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3.7 DESCRIZIONE DELL’IMPIANTO

Nel presente capitolo sono descritte le caratteristiche generali della centrale a ciclo combinato con potenza nominale di circa 370 MW sita nel Comune di San Severino Marche.

La planimetria generale di impianto è rappresentata nella Fig. 3.7 - I allegata.

La superficie occorrente per la centrale e per la sottostazione elettrica attigua alla centrale è pari a circa 8 ha. Per le installazioni provvisorie a servizio del cantiere saranno utilizzate le aree adiacenti all’area di proprietà, la cui estensione sarà di circa 3 ha.

La centrale può essere suddivisa nelle seguenti sezioni:

• isola produttiva comprendente:

• un generatore di vapore a recupero (GVR);

• una sala macchine dove sono installate la turbina a gas, la turbina a vapore l’alternatore ed i loro rispettivi ausiliari;

• il condensatore;

• l’area dei trasformatori;

• sistemi di raffreddamento;

• edifici logistici e di servizio;

• trattamento acque reflue;

• stazione di trattamento e riduzione della pressione del gas naturale;

• sistema elettrico di centrale;

• linea di collegamento dell’impianto alla rete;

• stazione elettrica, che pur non facendo parte dell’impianto, ne è parte necessaria al funzionamento.

La turbina a gas utilizzata per l’impianto sarà della tecnologia commerciale più avanzata e sarà acquistata dai costruttori presenti sul mercato; attualmente il costruttore non è stato ancora definito e pertanto i parametri di processo riportati sono preliminari e potranno subire leggere variazioni quando saranno disponibili le caratteristiche tecniche effettivamente garantite sia della turbina a gas che dei componenti principali. In ogni caso il presente progetto è riferito a parametri di processo consolidati per impianti a ciclo combinato realizzati con turbine a gas della taglia considerata. Pertanto sebbene nel successivo sviluppo del progetto definitivo dell’impianto, le prestazioni ed alcuni particolari potranno risultare leggermente diversi rispetto a quelli di seguito riportati, dove si fa riferimento ad un impianto di potenza lorda di 370 MW, dette variazioni non modificheranno nella sostanza il quadro presentato.

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3.7.1 Caratteristiche funzionali del progetto

La centrale sarà costituita da un gruppo a ciclo combinato alimentata con gas naturale; essa sarà ubicata nella parte orientale del territorio del comune di San Severino Marche, (in provincia di Macerata) in prossimità della linea di confine tra i comuni di San Severino Marche, Treia, Tolentino e Pollenza, in una ampia ansa del Fiume Potenza.

Il gruppo sarà costituito da una turbina a gas e da un generatore di vapore a recupero (G.V.R.) che utilizza il calore contenuto nei gas di scarico della turbina a gas. Il vapore prodotto è utilizzato in una turbina a vapore coassiale alla turbina a gas ed all’unico alternatore.

Tenuto conto dei consumi per i servizi ausiliari della produzione, la centrale fornirà, in relazione alle condizioni ambientali di sito una potenza netta pari a 363 MWe. Nella Tabella III allegata sono riportate le prestazioni fornite dall’impianto.

L’impianto è destinato a coprire la base del diagramma di carico giornaliero della rete. Esso può partecipare alla ripartizione del carico tra il minimo tecnico e il 100% del carico massimo continuo.

L’impianto produrrà energia elettrica che potrà essere completamente venduta sul mercato elettrico o attraverso contratti bilaterali.

Il processo di produzione di una centrale a ciclo combinato è costituito da due cicli termodinamici in cascata dove il calore in uscita dal primo costituisce quello in ingresso del secondo.

Il primo è un ciclo termodinamico a gas o di Brayton in cui i gas prodotti dalla combustione vengono fatti espandere in una turbina trasformando così l’energia termica in energia meccanica.

Il secondo è il ciclo a vapore o di Rankine in cui il fluido (in questo caso acqua) subisce una serie di trasformazioni fisiche (cambiamento di stato da liquido a vapore e quindi di nuovo a liquido) che permettono la trasformazione del calore prodotto in caldaia in energia meccanica per mezzo della turbina a vapore.

Per il funzionamento del ciclo di Rankine è necessario disporre di una sorgente fredda che consenta il passaggio dalla fase di vapore a quella liquida; ciò avviene nel condensatore.

Nell’impianto di San Severino Marche, per non gravare sulla risorsa idrica locale, la sorgente fredda sarà l’aria ambiente fatta fluire, attraverso i fasci tubieri alettati del condensatore, per mezzo di ventilatori. Il rapporto tra la quota trasformata in energia elettrica e l’energia totale prodotta dalla combustione del gas naturale, che rappresenta il rendimento della centrale, nei moderni impianti a ciclo combinato supera il 50 %; in particolare per l’impianto in questione, alle condizioni di riferimento, si arriverà ad un rendimento netto pari a circa il 56 %.

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Il primo ciclo termodinamico viene realizzato dal gruppo turbogas costituito da un compressore assiale, da una camera di combustione e da una turbina a gas. Il combustibile opportunamente trattato (riduzione di pressione e riscaldamento) viene introdotto nella camera di combustione insieme all’aria comburente aspirata da un sistema filtrante e compressa dal compressore assiale.

La miscela ad alta temperatura (oltre 1300 °C) prodottasi a seguito della combustione si espande nella turbina a gas e viene inviata, a temperatura prossima ai 600 °C, in un G.V.R.

Qui avviene lo scambio termico tra i gas e l’acqua del secondo ciclo termico o di Rankine.

Il secondo ciclo termico viene realizzato dalla vaporizzazione dell’acqua ad opera dei gas di scarico del turbogas nei fasci tubieri costituenti i banchi ad alta, media e bassa pressione del G.V.R.

I gas in uscita dal G.V.R., alla temperatura di 90 °C vengono inviati all’atmosfera tramite un camino alto circa 60 m.

Il vapore prodotto dal G.V.R. é inviato alle relative sezioni della turbina a vapore, dove evolve.

Dopo essere stato utilizzato nel corpo di bassa pressione, il vapore esausto viene inviato nel condensatore dove viene condensato, e da qui, attraverso le pompe di estrazione condensato, inviato al G.V.R. per effettuare un nuovo ciclo; l’energia meccanica prodotta dalla turbina a gas e dalla turbina a vapore viene trasformata, per mezzo dell’alternatore, in energia elettrica.

Un trasformatore eleva la tensione di macchina, prevista ai morsetti dell’alternatore, al livello di quella della rete di trasporto in alta tensione (380 kV).

