TERMINALE GNL ADRIATICO S.r.l. Milano, Italia

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TERMINALE GNL ADRIATICO S.r.l.

Milano, Italia

Terminale GNL

da 8 Miliardi di Sm

³

/anno nel Nord Adriatico

Relazione Tecnico - Ambientale

Fermata Impianto e Utilizzo GTG2

Alimentata a Gasolio

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TERMINALE GNL ADRIATICO S.r.l.

Milano, Italia

Terminale GNL

da 8 Miliardi di Sm

³

/anno nel Nord Adriatico

Relazione Tecnico - Ambientale

Fermata Impianto e Utilizzo GTG2

Alimentata a Gasolio

Rev. Descrizione Preparato da Controllato da Approvato da Data

0 Prima Emissione F. Diana

M. Pedullà M. Compagnino P. Rentocchini Ottobre 2015

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INDICE

Pagina

LISTA DELLE TABELLE II

LISTA DELLE FIGURE II

ABBREVIAZIONI E ACRONIMI III

1 INTRODUZIONE 1

2 CONFIGURAZIONE ATTUALE DEL TERMINALE ALNG 3

2.1 STATO AUTORIZZATIVO 3

2.2 IL TERMINALE ALNG NEL MERCATO ITALIANO DEL GAS NATURALE 4

2.2.1 Ruolo Strategico del Terminale ALNG 4

2.3 CONFIGURAZIONE OPERATIVA DEL TERMINALE ALNG 4

2.3.1 Processo di Rigassificazione 4

2.3.2 Turbogeneratori (“GTG”) 5

2.3.3 Utilizzo della Torcia 5

3 INTERVENTO DI FERMATA IMPIANTO PER MANUTENZIONE PER LA SOSTITUZIONE

DELLA SDV 7

3.1 MOTIVAZIONI DELL’INTERVENTO 7

3.2 DESCRIZIONE DELL’INTERVENTO 8

3.2.1 Operazioni Preliminari 8

3.2.2 Fermata dell’Impianto 10

3.2.3 Depressurizzazione e Isolamento della Pipeline 10

3.2.4 Installazione della SDV 12

3.2.5 Riconnessione della Pipeline e Start-Up del Terminale 12

3.3 CRONOPROGRAMMA 13

3.4 ASPETTI AMBIENTALI DI RILIEVO 13

3.4.1 Emissioni in Atmosfera da GTG2 e Generatori Diesel Temporanei di Riserva 14

3.4.2 Emissioni in Atmosfera dalla Torcia 15

3.4.3 Scarichi Idrici 16

3.4.4 Sistemi di Monitoraggio 18

3.4.5 Ulteriori Aspetti Ambientali 20

4 UTILIZZO DELLA GTG2 DUAL FUEL 23

5 CONCLUSIONI 25

RIFERIMENTI

APPENDICE A: AGGIORNAMENTO SCHEDA B.3.2 - PRODUZIONE DI ENERGIA APPENDICE B: AGGIORNAMENTO SCHEDA B.4.2- CONSUMO DI ENERGIA APPENDICE C: AGGIORNAMENTOSCHEDA B.5.2 – COMBUSTIBILI UTILIZZATI APPENDICE D: AGGIORNAMENTO SCHEDA B.7.2 - EMISSIONI IN ATMOSFERA

Si noti che nel presente documento i valori numerici sono riportati utilizzando la formulazione seguente:

separatore delle migliaia = virgola (,) separatore decimale = punto (.)

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LISTA DELLE TABELLE

Tabella No. Pagina

Tabella 3.1: Intervento di Sostituzione SDV, Campionamenti al Camino di By-Pass della GTG2

Alimentata a Gasolio 19

Tabella 3.2: Campionamenti allo Scarico SP2ad 20

Tabella 4.1: Utilizzo della GTG2 Dual Fuel: Campionamenti al Camino di By-Pass 24

LISTA DELLE FIGURE

Figura No. Pagina

Figura 3.1: Ubicazione della SDV 7

Figura 3.2: Gru Esistente 9

Figura 3.3: Block Valve Station 1 11

Figura 3.4: Pennacchio Termico, Scala di Dettaglio, Scenario Invernale 17 Figura 3.5: Pennacchio Termico, Scala di Dettaglio, Scenario Primavera-Estate 18

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ABBREVIAZIONI E ACRONIMI

AIA Autorizzazione Integrata Ambientale ALNG Terminale GNL Adriatico S.r.l.

BOG Boil Off Gas BVS Block Valve Station

DCS Distributed Control System (sistema di controllo distribuito) EPA Environmental Protection Authority

ESD Emergency Shut Down GBS Gravity Based Structure GN Gas Naturale

GNL Gas Naturale Liquefatto GTG Gas Turbine Generator HP Alta Pressione

IPPC Integrated Pollution Prevention and Control LP Bassa Pressione

MATTM Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare MOV Motor Operated Valve

NDT Controlli Non Distruttivi ORV Open Rack Vaporizers PIC Parere Istruttorio Conclusivo PSD Process Shut Down

SME Sistema di Monitoraggio in Continuo delle Emissioni SDV Shut Down Valve

USD Unit Shut Down

WHRU Waste Heat Recovery Unit

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a RINA company

D’APPOLONIA S.p.A.

RELAZIONE TECNICO – AMBIENTALE

FERMATA IMPIANTO E UTILIZZO GTG2 ALIMENTATA A GASOLIO TERMINALE GNL DA 8 MILIARDI DI SM3/ANNO NEL NORD ADRIATICO

1 INTRODUZIONE

Terminale GNL Adriatico S.r.l. (nel seguito ALNG) ha realizzato ed esercisce il primo terminale offshore al mondo a gravità (Gravity Based Structure – “GBS”) per lo stoccaggio e la rigassificazione di gas naturale liquefatto (GNL).

La struttura a gravità alloggia al suo interno due serbatoi per il GNL e, sulla superficie superiore, gli equipaggiamenti di rigassificazione e tutte le utilities necessarie per il corretto funzionamento e la gestione dell’impianto. Localizzato nel Mar Adriatico settentrionale, l’impianto (il “Terminale”) è appoggiato al fondale marino ad una profondità di circa 29 m, ad una distanza di circa 15 km dalla costa, a Nord-Est di Porto Levante (RO).

