E.ON Produzione S.p.A.
Località Fiume Santo
Cabu Aspru
07100 Sassari
www.eon.it
Centrale di Tavazzano
e Montanaso
EMAS - Dichiarazione Ambientale aggiornamento triennale 2008
www.eon.it
Indice
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Presentazione
Il Gruppo E.ON
La Centrale di Tavazzano e Montanaso
Le evoluzioni del sito nell’anno 2008
Sintesi di aggiornamento sugli aspetti ambientali
Salute e Sicurezza
I rapporti con l’esterno
Avanzamento del programma ambientale
Il bilancio ambientale e gli indicatori
Appendici
Glossario
Informazioni al pubblico
Centrale di Tavazzano e Montanaso
Dichiarazione Ambientale 2008
E.ON Produzione S.p.A. - Centrale di Tavazzano e Montanaso
(Codice NACE 35.11: Produzione e distribuzione di energia elettrica)
Questo sito è dotato di un sistema di gestione ambientale e i risultati raggiunti in questo settore sono
comunicati al pubblico conformemente al sistema comunitario di ecogestione ed audit.
INFORMAZIONE CONVALIDATA
n° Registro I-000032
3
Presentazione
Con il 2009 la Centrale di Tavazzano e Montanaso intende
rinnovare per la terza volta la registrazione EMAS, avendo
conseguito tale prestigioso risultato nell’ormai lontano
2000.
Gestire le problematiche ambientali avendo come linee
guida il Sistema di Gestione è diventata una consuetudine
per tutto il personale della Centrale che ne ha quindi
compreso pienamente l’importanza.
A tal fine la predisposizione e la diffusione della
Dichiarazione Ambientale diventa un momento
ed un’occasione di sintesi di quello che si è realizzato
in questi ultimi anni.
Dal punto di vista societario l’anno 2008 è stato
caratterizzato dal processo di acquisizione dell’80%
di Endesa Italia da parte del Gruppo tedesco E.ON.
Dal 26 giugno 2008, sulla base di accordi fra E.ON, Enel
ed Acciona, la Centrale di Tavazzano e Montanaso fa parte
di E.ON Produzione S.p.A., la nuova società di E.ON Italia,
che riunisce tutti gli asset che in precedenza furono
di Endesa Italia.
A riprova della sensibilità nei confronti delle
problematiche ambientali, uno dei primi atti siglati dal
nuovo Amministratore Delegato è stato la conferma degli
obiettivi ambientali e l’impegno a mantenere
le condizioni che hanno permesso la registrazione EMAS
a tutti gli impianti produttivi.
Per questa centrale il 2008 ha consolidato il processo
di miglioramento continuo delle performance ambientali,
in particolare è terminato l’up-grade del sistema di
combustione su tutte le turbine a gas, investimento che
già da oggi garantisce il rispetto di limiti più stringenti alle
emissioni di NOx, permettendo nel contempo un esercizio
più flessibile delle unità in risposta alle esigenze
di flessibilità imposte dal mercato elettrico.
Per la Centrale, la Dichiarazione Ambientale rappresenta
la testimonianza concreta della volontà di proseguire
e migliorare il rapporto con popolazione, autorità locali,
fornitori, clienti e soprattutto con i propri collaboratori.
Essa è inoltre uno strumento che raccoglie informazioni
e dati per garantire una corretta visione della realtà
produttiva; lo strumento alla base del concetto
di “miglioramento continuo”, utile a far conoscere
gli obiettivi di sviluppo.
Montanaso, aprile 2009
Andrea Bellocchio
Capo Centrale Tavazzano e Montanaso
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Il Gruppo E.ON
E.ON è tra i più grandi Gruppi energetici privati al mondo e opera con oltre 93
mila dipendenti in più di 30 Paesi. Nato nel 2000, oggi E.ON conta su 30 milioni
di clienti finali, una produzione di energia elettrica pari a 318 TWh
e un fatturato annuo di 86,8 miliardi di euro.
Il Gruppo E.ON
Il Gruppo è attivo sull’intera catena del valore
dell’energia e del gas con attività integrate nell’upstream
(generazione elettrica e produzione di gas naturale),
nel midstream (importazione, trasmissione e trading
di energia) e nel downstream (fornitura al cliente finale).
La grande esperienza e il know-how di E.ON, nonché la
ricerca e lo sviluppo di tecnologie efficienti e compatibili
con l’ambiente e la sicurezza, permettono di fornire
ai clienti energia e servizi sempre più innovativi
e competitivi.
In questo modo, E.ON crea valore per gli azionisti
e contribuisce alla crescita professionale dei propri
dipendenti, trasferendo capacità e innovazione, nel
pieno rispetto dei propri valori principali: integrità,
coraggio, chiarezza, fiducia e responsabilità sociale.
Attualmente la capacità di generazione installata
del Gruppo è pari a 74 GW con un mix equilibrato
di fonti energetiche: carbone (31%), gas naturale (30%),
nucleare (15%), rinnovabili (12%).
Con l’obiettivo di garantire un approvvigionamento
energetico sicuro, prezzi competitivi e tutela
dell’ambiente, E.ON assicura un mix energetico sempre
più equilibrato. Inoltre, lavora continuamente per
migliorare l‘efficienza produttiva e l’eco-compatibilità,
investendo in nuove tecnologie e nelle fonti rinnovabili.
Per sviluppare questi obiettivi, E.ON ha pianificato per
il 2009-2011 investimenti a livello globale per 30 miliardi
di euro, di cui 21 destinati allo sviluppo della produzione
e della distribuzione di elettricità e 5 allo sviluppo delle
energie rinnovabili con l’obiettivo di diminuire del 50% le
emissioni di CO2 entro il 2030.
E.ON Italia
L’attività di E.ON, presente in Italia dal 2000, va dalla
produzione fino alla vendita di gas e di elettricità, con
più di 800.000 clienti finali.
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Nel giugno del 2008 ha rafforzato la propria presenza sul
territorio italiano grazie all’acquisizione degli impianti
produttivi di Endesa Italia. E.ON oggi si posiziona tra i
leader del mercato italiano dell’energia con una capacità
produttiva pari a circa 6,1 GW sul territorio nazionale.
Nell’arco dei prossimi anni E.ON Italia prevede di
sostituire le unità produttive alimentate a olio
combustibile con nuove unità a gas o a carbone.
Una volta completato, il programma aumenterà del 50%
l’efficienza termica media del parco impianti, riducendo
in maniera significativa le emissioni di anidride carbonica
e aggiungendo una capacità di generazione
tecnologicamente avanzata di 1,4 GW.
E.ON Italia
E.ON Italia è la management company della market unit
italiana. Definisce la strategia per il mercato italiano e
gestisce le attività di business.
Produzione: generare energia sicura, a prezzi convenienti
e nel rispetto dell’ambiente
E.ON Produzione è la generation company, la società che
produce energia a livello nazionale.
Distribuzione di gas: portare il gas al consumatore
Sono cinque le società che distribuiscono gas naturale
sul territorio italiano: E.ON Rete Laghi, E.ON Rete
Mediterranea, E.ON Rete Orobica, E.ON Rete Padana, E.ON
Rete Triveneto. In base alla normativa italiana, le attività
di distribuzione sono separate da quelle di vendita
(“Unbundling”).
Vendita: servire i bisogni dei clienti
E.ON Energia è la società che gestisce i servizi per
la fornitura di energia elettrica e gas naturale in Italia
a clienti privati e aziende.
Trading: vendere e comprare energia nei mercati
internazionali
E.ON Energy Trading è la società del Gruppo E.ON per
la compravendita di energia a livello internazionale.
Rinnovabili: produrre energia pulita a livello industriale
E.ON Climate & Renewables è la market unit del Gruppo
E.ON responsabile delle attività di generazione di energia
attraverso fonti rinnovabili.
Pan-European gas: assicurare la nostra fornitura di gas
attraverso reti, contratti e infrastrutture
E.ON Ruhrgas partecipa, con una quota superiore
al 30%, al consorzio Olt Offshore LNG Toscana.
Insieme a partner austriaci, E.ON Ruhrgas sta lavorando
sul progetto “Tauerngas-Pipeline”: un gasdotto che
potrebbe connettere le reti di gas del nord e sud Europa
e trasportare il gas in entrambe le direzioni.
→ Per saperne di più www.eon.it
E.ON AG
E.ON Italia
Produzione
E.ON Produzione
Distribuzione
E.ON Rete
Vendita
E.ON Energia
Trading
E.ON Energy
Trading
Rinnovabili
E.ON Climate
& Renewables
Gas
Pan-European gas
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Struttura organizzativa della Direzione Generation Operations
E.ON Produzione
Generation
Health, Safety & Environment (HSE)
Generation Operations
Generation Economics and Support
Generation Projects
Nucleo Idroelettrico della Calabria
Centrale di Fiume Santo
Centrale di Livorno Ferraris
Centrale di Monfalcone
Centrale di Ostiglia
Centrale di Scandale
Centrale di Tavazzano e Montanaso
Nucleo Idroelettrico di Terni
Centrale di Trapani
Generation Asset Management
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8
La Centrale di Tavazzano
e Montanaso
Centrale di Tavazzano e Montanaso
1780 MW
La Centrale di Tavazzano e Montanaso occupa
un’area di circa 70 ettari nei Comuni di Montanaso
Lombardo e di Tavazzano con Villavesco.
Il sito e l’ambiente circostante
La Centrale dista 25 Km da Milano e 5 Km da Lodi.
Si affaccia sulla Via Emilia (S.S. 9) ed è in prossimità
dell’Autostrada A1 e della ferrovia Milano-PiacenzaBologna. L’impianto produce energia elettrica utilizzando
come combustibili il gas naturale e l’olio combustibile
denso a basso tenore di zolfo.
E’ costituita da tre cicli combinati turbogas (da 250 MW
ciascuno) accoppiati alle preesistenti turbine a vapore
dei gruppi 5 e 6, che potevano originariamente produrre
320 MW ciascuna e sono state riadattate al nuovo modo
di funzionamento, producendo rispettivamente 260 MW
e 130 MW, e da due Unità da 320 MW ciascuna in ciclo
convenzionale (di cui una in servizio, il gruppo 8, ed una
in attesa di autorizzazione, il gruppo 7).
L’acqua per la condensazione del vapore ed il
raffreddamento dei macchinari è prelevata dal Canale
Muzza (che attraversa la Centrale) e vi è restituita; una
parte consistente di acqua è inoltre restituita
direttamente al Fiume Adda per mezzo del Canale
Belgiardino che stacca dal Muzza poco prima dell’uscita
dall’area di Centrale.
Il territorio
Il territorio è costituito da un’area pianeggiante,
collocata nella fascia centrale dell'alta pianura Lodigiana,
tra i fiumi Adda e Lambro e si trova ad una quota di circa
80 m s.l.m.
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Consorzio. Per le acque sotterranee, vi è la presenza della
falda freatica ad una profondità tra i 2 e 3 m rispetto
al piano campagna, collegata all’andamento
dell’idrografia superficiale, in particolar modo derivante
dal canale Muzza.
Centrale
La collocazione della Centrale di Tavazzano e Montanaso
I principali corsi d’acqua
Il sistema idrografico superficiale è caratterizzato dalla
presenza di molte rogge e canali artificiali, che formano
una fitta rete, in un territorio ad agricoltura intensiva.
Il corso d’acqua principale è il fiume Adda, ad est della
Centrale, sottoposto a tutela ambientale dal Parco Adda
Sud. Di notevole importanza è il canale Muzza, che
attraversa il lodigiano per circa 39 Km, derivando le sue
acque dal fiume Adda a Cassano d’Adda, distribuendole
prevalentemente per usi irrigui. Vi è poi il Canale
Belgiardino, che unisce la Muzza, dalle paratoie di
centrale all’altezza del ponte della Via Emilia, al fiume
Adda in prossimità della Cava Bell’Italia nel Comune
di Montanaso.
Lungo il percorso del Canale Belgiardino sono state
installate, da società private, due centrali idroelettriche
che sfruttano la portata del canale ed il limitato salto
tra canale e fiume Adda per produrre energia elettrica.
La presenza delle centrali, e quindi la necessità
di garantire una portata adeguata di acqua e
il rispetto delle norme legislative sul deflusso minimo
vitale, condizionano la gestione del deflusso delle acque
tra Canale Muzza e Canale Belgiardino. Questo aspetto
tuttavia è gestito dal Consorzio di Bonifica Muzza Bassa
Lodigiana, Ente a cui la Regione Lombardia ha affidato
la gestione delle acque. Le paratoie della centrale sono
quindi manovrate internamente, ma su richiesta del
Suolo e sottosuolo
I litotipi di maggiore diffusione del territorio del
lodigiano sono sabbie limose e limi argillosi.
I processi di decarbonatazione e di redistribuzione delle
sostanze minerali sono responsabili, insieme all’estrema
variabilità dei sedimenti di partenza, della varietà
pedologica che si riscontra nella zona.
Sotto il profilo geologico il territorio, che occupa una
parte del terrazzo lodigiano di formazione glaciale,
è caratterizzato da un suolo permeabile per la sua
composizione prevalentemente argillosa–silicea e da
un sottosuolo formato da strati di ghiaia e sabbia.
Il clima
Il clima è di tipo subcontinentale con inverni rigidi ed
estati calde con elevata umidità, denominato “temperato
umido”; le piogge sono regolarmente distribuite nel
corso dell’anno, con totali annui compresi fra 600 e 1000
mm. L’umidità media si colloca fra il 65% e il 72%.
Il regime anemologico presenta il dominio dei venti da
NW in inverno e da SE in estate; si rileva comunque la
presenza di una circolazione assai debole fino ad una
quota di 1000 m. La diversa polarizzazione della rosa dei
venti al suolo e in quota è dovuta all’interazione di
complessi fenomeni meteodinamici con l’orografia a
terra che determinano sul sito di Tavazzano e Montanaso,
per l’innalzamento nella valle dell’Adda, provenienze da
NE. Per l’area circostante la Centrale, sono disponibili i
dati dell’inventario delle emissioni INEMAR, dei dati
metereologici e di molte altre informazioni utili sul sito
web dell’ARPA Regione Lombardia.
Aspetti economici, industriali e infrastrutturali
Le principali aree residenziali sono localizzate nei centri
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Scheda tecnica della Centrale termoelettrica di Tavazzano e Montanaso
Tipo d’impianto
Centrale termoelettrica costituita da due moduli a ciclo combinato, con tre turbogas, alimentati a
gas naturale, connessi a due turbine a vapore e da due Unità convenzionali, alimentate a gas
naturale ed olio combustibile denso. L’Unità 7 (convenzionale) è ferma in attesa di autorizzazione.
Indirizzo ed ubicazione
Via Emilia 12/A 26836 Montanaso Lombardo (LO) – Tel. 0371 762211
La Centrale si trova a 25 km a sud-est di Milano ed a 5 Km a nord-ovest di Lodi. Si affaccia sulla
Via Emilia (SS 9), in prossimità del Canale Muzza. A Sud della Via Emilia si trova il Parco Combustibili Sud, con le infrastrutture per il ricevimento, scarico e stoccaggio di olio combustibile denso.
A nord del Canale Muzza si sviluppa l'area produttiva della Centrale.
Proprietà
E.ON Produzione SpA (fino al 26 giugno 2008 Endesa Italia SpA)
Area Centrale
70 ettari
Potenza installata
1780 MW (di cui 320 MW – il gruppo 7 – in attesa di nuova autorizzazione)
Codice NACE
35.11
Energia netta annua prodotta
(media 2006/07/08)
6229 GWh
Date di primo parallelo
Gruppo 7 (320 MW): 1991 - Gruppo 8 (320 MW): 1992
Modulo 5 (760 MW): 2004 - Modulo 6 (380 MW): 2005
Numero di dipendenti al 31/12/2008
132
Elementi caratteristici
Modulo 5
Potenza elettrica lorda: 760 MW
Costituito da due turbine a gas di fabbricazione GE della potenza di 250 MW ciascuna, alimentate
a gas naturale (75.000 Smc/h ogni turbina) e dotate di bruciatori a bassa emissione di NOx (DLN
2.6+). I gas di scarico delle turbine confluiscono in due generatori di vapore a recupero (GVR),
con tre corpi cilindrici e circolazione naturale, aventi ciascuno una potenzialità di 290 t/h alla
pressione di 101 bar e temperatura di 540°C. Il vapore alimenta la turbina della preesistente
Unità 5, che sviluppa una potenza elettrica lorda complessiva pari a 260 MW.
Modulo 6
Potenza elettrica lorda: 380 MW
Costituito da una turbina a gas di fabbricazione GE della potenza di 250 MW, alimentata a gas
naturale (75.000 Smc/h) e dotata di bruciatori a bassa emissione di NOX (DLN 2.6+). I gas di scarico
della turbina confluiscono in un generatore di vapore a recupero (GVR), con tre corpi cilindrici e
circolazione naturale, avente una potenzialità di 290 t/h alla pressione di 104 bar e temperatura di
540 °C. Il vapore alimenta la turbina della preesistente Unità 6, che sviluppa una potenza elettrica
lorda complessiva pari a 130 MW.
Gruppi 7-8
Potenza elettrica lorda: 320 MW ciascuno
Ciclo termodinamico Rankine, con surriscaldamento, risurriscaldamento e ciclo rigenerativo a 7
spillamenti da turbina. Generatore di vapore a corpo cilindrico e circolazione naturale, alimentato
ad olio combustibile denso (70 t/h) o gas naturale (80.000 Smc/h), avente una potenzialità di 1021
t/h, alla pressione di 169 bar e temperatura di 538 °C. Il generatore è dotato di bruciatori a basso
sviluppo di NOX (tipo XCL) e di NOX port e gas mixing per l’ulteriore contenimento degli NOX.
Filtrazione delle polveri mediante precipitatori elettrostatici.
Linee elettriche
Alla stazione elettrica, di proprietà e competenza di TERNA SpA, fanno capo 3 linee della rete
elettrica nazionale a 380 kV e, mediante autotrasformatori, i collegamenti alle reti a 220 e 130 kV.
Deposito combustibili
Capacità deposito olio combustibile: 5 serbatoi da 50.000 m3
Approvvigionamento olio combustibili: autobotti e ferrocisterne
Gas naturale: gasdotto SNAM con potenzialità di 400.000 Smc/h a 75 barg
Gasolio: 1 serbatoio da 2.000 m3
Ciminiera moduli 5/6
Struttura reticolare metallica, con tre canne, di altezza 130 m
Ciminiera gruppi 7/8
Struttura in cemento armato con due canne interne, di altezza 250 m
Figura 1
11
abitati di Montanaso Lombardo, la cui prima periferia è
posta a circa 1,5 Km dalla Centrale in direzione sud-est,
e di Tavazzano con Villavesco, distante circa 1 Km in
direzione nord-ovest. Montanaso Lombardo (circa 1.600
abitanti e una superficie comunale di 9,63 Km2) ha visto
negli ultimi anni una notevole crescita edilizia,
accompagnata dal raddoppio della popolazione.
L’agricoltura è tuttora attiva in alcune cascine a
conduzione diretta, ma è stata recentemente affiancata
da un’intensa attività industriale: una ventina di aziende
di piccole dimensioni, operanti soprattutto nei settori
dell’elettromeccanica e delle materie plastiche.