Il processo di produzione dell’impianto è integrato da impianti, dispositivi e apparecchiature ausiliarie che assicurano il miglior funzionamento del processo stesso.

Lo schema semplificato del ciclo termico è rappresentato nella Fig. 3.7 - II.

Nella Tabella III sono riportate le caratteristiche tecniche dell’impianto mentre nella Tabella IV è riportato il bilancio generale di massa (ingressi – uscite).

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3.7.2 Descrizione dei processi e del macchinario principale

3.7.2.1 Generalità

Il processo produttivo dell’impianto è garantito da una serie di sistemi meccanici, elettrici e di automazione. Sono definiti principali quei sistemi che svolgono funzioni che concorrono direttamente alla produzione dell’energia. Sono invece ausiliari quei sistemi che concorrono ad assicurare il funzionamento del processo di produzione, pur non svolgendo funzioni legate direttamente alla produzione di energia elettrica.

I sistemi principali sono i seguenti:

• approvvigionamento e trattamento gas naturale;

• alimentazione gas naturale, alimentazione aria;

• combustione;

• turbina a gas;

• vapore;

• estrazione condensato – acqua alimento;

• elettrico di centrale;

• automazione (controllo, protezione, supervisione);

• collegamento alla rete.

I sistemi ausiliari più importanti sono di seguito elencati:

• contenimento e trattamento degli inquinanti;

• acqua di raffreddamento in ciclo chiuso del macchinario e delle apparecchiature;

• produzione e distribuzione fluidi ausiliari per gli usi di centrale:

• aria compressa per servizi e strumenti;

• vapore ausiliario;

• acqua demineralizzata;

• acqua potabile;

• acqua industriale;

• antincendio;

• climatizzazione degli edifici.

Nel seguito sono brevemente descritti i sistemi principali ed i sistemi ausiliari dell’impianto con particolare riguardo a quelli di rilevanza ambientale.

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Il processo esposto in 3.7.1 è assicurato dal macchinario principale (compressore, turbina a gas, GVR, turbina a vapore, condensatore) ed i sistemi ad essi collegati di cui nel seguito viene data una breve descrizione.

3.7.2.2 Approvvigionamento e trattamento gas naturale

Il gas naturale sarà approvvigionato mediante un brevissimo raccordo di circa 20 m dalla rete di distribuzione nazionale del gas naturale che passa a nord dell’impianto. Il gas sarà fornito in alta pressione (le caratteristiche di riferimento del gas naturale sono riportate nella Tabella I).

Il percorso della linea di raccordo è rappresentato nella corografia allegata (Fig 1.1 – IIa/b).

Per adeguare la pressione del gas a quella richiesta per il funzionamento del macchinario, sarà realizzata una stazione di decompressione e riscaldamento.

Il progetto di detta stazione prevede che, a valle del punto di consegna del gas, vengano installate due valvole di radice in serie di cui una servoazionata di blocco il cui intervento può essere automatico o azionato dal personale di centrale. A valle di esse una tubazione collega in linea le apparecchiature (filtri, riscaldatori, valvole di regolazione della pressione, e valvole di emergenza) che costituiscono la stazione di trattamento e decompressione del gas, per l’alimentazione sia della turbina a gas sia della caldaia ausiliaria per la produzione di vapore ausiliario necessario per l’avviamento dell’impianto.

La stazione di regolazione della pressione e della temperatura del gas consente di regolare la pressione al valore di circa 30 bar, e la temperatura intorno ai 35 °C; detti valori sono richiesti per il corretto funzionamento della turbina a gas.

La caldaia ausiliaria sarà alimentata con gas a bassa pressione intorno ai 3,5 bar.

Il gas, in tali condizioni di processo, viene distribuito all’interno dell’impianto mediante tubazioni che si sviluppano su pipe-rack all’aperto ed a una quota di + 5,0 m.

La stazione di decompressione è ubicata entro la recinzione di centrale, all’interno di un area protetta e recintata.

3.7.2.3 Alimentazione gas naturale, alimentazione aria

Il gas naturale è introdotto in camera di combustione attraverso appositi ugelli.

L’aria comburente viene prelevata dall’ambiente mediante il sistema di aspirazione, costituito da filtri d’aspirazione e silenziatori in serie, e quindi convogliata nella camera di ingresso del compressore assiale. Essa, dopo essere stata portata ad elevata pressione, viene successivamente miscelata al combustibile ed accesa, aumentando in tal modo la temperatura della miscela di aria e prodotti di combustione. La miscela così compressa e riscaldata viene espansa nella turbina e la caduta di pressione e temperatura che così viene

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ottenuta, viene convertita in energia meccanica, utilizzata per muovere il generatore e per azionare il compressore.

Il compressore è caratterizzato da un elevato rapporto di compressione.

A monte dei primi stadi del compressore sono previste palette mobili (I.G.V. – inlet gas valve) che avranno la possibilità di variare la sezione di ingresso così da regolare la portata d’aria, dando la flessibilità funzionale per operare il turbogas in tutto il range di giri e di carico. Nel funzionamento a carico consentono di mantenere il rapporto aria – combustibile a valori compatibili con il contenimento degli NOx in un ampio campo di carico (60%-100%). La modulazione delle I.G.V. inoltre consente di mantenere, nel campo di carico suddetto, una temperatura dei gas di scarico pressoché costante con beneficio di gestione in ciclo combinato.

3.7.2.4 Sistema di combustione

Il sistema di combustione è di tipo a bassa produzione di NOx a secco (senza richiedere cioè immissione di acqua o vapore in camera di combustione - Dry Low NOx : DLN).

Poiché le emissioni di NOx dipendono principalmente dalla temperatura di equilibrio della fiamma, un modo di contenere tali emissioni consiste nell’aggiungere al combustibile un inerte, intimamente miscelato ad esso, che assorbe calore nella zona di fiamma per portarsi alla temperatura di combustione. I combustori DLN usano di fatto l’aria come diluente del combustibile. Usare l’aria per diluire significa effettuare una combustione premiscelata. Mentre in una fiamma diffusiva l’apporto di comburente avviene per diffusione nell’interfaccia tra combustibile e fiamma, nella fiamma premiscelata combustibile e comburente sono intimamente miscelati.

Pertanto mentre la fiamma diffusiva è sostanzialmente stechiometrica, quella premiscelata può avvenire con il rapporto di equivalenza imposto, ovviamente nei limiti di infiammabilità. Nei combustori DLN si ottiene una fiamma premiscelata con rapporti di equivalenza ben superiori all’unita’ e comunque fino ad un massimo di 2.

