• CENTRALE ELETTRICA A CICLO COMBINATO


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    • Abstract: CENTRALE ELETTRICA A CICLO COMBINATONEL SITO DELLA EX-CARTIERA DI LAMA DI RENO,COMUNE DI MARZABOTTO (BO)INTEGRAZIONI ALLO STUDIO DI IMPATTO AMBIENTALEProponente: Dufenergy Italia SpAVia Armando Diaz, 248

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CENTRALE ELETTRICA A CICLO COMBINATO
NEL SITO DELLA EX-CARTIERA DI LAMA DI RENO,
COMUNE DI MARZABOTTO (BO)
INTEGRAZIONI ALLO STUDIO DI IMPATTO AMBIENTALE
Proponente: Dufenergy Italia SpA
Via Armando Diaz, 248
25010 San Zeno Naviglio (BS)
Coordinamento Sede legale: via A. Diaz, 248
Tecnico e 25010 S. Zeno Naviglio (BS)
Supervisione: Ing. Carmelo Liscio Tel. 030/21.691 Fax 030/266.75.98
Ing. Pasquale Stumpo
Ing. Massimiliano Cesarini e-mail:
[email protected]
Data: 17 Marzo 2009
Documento: Relazione
Centrale Elettrica a ciclo combinato nel
sito della ex-cartiera di Lama di Reno, Revisione: 03
Comune di Marzabotto (BO)
Data: 17/03/09
Integrazioni allo Studio di Impatto Ambientale Pagina n. 2 di 57
INDICE
1. PREMESSA .................................................................................................................3
2. MODIFICHE AL PROGETTO.......................................................................................4
Eliminazione del camino di by-pass ......................................................................................................................... 4
Caldaia ausiliaria............................................................................................................................................................ 4
Silenziatore al camino .................................................................................................................................................. 5
Sistema SCR (Selective Catalytic Reduction) per l’abbattimento degli NOx. ................................................ 6
3. RICHIESTA DI INTEGRAZIONE – INQUADRAMENTO PROGRAMMATICO ............7
4. RICHIESTA DI INTEGRAZIONE – INQUADRAMENTO PROGETTUALE..................9
5. RICHIESTA DI INTEGRAZIONE – INQUADRAMENTO AMBIENTALE ...................21
5.1. Componente ATMOSFERA ......................................................................................................................... 21
5.2. Componente ACQUE .................................................................................................................................... 33
5.3. Componente RUMORE................................................................................................................................. 39
5.4. Componente ELETTROMAGNETISMO..................................................................................................... 41
5.5. Componente SUOLO E SOTTOSUOLO.................................................................................................... 42
5.6. Componente SOCIO ECONOMICA............................................................................................................ 44
Fase di cantiere ....................................................................................................................................................... 44
Fase di esercizio...................................................................................................................................................... 46
5.7. Componente SALUTE PUBBLICA............................................................................................................. 51
5.8. Componente PAESAGGIO .......................................................................................................................... 52
5.9. MITIGAZIONI E COMPENSAZIONI ............................................................................................................. 52
Riattivazione centrale idroelettrica..................................................................................................................... 53
Impianto fotovoltaico integrato sulle coperture degli edifici....................................................................... 54
Teleriscaldamento .................................................................................................................................................. 54
Contributo economico alla riqualificazione dell’area industriale............................................................... 55
6. ELENCO ALLEGATI..................................................................................................56
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Comune di Marzabotto (BO)
Data: 17/03/09
Integrazioni allo Studio di Impatto Ambientale Pagina n. 3 di 57
1. PREMESSA
Nell’ambito di un più vasto piano di riqualificazione produttiva del sito industriale della ex-cartiera di
Lama di Reno, in Comune di Marzabotto (BO), la società Dufenergy Italia S.p.A. intende realizzare
su una porzione di detto sito una nuova centrale elettrica a ciclo combinato, alimentata a gas
naturale, della potenza di 60 MWe.