Il Terminale è stato progettato e autorizzato per una capacità di rigassificazione annua di 8 GSm³/anno. Il GNL, trasportato a pressione atmosferica e ad una temperatura di -162 °C da navi metaniere, viene inviato alla rete di terra una volta riportato in fase gassosa. Durante il normale funzionamento, il fabbisogno energetico è soddisfatto dall’esercizio a rotazione di due delle tre turbine a gas installate (Gas Turbine Generators - GTGs).

Il gas naturale è inviato, per mezzo di un gasdotto di diametro 30” e di lunghezza pari a circa 40 km, alla stazione di misura ubicata nel Comune di Cavarzere (VE) e poi alla Rete Nazionale di Gasdotti di proprietà di Snam Rete Gas.

Grazie alla combinazione di tecnologie avanzate e di importanti competenze progettuali, il Terminale permette all’Italia di accedere a forniture di GNL da ogni parte del Mondo. La struttura è un prototipo unico nel panorama internazionale e annovera diverse recenti tecnologie e novità assolute del settore.

Come meglio precisato al successivo Paragrafo 3.1, a seguito del riscontro di una performance non soddisfacente rispetto agli standard tecnici applicabili alla valvola di blocco in emergenza, cd. Shut Down Valve (“SDV”), localizzata in corrispondenza dell’attacco del metanodotto di collegamento a terra, si è reso necessario pianificare un intervento di fermata per manutenzione dovuta ad un motivo eccezionale, in quanto non prevedibile/programmabile in fase di progettazione e realizzazione dell’impianto, per la sostituzione della valvola.

Il presente rapporto è stato elaborato con la finalità di:

 comunicare, ai sensi del §6.10 del “PIC” (i.e. Parere Istruttorio Conclusivo per Terminale GNL Adriatico, rilasciato dalla Commissione Istruttoria IPPC con provvedimentoDSA- DEC-2009-0000039 del 21/01/2009), al Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare e all’Istituto Superiore per la Protezione e la Ricerca Ambientale la necessità per Terminale GNL Adriatico di attivare la suddetta fermata per manutenzione del Terminale e, contestualmente, fornire una valutazione della sua rilevanza dal punto di vista degli effetti ambientali;

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 comunicare, ad ogni fine di legge, e ove occorre, anche ai sensi dell’art. 29-nonies del D.Lgs. 152/2006, l’intenzione di utilizzare la GTG2 a gasolio STZ in condizioni di fermata impianto prolungata, quali ad esempio per attività di manutenzione programmata, interventi straordinari sull’impianto e gestione di situazioni di emergenza.

Nello specifico verranno di seguito descritti:

 gli interventi necessari ai fini della sostituzione della SDV;

 l’individuazione e quantificazione degli aspetti ambientali di maggior rilievo connessi alla esecuzione della fermata per manutenzione;

 le modalità di utilizzo della GTG2 a gasolio STZ;

 l’individuazione e quantificazione degli aspetti ambientali relativi all’utilizzo della GTG2 a gasolio STZ.

Il presente rapporto (il “Rapporto”) è così strutturato:

 il Capitolo 2 riporta la situazione attuale del Terminale: la configurazione operativa, il relativo stato autorizzativo e il ruolo del Terminale nel mercato del gas naturale;

 nel Capitolo 3 vengono descritte le motivazioni e le caratteristiche dell’intervento di manutenzione e vengono analizzati gli aspetti ambientali di rilievo;

 il Capitolo 4 tratta l’utilizzo della GTG2 dual fuel;

 il Capitolo 5 riporta le conclusioni del Rapporto.

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2 CONFIGURAZIONE ATTUALE DEL TERMINALE ALNG

2.1 STATO AUTORIZZATIVO

Il progetto definitivo del Terminale offshore ha ottenuto il Decreto di Compatibilità Ambientale in data 8 Ottobre 2004 (decreto DEC/DSA/2004/0866) e, successivamente, il Decreto di Autorizzazione Integrata Ambientale (decreto DSA-DEC-2009-0000039 del 21 Gennaio 2009), rilasciati da parte del Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare (MATTM).

Alcuni aggiornamenti e modifiche rispetto a quanto presentato nella procedura di AIA sono stati oggetto di Istanza per l’Autorizzazione di Modifiche non Sostanziali e sono illustrati in due appositi documenti, a cui si rimanda per maggiori dettagli:

 “Deviazioni minori rispetto alla configurazione autorizzata in ambito AIA” (trasmesso con lettera Prot. ALNG 0149/11 in data 30 Giugno 2011, rapporto D’Appolonia 10-751- H4 Rev1 - Giugno 2011). Il MATTM, con comunicazione Prot. DVA-2015-0016375 del 23 Giugno 2015 ha trasmesso ad ALNG il parere istruttorio conclusivo in merito a tale domanda di modifiche gestionali e operative. Il Gruppo Istruttore, con Parere Istruttorio reso dalla Commissione IPPC con nota del 04 Giugno 2015 (prot. n. CIPPC-00-2015- 0001112), in base alla documentazione presentata da ALNG, ha ritenuto motivata la richiesta di modifica non sostanziale;

 “Relazione tecnica - Deviazioni minori rispetto alla configurazione autorizzata in ambito AIA” (trasmesso con lettera Prot. ALNG 0188/12 in data 23 Ottobre 2012, rapporto D’Appolonia 10-751-H11 Rev. 0 - Ottobre 2012) Il MATTM ha trasmesso ad ALNG il parere istruttorio conclusivo in merito a tale domanda di modifica non sostanziale con comunicazione Prot. DVA-2015-0016379 del 23 Giugno 2015. Il Gruppo Istruttore (Parere Istruttorio reso dalla Commissione IPPC con nota del 15 Giugno 2015 prot. No.

CIPPC-00-2015-0001175), in base alla documentazione presentata da ALNG, ha ritenuto che quanto riportato nella documentazione tecnica esprima sufficienti elementi per motivare la richiesta di modifica non sostanziale.

Le modifiche proposte sono state pertanto esplicitamente assentite, ancorché non sostanziali, e costituiscono parte integrante del Decreto AIA vigente.

Inoltre in data 29 Luglio 2013 ALNG ha trasmesso al MATTM la documentazione relativa alla domanda di rinnovo dell’AIA a seguito di scadenza naturale della precedente autorizzazione; il procedimento è in corso dal 23 Agosto 2013.