Il sistema sarà costituito da una serie di camere di combustione poste anularmente all’albero della macchina dove sono inseriti i bruciatori, in corrispondenza dello scarico del compressore.

Alcune di tali camere saranno dotate di candele ad alta energia per l’accensione. Ogni camera di combustione presenta gli ugelli per l’alimentazione del combustibile ed una camicia di combustione. Elementi di transizione collegano la camicia di combustione con gli ugelli di alimentazione della turbina.

Si distinguono i seguenti componenti principali:

• Bruciatore a bassa emissione di NOx. Il bruciatore a bassa emissione di NOx sarà a singolo stadio e in generale in grado di bruciare sia combustibile liquido sia gassoso, tuttavia l’impianto sarà attrezzato per bruciare esclusivamente gas naturale. La miscela

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combustibile viene introdotta attraverso passaggi anulari che circondano ciascun ugello di alimentazione (camere di premiscelazione).

• Camicia di combustione. Ogni camera di combustione sarà dotata di una camicia cilindrica di combustione che, insieme al bruciatore, costituisce il nucleo sistema di combustione. Le pareti interne della camicia di combustione saranno dotate di un rivestimento avente funzione di isolante termico, applicato con la tecnica spray-plasma, che aumenta la resistenza alle alte temperature, consente di ridurre le temperature di metallo ed i gradienti termici localizzati al fine di aumentare gli intervalli di manutenzione.

• Elementi di transizione. Gli elementi di transizione portano la miscela di gas caldi dalla camicia di combustione agli ugelli della turbina.

• Candele di accensione. Saranno presenti su alcune camere di combustione delle candele ad alta energia per l’accensione della miscela combustibile, in numero di due per ciascuna camera. L’accensione della miscela avverrà per scarica di uno o entrambi gli elettrodi presenti in ciascuna camera.

• Tubi incrociati. Attraverso tubi a croce, le camere di combustione saranno collegate tra loro per permettere la propagazione della fiamma in avviamento ed il bilanciamento delle pressioni a carico.

• Rivelatori di fiamma. Sarà presente un sistema di monitoraggio continuo della presenza o meno della fiamma. Sarà prevista anche la presenza di rivelatori di fiamma fredda. Per bassi carichi, il combustibile transita attraverso la camera di premiscelazione soltanto in parte, poiché il rapporto combustibile/comburente non è sufficiente. Dopo un certo punto di funzionamento (tipicamente 50-60 % del carico nominale) la miscela combustibile è costituita interamente da gas provenienti dalla camera di premix ed è in questa fase che si ottengono le minime emissioni di NOx.

3.7.2.5 Turbina a gas

La turbina a gas avrà più stadi di espansione.

I primi stadi di palette fisse e rotanti di turbina, data l’elevata temperatura dei gas in uscita dalla camera di combustione (oltre 1300° C), saranno raffreddate con parte dell’aria, elaborata dal compressore, che viene convogliata nell’interno delle palette raffreddando le stesse per convezione, urto e film-cooling.

Queste tre modalità di raffreddamento agiscono congiuntamente durante il normale funzionamento della turbina.

Il raffreddamento convettivo viene realizzato facendo fluire all’interno del profilo della pala, in canali opportunamente sagomati, aria che, una volta asportato il calore necessario, viene scaricata nel flusso principale di gas proseguendo nell’espansione. Per fare ciò, ovviamente, l’aria deve essere ad una pressione superiore di quella dei gas combusti a cui viene miscelata.

Il raffreddamento a film consiste nel creare un film di fluido a bassa temperatura che agisca come “barriera termica” tra i gas caldi e la parete metallica della pala. Il film è

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generato dall’aria di raffreddamento fatta uscire a velocità opportuna da fessure o da piccoli fori sulla parete della pala. Il raffreddamento a film richiede una realizzazione della pala molto complessa dal punto di vista costruttivo, è infatti necessario realizzare numerosissimi fori di precisione su una superficie complessa come quella della pala.

Un ulteriore tipo di raffreddamento è quello ad urto o per “impingement”, con cui si crea un getto di refrigerante ad alta velocità che colpisce violentemente la parete calda: l’effetto di raffreddamento è localmente molto efficace e viene utilizzato per punti delle pale particolarmente sollecitati. Tuttavia il consumo d’aria è elevato e una pala integralmente refrigerata in questo modo sarebbe eccessivamente penalizzante ai fini delle prestazioni generali.

La turbina sarà dotata di sistemi ausiliari per la lubrificazione dei cuscinetti e per il comando oleodinamico delle valvole di regolazione e d’intercettazione.

3.7.2.6 Sistema vapore

Le principali apparecchiature che costituiscono il sistema vapore sono il G.V.R., la turbina a vapore, il condensatore e le relative tubazioni di collegamento.

• Generatore di vapore a recupero

Il G.V.R. è di tipo orizzontale a circolazione naturale a tre livelli di pressione con ri-surriscaldamento.

Il G.V.R. produce vapore surriscaldato ad alta pressione (AP) a 110 bar e 537 °C, a media pressione (MP) a 25 bar e 320 °C, a bassa pressione (BP) a 4 bar e 250 °C; il livello di ri-surriscaldamento, alla pressione di circa 25 bar, sarà di 539 °C.

Il vapore viene prodotto sfruttando il calore presente nei gas di scarico del turbogas, che lambiscono i banchi del G.V.R.

I tubi costituenti il G.V.R. sono alettati per aumentare le superfici di scambio. Il G.V.R. è progettato per la condizione di turbina a gas erogante il carico di base ma con margini tali da consentire il corretto funzionamento anche in condizioni di minima temperatura invernale.

Il ciclo a vapore comprenderà un degasatore integrato con il G.V.R..

Il G.V.R. sarà coibentato per limitare lo scambio termico verso l’esterno.

Il camino é realizzato da una canna d’acciaio autoportante, di 6,4 m di diametro, di lunghezza tale da rilasciare gli effluenti gassosi ad un’altezza di 60 m rispetto al piano di campagna.

• Turbina a vapore

E’ prevista una turbina a vapore coassiale alla turbina a gas, e disposta a valle dell’ alternatore.

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Questa è costituita da un corpo di AP, uno di MP/BP, è del tipo a condensazione, con scarico a flusso assiale.

Sarà dotata di ausiliari per la lubrificazione dei cuscinetti, per il comando oleodinamico delle valvole di intercettazione e regolazione e per la depurazione dell’olio.

La turbina a vapore sarà dotata di by-pass al condensatore per consentire le operazioni di avviamento del gruppo di generazione e per far fronte a transitori operativi.