Il progetto è parte del Piano Industriale di Dufenergy Italia in Emilia Romagna, che prevede la
realizzazione nel territorio regionale di altre unità produttive come quella in oggetto, con l’obiettivo
di contribuire a:
• Colmare il deficit energetico provinciale, con particolare riferimento all’energia “di
modulazione”;
• Migliorare la stabilità e la sicurezza del sistema elettrico di trasmissione locale;
• Favorire il rilancio economico e occupazionale dei siti industriali in cui gli impianti in
progetto si collocano.
Tale Piano Industriale è stato oggetto di un’Intesa, firmata il 17/07/08 tra il Proponente, la Regione
Emilia Romagna, la Provincia di Bologna e i Comuni di Marzabotto e Spilamberto, volta tra l’altro a
costituire un tavolo di confronto coordinato dall’Assessorato Regionale alle Attività Produttive, con
la finalità di analizzare le condizioni ottimali di insediamento territoriale degli impianti di generazione
elettrica programmati dalla stessa Dufenergy, nonché le iniziative volte ad assicurare gli opportuni
interventi di riduzione e mitigazione degli impatti nonché di sostegno allo sviluppo economico e
sociale locale.
La nuova centrale di Lama di Reno, stante l’attuale assetto del mercato energetico, lavorerà circa
5.000 h/anno, generando circa 300.000 kWh/anno, come meglio descritto nei paragrafi successivi.
L’impianto proposto ricade per tipologia e potenzialità nella procedura di Verifica (screening), ai
sensi della Legge Regionale n. 09/1999, come modificata dalla Legge n. 35/2000, Allegato B.1
INDUSTRIA ENERGETICA - 6) "Impianti termici per la produzione di vapore e acqua calda con
potenza termica complessiva superiore a 50 MW".
In accordo con le Amministrazioni firmatarie dell’Intesa, in considerazione della complessità del
progetto, ed al fine di consentire la più ampia partecipazione delle Parti interessate alla valutazione
degli impatti ambientali della centrale, il Proponente ha inoltrato la domanda per assoggettare il
progetto alla procedura di Valutazione di Impatto Ambientale (V.I.A.) su base volontaria, ai
sensi dell’art.4, co.3, lett. b) della L.R. n°9 del 18 Maggio 1999.
In data 13/08/08 sul Bollettino Ufficiale della Regione Emilia Romagna è stata pubblicato
l’annuncio dell’avvenuto deposito dello Studio di Impatto Ambientale (S.I.A.) e del Progetto
Definitivo della centrale di Lama di Reno.
A seguito dell’esame del Progetto da parte degli Enti della Pubblica Amministrazione interessati,
dell’effettuazione della prima e della seconda seduta della Conferenza di Servizi, del sopralluogo
presso il sito di Lama di Reno, e dell’istruttoria pubblica sensi dell’art. 15 co. 3 della Legge
Regionale n. 09/1999 indetta il giorno 04/11/08, è pervenuta a Dufenergy Italia, in data
06/11/2008, la Richiesta di Integrazioni prot. PG/2008/262903 da parte del Servizio Valutazione
Impatto e Promozione Sostenibilità Ambientale della Direzione Generale Ambiente e Difesa del
Suolo e della Costa della Regione Emilia Romagna.
In risposta alla suddetta richiesta di Integrazioni, Dufenergy Italia ha predisposto il presente
documento, integrativo rispetto allo Studio di Impatto Ambientale e al Progetto già consegnati.
Al fine di consentirne una più semplice consultazione, la presente Relazione è stata organizzata
riportando per ogni singola domanda la relativa risposta, rimandando ad eventuali allegati tecnici i
necessari approfondimenti.
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2. MODIFICHE AL PROGETTO
A seguito degli approfondimenti di indagine richiesti al Proponente dalla Conferenza dei Servizi,
nell’ambito della procedura di VIA in corso, sono state apportate al progetto alcune modifiche
inerenti la configurazione della centrale e alcuni dispositivi di mitigazione degli impatti.