La fermata per manutenzione di cui alla presente nota si configura ai sensi del §6.10 del PIC, di cui al sopraccitato decreto DSA-DEC-2009-0000039 del 21 Gennaio 2009.

Infine, alla luce di ulteriori valutazioni tecniche effettuate volte all’ottimizzazione degli impatti sull’approvvigionamento energetico nazionale e sull’ambiente in condizioni di fermata impianto prolungata, con la presente nota ALNG trasmette, ai sensi dell’art. 29- nonies del D.Lgs. 152/2006, le informazioni rilevanti concernenti le modalità operative in ordine all’utilizzo della GTG2 duel-fuel a gasolio STZ al di fuori del normale esercizio.

Ai sensi del Decreto AIA, il funzionamento a gasolio della turbina dual-fuel non è previsto durante il normale esercizio (§3.4 del PIC). Più in particolare, l’utilizzo della turbina dual- fuel alimentata a gasolio STZ è previsto oltre alla fase di pre-collaudo, anche in possibili situazioni di emergenza e non necessariamente in condizioni di pieno carico (§3 del “PMC”,

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i.e. Piano di Monitoraggio e Controllo per Terminale GNL Adriatico rilasciato dall’Istituto Superiore per la Protezione e la Ricerca Ambientale con provvedimento CIPPC-00-2008- 0001626 del 10/12/2008 e parte integrante del decreto succitato DSA-DEC-2009-0000039).

2.2 IL TERMINALE ALNG NEL MERCATO ITALIANO DEL GAS NATURALE

2.2.1 Ruolo Strategico del Terminale ALNG

Entrato in esercizio nella seconda metà del 2009, il Terminale Adriatic LNG ha segnato l’inizio di una nuova fase nel sistema di approvvigionamento energetico italiano, garantendo all’Italia rifornimenti di GNL da Qatar, Egitto, Trinidad & Tobago, Guinea Equatoriale e Norvegia.

Caratterizzato da continuità operativa ed elevata affidabilità, il rigassificatore ha immesso nella Rete Nazionale di Gasdotti di proprietà di Snam Rete Gas più di 33 miliardi di m³ di gas. Ad oggi oltre 400 navi metaniere sono approdate al Terminale in quasi sei anni di operatività. Durante l’esercizio 2014 il Terminale è stato utilizzato per circa il 54% della sua capacità, risultato superiore alla media di utilizzo degli altri terminali di GNL europei.

Sulla base dei quantitativi consegnati ad oggi e delle stime di consegna entro la fine dell’anno è previsto un aumento dell’utilizzo della capacità di rigassificazione a oltre il 70%.

Inoltre, grazie ai rapporti commerciali instaurati dalla Società, è previsto un sensibile aumento nel corso del 2016.

Oltre ad aver svolto un ruolo decisivo per la sicurezza degli approvvigionamenti in occasione di situazioni critiche per il sistema energetico nazionale, il Terminale Adriatic LNG ha contribuito a incrementare la concorrenzialità del mercato del gas, mettendo a disposizione degli utenti servizi commerciali flessibili e diversificati.

I nuovi servizi commerciali di flessibilità e stoccaggio temporaneo (o peak shaving) offerti dal Terminale permettono agli utenti dello stesso di essere sempre più competitivi nel mercato del gas e al contempo offrono risorse addizionali per il bilanciamento e la sicurezza delle forniture di gas al sistema italiano.

2.3 CONFIGURAZIONE OPERATIVA DEL TERMINALE ALNG

2.3.1 Processo di Rigassificazione

Il processo di rigassificazione del GNL, in condizioni di normale esercizio del Terminale, è effettuato mediante:

 4 vaporizzatori ad acqua di mare (Open Rack Vaporizers – “ORVs”) di cui 3 operanti in continuo ed uno utilizzato come riserva e per eventuali picchi (per compensare eventuali tempi di inattività e ritardi/proroghe delle consegne di gas); tali vaporizzatori consistono in un pannello verticale di tubi alettati in lega di alluminio, all’interno dei quali fluisce (dal basso verso l’alto) il GNL da vaporizzare. I tubi sono irrorati a pioggia da acqua di mare, che forma sulla loro superficie esterna un “film”, che rappresenta il mezzo riscaldante;

 1 vaporizzatore a recupero di calore (Waste Heat Recovery Vaporizer – “WHRV”), che consente di recuperare il calore contenuto nei gas di scarico delle turbine e migliora ulteriormente l’efficienza energetica del processo di rigassificazione. Il WHRV vaporizza il GNL utilizzando come mezzo di scambio termico un liquido (acqua e glicole) in circuito chiuso, che viene riscaldato alla temperatura di 95 °C dai fumi esausti in uscita

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dalle turbine a gas in apposite unità di scambio termico situate nei camini delle turbine stesse. La capacità di vaporizzazione del WHRV è determinata dalla quantità di calore proveniente dai fumi di scarico delle turbine direttamente proporzionale al carico elettrico delle turbine (“MWe”). Il camino principale delle turbine GTGs, su cui è montato lo scambiatore di calore (Waste Heat Recovery Unit – “WHRU”), è affiancato da un camino di bypass; il passaggio da un camino e l’altro è regolato dall’apertura/chiusura di un deviatore di flusso denominato damper.

2.3.2 Turbogeneratori (“GTG”)

L’impianto è autosufficiente dal punto di vista energetico: la principale fonte di energia è il modulo di generazione termoelettrica installato, alimentato con il gas naturale, costituito da 3 turbine c.d. GTG (Gas Turbine Generators) della capacità di circa 37 MWt cadauna, dotate tra l’altro di:

 sistema di limitazione delle emissioni di inquinanti Dry Low NOx;

 unità per il recupero del calore dai fumi di combustione, utilizzato nel processo di rigassificazione come descritto al paragrafo precedente;

 un sistema di monitoraggio in continuo delle emissioni posto sul camino principale di ciascuna turbina.

Una delle turbine (denominata GTG2) è di tipo dual-fuel e può essere anche alimentata a gasolio STZ con contenuto di zolfo inferiore allo 0.25%.

Durante la fase di pre-collaudo del Terminale, l’energia elettrica di bordo è stata fornita tramite questa turbina, alimentata a gasolio STZ.

Inoltre, ai sensi del Decreto AIA, il funzionamento a gasolio della turbina a doppia alimentazione non è previsto durante il normale esercizio (§3.4 del PIC).