• Condensatore

Il condensatore è costituito da più banchi di fasci tubieri alettati, in parallelo tra loro. L’aria ambiente lambisce la superficie esterna alettata dei fasci tubieri, fatta fluire attraverso di essi per mezzo di ventilatori. Gli elementi condensanti saranno disposti secondo i lati di un triangolo isoscele (sistemazione a tetto); preliminarmente sono previsti quattro file di tetti con 5 ventilatori ciascuno. Il vapore in uscita dalla turbina convogliato , attraverso più condotti in parallelo, nella parte alta dei fasci tubieri, condensandosi si raccoglie allo stato liquido in un serbatoio avente funzione di “pozzo caldo”; in quest’ultimo convergono anche le condense della turbina.

Il condensatore sarà dotato di ausiliari necessari per realizzare il vuoto in avviamento e per il mantenimento dello stesso in esercizio. Esso sarà in grado di mantenere, nelle condizioni di funzionamento di riferimento, un grado di vuoto allo scarico della turbina a vapore di 0,07 bar con una temperatura aria ambiente di 15 °C.

3.7.2.7 Sistema estrazione condensato – acqua alimento – reintegro ciclo

Il condensato viene estratto dal pozzo caldo del condensatore e viene immesso nel degasatore previo passaggio nell’economizzatore di bassa pressione del G.V.R. Sul ciclo del condensato sono previsti recuperi di calore attraverso i condensatori degli eiettori del vuoto e del sistema vapore delle tenute della turbina a vapore.

Le pompe di alimento prelevano il condensato dal degasatore e lo inviano ai corpi cilindrici di AP ed MP attraverso i relativi economizzatori.

Il reintegro delle perdite di acqua o vapore è realizzato con acqua demineralizzata, nel “pozzo caldo” del condensatore.

3.7.2.8 Caldaia Ausiliaria

La caldaia ausiliaria è stata dimensionata per produrre il vapore necessario durante le fasi di avviamento o quando l’impianto è fuori servizio in assenza del vapore principale prodotto dal Generatore di Vapore a Recupero.

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La caldaia ausiliaria progettata per un’installazione all’esterno, è adeguatamente protetta contro le intemperie e coibentata in maniera da rispettare i livelli di rumore ammessi dalla legislazione italiana. Il combustibile utilizzato sarà il gas naturale, mentre le caratteristiche principali della caldaia ausiliaria sono le seguenti:

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Pressione vapore prodotto: 14 bar(a) Portata massima vapore surriscaldato: 20 t/h Temperatura vapore surriscaldato: 250 °C Temperatura acqua alimento in ingresso caldaia: 100 °C Temperatura acqua alimento in ingresso degasatore: 30 °C Efficienza calcolata sul calore specifico netto: 86 % Altezza camino: 20 m Materiale di costruzione camino: acciaio al carbonio Numero pompe acqua alimento: 2x100% Tipo motore pompa alimento: elettrico Minima portata pompa alimento: 20 t/h Capacità lorda degasatore: 10 m3 Massimo tenore di O2: 0.01 mg/kg Concentrazione NOx nei fumi (3% O2) 150 mg/Nm3 max Concentrazione CO nei fumi (3% O2) 100 mg/Nm3 max Periodo di funzionamento 150 ore/anno max

3.7.2.9 Sistema elettrico di centrale e collegamento alla rete

Il sistema elettrico di centrale comprende:

• un generatore elettrico da 410 MVA, raffreddato in idrogeno, dotato di sistemi ausiliari per la tenuta e per l’alimentazione di H2 e CO2;

• condotti sbarre di collegamento tra l’alternatore ed il trasformatore principale e dei servizi ausiliari;

• interruttore congiuntore;

• derivazioni per il trasformatore di eccitazione ;

• derivazione per il trasformatore dei servizi ausiliari dell’impianto e per il sistema di avviamento statico;

• un trasformatore principale da 410 MVA, 20-400kV;

• scaricatori;

• sezionatori ed interruttori sulle sbarre di alta tensione ;

• apparecchiature per misure dell’energia.

I servizi ausiliari di impianto saranno alimentati, in relazione al loro livello di potenza, attraverso quadri a media tensione (6 kV), quadri power center (P.C.) e quadri manovra motori (Q.m.m.) a bassa tensione (0,4 kV) sottesi a trasformatori alimentati dai suddetti quadri 6 kV. Sono previsti sistemi in corrente continua ed alternata vitale e di emergenza. Il sistema elettrico comprenderà anche la rete generale di terra e le apparecchiature di protezione contro le scariche atmosferiche.

Il collegamento dell’impianto alla rete di trasmissione nazionale sarà effettuato tramite la realizzanda stazione elettrica in “entra – esce” a 380 kV attraverso un raccordo aereo di

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circa 2,4 km in alta tensione. L’impianto sarà collegato alla suddetta stazione attraverso un tratto di elettrodotto in cavo interrato a 380 kV, che partirà a valle del trasformatore elevatore.

L’alimentazione ausiliaria dalla rete sarà realizzata tramite alimentazione a media tensione 20 kV per consentire l’alimentazione del cantiere ed una seconda alimentazione degli ausiliari di centrale attraverso un trasformatore da 5 MVA.

3.7.2.10 Sistemi di contenimento e trattamento degli inquinanti

La Società TECNOPLAN s.r.l. proponente il progetto, è particolarmente sensibile ai problemi connessi con la salvaguardia dell’ambiente e pertanto vengono proposti sistemi di tecnologia tale da minimizzare l’impatto dell’impianto di produzione sul territorio sia per quanto riguarda il trattamento di effluenti liquidi e gassosi, sia per quanto concerne il rumore prodotto dalle apparecchiature. Ciò consente il pieno rispetto delle norme di legge in materia.

• Contenimento delle emissioni

La formazione di NOx verrà minimizzata mediante l’utilizzo di combustori del tipo DLN (Dry Low NOx) di moderna concezione. Questi combustori realizzano una migliore configurazione del profilo di fiamma, in quanto minimizzano i picchi di temperatura, che sono i principali responsabili della produzione di NOx. Con questo tipo di combustori non è richiesta l’iniezione di acqua o vapore in camera di combustione.

Con la combustione di solo gas naturale sono assenti le emissioni di SO2 e polveri.

• Dispersione nell’atmosfera

La concentrazione al suolo degli inquinanti emessi da una sorgente puntiforme, qual è assimilabile un impianto termoelettrico , è tanto minore quanto maggiore è la diluizione e dispersione degli effluenti nell’ambiente. Per ottenere ciò è necessario far raggiungere agli effluenti quote elevate. La quota effettiva del rilascio è dovuta all’altezza fisica del camino incrementata dell’innalzamento dei fumi dovuto agli effetti congiunti della velocità di uscita dei gas e della loro temperatura.

