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Sintesi Non Tecnica AIA Allegato 12 Domanda di AIA

Gas Natural

Novembre 2009

Sintesi Non Tecnica AIA

Terminale di rigassificazione di GNL di Zaule (TS) Gas Natural

Allegato 12 - Sintesi Non Tecnica AIA.doc

Novembre 2009

Titolo Progetto: Sintesi Non Tecnica AIA

Sito: Terminale di rigassificazione di GNL di Zaule (TS)

N° Progetto: 43986424

Nome del Contatto presso il Cliente:

Ciro Garcia Armesto

Nome della Società Cliente:

Gas Natural

Emesso Da: URS Italia S.p.A. - Via Watt, 27 - 20143 Milano

Percorso di Creazione / Approvazione del Documento

Versione: Rev. 0

Nome Firma Data Ruolo

Preparato da Simona Perissinotto, Tommaso Pittini

Giugno 2009 Senior Consultant

Controllato da Carlota Arquiaga Giugno 2009 Project Manager

Approvato da Fabio De Palma Giugno 2009 Director

Percorso di Revisione del Documento

Versione Data Dettagli delle Revisioni

0 Maggio 2009 Versione Originale

1 Giugno 2009 Commenti dal Cliente




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LIMITI

URS ha preparato il presente Rapporto affinché venga usato unicamente da Gas Natural secondo quanto indicato dal Contratto che regola la prestazione del presente servizio. Nessun’altra garanzia, espressa o implicita, è data sulla consulenza professionale inclusa nel presente Rapporto o su qualsiasi altro servizio da noi fornito. Sul presente Rapporto non dovrà far affidamento nessun’altra parte senza il previo ed espresso accordo scritto di URS. Salvo quanto altrimenti indicato nel presente Rapporto, la valutazione fatta parte dall’assunzione che i siti e le strutture continueranno ad essere utilizzate nel modo presente, senza apportare significativi cambiamenti. Le conclusioni e raccomandazioni formulate nel presente Rapporto sono basate sulle informazioni fornite da altri, assumendo che tutte le informazioni rilevanti siano state fornite da coloro ai quali sono state richieste. Le informazioni ottenute da terzi non sono verificate in modo indipendente da URS, salvo che non venga diversamente indicato nel Rapporto.

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COPYRIGHT

© Il presente Rapporto è di proprietà di URS Italia S.p.A. e URS Corporation Limited. Qualsiasi riproduzione non autorizzata o utilizzo da parte di qualsiasi soggetto, al di fuori del suo destinatario, è strettamente proibito.




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INDICE

Sezione N° di Pag.

INTRODUZIONE ........................................................................................................................... 1

1. INQUADRAMENTO URBANISTICO E TERRITORIALE DELL’IMPIANTO IPPC ................................................................................................................................. 2

1.1. Ubicazione ...................................................................................................................... 2 1.1.1. Il Porto di Trieste .............................................................................................................. 2 1.1.2. Individuazione del sito ...................................................................................................... 3 1.2. Strumenti di pianificazione paesaggistica, urbanistica e territoriale ....................... 4 1.2.1. Coerenza del progetto con gli strumenti di pianificazione paesaggistica,

urbanistica e territoriale .................................................................................................... 5 1.3. Regime vincolistico ....................................................................................................... 6 1.3.1. Patrimonio storico - architettonico – culturale .................................................................. 6 1.3.2. Aree naturali protette o sottoposte a regime di salvaguardia .......................................... 6 1.3.3. Coerenza del progetto con il regime vincolistico.............................................................. 7

2. CICLI PRODUTTIVI ......................................................................................................... 8

2.1. Infrastrutture a mare per accesso, manovra, e attracco delle navi metaniere ........................................................................................................................ 8

2.2. Sistema di trasferimento e stoccaggio temporaneo del GNL ................................... 8 2.2.1. Bracci di scarico e collettori di trasferimento.................................................................... 8 2.2.2. Serbatoi di stoccaggio temporaneo.................................................................................. 9 2.2.3. Produzione dei vapori di boil-off..................................................................................... 10 2.3. Rigassificazione del GNL ............................................................................................ 11 2.3.1. Sistema di recupero dei vapori di boil-off ....................................................................... 11 2.3.2. Condensatore di boil-off ................................................................................................. 11 2.3.3. Pompe di alimento vaporizzatori .................................................................................... 12 2.3.4. Vaporizzatori .................................................................................................................. 12 2.4. Impianti ausiliari e di servizio ..................................................................................... 15 2.5. Opere civili a mare ....................................................................................................... 15 2.6. Opere civili a terra........................................................................................................ 15 2.7. Opere accessorie ......................................................................................................... 16 2.8. Materie prime e prodotti intermedi ............................................................................. 16 2.9. Consumi idrici .............................................................................................................. 16 2.9.1. Acque di processo.......................................................................................................... 16 2.9.2. Acqua ad uso domestico................................................................................................ 17 2.9.3. Servizi ausiliari ............................................................................................................... 17

3. ENERGIA....................................................................................................................... 18

3.1. Produzione di energia.................................................................................................. 18 3.2. Consumo di energia..................................................................................................... 18

4. EMISSIONI..................................................................................................................... 19

4.1. Emissioni in atmosfera................................................................................................ 19 4.2. Scarichi idrici................................................................................................................ 19 4.3. Emissioni sonore ......................................................................................................... 20




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INDICE

Sezione N° di Pag.

4.4. Rifiuti ............................................................................................................................. 22

5. SISTEMI DI ABBATTIMENTO/CONTENIMENTO ........................................................ 28

5.1. Emissioni in atmosfera................................................................................................ 28 5.2. Emissioni in acqua....................................................................................................... 28 5.3. Emissioni sonore ......................................................................................................... 29 5.4. Emissioni al suolo (rifiuti) ........................................................................................... 29

6. BONIFICHE AMBIENTALI ............................................................................................ 30

7. STABILIMENTI A RISCHIO DI INCIDENTE RILEVANTE............................................ 31

8. VALUTAZIONE INTEGRATA DELL’INQUINAMENTO................................................ 32

8.1. Emissioni in atmosfera................................................................................................ 32 8.2. Scarichi idrici................................................................................................................ 32 8.3. Emissioni sonore ......................................................................................................... 33 8.4. Rifiuti ............................................................................................................................. 33 8.5. Consumi energetici ...................................................................................................... 33 8.6. Adozione delle migliori tecniche disponibili ............................................................. 34 Indice delle Figure

Figura 1-1: Ubicazione del sito ...................................................................................................... 2 Figura 1-2: Il Porto di Trieste ......................................................................................................... 3 Figura 1-3: Planimetria dell’area interessata dall’impianto di rigassificazione di GNL.................. 4 Figura 2-1 – Schema di flusso generale dell’impianto ................................................................ 14

Indice delle Tabelle

Tabella 4-1: Rifiuti prodotti e modalità di stoccaggio................................................................... 23




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INTRODUZIONE

La modulistica della Regione Friuli Venezia Giulia ai fini della preparazione della Domanda di Autorizzazione Integrata Ambientale ai sensi del D.Lgs. 152/06 comprende la predisposizione di vari Documenti e Allegati tra i quali una Sintesi Non Tecnica.

Il presente documento riporta la Sintesi Non Tecnica sopra menzionata.




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1. INQUADRAMENTO URBANISTICO E TERRITORIALE DELL’IMPIANTO

IPPC

1.1. Ubicazione

Gas Natural intende realizzare l’impianto di rigassificazione di GNL in località Zaule, all’interno del porto di Trieste.

La città di Trieste è situata nell'estremo nord-est del territorio italiano, vicino al confine con la Slovenia, nella parte più settentrionale del Mare Adriatico e si affaccia sul Golfo che prende il suo nome. Nonostante la vicinanza al mare, il territorio cittadino presenta una morfologia collinare. Il monte Carso, ad esempio, raggiunge la quota di 458 metri sul livello del mare, trovandosi a una decina di chilometri di distanza dal centro città. La città è circondata dall'Altopiano Carsico.

La Figura 1-1 mostra l’ubicazione dell’area interessata dall’intervento.

Figura 1-1: Ubicazione del sito

1.1.1. Il Porto di Trieste

Il porto di Trieste si trova nella zona centrale della Baia di Muggia, a nord del Mare Adriatico e rappresenta un punto strategico del Mediterraneo verso il centro d’Europa.




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Il porto occupa una superficie di più di due milioni di metri quadri lungo 20 km di costa, dei quali 1.765.000 m2 corrispondono alle seguenti zone franche:

• Punto Franco Vecchio,

• Punto Franco Nuovo,

• Scalo Legnami,

• Punto Franco Oli Minerali,

• Punto Franco del Canale di Zaule.

I primi tre punti sono destinati alle attività commerciali, mentre gli altri due si utilizzano soltanto per attività industriali.

