognario consortile sono quelli previsti dal Contratto privato tra la Società Proponente ed il Consorzio

A.S.I. di Potenza; ogni eventuale variazione contrattuale dovrà essere comunicata alla Regione Basilicata – Ufficio Compatibilità Ambientale, alla Provincia di Potenza – Settore Ambiente ed all’A.R.P.A.B.;

36. è vietata la diluizione dello scarico per rientrare nei limiti di accettabilità con acque prelevate allo

scopo, ai sensi dell’art. 101 comma 5 del D.Lgs. n. 152/2006 e s.m.i.;

37. è fatto obbligo al gestore di:

37.a non immettere le acque meteoriche in acque sotterranee;

37.b eseguire idonea e periodica manutenzione dei sistemi di raccolta, al fine di garantirne un costante ed efficiente funzionamento;

37.c comunicare tempestivamente alla Provincia di Potenza – Settore Ambiente ed all’A.R.P.A.B. anomalie interne all’impianto che diano luogo o possano dar luogo a scarichi o imbrattamenti delle acque superficiali. In tali eventualità il gestore dovrà garantire procedure volte a contenere al massimo le immissioni in ambiente idrico; in ogni caso non dovranno essere provocati fenomeni di inquinamento tali da peggiorare l’attuale situazione ambientale.

9.5 Piano di monitoraggio e controllo

38. Per la verifica del rispetto dei valori di emissione (idriche, sonore, atmosferiche, etc…) previsti dalla normativa ambientale vigente e la raccolta dati per la corretta applicazione delle procedure di carattere gestionale, il gestore dovrà attuare il Piano di Monitoraggio e Controllo dell’impianto così come proposto nell’elaborato progettuale “relazione tecnica”, di seguito riportato, con le modifiche introdotte dall’Ufficio Compatibilità Ambientale:

Oggetto del monitoraggio	Frequenza del monitoraggio	Metodo / strumentazione utilizzata	Punto di campionamento	Parametri da monitorare	Espressione dati	Limiti di riferimento
Emissioni in atmosfera	continuo	analizzatore	camino	NOx	mg/Nm3	100 mg/Nm3
	continuo	analizzatore	camino	CO	mg/Nm3	50 mg/Nm3
	continuo	analizzatore	camino	O2	mg/Nm3
	continuo	analizzatore	camino	temperatura	°C
Emissioni di CO2	discontinuo/annuale	calcolo		CO2	t/anno	quote rilasciate a Serene
Verifica dell’indice di accuratezza relativo	annuale	strumento avente la stessa classe di precisione dell’analizzatore	camino	IAR (indice di accuratezza relativo)	valore %	> 80%
Analisi degli scarichi idrici	semestrale		pozzetto di ispezione	parametri stabiliti da contratto con ASI		2400 mg/l per i cloruri
Controlli interni acque di scarico	ad ogni scarico	pHmetro, metodo colorimetrico	vasca di calma	pH cloruri		5,5 – 9,5 2400 mg/l

N.B. L’analizzatore viene sottoposto da ditta specializzata ad attività di manutenzione e calibrazione con frequenza semestrale.

39. gli elementi e le valutazioni (principi generali, tempistiche, metodiche di prelievo, di campionamento e di analisi, procedure di registrazione e trattamento dati acquisiti, ecc.) per l’applicazione del Piano di Monitoraggio e Controllo da parte del gestore e dell’A.R.P.A.B., laddove non diversamente indicato nel presente allegato, sono quelli della Linea Guida in materia di sistemi di monitoraggio, allegato II al D.M. 31.01.2005.;

40. il gestore deve rendere disponibili per la consultazione, ai Comuni territorialmente interessati, i dati sintetici relativi al Piano di Monitoraggio e Controllo dell’impianto.

10. Elenco delle autorizzazioni ambientali sostituite

Ai sensi del D.Lgs. n. 59/2005, art. 5, comma 14, la presente Autorizzazione sostituisce l’autorizzazione all’esercizio degli impianti di produzione di energia elettrica rilasciata dal Ministero dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato in data 05.06.1993, ai sensi dell’xx xxx. 00 xxx X.X.X. x. 000/0000 (xxxxxxxxxxx art. 31 comma 2 del D.Lgs. n. 112 del 31 marzo 1998 ed art. 51 della Legge Regionale n. 7 dell’8 marzo

1999).

X.xx il referente amministrativo

p.i. Xxxx Xxxxxx

X.xx il referente tecnico xxx. Xxxxxxxxx Xxxxxxxxx

X.xx il collaboratore esterno dott.ssa Xxxxxx Xx Xxxx

X.xx il responsabile P.O.C.

Inquinamento da Agenti Fisico-Chimici e Rischi Industriali dott.ssa Xxxxxxxx Xxxxx

X.xx il Dirigente dell’Ufficio Responsabile del procedimento

xxxx. Xxxxxxxxx Xxxxxxxx

APPENDICE 1 – Elenco degli elaborati di progetto

Elenco elaborati

- Riferimento n. 01: Relazione tecnica;

- Riferimento n. 02: Mappa catastale;

- Riferimento n. 03: Stralcio del Piano Particolareggiato del Consorzio ASI;

- Riferimento n. 04: Planimetria generale dell’impianto di cogenerazione;

- Riferimento n. 05: Planimetria dell’impianto con indicazione dei punti di emissione in atmosfera;

- Riferimento n. 06: Planimetria dell’impianto con indicazione della rete idrica (scala 1:250);

- Riferimento n. 07: Planimetria dell’impianto con indicazione delle sorgenti sonore;

- Riferimento n. 10: Planimetria con indicazione delle aree deposito materie prime ed ausiliarie - rifiuti;

- Riferimento n. 11: MUD 2004;

- Riferimento n. 12: Sistema di Monitoraggio delle emissioni atmosferiche;

- Riferimento n. 13: Sintesi non tecnica;

- Riferimento n. 14.1: Schede di sicurezza delle materie prime ed ausiliarie;

- Riferimento n. 14.2: Stampe sistema di monitoraggio emissioni atmosferiche;

- Riferimento n. 14.3: Metodo di calcolo dei valori di emissione in atmosfera;

- Riferimento n. 14.4: Monitoraggio acustico al perimetro della centrale;

- Riferimento n. 14.5: Certificato SGS;

- Riferimento n. 14.6: Certificato SGA;

- Riferimento n. 14.7: Certificato EMAS;

- Riferimento n. 14.8: Decreto MICA;

- Schede AIA;

documentazione integrativa :

- accordo quadro del 25.02.2005 tra le parti SERENE (BGIP) – SATA – FENICE per il trattamento delle acque di scarico nel’impianto di trattamento delle acque reflue (T.A.R.) Fenice c/o stabilimento SATA;

- documentazione attestante la variazione di titolarità della centrale da “SERENE S.p.A.” a “BG Italia Power S.p.A.” (dichiarazione di variazione di ragione sociale; verbale di assemblea; visura storica);

- modalità di gestione delle acque reflue;

- indagine del 04.12.2007 per la valutazione dell’acqua di scarico e relativo rapporto di prova del 28.11.2007;

- monitoraggio acustico al perimetro della centrale (anno 2006);

- dati relativi al monitoraggio in continuo delle emissioni in atmosfera su base mensile e relativo report annuale;

- regolamento del 21.03.2007 d’utenza e livelli di servizio relativamente al T.A.R. sito nel comprensorio SATA di Melfi.