A tale scopo, date le caratteristiche dei fumi, è stato scelto un camino realizzato con una canna metallica di circa 6,4 m di diametro e di altezza pari a 60 m.

La caldaia ausiliaria, il cui funzionamento sarà limitato alle sole fasi di avviamento da freddo dell’impianto (circa 150 ore complessive annue) sarà anch’essa alimentata a solo gas naturale e sarà dotata di camino di altezza non inferiore ai 20 m.

• Trattamento degli effluenti liquidi

Le acque reflue trattate dall’impianto di trattamento degli effluenti liquidi provengono essenzialmente: dal sistema di raccolta delle acque meteoriche potenzialmente inquinabili da oli, dalla rigenerazione delle resine dell’impianto di

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demineralizzazione, dagli scarichi civili e dai periodici lavaggi delle apparecchiature.

Gli effluenti dell’impianto saranno costituiti dalle acque meteoriche (acque bianche) e dalle acque reflue.

Le acque meteoriche o acque bianche sono costituite da acque piovane che verranno scaricate direttamente; mentre le acque reflue sono costituite dalle seguenti tipologie:

• Acque potenzialmente inquinabili da oli; tali scarichi derivano principalmente dagli spurghi e lavaggi di aree coperte inquinabili da oli (essenzialmente di edifici dove è dislocato il macchinario), dalle acque piovane provenienti dalle zone potenzialmente inquinabili da oli (aree scoperte adibite alla movimentazione degli oli lubrificanti).

• Acque acide o alcaline; sono costituite dai reflui dell’impianto di demineralizzazione e dagli spurghi vari provenienti dal ciclo acqua-vapore.

• Acque sanitarie; sono costituite dagli effluenti provenienti da i servizi igienici, dalle docce degli spogliatoi, e dai refettori;

• Acque piovane, delle aree sicuramente non inquinabili da oli. Esse saranno scaricate al corpo recettore .

Tutte le acque reflue vengono raccolte in collettori fognari separati e inviate all’impianto di trattamento, dove subiscono vari trattamenti (disoleazione, neutralizzazione, chiarificazione, sterilizzazione ecc) e da cui escono le acque depurate ed i residui del trattamento (fanghi).

L’acqua depurata, dopo gli opportuni controlli, viene inviata al corpo recettore (Fiume Potenza) o in alternativa recuperata per i servizi vari di centrale. Le acque piovane sicuramente non inquinabili saranno inviate direttamente al corpo recettore previo passaggio in una vasca di sedimentazione di prima pioggia.

• Rumore e vibrazioni

Allo scopo di contenere il livello di rumore (sia nell’ambiente di lavoro che in quello esterno al perimetro di centrale), in tutte le specifiche di acquisizione del macchinario e dei componenti che possono essere sorgenti di rumore sono imposti limiti al livello di pressione acustica sia come valori medi sia come valori puntuali intorno a ciascun macchinario.

In ogni caso il livello medio globale ad 1 m dalla sorgente non potrà risultare superiore a 83 dB (A).

I vari costruttori rispettano le prescrizioni sopra indicate con particolari accorgimenti costruttivi, con l’installazione di silenziatori o con cappottature fonoassorbenti del macchinario stesso.

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Per il turbogas in particolare il silenziatore aria aspirazione è posto a valle del sistema di filtrazione ed è costituito da pannelli fonoassorbenti realizzati da materassini in lana di vetro avvolti in un tessuto di fibra di vetro e contenuti in lamiera forata di acciaio zincato fissata ad opportune cornici di rinforzo.

Il cassone di contenimento dei pannelli è a struttura portante in lamiera di acciaio. Sugli scarichi delle valvole di sicurezza installate sul G.V.R., sullo scarico degli eiettori di avviamento e quelli di avviamento della caldaia ausiliaria, sono installati appositi silenziatori idonei a ridurre il livello globale di pressione sonora a 90 dB (A); ciò nella condizione di massima portata degli sfiati stessi e con un rumore di fondo di 78 dB (A), a 20 m di distanza e ad 1 m di altezza dal piano di installazione del silenziatore stesso. A riguardo si precisa che tali scarichi sono saltuari e rimangono in servizio per breve durata di tempo.

Ulteriore provvedimento riguarderà l’installazione al chiuso in edifici, per quanto funzionalmente possibile, del macchinario rotante.

Per quanto riguarda le vibrazioni, considerate le caratteristiche del progetto ed in particolare la necessità di garantire il corretto funzionamento delle macchine, queste sono controllate alla sorgente e pertanto non è ipotizzabile una perturbazione significativa nell’ambiente circostante. Una loro eventuale insorgenza sarebbe indice di un malfunzionamento del macchinario e il sistema di protezione provocherebbe l’arresto immediato del gruppo.

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3.7.2.11 Sistemi di produzione e distribuzione fluidi ausiliari per gli usi di centrale

Per il corretto funzionamento dell’impianto sono previsti i seguenti sistemi ausiliari:

• acqua raffreddamento in ciclo chiuso apparecchiature e macchinari comprendente:

• N. 2 pompe di circolazione, una batteria di aerotermi a tiraggio forzato costituita da fasci tubieri a tubi alettati, per la realizzazione del circuito medesimo;

• aria compressa, comprendente:

• N. 2 compressori rotativi al 100% di tipo non lubrificato, N. 2 serbatoi di accumulo dell’aria compressa, dei quali uno per aria servizi ed uno per aria strumenti;

• un impianto di essiccamento dell’aria del tipo a sali di silicio, costituito da due sezioni in parallelo, delle quali una in normale esercizio e l’altra è in rigenerazione automatica;

• N. 2 reti di distribuzione indipendenti, una dedicata all’aria servizi l’altra all’aria strumenti; quella dell’ aria servizi viene selezionata, tramite valvola di intercettazione automatica on-off, in caso di bassa pressione nel serbatoio aria strumenti;

• acqua industriale e acqua demineralizzata comprendenti:

• N° 1 serbatoio di accumulo, dell’acqua industriale impiegata per gli usi vari di centrale e per l’alimentazione dell’impianto antincendio; sono previste 2 pompe al 100% per la distribuzione di acqua industriale alle utenze dell’impianto e due pompe al 100% per l’alimentazione dell’impianto di demineralizzazione; una rete di tubazioni e valvole;

• Impianto di produzione acqua demineralizzata del tipo a scambio ionico;