Le modifiche riguardano in particolare:
1. Eliminazione del camino di by-pass;
2. Introduzione della caldaia ausiliaria;
3. Adozione di dispositivo silenziatore al camino;
4. Adozione di sistema SCR (Selective Catalytic Reduction) per l’abbattimento degli NOx sui
fumi in uscita.
Eliminazione del camino di by-pass
Il camino di by-pass è posto a valle della turbina a gas, in corrispondenza dell’ingresso nella
caldaia a recupero ed ha la funzione di espellere i fumi direttamente in atmosfera qualora in caso
di emergenza la caldaia non fosse “pronta” ad accoglierli: questo può verificarsi in caso di
malfunzionamento del sistema di alimentazione di acqua demineralizzata.
Come già descritto nella relazione di progetto, il ciclo combinato adotterà una caldaia di tipo
Benson - OTSG (Once Through Steam Generator) in grado di accogliere i fumi di scarico della
turbina a gas anche senza essere attraversata dall’acqua da vaporizzare.
Questa caratteristica chiave per le dinamiche di conduzione dell’intero impianto (tempi minimi di
reazione alle variazioni di carico), comporta anche un risparmio impiantistico in quanto non è
necessaria l’installazione di un camino di by-pass che protegga il generatore dalle elevate
temperature dei fumi in uscita dalla TG e del relativo diverter box che intercetta i fumi diretti al
generatore per inviarli al camino di by-pass.
Caldaia ausiliaria
Per aumentare la velocità di messa a regime dell’impianto, caratteristica chiave in un impianto di
modulazione come quello in progetto, si è introdotta una piccola caldaia ausiliaria alimentata a gas
naturale. Tale caldaia entrerà in funzione all’arresto del turbogas, per produrre il vapore necessario
a:
• mantenere in temperatura la turbina a vapore, che altrimenti sarebbe soggetta
quotidianamente a stress termici troppo elevati;
• alimentare il sistema di tenute della turbina a vapore;
• alimentare gli eiettori destinati alla creazione del vuoto al condensatore (v. Fig. 1).
Fig. 1 – Schema di funzionamento eiettore da vuoto
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In tabella 1 si riportano le caratteristiche della caldaia ausiliaria adottata.
Portata vapore nominale t/h 4
Pressione vapore in uscita bar 15
Temperatura vapore in uscita °C 380
Temperatura condensato °C 25
Potenza nominale caldaia kWt 3500
Tab. 1 – Caratteristiche caldaia ausiliaria
La caldaia è stata collocata in prossimità dell’edificio che ospita la turbina a vapore ed il
condensatore per minimizzare lo sviluppo lineare dei condotti vapore, come si vede nell’elaborato
grafico AIA – 3A:”Emissioni in atmosfera convogliate”.
La caldaia lavorerà dalle 22:00 alle 6:00, durante le fermate giornaliere del turbogas, nei giorni dal
Lunedì al Venerdì. Sarà ferma dalle ore 6:00 del Sabato fino alle 24:00 della Domenica
successiva.
Pur essendo minimo l’impatto ambientale della caldaia ausiliaria, il suo funzionamento è stato
simulato sia negli approfondimenti sulla componente Atmosfera che per la determinazione
dell’impatto acustico dell’impianto.
Silenziatore al camino
Il silenziatore ha la funzione di smorzare le vibrazioni che si vengono a generare tra la caldaia e il
tratto iniziale del camino. Si tratta di un silenziatore detto misto, che opera due tipi di
smorzamento: uno a frizione ed uno a risonanza.
L’unione di entrambi i tipi di smorzamento garantisce un livello di abbattimento elevato per quella
che è la frequenza di risonanza di funzionamento tipica e un buon abbattimento per tutte le altre
condizioni di risonanza che si possono verificare. Nella figura 2 è riportata una tipica sezione del
silenziatore e uno spettro di abbattimento tipico.