Per quanto concerne il centro di Montanaso, non si
evidenzia la presenza di strutture particolarmente
sensibili, quali scuole, asili, ospedali ecc. in prossimità
della Centrale. Nella zona in cui il Comune di Montanaso
confina con il Comune di Lodi (località San Grato, a Ovest
della Centrale lungo la SS.9 a circa 1 Km) è sorto un
centro commerciale e si sta sviluppando un’area
artigianale-industriale. Tavazzano con Villavesco (5.300
abitanti circa ed una superficie comunale di 16,23 Km2),
ha visto un notevole incremento demografico ed
insediamento residenziale che ha unito i due centri
di Tavazzano e di Villavesco. Sono sorte inoltre industrie
e strutture per la logistica. I primi complessi residenziali
si trovano a circa 1 Km dalla Centrale, mentre le aree per
le attrezzature scolastiche e civili in genere sono
localizzate all’interno del centro cittadino.
Lombardo e nell’area confinante con il Comune di Lodi.
A sud-est è visibile una prima zona produttiva confinante
con l’area di proprietà E.ON (impianto di valorizzazione
dei rifiuti urbani ed assimilabili).
Proseguendo verso il centro abitato di Montanaso, sono
presenti altre zone destinate ad attività produttive
e commerciali. In particolare, oltre la SS 9 si sta
sviluppando una zona industriale appartenente al
Comune di Lodi, con l’insediamento di importanti
industrie, e di altre attività artigianali, commerciali
e di servizi. Poco lontano, oltre la ferrovia Milano–
Piacenza è sorto il Parco Tecnologico Padano (PTP) che
svolge un ruolo centrale all’interno del Polo di Eccellenza
per le Biotecnologie Agro-Alimentari promosso a Lodi
dalla Regione Lombardia con il sostegno degli Enti
Territoriali e dell'Università degli Studi di Milano.
Aspetti naturali ed attività agricole
L’area prossima alla Centrale è usata prevalentemente
a scopo agricolo, con colture a seminativo.
L’originale assetto a bosco ceduo intercalato da corsi
d’acqua naturali, tipico di tutta la pianura padana,
ha lasciato quindi il posto ad un’organizzazione del
territorio fortemente antropizzata, caratterizzata
da appezzamenti ben delineati di terreni coltivati
e da canali per lo più artificiali o, comunque, fortemente
regimati, destinati al prelievo di acque e a recettori
di scolo. Da rilevare la presenza dei cosiddetti
insediamenti a cascina. Questa tipologia di destinazione
d’uso si presenta per un raggio di circa 1 Km intorno
alla Centrale, all’interno sia del Comune di Tavazzano
con Villavesco sia di quello di Montanaso Lombardo.
• l’autostrada A1 Piacenza-Milano, posta a ovest, oltre
il Comune di Tavazzano.
Attività economiche
Anche se la Centrale si trova inserita in un’area agricola,
si assiste ad un progressivo insediamento industriale
(settore elettromeccanico e materie plastiche)
in particolar modo a sud-est dell’impianto e ad est,
parzialmente all’interno del Comune di Tavazzano con
Villavesco, ma soprattutto nel Comune di Montanaso
Le infrastrutture stradali
Sono costituite principalmente da pochi elementi,
caratterizzati da un notevole traffico e da una serie
di strade provinciali e comunali d’interconnessione.
Le principali infrastrutture dell’area per la mobilità ed
il traffico sono costituite da:
• i rami ferroviari della Milano-Piacenza, comprendendo
in questo, in particolare, il breve tratto di collegamento
della Centrale con la stazione ferroviaria di Tavazzano
(per lo scarico dell’olio combustibile).
• la rete viaria statale, con particolare riferimento alla
SS9 (Via Emilia, direttamente intersecante l’area
di pertinenza della Centrale), che attraversa l’intero
territorio Lodigiano fino a Piacenza.
• la rete viaria provinciale e comunale in genere.
L’area dell’impianto è divisa dalla SS 9 (Via Emilia) in due
parti collegate tra loro da un sottopasso in modo da non
costituire intralcio al traffico.
Aspetto paesaggistico
La Centrale emerge in modo abbastanza significativo
nella linearità del paesaggio agricolo, in particolare
per quanto concerne le ciminiere.
Tuttavia la trasformazione degli impianti in ciclo
combinato con la demolizione del camino dei gruppi 5
e 6 e le altre demolizioni, dei vecchi gruppi 1, 2, 3, 4
hanno determinato un miglioramento dell’impatto sul
paesaggio.
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Volumi rimossi e nuovi introdotti
Demoliti
Volumi mc
Costruiti
Volumi mc
28.995
Turbogas A B C
45.840
115.248
GVR A B C
26.937
Precipitatori elettrostatici gruppi 5 e 6
17.375
Locali servizi
5.778
Ciminiera gruppi 5 e 6
60.510
Ciminiera tricanne
10.920
Totale costruito
89.475
Uffici, officine, magazzini
Caldaie gruppi 5 e 6
Demolizione vecchi gruppi
233.800
Totale demoliti
455.928
Figura 2
Nella figura 2 sono indicati i volumi rimossi e quelli nuovi
introdotti.
In sostanza sono stati demoliti più di 360.000 metri cubi
di edifici.
di Gestione Ambientale siano stabiliti, applicati e
mantenuti in conformità al Regolamento EMAS (CE)
N. 761/01 e alla norma ISO 14001. Il Manager Ambientale
coordina e si avvale del personale della Linea Ambiente
e Sicurezza.
La struttura organizzativa di Centrale
- Capo Centrale
La Centrale è diretta dal Capo Centrale che ha potere
di decisione e spesa, responsabilità civili e penali e che
ricopre il ruolo di Datore di Lavoro, includendo quanto
previsto dal D.Lgs. 81/2008.
Con riferimento al Sistema Integrato di gestione
Ambiente e Sicurezza il Capo Centrale è responsabile:
• della definizione della politica di sito.
• del rispetto delle norme di legge che riguardano
l’esercizio degli impianti.
• della definizione degli obiettivi e dell’attuazione
del programma ambientale.
• dell’attuazione del piano di formazione del Personale.
• dell’approvazione delle azioni correttive delineate in
sede di audit.
• dell’approvazione della Dichiarazione Ambientale.
• della predisposizione e verifica dell’effettuazione di
corsi di formazione sugli aspetti ambientali legati alle
attività connesse con l’esercizio dell’impianto.
• della predisposizione e verifica dell’effettuazione di
audit interni.
Alle dirette dipendenze del Capo Centrale vi è la Linea
Personale e Servizi, che cura l’amministrazione del
personale, gli aspetti logistici (gestione della portineria,
della mensa e auto aziendali) e la gestione della
segreteria.
- Manager Ambientale
Risponde al Capo Centrale, ricoprendo il ruolo
di Responsabile del Servizio di Prevenzione e Protezione
(RSPP) ai sensi del D.Lgs 81/2008 e di Rappresentante
della Direzione (RdD) in ambito EMAS e ISO 14001.
Quale Rappresentante della Direzione ha la
responsabilità di assicurare che i requisiti del Sistema
- Capo Sezione Esercizio
Si avvale della collaborazione del personale addetto
all’esercizio dei gruppi e operante in turni continui
ed avvicendati. Elabora e verifica le procedure operative
di conduzione di tutti gli impianti anche in relazione alle
prescrizioni ambientali e di sicurezza.
Analizza e propone eventuali modifiche impiantistiche
e/o procedurali riguardanti il rispetto delle prescrizioni
ambientali e il miglioramento dell’impatto ambientale
dei gruppi di produzione. Coordina e si avvale del
personale della linea Controllo Economico dei Dati
di Esercizio per l’elaborazione e controllo dei dati
di Esercizio (indisponibilità, consumo specifico, ecc.),
per l’elaborazione e controllo dei dati statistici su guasti
ed anomalie, per la gestione dei programmi di ispezione
e di controlli sistematici per le attività operative relative
alla movimentazione dei combustibili. Coordina e
si avvale del personale del Laboratorio Chimico e
Ambientale, per prove e controlli chimici ambientali e per
l’assistenza su problemi chimici nella conduzione degli
impianti.
- Capo Sezione Manutenzione
Si avvale della collaborazione del personale inserito nelle
aree Manutenzione Meccanica, Elettroregolazione,
Programmazione e Logistica. Dispone con priorità
l’esecuzione degli interventi manutentivi eccezionali
su parti dell’impianto con riflessi ambientali.
Predispone idonei programmi di manutenzione
di macchine, apparecchiature e strumentazione
con rilevanza ambientale. Ha in aggiunta il compito di
coordinare tutte le attività inerenti le procedure di
manutenzione, la pianificazione delle attività
manutentive, la gestione dell’archivio tecnico, del
magazzino, del ricevimento merci e dei rifiuti.
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Predispone e coordina la gestione dei programmi di
ispezione e controllo, la preparazione, l’esecuzione e la
consuntivazione dei lavori, collabora alla definizione
del programma annuale dei lavori e del budget
di Centrale.
e successivamente una compressione ad opera di un
compressore assiale multistadio.
Collegato all’asse del turbogas vi è un alternatore che ha
la funzione di generatore. L’energia elettrica prodotta è
trasferita ad un trasformatore che la eroga alla rete.
I fumi caldi in uscita dalla turbina a gas (circa 600°C)
passano in un generatore di vapore a recupero, che
trasforma l’acqua che vi circola in vapore ad idonee
condizioni di temperatura e pressione; il vapore così
prodotto è utilizzato nella turbina a vapore.
L’utilizzo di turbine a gas accoppiate a caldaie a recupero
permette di ottenere elevati rendimenti, in quanto parte
dell’energia termica scaricata nei fumi è recuperata,
nonché bassi impatti sull’ambiente in quanto la
combustione del gas naturale non dà luogo ad emissioni
di SO2 e polveri. Infine, la particolare tecnologia utilizzata
nei combustori (modello DLN 2.6+ di General Electric)
consente di ridurre in maniera significativa la produzione
degli ossidi di azoto (NOx) rispetto a quelli generati da
una caldaia tradizionale.
L’attività svolta nel sito
L’attività del sito è la generazione, trasformazione ed
immissione in rete di energia elettrica.
Fino al 2003 vi erano 4 Unità da 320 MW in ciclo
convenzionale, che sono state oggetto di una profonda
trasformazione, terminata nel 2005. Oggi la produzione è
realizzata in quantità prevalente da impianti in ciclo
combinato, caratterizzati da un maggior rendimento ed
alimentati esclusivamente a gas naturale.
Moduli a Ciclo Combinato (5 e 6)
La tecnologia del ciclo combinato consiste
essenzialmente nell’abbinamento di due sistemi:
un ciclo turbogas ed un sistema di generazione con
acqua vapore. Il funzionamento delle sezioni a ciclo
combinato è illustrato schematicamente nella figura 3.
E’ da segnalare che il modello DLN 2.6+ è stato installato
sugli impianti di Tavazzano e Montanaso tra il novembre
2007 ed aprile 2008, sostituendo il modello precedente
(DLN 2.0), ottenendo così un’ulteriore riduzione delle
emissioni di NOx e con il risultato di essere ampiamente
Il ciclo turbogas consiste in una turbina a gas, completa
di un combustore, in cui avviene la combustione tra
il gas naturale e l’aria. Quest’ultima partecipa alla
combustione dopo aver subito una filtrazione spinta
Aria compressa
Combustibile
Camera di combustione
Gas caldi ingresso turbina
Trasformatore
Filtro
aspirazione aria
Compressore
Turbina a gas
Alternatore
Gas caldi di
scarico turbina
Fumi in uscita
Vapore
Turbina a vapore
Trasformatore
Alternatore
Corso d'acqua
Camino Acqua
Generatore
di vapore
a recupero
Vapore in scarico
Condensatore
Pompa
Acqua per la condensazione del vapore
Pompa
Figura 3 - Schema di funzionamento del ciclo combinato
14
sotto il valore limite di 30 mg/Nmc (concentrazione
media oraria di NOx nei fumi) con ampio anticipo rispetto
alle prescrizioni di legge.
La configurazione della Centrale di Tavazzano e
Montanaso è caratterizzata dalla presenza di due Moduli
a ciclo combinato, il Modulo 5 ed il Modulo 6, che
sostituiscono le precedenti Unità convenzionali 5 e 6.
Il Modulo 5 è costituito da due turbogas (TG A e TG B),
che producono ognuno 250 MW. I gas di scarico dei
turbogas entrano in due generatori di vapore a recupero
(GVR A e GVR B), che inviano il vapore su un’unica
turbina (la preesistente dell’unità convenzionale 5).
L’alternatore collegato produce ulteriori 260 MW. Quindi,
la potenza elettrica generata dal Modulo 5 è di 760 MW
circa, in luogo dei 320 MW della precedente Unità 5.
Il Modulo 6 è costituito da un unico turbogas (TG C), con
il proprio alternatore, di potenza pari a 250 MW. I gas di
scarico del turbogas entrano nel generatore di vapore a
recupero GVR ed il vapore prodotto è inviato alla
preesistente turbina dell’Unità 6, il cui alternatore
produce ulteriori 130 MW. La potenza del Modulo 6 è di
380 MW, in luogo dei precedenti 320 MW prodotti dalla
preesistente Unità 6.
I fumi in uscita da ogni GVR sono emessi in atmosfera
dal rispettivo camino, che fa parte della ciminiera a tre
canne appositamente costruita.
Sezioni convenzionali
Gli elementi essenziali delle Unità convenzionali 7 ed 8
sono elencati di seguito.
• Il Generatore di vapore: è costituito da una caldaia in
cui il calore prodotto dalla combustione (realizzata con
gas naturale e/o olio combustibile nel rispetto dei limiti
di emissione di inquinanti al camino) è trasferito
all’acqua di alimento che si trasforma in vapore.
Le pareti della caldaia sono costituite da pannelli di tubi
percorsi dall’acqua o da vapore e all’interno di essa vi
sono ulteriori scambiatori di calore a serpentina.
• La turbina a vapore: trasforma l’energia termica del
vapore in energia meccanica. E’ costituita da tre stadi di
alta, media e bassa pressione, installati su un medesimo
albero che pone in rotazione l’alternatore. Il vapore, dopo
aver attraversato i tre stadi della turbina è scaricato al
condensatore.
• L’alternatore: trasforma l’energia meccanica fornita
dalla turbina in energia elettrica. E’ costituito da uno
E.ON Produzione
Capo Centrale
Ambiente Sicurezza
e Autorizzazioni
Capo Sezione
Esercizio
Personale
conduzione
impianto in turno
Figura 4: Organigramma della Centrale
Personale e Servizi
Capo Sezione
Manutenzione
Laboratorio chimico
e ambientale
Reparto
manutenzione
meccanica
Reparto movimento
combustibili
Reparto
manutenzione
elettroregolazione
Reparto
programmazione
e logistica
15
statore e da un rotore.
• Il trasformatore principale: eleva la tensione da 20 kV in
uscita dall’alternatore a 400 kV per l’immissione sulle
linee AT di trasporto dell’energia elettrica.
• Il condensatore: ha la funzione di recuperare il vapore
scaricato dalla turbina, condensandolo e rendendolo
disponibile per un nuovo ciclo. E’ costituito da un numero
elevato di tubi attraversati dall’acqua di raffreddamento.
Il vapore, a contatto con tali tubi, si raffredda e condensa,
trasformandosi in acqua.
L’acqua, prelevata da idonee pompe, torna nel generatore
di vapore, riprendendo il ciclo.
Combustibili utilizzati e modalità di approvvigionamento
I combustibili utilizzati per la produzione di energia
elettrica sono il gas naturale e l’olio combustibile denso
a basso tenore di zolfo.
Nei cicli combinati si può usare esclusivamente gas
naturale.
Nella fase iniziale di avviamento delle caldaie
tradizionali, i bruciatori sono alimentati normalmente
con gas naturale. Successivamente si utilizza una
combinazione di gas naturale e di olio combustibile.
L’accensione dei bruciatori è realizzata con dispositivi
chiamati “torce pilota”, alimentati a metano ed a gasolio.
L’approvvigionamento di olio combustibile avviene
mediante trasporto per ferrovia (ferrocisterne) e su
strada (autobotti). L’olio combustibile è scaricato dalle
autobotti e dalle ferrocisterne in aree attrezzate
mediante manichette ed inviato ai serbatoi di stoccaggio
utilizzando pompe. Il sistema di scarico opera a
pressione atmosferica con temperature dell’olio
combustibile comprese tra 40 e 60 °C.
- Depositi combustibili
La Centrale è dotata di due depositi di olio combustibile,
uno a Sud e l’altro a Nord della SS 9 (Via Emilia). Nel
Parco combustibili Sud si trovano le stazioni di scarico
del combustibile liquido, sia di quello approvvigionato
tramite ferrocisterne, provenienti dal raccordo ferroviario
con le FS, sia di quello approvvigionato con autobotti,
provenienti dalla SS 9. Tramite pompe, l’olio combustibile
è trasferito sia ai serbatoi dello stesso parco Sud sia a
quelli del parco Nord.
Alla fine del 2008 sono stati demoliti due serbatoi da
50.000 m3 (uno al P. Sud ed uno al P. Nord), uno da 20.000
m3 ed un serbatoio di gasolio, quindi oggi vi sono: al
Parco Sud, 2 serbatoi da 50.000 m3, mentre al Parco Nord
altri 3 serbatoi di olio combustibile da 50.000 m3 ciascuno
e un serbatoio da 2.000 m3 per lo stoccaggio del gasolio.
In tale area è ubicata anche la stazione di scarico delle
autobotti che riforniscono il gasolio.
Ogni serbatoio per l’olio combustibile è del tipo a tetto
galleggiante ed è sistemato in un proprio bacino
di contenimento, destinato a contenere accidentali
fuoriuscite di prodotto.
Le operazioni di gestione del parco serbatoi, incluse
quelle di trasferimento delle acque reflue verso
l’impianto di trattamento scarichi della Centrale, è
di competenza del personale della Centrale stessa.
La movimentazione del combustibile tra serbatoi
di stoccaggio ed i bruciatori avviene per mezzo di una
stazione di pompaggio della quale fanno parte
riscaldatori a vapore necessari ad innalzare la
temperatura del combustibile a 110/120 °C, filtri
meccanici, contatori di portata, valvole di regolazione
e blocco.
Tutti gli spurghi, i drenaggi e gli scarichi delle valvole
di sicurezza e di ogni componente, scaricano in recipienti
detti “ghiotte” collegate a tubazioni che consentono
il recupero dell’olio combustibile con invio dello stesso
ai serbatoi di stoccaggio.
- Gas naturale
Il gas naturale utilizzato è prelevato dalla rete di
distribuzione nazionale SNAM tramite un allacciamento
al metanodotto ad alta pressione. In un’area dedicata,
posta in prossimità dell’ingresso del metanodotto in
Centrale, la pressione del gas è ridotta a circa 10 bar,
poi il combustibile è addotto tramite tubazioni aeree
alle caldaie tradizionali, dove viene ulteriormente
decompresso, prima di essere inviato ai bruciatori.
Per i cicli turbogas invece è ridotto fino a circa 30 bar
e poi inviato, sempre mediante tubazioni aeree, ai
combustori delle turbine a gas.
- Gasolio
E’ utilizzato come combustibile dai gruppi elettrogeni
e dalle motopompe antincendio di emergenza, dalla
caldaia ausiliaria, dalle torce pilota del gruppo 8.
Combustione e trattamento fumi
- Ciclo termoelettrico tradizionale: nelle Unità
convenzionali come descritte in precedenza, consumo
di olio combustibile per la produzione di 320 MW lordi
è di circa 70 t/h mentre quello del gas naturale, per la
produzione della stessa potenza, è di circa 80.000 Nmc/h.