La Figura 1-2 riporta una rappresentazione del Porto di Trieste.

Figura 1-2: Il Porto di Trieste

1.1.2. Individuazione del sito

Il terminal di ricezione e rigassificazione di GNL si posizionerà nella zona portuale in località Zaule, nel Comune di Trieste, e occuperà parte dell’area utilizzata in passato per la raffinazione e lo stoccaggio di prodotti petroliferi dalla Esso.




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Il terminale di GNL occuperà complessivamente un’area di circa 8-9 ha a una quota di 4 m s.l.m. con coordinate geografiche dell’area centrale del sito di Latitudine 45°39’N e Longitudine 13°46’E.

Il sito dove è prevista la costruzione dell’impianto è di origine antropico, guadagnato al mare attraverso diversi riempimenti negli anni, che hanno modificato profondamente la linea di costa originale. La natura dei riempimenti varia da dragaggi derivati dalla costruzione del canale navigabile durante gli anni 60 a rifiuti inerti provenienti dalla demolizione, scavi e rifiuti urbani, e rifiuti dall’ex inceneritore del Comune di Trieste, includendo anche un’area in concessione dalla Capitaneria di Porto, tra 1953 e 1956 alla Società petrolifera Esso, per il deposito e interramento dei rifiuti derivati dal processo di raffinazione di oli minerali.

La Figura 1-3 mostra l’ubicazione del sito prescelto per la realizzazione del terminale di ricezione e di rigassificazione di GNL.

Figura 1-3: Planimetria dell’area interessata dall’impianto di rigassificazione di GNL

1.2. Strumenti di pianificazione paesaggistica, urbanistica e territoriale

Il paesaggio è definito dal Codice dei beni culturali e del paesaggio come una parte omogenea di territorio i cui caratteri derivano dalla natura, dalla storia umana o dalle reciproche interrelazioni, e rappresenta un fattore per il benessere individuale e sociale, contribuisce alla definizione dell'identità regionale e rappresenta una risorsa strategica che, se opportunamente valorizzata, diventa uno dei fondamenti su cui basare lo sviluppo economico. Gli strumenti di pianificazione paesaggistica, urbanistica e territoriale da




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considerare nell’ambito del progetto del terminale di rigassificazione di GNL di Zaule, sono i seguenti:

• Piano Urbanistico Regionale Generale;

• Piano Regolatore Generale Comunale del Comune di Trieste;

• Piano Regionale dei Porti;

• Piano Regolatore del porto del 1957;

• Piano di destinazione d'uso delle aree portuali del 1984.

1.2.1. Coerenza del progetto con gli strumenti di pianificazione paesaggistica,

urbanistica e territoriale

Dalla verifica del quadro programmatico che investe l'area in oggetto, e in considerazione della tipologia del progetto che si intende realizzare, deriva un giudizio di compatibilità positivo.

La mancanza di un Piano Regolatore Portuale ai sensi della L. 84/94, così come del Piano Infraregionale per l'EZIT ai sensi della L.R. 52/91, delega alla verifica della disciplina stabilita dal Piano Regolatore Generale del Comune di Trieste, conforme al Piano Urbanistico Regionale Generale, che per quest'area prevede funzioni portuali - industriali pienamente in sintonia con quanto proposto dal progetto.

D'altra parte la scelta di potenziare il settore energetico risulta essere in linea anche con le politiche poste in essere a livello statale, regionale e comunitario, che ovviamente per la loro scala di interpretazione, non definiscono a priori una specifica localizzazione, quanto la necessità per il Paese e la Regione di sviluppare la capacità ricettiva di Gas Naturale Liquido anche via mare, che oggi si limita al terminale presente nella provincia di La Spezia.

Per quanto riguarda il regime vincolistico, come sopra descritto, il sito di progetto si colloca a grande distanza dalle aree protette che insistono sul territorio provinciale, mentre l'area è interessata dal vincolo ex "Galasso" che richiederà uno svincolo paesaggistico, sebbene l'area (già discarica) si colloca in un contesto di strutture portuali ed industriali già definito storicamente e in sintonia con il progetto presentato.

Se il nuovo Piano Regolatore Portuale o accordi di altro tipo non si fossero nel frattempo attivati, per la realizzazione del progetto potrà eventualmente essere necessario predisporre una variante al Piano del 1957, ovvero integrare la previsione della Variante V e XII con la specificità di un terminale per GNL che oggi non è presente.

Per quanto riguarda inoltre il P.R.G.C. di Trieste, qualora la rettifica della linea di costa fosse differente da quella di Piano o nel frattempo il Comune non si fosse ancora dotato dello strumento della Flessibilità (L.R.52/91, art.30), potrebbe essere richiesta una Variante limitata al perimetro della linea di costa.




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In definitiva si conferma la compatibilità generale del progetto rispetto al quadro di riferimento programmatico, come peraltro già ravvisato dalla Direzione Centrale della Pianificazione Territoriale, Mobilità e Infrastrutture di trasporto della Regione con parere dd 27 aprile 2005.

Le opere da realizzarsi in aree che potrebbero essere assoggettate a eventuale bonifica a seguito del completamento dell’istruttoria condotta dal Ministero dell’Ambiente nell’ambito della Conferenza dei Servizi per il SIN di Trieste, dovranno essere realizzate solo ad avvenuto rilascio dell’apposita certificazione di avvenuta bonifica dell’area, sempre che non possano determinarsi delle sinergie tra le suddette eventuali attività di bonifica e i lavori di realizzazione del terminale espressamente approvate dal Ministero dell’Ambiente in quanto non in contrasto con gli obiettivi dell’intervento di bonifica stesso.

1.3. Regime vincolistico

1.3.1. Patrimonio storico - architettonico – culturale

Nell’area oggetto di studio sono presenti elementi di interesse storico-architettonico-artistico, culturale ed ambientale. Gli elementi che ricadono nell’area di studio sono principalmente i complessi urbanistici di Trieste e di Muggia, con i loro centri storici primari e castelli.

1.3.2. Aree naturali protette o sottoposte a regime di salvaguardia

Nell’area oggetto di studio sono presenti le seguenti aree naturali protette:

• 1 sito di interesse comunitario (SIC), classificato anche come zona di protezione speciale (ZPS);

• 2 proposte di sito di interesse comunitario (pSIC) e ZPS;

• 1 Riserva Regionale;

• 1 Biotopo .

Nello specifico il SIC/ZPS è denominato IT3340006 “Carso triestino e goriziano” e ricade in territorio italiano.

Le due aree pSIC/ZPS ricadono entrambe in territorio sloveno e sono denominate:

• SI5000023 “Kras”

• SI5000008 “Škocjanski zatok”.

La Riserva Regionale ricadente nell’area oggetto di studio è la riserva “Val Rosandra”, mentre il Biotopo è quello denominato “Laghetti delle Noghere”.




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1.3.3. Coerenza del progetto con il regime vincolistico

L’area di realizzazione dell’impianto non ricade in alcuna area naturale protetta. In relazione alla tipologia e all’ubicazione dell’opera non si ritengono comunque ipotizzabili impatti diretti di questa sulle aree naturali protette circostanti.




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2. CICLI PRODUTTIVI

Il terminale on-shore di ricezione e rigassificazione GNL di Zaule (TS) ha una potenzialità complessiva annua di 8•109 Sm³ di gas erogato ed è composto dalle seguenti strutture principali:

• infrastrutture a mare per accesso, manovra, e attracco delle navi metaniere;

• sistema di trasferimento e stoccaggio temporaneo del GNL;

• rigassificazione del GNL;

• impianti ausiliari e di servizio;

• opere civili principali ed accessorie.

Nei paragrafi seguenti si riporta una descrizione di tali sistemi.

2.1. Infrastrutture a mare per accesso, manovra, e attracco delle navi

metaniere

Le principali infrastrutture a mare per l’accesso, la manovra e l’attracco delle navi metaniere sono le seguenti:

• piattaforma di scarico;

• briccole di accosto e di ormeggio;

• pontile di collegamento e pipe-rack.

2.2. Sistema di trasferimento e stoccaggio temporaneo del GNL

2.2.1. Bracci di scarico e collettori di trasferimento

Una volta ormeggiata la metaniera, è possibile avviare le procedure di scarico di GNL e del suo trasferimento ai serbatoi criogenici. Le operazioni di scarico, altamente standardizzate, consistono principalmente nel trasferimento del prodotto stoccato nei serbatoi criogenici della nave tramite l’utilizzo di tre bracci di scarico da 16”.

Il GNL proveniente dai bracci di scarico verrà convogliato su una linea di trasferimento da 36” che trasporterà il prodotto dal molo ai serbatoi criogenici situati in area impianto.