Fig. 2 – Silenziatore al camino
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Anche l’adozione del silenziatore quale intervento di mitigazione acustica è stata simulata nello
studio dell’impatto acustico riportato nel seguito.
Sistema SCR (Selective Catalytic Reduction) per l’abbattimento degli NOx.
Nonostante l’impianto presentato garantisse abbondantemente il rispetto dei limiti di legge per le
emissioni in atmosfera, alla luce anche delle istanze emerse da parte della popolazione nel corso
dell’inchiesta pubblica, Dufenergy Italia ha deciso di adottare quale opera di mitigazione il sistema
selettivo di abbattimento degli NOx, che somma il proprio effetto a quello del sistema DLE (Dry
Low Emission) già presente nel Progetto depositato.
Tale sistema, che garantisce un abbattimento di circa l’80% degli NOx presenti nei fumi di scarico,
consiste nell’iniettare una soluzione di urea che reagendo secondo le seguenti equazioni riduce gli
NOx a molecole di azoto, acqua e anidride carbonica.
4 NO + 2(NH2)2CO + 2H2O + O2 ↔ 4 N2 + 6 H2O + 2 CO2
6 NO2 + 4(NH2)2CO + 4H2O ↔ 7 N2 + 12 H2O + 4CO2
Il sistema viene installato all’interno del generatore di vapore in prossimità dell’economizzatore,
dove si instaura la temperatura più idonea a garantire la massima efficienza di abbattimento.
Ulteriori informazioni sul sistema SCR sono riportate nell’Allegato 15: “Studio di Impatto
Atmosferico e Caratterizzazione meteo-climatica”
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3. RICHIESTA DI INTEGRAZIONE – INQUADRAMENTO PROGRAMMATICO
3.1 Indicare il contributo del progetto al miglioramento delle condizioni di sicurezza,
affidabilità, continuità, economicità delle forniture energetiche, in particolare per
quello che riguarda l’utenza regionale e locale, in coerenza con gli obiettivi definiti
dagli strumenti di programmazione energetica e con gli obblighi di servizio pubblico
derivanti dalle norme vigenti.
La potenza prodotta dall’impianto in progetto verrà assorbita prevalentemente in loco, con una
serie di importanti effetti positivi sulla rete locale di trasmissione, che si traducono in un
miglioramento dell’efficienza del servizio di trasporto dell’energia elettrica e in minori disservizi per i
clienti finali.
In particolare l’impianto in progetto ha un’importanza fondamentale nella prevenzione dei black-out
e può avere un ruolo importante anche nel ripristino delle condizioni di stabilità dopo eventi critici
sulla rete elettrica.
Le interazioni tra la centrale in progetto e la Rete di Trasmissione Nazionale (RTN) impattano in
primo luogo sulla fase di programmazione di sviluppo del sistema elettrico.
E’ evidente infatti come la messa in esercizio di impianti come quello in progetto, che immettono in
rete potenze commensurabili al fabbisogno elettrico a livello locale, contribuisca ad accorciare il
percorso medio dell’energia, lasciando al Gestore della Rete maggiore libertà nell’ottimizzare la
programmazione degli investimenti e delle attività per il potenziamento delle Reti di trasmissione.
La prossimità tra il luogo dove avviene la produzione di energia elettrica e quello dove avviene il
consumo (il territorio immediatamente circostante all’impianto, nella provincia dell’Emilia Romagna
dove più alto è il deficit tra domanda e offerta di energia elettrica) determina un minore
trasferimento di energia tra zone attigue della Rete. Questo comporta un doppio beneficio:
• Vengono ridotte le possibilità di congestione tra zone attigue della rete, con miglioramento
della stabilità complessiva del sistema;
• Si contribuisce alla riduzione delle perdite per il trasporto di energia elettrica, proporzionali
alla distanza percorsa dalla corrente nei conduttori e stimabili tra il 5 e il 10 % della
capacità totale trasmessa (tra i 200 e i 400 MW soltanto in Emilia Romagna).