I bruciatori per i combustibili, sono sistemati su vari piani
della caldaia e il processo della combustione è regolato
sia dal rapporto fra aria comburente e combustibile sia
dalla temperatura.
La regolazione della miscela aria/combustibile avviene di
16
norma automaticamente, secondo parametri definiti e
con un eccesso di aria calcolato in misura tale da
diminuire la formazione di incombusti, senza peraltro
incrementare quella degli ossidi di azoto (NOx).
La fase di combustione è caratterizzata dai seguenti
aspetti:
• prevenzione d’incidente (scoppio)
• massimizzazione dell’efficienza
• minimizzazione della produzione d’inquinanti
In merito al pericolo di formazione di miscele esplosive
in caldaia o in altre parti del sistema (condotti, camini),
sono adottati particolari criteri di conduzione (prolungati
flussaggi di aria) nelle fasi di avviamento e riavviamento
dopo fuori servizio della caldaia e sono disposti una serie
di controlli e blocchi automatici per garantire che questi
flussaggi siano attuati.
Per la massimizzazione dell’efficienza, ovvero per la
massima produzione di energia in rapporto al potere
calorifico del combustibile, sono adottati particolari
criteri di conduzione (atomizzazione del combustibile,
regolazione del rapporto aria/combustibile).
La gestione delle problematiche relative alla formazione
di ossidi di zolfo, ossidi di azoto, monossido di carbonio
e polveri, che costituiscono i principali sottoprodotti della
combustione, è affrontata attraverso provvedimenti
gestionali (scelta dei combustibili), tecnici (gestione della
combustione) ed impiantistici (bruciatori ed elettrofiltri).
I fumi della combustione sono dispersi in atmosfera per
mezzo di camini alti 250 metri.
- Ciclo turbogas: i turbogas sono di costruzione General
Electric ed utilizzano per la combustione gas naturale.
Il consumo di gas naturale per la produzione di 250 MW
lordi è di circa 70.000 Nmc/h.
Per la combustione utilizzano combustori a secco (DLN
2.6+), che producono bassissimi livelli di NOx (<30
mg/Nmc riferiti al 15% di O2 libero nei fumi secchi), in
linea con la migliore tecnologia disponibile per questi
impianti. La riduzione della concentrazione degli NOx
prodotti è ottenuta realizzando un particolare tipo di
combustione, tecnicamente denominata “premix”. Tale
combustione si ottiene sostanzialmente premiscelando
combustibile e comburente prima dell’immissione in
camera di combustione. La premiscelazione può essere
effettuata solo al di sopra di una potenza minima, in
quanto ai bassi carichi si ha instabilità della fiamma.
Per questo motivo nella fase di avviamento la modalità
di combustione è differente, ed è caratterizzata
dall’immissione separata di combustibile e comburente
in camera di combustione. In tali condizioni può essere
visibile una colorazione gialla dei fumi al camino,
indicativa della presenza di più elevati valori di NOx.
Il passaggio alla modalità “premix”, con conseguente
drastica riduzione degli NOx, è automaticamente
realizzato in salita di carico ad un valore di potenza
elettrica erogata di poco inferiore al minimo tecnico
ambientale (MTA 100 MW).
Ciclo delle acque
L’acqua necessaria alla produzione della Centrale è
approvvigionata dal canale Muzza.
Per gli usi civili (mensa e sanitari) si utilizza un pozzo di
emungimento dalle acque di falda con una portata pari
a 6,4 l/s. L’acqua è inviata ad un’autoclave, che garantisce
una pressione adeguata a tutte le utenze. Non è previsto
alcun ulteriore accumulo. La potabilità è controllata
periodicamente mediante analisi eseguite da un
laboratorio esterno.
- Condensazione del vapore e raffreddamento macchinari
La Centrale utilizza acqua prelevata dal canale Muzza
nella misura massima di 50 m3/s.
Le portate del canale Muzza assumono valori diversi in
relazione ai periodi stagionali, poiché le acque sono
impegnate dagli utenti irrigui del Consorzio di Bonifica
Muzza-Bassa Lodigiana, che ha compiti di gestione delle
utenze del canale stesso e di regimazione delle acque.
L’acqua del canale Muzza utilizzata per il raffreddamento
può configurarsi come un prelievo ed una restituzione
contemporanei, a seguito dei quali l’acqua mantiene
inalterate le proprie caratteristiche chimico-fisiche, salvo
un aumento di temperatura.
Le Unità di produzione dispongono di opere di presa e
di scarico; tutte prelevano dal canale Muzza, mentre la
restituzione avviene nel canale stesso per i Moduli 5/6
e nel canale Belgiardino per le Unità 7-8. Quest’ultimo
canale scarica al fiume Adda ed è garantita una portata
di acqua necessaria alla fauna ittica.
Per caratterizzare la perturbazione termica indotta dalla
Centrale nei canali Muzza e Belgiardino e nel fiume
Adda, è stato ultimato nel 1998, dal Laboratorio Enel
di Piacenza, uno studio basato sull’elaborazione di una
cospicua serie di dati idrologici storici relativi ai corsi
d’acqua citati, che ha permesso di elaborare un modello
matematico per la verifica dei limiti di legge.
In particolare il limite sulla temperatura dell’acqua
scaricata nei canali artificiali è di 35°C, ma per quanto
riguarda il fiume Adda deve anche essere assicurato il
rispetto della massima differenza tra le temperature
medie di qualsiasi sezione del corso d’acqua a monte ed
a valle del punto di immissione, che non deve superare i
3°C e su almeno metà della sezione non deve superare
17
1°C. Il limite dei 35°C allo scarico nel canale non
rappresenta, di solito, un vincolo significativo per il
funzionamento della Centrale e la temperatura media
annua dell’acqua a valle è di circa 18°C.
Il rispetto del limite sul fiume Adda comporta, viceversa,
in rare condizioni di bassa portata del fiume e utilizzo
prevalente del canale Belgiardino, la necessità di limitare
il carico generato dalla Centrale. Il verificarsi di tali
condizioni è valutato tramite controllo delle portate e
delle temperature sia dei canali Muzza e Belgiardino che
del fiume Adda, che attualmente sono monitorate in
continuo con dati teletrasmessi in Centrale.
Un ulteriore limite, fissato dalla Convenzione con gli Enti
locali del 1992, fissa in 8,5°C il massimo incremento di
temperatura fra l’acqua in ingresso e quella in uscita. Tale
valore varia normalmente fra 4°C e 7,5°C in relazione alla
potenza elettrica prodotta ed allo scambio termico.
Per il controllo della temperatura allo scarico sono
installati appositi sistemi di monitoraggio.
Bilancio idrico acque superficiali anno 2008
Il bilancio delle acque superficiali dell’anno 2008 è il
seguente:
1. Acqua prelevata dal canale Muzza
875.843.522 m3
2. Acqua restituita dopo condensazione e raffreddamento
873.436.320 m3
3. Acqua scaricata da raffreddamento macchinario
1.546.200 m3
4. Acqua scaricata da impianto di trattamento
739.700 m3
5. Acqua scaricata in atmosfera sotto forma di vapore
(stimata) 100.000 m3
6. Acque meteoriche non sottoposte a trattamento
Nelle acque identificate con il punto 4 è compresa
la quota delle meteoriche che, separata nelle vasche
di prima pioggia, è inviata all’impianto di trattamento,
perché potenzialmente inquinata. Inoltre sono comprese
anche le acque meteoriche raccolte dai tetti e dai bacini
di contenimento dei serbatoi di olio combustibile.
Le acque meteoriche di seconda pioggia scaricano
direttamente senza trattamento. Non è possibile eseguire
un calcolo accurato delle acque di cui al punto 5, né di
quelle del punto 6. Questo perché l’acqua del punto 5 è
sostanzialmente impiegata per la produzione di vapore
utilizzato per il riscaldamento, per l’atomizzazione del
combustibile e per il reintegro delle perdite fisiologiche
dell’impianto, mentre quella indicata al punto 6 è riferita
alle acque meteoriche non trattate.
- Gestione dei reflui idrici (raccolta, trattamento e
restituzione delle acque)
Le acque reflue di Centrale sono raccolte da un sistema
di tubazioni e/o canalizzazioni atte a formare reti di
raccolta distinte per tipologia di acqua, che fanno capo
all’Impianto Trattamento Acque Reflue (ITAR).
In relazione alla qualità dell’acqua raccolta è previsto
un trattamento di depurazione specifica, e precisamente
un trattamento per le acque inquinate da agenti chimici
(trattamento acque acide/alcaline), un trattamento per
le acque inquinabili da oli (trattamento oleoso) ed un
trattamento per i reflui biologici (trattamento biologico).
• Per le acque acide/alcaline, derivate principalmente dal
processo di demineralizzazione e dalla raccolta di acque
di lavaggio dell’impianto, la depurazione avviene
trasformando le sostanze disciolte e in sospensione
in sostanze insolubili, mediante aggiunta di opportuni
reagenti che favoriscono processi di flocculazione e
di precipitazione.
• Per le acque che possono essere state a contatto con
oli e per quelle meteoriche di prima pioggia raccolte nei
piazzali dei parchi combustibili, la depurazione avviene
mediante vasche API (che separano gli oli in superficie)
e serbatoi di decantazione.
L’olio recuperato è trasferito ai serbatoi di stoccaggio
combustibile e l’acqua è inviata alla sezione trattamento
acque acide/alcaline o alla vasca finale.
• La sezione acque biologiche opera il trattamento delle
acque sanitarie (uffici, mensa, foresteria, servizi nelle
Unità) convogliate da apposita rete fognaria.
Dopo il passaggio attraverso un sistema di filtrazione e
triturazione delle parti grossolane, il refluo è sottoposto
a trattamenti biologici di tipo aerobico, ad un
trattamento di debatterizzazione a raggi ultravioletti
e quindi avviato alla vasca di acque acide/alcaline.
Tutte le acque, dopo i diversi trattamenti sopra descritti,
confluiscono in una vasca finale, nella quale è operato
il controllo in continuo, prima dello scarico, di pH,
temperatura, conducibilità, contenuto oli e torbidità.
In ogni caso è possibile interrompere ciascun flusso alla
vasca finale e riavviare il refluo a stoccaggio in opportuni
serbatoi, per ulteriori controlli e trattamenti.
Sono escluse da tale passaggio le acque meteoriche
18
cadute in aree non inquinabili, quelle di seconda pioggia
del parco sud e di seconda pioggia della zona turbogas,
che sono direttamente inviate al canale Muzza o alla
Roggia Marcona. Paratoie ad azionamento manuale
hanno lo scopo di favorire l’intercettazione del
singolo scarico a fronte di accidentali sversamenti
o sporcamento di strade o piazzali. In appendice è
riportato lo schema a blocchi dell’impianto acque reflue.
La storia e gli sviluppi futuri
La storia della Centrale di Tavazzano e Montanaso è
ormai molto lunga.
I primi due gruppi da 65 MW (1 e 2) nacquero nei primi
anni ’50, con i finanziamenti del piano Marshall, mentre
nei primi anni ’60 furono costruiti i gruppi 3 e 4, da 140
MW. Gli impianti furono costruiti da una società privata,
la STEI (Società Termo Elettrica Italiana) che aveva tra i
principali azionisti Edison e Falck, che utilizzavano gran
parte dell’energia prodotta per l’uso nelle proprie
industrie. Per questo erano considerati autoproduttori e
quindi la Centrale non fu subito nazionalizzata nel 1962,
alla nascita dell’ENEL, ma solo nel 1970.
L’ubicazione della Centrale fu individuata per la vicinanza
di importanti centri di consumo di energia elettrica e
di un nodo di linee elettriche di grande trasporto e per
la disponibilità, durante tutto l’anno, di acqua fredda
superficiale, necessaria per il raffreddamento dei
condensatori.
Gli impianti bruciavano olio combustibile e gas naturale
ma erano anche predisposti per utilizzare DPL (distillati
di petrolio leggeri – utilizzati però per pochissimo tempo)
e non vi era alcun sistema di filtrazione dei fumi con
emissioni da camini alti 70 metri.
Dopo il passaggio da STEI ad ENEL ed in seguito alla
legge n. 880 del 1973, furono costruiti i gruppi 5 e 6, da
320 MW alimentati ad olio combustibile denso ed entrati
in servizio nel 1981 e nel 1982, dotati di filtri elettrostatici
per trattenere le ceneri e con un camino per le emissioni
alto 250 metri. Con l’avvio dei gruppi 5 e 6, i gruppi 1 e 2
furono definitivamente messi fuori servizio.
Il gas naturale fu adottato su tali gruppi nella seconda
metà degli anni ’80 a seguito di alcuni primi interventi di
ambientalizzazione. In seguito fu progettato il raddoppio,
con la realizzazione di ulteriori due Unità da 320 MW
(Unità 7 e 8), che entrarono in servizio negli anni 1991-92,
a cui seguì la definitiva chiusura dei gruppi 3 e 4.
Le Unità 7 e 8 avrebbero dovuto essere alimentate con
carbone.
L’autorizzazione fu concessa dalla Regione Lombardia
a fine 1982 ma, a seguito delle accese polemiche insorte
sull’uso del carbone, si giunse nel 1987 ad un accordo
tra Enel, Regione, Comuni di Tavazzano e Montanaso e
Consorzio del Lodigiano in base al quale si stabilì che
la Centrale non avrebbe utilizzato carbone ma soltanto
gas naturale e olio combustibile, privilegiando il primo
nella gestione corrente. Anzi, i dispositivi di filtrazione
delle ceneri, le reti di rilevamento della qualità dell’aria
esterna, i sistemi di misura e controllo delle emissioni
al camino di tutti i gruppi di produzione della Centrale,
furono notevolmente potenziati e tutti i dati riscontrati
sono sempre stati a disposizione delle autorità di
controllo.
Nel 1999 la Centrale dunque era costituita da quattro
gruppi convenzionali da 320 MW funzionanti a gas
naturale ed olio combustibile, con una potenza termica
installata pari a 3200 MW termici, una potenza elettrica
utile di 1280 MW elettrici ed un rendimento attorno al
40 %. In quella data si iniziarono anche le procedure che
portarono ad ottenere la Certificazione ISO 14001 e la
prestigiosa Registrazione EMAS conseguita nel 2000
con il numero I-000032.
A seguito della liberalizzazione del mercato dell’energia
elettrica, della privatizzazione e vendita di parti di Enel,
la Centrale passò al Gruppo privato spagnolo Endesa,
che ebbe l’autorizzazione, con Decreto MICA n°2/2002,
a trasformare i gruppi 5, 6, 7 in cicli combinati da 400 MW
circa ciascuno. La trasformazione prevedeva di installare,
nell’area occupata dalle preesistenti caldaie, tre impianti
turbogas (TG), della potenza elettrica di 250 MW
ciascuno, ed i relativi generatori di vapore (GVR).
Il vapore prodotto, utilizzando il calore residuo dei gas
di scarico dei turbogas, sarebbe stato utilizzato nelle
Nuovi impianti in servizio dal 2005
Unità
Potenza
Modulo 5 (TGA+TGB+TV5)
760 MW
gennaio 2005
Modulo 6 (TGC+TV6)
380 MW
novembre 2005
Unità 8
320 MW
aprile 1992
Figura 5
Entrata in esercizio commerciale
19
preesistenti turbine a vapore delle Unità convenzionali
per produrre un’ulteriore aliquota di energia elettrica
(pari a circa 130 MW per ciascuna Unità).
Successivamente, per ottimizzare i tempi di fuori servizio
degli impianti da convertire, Endesa Italia chiese
l’autorizzazione ad una modifica del progetto,
consistente nell’installazione dei TG e dei GVR in un’area
diversa da quella occupata dalle preesistenti caldaie
termiche e realizzando due Moduli a ciclo combinato:
il Modulo 5, di potenza elettrica complessiva pari a circa
800 MW, costituito da due TG (TGA e TGB) e due GVR
(GVR A e GVR B), con vapore confluente nella
preesistente turbina dell’Unità 5, ed il Modulo 6,
di potenza elettrica complessiva pari a circa 400 MW,
costituito da un TG (TGC) ed un GVR (GVR C), con vapore
confluente nella preesistente turbina a vapore
dell’Unità 6. L’autorizzazione del MICA, con Decreto
n° 3/2002 consentì questa soluzione, prescrivendo la
fermata del gruppo 7 al rientro in servizio degli impianti
sostitutivi del 6. Dal 2002 al 2005 la Centrale è stata,
dunque, interessata dai lavori di trasformazione e
di avviamento dei nuovi impianti, che sono entrati in
servizio commerciale rispettivamente il 20 gennaio 2005
(Modulo 5) ed il 24 novembre 2005 (Modulo 6).
Dal 31 dicembre la Centrale è costituita come segue.
La potenza elettrica complessivamente installata è
di 1.460 MW.
L’unità 7, da 320 MW, è ferma, in attesa dell’autorizzazione
di un ulteriore progetto di trasformazione, concordato
con le Amministrazioni locali e che prevede, tra l’altro,
l’abbandono definitivo dell’utilizzo dell’olio combustibile
e la dismissione totale delle relative infrastrutture
logistiche.
Contestualmente alla trasformazione degli impianti
è stata anche avviata la demolizione dei vecchi gruppi
degli anni ’50 (gruppi 1, 2, 3 e 4), costruiti dalla società
STEI ed ormai fuori servizio da molto tempo.
L’attività di demolizione si è praticamente conclusa
nel 2008, dopo aver rimosso (con il costante controllo
dell’ASL di Lodi) le coibentazioni di amianto che le
ricoprivano.
Prima, durante e dopo la demolizione sono state
effettuate indagini ambientali (concordate con gli enti
preposti) per tenere sotto controllo sia le attività di
cantiere (essenzialmente per eventuali rumori e polveri
da demolizione) sia la situazione complessiva dell’area.
conformità con un progetto preliminarmente concertato
con le amministrazioni locali di Tavazzano e Montanaso
e con la Provincia di Lodi. Nel corso del 2008 la proprietà
della Centrale è passata alla società tedesca E.ON.
Poco prima del passaggio è stato definito con le
amministrazioni locali un ulteriore progetto di
trasformazione della Centrale, che ha ottenuto, nel 2007
il parere di compatibilità ambientale (VIA); è nella fase
finale l’iter per l’emissione dell’Autorizzazione Integrata
Ambientale (AIA) da parte del Ministero dell’Ambiente,
che sarà seguita dal Decreto del Ministero dello Sviluppo
Economico che autorizza le nuove trasformazioni.
Figura 6 - Gli impianti prima della demolizione
Figura 7 - La vista dall’alto dopo i lavori di demolizione
Il nuovo progetto consiste in:
Nel 2009 è prevista una fase successiva di
“riqualificazione ambientale”, con la piantumazione
di essenze arboree tipiche del bosco di pianura, in
• realizzazione del Modulo 9 (un solo impianto in ciclo
combinato da 400 MW elettrici)
20
• abbandono definitivo dell’olio combustibile entro
il 31.21.2009.
• demolizione di tutti i serbatoi di olio combustibile e
delle relative infrastrutture logistiche, dei gruppi 7 e 8, e
riqualificazione ambientale di tutte le aree lasciate libere.
• successivo funzionamento di tutti gli impianti solo
a gas naturale.
Con questo intervento, oltre ad una ulteriore drastica
riduzione quali-quantitativa delle emissioni al camino,
si avrà una situazione futura con circa 1540 MW di
potenza elettrica installata a fronte di una potenza
termica di 2.800 MW (inferiore quindi alle configurazioni
precedenti) e con un rendimento dell’impianto in
sostanza di oltre il 55%.