I serbatoi criogenici delle navi metaniere operano ad una pressione tipica di 80 mbarg: al fine di mantenere tale valore di pressione anche durante le operazioni di scarico, una quantità di vapore di GN proveniente dai serbatoi di stoccaggio in impianto, avente volume pari al GNL in uscita dai serbatoi verrà restituito alla metaniera, mediante un apposito braccio di carico vapori, avente diametro pari a 24”.




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Il trasferimento del GNL sarà effettuato esclusivamente mediante le pompe di scarico del GNL presenti sulle metaniere. Le linee di trasferimento sono dimensionate in modo da rendere possibile il trasferimento del liquido criogenico dalla metaniera (pressione di 80 mbarg) ai serbatoi operanti ad una pressione leggermente più elevata (pressione operativa di 200 mbarg). Tali linee, a differenza dei bracci di scarico, saranno opportunamente coibentate al fine di ridurre al minimo lo scambio di calore con l’ambiente circostante.

La tipica portata di scarico di GNL da una metaniera è di 12.000 m3 h-1; le operazioni di scarico hanno una durata, a secondo del volume di GNL stoccato, di circa 12-15 ore.

La struttura di carico/scarico nave sarà predisposta con attrezzature per il rifornimento di azoto liquido e acqua potabile per le metaniere.

I bracci di scarico del GNL, dovendo trasferire il prodotto dalla nave metaniera ormeggiata, saranno dotati di appositi sensori di posizione che, collegati ad un sistema di supervisione e controllo dedicato, permettono di iniziare una procedura di sgancio rapido e successivo allontanamento della metaniera in caso fossero rilevati spostamenti non compatibili con la sicurezza delle operazioni. In particolare, nell’eventualità che i bracci di scarico compiano movimenti eccedenti i valori ammissibili, è previsto l’intervento di un sistema tarato su due livelli d’intervento; superato il primo livello di intervento, verrà inviato un segnale di fermata alle pompe di discarica della nave che andranno a, ridurre a zero la portata di GNL trasferito con la conseguente chiusura delle valvole di isolamento dei bracci di scarico e dei collettori di trasferimento e presentazione della nave. Superato il secondo livello di intervento, verrà azionato il sistema di sgancio di emergenza dei bracci permettendo alla metaniera di lasciare l’accosto senza che si verifichino rilasci significativi di GNL.

Un vasca di raccolta di versamenti di GNL (con capacità di circa 130 m3) sarà posizionata sulla briccola di accosto a ovest più vicina alla piattaforma La vasca di raccolta sarà dotata di pompe di estrazione di acqua che assicureranno la disponibilità del volume della vasca. .

Nel caso si renda necessario, lo svuotamento e l’inertizzazione delle linee di trasferimento del GNL dalla piattaforma di scarico ai serbatoi di stoccaggio sarà effettuato mediante spiazzamento con gas azoto.

2.2.2. Serbatoi di stoccaggio temporaneo

Per lo stoccaggio del GNL verranno utilizzati due serbatoi criogenici a contenimento totale. Ogni serbatoio ha una capacità geometrica di circa 150.000 m³ e una capacità operativa di 140.000 m³. I serbatoi scelti per il terminale di Zaule sono del tipo fuori terra a “contenimento totale”.

I serbatoi sono dedicati a stoccare in modo temporaneo il GNL proveniente dalla linea di trasferimento che potrà scaricare su ciascun serbatoio criogenico. Il GNL potrà essere immesso nei serbatoi indifferentemente dal basso e dall’alto al fine di favorire una corretta miscelazione del liquido.




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I serbatoi di stoccaggio del GNL garantiranno un contenimento totale, e saranno composti da un contenitore primario in acciaio idoneo per servizio criogenico e da un contenitore secondario in cemento armato. Tale tipologia di serbatoi è progettata e costruita in modo che il contenitore primario e il contenitore secondario siano entrambi in grado di contenere in modo indipendente il GNL immagazzinato. L’intercapedine tra il contenitore interno e quello esterno sarà riempita con un isolante termico avente opportune caratteristiche termiche e meccaniche.

Ogni serbatoio sarà dotato di 4+1R pompe di estrazione sommerse, in grado di garantire la portata di massima di progetto.

I serbatoi criogenici sono stati progettati per permettere una pressione operativa al loro interno pari a 200 mbarg; la pressione di progetto è pari a 300 mbarg. Il valore di pressione operativa è stato scelto appositamente leggermente più alto di quello dei serbatoi delle metaniere (80 mbarg) al fine di limitare la formazione eccessiva di vapori di GNL all’interno dei serbatoi criogenici, durante le operazioni di scarico nave.

Su ogni serbatoio la pressione operativa sarà controllata dai compressori di boil-off ; in particolare un controllore di pressione tarato a 200 mbarg posto sulla linea vapori in uscita dai serbatoi GNL governerà la regolazione della PCV posta sulla linea di ricircolo dei compressori, garantendo l’operatività dei serbatoi alla pressione operativa prescelta.

Livelli di pressione superiori alla pressione operativa comporteranno l’apertura progressiva di tre livelli di valvole con scarico dei vapori di GN in eccesso direttamente in atmosfera, solo nel caso ultimo di superaramento del terzo livello di sicurezza.

2.2.3. Produzione dei vapori di boil-off

Nonostante ogni parte dell’impianto sia progettata per limitare il più possibile gli scambi termici tra il GNL alla temperatura di circa – 160°C e l’ambiente circostante, è inevitabile la formazione all’interno dei serbatoi di stoccaggio del GNL di quantità non trascurabili di vapori di GNL, chiamati vapori di boil-off.

Parte dei vapori di boil-off andranno restituiti, in fase di scarico nave, alla metaniera al fine di permettere alla stessa di mantenere la sua pressione operativa ad una valore costante pari a 80 mbarg. Il volume di gas da restituire alla metaniera, è stato individuato essere pari a 10.000 m3 h-1. I vapori non restituiti alla nave devono invece essere trasferiti al condensatore al fine di essere riassorbiti nella corrente di GNL proveniente dai serbatoi criogenici.

Dal bilancio dei vapori di boil off in uscita dai serbatoi di stoccaggio del GNL risulta che durante le fasi di scarico nave i vapori da gestire sono una quantità assai più elevata di quelli che si formano per boil off termico durante le fasi di non scarico nave. Tale disparità ha indotto a prevedere l’installazione di tre compressori di boil off, di cui due utilizzati durante le fasi di scarico nave ed uno dedicato alle fasi di non scarico nave.




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2.3. Rigassificazione del GNL

2.3.1. Sistema di recupero dei vapori di boil-off

I vapori di boil-off che si sviluppano per evaporazione del GNL nei serbatoi di stoccaggio temporaneo vengono convogliati ai compressori e inviati, una volta compressi, al condensatore.

Come anticipato, la portata dei vapori di boil-off che viene inviata ai compressori di boil-off varia notevolmente in funzione di molteplici fattori; in particolare si individuano le seguenti situazioni:

• fase di ricircolo (non-scarico nave): i vapori di boil-off sono prodotti dal calore scambiato dai serbatoi di stoccaggio, dalle condotte di trasferimento e dal calore sviluppato dalle pompe immerse nei serbatoi stessi. In tale caso è in funzione un solo compressore che provvederà al trasferimento dei vapori di boil-off al sistema di condensazione. Da sottolineare che per gestire i vapori di boil-off in condizioni di ricircolo è stato previsto l’utilizzo di un solo compressore essendo le portate di vapore in gioco assai inferiori rispetto a quelle della fase di scarico nave;

• fase di scarico nave: oltre ai vapori prodotti nella fase precedente, si hanno i vapori generati dal calore sviluppato dalle pompe della nave ed i vapori di spiazzamento prodotti dall'aumento di volume di GNL nei serbatoi corrispondente alla portata di scarico del liquido dalla metaniera. Per gestire i vapori di boil-off durante la fase di scarico nave saranno previsti due compressori che avranno il compito di rinviare parte dei vapori di boil-off alla metaniera mediante il collettore dedicato da 24”.

Per mantenere la temperatura dei vapori di boil-off a valori inferiori a –150°C, è stato previsto un controllo di temperatura effettuato mediante iniezione di GNL nella corrente gassosa in aspirazione ai compressori (desurriscaldatore); aumenti eccessivi della temperatura di aspirazione si possono verificare naturalmente nella fase gassosa sovrastante il GNL nei serbatoi oppure nel caso in cui i compressori lavorino in riciclo.

Dopo l'iniezione di GNL i vapori di boil-off passano in un KO drum dove vengono abbattute le eventuali goccioline di liquido trascinate; il KO drum è provvisto di un demister (eliminatore di nebbie) per aumentare l'efficienza di separazione delle goccioline.