Ancora più importanti sono le interazioni tra centrale e rete nella fase di esercizio di quest’ultima,
sia in condizioni di normale funzionamento che per la gestione di eventuali criticità (guasti o grandi
perturbazioni).
Infatti, oltre a garantire l’immissione in rete di una certa potenza elettrica, la centrale parteciperà
attivamente alla fornitura dei cosiddetti “Servizi di sistema”, per garantire i requisiti, in termini di
regolazione delle tensioni, delle frequenze e delle correnti, necessari per una buona qualità della
fornitura e per la sicurezza dell’esercizio della rete medesima.
Il Gestore della RTN prevede che questo genere di impianti possa assolvere, durante il normale
esercizio della rete, ai seguenti compiti di regolazione:
• Regolazione della frequenza;
• Regolazione della tensione;
• Riserva di potenza;
• Fornitura-Assorbimento di potenza reattiva;
Nel caso invece si manifestino gravi perturbazioni della rete, questi impianti possono concorrere ad
una migliore gestione delle criticità:
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• In particolari condizioni, funzionando in “isola intenzionale”, in modo da alimentare la
porzione di rete di riferimento in caso di interventi programmati o non programmati di
disalimentazione. In Emilia Romagna sono stati talvolta utilizzati in questo modo il turbogas
di Carpi e la centrale AGAC di Reggio Emilia;
• Partecipando alla regolazione della frequenza in condizioni di emergenza e ripristino:
l’impianto in progetto ha caratteristiche idonee per essere esercito con frequenze di rete
comprese nel range 47,5-50,1 Hz (mentre le condizioni normali di esercizio si svolgono in
un range di frequenza di 49,9-50,1 Hz);
• Partecipando alla regolazione della potenza in condizioni di emergenza e ripristino,
essendo la centrale in grado di generare una variazione positiva o negativa della potenza
erogata di almeno 10 MW in meno di 15 minuti.
Nel caso specifico della centrale di Lama di Reno, la possibilità di gestione di eventi critici è tanto
più importante in quanto la centrale insiste su una porzione di rete poco articolata e quindi
particolarmente vulnerabile: tutta la zona collinare del bolognese è infatti alimentata
prevalentemente dalla linea a 380 kV Martignone-Bargi.
Fig. 3 – Atlante RTN. Linea a 380 kV Martignone - Bargi
Tale linea di trasporto è scarsamente contro-alimentata e caratterizzata da vincoli che ne riducono
le prestazioni di trasporto rispetto ai possibili standard di funzionamento (cfr. TERNA – Piano di
sviluppo della RTN 2007), con ricadute negative sulla qualità e continuità del servizio alle utenze
servite.
La presenza dell’impianto a ciclo combinato da 60 MW in Comune di Marzabotto costituisce un
importante supporto alla linea Martignone-Bargi e una potenziale alternativa ad essa in caso di
eventi inattesi o di disalimentazioni programmate, potendo l’impianto alimentare un’isola del raggio
di circa 10 km dal sito di Lama di Reno.
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Si può pertanto affermare che la nuova centrale elettrica in progetto a Lama di Reno, in
considerazione della taglia medio-piccola, della tecnologia utilizzata (ciclo combinato con turbogas
di derivazione aeronautica e generatore di vapore a recupero “Once through” senza corpo
cilindrico e a bassa inerzia), e del particolare posizionamento all’interno del sistema elettrico
regionale, contribuisce a migliorare a livello locale e regionale la sicurezza, l’affidabilità, la
continuità, e l’economicità dell’approvvigionamento energetico, in coerenza con gli obiettivi del
PER.