• rientro in servizio del gruppo 7, in possibile
funzionamento fino all’entrata in servizio del nuovo
Modulo 9.
• funzionamento contemporaneo dei gruppi
convenzionali 7 e 8, limitato dalla produzione annua
complessiva, che non può essere superiore a quella
producibile da un solo gruppo da 320 MW.
Nella tabella che segue sono indicate le principali
caratteristiche tecniche delle varie fasi di trasformazione
iniziate dal 2002, fino all’assetto futuro proposto.
I valori delle diverse voci sono espressi con dati
di massima.
• funzionamento del gruppo 8 (dopo l’avvio del Modulo 9
e la fermata definitiva del 7), ancora per 5 anni riducendo
progressivamente l’energia producibile ogni anno fino
alla fermata definitiva.
Principali caratteristiche tecniche delle varie fasi di trasformazione
Assetto precedente
Assetto attuale
Assetto finale
(Gr. 5, 6, 7 e 8)
(CCGT 5, 6 e Gr. 8)
(CCGT 5, 6 e 9)
Potenza termica (MW)
3.200
2.900
2.800
Potenza elettrica lorda (MW)
1.280
1.460
1.540
Efficienza Unità 5 (%)
39
56
56
Efficienza Unità 6 (%)
39
56
56
Efficienza Unità 7 (%)
39
-
-
Efficienza Unità 8 (%)
39
39
-
Efficienza Unità 9 (%)
-
-
56
280.000
70.000
0
320.000
225.000/305.000
300.000
Caratteristiche tecniche
Portata olio (kg/h)
Portata gas
Figura 8
(Nm3/h)
21
La responsabilità ambientale
di E.ON e della Centrale
di Tavazzano
Nel mese di aprile E.ON Italia ha emesso, con due distinti documenti, la Politica
per l’Ambiente ed il Clima e la Politica per la Salute e la Sicurezza sul lavoro.
Politica per la Salute e la Sicurezza sul lavoro
E.ON Italia fa parte di uno dei maggiori gruppi energetici
del mondo. In sinergia con gli sforzi e le direttive del
Gruppo, la società ritiene che il rispetto delle persone e
della loro incolumità sia fattore imprescindibile di tutte
le proprie attività produttive, commerciali e strategiche.
In E.ON Italia la Sicurezza e la Salute dei lavoratori,
a ogni livello, costituiscono le priorità assolute e fondanti
della cultura aziendale.
E.ON Italia, con pieno senso di responsabilità e senza
compromessi, vuole assumere il ruolo di leader nel
settore energetico per la salute e la sicurezza delle
persone attraverso il continuo miglioramento dei propri
processi.
Le strategie
• Diffondiamo e consolidiamo, attraverso l’esempio
individuale quotidiano, la cultura della sicurezza e il
senso di responsabilità.
• Creiamo un clima che favorisca il coinvolgimento
e la collaborazione tra i lavoratori per il raggiungimento
degli obiettivi.
• Riduciamo e controlliamo tutti i rischi, negli impianti
industriali come nelle attività di ufficio.
• Combattiamo il fenomeno infortunistico fino alla sua
completa estinzione, agendo sui comportamenti dei
lavoratori per renderli tutti costantemente sicuri.
• Garantiamo un ambiente di lavoro che non rechi danno
alla salute e promuoviamo una azione globale di tutela
che favorisca il benessere fisico e psichico della persona.
• Coinvolgiamo tutte le parti sociali interessate alla
prevenzione e alla tutela della salute sui luoghi di lavoro,
promuovendo il confronto e la condivisione dei percorsi
di miglioramento.
22
• Consideriamo le prestazioni dei fornitori in materia di
Salute, Sicurezza come parte integrante delle attività
aziendali.
I principi operativi
• Pieno rispetto degli obblighi di legge e di tutti gli
impegni assunti in materia di Salute e Sicurezza.
• Adozione, in ogni parte dell’organizzazione che possa
influenzare le prestazioni aziendali, di un sistema di
gestione della salute e della sicurezza conforme agli
standard internazionali, perseguendo in chiave strategica
l’integrazione con altri sistemi di gestione esistenti e
nascenti.
• Attribuzione a tutti i livelli di responsabilità chiare e
definite.
• Controllo costante delle attività attraverso la
valutazione del rischio lavorativo, il monitoraggio dei
processi, le verifiche periodiche e i riesami della
Direzione.
• Formazione, addestramento, informazione e
consultazione di tutti i collaboratori in merito ai rischi
lavorativi, alle procedure, alle leggi e alle misure di
prevenzione e protezione.
• Promozione a tutti i livelli della conoscenza e diffusione
di esperienze e risultati; sistematizzazione nell’analisi
degli eventi negativi e nella ricerca delle cause, creando
un sistema virtuoso di crescita.
• Miglioramento e potenziamento della capacità di
gestire gli incidenti e le situazioni di emergenza,
attraverso adeguati livelli di presidio organizzativo e di
addestramento.
• Comunicazione e diffusione presso i lavoratori della
consapevolezza dell’importanza dei propri
comportamenti per la prevenzione degli incidenti sul
lavoro e delle malattie professionali.
• Scelta di fornitori di qualità, che operino lungo tutta la
catena degli approvvigionamenti con standard elevati in
materia di salute e sicurezza, coerenti con le politiche
aziendali.
• Pubblicazione annuale e strutturata, dei risultati
ottenuti e degli obiettivi in materia di Salute e Sicurezza.
Il Board of Management di E.ON Italia adotta quale
strategia di impresa la presente politica garantendo le
risorse economiche e umane necessarie, promuovendo la
sua diffusione a tutto il personale, ai fornitori e al
pubblico e verificandone periodicamente l’adeguatezza e
l’efficacia.
Milano, aprile 2009
Presidente e Amministratore Delegato
˙˙
Klaus Schafer
23
Politica per l’Ambiente e il Clima
E.ON Italia crede nello sviluppo sostenibile e opera per
distinguersi come realtà affidabile, sicura e orientata alla
responsabilità di impresa. Parte di uno dei maggiori
gruppi industriali del mondo nel settore energetico, la
società ritiene che il rispetto dell’ambiente e la tutela del
clima siano fattori chiave per il successo duraturo delle
proprie attività.
Consapevole della rilevanza che le tematiche ambientali
rivestono nell’ambito delle attività aziendali, E.ON Italia si
propone di perseguire una politica di impegno e
trasparenza nella gestione ambientale, orientata alla
progressiva riduzione dell’impatto ambientale globale e
locale attraverso il miglioramento continuo delle
prestazioni.
Le strategie
• Contribuiamo attivamente alle politiche di gruppo per
la lotta ai cambiamenti climatici, attraverso un uso
equilibrato e consapevole delle risorse naturali ed
energetiche, al fine di favorire la diversificazione delle
fonti primarie, e nel rispetto dei requisiti di efficienza,
economicità e sostenibilità.
l’efficienza e il risparmio energetico, il recupero dei rifiuti
rispetto allo smaltimento in discarica, il riutilizzo delle
acque rispetto allo scarico.
• Rispettiamo la biodiversità e il paesaggio come valori
chiave che caratterizzano l’ambiente in cui sono inseriti
impianti e infrastrutture.
• Ricorriamo quando possibile alle migliori tecniche
disponibili economicamente attuabili e promuoviamo, a
tal riguardo, la ricerca e l’innovazione.
• Promuoviamo presso i clienti un uso efficiente e
responsabile dei nostri prodotti, attraverso la diffusione
della conoscenza e il coinvolgimento sui temi
dell’energia.
• Consideriamo le prestazioni dei fornitori in materia
ambientale come parte integrante delle prestazioni
aziendali.
I principi operativi
• Pieno rispetto degli obblighi di legge e di tutti gli
impegni assunti in materia ambientale.
• Valutiamo con sistematicità le ripercussioni
sull’ambiente delle attività e operiamo per ridurre gli
impatti negativi in tutte le fasi, dalla progettazione alla
dismissione.
• Adozione, in ogni parte dell’organizzazione che possa
influenzare le prestazioni ambientali della società, di un
sistema di gestione ambientale conforme agli standard
internazionali, perseguendo l’integrazione con altri
sistemi di gestione esistenti e nascenti.
• Favoriamo un atteggiamento preventivo che porti a
minimizzare le emissioni alla fonte, promuovendo
• Attribuzione a tutti i livelli di responsabilità chiare e
definite.
24
• Controllo costante delle attività attraverso l’analisi
ambientale sistematica, il monitoraggio dei processi,
le verifiche periodiche e i riesami della Direzione.
• Formazione, addestramento, informazione e
consultazione di tutti i collaboratori in merito alle
problematiche ambientali delle proprie attività, alle
procedure, alle leggi e alle misure di prevenzione.
• Promozione a tutti i livelli della conoscenza e diffusione
di esperienze e risultati; sistematizzazione nell’analisi
degli eventi negativi e nella ricerca delle cause, creando
così un sistema virtuoso di crescita.
• Diffusione della consapevolezza dell’importanza che
i comportamenti di ciascuno hanno nella protezione
dell’ambiente, promuovendo in tutti il necessario livello
di coinvolgimento e partecipazione.
• Scelta di fornitori di qualità, che operino lungo tutta
la catena degli approvvigionamenti con standard elevati
in materia ambientale, e coerentemente con le politiche
aziendali.
• Pubblicazione annuale, ufficiale e strutturata, dei
risultati ottenuti e degli impegni per il miglioramento
ambientale.
• Tutela del canale di dialogo aperto con gli stakeholders,
tenendo in considerazione dubbi e suggerimenti che
dovessero emergere dal confronto.
Il Board of Management di E.ON Italia adotta quale
strategia di impresa la presente politica garantendo
le risorse economiche e umane necessarie, promuovendo
la sua diffusione a tutto il personale, ai fornitori e al
pubblico e verificandone periodicamente l’adeguatezza
e l’efficacia.
Milano, aprile 2009
Presidente e Amministratore Delegato
˙˙
Klaus Schafer
25
La politica integrata della Centrale di Tavazzano
e Montanaso
La Sicurezza dei lavoratori, l’Ambiente e la sua tutela
costituiscono una priorità assoluta nella gestione della
Centrale, per basare i futuri sviluppi su principi
di sostenibilità ambientale e sociale.
Per attuare questi principi, l’Organizzazione della
Centrale di Tavazzano e Montanaso si impegna a:
• Realizzare le proprie attività in conformità alla
legislazione europea, nazionale, regionale ed ai
regolamenti locali, per perseguire i migliori standard
di qualità
Per l’attuazione dei principi sopraindicati,
l’Organizzazione ha adottato un Sistema Integrato
per la gestione dell’Ambiente e della Sicurezza.
Tale sistema è:
• conforme alla norma ISO 14001 e al Regolamento
Comunitario “sull’adesione volontaria delle organizzazioni
ad un sistema comunitario di eco-gestione e audit”
(EMAS), per quanto attiene alla gestione ambientale.
• teso al raggiungimento della certificazione OHSAS
18001, in modo da realizzare un completo sistema
integrato per l’ambiente e la sicurezza.
Montanaso Lombardo, 5 maggio 2009
• Assicurare la sistematica valutazione delle prestazioni
ambientali, della sicurezza e della salute dei lavoratori
della Centrale, fornendo gli elementi per il loro continuo
miglioramento, con l’uso delle migliori tecniche
disponibili a costi ragionevoli
• Attuare una gestione oculata sia delle risorse naturali
sia di quelle energetiche, nella consapevolezza del loro
valore sociale, e tendere ad utilizzare le fonti energetiche
rinnovabili più adatte al sito
• Migliorare la gestione integrata dei rifiuti, privilegiando
il riutilizzo dei materiali riciclabili
• Considerare la sensibilizzazione, il coinvolgimento,
la formazione e l’addestramento di tutti i collaboratori
strumenti per la riduzione degli impatti negativi
sull’ambiente e sulla sicurezza dei lavoratori e della
popolazione
• Diffondere e promuovere stili di vita più sani negli
ambienti di lavoro, sensibilizzando il personale sui rischi
di fumo ed alcol, possibili fattori di rischio nella genesi
degli infortuni
• Verificare costantemente l’efficacia delle procedure per
gestire le eventuali situazioni d’emergenza, in modo da
contenerne gli effetti
• Diffondere la Politica Ambientale e la cultura della
sicurezza presso quanti abbiano rapporti con la Centrale,
in particolare fornitori ed imprese esterne, esigendo
comportamenti coerenti con i principi in esse espressi
• Mantenere un rapporto di trasparenza, di dialogo e di
disponibilità con tutti gli interlocutori, con le parti sociali,
i governi a tutti i livelli, le comunità locali
Andrea Bellocchio
Capo Centrale Tavazzano e Montanaso
26
Sintesi di aggiornamento
sugli aspetti ambientali
La Dichiarazione ambientale relativa all’anno 2008 evidenzia in maniera
esaustiva gli aspetti e gli impatti ambientali del sito, sia diretti che indiretti.
Affinché un’organizzazione sia conforme al Regolamento
EMAS 761/01, essa deve compiere un’analisi del ciclo
produttivo e dei processi in atto che, individuando gli
aspetti ambientali esistenti, ne possa valutare la
significatività, ovvero misurare gli effetti che producono
sull’ambiente e quindi attivare azioni di miglioramento.
I criteri di individuazione e di analisi degli aspetti
ambientali sono scelti sulla base del Regolamento EMAS
761/01, della legislazione vigente e delle norme di buona
tecnica, tenuto conto del contesto ambientale del sito e
del livello di tolleranza da parte dei soggetti esposti.
In sintesi, un aspetto è preso in considerazione se è
oggetto di prescrizioni autorizzative, se genera
conseguenze ambientali oggettivamente rilevabili, se
riguarda obiettivi strategici della politica ambientale
dell’azienda o se è oggetto della sensibilità locale.
Inoltre gli aspetti ambientali si dividono in aspetti diretti,
completamente sottoposti al controllo aziendale, e in
aspetti indiretti, in cui il controllo dipende anche da altri
soggetti. Gli aspetti indiretti sono ulteriormente suddivisi
tra quelli di primo livello (controllo condiviso tra la
Centrale e altri soggetti) e quelli di secondo livello
(controllo completamente sottoposto ai terzi coinvolti).
La valutazione della significatività degli aspetti
ambientali è codificata in una metodologia (la cui sintesi
è riportata in appendice) che fa parte del sistema di
gestione e poggia su criteri quali-quantitativi.
Attualmente si sta implementando in un apposito
software tutta la valutazione, affinché la gestione risulti
più efficace, funzionale ed oggettiva.
Quando la valutazione è effettuata (la procedura ne
definisce le scadenze), si devono attuare le azioni di
miglioramento, che diventano a questo punto il
programma ambientale dell’organizzazione.
I principali impatti della Centrale riguardano le emissioni
in atmosfera, gli scarichi di reflui in ambiente idrico
(superficiale), la produzione e gestione dei rifiuti.
Gli aspetti ambientali diretti
Di seguito si riporta una sintesi descrittiva degli aspetti
ambientali ritenuti significativi. Nella sezione dedicata al
Bilancio ed agli Indicatori ambientali sono riportati i dati
27
quantitativi, mentre nella parte dedicata al programma
ambientale vi è l’elenco degli obiettivi previsti per il
triennio 2009/2011.
Consumo combustibili
Gas naturale
ktep
OCD
1.300
Uso di combustibili e di energia
Ridurre l’uso di combustibili e risparmiare energia sono
solitamente aspetti ambientali molto significativi per
qualsiasi organizzazione. Per un impianto che produce
energia elettrica utilizzando combustibili fossili, non è
significativo l’aspetto quantitativo, ma lo è quello della
qualità dell’uso, ovvero ottenere come principale
obiettivo della Centrale quello di massimizzare
l’efficienza termica degli impianti in ogni condizione di
esercizio. Questo determina non solo vantaggi economici,
ma anche riflessi positivi ai fini ambientali. Infatti,
massimizzando l’efficienza termica, si riduce la quantità
di combustibile utilizzata per produrre una determinata
quantità di energia elettrica e si riduce la quantità di
calore da smaltire nell’ambiente esterno. Pertanto si
conseguono benefici sia sull’utilizzo delle risorse
energetiche naturali, sia sulle emissioni al camino, sia
sull’impatto termico.
Con l’utilizzo prevalente dei cicli combinati, più efficienti
dei tradizionali impianti termoelettrici, si ottiene una
riduzione del consumo specifico della Centrale, ovvero
della quantità di calore (quindi di combustibile)
necessaria per produrre 1 kWh di energia elettrica.
Inoltre i cicli combinati funzionano solo con gas naturale,
mentre i cicli tradizionali (oggi solo il gruppo 8)
funzionano sia a gas sia ad olio combustibile denso, che
quindi assume una rilevanza sempre più marginale.
In figura 9, sono rappresentate le quantità di combustibili
utilizzati, espresse in chilo tonnellate equivalenti di
petrolio (ktep), unità di misura che rende più agevole il
confronto tra un anno e l’altro.
Nelle tabelle dei bilanci, rappresentate più avanti nel
documento, sono indicati i consumi in tonnellate per
l’olio combustibile ed in standard metri cubi per il gas
naturale.
1.200
236
1.100
189
95
1.000
900
800
932
964
1007
1.007
83
276
815
700
600
500
578
2004
2005
2006
2007
2008
Figura 9
Nella figura 10 vi è l’andamento negli anni del consumo
specifico netto, ovvero la quantità di chilocalorie
necessarie per erogare all’uscita dalla centrale 1 KWh di
energia elettrica. Quanto più diminuisce, tanto più la
centrale è efficiente e tanto più diminuisce
l’inquinamento atmosferico e termico.
Consumo specifico netto in kcal/kWh
kcal/kWh
2.200
2.100
2.151
2.000
1.900
1.757
1.800
1.720
1.693
2006
2007
1.700
1.727
1.600
1.500
2004
Figura 10
2005
2008
28
t/anno
36
32
t/anno
9
9
8
28
7
24
6
20
5
NOX
CO
SO2
3
2,35
8
3
3.267
2
1,86
4
2004
3.000
4
13
15
16
2005
2006
0,46
2007
3
t/anno
Kg/GWh
Kg/GWh
10
12
Emissioni massiche
3.500
Emissioni di polveri in atmosfera,
totali e specifiche
35
Emissioni in atmosfera
L’aspetto ambientale maggiormente significativo per una
centrale termoelettrica, soprattutto nel rapporto con il
territorio circostante, è senz’altro quello delle emissioni
in atmosfera. Per l’impianto di Tavazzano e Montanaso
la trasformazione in ciclo combinato e l’uso prevalente
del gas hanno determinato una consistente diminuizione
di emissioni rispetto agli anni precedenti, non solo in
termini assoluti (tonnellate per anno), ma anche in quelli
relativi, di inquinante per unità di energia erogata.
0,58
1
2008
Figura 13
384
384
320
320
500
2004
2005
2007
825
825
2006
1.000
404
404
352
352
1021
1.021
423
423
765
765
1568
1.568
1292
1.292
466
466
1.500
1.352
1352
1.203
1203
2.000
1.714
1714
2.500
2008
Figura 11
Emissioni specifiche in atmosfera
Kg/GWh
NOX
CO
SO2
900
800
822
700
600
500
400
431
300
212
225
188
50
185
200
100
97
2004
2005
67
2006
157
118
65
2007
159
78
68
2008
Figura 12
La legislazione impone di controllare le emissioni,
misurando in continuo le concentrazioni al camino degli
inquinanti, calcolarne la media oraria e verificare che
rispetti i valori limite imposti. Per gli impianti a ciclo
combinato sono di 50 mg/Nmc per gli ossidi di azoto
(NOx) e di 30 mg/Nmc per il monossido di carbonio (CO),
misurati su base oraria.