• N° 1 serbatoio di accumulo dell’acqua demineralizzata per il reintegro del ciclo termico, due pompe di distribuzione al 100%, tubazioni e valvole;

• vapore ausiliario comprendente:

• una rete di distribuzione del vapore alimentata tramite valvole di regolazione della pressione dal G.V.R., (uscita SH M.P. e dal VRF) in condizioni di esercizio normale, e da una caldaia ausiliaria in avviamento consentirà l’alimentazione delle tenute turbina e vapore, degli eiettori del vuoto di avviamento ed il riscaldamento del gas naturale;

• antincendio comprendente:

• N° 2 pompe principali antincendio ciascuna al 100%, delle quali una azionata da motore elettrico e una da motore diesel;

• N° 1 pompa ed un serbatoio polmone per la pressurizzazione della rete;

• N° 1 rete di distribuzione , per la protezione di apparecchiature ed edifici, comprendente anche la rete idranti di piazzale;

• sistemi attivi di difesa che hanno lo scopo di individuare tempestivamente, contenere e spegnere un eventuale incendio; essi sono costituiti da:

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- sistemi rivelazione automatica di incendio;

- impianti fissi automatici o manuali ad acqua, schiuma, polvere o a gas estinguenti ed estintori portatili e carrellati.

• climatizzazione degli edifici

• Il sistema consente, nel rispetto della normativa vigente, di assicurare adeguate condizioni igienico sanitarie per il personale di esercizio e manutenzione, nonché il coretto funzionamento di macchinari ed apparecchiature. L’impianto sarà suddiviso in zone nelle quali possono essere previste le seguenti funzioni:

- Ventilazione;

- Riscaldamento;

- Condizionamento.

3.7.2.12 Sistemi di automazione

Il progetto prevede sistemi di automazione distinti per le funzioni di controllo e di protezione.

Più in particolare il sistema di controllo (regolazione e comandi) è progettato per mantenere i parametri dell’impianto, sia durante il normale funzionamento, sia nel corso di transitori, entro valori limite che impediscano la degenerazione dei parametri stessi.

Esso è inoltre progettato con opportune ridondanze, in modo che il malfunzionamento di sue parti venga diagnosticato automaticamente per confronto, escludendole dal contributo al controllo. Nel caso in cui il guasto non possa venire risolto immediatamente, il sistema si configura in modo da portare l’impianto verso condizioni sicure, e se necessario, alla fermata.

Qualora i parametri dell’impianto superino i valori limite previsti, un sistema di protezione, indipendente da quello di controllo, interviene mandando in blocco la turbina a gas con l’arresto immediato della combustione ed eliminando quindi pericoli di propagazione di guasti.

Un sistema distinto prova con continuità il funzionamento delle varie parti del sistema di protezione, segnalandone qualsiasi guasto, anche latente, con un allarme in Sala Manovre.

L’impianto è inoltre progettato in modo da non avere funzionamenti diversi da quanto pianificato (per es. attraverso l’uso estensivo delle sequenze automatiche, che non permettono all’operatore funzionamenti non previsti a progetto; in caso di insorgenza di vibrazioni o rumori anomali la macchina interessata viene messa fuori servizio, ecc.)

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Per il controllo e la gestione dell’impianto in assetto di ciclo combinato sarà prevista una sala manovra integrata nell’edificio servizi di esercizio posto nelle immediata adiacenze alla Sala Macchine ed a essa collegato.

3.7.3 Criteri di progetto relativi a malfunzionamenti e ad aspetti incidentali

3.7.3.1 Generalità

Nel seguito sono esposti i criteri di progetto e le predisposizioni adottate per prevenire gli incidenti ed i malfunzionamenti ipotizzabili durante la vita dell’impianto, nonché i sistemi e gli accorgimenti previsti per il contenimento dei loro effetti tramite un’efficace manutenzione ed un corretto esercizio. I programmi di manutenzione pianificati con il funzionamento dell’impianto consentono infatti controlli adeguati secondo quanto richiesto dai costruttori e dalla Società proponente il progetto.

Ciò garantisce da penalizzazioni dovute sia ad eventuali riduzioni di rendimento, sia ad emissioni fuori dalla norma.

Di seguito sono riportati i criteri di progetto relativi a:

• Eventi naturali di origine esterna;

• Effluenti liquidi;

• Sistemi relativi a gas infiammabili;

• Olio lubrificante;

• Olio dielettrico.

3.7.3.2 Eventi naturali

La zona è classificata come zona due secondo la vecchia normativa antisismica e come classe 2 secondo la nuova normativa antisismica e pertanto le opere saranno realizzate in accordo alla nuova normativa. L’impianto è ubicato nell’area orientale del Comune di San Severino Marche.

Le opere relative all’impianto saranno realizzate ad una quota di 177 m s.l.m.m. che coinciderà con la quota zero d’impianto.

3.7.3.3 Effluenti liquidi

Il sistema di rilascio all’ambiente delle acque dal sistema di trattamento viene attivato normalmente solo dopo che le caratteristiche dell’acqua trattata soddisfano i requisiti richiesti; pertanto eventuali anomalie al sistema non comportano rilasci incontrollati all’esterno.

3.7.3.4 Sistemi relativi a gas infiammabili

3.7.3.4.1 Alimentazione, trattamento e distribuzione gas naturale

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• Gasdotto

Per la realizzazione del gasdotto sarà rispettata la norma di sicurezza per il trasporto del gas naturale con densità ≤0,8 in funzione della classificazione definita nel DM 24/11/84 sia per quanto riguarda il materiale, lo spessore dei tubi, le prove e controlli in officina, il sezionamento in tronchi, le modalità di posa in opera, il collaudo in opera delle condotte e la protezione delle stesse dalle azioni corrosive.

Le scelte di prevenzione consistono in una ampia gamma di interventi tecnici di diversa natura quali:

• le condotte classificate di 1a specie (avendo una pressione > 24 bar), saranno poste ad una distanza non inferiore a 100 m dai fabbricati appartenenti a nuclei abitati o, in alternativa, saranno dimensionate per la pressione massima di esercizio maggiorata del 25%; per dette condotte le saldature saranno radiografate;

• in caso di attraversamenti di strade, fognature, cunicoli per cavi elettrici ecc., le condotte saranno messe in opera all’interno di un tubo di protezione in acciaio munito di appositi sfiati verso l'atmosfera;

• la profondità di interramento non sarà mai inferiore a 1,5 m e tale comunque da evitare rotture delle tubazioni dovute a cause meccaniche esterne;

• le condotte saranno dotate di rivestimento esterno avente lo scopo di proteggerle dalle azioni corrosive; in aggiunta è prevista la protezione catodica.