3.2 Effettuare un’analisi di coerenza rispetto al Piano di Gestione della Qualità dell’Aria
della Provincia di Bologna e del PTCP della Provincia di Bologna con stralci delle
Tavole ed individuazione dell'opera in scala adeguata.
Un’analisi approfondita della coerenza del Progetto con gli strumenti di programmazione citati è
riportata in Allegato 1: “Analisi di coerenza con il Piano di Gestione della Qualità dell’aria e
con il PTCP della Provincia di Bologna”.
3.3 Aggiornare le valutazioni riferite al “Piano di Tutela delle Acque” approvato con
Delibera n. 40 dell'Assemblea legislativa il 21 dicembre 2005.
L’analisi del Piano di Tutela delle Acque approvato dall’Assemblea legislativa regionale nel
dicembre 2005 è riportata in Allegato 2: “Analisi di coerenza con il Piano Regionale di Tutela
delle Acque”
4. RICHIESTA DI INTEGRAZIONE – INQUADRAMENTO PROGETTUALE
4.1. Presentare il progetto definitivo di tutte le opere presentate nella procedura di VIA
(centrale, opere accessorie, compensazioni) in cui gli elaborati tecnici devono
essere predisposti in conformità con quanto disposto dal D. Lgs 163/06, art. 95 e dal
DPR 554/99 ed in particolare:
• fornire il progetto del cavidotto e del punto di connessione alla rete, assentito dal
gestore della rete, valutando la necessità di attivare la procedura di VIA ai sensi
delle norme vigenti;
La nuova centrale in progetto si collegherà alla stazione elettrica AT ex-Burgo, localizzata
all’interno dell’area industriale di Lama di Reno e gestita da Enel Distribuzione.
La definizione della connessione alla RTN è passata attraverso i seguenti step successivi:
- Richiesta di connessione alla Rete elettrica di Trasmissione Nazionale (RTN) inoltrata
da Dufenergy Italia S.p.A. a Terna S.p.A. in data 04/07/2008;
- Comunicazione da parte di TERNA della Soluzione Tecnica Minima Generale di
Connessione (STMG), avvenuta in data 13/11/2008. La STMG individuata dai Gestori
Terna ed Enel Distribuzione comporta il collegamento in entra-esce della centrale sulla
linea a 132 kV “Sasso Marconi-Vergato”, di proprietà di Enel Distribuzione, mantenendo
lo stesso punto di consegna della ex-cartiera Burgo, mediante la realizzazione di un
impianto di rete per la connessione costituito da:
o Adeguamento cabina di consegna da schema ridotto a schema completo;
o Complesso di teleconduzione.
- Accettazione da parte di Dufenergy Italia S.p.A. della STMG individuata, avvenuta in
data 25/02/2009.
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La corrispondenza relativa alla definizione della modalità di connessione da parte del Gestore della
RTN è riportata in Allegato 3:”Richiesta di connessione alla RTN”.
La connessione alla sottostazione verrà eseguita progettata, autorizzata e realizzata da Enel
Distribuzione, che fornirà al Proponente l’allacciamento “chiavi in mano”.
Le caratteristiche del cavidotto che collegherà la centrale alla sottostazione ENEL di Lama di Reno
sono descritte nella relazione riportata in Allegato 4: “Valutazione preventiva della distanza di
prima approssimazione (DPA) per i valori di campo magnetico generati dal collegamento
elettrico in Alta Tensione (132 kV interrato) e dalla centrale di trasformazione per la Centrale
Termoelettrica a Ciclo Combinato di Lama di Reno” e nell’elaborato grafico denominato VIA 05
“Presenza di personale oltre le 4 ore”.
Il collegamento in oggetto non è contemplato tra le tipologie di progetto soggette a VIA, ai sensi
della L.R. 9/99 e s.m. e i., art.4 “ambito di applicazione”, con riferimento ai progetti elencati negli
allegati A.1, A.2, A.3, B.1, B.2 e B.3.