Per i cicli turbogas, pur in presenza di un limite per
gli NOx di 50 mg/Nm3, si sono sempre riscontrati valori
inferiori a 30 mg/Nm3, anche grazie al cambio del
sistema dei combustori, dal modello DLN 2.0 al modello
DLN 2.6+, che oltretutto costituisce l’adeguamento alle
migliori tecnologie disponibili.
Come si evidenzia nelle figure 11, 12, 13, le emissioni
di ossidi di zolfo (SO2) e di polveri filtrabili sono
estremamente ridotte grazie all’uso esclusivo del gas
naturale. Per le Unità termoelettriche convenzionali
(unità 8), i limiti preesistenti (200 mg/ Nm3 per NOx, 250
mg/ Nm3 per il CO) sono rimasti invariati, mentre dal
primo gennaio 2008 sono stati modificati, ad opera del
D.L.gs. 152/2006 quelli di SO2 e di polveri qualora si
funzioni con combustione mista. Ovvero, fissato il limite
di SO2 per l’uso di olio a 400 mg/Nm3 e di 35 mg/Nm3
se si usa gas naturale, in combustione mista si deve
ricalcolare il limite in funzione del contributo termico
di ogni combustibile. Lo stesso procedimento va fatto per
le polveri avendo come riferimento rispettivamente 50
mg/Nm3 per l’uso di olio e 5 mg/Nm3 per il gas naturale.
Le concentrazioni medie annuali delle emissioni dei
gruppi convenzionali, figura 14, evidenziano per gli anni
precedenti il 2008 il rispetto dei limiti esistenti
(ad eccezione del 2006, perché nei mesi di febbraio e
marzo, a seguito della crisi internazionale del gas, fu
ordinato per decreto il funzionamento delle Unità 7 e 8
con un limite di emissioni di SO2 elevato a 1700 mg/Nm3).
29
CO
SO2
440
360
351
355
281
163
30
5
2004
156
14
4
2005
158
41
4
2006
157
17
1
2007
171
21
3
2008
Figura 14
Sistemi di controllo emissioni in aria
Ogni Unità dispone di un sistema di monitoraggio in
continuo delle emissioni al camino, costituito da un
insieme di apparecchiature dedicate alla misura delle
concentrazioni inquinanti, alla loro acquisizione,
all’elaborazione ed all’archiviazione. Tali apparecchiature
sono sottoposte ad un programma di manutenzione e di
verifiche, preventivamente concordato con ARPA in uno
specifico protocollo di gestione.
Sulle Unità convenzionali sono sottoposte a rilevazione le
concentrazioni nei fumi di biossido di zolfo, ossidi di
azoto, monossido di carbonio, polveri. Sono, inoltre,
misurate le concentrazioni di ossigeno, la temperatura e
la pressione dei fumi, che consentono di normalizzare le
misure degli inquinanti a determinate condizioni di
riferimento, come stabilisce la normativa.
I dati forniti dal sistema di monitoraggio delle emissioni
sono teletrasmessi in continuo all’ARPA di Lodi.
I limiti di legge, già richiamati in precedenza, sono
applicabili alle concentrazioni medie mensili e a quelle
che si determinano in un intervallo di 48 ore,
relativamente ai periodi di normale funzionamento,
escluse quindi le fasi di avviamento ed arresto
dell’impianto.
Sui turbogas dei cicli combinati sono sottoposti a
rilevazione le concentrazioni di ossidi di azoto e di
Emissioni di CO2
L’anidride carbonica è il prodotto principale della
combustione dei combustibili fossili e dipende
direttamente dalla quantità e tipo di combustibile
bruciato. Quindi a parità di energia prodotta, l’unico
sistema per ridurre la CO2 è migliorare il rendimento
dell’impianto.
Con la conversione in ciclo combinato si è quindi riusciti
a diminuire la quantità specifica di CO2 emessa per KWh,
mentre la quantità totale è legata al funzionamento
dell’impianto.
Per quanto riguarda le quote assegnate in applicazione
del Piano Nazionale di Assegnazione per l’applicazione
del protocollo di Kyoto, la Centrale nel 2008 ha contenuto
le emissioni di CO2 al di sotto delle quote assegnate.
Emissioni annuali di CO2 in atmosfera
in tonnellate anno
Migliaia
Emissioni
3.500,0
3.000,0
2.500,0
Assegnate
2170,0
2.170,0
2577,871
2.577,871
NOX
2652,0
2.652,0
2487,104
2.487,104
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
Polveri
3007,0
3.007,0
mg/Nmc
2775,0
2.775,0
Concentrazioni medie delle emissioni
in atmosfera gruppi tradizionali 7-8
monossido di carbonio. I limiti da rispettare sono riferiti
alla media oraria, ponendo così la necessità di un
sistema di gestione e di controllo molto più attento e
puntuale da parte degli operatori. Per garantire in queste
più stringenti condizioni un’efficace controllo, è stato
firmato con le Autorità competenti un apposito
protocollo che disciplina le modalità di comportamento
in caso di superamento di tali limiti. Nel 2008 non si sono
mai verificati superamenti.
2254,0
2.254,0
Per il 2008 tale confronto non è possibile (per SO2 e
polveri), perché i limiti variavano in funzione del mix di
combustibile utilizzato.
Tuttavia, i sistemi di monitoraggio in continuo delle
emissioni archiviano i dati e li trasmettono in continuo
all’ARPA di Lodi, consentendo un efficace controllo e
mostrando il rispetto dei limiti.
2007
2008
2.000,0
1.500,0
1.000,0
500,0
2004
Figura 15
2005
2006
30
prelevata da un pozzo interno che pesca dalla falda
sotterranea per una portata massima 6,4 l/s.
Un laboratorio esterno esegue periodicamente le analisi
per il controllo della potabilità.
Emissioni specifiche di CO2
g/KWh
600
567
Acqua per raffreddamento e altri usi
Milioni di m3
407
417
1.050
973
1.000
350
2008
900
Immissioni in aria
Mentre la misura delle emissioni al camino è
rappresentativa dell’inquinamento determinato
dall’impianto, quella delle ricadute al suolo è
rappresentativa del contributo di tutte le sorgenti
inquinanti che insistono sul territorio, traffico compreso.
La rete di controllo, nell’assetto concordato con ARPA
Lombardia, è costituita da 8 stazioni di monitoraggio
ubicate nel territorio circostante la Centrale. Dal 2007 la
gestione della rete è stata completamente affidata ad
ARPA Lombardia. In particolare, oltre alla rilevazione dei
principali parametri di inquinanti dell’aria, sono stati
attivati i rilevatori di polveri PM10 nelle stazioni di Lodi,
Montanaso, Tavazzano e Codogno, quello del PM2,5 e altri
strumenti di monitoraggio, tra cui benzene, toluene e
xilene nella stazione di Lodi, quello per la misura
dell’ozono nella stazione di Montanaso.
Per tutti i dati ed informazioni dettagliate si deve fare
riferimento al “Rapporto sulla qualità dell’aria di Lodi e
provincia” pubblicato da ARPA Lombardia.
850
2004
2005
2006
2007
2008
Figura 17
Prelievi di acqua potabile da pozzo
Migliaia m3
100
90
80
70
60
50
46
2007
57
2006
875
2005
93
2004
Figura 16
876
950
40
30
23
431
435
400
951
450
26
500
1.015
1015
550
2007
2008
20
10
2004
2005
2006
Figura 18
Uso di risorse idriche
L’acqua per condensare il vapore allo scarico delle
turbine è prelevata dal canale Muzza ed è restituita,
senza alcuna alterazione chimica o quantitativa, in parte
nello stesso canale ed in parte nel canale Belgiardino,
che la riporta in Adda. Una piccola parte si utilizza per il
raffreddamento dei macchinari e una parte, dopo un
trattamento di demineralizzazione, nelle caldaie o nei
GVR per produrre vapore.
La quantità utilizzata dipende dalla produzione di
energia elettrica.
Inoltre dalle opere di presa (e con adeguate pompe) si
mantiene in pressione la rete idranti di centrale per il
sistema antincendio.
Per gli usi civili (mensa e sanitari) si utilizza acqua
Uso e consumo di sostanze e materiali
Sostanze e materiali usate in Centrale sono: reagenti per
il trattamento delle acque (acido cloridrico, soda, cloruro
ferrico, calce, resine), ammoniaca, carboidrazide ed
ossigeno per il trattamento nei cicli termici, oli
lubrificanti, idrogeno per il raffreddamento interno degli
alternatori, materiali di ricambio. I consumi di risorse
sono in linea con quelli degli anni precedenti, in rapporto
comunque alla produzione di energia elettrica.
Tutte le apparecchiature utilizzanti olio contenente PCB
sono state sostituite negli anni scorsi.
Con la demolizione completa dei vecchi gruppi 1,2,3,4,
è stato completamente rimosso l’amianto presente nei
31
manufatti; oggi vi è solo una piccolissima quantità in
alcune guarnizioni sui gruppi 7 e 8, che però è
conglobato o confinato all’interno di altri materiali,
che ne impediscono la dispersione in aria.
Anche le tettoie in eternit sono state quasi
completamente sostituite.
Le uniche che rimangono sono oggetto di controllo
interno che ne assicura il buono stato di conservazione,
inoltre il personale non vi lavora vicino e queste stesse
saranno ben presto rimosse.
Tutte le attività di bonifica e rimozione sono sempre
state eseguite da imprese esterne specializzate, nel
rigoroso rispetto della normativa vigente e previa
approvazione dei piani di lavoro da parte della ASL
di Lodi, che ha sempre esercitato rigorosamente la
propria attività di sorveglianza e controllo.
Per quanto riguarda le sostanze che possono influire
sull’effetto serra o che possono avere un impatto
ambientale sullo strato di ozono atmosferico, gli utilizzi
e la quantità dei vari gas sono indicate nella figura 19.
Nel 2008 non sono state effettuate integrazioni.
L’approvvigionamento, la movimentazione e l’utilizzo di
tutte le sostanze si svolgono nel rispetto di quanto
disposto dalla normativa vigente e di regole interne che
garantiscono la salute e la sicurezza dei lavoratori e
dell’ambiente.
Scarichi idrici
Gli aspetti ambientali che possono avere effetti
sull’ecosistema “acqua” sono dovuti agli scarichi
prodotti dall’impianto di trattamento delle acque
reflue del processo e da quelli dovuti al raffreddamento
dei macchinari ed alla condensazione del vapore
(scarico termico).
L’aspetto “termico”, dovuto al calore da asportare al
vapore in uscita dalle turbine, affinché si trasformi
nuovamente in acqua, è limitato dal dato progettuale
degli impianti, perché sono costruiti in modo tale che la
differenza di temperatura dell’acqua prelevata dal canale
Muzza tra l’ingresso e l’uscita dai condensatori non
superi mai gli 8,5 °C. In tal modo è sempre rispettato il
limite di temperatura previsto dalla normativa vigente
sugli scarichi degli impianti industriali nei canali
artificiali (max 35°C).
Rilievi effettuati negli anni scorsi in varie condizioni
d’esercizio e di portata dei corpi idrici dimostrano il
rispetto di tali limiti. Inoltre la trasformazione in ciclo
combinato di parte della centrale ha ridotto la quantità
di calore da smaltire nella condensazione, riducendo così
l’impatto termico degli scarichi.
E’ inoltre attivo un sistema di telerilevamento delle
temperature e delle portate del Canale Muzza, del
Belgiardino e del fiume Adda, che trasmette alla Centrale
i dati con scadenza oraria, consentendo una costante
verifica del rispetto dei limiti di legge.
La quantità del prelievo/scarico delle acque di
raffreddamento è direttamente legato alla produzione
di energia elettrica.
Per il trattamento delle acque reflue, la Centrale è dotata
di un sistema fognario suddiviso in reti specializzate nel
trattamento di ogni specifico refluo: acque oleose, acide
e/o alcaline, sanitarie, meteoriche.
I dispositivi di trattamento di ciascuna tipologia di reflui
sono già stati illustrati nel capitolo dedicato alla
descrizione delle attività svolte nel sito. Le acque di
dilavamento dei piazzali in parte sono gestite con vasche
di prima pioggia, in parte scaricano direttamente in
canale Muzza e/o Belgiardino. Tutti i punti di scarico sono
dotati di paratoie intercettabili manualmente, al fine di
poter intervenire tempestivamente nel caso di un
eventuale inquinamento superficiale.
Prima dello scarico si effettua un controllo continuo dei
seguenti parametri: pH, torbidità, conducibilità,
contenuto oli e temperatura all’uscita dell’impianto di
trattamento acque reflue. Inoltre sono effettuate con
periodicità mensile, a cura del laboratorio chimico di
Centrale e utilizzando metodiche ufficiali IRSA-CNR,
analisi di COD, BOD, sostanze in sospensione, cloruri e
solfati. Sempre con periodicità mensile sono effettuate
da laboratori esterni con metodiche ufficiali e
accreditate, analisi di presenza di metalli totali, ammonio
e fosforo.
Uso e consumo di sostanze e materiali
Tipo di gas
Utilizzo
Quantità presente
Tipo di impatto
Apparecchiature elettriche ad alta tensione
Kg 1939,5
Effetto serra
R407c
Condizionatori
Kg 479,3
Effetto serra
R410a
Condizionatori
Kg 10,4
Effetto serra
R22
Condizionatori
Kg 95,3
Lesione ozono
SF6
Figura 19
32
Annualmente si effettua una analisi completa come
previsto dalla legge.
La quantità di acqua scaricata dall’impianto di
trattamento negli ultimi cinque anni è rappresentata
nella figura 20.
Volume totale delle acque scaricate dall'ITAR
800
762
763
1.000
998
1046
1.046
600
400
La quantità dei rifiuti prodotti non tiene conto di quelli
dovuti alle attività di demolizione dei gruppi 1, 2, 3, 4, che
sono riportati in due ulteriori tabelle dell’appendice. Nel
successivo capitolo 8, relativo al bilancio ambientale ed
agli indicatori, per i rifiuti si fa riferimento solo a quelli
relativi alla attività ordinaria di Centrale.
Produzione di rifiuti
[t]
200
Rifiuti non pericolosi
Rifiuti
I rifiuti prodotti, in attesa di essere inviati al recupero o
allo smaltimento sono stoccati in aree appositamente
predisposte, in conformità con la legislazione vigente, o
in depositi preliminari, specificatamente autorizzati
dall'Autorità Competente.
La Centrale persegue l’obiettivo di massimizzare il
riutilizzo ed il recupero dei rifiuti.
820
1.000
800
400
197
600
568
Contaminazioni del suolo e matrici ambientali
All’interno del sito produttivo, nella zona di scarico delle
ferrocisterne, è iniziata nel 2004 una bonifica del
sottosuolo perché da indagini precedenti fu riscontrata
una contaminazione da idrocarburi. Applicando le
procedure previste dall’allora vigente DM 471/99 si diede
inizio ad interventi di bonifica che dovevano svolgersi in
due fasi.
La prima fase si è conclusa e la Conferenza di Servizi
convocata dalla Regione Lombardia ha dato inizio alle
operazioni di collaudo. Dopo la validazione dei dati di
collaudo si presenterà il progetto della seconda fase che
dovrà prevedere la rimozione della parte bituminosa
residua e la sistemazione complessiva.
Attualmente sono in corso altre indagini per valutare se
nell’area dei vecchi gruppi 1, 2, 3, 4 vi siano possibili
inquinamenti pregressi.
Prosegue sempre il monitoraggio annuale della falda
nell’area di centrale (vi sono ormai 28 pozzi piezometrici
di controllo).
1.200
493
Figura 20
901
2008
295
2007
993
2006
576
2005
1.029
1029
1.400
2004
Rifiuti pericolosi
1.292
1292
1.200
1076
1.076
[kmc]
Nel 2008 sono diminuiti sensibilmente i rifiuti pericolosi
per la minor produzione di ceneri leggere, dovuta al
minor uso di olio combustibile.
Va inoltre rilevato che i rifiuti non pericolosi sono
conferiti pressochè totalmente al recupero.
In appendice è riportata una tabella con la distinzione
dei rifiuti pericolosi e non pericolosi prodotti e smaltiti
dalla Centrale negli ultimi tre anni.
200
2004
2005
2006
2007
2008
Figura 21
Rumore
Sia il Comune di Tavazzano con Villavesco, sia quello di
Montanaso Lombardo hanno provveduto alla
zonizzazione acustica del territorio comunale,
classificando in zona V la parte di impianto sita in
Comune di Tavazzano (che corrisponde in gran parte
all’area dei gruppi vecchi) ed in zona VI quella in Comune
di Montanaso.
Nel 2008 non sono stati effettuati rilievi del rumore
esterno e quindi si deve fare riferimento a quelli della
campagna precedente, già riportati nella Dichiarazione
Ambientale del 2005, ed indicati nella tabella che segue e
che mostrano il rispetto dei limiti (i valori riscontrati
presso la cascina Gamorra e la SS9 sono dovuti
essenzialmente al traffico stradale).
Campi elettromagnetici e radiazioni
Nel corso del 2008 sono state condotte delle indagini
sui valori dei campi elettromagnetici presenti in Centrale
21
33
Rumore
2005
Notte
Giorno
Cascina Antignatica [classe III: 50/60 dB(A)]
49,5
57,5
Cascina Cesareo [classe III: 50/60 dB(A)]
48,5
55,0
Cascina Mazzucca [classe III: 50/60 dB(A)]
49,5
53,5
Cascina Pantanasco [classe III: 50/60 dB(A)]
48,5
53,5
Cascina Gamorra [classe III: 50/60 dB(A)]
56,5
62,0
SS 9 frazione Muzza [classe IV: 55/65 dB(A)]
57,0
63,5
Recettore [classe acustica e limiti notturni/diurni]
Figura 22
e la eventuale significatività dei dati per i lavoratori.
In alcuni punti dell’impianto, (a meno di un metro
di distanza dagli interruttori in alta tensione di
collegamento dei gruppi alla stazione elettrica) che
tuttavia sono molto circoscritti e nei quali la prestazione
di lavoro è effettuata molto raramente, si sono riscontrati
valori che superano leggermente i valori limite di azione
previsti dalla Direttiva Europea per l’esposizione dei
lavoratori ai campi elettromagnetici. Ne consegue che
per la popolazione questo aspetto non ha rilevanza.
Non sono presenti sorgenti radioattive.
Gestione del territorio e della biodiversità
Dal 2005 è in corso un’attività di biomonitoraggio
ambientale, coordinata dall’Università degli Studi
di Trieste, che si svolge in tre distinte campagne
di rilevazione. La prima è stata condotta nel 2005,
la seconda nel 2007, mentre nel 2009 si condurrà quella
finale, al termine della quale sarà possibile avere
un panorama completo della situazione.
In sintesi, le campagne si svolgono con una tecnica di
bioindicazione (sfruttando, cioè, la sensibilità dei licheni
ai gas fitotossici) e con una tecnica di bioaccumulo
(sfruttando, cioè, la capacità di accumulo dei metalli
pesanti in taluni tipi di muschio), valutando le variazioni
di tali indicatori nel tempo.
Tra i dati del 2005 e quelli rilevati nel 2007 non si sono
individuate particolari variazioni, a dimostrazione della
scarsa influenza del funzionamento della Centrale su
questo ecosistema. Un’analisi completa sarà, però,
possibile solo alla fine del 2009, con la chiusura della
sperimentazione.