Con detti interventi non sono ipotizzabili anomalie, incidenti o malfunzionamenti tali da dar luogo ad interferenze di tipo ambientale. In particolare con l’elevata profondità di posa delle condotte e l’utilizzo del tubo di protezione viene meno quella che le statistiche indicano come la causa più significativa di rottura della tubazione, e cioè l’azione di forze meccaniche esterne.

• Stazione trattamento gas naturale e linee di distribuzione nell’area di centrale

I principali criteri adottati per garantire la sicurezza di installazioni di trattamento e distribuzione ai turbogas di gas naturale sono:

• assicurare margini di resistenza consistenti nel dimensionamento di tubazioni e componenti nei confronti di sovrapressioni;

• recintare e controllare le installazioni per evitare l’accesso di personale esterno;

• mantenere distanze adeguate tra impianti e installazioni esterne;

• privilegiare le installazioni all’aperto e comunque assicurare continui ricambi di aria negli ambienti interessati da installazioni;

• realizzare gli impianti elettrici a norme CEI;

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• monitorare gli ambienti per rilevare eventuali fughe;

• automatizzare il controllo del processo;

• assicurare una realizzazione di qualità e la manutenzione degli impianti.

Tali criteri sono alla base della normativa italiana ed internazionale più recente in base alla quale l’intero sistema sopra descritto è progettato.

In particolare il complesso delle apparecchiature installate nella stazione di trattamento e misura sono progettate secondo gli standard adottati da SNAM per l’intera rete di distribuzione nazionale e risultano conformi al DM 24/11/84 ed alla normativa italiana vigente ( UNI-CIG, ISPESL).

In generale le distanze tra gli impianti di trattamento ed altri manufatti interni ed esterni all’impianto risultano superiori a quanto previsto dalle norme citate.

Per il progetto delle tubazioni di distribuzione all’interno dell’impianto, è impiegata la normativa ANSI B31.1 che comporta, a parità di pressione e temperatura, l’adozione di spessori maggiori rispetto a quelli risultanti dall’applicazione del DM 24/11/84.

I criteri di progettazione del sistema di distribuzione del gas nell’area dell’impianto consentono di ritenere che eventi incidentali quali la rottura di una tubazione di distribuzione siano estremamente improbabili.

Ciò sulla base delle seguenti considerazioni:

• tutto il sistema di distribuzione si sviluppa all’interno dell’area di centrale quindi in zona ad accesso controllato per mezzi e persone;

• la stazione di trattamento collocata all’aperto si trova, oltre che all’interno dell’area di impianto, anche all’interno di una ulteriore area protetta da recinzione;

• la particolare sistemazione delle tubazioni e delle apparecchiature della stazione di trattamento;

• le tubazioni di collegamento tra la stazione di trattamento ed il turbogas corrono su un pipe-rack all’aperto al di sopra di + 5,0 m rispetto alla quota dei piazzali, quindi al di fuori della sagoma dei normali mezzi o veicoli in transito nell’area di impianto.

Tuttavia per prevenire possibili rilasci di gas naturale di una certa consistenza all’ambiente, in caso di drastica riduzione della pressione nella tubazione di alimentazione ai turbogas è prevista la chiusura automatica delle valvole di blocco. Risulterà pertanto, anche in questa ipotesi, non significativa la quantità di gas naturale rilasciata.

Inoltre la stazione di decompressione metano è dotata di sistemi di rilevazione incendi il cui intervento provoca la chiusura automatica delle valvole di blocco.

Per quanto riguarda la zona relativa alle turbine a gas, le apparecchiature di regolazione ed intercettazione (blocco) del gas sono previste in cabinati confinati dotati di

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appropriati impianti di ventilazione, di sistemi di protezione incendio e di rilevazione perdite.

Al fine di impedire la propagazione di perdite di gas all’ambiente, è previsto che l’intervento del sistema rivelazione perdite provochi la chiusura rapida della valvola di blocco del combustibile e quindi il fuori servizio della turbina a gas.

L’intervento di tale valvola di blocco provoca anche la chiusura automatica della valvola di intercettazione del gas della relativa stazione di decompressione metano.

3.7.3.4.2 Idrogeno alternatore

I principali criteri di sicurezza adottati sono i seguenti:

• adozione di idonee distanze di sicurezza per il parco bombole da altri edifici, segregazione dei pacchi bombole con pareti in calcestruzzo armato;

• collettore verso alternatore incamiciato in tubazione metallica di guardia con sfiato esterno a quota elevata;

• sfiati e scarichi valvole di sicurezza ugualmente convogliati da uno sfiato esterno a quota elevata;

• impianto di lavaggio con CO2 per la messa in sicurezza delle tubazioni e dell’alternatore;

• adozione di aperture di ventilazione a tiraggio naturale in Sala Macchine e di volumetrie tali da assicurare ampi ricambi d’aria in caso di fughe dai circuiti dell’alternatore;

• impianti elettrici a norme CEI 31/30 in esecuzione stagna AD-PE;

• collegamenti elettrici di messa a terra di tutte le apparecchiature metalliche e della copertura del locale deposito idrogeno e relative guide per protezione da scariche atmosferiche e da formazione di scintille;

• impianto di rilevazione di fughe.

3.7.3.5 Olio lubrificante

Le principali utenze che necessitano di lubrificazione sono la turbina a gas, la turbina a vapore e l’alternatore.

La quantità globale di olio di lubrificazione per tutte le utenze di centrale è intorno ai 20 m3 (comprese le altre apparecchiature minori).

La quantità di olio contenuto nella cassa olio unica per le due turbine (a gas ed a vapore) è pari a circa 15 m3 .

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E’ previsto un deposito oli lubrificanti adiacente alla Sala Macchine costituito da due serbatoi di stoccaggio, dei quali uno dedicato a contenere una nuova carica, e l’altro per contenere olio esausto.

I serbatoi di stoccaggio ed il serbatoio di servizio delle turbine sono protetti con sistemi antincendio fissi ad acqua frazionata ad intervento automatico.

Le aree ove sono installati i serbatoi suddetti sono dotate di fogna industriale per acque inquinabili da oli per la raccolta ed il convogliamento delle perdite al sistema centralizzato di trattamento delle acque reflue.

In una sezione ad hoc di tale impianto è effettuata la separazione e la raccolta degli oli.

Mediamente la sostituzione completa di una carica di olio di lubrificazione viene effettuata circa ogni due anni sia per il macchinario principale che per quello ausiliario. I consumi per rabbocchi, sostituzione e pulizia filtri sono stimati dell’ordine del 2% all’anno.

