Lo scenario autorizzativo attuale del Terminale prevede che, per coprire il fabbisogno energetico dell’impianto, su di esso siano installati tre turbogeneratori (GTG) di cui due alimentati a gas naturale e uno (GTG2) dual-fuel con possibilità di alimentazione sia a gas naturale sia a gasolio STZ (con contenuto di zolfo < 0.25%).
Come anticipato al precedente Paragrafo 2.3.2., l’utilizzo della GTG2 alimentata a gasolio è previsto al di fuori delle condizioni di normale esercizio del Terminale, ad esempio per le situazioni di emergenza e non necessariamente in condizioni di pieno carico.
Premesso quanto sopra, occorre evidenziare che, in condizioni di fermata impianto prolungata (quali ad esempio per attività di manutenzione programmata, interventi straordinari sull’impianto e gestione di situazioni di emergenza), la generazione di energia necessaria per coprire il fabbisogno del Terminale dovrà essere garantita mediante alimentazione a gasolio. In tale scenario, l’utilizzo della GTG2 (anche con carichi superiori al 50%) appare come soluzione tecnicamente e ambientalmente preferibile in quanto già inclusa nel progetto e facente parte pertanto del sistema elettrico del Terminale stesso e in quanto, grazie alla tecnologia installata sulla turbina, si potrà avere un migliore controllo della combustione e delle emissioni, garantendo prestazioni ambientali elevate.
Durante il funzionamento a gasolio, al di sopra del minimo tecnico del 50% di carico, la GTG2 garantirà il rispetto dei seguenti limiti (con tenore di O2 pari al 3%):
NOx: 250 mg/Nm3 come media giornaliera;
CO: 50 mg/Nm3 come media giornaliera;
Polveri: 50 mg/Nm3 come media giornaliera.
Si prevede che gli scenari in cui si renderà necessario l’utilizzo della GTG2 alimentata a gasolio STZ abbiano durata e frequenza estremamente contenuta, stimata – come massimo - in circa 3 settimane totali in un anno.
Nelle ipotesi di funzionamento della GTG2 con alimentazione a gasolio, in caso di fermata impianto prolungata, i fumi della turbina sarebbero convogliati al camino di bypass invece che al camino principale su cui è installato lo scambiatore di calore (WHRU), che non potrebbe essere utilizzato in quanto, non potendo cedere calore al GNL per la rigassificazione, si surriscalderebbe provocando danni all’impianto stesso. Pertanto, non sarebbe possibile utilizzare il sistema di monitoraggio in continuo dei fumi, ubicato sui soli camini principali.
Il Gestore propone pertanto, in tale fase, di effettuare un monitoraggio in discontinuo mediante campionamento dei fumi della turbina secondo il seguente schema:
Tabella 4.1: Utilizzo della GTG2 Dual Fuel: Campionamenti al Camino di By-Pass
Parametro Limite/Prescrizione Tipo di Verifica Monitoraggio/
registrazione dati
Nessun limite per il periodo in cui l’impianto si trova al di
sotto del Minimo Tecnico
Nessun limite per il periodo in cui l’impianto si trova al di
sotto del Minimo Tecnico
Nessun limite per il periodo in cui l’impianto si trova al di
sotto del Minimo Tecnico
In appendice al presente documento sono riportate gli aggiornamenti delle schede AIA B3.2, B4.2, B5.2 e B7.2 con riferimento a quanto sopra trattato.
5 CONCLUSIONI
La programmazione di un intervento di manutenzione per la sostituzione della Shut Down Valve localizzata in corrispondenza dell’attacco del metanodotto sul Terminale si è resa necessaria a seguito del riscontro di una performance non soddisfacente rispetto agli standard tecnici applicabili alla valvola di blocco in emergenza, rilevata nell’ambito di un controllo di routine.
Terminale GNL Adriatico ritiene prudente intervenire in modo preventivo e programmato alla sostituzione della valvola, all’interno della finestra temporale Maggio - Settembre 2016, al fine di escludere un potenziale intervento differito, non programmato, che potrebbe comportare una fermata dell’impianto più estesa con conseguenze significative dal punto di vista sia della fornitura energetica al Paese sia degli impatti ambientali. Qualora, infatti, occorresse intervenire in modo non programmato non sarebbe possibile ottimizzare la fermata dell’impianto e l’arresto della riconsegna di gas, come avverrà, invece, per l’intervento in esame.
A questo proposito, è anche opportuno rilevare che SNAM Rete Gas ha, ad oggi, programmato, come da “Piano Annuale Interventi 2015 – 2016” pubblicato sul sito della richiamata Società, nella finestra temporale Giugno-Luglio 2016, una manutenzione dei metanodotti presso il nodo di Minerbio. Tale condizione non consente l’introduzione nella rete dei metanodotti di SNAM Rete Gas dei quantitativi di gas rigassificati dal Terminale e richiederebbe comunque la fermata dell’impianto.
Si precisa inoltre che, in accordo al Codice di Rigassificazione del terminale, è previsto che il gestore dello stesso terminale riduca al minimo l’impatto negativo di qualsiasi fermo impianto sugli utilizzatori del terminale stesso.
ALNG ritiene sinergico coordinare, per quanto possibile in considerazione delle variabili sopra esposte, la fermata impianto del Terminale con l’intervento di manutenzione programmata da SNAM Rete Gas al fine di minimizzare gli impatti ambientali e di approvvigionamento energetico nazionale.