Gli aspetti ambientali indiretti
Gli aspetti ambientali indiretti sono quelli che derivano
da attività o situazioni che non sono sotto il controllo
gestionale della Centrale e che quindi chiamano in causa
altri soggetti, oltre alla propria organizzazione.
Esempi di aspetti ambientali indiretti sono quelli
connessi con la gestione degli appaltatori.
Gestione delle imprese esterne
I rapporti con le imprese appaltatrici esterne sono gestiti
fin dalla fase della gara di appalto in cui, oltre allo
scambio delle informazioni previste dalla legge in
materia contrattuale e di sicurezza, si informano le
aziende della iscrizione della Centrale nel registro EMAS
e dell’adozione di un Sistema Integrato Ambientale
e della Sicurezza.
All’inizio delle singole attività si svolgono riunioni per
coordinare gli interventi di prevenzione e protezione dai
rischi ambientali e di infortunio e si approfondiscono
le modalità di esecuzione delle attività al fine di
minimizzare le interferenze.
Anche alle imprese sono richieste informazioni in merito
all’eventuale adozione di politiche ambientali.
Nel corso delle attività, le imprese sono sottoposte ad un
attento monitoraggio, finalizzato alla valutazione del loro
operato dal punto di vista ambientale e della sicurezza.
Nel caso in cui si riscontrino atteggiamenti negativi, oltre
ad intraprendere gli immediati e necessari interventi
correttivi, si prende adeguatamente nota degli eventi.
Cantiere di demolizione dei gruppi vecchi
Nelle attività di maggior rilievo, quali ad esempio la
trasformazione in cicli combinati, terminata negli anni
scorsi, o lo smantellamento dei vecchi gruppi STEI da
poco terminato, si impone l’adozione di un “Piano di
vigilanza ambientale”. Il Piano è un documento in cui
si analizzano tutti i potenziali impatti ambientali
introdotti dalle attività del cantiere (ad esempio
la produzione dei rifiuti) e si definiscono le regole e
le procedure per la loro gestione. Sul piano di vigilanza
ambientale il Cantiere è sottoposto ad audit periodici,
che rilevano eventuali non conformità ed impongono
l’attuazione di azioni correttive.
Nel 2008 sono stati effettuati tre audit che hanno
constatato una corretta gestione delle attività di cantiere
ed hanno verificato anche la gestione dei rifiuti prodotti
34
e delle procedure per smaltirli, riscontrando la
correttezza dei dati, riassunti nelle tabelle in appendice.
Mobilità e trasporti
L’aspetto ambientalmente più rilevante nei trasporti
era rappresentato, fino al 2007, dalla fornitura dell’olio
combustibile, che avveniva con autobotti e ferrocisterne.
Con la predisposizone dei nuovi progetti e del loro
perfezionamento, tra cui è rilevante la fine dell’uso di olio
combustibile, dal 2008 sono cessate le forniture di olio.
Di conseguenza si è ridotto l’impatto sui trasporti e sulla
mobilità.
Rimane l’aspetto del traffico ordinario dovuto
al personale che si reca al lavoro.
Gestione delle emergenze
Le eventuali emergenze sono gestite con un apposito
Piano di Emergenza Interno, che definisce precisi compiti,
responsabilità e comportamenti che ogni persona
presente in Centrale (compreso il personale delle ditte
in appalto) deve osservare al verificarsi dell’evento,
compresa, ad esempio, la necessità di evacuare
l’impianto. Tutto il personale è formato ed addestrato
ai compiti che deve eseguire.
Nel corso del 2008 si sono verificati tre eventi
riconducibili ad emergenze ambientali:
1. Il 27 marzo 2008 un mezzo semovente di sollevamento,
ha urtato e spezzato un piccolo tubo di spurgo di una
delle principali tubazioni del gas naturale (in pressione a
30 bar circa). La rottura ha provocato l’uscita di gas,
senza causare altri incidenti e danni a persone.
Tuttavia è stata proclamata immediatamente
l’emergenza e l’evacuazione di tutto il personale
presente, sono stati fermati gli impianti e chiamate le
autorità esterne (VV.F., ARPA, ASL) che hanno collaborato
a verificare che l’incidente non avesse avuto alcuna
conseguenza.
2. Il 26 Maggio 2008, nel corso di una prova antincendio
al parco combustibili, si rompeva la parte inferiore di
un filtro sulla linea di adduzione dello schiumogeno con
conseguente fuoriuscita di tale liquido. Non si sono
verificati danni a persone perché il pezzo è rimasto
contenuto in uno scatolato, mentre per contenere il
liquido fuoriuscito sono state intercettate le fognature
interessate e poi pulite.
3. Il 16 ottobre 2008, a seguito di una rottura accidentale
di un idrante e dell’intervento delle pompe antincendio,
nella parte di impianto antincendio di un serbatoio
di olio combustibile al Parco Sud, si sganciava la valvola
automatica dello schiumogeno che in caso di incendio
consente la distribuzione di schiuma antincendio.
Lo sgancio ha fatto in modo che il liquido schiumogeno
si diffondesse sul terreno circostante, entrando nelle
canalette che portano agli scarichi. Gli scarichi sono stati
subito intercettati e sono state fatte le analisi per
verificare la presenza di tensioattivi e/o schiuma a valle
del punto di intercettazione.
Non è stato riscontrato alcun valore che evidenziasse
la fuoriuscita di schiuma dall'impianto. Successivamente
si è provveduto alla pulizia e ripristino dell’impianto.
35
Salute e Sicurezza
La Sicurezza, l’Igiene e la Salute negli ambienti di lavoro rappresentano,
insieme alla tutela dell’Ambiente, temi di interesse prioritario per la Centrale
di Tavazzano e Montanaso e per E.ON.
Ai sensi del D.Lgs. 81/08, la Centrale si configura come
Unità Produttiva e quindi vengono individuate le figure
coinvolte in materia di Sicurezza. Il datore di lavoro ai
fini della sicurezza è il Capo Centrale, il quale, a sua
volta, organizza e nomina il Servizio di Prevenzione e
Protezione (SPP) e designa il relativo Responsabile
(RSPP), notificando il tutto alle Autorità competenti.
Inoltre sono stati eletti dai lavoratori i Rappresentanti
per la Sicurezza (RLS) al fine di assicurare la
consultazione e la partecipazione dei dipendenti nelle
questioni relative alla sicurezza sul posto di lavoro.
La sorveglianza sanitaria è attuata dal Medico
Competente, designato dal Datore di lavoro.
Nella sede della Centrale è, inoltre, conservato il
Documento di Valutazione dei Rischi, elaborato ed
aggiornato in ottemperanza alla legge vigente.
Nell'affidamento di lavori ad imprese appaltatrici è
osservato scrupolosamente quanto previsto dall'art. 26
del D.Lgs. 81/08. In particolare sono previste riunioni di
coordinamento per la sicurezza, formalizzate con
apposito verbale sottoscritto dalle parti, ai fini
dell’adozione di adeguate misure di sicurezza nella
gestione di eventuali interferenze tra le varie attività
lavorative.
Il costante livello di attenzione prestato nei confronti
della sicurezza si traduce in un contenuto livello di
infortuni sul lavoro. Nel seguito sono esposti gli
andamenti degli indici infortunistici di frequenza (If)
e gravità (Ig) della Centrale e di E.ON Produzione.
Nel 2008 si sono avuti due infortuni tra il personale
di Centrale, che hanno causato la perdita di 40 giornate
lavorative e nessun infortunio tra il personale delle ditte
in appalto.
Tra il personale di centrale e delle ditte in appalto si
sono inoltre riscontrati tre “quasi infortuni”, ovvero eventi
che non hanno causato danni a persone.
Nei casi di infortunio o di “quasi infortunio” interni,
l’evento e le sue cause sono attentamente analizzati
dalla Direzione, con la partecipazione dei Responsabili
dei reparti e dei Rappresentanti dei lavoratori per la
Sicurezza (RLS), allo scopo di individuare eventuali azioni
correttive o mitiganti.
36
Nell’ottica di andare oltre le prescrizioni di legge, E.ON
Produzione si è posta l’obiettivo di implementare un
sistema di gestione della sicurezza in conformità allo
standard OHSAS 18001 presso tutti gli impianti
produttivi.
Tale sistema di gestione si integrerà con quello
ambientale al fine di potenziare e completare la
vigilanza sulle proprie attività.
Indice di gravità
Ig E.ON
Ig TZ
0,45
0,41
0,4
0,35
0,36
0,3
0,25
0,21
0,21
0,22
0,2
L’OHSAS adotta la stessa impostazione dell’ISO:14001
e, allo stesso modo, è fondato sul principio del
miglioramento continuo in materia di sicurezza.
Il progetto, per quanto riguarda la Centrale di Tavazzano
e Montanaso, entrerà nel vivo nel corso del 2009 per
concludersi con la Certificazione, presumibilmente
nel corso del 2010.
Indice di frequenza
If E.ON
If TZ
12
10
8
10,41
10,41
8,13
8,67
8,67
8,62
7,29
8,37
8,57
8,13
6
0,15
0,17
0,1
0,05
0,1
0,07
0
2004
2005
0,07
2006
2007
2008
Figura 24
L’indice di frequenza If è calcolato moltiplicando
il numero di infortuni per 1.000.000 e dividendo poi per
il numero di ore lavorate da tutto il personale in un anno.
Il dato della Centrale rispetto alla società assume valori
molto variabili perchè nel 2005 non vi sono stati
infortuni, nel 2006 sono stati 2, nel 2007 solo 1, mentre
nel 2008 nuovamente 2.
I valori, comunque bassi, dimezzano o raddoppiano nel
calcolo degli indici.
5,25
4,18
4
Invece l’indice di gravità è calcolato moltiplicando
i giorni di assenza per infortunio per 1.000 e dividendo
poi per il numero di ore lavorate da tutto il personale
in un anno.
2
2004
Figura 23
0
2005
2006
2007
2008
37
I Rapporti con l’esterno
I rapporti con il territorio sono molto positivi.
Gli abitanti delle aree circostanti la Centrale e le
Amministrazioni pubbliche sono abituati alla presenza
dell’impianto, in esercizio dal 1952, e sono
realisticamente consapevoli sia dei disagi e degli impatti
ambientali conseguenti, sia dell’utilità del servizio fornito
e dei vantaggi indotti sul territorio. Peraltro,
l’atteggiamento completamente trasparente nella
gestione dell’impianto, la Registrazione EMAS, la
sostanziale disponibilità nei confronti delle istanze locali
hanno determinato un clima di reciproca fiducia e
di sostegno nel perseguimento dei rispettivi obiettivi.
Apprezzati sono stati, in particolare, gli sforzi attuati
dalla Centrale per il miglioramento ambientale continuo
ed i progetti di sviluppo dell’impianto che, pur se
orientati, naturalmente, all’interesse degli azionisti,
rappresentano per la Comunità locale una vera e propria
irripetibile opportunità di miglioramento ambientale,
sotto ogni punto di vista. Il dialogo costante, la
comprensione dei reciproci interessi, la capacità
di mediazione hanno, consentito di mettere a punto
un progetto decennale che trasformerà radicalmente
il volto dell’impianto, riducendo le emissioni al camino,
l’utilizzo delle sostanze pericolose, tra cui l’olio
combustibile, completamente abbandonato a partire
dall’anno 2010, l’impatto visivo. Progetti che non solo
sono orientati alla realizzazione di impianti
tecnologicamente sempre più avanzati ed efficienti,
ma che si pongono anche l’obiettivo di demolire le parti
obsolete e di riqualificare da un punto di vista
ambientale le aree liberate.
Questo atteggiamento virtuoso ha portato alla stipula
di tre Convenzioni con le Amministrazioni locali,
con innegabili vantaggi per il territorio.
L’apertura della Centrale ai rapporti con l’esterno
si manifesta anche con l’accoglimento di studenti
universitari impegnati in tesi di laurea e stage nonché
di istituti scolastici che chiedono di visitare l’impianto.
Nel corso del 2008 queste attività hanno interessato 8
istituzioni scolastiche, dalle elementari al Politecnico di
Milano ed all’Università di Pavia, con una partecipazione
di 160 studenti e di 20 docenti.
Nel 2008 vi è stata inoltre la graditissima visita agli
impianti ed ai lavoratori di S.E. Monsignor Giuseppe
Merisi, Vescovo della Diocesi di Lodi.
Nel mese di luglio le autorità locali hanno assitito
alla demolizione dell’ultima ciminiera dei vecchi gruppi,
mentre alla fine di novembre vi è stata l’inaugurazione
della nuova tangenziale di San Grato–Montanaso,
costruita dalla società proprietaria della Centrale
in ottemperanza alle prescrizioni previste dalla
Convenzione con gli enti locali.
38
Avanzamento del programma
ambientale
In coerenza con la Politica Ambientale e con gli indirizzi aziendali, la Centrale
si è dotata di chiari obiettivi di miglioramento ambientale.
Programma 2006-2008 obiettivi conclusi
Comparto
Obiettivi
Intervento proposto
Elettrofiltri unità 8: rifiuti.
Sfruttamento del potere calorifico
Reintroduzione ceneri gruppo 8 in Concluso dicembre 2007
Risultato
Ceneri raccolte nelle tramogge
residuo delle ceneri e riduzione della
caldaia.
dell’elettrofiltro e smaltite in
quantità di rifiuto da smaltire in
ceneri per ton di olio
discarica.
discarica per almeno il 50%.
combustibile bruciato,
Si producono 0,66 Kg di
rispetto ai 1,5 Kg prodotti
in precedenza.
Area di impianto:
Eliminazione totale delle sostanze
zona parcheggio ed edifici
contenenti amianto anche in forma
ausiliari.
fortemente inglobata.
Sostituzione tettoie in eternit.
Concluso dicembre 2008
Rifacimento identificazione con
Concluso settembre 2007
Presenza di sostanze pericolose.
Area di impianto:
Controllo dei percorsi fognari per
scarichi idrici e fognature.
l’immediata intercettazione in caso di colori o numeri delle caditoie
sversamenti accidentali.
fognarie (circa 900).
Area di impianto:
Riduzione dell’inquinamento
Studio della possibile riduzione di Concluso dicembre 2007
inquinamento luminoso in ore
luminoso. Risparmio di energia.
inquinamento luminoso nelle ore
Studio effettuato.
notturne.
Spente alcune luci.
notturne.
39
Programma 2006-2008 obiettivi conclusi
Comparto
Obiettivi
Intervento proposto
Risultato
Area produttiva:
Riduzione delle emissioni sonore
Installazione di silenziatori
Concluso giugno 2006
Generatori di Vapore (GVR) dei
nelle fasi di avviamento.
potenziati sullo scarico degli sfiati.
Area produttiva:
Riduzione delle emissione di vapore
Miglioramento del funzionamento Concluso dicembre 2006
Generatori di Vapore (GVR) dei
dai GVR.
delle valvole di sicurezza ed
Moduli 5 e 6 a ciclo combinato.
Moduli 5 e 6 a ciclo combinato.
elettromatic.
Area produttiva:
Miglioramento prestazioni dei
Applicazione del tuning a distanza Concluso giugno 2006
Turbogas A, B e C dei cicli
turbogas nei cambiamenti climatici
dagli USA.
combinati.
stagionali, con aumento
dell’efficienza, la riduzione della
probabilità di scatto intempestivo, la
riduzione dei tempi di avviamento e
la minore emissione di fumi gialli,
indice di elevata presenza di NOx.
Area di impianto:
Migliorare il controllo in caso di
Installazione di microfoni per
Rumore.
rumori anomali.
riportare in Sala Manovre eventi
Concluso dicembre 2007
anomali.
Figura 25
Interventi previsti dalle prescrizioni autorizzative
Comparto
Obiettivi
Intervento proposto
Risultato
Area gruppi dimessi 1, 2, 3, 4.
Ricostruzione di un habitat naturale
Bonifica dall’amianto delle
Tutti i lavori di bonifica e
Rischio di dispersione di fibre di
sul modello del “bosco di pianura”.
vecchie Unità 1, 2, 3 e 4,
demolizione sono
amianto nell’ambiente perché
demolizione di tutti gli impianti e
terminati a settembre
alcune parti di impianto sono
riqualificazione ambientale
2008 ed è in corso la gara
coibentate con materiali
dell’area.
d’appalto per il
contenenti amianto.
rimboschimento e gli
aspetti paesaggistici.
Area circostante l’impianto.
Figura 26
Realizzazione di interventi viabilistici
Realizzazione tangenziale di
La tangenziale è stata
tesi a favorire la circolazione dei
Montanaso Lombardo (1° lotto) e
inaugurata a novembre
veicoli, riducendo l’inquinamento nei
tangenziale di San Grato
2008 ed è in uso pubblico.
centri abitati.
(2° lotto).
40
Tra gli obiettivi del triennio, alcuni rimangono ancora aperti e rientrano quindi nel programma 2009-2011.
Obiettivi del triennio precedente 2006-2008 ancora aperti
Comparto
Obiettivi
Intervento proposto
Area produttiva impianti:
Miglioramento delle condizioni di
Rifacimento impianto trattamento Giugno 2009
Unità 5,6. Miglioramento delle
accessibilità e di lavoro e minori
reagenti chimici.
condizioni di lavoro e della
rischi di sversamenti incontrollati.
Scadenza / Situazione
In corso per Moduli 5 e 6.
sicurezza per l’ambiente.
Area produttiva:
Trasformazione graduale delle Unità
Predisposizione di un progetto per Dicembre 2012
rendimento del ciclo produttivo,
7 e 8 in cicli combinati.
la realizzazione di un nuovo ciclo
emissione di inquinanti in
combinato, che sostituisca l’Unità
atmosfera e impatto visivo.
7 immediatamente e l’Unità 8 nei
Rendimento iniziale complessi-
5 anni successivi all’entrata in
vo pari a circa il 40%, emissione
esercizio.
di SO2, polveri.
Area produttiva:
Abbandono totale e definitivo
Utilizzo esclusivo del metano per
Dicembre 2009
Emissione di inquinanti in
dell’utilizzo di olio combustibile.
l’alimentazione degli impianti di
Con l’ottenimento
produzione.
dell’autorizzazione per la
atmosfera di SO2 e polveri.
trasformazione sopra
indicata si realizza
l’abbandono dell’uso di
olio combustibile nei
tempi previsti.
Sistema di gestione – Sicurezza
Conseguimento della certificazione
dei lavoratori – Politica
OHSAS 18001.
societaria e di sito.
Figura 27
Gli investimenti nel triennio sono stati pari a circa
2,4 milioni di euro, ai quali sono da aggiungere
la cifra investita per la demolizione dei vecchi gruppi,
di 15 milioni di euro, quella per modificare il sistema
dei combustori dei turbogas dal DLN 2.0 al DLN 2.6,
di 22 milioni di euro, e quella per le tangenziali di 3
milioni di euro.
Introduzione al sistema OHSAS.
Dicembre 2010
41
Programma 2009-2011
Oltre ai 4 punti sopra indicati gli obiettivi ambientali del programma 2009-2011 sono indicati di seguito.
Obiettivi ambientali del programma 2009/2011
Comparto
Obiettivi
Area serbatoi olio dielettrico:
Riduzione del rischio di inquinamento Impermeabilizzazione bacini dei
inquinamento del suolo in caso
del terreno.
di guasto ai serbatoi o valvole e
Intervento proposto
Scadenza
Dicembre 2009
serbatoi olio dielettrico e olio di
scarto.
fuoriuscita di olio.
Esterno cabina antincendio:
Riduzione del rischio di inquinamento Impermeabilizzazione pavimenta- Dicembre 2009
inquinamento del suolo.
del terreno e in acque superficiali
zione sotto serbatoi gasolio
(canale Muzza).
motopompe.