2.3.2. Condensatore di boil-off

I vapori di GNL ripresi dai serbatoi per mezzo dei compressori di boil-off vengono inviati (a meno della quantità necessaria a mantenere in pressione i serbatoi delle metaniere durante la fase di scarico nave) al condensatore di boil-off. Tale apparecchiatura è adibita alla ricondensazione dei vapori di GN mediante intima miscelazione con una parte della corrente di GNL proveniente dai serbatoi di stoccaggio. Il condensatore sfrutta il fatto che il GNL pompato dai serbatoi criogenici si trova ad una pressione di 7-8 barg e ad una temperatura che è sostanzialmente invariata (–160°C) risultando in tal modo




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sottoraffreddato ed è pertanto in grado di assorbire i vapori di GNL provenienti dai compressori.

Il condensatore di boil-off é un recipiente verticale in pressione disegnato per favorire un intimo contatto dei vapori di boil-off con il GNL, al fine di favorirne il riassorbimento.

Uscendo dallo strato di impaccamento il GNL che ha ormai assorbito tutti i vapori di boil-

off, viene raccolto nella parte inferiore del recipiente. Il livello nel recipiente é monitorato dal controllore di livello che agisce sulla valvola che regola la portata di GNL in ingresso al vessel. La pressione operativa dell’apparecchiatura può variare tra un minimo, al disotto del quale si apre la valvola che immette gas (hot gas) proveniente dall'uscita dei vaporizzatori, ed un massimo, al di sopra del quale si apre la valvola che manda il gas in eccesso ai compressori di boil-off.

La corrente di GNL in uscita al condensatore, arricchita dei vapori di boil-off ricondensati, viene mandata alle pompe di alimento dei vaporizzatori.

2.3.3. Pompe di alimento vaporizzatori

Le pompe di alimento vaporizzatori sono pompe criogeniche verticali tipo "pot mounted". Esse aspirano il GNL dal condensatore di boil-off e lo comprimono fino ad una pressione di circa 82 barg; tale pressione è quella necessaria per assicurare, considerando le perdite di carico previste nei vaporizzatori, per l'immissione del GNL vaporizzato nel metanodotto di collegamento con la rete gas nazionale (pressione di immissione prevista al metanodotto:76 barg).

Si prevede l’installazione di 5+1R pompe in grado di garantire la portata di massima di progetto.

2.3.4. Vaporizzatori

Per l’impianto di rigassificazione del terminale di Zaule si è scelto di suddividere la portata di GNL da vaporizzare su cinque (5) unità ORV e due (2) SCV di emergenza.

I vaporizzatori open rack (ORV) utilizzano l’acqua di mare come vettore termico per la gassificazione del GNL. Sono stati scelti data la possibilità di poter disporre delle grandi quantità di acqua necessaria allo scambio termico (circa 32.000 m3/h alla capacità di progetto dell’impianto).

La temperatura dell’acqua mare in ingresso ai vaporizzatori dovrà mantenersi al di sopra di 7°C, per permettere alle apparecchiature di lavorare in condizioni tali da scongiurare la formazione di ghiaccio sull’esterno dei pannelli degli ORV; la massima differenza di temperatura ammissibile per l'acqua tra ingresso ed uscita dai vaporizzatori è fissata in 5°C.

In caso di malfunzionamento dei vaporizzatori open rack o del sistema di presa a mare, al fine di mantenere operativo l’impianto, entreranno in funzione i vaporizzatori a fiamma sommersa.

I due vaporizzatori a fiamma sommersa (SCV) avranno una capacità unitaria pari a 200.000 Sm3/h. Saranno infatti dimensionati in modo tale da poter assicurare 37,2% della




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capacità di progetto dell’impianto (1.075.000 Sm3/h durante il picco di produzione invernale).

Il vaporizzatore a fiamma sommersa è costituito da un fascio tubero, attraversato dal GNL, immerso in un bagno d’acqua caldo (25 – 35 °C). Il GNL passando attraverso il sistema di tubi immerso, viene riscaldato e vaporizza sfruttando il calore trasmesso dal bagno d’acqua. L’acqua viene mantenuta calda tramite il calore fornito dal contatto diretto con i gas caldi prodotti dalla combustione di un piccola parte di gas naturale (generalmente 1.5 % del gas vaporizzato). Il combustibile e l’aria convogliata da un compressore reagiscono nel bruciatore a fiamma sommersa; i gas caldi prodotti vengono convogliati tramite un sistema di distribuzione all’interno del bagno d’acqua, dove avviene il trasferimento di calore per contatto diretto. Il gas utilizzato come combustibile nei vaporizzatori viene riscaldato in un preriscaldatore posto a monte dei vaporizzatori.




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Figura 2-1 – Schema di flusso generale dell’impianto




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2.4. Impianti ausiliari e di servizio

L’impianto GNL verrà equipaggiato con tutti i servizi ausiliari necessari per il suo esercizio, di seguito elencati:

• sistema aria compressa;

• sistema azoto;

• sistema acqua servizi;

• sistema di presa mare e alimentazione acqua ai vaporizzatori;

• sistema elettrico

• sistema di alimentazione combustibile diesel

• sistema di alimentazione gas combustibile;

• sistema blow-down;

• sistema antincendio;

• sistema di acque reflue domestiche ed acque oleose.

2.5. Opere civili a mare

L’insieme delle opere civili a mare è composto da:

• piattaforma di scarico delle metaniere;

• strutture di accosto ed ormeggio metaniere costituite da:

• briccole di accosto;

• briccole di ormeggio;

• passerelle pedonali di collegamento delle strutture di ormeggio ed accosto;

• pontile di collegamento a terra della piattaforma;

• struttura di supporto della candela di scarico;

• condotta di scarico dell’acqua.

2.6. Opere civili a terra

L’insieme delle opere civili a terra è composto da:

• predisposizione dell’area di ubicazione dell’impianto;

• strutture e fondazioni ;

• serbatoi di stoccaggio temporaneo;




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• edifici.

2.7. Opere accessorie

L’insieme delle opere accessorie è composto da:

• reti di protezione;

• sistema fognario.

2.8. Materie prime e prodotti intermedi

L’impianto di rigassificazione del GNL utilizza le seguenti materie prime ed ausiliarie:

• GNL per vaporizzatori ORV.

• GNL per vaporizzatori SCV.

• Azoto per sistema azoto.

• Aria compressa per sistema aria compressa.

• Metabisolfito di sodio per neutralizzazione dell’ipoclorito.

• Olio lubrificante per macchinari vari quali compressore di Boil Off Gas, compressori ad aria, pompe acqua antincendio, gru su piedistallo, powerback idraulico.

• Inibitore d’incrostazione (HCl) per processo di elettroclorazione.

• Idrossido di sodio per la neutralizzazione degli scarichi dei vaporizzatori SCV.

• Ipoclorito di sodio (prodotto intermedio da elettrolisi dell’acqua) utilizzato nell’impianto di clorazione.

Tutti gli stoccaggi di materie prime o prodotti intermedi pericolosi saranno ubicati in aree al riparo da agenti atmosferici o dotate di bacino di contenimento tramite cordolatura o altrimenti dotate di sistema drenaggio connesso al trattamento acque oleose.

2.9. Consumi idrici

2.9.1. Acque di processo

Il processo produttivo richiede l’approvvigionamento idrico di seguito descritto:

• punto di prelievo PA1 - acqua di mare prelevata attraverso un bacino di presa acqua di mare, per vaporizzatori ORV;

• acqua demineralizzata (addotta tramite autobotte) per vaporizzatori SCV.




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Sul bacino di presa di acqua di mare sarà installato un misuratore di portata per quantificare i volumi di acqua prelevati ed utilizzati nel processo.

2.9.2. Acqua ad uso domestico

L’acqua ad uso domestico sarà fornita dall’acquedotto (punto di prelievo PA2).

2.9.3. Servizi ausiliari

L’acqua per i servizi ausiliari e fornita dall’acquedotto (punto di prelievo PA2). Il volume d’acqua annuo è stato stimato pari a 17,52 x103 m3/anno con un consumo giornaliero di 48 m3/giorno. Questo consumo comprende anche i contributi relativi a test settimanali eseguiti sul sistema antincendio con un consumo stimato di 2,6 x103 m3/anno.




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3. ENERGIA

3.1. Produzione di energia

L’unica tipologia di energia prodotta è l’energia termica con cui viene mantenuto caldo (25-35°C) il bagno d’acqua in cui è immerso il fascio tubero che costituisce il vaporizzatore a fiamma sommersa (SCV).

3.2. Consumo di energia

Il fabbisogno di energia elettrica dell’impianto di rigassificazione del GNL sarà fornita dalla rete elettrica nazionale. I combustibili utilizzati sul terminale sono il gas naturale per l’alimentazione dei due SCV e la produzione di energia termica e il gasolio per l’alimentazione del gruppo elettrogeno e delle pompe antincendio e la produzione di energia elettrica nei casi di emergenza.