Più in particolare, poi, l’utilizzo della turbina dual-fuel alimentata a gasolio è previsto oltre (i) alla fase di pre-collaudo, anche (ii) in possibili situazioni di emergenza e (iii) non necessariamente in condizioni di pieno carico (§3 del PMC).¹

In base ai passaggi del Decreto AIA sopra riportati, parrebbe che l’utilizzo della turbina dual-fuel alimentata a gasolio sia stato debitamente assentito per scenari di manutenzione, fermata dell’impianto e situazioni di emergenza, tutte circostanze fuori dal normale esercizio del Terminale.

2.3.3 Utilizzo della Torcia

La torcia del Terminale è suddivisa in 2 sistemi separati, quello a bassa pressione (LP) che colletta gli scarichi dalle apparecchiature/circuiti che operano al di sotto di 20 barg, e quello ad alta pressione (HP) che raccoglie gli scarichi dalle apparecchiature/circuiti che operano al di sopra di 20 barg.

1 In generale, l’utilizzo del gasolio è altresì previsto:

 per l’alimentazione temporanea di un gruppo di TG nella fase di avviamento dell’impianto e per i motori di gru e generatori di emergenza (§3.1 del PIC);

 per le situazioni di emergenza (§3.1 del PIC).

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Quando il Terminale è operativo, il gas evaporato dai serbatoi (Boil Off Gas – “BOG”) viene recuperato nel flusso produttivo. Il BOG viene invece inviato in torcia quando le operazioni di rigassificazione ed invio alla Rete Nazionale di Gasdotti di proprietà di Snam Rete Gas sono interrotte e qualora non sia disponibile sufficiente GNL per la sua ricondensazione.

Le condizioni di utilizzo della torcia sono state comunicate da ALNG al MATTM il 28 Giugno 2011 (Prot. N. 0145/2011 “Terminale GNL Adriatico srl – Punti di emissione in aria e gestione torce di stabilimento”), facendo seguito alla comunicazione del MATTM N. Prot.

DVA-2011-0001090 del 20 Gennaio 2011 e Prot. DVA-2011-0009754 del 21 Aprile 2011.

Con tale comunicazione ALNG dichiarava che la torcia installata sul Terminale risulta essere un dispositivo di sicurezza ed emergenza, non utilizzata in situazioni di normale esercizio.

In dettaglio, l’utilizzo della torcia avviene nei seguenti casi:

 emergenza e sicurezza dell’impianto:

 arresti di processo,

 arresti di emergenza,

 arresto di unità di impianto,

 rilasci accidentali:

 malfunzionamento di valvole di sicurezza,

 malfunzionamento di valvole di blowdown,

 malfunzionamento del compressore BOG;

 avvii e arresti delle apparecchiature:

 bonifica con azoto dell’apparecchiatura per successiva manutenzione,

 raffreddamento con GNL dell’apparecchiatura prima del normale esercizio a seguito di:

 manutenzione,

 arresti di sicurezza,

 raffreddamento con GNL dei bracci di scarico del GNL della metaniera al Terminale,

 attività di manutenzione della condotta.

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3 INTERVENTO DI FERMATA IMPIANTO PER MANUTENZIONE PER LA SOSTITUZIONE DELLA SDV

3.1 MOTIVAZIONI DELL’INTERVENTO

La Shut Down Valve 65202-01 (“SDV”), localizzata in corrispondenza dell’attacco del metanodotto di collegamento a terra, ha la funzione di permettere l’isolamento tra il Terminale (sezione di esportazione del gas delle topsides) ed il gasdotto. La valvola si chiude in caso di arresto d’emergenza del Terminale (“ESD”).

Figura 3.1: Ubicazione della SDV

Durante un controllo di routine è stata individuata una performance non soddisfacente rispetto a standard tecnici applicabili. Un misuratore di gas posto nei pressi della valvola ha, infatti, rilevato una minima perdita di gas nella SDV, localizzata nel corpo della valvola.

Tale situazione non compromette la funzionalità della valvola, tuttavia sono state intraprese misure mitigative. Inoltre, sulla base delle analisi tecniche effettuate, 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 che degli impatti ambientali. Qualora, infatti, occorresse

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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 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.

3.2 DESCRIZIONE DELL’INTERVENTO

L’intervento di manutenzione consiste nella rimozione e sostituzione dell’attuale SDV e delle relative connessioni alla pipeline.

L’intervento implica le seguenti operazioni, descritte in dettaglio nei successivi paragrafi sulla base dei documenti di progettazione predisposti da un team di progetto dedicato:

 operazione preliminari di preparazione all’intervento:

 potenziamento della gru su monorotaia, con l’obiettivo di raggiungere una capacità di carico compresa tra un minimo di 15 t e un massimo di 20 t per poter sollevare la SDV,

 test sulla turbina GTG2 al fine di verificare il perfetto funzionamento una volta configurata la stessa per l’alimentazione con gasolio STZ: infatti, in assenza di Gas Naturale (“GN”), per garantire la produzione di energia elettrica necessaria per il mantenimento della corretta temperatura del Terminale, verrà utilizzata la turbina GTG2 alimentata con gasolio STZ; verranno installati inoltre generatori temporanei di riserva, da utilizzare in caso di indisponibilità della GTG2,;

 avvio della GTG2 a gasolio STZ;

 fermata impianto con interruzione dell’invio del gas in rete;

 isolamento del tratto di pipeline interessato dall’intervento, depressurizzazione e inertizzazione con azoto;

 rimozione dell’attuale SDV e installazione della nuova valvola;

 riconnessione e pressurizzazione della pipeline e start-up del Terminale.

3.2.1 Operazioni Preliminari

3.2.1.1 Potenziamento della Gru su Monorotaia

La gru monorotaia esistente, con una capacità di carico di 6 t, è stata concepita a supporto dell’attuatore della SDV e pertanto non è adeguata a supportare le operazioni necessarie alla

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rimozione e sostituzione di tutto il corpo della SDV stessa che pesa circa 10 t. Prima dell’avvio della manutenzione si rende, quindi, necessario il potenziamento della gru, entro i limiti di carico delle colonne strutturali presenti e, in generale, della capacità di carico delle strutture del GBS, con l’obiettivo di ottenere una capacità di carico fino a 20 t. Le modifiche strutturali comprendono:

 rinforzo della struttura per sostenere il peso maggiore;

 installazione di un nuovo argano.