La realizzazione del cavidotto avverrà attraverso l’interramento diretto del cavo, mediante la
realizzazione dello scavo e la sua ricopertura a seguito della posa del cavo stesso, senza opere
edili gettate.
Nella relazione citata il collegamento è stato definito sia come realizzazione elettrica (formazione e
sezione del cavo) sia come posizionamento (percorso con sezione di posa), tenendo conto degli
attraversamenti da realizzare sulla condotta forzata e sulle opere di fognatura, che potrebbero
richiedere (come indicato nella relazione stessa) degli “attraversamenti protetti” e, in tal caso,
necessitare di manufatti in calcestruzzo per il passaggio e l’alloggiamento dei cavi.
Sono state inoltre dimensionate, sulla base di uno studio del campo magnetico generato dal
conduttore, le distanze di rispetto da tenere dal manufatto affinché non vengano superati i limiti
massimi di esposizione.
• chiarire i dati progettuali relativi al potenziamento del metanodotto, il punto di
consegna all’interno dello stabilimento ed il punto di allaccio alla rete SNAM al
fine di valutare se sia necessaria l’attivazione del procedimento autorizzativo ai
sensi delle norme vigenti; a tale fine dovrà essere presentata idonea planimetria
in cui dovrà essere rappresentato il punto di consegna del gas naturale ed il
tratto interessato dal potenziamento; chiarire, inoltre, i quantitativi massimi di gas
naturale consumato;
La definizione della modalità di connessione del nuovo impianto alla rete nazionale dei gasdotti è
passata attraverso i seguenti step successivi:
- Richiesta di potenziamento punto di riconsegna esistente inoltrata da Dufenergy Italia
S.p.A. a SNAM Rete Gas S.p.A. in data 09/07/2008;
- Offerta per la realizzazione del potenziamento del punto di riconsegna di Lama di Reno
da parte di SNAM, datata 06/11/08;
- Accettazione, in data 02/02/09, dell’offerta da parte di Dufenergy Italia S.p.A. con
emissione a favore di SNAM di idonea garanzia bancaria a copertura degli oneri di
realizzazione del potenziamento.
La corrispondenza relativa alla definizione della modalità di connessione alla rete gas da parte di
SNAM Rete Gas è riportata in Allegato 5: ”Richiesta potenziamento punto di riconsegna del
gas naturale”.
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Il sistema di alimentazione del gas naturale è descritto dettagliatamente nella relazione riportata in
Allegato 6: “Sistema di alimentazione del gas naturale” e nell’elaborato grafico VIA 07:
“Condotta gas”.
In questa sede si possono anticipare sinteticamente i seguenti aspetti relativi al sistema di
alimentazione del gas:
- Il potenziamento del punto di riconsegna del gas naturale sarà a carico di SNAM Rete Gas e
sarà esclusivamente limitato all’adeguamento degli organi di interruzione e di misura
all’interno della cabina esistente, posizionata entro il perimetro dell’area industriale di Lama.
- Sia il potenziamento della cabina di riconsegna che il sistema di alimentazione del gas
all’impianto non sono tra le opere soggette a VIA ai sensi della L.R. 9/99 e sue mm. e ii.
- Il volume massimo di gas consumato dalla centrale sarà di circa 55.000.000 Sm3/anno.
• effettuare una descrizione del funzionamento dell’impianto in termini di energia
prodotta e di ore di funzionamento a livello giornaliero, mensile, annuale;
descrivere, inoltre, il ruolo dell’impianto in relazione al mercato elettrico ossia
come impianto di modulazione (mid merit) ovvero per la copertura delle esigenze
di picco della rete;
Tecnicamente l’impianto in progetto ha le caratteristiche per la copertura dei picchi di fabbisogno,
in quanto è caratterizzato da dinamiche di funzionamento particolarmente veloci. Infatti la turbina a
gas può andare a regime ed erogare 46 MW elettrici in poco meno di 9 minuti (v. fig. 4), grazie
all’impiego di una caldaia a recupero del tipo OTSG che funziona anche senza circolazione
d’acqua nei fasci tubieri.