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4. EMISSIONI

4.1. Emissioni in atmosfera

Esistono due unità di processo che comportano la produzione di emissioni significative in atmosfera: i vaporizzatori a fiamma sommersa o (SCV). Essi saranno in grado di vaporizzare il 37% circa della portata di GNL e fungono quindi da riserva parziale ai vaporizzatori ad acqua (ORV).

I vaporizzatori a fiamma sommersa sono costituiti da un fascio di serpentine, in cui passa il GNL da vaporizzare, immerso in una vasca contenente acqua dolce mantenuta a temperatura costante attraverso l'iniezione dei gas combusti provenienti da un bruciatore che opera in eccesso d'aria.

Il prodotto della combustione viene direttamente immesso in una sezione del rigassificatore immersa in acqua, all’interno del quale il GNL viene fatto passare attraverso una serpentina con la funzione di scambiatore di calore. La combustione del gas ha come obiettivo la produzione di calore trasferito in parte all’acqua che serve a riscaldare la serpentina ove scorre il GNL che, riscaldandosi, gassifica.

I vaporizzatori a combustione sommersa (SCV) utilizzano il gas naturale prodotto o quello di rete, in caso di avvio dell’impianto, proveniente dal sistema fuel gas, per produrre il calore necessario alla vaporizzazione del GNL. Il fluido termoconvettore è costituito da acqua demineralizzata. I SCV rilasciano in atmosfera i fumi prodotti attraverso opportuni camini di scarico.

Oltre ai due vaporizzatori a fiamma sommersa SCV1 e SCV2, presso il terminale saranno presenti le seguenti ulteriori fonti di emissioni in atmosfera discontinue ed utilizzate solo in casi di emergenza: torcia, generatore di emergenza e pompa antincendio.

4.2. Scarichi idrici

Il terminale di rigassificazione di GNL è dotato di una rete separata per la raccolta rispettivamente di acque:

• Reflue industriali (da vaporizzazione GNL): scarico parziale SP1;

• Provenienti dal sistema antincendio ad acqua mare: scarico parziale SP2;

• Meteoriche bianche ed antincendio: scarico parziale SP3;

• Acque oleose (meteoriche e di lavaggio): scarico parziale SP3;

• Reflue civili: scarico parziale SP3;

• Derivanti da spurghi degli SCV: scarico parziale SP4.




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• Acque di laboratorio: derivanti da attività di controllo sugli oli dei compressori, sulle acque di approvvigionamento/scarico, sul GNL processato. Esse saranno gestite come rifiuti.

Le acque oleose e le acque reflue civili saranno trattate mediante due distinti sistemi di trattamento biologico (con sezione di separazione acqua-olio per le acque oleose) prima del loro convogliamento e scarico finale a mare.

Gli scarichi parziali (SP1, SP2, SP3, SP4) saranno convogliati ad un unico punto di scarico finale SF5 a mare con una portata media annua di 2,80x108 m3/anno e una portata massima di scarico di 7,69x105 m3/giorno. Le coordinate Gauss Boaga del punto di scarico sono: E - 13°42'303.26’’ e N - 45°36’32.14’’.

4.3. Emissioni sonore

Il clima acustico di contesto ove sorgerà l’impianto GNL ricade nell’ambito della zona industriale “Servola” nel Comune di Trieste, all’interno dell’area un tempo occupata dalla società Esso Italiana denominata "Area Ex-Esso".

Il sito per le opere a terra è inserito quindi in un contesto urbanistico industriale privo, nelle immediate aree circostanti, di abitazioni civili. Queste si ritrovano invece verso Nord oltre la strada sopraelevata della “Grande Viabilità” di Trieste, sul monte S. Pantaleone, un modesto rilievo di circa 80 m di altezza. In direzione Sud è presente un terrapieno oltre il quale si trova il litorale marino. Soltanto al di là del mare (Baia di Muggia) in direzione Sud, si hanno le abitazioni ad uso privato di Muggia e Porto S. Rocco.

Attualmente il Comune di Trieste non ha attuato la zonizzazione acustica prevista ai sensi dell'art.6 della legge n. 447/95. In riferimento all'art.8 del D.P.C.M. 14 novembre 1997 (norme transitorie) in attesa che il Comune proceda, secondo le indicazioni della Regione, alla zonizzazione con il relativo piano di risanamento acustico (eventuale), si continuano ad applicare i limiti di cui al D.P.C.M. 1 marzo 1991.

L’area in questione e le aree circostanti fino alla strada soprelevata della Grande Viabilità ricadono nella zona VI “Aree esclusivamente industriali” (aree esclusivamente interessate da attività industriali, del tutto prive di insediamenti abitativi, a traffico prevalentemente pesante) con limite diurno e notturno entrambi di 70 dB.

Le aree che coprono monte S. Pantaleone sono interessate da abitazioni private con campi destinati all’agricoltura, ma sono presenti anche insediamenti industriali attivi e non (ad esempio il sito dell’ex inceneritore). Pertanto queste aree sono inserite nella zona III “Aree di tipo misto” (aree con media densità di abitanti, scarso traffico, attività

commerciali, uffici, poche attività artigianali, niente industrie; aree rurali con impiego di

macchine per l’agricoltura) con limite diurno 60 dB e notturno 50 dB.

Gli impatti sul clima acustico prodotti dal terminale di GNL in fase di esercizio saranno imputabili principalmente al funzionamento delle apparecchiature di seguito descritte:

• unità idraulica;




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• strumentazione aria compressa;

• unità di elettroclorazione;

• membrane azoto;

• trasformatori;

• compressore BOG.

Tutte queste strutture saranno dotate di sistemi di abbattimento delle emissioni sonore.




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4.4. Rifiuti

La tabella di seguito riportata illustra l’elenco dei rifiuti prodotti dal terminale di GNL alla massima capacità produttiva in termini di Codice CER, quantità e modalità di stoccaggio.




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Tabella 4-1: Rifiuti prodotti e modalità di stoccaggio

Quantità annua prodotta Codice

CER

Descrizione del

rifiuto

Impianti/fasi di

provenienza

Stato fisico

anno di riferimento

quantità unità di

misura

Area di stoccaggio Modalità di stoccaggio

Destinazione

200306 Acque nere Sistema di ricevimento e stoccaggio GNL – Sistema acqua a mare

Liquido Massima Capacità Produttiva

8,7 x 105 kg

Area di stoccaggio 3

Serbatoio chiuso di capacità 60 m3

Recupero

130507* Acque oleose Sistema di ricevimento e stoccaggio GNL – Sistema acqua a mare


2,19 x 105 kg



Recupero

160506* Acque di laboratorio

Sistema di ricevimento e stoccaggio GNL – Sistema acqua a mare


2,92 x 105 kg



Recupero

130701* Olio (prodotti dalla manutenzione di impianti e apparecchiature)



1.000 kg


Contenitore a tenuta Recupero

150202* Assorbenti materiali filtranti

Sistema di ricevimento e

Solido Massima Capacità Produttiva Area di stoccaggio 2 Contenitore a tenuta Recupero




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Quantità annua prodotta

(inclusi filtri dell’olio non specificati altrimenti), stracci e indumenti protettivi contaminato da sostanze pericolose

stoccaggio GNL – Sistema acqua a mare

500 kg

140603* Solventi e miscele di solventi



220 kg



200121 Neon Sistema di ricevimento e stoccaggio GNL – Sistema acqua a mare

Solido Massima Capacità Produttiva

11 kg



050199 Rifiuti di laboratorio



12 kg


Contenitore a tenuta Deposito

170409* Rifiuti metallici contaminati da


Solido Massima Capacità Produttiva Area di stoccaggio 2 Contenitore a tenuta Recupero




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sostanze pericolose

stoccaggio GNL – Sistema acqua a mare

92 kg

160214 Componenti elettriche ed elettroniche rimosse da

apparecchiature fuori uso


stoccaggio GNL – Sistema

acqua a mare

Solido Massima Capacità Produttiva 52 kg



060204* Rifiuti dal processo di

elettrolisi



acqua a mare

Solido Massima Capacità Produttiva 2.500 kg



160601* Batterie al piombo



acqua a mare




160605 Altre batterie ed accumulatori



acqua a mare




170407 Metalli misti Sistema di ricevimento e


acqua a mare







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080199 Contenitori con residui non pericolosi



acqua a mare




150101 Carta e cartone Sistema di ricevimento e


acqua a mare




200301 Rifiuti urbani non differenziati



acqua a mare




200139 Plastica Sistema di ricevimento e


acqua a mare




170201 Legno Sistema di ricevimento e


acqua a mare







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Tutti i rifiuti generati presso il terminale saranno gestiti secondo le modalità del “deposito temporaneo” così come previsto dal D.Lgs. 152/06 Parte IV art. 183.