Figura 3.2: Gru Esistente

3.2.1.2 Ripristino dell’Alimentazione a Gasolio STZ per la Turbina GTG2 Dual-Fuel e Installazione di Generatori Diesel Temporanei di Riserva

Durante il periodo di fermata del Terminale e con la pipeline depressurizzata, non sarà disponibile GN per alimentare le unità GTG come avviene in condizioni di normale esercizio. Tuttavia, sarà necessario produrre energia elettrica per evitare il riscaldamento del piping e delle apparecchiature di processo del GNL installate sul GBS, mantenere la temperatura criogenica (-160°C) e alimentare i servizi del Terminale: pertanto, verrà utilizzato come combustibile il gasolio STZ.

In particolare, per quanto riguarda il mantenimento della temperatura criogenica, è necessario far circolare in continuo GNL in modo da evitare il riscaldamento del piping e delle apparecchiature. La circolazione del GNL è garantita dalle pompe In-Tank, azionate tramite l’energia prodotta dalla GTG2 (alimentata a diesel).

Il mantenimento delle apparecchiature e del piping a basse temperature è legato a diverse necessità, tra cui:

 ridurre i tempi complessivi necessari per la realizzazione dell’intervento in oggetto;

 evitare lo stress termico delle linee e degli impianti correlato alle fasi di riscaldamento e successivo raffreddamento (cd. cool down);

 evitare di dover svuotare le apparecchiature e il piping per ridurre la pressione con aumento dei quantitativi di GN inviato in torcia;

 evitare l’esecuzione di complesse operazioni non routinarie che richiederebbero, tra l’altro, l’installazione temporanea di importanti apparecchiature ausiliarie (a titolo esemplificativo: per il cool down delle linee e degli impianti è necessario un significativo quantitativo di azoto liquido, per la cui produzione risultano necessari impianti non più presenti sul Terminale).

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La turbina GTG2 era stata configurata per il funzionamento a gasolio STZ durante la fase di pre-avviamento nel 2009, tuttavia alcune apparecchiature devono essere riconfigurate per consentire tale l’alimentazione. Una volta riconfigurata l’alimentazione, sarà necessario prevedere un test di una durata ipotizzata pari a circa quattro giorni al fine di verificare il corretto funzionamento della turbina con gasolio STZ, prima di procedere con la fermata del Terminale.

Inoltre verranno installati sul Terminale generatori diesel temporanei che potranno essere messi in esercizio in caso di indisponibilità della GTG2 in quanto il generatore a gasolio di emergenza non può garantire le richieste energetiche di tutte le utenze necessarie alle attività previste: saranno, in particolare, selezionate macchine di capacità unitaria inferiore a 1 MWe in grado di garantire nel complesso un carico massimo 3 MWe.

3.2.2 Fermata dell’Impianto

Prima della sostituzione della SDV verrà effettuata la fermata dell’impianto ai sensi del

§6.10 del PIC, secondo le seguenti fasi:

 avvio della GTG2 in modalità a gasolio STZ;

 riduzione del send out al minimo (ponendo le apparecchiature in modalità offline);

 avvio della fermata impianto vera e propria mediante la chiusura della valvole principali.

Durante l’intervento il Terminale opererà pertanto in modalità di fermata impianto, che implica le seguenti condizioni:

 interruzione dell’invio di gas in rete;

 mantenimento della temperatura criogenica per l’intero Terminale;

 utilizzo di sistemi di generazione di energia alimentati a gasolio STZ;

 impossibilità dell’utilizzo del sistema di recupero calore dai fumi esausti delle turbine a gas (WHRS) e conseguente utilizzo dei camini di bypass;

 invio del BOG al bruciatore di torcia di bassa pressione (LP).

3.2.3 Depressurizzazione e Isolamento della Pipeline

3.2.3.1 Tecnologia Adottata

Come anticipato nelle precedenti sezioni, al fine di procedere alla sostituzione della SDV, è necessario effettuare l’isolamento e la depressurizzazione del tratto di pipeline interessato.

L’intera pipeline che collega il Terminale alla Stazione di Misura è suddivisa in sezioni, provviste di valvole di isolamento, cd. block valve - BV alle due estremità, connesse ad un sistema di depressurizzazione, pertanto ciascuna sezione può essere isolata e depressurizzata separatamente.

L’isolamento del Terminale e, quindi, della SDV verrà effettuato, dall’estremità della pipeline lato Stazione di Misura, con almeno due block valve chiuse tramite le Block Valve Station (“BVS”) intermedie o isolando l’intera condotta in fasi successive fino alla Stazione di Misura stessa.

Le operazioni di depressurizzazione saranno condotte, dall’estremità della pipeline lato GBS, attraverso il bruciatore di torcia ad alta pressione (HP). Inoltre, la sezione di pipeline, lato Terminale, compresa tra la trappola di lancio del cd. pig (dispositivo per l’ispezione interna

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del gasdotto) e la SDV sarà anch’essa isolata e depressurizzata attraverso il bruciatore di torcia ad alta pressione. Le portate di invio in torcia HP (blowdown) resteranno nel range operativo di progetto del bruciatore stesso.

Una volta depressurizzata la pipeline, si provvederà all’inertizzazione della stessa mediante immissione di azoto; l’azoto gassoso verrà immesso nella pipeline tramite le BVS e rimpiazzerà il gas naturale rimasto all’interno della condotta, che verrà inviato al bruciatore di torcia ad alta pressione. Il flusso di GN in torcia terminerà quando all’interno della pipeline, tra il Terminale e la BVS, sarà presente unicamente azoto gassoso.

Figura 3.3: Block Valve Station 1 3.2.3.2 Alternative studiate

La scelta di effettuare la depressurizzazione della pipeline è il risultato di un’attenta analisi delle possibili alternative effettuata da un team di progetto dedicato, che prevedono il mantenimento in pressione della pipeline:

 utilizzo di un pig plug per l’isolamento della SDV. Un pig plug installato sulla pipeline dalla trappola di lancio del pig sul Terminale è un dispositivo in grado di isolare dall’intera pressione della pipeline. Tale alternativa avrebbe comportato la sostituzione della SDV mantenendo la pipeline completamente in pressione a valle del pig plug;

 installazione di una linea di bypass e isolamento della SDV, mantenendo la pipeline in pressione e senza interrompere l’invio di GN nella Rete Nazionale del gas.