Le attività previste per la sostituzione della valvola, che dureranno per un periodo compreso tra 17 e 23 giorni, sono in sintesi:
operazioni preliminari di preparazione all’intervento, quali il potenziamento della gru su monorotaia, i test sulla turbina GTG2 ai fini della verifica del perfetto funzionamento una volta riconfigurata per l’alimentazione a gasolio STZ e l’installazione di generatori temporanei di riserva per intervento in caso di indisponibilità della GTG2;
avvio della GTG2 a gasolio STZ;
fermata impianto con interruzione dell’invio del gas in Rete Nazionale;
isolamento del tratto di pipeline interessato dall’intervento, depressurizzazione e inertizzazione con azoto;
installazione della SDV;
riconnessione e pressurizzazione della pipeline e start-up del Terminale.
Dal punto di vista ambientale, i principali aspetti associati alle attività di cui sopra (descritti nel dettaglio al Capitolo 3) sono:
emissioni in atmosfera:
fumi di scarico della turbina GTG2 alimentata a gasolio STZ (o eventualmente dei generatori temporanei di riserva) durante la fermata impianto e durante i test,
combustione nel bruciatore di torcia di alta pressione (HP) del gas contenuto nella condotta durante la sua depressurizzazione,
combustione nel bruciatore di torcia di bassa pressione (LP) del Boil Off Gas prodotto in condizioni di fermata impianto e arresto dell’invio di gas in rete;
scarichi idrici:
durante la fermata impianto, gli ORVs non saranno operativi, pertanto non sarà presente lo scarico delle acque di scambio termico associate al processo di rigassificazione;
saranno normalmente scaricate le acque di raffreddamento delle GTGs e le acque dal sistema di potabilizzazione;
sistemi di monitoraggio:
in regime di fermata impianto essendo i fumi esausti della GTG2 convogliati al camino di bypass, non sarà possibile utilizzare il sistema di monitoraggio in continuo dei fumi, ubicato sui soli camini principali.
Per quanto concerne le emissioni in atmosfera, si può rilevare che i quantitativi totali di emissioni in atmosfera di NOx e CO su base annuale correlate alla fermata impianto e al normale esercizio siano comunque paragonabili, se non inferiori, ai valori autorizzati in AIA per il funzionamento annuale a pieno regime.
Si evidenzia inoltre che la localizzazione del Terminale è stata oggetto di approfondite valutazioni e studi sulle possibili alternative, che hanno tenuto nella dovuta considerazione gli aspetti di natura ambientale e di sicurezza, al fine di minimizzarne i relativi impatti. Il sito individuato si trova a circa 15 km dalla costa e a significativa distanza da ricettori sensibili. Infine, sulla base dell’applicazione alle sorgenti di emissione del Terminale di modelli matematici di dispersione atmosferica, dai primi risultati ottenuti si rileva che l’impatto sulla terraferma delle emissioni (inclusa la torcia) sia irrilevante rispetto ai limiti di qualità dell’aria vigenti.
La pianificazione tecnica e la programmazione temporale dell’intervento sono state studiate accuratamente al fine di ridurre al minimo le emissioni e di adottare tutte le strategie per contenere il più possibile i tempi dell’intervento.
Per quanto riguarda lo scarico idrico, si evidenzia che, seppur con una temperatura superiore a quella del corpo recettore, ma comunque inferiore al limite di 35°C, lo scarico finale del Terminale, durante il periodo dell’intervento, avrà portata drasticamente ridotta rispetto alla normale operatività, e comporterà dunque effetti termici localizzati in corrispondenza dello scarico stesso. In tal senso, la modellazione condotta ha evidenziato che l’incremento termico dovuto allo scarico del Terminale è percepibile solamente entro 100 – 200 m dal punto di immissione, dove si riscontrano T di circa 0.1°C. Si conclude pertanto che lo scarico in esame rispetta ampiamente i limiti previsti dal D.Lgs. 152/06 (T
< 3°C oltre i 1,000 m di distanza dal punto di immissione).
Relativamente ai sistemi di monitoraggio, non essendo possibile utilizzare i normali misuratori in continuo dei fumi per quanto già illustrato e non avendo la certezza di funzionamento dei misuratori in continuo dello scarico idrico delle acque di processo a causa dei ridotti quantitativi di acqua , si propone un piano di monitoraggio in discontinuo, ai fini di garantire il controllo delle emissioni anche durante l’intervento.
In conclusione, con riferimento alla metodologia e alla programmazione adottate per l’intervento in oggetto, si evidenzia che:
l’intervento, non prevedibile in fase di progettazione e realizzazione dell’impianto, si è reso necessario a seguito del riscontro di una performance non soddisfacente rispetto agli standard tecnici applicabili alla valvola di blocco in emergenza;
la scelta di depressurizzare la pipeline è stata effettuata al fine di garantire più elevati standard di sicurezza durante l’esecuzione dell’intervento ed evitare i rischi associati alle altre tecniche analizzate (utilizzo di un pig plug / installazione di un bypass);
il mantenimento delle apparecchiature e del piping a basse temperature permette di contenere i tempi complessivi dell’intervento, evitare fenomeni di stress termico delle linee e degli impianti e garantire elevati livelli di sicurezza;
l’esecuzione della manutenzione della SDV in contemporanea alla programmata manutenzione dei metanodotti presso il nodo di Minerbio (ad oggi pianificata da SNAM Rete Gas nel periodo Giugno-Luglio 2016) consente di minimizzare gli impatti ambientali e sull’approvvigionamento energetico nazionale.
FD/MRP/MCO/PAR:cht
RIFERIMENTI
ALNG, 2015, Informazioni e dati trasmessi via mail a D’Appolonia, Luglio – Agosto 2015.
Decreto DSA-DEC-2009-0000039, Autorizzazione Integrata Ambientale l’esercizio del terminale di rigassificazione offshore GNL Adriatico Srl, ubicato a largo di Porto Viro (RO) nel mare Adriatico settentrionale, 21 Gennaio 2009.
APPENDICE A