D. 09/12/2004 n. 27478

-nelle condizioni massime di esercizio la verifica sul contenuto di idrogeno (78%) della miscela finale porta ad escludere la possibilità di utilizzare tutta la portata di gas petrolchimico (26.668 Sm3/h) in una sola macchina;

-il Proponente dichiara che poiché gli aassetti produttivi della centrale Eni- Power prevedono sempre la marcia in parallelo di due gruppi a ciclo combinato è sempre possibile ripartire il gas petrolchimico su almeno due macchine;

-la portata di gas petrolchimico disponibile nei brevi periodi di condizione massime di produzione, se ripartita su 2 turbine a gas, consente di limitare il contenuto di idrogeno nella miscela finale ad un valore pari al 13,75%;

- nell’ipotesi di ripartire il gas petrolchimico su 3 macchine, il contenuto di idrogeno nella miscela scende a valori di circa il 10% a partire da un valore massimo di circa il 78% presente nel gas petrolchimico;

-dal punto di vista impiantistico l’impiego di gas petrolchimico non richiede interventi ed integrazioni progettuali sostanziali rispetto allo schema di centrale iniziale;

-il gas petrolchimico verrà reso disponibile dallo stabilimento in condizioni di pressione e temperatura già idonee per l’utilizzo nelle camere di combustione delle turbine a gas; per quanto riguarda gli aspetti relativi alla qualità dell’aria:

-dal confronto tra la configurazione di funzionamento con il solo gas naturale (Caso A) e quella di utilizzo della miscela gas naturale – gas petrolchimi- co (CASO B) e riferite al 100% del caico elettrico a 150C, 1,013 bar, 60% umidità relativa, riportati nella seguente tabella: Emissioni in atmosfera di un gruppo (375 mwe) CASO A CASO B Portata fumi tal quale 2.357 2.340 Ton/h Portata fumi secchi al 15% di O2 2.060 2.040 Nm3/h Temperatura al camino 90-110 90-110 0C Composizione gas di scarico O2 12,58 12,64 % vol N2 74,48 74,47 % vol Ar 0,88 0,87 % vol CO2 3,73 3,61 % vol H2O 8,33 8,41 % vol Valori massimi di emissione NOx 50,0 50,0 mg/Nm3 CO 30,0 30,0 Mg/Nm3 NOx 103,5 101,9 kg/h CO 62,2 61,1 kg/h

- i rapporti caratteristici delle quantità di fumi prodotti per unità di potenza termica relativi a CH4 e H2 e di seguito riportati Rapporti caratteristici fumi/combustibile Portata fumi stechiometrica kg/Mcal] Differenza sul CH4 %] CH4 1,52 0,00 H2 1,22 - 20

-i valori massimi di emissione riferiti al kWh prodotto e di seguito riportati: EMISSIONI IN ATMOSFERA DI UN GRUPPO SINGOLO Valori Massimi di Emissione CASO A CASO B NOx 0,282 0,278 g/kWh CO 0,169 0,167 g/kWh

-a seguito della detta valutazione si deduce che l’impiego di Gas Petrolchimico consente di ridurre il consumo annuo di gas naturale di circa 72,5 Milioni di Sm3, a cui corrisponde una riduzione di emissione annua di CO2 di circa 142.000 t/anno. per quanto riguarda gli aspetti relativi alla componente acqua e rumore:

-in merito agli altri aspetti che il DPR 354 del 12.4.96 richiede di esaminare ai fini della esclusione dalla procedura VIA (in aggiunta al solo criterio della riduzione quantitativa delle emissioni previsto dal comma 3 dell’articolo 1 del DPCM 377/88), si può rilevare quanto segue:

- per quanto riguarda il prelievo e lo scarico delle acque destinate al sistema di raffreddamento e condensazione delle sezioni a vapore, il sistema resterà inalterato e utilizzerà il circuito esistente, ivi comprese le opere di presa e di scarico dell’acqua di raffredamento.

-per quanto riguarda il rumore le modifiche impiantistiche correlate all’impiego di Gas Petrolchimico non determinano variazioni delle immissioni acustiche autorizzate. RITIENE che l’intervento in oggetto sia migliorativo delle condizioni ambientali rispetto all’impianto attuale e pertanto che non sia necessaria l’applicazione della procedura di valutazione dell’impatto ambientale di cui all’articolo 6 della Legge 349 del 1986, a condizione che vengano puntualmente rispettate le prescrizioni di seguito riportate:

- deve essere assicurato, in ciascun gruppo, l’utilizzo di una miscela di gas petrolchimico e gas metano, con un contenuto di idrogeno non superiore al 15% con le specifiche riportate in Tab.1;

- l’avviamento di ogni turbina a gas dovrà essere realizzato solamente mediante gas naturale fino a quando il gruppo non raggiunge la condizione di funzionamento stabile corrispondente ad un carico minimo del 60%;

-il controllo e la registrazione in continuo della composizione della miscela di gas utilizzato in ogni singolo impianto deve essere assicurato da un sistema automatico che non consenta l’invio alle camere di combustione di miscele con contenuto di H2 superiore al 15%; - dovranno essere rispettati i limiti orari alle emissioni di:

• NOx: 50mg/Nm3

• CO: 30 mg/Nm3 riferiti al 15% di O2 ;

- l’eventuale impiego di miscele di gas metano e gas petrolchimico aventi contenuto di idrogeno superiore al 15% dovrà essere sottoposto a nuova verifica ai sensi della normativa sulla valutazione di impatto ambientale, sulla base dell’analisi del monitoraggio degli effetti del contenuto in idrogeno del combustibile utilizzato, sulle emissioni e sulla funzionalità dell’impianto, quali risulteranno dai dati registrati nel corso almeno delle prime 6500 ore di funzionamento dell’impianto nelle condizioni sopra prescritte. I dati rilevati dal monitoraggio, secondo modalità concordate con ARPA Puglia, dovranno essere inviati periodicamente ad ARPA Puglia stessa. Il Direttore Generale (Ing. Bruno Agricola)