Nell’ipotesi dello svuotamento della pipeline, è stata analizzata anche l’opzione di utilizzo dicompressori mobili con immissione del gas naturale nella Rete Nazionale di Gasdotti di proprietà di Snam Rete Gas; tale alternativa avrebbe richiesto però la fermata impianto e l’interruzione dell’invio di GN in rete per un periodo superiore rispetto alla tecnica adottata.

3.2.3.3 Motivazioni della Scelta

La scelta di depressurizzare la pipeline, dal Terminale alle BVS, per effettuare la sostituzione della SDV, è stata effettuata considerando principalmente i seguenti aspetti:

 massimizzare le condizioni di sicurezza durante l’esecuzione dell’attività: intervenire con apparecchiature non in pressione permette una drastica riduzione dei rischi;

(20)

 garantire un maggiore grado di semplicità nell’esecuzione della manutenzione e ridurre al minimo le interfacce funzionali;

 evitare modifiche all’assetto impiantistico autorizzato per quanto riguarda l’opzione di installazione di un bypass;

 evitare l’innesto a caldo su una tubazione con presenza di gas (Hot Tapping), tecnica necessaria nel caso dell’opzione dell’installazione di un bypass.

La scelta di effettuare la depressurizzazione mediante l’invio al bruciatore di torcia ad alta pressione del Terminale è stata effettuata considerando i seguenti aspetti:

 riduzione dei tempi necessari per l’esecuzione dell’attività con conseguente riduzione dell’impatto sull’approvvigionamento energetico nazionale;

 minor impatto ambientale, con particolare riferimento ai quantitativi dei vapori di boil off gas (BOG) inviati in torcia per ogni giorno di fermata impianto.

3.2.4 Installazione della SDV

La sostituzione della SDV comporta la realizzazione in sequenza dei seguenti principali interventi:

 rimozione dell’attuatore della SDV;

 distacco della SDV esistente;

 sollevamento della SDV;

 posizionamento e saldatura della nuova valvola;

 esecuzione di controlli non distruttivi (cd. Non Distructive Tests - “NDT”) sulle saldature;

 installazione dell’attuatore sulla nuova SDV.

Come descritto, tutte le operazioni saranno svolte in regime di fermata impianto e in assenza di gas naturale nella condotta, al fine massimizzare le condizioni di sicurezza per gli operatori e per l’impianto stesso.

3.2.5 Riconnessione della Pipeline e Start-Up del Terminale

Terminata la sostituzione della SDV, sarà necessario ripristinare la connessione con la Rete Nazionale di Gasdotti di proprietà di Snam Rete Gas e le condizioni di normale operatività del Terminale.

Le principali azioni da intraprendere sono le seguenti:

 rimuovere l’isolamento tramite graduale apertura delle valvole;

 inserire gas naturale dalla Stazione di Misura verso il Terminale, per rimuovere l’azoto dalle tubazioni. Il gas verrà inviato al bruciatore di torcia ad alta pressione fino alla completa rimozione dell’azoto;

 riportare i circuiti del Terminale alla pressione di 50-55 barg per ripristinare la connessione con la Rete Nazionale di Gasdotti di proprietà di Snam Rete Gas e iniziare l’esportazione del GN.

(21)

3.3 CRONOPROGRAMMA

L’esecuzione della manutenzione della SDV è prevista all’interno della finestra temporale Maggio-Settembre 2016, durante la quale SNAM rete Gas ha programmato la manutenzione dei metanodotti presso il nodo di Minerbio. Tale condizione non consentirebbe comunque di introdurre nella rete di metanodotti di SNAM Rete Gas i quantitativi di gas rigassificati dal Terminale e richiederebbe la conseguente fermata dell’impianto prolungata, con parte degli effetti ambientali già descritti nel documento.

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 e di ridurre al minimo l’impatto sugli utilizzatori del terminale.

Il potenziamento della gru sarà svolto preliminarmente all’intervento compatibilmente con le esigenze operative e di funzionamento del Terminale.

Per il ripristino della turbina GTG2 con alimentazione a gasolio STZ saranno effettuati test durante l’inverno 2015-2016 e qualche giorno prima dell’intervento di sostituzione della SDV. Allo stesso modo saranno svolti, nel periodo antecedente all’intervento, test sui generatori diesel temporanei di riserva, che potranno essere messi in esercizio in caso di indisponibilità della GTG2.

La durata dell’attività vera e propria di sostituzione della SDV, a valle della fermata dell’impianto, sarà suddivisa come segue:

 isolamento del tratto di pipeline interessato dall’intervento, depressurizzazione e inertizzazione con azoto: circa 3-5 giorni;

 installazione della SDV: circa 10-14 giorni;

 riconnessione della pipeline e start-up del Terminale: circa 4 giorni.

La durata complessiva dell’intervento è, dunque, compresa in un intervallo di 17-23 giorni.

3.4 ASPETTI AMBIENTALI DI RILIEVO

Alla sostituzione della SDV e alle attività correlate, descritte nei precedenti paragrafi, sono associati alcuni aspetti ambientali, descritti in dettaglio nei paragrafi seguenti:

 emissioni in atmosfera:

 fumi di scarico della turbina GTG2 alimentata a gasolio STZ (e/o eventualmente dei generatori diesel temporanei di riserva) durante la fermata impianto e durante i test;

 combustione in torcia: in fase di depressurizzazione della condotta il gas naturale verrà inviato al bruciatore di alta pressione (HP) della torcia ad del Terminale,

 combustione in torcia del BOG: durante la fermata dell’impianto il Boil Off Gas verrà inviato al bruciatore di torcia di bassa pressione (LP);

 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;

(22)

 saranno normalmente scaricate le acque di raffreddamento delle GTGs e l’effluente proveniente dal sistema di potabilizzazione a osmosi inversa;

 sistemi di monitoraggio:

 durante la fermata dell’impianto i fumi esausti della GTG2 saranno convogliati al camino di bypass invece che al camino principale su cui è installato lo scambiatore di calore (WHRU) che non potrà essere utilizzato in quanto non potendo cedere calore al GNL per la rigassificazione si surriscalderebbe provocando danni all’impianto.