Le aree di stoccaggio saranno costruite in modo tale che le diverse tipologie di rifiuti ivi depositate siano ben separate. Tutte le aree saranno munite di recinzione ed impermeabilizzate: in particolare, le aree dedicate allo stoccaggio di rifiuti pericolosi saranno munite di sistemi di contenimento secondari di capacità adeguate in grado di raccogliere eventuali perdite e sversamenti. In fase di progetto esecutivo saranno fornite ulteriori e più dettagliate informazioni in merito alle aree di stoccaggio rifiuti.

La raccolta dei rifiuti sarà appaltata ad imprese specializzate che provvederanno al loro smaltimento in impianti autorizzati previa differenziazione sul terminale degli stessi a seconda della loro tipologia.

Saranno comunque adottati presso il complesso i principi di riduzione, riutilizzo e riciclaggio, in modo da minimizzare le quantità di rifiuti prodotti e ridurre l’impatto sull’ambiente.




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5. SISTEMI DI ABBATTIMENTO/CONTENIMENTO


Le emissioni in atmosfera più significative prodotte dal Terminale in fase di esercizio sono riconducibili ai due vaporizzatori a fiamma sommersa (SCV1 ed SCV2), che fungono da riserva parziale ai vaporizzatori ad acqua (ORV), e per i quali è in realtà stimabile un funzionamento attorno ai 30 giorni all’anno (720 ore).

Le concentrazioni di inquinanti (NOx, SO2, Polveri e CO) nei fumi emessi dagli SCV sono inferiori ai limiti di emissione previsti dal D.Lgs 152/06. Inoltre la simulazione modellistica eseguita (Rif. Capitolo 8 del presente documento) ha mostrato come gli impatti causati dalle emissioni prodotte dal Terminale di rigassificazione del GNL siano complessivamente poco significativi e non vadano ad alterare in maniera sensibile lo stato di qualità dell’aria.

Considerate le caratteristiche qualitative ed il carattere saltuario delle emissioni generate dal Terminale di rigassificazione, non si ritiene necessaria l’adozione di sistemi di abbattimento delle emissioni aeriformi.

5.2. Emissioni in acqua

Saranno installati in sito due impianti di trattamento delle acque reflue, dedicati al trattamento delle acque reflue civili e delle acque oleose, rispettivamente.

Le acque reflue domestiche saranno trattate mediante impianto di depurazione biologica a basso carico con stabilizzazione del fango. Le caratteristiche dell'impianto di trattamento saranno tali da consentire la riduzione del carico organico al di sotto dei limiti previsti dalle normative vigenti in materia (Tabella 3 dell’Allegato 5 al D.Lgs. 152/06 Parte III).

Le acque oleose saranno trattate mediante impianto di depurazione biologica a basso carico con separazione di olio e stabilizzazione del fango. Il sistema sarà in grado di ricevere ed eventualmente trattare anche i reflui provenienti dagli scarichi civili (mensa, servizi igienici). Le caratteristiche dell'impianto di trattamento saranno tali da consentire la riduzione del carico organico al di sotto dei limiti previsti dalle normative vigenti in materia (Tabella 3 dell’Allegato 5 al D.Lgs. 152/06 Parte III).




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Ai fini del contenimento delle emissioni sonore nell’ambiente tutte le apparecchiature in grado di produrre emissioni rilevanti saranno dotate di sistemi di abbattimento delle emissioni sonore dotate di interventi di abbattimento acustico.

5.4. Emissioni al suolo (rifiuti)

Le aree di stoccaggio rifiuti saranno costruite in modo tale che le diverse tipologie di rifiuti ivi depositate siano ben separate. Tutte le aree saranno munite di recinzione ed impermeabilizzate: in particolare, le aree dedicate allo stoccaggio di rifiuti pericolosi saranno munite di sistemi di contenimento secondari di capacità adeguate in grado di raccogliere eventuali perdite e sversamenti. In fase di progetto esecutivo saranno fornite ulteriori e più dettagliate informazioni in merito alle aree di stoccaggio rifiuti.




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6. BONIFICHE AMBIENTALI

L’area ove si intende realizzare il terminale di rigassificazione rientra nell’ambito del Sito di Interesse Nazionale (SIN) di Trieste.

Prima dell’inizio della fase di costruzione del Terminale, si provvederà ad una caratterizzazione delle aree onshore (terreni) ed offshore (sedimenti) secondo il Piano di Caratterizzazione Ambientale che è stato approvato nella Conferenza dei Servizi del SIN di Trieste (Lettera del MATTM, prot. 24839 del 03/11/2008).

Si sottolinea che, in seguito all’emanazione del D.M. (Ambiente) 7 novembre 2008, che disciplina le operazioni di dragaggio nei siti di bonifica di interesse nazionale, Gas Natural provvederà a presentare, per quanto riguarda la parte relativa alle operazioni di caratterizzazione “off-shore”, un’integrazione del Piano di caratterizzazione.

A seguito delle approvazioni del Piano di caratterizzazione ambientale, Gas Natural ha proceduto ad una parziale esecuzione delle indagini e delle analisi previste nel suddetto Piano, a terra e a mare, per circa il 30% del totale.

La problematica ambientale del sottosuolo nel sito di ubicazione del Terminale è rappresentata dalla presenza di terreni ed acque di falda contaminate, e da una significativa quantità di materiale di risulta (soprattutto rifiuti inerti quali detriti e legno) nell’ “Area di discarica a mare di via Errera”.

Una volta terminati i lavori di caratterizzazione Gas Natural presenterà il Piano di Bonifica. Tale Piano includerà tutte le misure di mitigazione per prevenire la risospensione dei sedimenti e la contaminazione delle acque.




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7. STABILIMENTI A RISCHIO DI INCIDENTE RILEVANTE

L'impianto di ricezione e rigassificazione GNL di Zaule rientra tra quelli sottoposti all'art. 8 del D.Lgs. 334/1999 poiché si serve di stoccaggi eccedenti le 200 t di gas naturale (Allegato I, Parte 1, D.Lgs. 334/1999).

Dal punto di vista ambientale e della sicurezza, la pericolosità del GNL, che è prevalentemente costituito da metano, è da addebitare quasi esclusivamente all’infiammabilità dei vapori miscelati con aria. Questi, una volta riscaldati al di sopra dei –112 °C, sono più leggeri dell’aria, cosa che in ambiente non confinato ne può facilitare la rapida dispersione in atmosfera. In talune particolari situazioni, può essere anche la stessa bassa temperatura del GNL a costituire un pericolo. Il GNL non è tossico e, come tutti i gas liquefatti, è soggetto a rapida evaporazione a pressione atmosferica e a temperatura ambiente, per cui il suo eventuale rilascio accidentale in ambiente acquatico non dà luogo ad inquinamento delle acque.

L’analisi dei malfunzionamenti ed incidenti ambientali è stata sviluppata nel Rapporto Preliminare di Sicurezza (RdS) redatto ai sensi del D.Lgs. 334/99 (ed approvato mediante rilascio di Nullaosta di Fattibilità (NOF) da parte della Direzione Regionale dei Vigili del Fuoco del Friuli Venezia Giulia in data 4 agosto 2005) ed ulteriormente approfondita nel Piano di Gestione dei Malfunzionamenti predisposto su richiesta delle Autorità ai fini del rilascio della Pronuncia di Compatibilità Ambientale..

I rischi di incidente rilevante connessi al traffico marittimo con effetti sull’area portuale sono stati approfonditi secondo quanto previsto dal DM (Ambiente) 16/05/2001 n. 293 “Regolamento di attuazione della Direttiva 96/82/CE relativa al controllo dei pericoli di incidenti rilevanti connessi a determinate sostanze pericolose”.

I potenziali incidenti derivanti da deviazioni dei parametri di processo sono stati individuati con l’ausilio della tecnica dell’analisi di operabilità (HAZOP).

Le aree di danno risultanti da tali scenari incidentali sono risultate essere all’interno dell’area di stabilimento.

Gas Natural ha inoltre presentato uno studio in relazione ai possibili “effetti domino”, redatto dal Prof. Bevilacqua dell’Università di Trieste in qualità di responsabile scientifico e da un team di esperti del settore, nell’ambito del Consorzio Interuniversitario per l’Ingegneria delle Georisorse (Università di Bologna, Università di Cagliari, Università di Roma “La Sapienza” ed Università di Trieste).

Le conclusioni di tale studio, relativamente agli scenari incidentali ipotizzabili all’esterno del Terminale riconducibili agli stabilimenti disciplinati dal D.Lgs 334/99 ed ai trasporti ad essi associati, mostrano come non siano attesi effetti diretti sulle installazioni del Terminale stesso.




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8. VALUTAZIONE INTEGRATA DELL’INQUINAMENTO


Per valutare l’impatto sulla qualità dell’aria delle emissioni in atmosfera prodotte dal Terminale di rigassificazione di GNL in progetto, sono state eseguite delle simulazioni numeriche mediante l’utilizzo di un modello matematico (ADMS - Atmospheric Dispersion Modelling System, release 4.0).