Fig. 4 – Transitorio della turbina a gas
Il generatore di vapore a recupero OTSG, se da una parte non rappresenta un vincolo o un’inerzia
alla marcia del turbogas, dall’altra riesce a produrre vapore surriscaldato in circa 15 minuti
dall’avviamento, consentendo quindi l’entrata in funzione della turbina a vapore entro circa 25-30
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minuti dallo start-up. Allo stesso modo le soluzioni tecnologiche adottate rendono l’impianto idoneo
a funzionare anche come impianto di modulazione (mid-merit) in virtù dell’elevata efficienza del
ciclo combinato.
Atteso quindi che le caratteristiche tecniche dell’impianto in progetto lo rendono estremamente
flessibile nella gestione e adatto ad adeguarsi a qualunque tipologia di richiesta da parte della rete,
il posizionamento del nuovo impianto di Lama di Reno sul mercato elettrico regionale e nazionale
non può essere fatto senza prendere in considerazione l’assetto attuale e la prevedibile evoluzione
della domanda di energia elettrica nel nostro Paese.
La delibera dell’AEEG n°181/06 e s.m.i. divide le ore dell’anno, in funzione della domanda di
energia elettrica, in tre fasce F1, F2 e F3, con la distribuzione oraria mostrata in figura 5.
FASCE ORARIE - Delibera AEEG 181/06
ore 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
lun F3 F3 F3 F3 F3 F3 F3 F2 F1 F1 F1 F1 F1 F1 F1 F1 F1 F1 F1 F2 F2 F2 F2 F3
mar F3 F3 F3 F3 F3 F3 F3 F2 F1 F1 F1 F1 F1 F1 F1 F1 F1 F1 F1 F2 F2 F2 F2 F3
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dom * F3 F3 F3 F3 F3 F3 F3 F3 F3 F3 F3 F3 F3 F3 F3 F3 F3 F3 F3 F3 F3 F3 F3 F3
* e festività del 1 gennaio, 6 gennaio, lunedì di Pasqua, 25 aprile, 1 maggio, 2 giugno, 15 agosto, 1 novembre, 8 e 25 e 26 dicembre.
Fig. 5 – Del. AEEG 181/06 - Distribuzione fasce orarie
Secondo la citata delibera, la distribuzione delle ore nell’anno, classificate in base alla domanda
elettrica, è la seguente:
• Fascia F1 ore “peak” 2.783 h/anno;
• Fascia F2 ore “mid-level” 2.049 h/anno;
• Fascia F3 ore “off-peak” 3.928 h/anno.
Nelle strutture tariffarie riservate ai clienti finali del mercato elettrico, si fa in genere riferimento a
tariffe biorarie, con suddivisione delle ore di consumo in “peak” e “off-peak”, accorpando nelle ore
“peak” quelle delle fasce F1 e F2, per un totale di circa 5.000 h/anno.
Pertanto, alla luce delle considerazioni sopra esposte, considerate le potenzialità dell’impianto e
l’attuale assetto del mercato elettrico in Italia, si stima che l’impianto in progetto possa utilmente
marciare, mantenendosi in una fascia di funzionamento diurna, con le seguenti modalità:
• Dal Lunedì al Sabato: dalle 6:00 alle 22:00 (16 h/d)
• Domenica e festivi: fermo
Che danno luogo alle producibilità su base giornaliera, mensile e annuale riportate in tabella 2.
Funzionamento Ore di Energia prodotta
funzionamento (GWh)
Giornaliero 16 h (6:00-22:00) ~ 960 MWh
Mensile ~ 416 h ~ 25.000 MWh
Annuale ~ 5.000 h ~ 300.000 MWh
Tab. 2 – Producibilità dell’impianto


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