Pertanto, non sarà possibile utilizzare il sistema di monitoraggio in continuo dei fumi, ubicato sui soli camini principali,

 le quantità di acqua scaricata dovrebbero essere sufficienti per permettere agli analizzatori installati in corrispondenza dell’attuale punto di misura (combinazione degli scarichi SP2a e SP2d) di effettuare misurazioni in continuo rappresentative dello scarico idrico; nel caso ciò non fosse possibile verranno predisposte delle misurazioni discontinue secondo quanto descritto al successivo paragrafo;

 altri aspetti ambientali:

 durante l’intervento potrà essere necessario sfiatare in atmosfera un ridotto quantitativo di GN presso le BVS a terra per gestire eventuali sovrappressioni tra i vari tratti del metanodotto isolati dalle BVS;

 consumo di gasolio STZ associato alla produzione di energia elettrica con la GTG2 o con i generatori temporanei di riserva;

 lieve aumento del traffico marittimo e terrestre;

 consumo di GPL per l’alimentazione della fiamma pilota della torcia in mancanza della possibilità di utilizzo del gas naturale durante il periodo di fermata dell’impianto;

 produzione di rifiuti associati alle attività suddette.

3.4.1 Emissioni in Atmosfera da GTG2 e Generatori Diesel Temporanei di Riserva Le emissioni in atmosfera dai fumi di scarico della turbina GTG2 alimentata a gasolio STZ durante la manutenzione per la sostituzione della SDV sono state stimate sulla base delle seguenti ipotesi:

 funzionamento della turbina con carico inferiore al 50%;

 concentrazione di NOx e CO pari al limite di targa della turbina;

 emissione, sotto forma di SOx, di tutto il contenuto di zolfo del gasolio utilizzato;

 fattori emissivi tratti dalla metodologia AP42 dell’US-EPA per le Polveri (PTS).

Durante il periodo di funzionamento della GTG2 alimentata a gasolio verrà utilizzato esclusivamente gasolio STZ con contenuto in zolfo inferiore allo 0.25%.

In caso di disponibilità della GTG2 a diesel per tutto il periodo dell’intervento, ai fini della stima delle emissioni sono stati considerati:

 4 giorni (12 h/giorno) di test della GTG2 prima dell’intervento di sostituzione della SDV;

(23)

 un intervallo compreso tra circa 16 e 22 giorni di funzionamento della GTG2 alimentata a diesel durante il periodo di fermata impianto (si assume, infatti, che nell’ultima giornata di intervento si utilizzi, per alimentare le GTGs, il gas naturale presente nella condotta, seppur a pressione inferiore rispetto alla normale operatività perché in fase pressurizzazione);

 generatori accesi solamente nel periodo di test iniziale (4 giorni per 12 ore/giorno) e una volta alla settimana (test di 1 ore circa).

In tale scenario (disponibilità della GTG2 a gasolio STZ per tutto il periodo dell’intervento), le stime delle emissioni complessive sono le seguenti:

 0.016 – 0.021 t di SOx;

 6.5 – 8.0 t di NOx;

 4.3 – 5.7 t di CO;

 1.7 – 2.2 t di PTS.

In caso di indisponibilità della GTG2, si prevede di utilizzare i generatori diesel temporanei di riserva e il generatore diesel di emergenza già presente sul Terminale.

In tal caso le emissioni complessive associate all’utilizzo dei generatori e ai test sulla GTG2 (che saranno comunque svolti al fine di provare a riavviare la stessa GTG2) saranno le seguenti:

 0.013 – 0.017 t di SOx;

 44 - 61.6 t di NOx;

 3.5 - 4.4 t di CO;

 1.2 - 1.5 t di PTS.

3.4.2 Emissioni in Atmosfera dalla Torcia

I quantitativi di gas naturale inviati a combustione in torcia durante l’intera durata dell’intervento di manutenzione sono stati stimati:

 per il bruciatore di torcia di alta pressione (HP), sulla base dei volumi di gas presenti nei tratti di condotta da depressurizzare;

 per il bruciatore di torcia di bassa pressione (LP), sulla base del BOG prodotto, stimato tramite apposite modellazioni e l’aggiunta di opportuni margini di sicurezza.

In particolare sono stati considerati:

 un intervallo compreso tra 3 e 5 giorni per la depressurizzazione della condotta;

 un intervallo compreso tra 17 e 23 giorni di invio in torica del BOG prodotto per tutto il periodo di fermata impianto.

Sulla base delle considerazioni sopra riportate, le stime dei quantitativi di gas naturale inviati a combustione alle torce LP e HP sono le seguenti:

 1 - 1.2 mln di Sm³ alla torcia HP;

 10 – 16 mln di Sm³alla torcia LP.

L’applicazione dei fattori di emissioni da torcia forniti dallo standard EPA42 ai suddetti quantitativi di gas bruciati in torcia ha fornito le seguenti stime:

(24)

 13 – 19 t di NOx;

 58 – 85 t di CO.

Alla luce delle stime fornite per le emissioni in atmosfera correlate alla fermata impianto e derivanti da GTG2 a gasolio STZ, generatori temporanei e da torcia, si può rilevare che i quantitativi totali di emissioni in atmosfera di NOx e CO nell’arco dell’anno 2016, considerando condizioni di esercizio del Terminale simili al triennio precedente (si vedano Rapporti Annuali inviati all’Autorità di Controllo) sono comunque inferiori o paragonabili ai valori autorizzati in AIA per il funzionamento annuale a pieno regime.

3.4.3 Scarichi Idrici

Durante la fermata impianto prevista per l’intervento di manutenzione di sostituzione della SDV, gli ORVs non saranno operativi, pertanto non sarà presente lo scarico delle acque di scambio termico associate al processo di rigassificazione.

Le acque di servizio per il raffreddamento delle GTG (scarico SP2bc) saranno inviate direttamente allo scarico SP2a.

L’effluente proveniente dal sistema di potabilizzazione a osmosi inversa sarà normalmente convogliato allo scarico SP2d.

Ne risulta che lo scarico finale del Terminale (SP2ad), durante il periodo dell’intervento, avrà le seguenti caratteristiche:

 portata sensibilmente ridotta rispetto alla normale operatività (inferiore a 500 m³/h invece di 29,000 m³/h);

 temperatura allo scarico minore o uguale a 35°C.

Al fine di valutare gli effetti ambientali di tale scarico, malgrado la portata sia comunque decisamente poco significativa, in via del tutto conservativa è stata condotta una simulazione del plume termico nel periodo di intervento di sostituzione della SDV.