Le analisi hanno avuto per oggetto le principali specie inquinanti emesse dall’impianto e come obiettivo la stima delle loro concentrazioni al suolo per valutare i relativi contributi alla locale qualità dell’aria calcolando statistiche di concentrazione confrontabili, ove possibile, con i vigenti limiti di legge.

In particolare, è stata eseguita una simulazione per valutare l’impatto delle emissioni generate dai due vaporizzatori a fiamma sommersa (SCV), che entrano in funzione in caso di malfunzionamento dei vaporizzatori open rack (ORV) al fine di mantenere operativo l’impianto.

Tutti i parametri di qualità dell’aria (NO2, SO2, Polveri, CO) considerati sono risultati ampiamente inferiori ai limiti normativi.

8.2. Scarichi idrici

L’esercizio del terminale di rigassificazione del GNL comporterà due tipi di impatti significativi sull’ambiente idrico:

• il primo impatto generato dall’utilizzo dell’acqua di mare come vettore termico per la rigassificazione del GNL;

• il secondo impatto generato dall’eventuale clorazione o trattamento chimico dell’acqua mare prelevata per l’alimentazione del sistema di vaporizzazione open rack.

A tal proposito in prossimità del terminale è stata effettuata la valutazione della distribuzione dei campi di concentrazione di cloro e di variazione della temperatura durante l’esercizio del terminale utilizzando un modello tridimensionale di diffusione termica e chimica (MIKE 3 AD).

Sulla base dei risultati scaturiti dalle simulazioni, effettuate rappresentando le condizioni meteoclimatiche più critiche in termini di diffusione di cloro e temperatura, i campi di variazione termica e di concentrazione di cloro presentano valori trascurabili già a breve distanza dal terminale.




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Al fine di prevedere l’impatto acustico dell’opera in fase di esercizio, è stata impiegata una modellizzazione numerica che utilizza un software dedicato (NFTPIso9613 v.3.1.4) nel quale sono stati inseriti i dati relativi alle condizioni più critiche a livello di emissione acustica.

Dall’analisi estimativa realizzata con i modelli matematici si evince che gli impatti sul clima acustico prodotti dal terminale di GNL in fase di esercizio saranno di entità trascurabile in quanto non incrementano il rumore di fondo già attualmente presente. Le uniche fonti potenziali di rumore presso l’impianto di stoccaggio (compressori e motori a gas) e presso l’impianto di sollevamento (motori delle pompe) saranno dotate di sistemi di abbattimento acustico.

8.4. Rifiuti

La principale tipologia di attività che potrà produrre rifiuti in fase di esercizio del terminale è la gestione e manutenzione del sistema di rigassificazione del GNL e in particolare del sistema acqua mare.

Non sono tuttavia previsti effetti significativi in quanto dall’analisi effettuata in ambito di Studio d’Impatto Ambientale la componente più signicativa in termini di produzione di rifiuti risulta derivare dalla fase di costruzione del terminale ed in particolare consiste nei fanghi di dragaggio per la realizzazione delle opere di scarico dell’acqua di rigassificazione.

8.5. Consumi energetici

Il fabbisogno di energia elettrica dell’impianto di rigassificazione del GNL sarà fornita dalla rete elettrica nazionale.

I combustibili utilizzati sul terminale sono il gas naturale per l’alimentazione dei due SCV e la produzione di energia termica e il gasolio per l’alimentazione del gruppo elettrogeno e delle pompe antincendio e la produzione di energia elettrica nei casi di emergenza.




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8.6. Adozione delle migliori tecniche disponibili

Fasi rilevanti Bref – Elenco BAT Riferimento Tecniche adottate

“Reference document on Best Available Techniques for Large Combustion Plants – Combustion Techniques for gaseous fuels” – Luglio 2006

Rifornimento o movimentazione di combustibili gassosi ed additivi Emissioni fuggitive

Prevenire rilasci di combustibile gassoso durante le operazioni di rifornimento e movimentazione.

Per il gas naturale è considerata BAT l’implementazione di un sistema di rilevamento perdite e di allarmi.

Bref LCP

Paragrafo 7.5.1

Applicata

L’impianto sarà controllato e supervisionato da un unico sistema di controllo (DCS) i cui criteri di definizione saranno la massimizzazione della disponibilità e della sicurezza.

L’impianto sarà dotato di un sistema di rilascio e combustione per il controllo e lo smaltimento in sicurezza di vapori e liquidi da valvole di controllo e sfiati (Flare system). Il terminale sarà progettato in modo tale da ridurre al minimo il flaring.

Rifornimento o movimentazione di combustibili gassosi ed additivi Uso efficiente di risorse naturali

Utilizzo efficiente del combustibile gassoso mediante le seguenti tecniche:

• preriscaldamento del combustibile gassoso mediante streams termici.

Bref LCP

Paragrafo 7.5.1

Applicata

Il gas utilizzato come combustibile nei vaporizzatori SCV viene riscaldato in un preriscaldatore posto a monte dei vaporizzatori.

Emissioni di polveri ed SO2

In generale gli impianti che utilizzano come combustibile gas naturale sono caratterizzati da emissioni di polveri ed SO2 molto basse.

In particolare sono previsti valori di emissione per le polveri inferiori a 5 mg/Nm3 e per l’SO2 inferiori a 10 mg/Nm3 riferiti al 15% di O2.

Bref LCP

Paragrafo 7.5.3

Applicata

I sistemi di rigassificazione ORV non determinano alcuna implicazione sulla qualità dell’aria. I valori massimi di emissione previsti per gli SCV sono pari a 5,0 mg/Nm3 (al 3% di O2), sia per quanto riguarda le polveri che per quanto riguarda gli SO2. ìI valori sopra riportati mostrano che le emissioni in atmosfera dell’impianto saranno in linea con quanto indicato nel Bref.




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Prevenzione e controllo delle emissioni in acqua

Sottoporre le acque di dilavamento dello stabilimento a trattamenti di sedimentazione o chimici per consentire il riutilizzo interno.

Bref LCP

Paragrafo 7.4.4

Non Applicabile

Non ci sono grandi consumi di acqua nello stabilimento che giustifichino il riutilizzo interno delle acque di dilavamento. L’uso principale dell’acqua è riconducibile alla vaporizzazione ed al riscaldamento del GNL.

“Linee Guida MTD Impianti di combustione” – Agosto 2006

Minimizzazione delle

emissioni in atmosfera

Utilizzo di bruciatori a basso NOx

Linee Guida MTD

Paragrafo 7.2.1

Non Applicabile

La concentrazione di NOx nei fumi emessi dagli SCV sarà inferiore a 68.5 mg/Nm3, valore ampiamente inferiore ai limiti d’emissione previsti dal D.Lgs 152/06 (150 mg/Nm3). Tali valori, unitamente alla saltuarietà delle emissioni, non giustificano l’impiego di bruciatori a basso NOx.

“Reference document on Best Available Techniques to Industrial Cooling Systems” – Dicembre 2001

Selezione materiali Corrosività dell’acqua di raffreddamento

Bref Cooling System

Paragrafo

4.6.3

Applicata

La selezione dei materiali per la costruzione degli equipaggiamenti ha tenuto in considerazione la corrosione esterna. Tutti i materiali sono stati scelti con lo scopo di resistere alla corrosione dell’acqua di mare e assicurare una lunga vita utile.

Riduzione del consumo di

energia

Fase di progetto dei sistemi di raffreddamento:

- riduzione della resistenza ai flussi d’acqua e d’aria;

- utilizzo di equipaggiamento ad alta efficienza/basso consumo;

- riduzione della quantità di apparecchiature che necessitano di energia

Bref Cooling System

Paragrafo

4.3.1

Applicata

La scelta degli Open Rack Vaporizer (ORV) minimizza l’uso di energia per il riscaldamento del GNL, evitando la necessità della combustione.

Il disegno delle tubazioni sarà realizzato in modo tale da minimizzare qualunque perdita di pressione. L'acqua in uscita dai vaporizzatori verrà inviata ad una apposita vasca di raccolta e convogliata a mare per gravità, senza ricorrere dunque ad alcun consumo di energia.




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Riduzione del trasporto di

organismi Posizione e progetto delle prese d’acqua mare adeguati e selezione della tecnica di protezione

Bref Cooling System

Paragrafo

4.5.2

Applicata

La quota delle prese sarà ottimizzata rispetto al fondale al fine di evitare problematiche connesse alle possibili interazioni con i sedimenti, la flora e la fauna marina. I filtri delle pompe di prelievo prevengono l’entrata di organismi marini.