Sistemi lubrificazione
Riduzione di emissioni in aria di
Installazione filtri/abbattitori
turbine a vapore:
vapori d'olio.
vapori d'olio e aereosol.
Impianti di condizionamento:
Essere a norma (prima del 2015)
Sostituire progressivamente il gas Dicembre 2011
emissioni di gas fluorurati
nell'uso di HCFC.
R22 presente nei condizionatori.
Trattamento acque:
Riduzione dell'uso di sostanze
Sostituzione candele con
uso di sostanze filtranti e
(materiali filtranti), e dei fanghi.
rivestimento in materiale filtrante,
Dicembre 2009
emissioni di vapori d'olio.
climalteranti.
produzione di fanghi.
Dicembre 2009
con candele metalliche plissettate
che non hanno rivestimenti.
Area di centrale:
Verifica dell’efficienza della rete e
Controlli ed eventuali adeguamen- Dicembre 2011
uso di risorse naturali
riduzione di consumi.
ti rete acqua potabile.
Area di centrale:
Riduzione della dispersione luminosa
Progettazione del rifacimento
illuminazione dell'impianto
e risparmio energetico.
impianto d'illuminazione.
Risparmio energetico
Studi di fattibilità per possibili
Acqua potabile.
Dicembre 2010
Consumo di energia.
Area di centrale:
risparmio energetico.
Dicembre 2011
interventi di recupero/risparmio
energetico
Figura 28
Si intendono inoltre realizzare i seguenti obiettivi legati alla sicurezza dei lavoratori.
Obiettivi legati alla sicurezza dei lavoratori da realizzare
Comparto
Obiettivi
Intervento
Scadenza
Fosse idrogeno 5/6
Miglioramento delle condizioni di
Miglioramento fosse idrogeno.
Dicembre 2010
Sicurezza dei lavoratori.
manovrabilità in fase di carico scarico
dei pacchi idrogeno - Accessibilità.
Cabinati sopra alternatori TG
Miglioramento dell'accessibilità.
Costruzione di strutture adeguate Dicembre 2011
Sicurezza dei lavoratori.
Riduzione del rischio di caduta
per l'accesso in sicurezza ai
dall'alto.
cabinati sopra gli alternatori.
Tubazioni e impianti gas
Migliorare l'effettuazione delle
Migliorare impianti e tubazioni
naturale
bonifiche.
per consentire la bonifica delle
Sicurezza dei lavoratori.
Generatori di Vapore A, B, C.
linee con manovre di esercizio.
Migliorare la sicurezza dei lavoratori
Installazione di 3 montacarichi
per persone e cose
Figura 29
Dicembre 2011
Dicembre 2010
42
Il bilancio ambientale
e gli indicatori
Il confronto su più anni dei dati di funzionamento e di quelli ambientali è
il miglior strumento di verifica delle prestazioni.
Si riportano di seguito in forma sintetica i dati relativi
ai flussi di risorse, prodotti e rilasciati in ambiente
e legati al processo di produzione termoelettrico e
si presentano i più significativi indicatori di prestazione.
Ciò è dovuto principalmente al calo di energia prodotta
e venduta e quindi gli indicatori non direttamente
connessi alla trasformazione energetica non
ne subiscono la variazione.
Analizzando gli indicatori si può rilevare una diminuzione
su base quinquennale dei valori, mentre il 2008 rispetto
al 2007 non segna variazioni significative.
Il bilancio ambientale e gli indicatori
Il prodotto
Energia elettrica
Unità di misura
2004
2005
2006
2007
2008
Energia prodotta lorda
GWh
4.273
6.631
7.212
6.716
5.375
Energia prodotta netta
GWh
3.974
6.383
6.975
6.511
5.201
Energia elettrica autoconsumata
GWh
299
248
237
205
174
Figura 30
43
Il bilancio ambientale e gli indicatori
Le risorse
Combustibili
Unità di misura
2004
2005
2006
2007
2008
Gas naturale
Sm3 x 106
690
1.115
1.148
1.205
975
t x 103
280
190
236
95
83
t
230
231
268
313
313
Prelievi di acque superficiali
m3 x 103
874.724
973.913 1.015.682
951.297
875.844
Prelievi di acque sotterranee
m3 x 103
93
57
46
26
23
Acido cloridrico (conc. 32%)
t
540
558
619
402
400
Soda
t
184
222
312
160
149
Cloruro ferrico
t
134
106
134
81
56
Oli lubrificanti e/o isolanti
t
8
28
1
9
16
Ammoniaca (conc. 24,5%)
t
9
8
13
11
9
m3
1.612
1.016
982
420
1.050
Calce
t
287
288
296
231
180
Fibra di cellulosa
t
2
3
2
2
0
Resine
t
0
0
0
0
0
m3
30.720
35.800
31.600
33.440
28.400
Olio Combustibile
Gasolio
Risorse idriche
Materiali di consumo (vedi nota 1)
Ossigeno gass. per trattamento ossidante
Idrogeno per raffreddamento alternatori
Nota 1: I dati dei materiali di consumo si riferiscono alla quantità acquistata nell'anno di riferimento
Figura 31
44
Il bilancio ambientale e gli indicatori
Unità di misura
2004
2005
2006
SO2
t
3.267
1.352
NOx
t
1.714
1.203
Polveri
t
35
15
13
3
3
CO
t
384
320
466
423
404
CO2
t x 103
2.254
2.775
3.007
2.652
2.170
SF6
kg
1
0
0
0
0
Acqua restituita dopo condensaz. e raffreddamento
m3 x 103
870.874
967.617
1.006.197
945.336
873.436
Acqua scaricata da impianti di trattam. acque reflue
m3 x 103
1.077
1.047
998
763
740
Acqua scaricata raffreddamento macchinari
m3 x 103
2.701
5.173
8.285
5.024
1.546
Gli effetti sull’ambiente
2007
2008
1.568
765
352
1.292
1.021
825
Emissioni in atmosfera
Scarichi idrici
Rifiuti da attività ordinarie
Totale rifiuti non pericolosi prodotti
t
993,25
901,34
1.292,24
819,61
1.029,06
- conferiti a discarica
t
32,623
27,063
104,160
21,100
135,06
- conferiti a recupero
t
960,626
874,277
1.188,080
798,060
894,00
Totale rifiuti pericolosi prodotti
t
576,351
294,828
493,373
568,110
196,63
- conferiti a discarica
t
564,132
288,178
471,593
565,971
117,82
- conferiti a recupero
t
12,219
6,650
21,780
2,139
78,81
Conversione 5 e 6
Rifiuti da attività straordinarie
Demolizione 1, 2, 3, 4
Totale rifiuti non pericolosi prodotti
t
11.422,650
20.698,540
(Vedi nota 2)
9.238,220
- conferiti a discarica
t
247,100
34,980
“
58,500
- conferiti a recupero
t
11.175,550
20.663,560
“
9.179,720
13.728,26
Totale rifiuti pericolosi prodotti
t
693,220
1.056,114
“
700,858
268,44
- conferiti a discarica
t
652,400
1.029,214
“
700,438
248,02
- conferiti a recupero
t
40,82
26,900
“
0,420
20,42
13.728,26
Nota 2: Le attività straordinarie sono riferite alla Conversione in cicli combinati dei gruppi 5 e 6 e sono terminate nel 2005. Non vi sono quindi rifiuti da tali attività
nel 2006, mentre ci sono 2007 e 2008, dovuti alla demolizione dei vecchi gruppi 1, 2, 3, 4.
Figura 32
45
Gli indicatori
Indicatori
Unità di misura
2004
2005
2006
2007
2008
kcal/kWh
2.151
1.757
1.720
1.693
1.727
kg/GWh
290
185
197
136
153
m3/GWh
220.135
152.588
145.624
146.110
168.404
SO2
kg/GWh
822
212
225
118
159
NOX
kg/GWh
431
188
185
157
68
Polveri
kg/GWh
9
2,35
1,86
0,46
0,58
CO
kg/GWh
97
50
67
65
78
t/GWh
567
435
431
407
417
l/kWh
219
152
144
145
168
l/kWh
0,27
0,16
0,14
0,15
0,14
l/kWh
0,53
1,01
1,62
0,77
0,3
Consumo specifico di combustibile
Altri materiali di consumo
Consumo prodotti chimici
Risorse idriche
Totale utilizzo risorse idriche
Emissioni in atmosfera
CO2 da combustione
Scarichi idrici
Acqua restituita dopo condensazione e
raffreddamento (litri per kwh prodotto)
Acqua scaricata da impianti di trattamento acque
reflue (litri per kwh prodotto)
Acqua scaricata raffreddamento macchinari
(litri per kwh prodotto)
Rifiuti da attività ordinarie
Rifiuti non pericolosi smaltiti
kg/GWh
8
4,24
15
3,24
26
Rifiuti pericolosi smaltiti
kg/GWh
142
45
68
87
23
Recupero dei rifiuti non pericolosi
%
97
97
92
97
87
Recupero dei rifiuti pericolosi
%
0,31
0,10
0,31
0,03
40
Figura 33
46
Appendici
Si riportano di seguito la metodologia di valutazione degli aspetti ambientali,
lo schema dell'impianto ITAR, i dettagli della produzione e smaltimento di
rifiuti, l'origine dei dati ambientali e la tabella delle principali autorizzazioni.
Metodologia di valutazione degli aspetti
ambientali
Per valutare la significatività degli aspetti ambientali si
usano criteri quali - quantitativi per stabilire la gravità
(G) di un aspetto e la sua probabilità (P) di realizzarsi.
Individuazione degli aspetti
Gli aspetti sono individuati dall’analisi dei luoghi
omogenei e dei processi che si svolgono nel sito
produttivo. La combinazione di un luogo omogeneo con
un processo con conseguenti modifiche dell’ambiente,
sia positiva sia negativa, da origine ad un impatto
ambientale.
La valutazione
L’indice di gravità G è costruito su variabili di giudizio:
- Conformità normativa, norme applicabili e correlazione
con eventuali conseguenze, situazione
dell’organizzazione rispetto alle stesse al momento della
valutazione;
- Caratteristiche intrinseche dell’organizzazione, del
luogo, dell’attività, del prodotto, delle modalità d’uso,
durata e/o persistenza, vastità dell’area interessata dalle
conseguenze;
- Interventi alla fonte, presenza di elementi di protezione,
sistemi a ciclo chiuso; in caso d’emergenza, tempestività
degli interventi e presenza di allarmi;
- Vulnerabilità, come caratteristiche qualitative e
quantitative dei recettori presenti nell’area; sensibilità
dei soggetti interessati;
- Indicatori di prestazione, presenza di margini di
miglioramento; andamento dei dati di monitoraggio
rispetto ai limiti aziendali definiti.
Ogni variabile può assumere un valore compreso fra 1 e 3
e si ha che:
1. livello meno grave
2. livello di media gravità
3. livello più grave
Per ciascuna variabile si stabilisce il giudizio qualitativo
ed il relativo punteggio.
L’indice di probabilità P si basa sulla capacità di
intervenire sugli impatti e dipende da vari fattori, come il
controllo gestionale e le condizioni di esercizio degli
impianti. Gli aspetti ambientali sono distinti in diretti, la
cui gestione è interamente sotto il controllo di E.ON, ed
indiretti, che non possono essere governati
47
dall’organizzazione in quanto sottoposti all’azione di altri
soggetti. Ad esempio, lo scarico acque di raffreddamento
è un aspetto diretto, mentre il trasporto di combustibili è
un aspetto indiretto. Per le condizioni di esercizio, sono
considerati aspetti che sorgono durante l’ordinario
esercizio degli impianti, come le emissioni al camino, o
durante condizioni transitorie, come gli impatti dovuti ai
cantieri di costruzione o demolizione, o durante possibili
emergenze o anomalie.
Le variabili di giudizio di questo indice sono:
- Adeguatezza dei controlli sul processo per minimizzare
le conseguenze degli impatti;
- Presenza di procedure e/o istruzioni per la gestione
delle conseguenze; piani d’emergenza per ogni
situazione e simulazioni di intervento; pianificazione di
sorveglianza e manutenzione dei siti; audit sulla gestione
delle criticità;
- Formazione, informazione, addestramento e
coinvolgimento del personale;
- Anomalie ed emergenze, frequenza di accadimento,
analisi degli incidenti accaduti.
Gli aspetti con significatività pari a L1, L2 ed L3 entrano
nel “Registro degli aspetti significativi”, per essere gestiti
e considerati nella scelta degli obiettivi di miglioramento
ambientale.
Si può costruire la tabella sintetica riferita alla VAA:
G
P
G1
G2
G3
P1
L5
L4
L3
P2
L4
L3
L2
P3
L3
L2
L1
Livelli di significatività ambientale
Livello
Esplicitazione della significatività
L5
L4
L3
L2
L1
Aspetto trascurabile o non significativo
Aspetto non significativo
Aspetto significativo
Aspetto molto significativo
Aspetto estremamente significativo
Figura 35
Come per la gravità ogni variabile può assumere un
valore compreso fra 1 e 3 , ove:
1. variabile improbabile
2. variabile poco probabile
3. variabile probabile
Si stabilisce per ciascuna variabile il legame fra il
giudizio qualitativo ed il relativo punteggio.
Estrazione delle criticità
Dopo la valutazione di ogni aspetto, se ne determina la
significatività combinando a matrice i due parametri G e
P. La significatività è suddivisa in 5 livelli L, in cui 1
esprime il massimo, mentre 5 esprime il minimo di
significatività. Per convenzione la grafia della
significatività prevede la lettera L prima del numero che
ne esprime il livello (L1, L2, L3, L4, L5).
In seguito alle valutazioni effettuate, gli aspetti
ambientali sono:
• Utilizzo di combustibili ed energia;
• Emissioni in atmosfera,
• Uso di risorse idriche;
• Consumo e uso delle materie prime;
• Scarichi idrici;
• Contaminazione di matrici ambientali;
• Gestione dei rifiuti;
• Impatto acustico,
• Campi elettromagnetici;
• Impatto sul territorio;
• Emergenze – incendio.
48
Schema impianto ITAR
Acque acide o alcaline
comprese quelle meteoriche
da aree inquinabili
Acque inquinabili da oli
comprese quelle meteoriche
di prima pioggia
Vasca di accumulo
iniziale acque oleose
Serbatoio di accumulo
acque inquinabili da oli
Vasche di separazione
acqua olio (API)
Serbatoio separazione
acqua - olio
Serbatoio di
accumulo finale
Recupero olii
Serbatoi di accumulo
acque acide o alcaline
Vasca di accumulo iniziale
acque acide/alcaline
Vasca di alcalinizzazione
Vasca di reazione e
flocculazione
Da impianto di pretrattamento
acqua demi
Chiarificatore
Scarico acqua
Fanghi Ispessitore fanghi
Stazione di filtrazione
Da condensatore gr. 5
Scarico fanghi
(rifiuti)
Vasca di neutralizzazione
finale
Acque sanitarie
Pozzetto di controllo
Vasca finale
Canale Muzza
Vasche di preossidazione,
ossidazione e decantazione
Trituratore
Sgrigliatore
Da condensatore gr. 6
Debaterizzatore a u.v.
Figura 34
Acque meteoriche e da
seconda pioggia convogliano
direttamente a Canale
Muzza, Canale Belgiardino e
Roggia Marcona
49
Produzione e smaltimento dei rifiuti
Rifiuti prodotti, smaltiti/recuperati nel triennio nelle attività di centrale (Kg)
Rifiuti Pericolosi
Denominazione
2006
CER Prodotti Smaltiti
Morchie e fondi di serbatoi
050103*
Carbone attivo esaurito
061302*
Ceneri leggere da OCD
100104* 330.800 330.800
1.720
2007
Recup. Prodotti Smaltiti
2008
Recup. Prodotti Smaltiti
210
2.140
14
14
63.620
63.620
880
880
68.640
68.640
Recup.
Fanghi acquosi da operazioni di pulizia
caldaie, contenenti sostanze pericolose
100122*
Atri oli per circuiti idraulici
130113*
390.640 390.640
188
Scarti olio minerale per motori e ingranaggi 130205*
2.760
Altri oli per motori e ingranaggi
130208*
2.260
Altre emulsioni
130802*
470
Altri solventi e miscele di solventi
140603*
872
da sostanza pericolose
150202*
3.365
Apparecchiature fuori uso con componenti
160213*
260
260
2.760
6.993
2.260
652
9.480
9.480
611
611
150
620
599
240
24.415
22.960
21.420
21.420
120
120
200
200
320
320
579
Assorbenti, stracci e indumenti contaminati
3.560
pericolosi
Sostanze chimiche di laboratorio
160506*
Accumulatori al piombo
160601*
10.844
10.880
170204*
6.920
6.920
pericolose
170503*
13.380
13.380
40.920
40.920
Materiali contenenti amianto
170601*
3
14
3
3
Altri materiali Isolanti contenenti sostanze
170603*
33.920
31.800
9.440
10.960
22.680
22.680
49.300
49.300
16.380
16.380
2.940
2.940
680
680
260
260
21
21
380
380
80
80
1.560
1.484
68.720
68.720
Vetro, plastica e legno contenenti sostanze
pericolose
Terra e roccia contenenti sostanze
pericolose
Mat. da costruzione contenenti amianto
170605*
Altri rifiuti dall’attività di costruzione e
demolizione
170903*
Rifiuti che devono essere raccolti e smaltiti
applicando precauzioni per evitare infezioni 180103*
19
19
14
14
Fanghi contenenti sostanze pericolose
190813*
37.820
37.820
18.420
18.420
Tubi fluorescenti contenenti mercurio
200121*
438
500
366
160
Apparecchiature fuori uso con CFC
200123*
120
160
160
Vernici, inchiostri, resine con sost.
200127*
87
60
pericolose
Totali
Figura 36
5
495.276 471.593
120
21.780 574.715 565.971
2.139 196.632 117.821
78.811
50
Rifiuti prodotti, smaltiti/recuperati nel triennio nelle attività di centrale (Kg)
Rifiuti non pericolosi
Denominazione
Toner per stampa esauriti
2006
CER Prodotti Smaltiti
2007
Recup. Prodotti Smaltiti
80318
2008
Recup. Prodotti Smaltiti
Ceneri pesanti, scorie caldaia
100101
Fanghi da trattamento acque
100121 847.440
Imballaggi carta e cartone
150101
Imballaggi in plastica
150102
164
220
195
140
80
80
Imballaggi in più materiali
150106
19.340
19.340
11.720
11.720
15.940
15.940
Assorbenti, stracci e simili
150203
17.940
8.300
620
620
Apparecchiature fuori uso
160214
2.160
2.160
Componenti da apparecchiature fuori uso
160216
1.197
Altre batterie ed accumulatori
160605
8.740
8.740
650
9.560
74.140 773.300 487.160
487.160 459.120
3.540
3.540
9.640
980
Recup.