Gli oli per lubrificazione devono presentare scarsa volatilità, scarsa facilità a formare schiuma, buona untuosità e buona adesività; non devono contenere sostanze granulose, acidi inorganici, alcali, acqua, sapone, asfalti, pece, sostanze resinose ne alcuna altra sostanza che possa interferire con le proprietà lubrificanti e sia dannosa ai metalli con i quali viene a contatto.

Per maggiore completezza si riportano le principali caratteristiche degli oli di lubrificazione:

classe di viscosità CEI/ISO 32

densità a 15° C 0,88 kg/l

viscosità a 100° C 1,4 °Engler

punto di infiammabilità > 180 °C

punto di scorrimento < -12 °C

3.7.3.6 Olio dielettrico

Nell’impianto a ciclo combinato sono impiegate circa 80 t di olio minerale dielettrico per trasformatori (principale e dei servizi ausiliari).

L’olio minerale isolante è del tipo non inibito, senza alcun additivo antiossidante, conforme alle vigenti norme CEI 10 - 1 del 1987, esente da policlorobifenile.

Il consumo dell’olio per trasformatori è pressoché nullo.

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Sotto ogni trasformatore è prevista una ghiotta di raccolta di acqua piovana e di eventuali perdite d’olio.

Tali ghiotte sono raccordate ad una vasca di separazione acqua – olio.

La vasca di separazione acqua – olio è dimensionata per contenere un quantitativo di olio pari alla carica del trasformatore principale di maggiori dimensioni.

Da detta vasca di accumulo l’olio viene recuperato per essere riprocessato. L’acqua meteorica e l’eventuale acqua antincendio viene invece inviata alla sezione acque inquinabili da oli dell’impianto di trattamento acque reflue di centrale..

Ogni trasformatore è dotato di sistema fisso antincendio ad acqua frazionata , con intervento automatico

3.7.4 Opere principali costituenti l’impianto

L’impianto occupa una superficie complessiva di circa 11a comprese le apparecchiature A.T. attigue all’impianto e le aree per l’installazione provvisoria di cantiere.

La sistemazione della centrale è riportata nella planimetria generale d’impianto di Fig3.5– I allegata.

L’impianto è suddiviso nelle seguenti aree:

• Isola produttiva (Fig 3.7 – III /IV) costituita da :

• Sala macchine : occupa una superficie di circa 210 m2, ha un volume di circa 47.000 m3 ed è alta circa 23 m.

Sarà realizzata con strutture portanti in carpenteria metallica e tamponature laterali e di copertura in pannelli di lamiera grecata e verniciata di tipo “sandwich”.

Al suo interno sono installate la turbina a gas, la turbina a vapore, l’alternatore, le apparecchiature ausiliarie del macchinario principale e quelle degli ausiliari del ciclo termico ( pompe, scambiatori ecc.. ).

Detto edificio è dotato di carroponte necessario per effettuare le operazioni di manutenzione.

Adiacenti sono previsti i locali quadri elettrici e di automazione che occupano una superficie di 650 m2 ed hanno un volume di 5000 m3.

• Generatore di vapore a recupero (G.V.R.) e relativa ciminiera : il G.V.R. è di tipo orizzontale posto in serie al condotto di scarico della turbina a gas. Esso occupa, compreso il condotto di raccordo con la turbina a gas ed apparecchiature ausiliarie, una superficie di circa 1100 m2 ed ha un volume di circa 18.000 m3.

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La ciminiera collegata direttamente al condotto di scarico del G.V.R. ha un diametro di 6.4 m ed è alta 60 m.

• Filtro aspirazione della turbina a gas: previsto adiacente alla sala macchine è costituito da un cassone di contenimento in lamiera metallica portante, sorretto da una struttura in carpenteria di profilati metallici ad una quota di circa 6 m dal piano di piazzale. Occupa una superficie di circa 220 m2; il suo volume è circa 1900 m3.

• Area trasformatori: prevista di fronte alla sala macchine ed ospita il trasformatore principale, quelli dei servizi ausiliari e del sistema di eccitazione ed il diesel di emergenza. Detta area ha una superficie di circa 450 m2 ed un volume di circa 3500 m3.

• Sistemi di raffreddamento : costituiti dal condensatore e dagli aerotermi per il raffreddamento dell’acqua in ciclo chiuso, impiegato per il raffreddamento del macchinario principale ed ausiliario dell’impianto. Essi hanno rispettivamente una superficie:

Condensatore: circa 2.900 m2, il volume delle apparecchiature di scambio è di circa 46.000 m3(Figura 3.5-II allegata);

Aerotermi: circa 330 m2; il volume delle apparecchiature di scambio è di circa 500 m3.

• Edifici logistici e di servizio costituiti da:

• Edificio servizi di esercizio comprendente officina, magazzino, spogliatoi per il personale di esercizio, uffici e la Sala Manovre dell’impianto. Esso è costituito da due corpi tra loro integrati ed occupa una superficie di 950 m2 ed ha un volume di circa 6.500 m3. L’edificio sarà realizzato da strutture(plinti, pilastri, travi , solai) e tamponature in cemento armato prefabbricato; le tamponature dell’officina e del magazzino saranno del tipo a finitura piana ,mentre quelle della parte uffici e servizi saranno a finitura granigliato con intestate fasce per prese di luce (finestrature).

• Edificio produzione acqua demineralizzata e antincendio : occupa una superficie di 450 m2 ed ha un volume di circa 2800 m3. Sarà realizzato in struttura metallica portante e tamponature in pannelli di lamiera grecata di tipo “sandwich”.

• Edificio portineria, comprendente anche infermeria, spogliatoi e refettorio. Esso occupa una superficie di circa 280 m2 ed ha un volume di circa 1200 m3. Sarà realizzato prevedendo strutture e tamponature in cemento armato prefabbricato.

• Aree di parcheggio interna ed esterna all’impianto, saranno coperte da tettoie metalliche ed occupano complessivamente, comprese le aree di manovra, una superficie di circa 250 m2.

• Area stazione regolazione gas naturale : occupa un’area recintata di circa 2.000 m2; le apparecchiature di regolazione della pressione sono previste sotto tettoia realizzata in struttura metallica con tetto a falda sfuggente verso l’alto di circa 125 m2.

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• Area impianto trattamento acque reflue, serbatoi stoccaggio acque varie e caldaia ausiliaria: occupa una superficie di circa 2.700 m2

• Area depositi vari: a cui è dedicata una superficie di circa 800 m2 , di cui circa 90 m2 coperti (deposito solventi e vernici) per un volume di circa 300 m3.