“Reference document on Best Available Techniques on Emission from Storage” – July 2006 Considerazioni specifiche

sui serbatoi – Serbatoi

refrigerati

Non ci sono emissioni significative dai serbatoi refrigerati

Bref Emission from Storage

Paragrafo

5.1.1.2

Applicata

Ogni serbatoio di stoccaggio del GNL è a contenimento totale ed equipaggiato con la seguente attrezzatura:

- strumenti per la misura della temperatura e della densità a diverse altezze, onde rilevare possibili stratificazioni di GNL stoccato;

- apparecchi di livello a lettura metrica locale con trasmissione dati in sala controllo;

- strumenti di misura e controllo della pressione per far fronte ad ogni possibile anomalia operativa;

- valvole di sicurezza;

- valvole di rottura del vuoto per evitare che la pressione scenda al di sotto di 5 mbarg.

Operazioni di

manutenzione ed

ispezione

Progetto e ottimizzazione delle attività di ispezione/manutenzione basati su indicazioni HAZOPs


Paragrafo

4.1.2.2.1

Applicata

Attraverso l’analisi di operatività (HAZOP), al fine di prevenire gli incidenti e/o di minimizzarne gli effetti sono stati adottati in fase di progettazione specificiaccorgimenti e dispositivi di sicurezza.




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Schermatura dei serbatoi I serbatoi devono avere un colore che garantisce almeno il 70% di riflessività della luce solare o essere dotati di una schematura per la protezione dal sole


Paragrafo

5.1.1.1

Applicata

I serbatoi saranno trattati cromaticamente mediante un colore, da definire in fase di progettazione esecutiva, che sarà in ogni caso grado di riflettere almeno il 70% della luce solare (Rif: VDI 3479 Emission control: Marketing Installation Tank Farms).

Prevenzione incidenti Training del personale, assicurando lo svolgimento di qualunque operazione in condizioni di sicurezza.


Paragrafo

5.1.1.3

Applicata

L’intero personale operativo e dedicato alla manutenzione riceverà un training adeguato durante le attività di precommissioning e commissioning dell’impianto.

Bilanciamento del vapore Bilanciamento del vapore durante le operazioni di scarico


Paragrafo

4.1.3.13

Applicata

Per occupare il volume del GNL trasferito dalla nave al serbatoio di stoccaggio e mantenere la corretta pressione del sistema, una parte del vapore presente nei serbatoi di stoccaggio del terminale verrà pompata nello stoccaggio della metaniera (vapore di ritorno).

“Reference document on Best Available Techniques in Common Waste Water and Waste Gas Treatment” – Febbraio 2003

Sistemi di gestione e

certificazione ambientale Adozione di sistemi di gestione ambientale (EMS) nonchè di certificazione ambientale (ISO 14000).

Bref Waste water Treatment

Paragrafo

2.1

Applicata

Il terminale sarà munito di un sistema di gestione ambientale redatto in linea con i principi chiave del sistema UNI EN ISO 14001:2004.

Misure sui processi

integrati

Evitare l’utilizzo di sistemi di raffreddamento a contatto diretto


Paragrafo

Non Applicabile

Le esigenze di raffreddamento dei macchinari del terminale sono molto limitate.

Le pompe di GNL sono immerse nel GNL stesso e dunque non necessitano di altro




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4.3.1 raffreddamento oltre a quello del processo stesso.

Misure sui sistemi di

raccolta

Dotazione di sistemi separati di drenaggio delle acque, a seconda del carico di inquinante, provvisti di un sistema di collettamento delle acque meteoriche


Paragrafo

4.3.1

Applicata

Il terminale è provvisto di sistemi di drenaggio separati per le diverse tipologie di reflui prodotti e di un sistema di collettamento delle acque meteoriche.

Misure sui sistemi di

raccolta

Installazione di aree di contenimento per eventi incidentali


Paragrafo

4.3.1

Applicata

Eventuali perdite di GNL non possono dare luogo ad alcuna contaminazione del suolo e delle acque.

Sono comunque previsti sistemi di contenimento e convogliamento per raccogliere eventuali rilasci di GNL e limitarne l’evaporazione.

Scarico a mare del refluo

trattato

Scelta del punto di scarico a mare in posizione tale da disperdere in modo efficace l’acqua di scarico


Paragrafo

4.3.1

Applicata

La “geometria” del punto di scarico, è stata scelta in modo tale da minimizzare la risospensione dei sedimenti. E’ prevista inoltre l’installazione di diffusori.

Trattamento delle

sostanze biodegradabili Trattamento delle sostanze biodegradabili


Paragrafo

4.3.1

Applicata

Le acque reflue domestiche saranno raccolte nella rete fognaria delle acque nere e scaricate in acque superficiali previo trattamento depurativo con un impianto di depurazione biologica a basso carico con stabilizzazione del fango.

Le acque oleose saranno raccolte nella rete fognaria delle acque oleose e scaricate in acque superficiali previo trattamento di disoleazione.

Si sottolinea come gli oli recuperati e i fanghi prodotti dagli impianti di depurazione biologica saranno gestiti come rifiuti e affidati a gestori esterni




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autorizzati.

Impianti centralizzati di

trattamento biologico

Impianti centralizzati di Trattamento biologico Bref Waste water Treatment

Paragrafo 4.3.1

Applicata

Gli impianti di trattamento delle acque reflue civili e delle acque oleose avranno caratteristiche tali da consentire la riduzione del carico organico al di sotto dei limiti previsti dalle normative vigenti in materia (Tabella 3 dell’Allegato 5 Parte III D.Lgs. 152/06).

“Documento di Riferimento sui principi del monitoraggio” – Giugno 2003

Valutazione delle perdite

delle apparecchiature Stima delle emissioni fuggitive per coadiuvare il programma di Localizzazione Perdite e Riparazione (LPER- LDAR, Leak Detection and Repair)

Documento di Riferimento

Paragrafo D 3.1

Applicata

Il terminale è progettato secondo i dettami della filosofia zero gas flaring. In caso di rilascio di gas, la prima misura adottata è il suo convogliamento nel collettore BOG ed il suo recupero. In caso di emergenza, se la capacità del sistema BOG non è sufficiente, il gas viene raccolto nel Flaring system, dove è bruciato evitando in tal modo l‘emissione di idrocarburi.

Le fuoriuscite di GNL saranno convogliate nelle vasche di raccolta di GNL.

Le aree in cui sono presenti sistemi ad olio (compressori BOG e trasformatori) saranno connesse al sistema di raccolta delle acque oleose, per intercettare eventuali perdite di olio.

Monitoraggio dei rifiuti Registrazione e conservazione della migliore stima della quantità di rifiuti prodotti

Documento di Riferimento

Paragrafo D 4.3

Applicata

Verrà tenuta traccia delle quantità di rifiuti in un apposito registro. La documentazione relativa alla movimentazione, allo stoccaggio, al trasporto ed allo smaltimento dei rifiuti sarà conforme a tutte le leggi e le normative applicabili (comprendenti il registro di carico e scarico dei rifiuti, il formulario di identificazione, ecc.). In particolare, la documentazione sarà riferita alle seguenti fasi, dalla generazione allo smaltimento finale: generazione, stoccaggio presso il terminale, trasporto al sito di smaltimento, smaltimento finale.




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“Linee Guida MTD - Sistemi di Monitoraggio” – Giugno 2004

Monitoraggio degli

inquinanti nelle emissioni

in aria

Principi del monitoraggio in continuo

Linee Guida MTD

Paragrafo F

Applicata

Per ulteriori dettagli sul monitoraggio si prega di fare riferimento al Piano di Monitoraggio e Controllo (Allegato 2 alla Domanda di AIA) e al Piano di Monitoraggio Ambientale (URS, Aprile 2008).

Monitoraggio degli

inquinanti nelle emissioni

in acqua

Principi di misura per il monitoraggio in continuo

Linee Guida MTD

Paragrafo F

Applicata

Per ulteriori dettagli sul monitoraggio si prega di fare riferimento al Piano di Monitoraggio e Controllo (Allegato 2 alla Domanda di AIA) e al Piano di Monitoraggio Ambientale (URS, Aprile 2008).

“IPPC Prevenzione e riduzione integrata dell’inquinamento - Il contenuto minimo del Piano di Monitoraggio e Controllo” – Febbraio 2007

Piano di Monitoraggio Contenuto minimo del Piano di Monitoraggio

Intero documento Applicata

Il Piano di Monitoraggio e Controllo (Allegato 2 alla Domanda di AIA) è stato predisposto in accordo alle indicazioni presenti nella modulistica AIA messa a disposizione dalla Regione Friuli Venezia Giulia.

Per ulteriori dettagli sul monitoraggio si prega di fare riferimento anche al Piano di Monitoraggio Ambientale (URS, Aprile 2008).




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Allegato 12 - Sintesi Non Tecnica AIAfiles.meetup.com/207586/TS_AIA_10_sintesi _Gas Natural1.pdf ·...

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