60
60
9.560
64.720 394.400
1.160
1.160
13.660
13.660
3.040
3.040
496
860
320
320
30.060
23.700 128.320
128.320
24.517
10.200
160
160
Miscugli o scorie di cemento, mattoni,
mattonelle e ceramiche
170107
8.360
Miscele bituminose
170302
70.360
70.360
Ferro ed acciaio
170405
59.238
75.700
Metalli misti
170407
291
340
Cavi
170411
1.677
1.700
46.320
46.320
17.690
16.060
16.680
119
16.680
55.604
55.604
40
40
156
156
Fanghi di dragaggio, diversi da quella di cui
alla voce 17 05 05
170506
Rifiuti solidi da filtrazione
190901
8.460
28.080
8.460
28.080
Rifiuti misti dell'attività di costruzione e
demolizione, diversi da quelli di cui alle voci
170901, 170902 e 170903
170904
Legno
200138
Rifiuti biodegradabili
200201 167.980
Residui della pulizia delle strade
200303
Totali
16.960
26.880
26.880
3.140
3.140
11.650
13.280
24.880
24.880
200.220 271.440
271.440
167.980 200.220
16.960
18.500
1.285.857 104.160 1.188.080 838.667
Figura 37
Tra il 2007 ed il 2008 si è sviluppata la bonifica e
demolizione dei vecchi gruppi 1,2,3,4, i cui prodotti, in
dati di rifiuto, sono indicati nella tabella che segue.
Si deve notare che i rifiuti pericolosi sono stati destinati
praticamente tutti allo smaltimento (ad eccezione di
batterie al piombo ed oli minerali, conferiti ai rispettivi
consorzi di recupero), mentre i rifiuti non pericolosi sono
stati quasi completamente recuperati, soprattutto perché
si è trattato di ferro, acciaio, altri metalli delle
apparecchiature e rifiuti di demolizioni civili.
18.500
11.500
11.500
21.100 798.060 1.029.060 135.060 894.000
51
Rifiuti pericolosi prodotti nella demolizione dei gruppi 1,2,3,4 (kg)
Denominazione
2007
Prodotti Smaltiti
CER
Oli isolanti e termoconduttori di scarto, contenenti PCB
13 03 01*
220
2008
Recup. Prodotti Smaltiti
Recup.
220
420
Oli minerali isolanti e termoconduttori non clorurati
13 03 07*
420
Olio combustibile e carburante diesel
13 07 01*
14.920
14.920
Assorb, materiali filtranti (inclusi filtri dell'olio non specificati
altrimenti), stracci e indumenti protettivi contaminati
da sostanze pericolose
15 02 02*
3.050
3.050
Trasformatori e condensatori contenenti PCB
16 02 09*
1.240
1.240
Batterie al piombo
16 06 01*
Rifiuti contenenti olio
16 07 08*
21.700
21.700
Materiali isolanti contenenti amianto
17 06 01* 205.240 205.240
20.420
20.420
360
360
217.940 217.940
Altri materiali isolanti contenenti o costituiti
da sostanze pericolose
17 06 03* 453.980 453.980
Materiali da costruzione contenenti amianto
17 06 05*
9.560
9.56
20.160
20.160
Altri rifiuti dall'attività di costruzione e demolizione
(compresi i rifiuti misti) contenenti sostanze pericolose
17 09 03*
Totale rifiuti pericolosi
88
88
420 268.440 248.020 20.420
700.858 700.438
Figura 38
Rifiuti non pericolosi prodotti nella demolizione dei gruppi 1, 2, 3, 4 (kg)
Denominazione
CER
Altre emulsioni
13 08 02
Prodotti
2007
Smaltiti
280
280
400
Recup. Prodotti
2008
Smaltiti
Recup.
Altri solventi e miscele di solventi, alogenati
14 06 02
400
Imballaggi in legno
15 01 03
5.400
5.400
22.660
22.660
Imballaggi in materiali misti
15 01 06
12.980
12.980
5.400
5.400
Imballaggi contenenti residui di sostanze pericolose
15 01 10
340
voci da 16 02 09 a 16 02 13
16 02 14
254.020
254.020
145.680
145.680
Componenti rimossi da apparecchiature fuori uso
16 0216
61.160
61.160
3.130.540
3.130.540
340
Apparecchiature fuori uso, diverse da quelle di cui alle
Soluzioni acquose di scarto diverse di quelle di cui alla
voce 16 10 01
16 10 02
7.920
7.920
Rivestimenti e materiali refrattari provenienti da
lavorazioni non metallurgiche , diversi da quelli di cui
alla voce 16 11 05
16 11 06
Miscele bituminose diverse da quelle di cui alla voce
17 03 01
17 03 02
1.474.500
1.474.500
Rame, bronzo, ottone
17 04 01
71.980
71.980
2.160
2.160
Alluminio
17 04 02
25.540
25.540
4.940
4.940
Ferro e acciaio
17 04 05 7.627.760
7.627.760 8.716.660
8.716.660
Cavi, diversi da quelli di cui alla voce 17 04 10
17 04 11
11.820
11.820
96.680
96.680
Rifiuti misti dell'attività di costruzione e demolizione
17 09 04 1.170.220
1.170.220
67.880
67.880
58.500 9.179.720 13.728.260
13.728.260
Soluzioni e fanghi di rigenerazione delle resine a
scambio ionico
Totale rifiuti non pericolosi
Figura 39
19 09 06
49.560
9.238.220
49.560
52
Origine dei dati ambientali
I dati che hanno rilevanza ambientale e che si riportano
nella presente Dichiarazione, sono gestiti da una
apposita procedura del Sistema di gestione Integrato
Ambiente e Sicurezza che ne definisce l’origine,
il trattamento, l’elaborazione, l’archiviazione ed i soggetti
che ne sono responsabili nell’ambito dell’organizzazione
del lavoro.
La tabella che segue è uno stralcio della procedura e
indica l’origine dei dati.
Origine dei dati ambientali
Dato
Origine
Energia lorda [GWh]
Contatori fiscali dei gruppi termici e dei diesel di emergenza.
Energia netta [GWh]
Energia lorda diminuita dei consumi per usi propri usi promiscui (contatori fiscali ausiliari di gruppo,
trasformatori di avviamento, trasformatore rete locale) diminuiti della fornitura a terzi (contatore fiscale
utenza stazione elettrica di proprietà TERNA S.p.A.) e delle perdite di trasformazione (0,3 % dell’energia
lorda dei gruppi termici).
Energia dalla rete [GWh]
Contatori fiscali dei trasformatori di avviamento.
Aria comburente [Nm3]
Calcolo stechiometrico in funzione dei consumi dei combustibili. Si utilizza una composizione elementare
di riferimento per l’olio combustibile e una per il gas naturale.
Olio combustibile [t]
Contatori fiscali.
Gasolio [t]
Contatori fiscali.
Gas naturale [Sm3]
Contatore fiscale.
Zolfo nel combustibile [%]
Media annuale ponderata (sui consumi giornalieri di olio combustibile inseriti in banca dati) dei valori
determinati analiticamente su campioni medi di 7 giorni di olio combustibile, composti da prelievi
quotidiani, eseguiti sulla tubazione di alimentazione dei bruciatori delle caldaie.
Acqua per raffreddamento
Somma delle quantità prelevate dalle pompe acqua condensatrice, dalle pompe acqua di raffreddam.
e altri usi [m3]
(determinate moltiplicando le ore di funzionamento delle stesse, desunte dai rispettivi contaore, per la
loro portata nominale) e da quella utilizzata per l’impianto di demineralizzazione (rilevata dal contatore
in ingresso all’impianto stesso).
Acqua di pozzo [m3]
Contatore generale.
Acqua restituita dopo conden. e Somma delle quantità prelevate dalle pompe acqua condensatrice, determinate come descritto per il
raffreddamento [m3]
dato “Acqua per raffreddamento e altri usi”.
Acqua scaricata da raffredda-
Somma delle quantità prelevate dalle pompe acqua raffreddamento, determinate come descritto per il
mento macchinario [m3]
dato “Acqua per raffreddamento e altri usi”.
Acqua scaricata da impianto di
Contatore impianto di trattamento.
trattamento [m3]
COD, BOD5, cloruri, solfati,
Prodotto dei rispettivi valori di concentrazione determinati con analisi mensili per la quantità di acqua
sostanze in sospensione, metalli scaricata dall’impianto di trattamento. I metalli totali sono la somma di vanadio, ferro, cromo III, cadmio,
totali, [kg]
rame, nichel, piombo, selenio, zinco, arsenico, e cromo VI.
COD, sostanze in sospensione,
Rapporto fra le rispettive quantità in peso, determinate come sopra, e la quantità di acqua scaricata
ferro [mg/l] cromo [µg/l]
dall’impianto di trattamento.
SO2, NOX, Polveri, CO [t]
I dati sono forniti dai calcolatori dei Sistemi di Monitoraggio delle Emissioni, che li determina
(per i TG solo NOX e CO)
moltiplicando le concentrazioni su base oraria dei rispettivi inquinanti per la portata fumi stimata.
I dati sono integrati, utilizzando valori sostitutivi, nei periodi di fuori servizio degli analizzatori, con
procedure concordate con gli Organi di Controllo.
CO2 [t]
L’origine ed i calcoli per la misura sono descritti nella Istruzione SIAS-IO-23 “monitoraggio e
comunicazione delle emissioni di CO2” .
Materiali di consumo: ammonia- Valori forniti dal sistema informatico di gestione (SAP), in funzione delle quantità in ingresso, rilevate
ca, resine a scambio ionico o per dalle rispettive pesature.
filtro Powdex, fibra di cellulosa,
ossigeno per trattam. ossidante,
calce, soda alta/bassa %, acido
cloridrico, cloruro ferrico, oli
lubrificanti e isolanti [kg, q, m3]
53
Origine dei dati ambientali
Dato
Origine
Esafluoruro di zolfo (SF6),
Differenza peso delle bombole, prima e dopo l’uso.
idro-cloro-fluoro-carburi (HCFC) [kg]
SO2, NOX, Polveri, CO2 [g/kWh
Rapporto fra la quantità in peso dell’inquinante, determinata come sopra detto, e l’energia netta.
netti]
Consumo specifico netto diretto Rapporto fra il prodotto delle quantità dei combustibili utilizzati per i rispettivi poteri calorifici inferiori (il
rettificato [kcal/kWh]
potere calorifico si determina sugli stessi campioni utilizzati per il rilievo della % di zolfo) e l’energia netta.
Emissioni per unità di SO2, NOX,
Estrazione dati da tabelle mensili prodotte dal Sistema di Monitoraggio Emissioni.
polveri, CO in mg/m3
Rifiuti prodotti, smaltiti e
Il programma di gestione (ECOS) consente di quantificare i rifiuti prodotti, smaltiti e recuperati, distinti
recuperati [t]
per codice CER.
Figura 40
Tabella delle principali autorizzazioni in vigore per l’impianto di Tavazzano e Montanaso
Principali autorizzazioni esistenti per l’impianto di Tavazzano e Montanaso
Comparto
Autorizzazione
Validità
Autorizzazione alla trasformazio- Decreti MAP 2/2002 e 3/2002
Tutte queste autorizzazioni sono in fase di
ne in ciclo combinato - limiti
imminente rinnovo con un prossimo Decreto del
emissioni TG e prescrizioni
Emissioni Unità 7 e 8
Ministero dello Sviluppo Economico che autorizza
Decreto del Ministero dell’Industria Commercio e
l’esercizio attuale e le trasformazioni richieste, ai
Artigianato del 07.01.1993
sensi della legge 55/2003.
Scarico delle acque in corpo
Autorizzazione Provincia di Lodi n° 505
Tutti gli aspetti ambientali saranno invece
idrico superficiale
del 30.12.1999
prescritti nel Decreto di AIA (Autorizzazione
Rifiuti
Autorizzazione Provincia di Lodi ai depositi
Integrata Ambientale), in emissione da parte del
preliminari n° 347 del 18.09.2000
Ministero dell’Ambiente ai sensi del D.Lgs.
59/2005, che costituirà quindi un’unica
autorizzazione.
Assegnazione quote CO2
Autorizzazione Ministro dell’ambiente n. 859
Pozzo acqua potabile
Autorizzazione Provincia di Lodi REGTA 210/2004
23.03.2014
del 23.03.2004
Deposito oli minerali
DM 15252 del 12.04.1991
Illimitata
Certificato Prevenzione Incendi
Pratica n°317173 rilasciata da V.V.F. di Lodi in data
Fino al 29.06.2010
12.08.2008
Bonifica area di scarico
Decreto Direzione generale servizi di pubblica utilità
In attuazione il progetto con controllo da parte di
ferrocisterne
Regione Lombardia n° 8433 del 20 maggio 2004 di
ARPA e Provincia Lodi. Terminata la prima fase di
approvazione del progetto definitivo di bonifica ai
bonifica.
sensi di art. 17 D.Lgs. 05.02.1997 n° 22 e art. 10 DM 471
25.10.1999
Figura 41
54
Glossario
AIA:
Autorizzazione Integrata Ambientale rilasciata dal
Ministero per l’Ambiente ai sensi del D.Lgs. 59/2005 che
comprende tutte le autorizzazioni esistenti per un sito.
calore dai fumi caldi della turbina a gas.
ARPA:
Agenzia Regionale per la Protezione Ambientale.
Consumo specifico:
Rapporto tra la quantità di calore sviluppata dal
combustibile impiegato in un gruppo termoelettrico
in un determinato periodo di tempo e la corrispondente
quantità di energia elettrica netta prodotta.
Aspetto ambientale:
Elemento delle attività, dei prodotti o dei servizi di una
organizzazione che può interagire con l’ambiente; un
aspetto ambientale significativo è un aspetto ambientale
che ha o può avere un impatto ambientale significativo.
GVR:
Generatore di vapore a recupero - apparecchiatura in
cui il vapore si produce con la circolazione di acqua in
tubi lambiti esternamente dai fumi di scarico delle
turbine a gas, recuperandone il calore residuo.
Audit Ambientale:
Strumento di gestione comprendente una valutazione
sistematica, documentata, periodica ed obiettiva
dell’efficienza dell’organizzazione del Sistema di gestione
e dei processi destinati alla protezione dell’ambiente.
HCFC:
Idroclorofluorocarburi, sostanze ozono-lesive utilizzate
negli impianti di refrigerazione e/o condizionamento.
Centrale termoelettrica convenzionale:
Centrale per la produzione di energia elettrica tramite
impianti funzionanti con vapore generato dalla
combustione in caldaia di combustibili fossili.
Ciclo combinato - TGCC:
Impianto per la produzione di energia elettrica mediante
turbina a gas + turbina a vapore prodotto recuperando il
Impatto ambientale:
Qualsiasi modifica all’ambiente, positiva o negativa,
derivante in tutto o in parte dalle attività, dai prodotti
o dai servizi di un’Organizzazione.
ITAR:
Acronimo che individua nel complesso l’Impianto
Trattamento Acque Reflue della Centrale.
55
mg:
Milligrammo: unità di misura di peso pari ad 1 millesimo
di grammo.
PM10:
Polveri con particelle di diametro inferiore o uguale
a 10 g/m3.
MW:
Megawatt, pari ad un milione di Watt, unità di misura
della potenza.
PM2,5:
Polveri con particelle di diametro inferiore o uguale
a 2,5 g/m3.
µg:
Micro-grammo, unità di misura di peso pari ad 1
milionesimo di grammo.
Ppb:
Parti per bilione: unità di misura della concentrazione
di una soluzione o miscuglio.
Nm3:
Normal-metro cubo, misura del volume di effluente
gassoso rapportato alle condizioni fisiche normali (0°C
e 0,1013 Mpa).
Politica ambientale:
Dichiarazione, fatta da un’organizzazione, delle sue
intenzioni e dei suoi principi in relazione alla globale
prestazione ambientale, che fornisce uno schema
di riferimento per l’attività da compiere e per la
definizione degli obiettivi e dei traguardi in campo
ambientale.
Norma UNI EN ISO 14001:
La norma specifica i requisiti di un sistema di gestione
ambientale che consente ad una organizzazione
di formulare una politica ambientale e stabilire degli
obiettivi, tenendo conto degli aspetti legislativi e delle
informazioni relative agli impatti ambientali significativi.
NOx:
Ossidi di azoto.
OCD:
Olio combustibile denso.
PCB:
PoliCloroBifenili. Oli isolanti, usati in passato nelle
apparecchiature elettriche.
pH:
Indica il grado di acidità o alcalinità di una sostanza.
Potenza termica:
Potenza sviluppata dalla combustione di un combustibile
fossile.
Programma ambientale:
Descrizione degli obiettivi e delle attività specifici
dell’impresa, al fine di una migliore protezione
dell’ambiente e dei siti circostanti.
PTS:
Polveri totali sospese.
Regolamento EMAS:
Regolamento del Consiglio dell’Unione Europea
sull’adesione volontaria delle Organizzazioni ad un
sistema comunitario di ecogestione ed audit (EMAS:
Environmental Management and Audit Scheme).
56
Rete elettrica:
L’insieme delle linee, stazioni e cabine preposte alla
trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica.
SF6:
Esa-fluoruro di zolfo: sostanza ozono-lesiva utilizzata
come mezzo estinguente dell’arco elettrico negli
interruttori.
Solidi in sospensione:
Sostanze presenti in un campione d’acqua da analizzare
che vengono trattenute da un filtro a membrana
di determinata porosità.
SO2:
Biossido di zolfo.
Sm3:
Standard metro cubo, misura del volume di gas
rapportato a condizioni fisiche standard (temperatura
di 15 °C e pressione di 0,1013 MPa).
SME:
Sistema di Monitoraggio Emissioni. Sistema di misura
in continuo costituito da strumenti dedicati alla
registrazione dei valori di concentrazione delle sostanze
inquinanti nei fumi.
Tep:
Unità di misura dell’energia espressa in tonnellate
equivalenti di petrolio.
Turbina a vapore:
Macchina termica in grado di trasformare l’energia
contenuta nel vapore (entalpia) in energia meccanica.
Turbogas:
Macchina termica in grado di trasformare l’energia
sviluppata dalla combustione di un combustibile liquido
o gassoso in energia meccanica.
VIA:
Valutazione di Impatto Ambientale.
57
Informazioni al pubblico
Per informazioni e approfondimenti è possibile
contattare:
Capo Centrale
Andrea Bellocchio
Tel. 0371-762221
Fax 0371-762470
E-mail: [email protected]
HSE Manager e Rappresentante della Direzione
Rocco Tinnirello
Tel. 0371-762281
Fax 0371-762470
E-mail: [email protected]
Il Verificatore Ambientale accreditato (n° IT-V-0001) che
ha convalidato la Dichiarazione Ambientale ai sensi del
regolamento EMAS con l’attestato n° E 054 è:
CERTIQUALITY– via G. Giardino, 4 – 20123 Milano.
Il sito è stato registrato EMAS con il numero I-000032.
La Direzione della Centrale Termoelettrica di Tavazzano
e Montanaso si impegna ad elaborare ad ogni triennio
una Dichiarazione Ambientale così come previsto dal
Regolamento EMAS, ed a renderla pubblica.
La Direzione della Centrale Termoelettrica di Tavazzano
e Montanaso si impegna ad aggiornare annualmente
le informazioni contenute nella presente Dichiarazione
Ambientale, a far convalidare ciascuna modifica da
un verificatore ambientale, a presentare le modifiche
all’organismo competente ed a renderle pubbliche.
Nel 2010 sarà elaborato, presentato al verificatore
ambientale ed agli organismi competenti per
l’approvazione e quindi reso pubblico, l’aggiornamento
dei dati della presente Dichiarazione Ambientale.
A cura di:
Linea Ambiente e Sicurezza della Centrale
di Tavazzano e Montanaso
Revisione editoriale:
Explicit.it – Noemi De Santis
Progetto grafico e impaginazione:
VGR Studio - Gianluca Vitale, Marcello Rossi
E.ON Produzione S.p.A.
Località Fiume Santo
Cabu Aspru
07100 Sassari
www.eon.it
Centrale di Tavazzano
e Montanaso
EMAS - Dichiarazione Ambientale aggiornamento triennale 2008
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