È stato utilizzato il modello già predisposto nell’ambito dello Studio Preliminare Ambientale per la Verifica di Assoggettabilità a VIA per incremento del delta termico annuo (Doc. No.

10-751-H5 del Marzo 2011, inviato al MATTM con Prot. ALNG No. 0058/11 dell’8 Marzo 2011), che a sua volta riprendeva le impostazioni e gli scenari del modello inizialmente predisposto dall’Università di Roma per la procedura di VIA del Terminale (1999 e 2003).

Come parametri di scarico sono stati cautelativamente considerati:

 portata = 500 m³/h;

 temperatura = 35 °C.

In analogia con gli studi precedenti, sono state condotte le seguenti simulazioni:

 modellazione a larga scala (per valutare l’impatto dovuto ai campi di temperatura che si determinano in condizioni meteomarine estreme):

 Scenario A, vento proveniente da Est con velocità pari a 6.2 m/s,

 Scenario B, vento proveniente da Nord-Est con velocità pari a 10.3 m/s,

 Scenario C, vento proveniente da Sud-Est con velocità pari a 8.2 m/s;

 modellazione a scala di dettaglio (ai fini di valutare l’impatto ambientale dovuto ai campi di temperatura che si determinano nell’intorno dell’impianto):

(25)

Doc. No. 15-657-H1 Rev. 0 - Ottobre 2015

 Inverno: distribuzione verticale di temperature omogenea e pari a 10 °C. Tale simulazione è stata effettuata comunque per completezza, anche se il periodo previsto per l’intervento è la finestra temporale maggio-settembre 2016 (si veda il Cronoprogramma riportato al Paragrafo 3.3),

 Primavera/Estate: distribuzione verticale delle temperature caratterizzata da stratificazioni termiche.

Dai risultati ottenuti si evidenzia quanto segue:

 nelle simulazioni a larga scala, in tutti gli scenari (A, B e C), già a circa 50 m dallo scarico si riscontrano effetti ambientali (in termini di differenza di temperatura - T – tra l’acqua scaricata e il corpo ricettore) appena percepibili (T inferiore a 0.05 °C), in virtù dell’efficace dispersione associata alla corrente generata dal vento. A distanze maggiori il

T è assolutamente trascurabile;

 nelle simulazioni a scala di dettaglio, in virtù della situazione di calma (in analogia agli studi precedenti è stata introdotta come sola forzante una velocità di circa 1 cm/s in direzione Nord-Ovest Sud-Est), si rilevano T maggiori (e cautelativi):

 in Inverno (T acqua mare pari a 10 °C) il  è di circa 0.25 °C nelle vicinanze dello scarico, di circa 0.15 °C a 50 m da esso e di circa 0.1 °C a 200 m (Figura 3.4),

 in Primavera / Estate (T di circa 16° C nello strato considerato) il T è di circa 0.17 °C nelle vicinanze dello scarico e di circa 0.1 °C a 100 m da esso (Figura 3.5).

Figura 3.4: Pennacchio Termico, Scala di Dettaglio, Scenario Invernale

DT [deg C]

Above 0.200 0.175 - 0.200 0.150 - 0.175 0.125 - 0.150 0.100 - 0.125 0.075 - 0.100 Below 0.075 Undefined Value

0:00:00 03/01/2004 Time Step 144 of 144. Sigma Layer No. 8 of 10.

309000 309200 309400 309600 309800 310000 310200 310400 310600 310800 311000

4995200 4995300 4995400 4995500 4995600 4995700 4995800 4995900 4996000 4996100 4996200 4996300 4996400 4996500 4996600

DT [deg C]

309000 309200 309400 309600 309800 310000 310200 310400 310600 310800

4995200 4995300 4995400 4995500 4995600 4995700 4995800 4995900 4996000 4996100 4996200 4996300 4996400

(26)

Doc. No. 15-657-H1 Rev. 0 - Ottobre 2015

Figura 3.5: Pennacchio Termico, Scala di Dettaglio, Scenario Primavera-Estate In conclusione, si evidenzia che, sulla base dei risultati modellistici ottenuti, lo scarico in esame rispetta ampiamente i limiti previsti dal D.Lgs. 152/06: l’Allegato V alla Parte III impone, oltre ad una temperatura massima allo scarico di 35 °C, che l’incremento di temperatura del corpo ricettore non superi i 3 °C oltre i 1,000 m di distanza dal punto di immissione.

3.4.4 Sistemi di Monitoraggio

3.4.4.1 Emissioni in Atmosfera

Le condizioni di fermata impianto durante l’intervento di manutenzione per la sostituzione della SDV implicano l’impossibilità dell’utilizzo del sistema WHRS e il conseguente invio dei fumi della GTG2 al camino di bypass (tramite l’apertura del deviatore di flusso denominato damper).

L’utilizzo del camino di bypass implica l’impossibilità di utilizzare il sistema di monitoraggio in continuo dei fumi, ubicato sui soli camini principali. Sui camini di bypass è previsto dunque un monitoraggio in discontinuo delle emissioni a frequenza settimanale, per il periodo di fermata impianto della durata totale prevista tra 17 e 23 giorni.

I parametri di campionamento proposti per il periodo in cui l’alimentazione della GTG2 è a gasolio STZ sono descritti nella seguente tabella.

DT [deg C]

309000 309200 309400 309600 309800 310000 310200 310400 310600 310800

4995200 4995300 4995400 4995500 4995600 4995700 4995800 4995900 4996000 4996100 4996200 4996300 4996400 4996500 4996600

DT [deg C]

309000 309200 309400 309600 309800 310000 310200 310400 310600 310800

4995200 4995300 4995400 4995500 4995600 4995700 4995800 4995900 4996000 4996100 4996200 4996300 4996400

(27)

Tabella 3.1: Intervento di Sostituzione SDV, Campionamenti al Camino di By-Pass della GTG2 Alimentata a Gasolio

Parametro Limite/Prescrizione Tipo di Verifica Monitoraggio/

registrazione dati

Temperatura di uscita dei fumi

Nessun limite Parametro conoscitivo.

Verifica settimanale con campionamento manuale e analisi di

laboratorio

Registrazione su file dei risultati

Portata dei fumi

laboratorio

Ossigeno

laboratorio

NOx

Nessun limite per il periodo in cui l’impianto si trova al di

sotto del Minimo Tecnico (50% del carico nominale).

Parametro conoscitivo

laboratorio

CO

laboratorio

Polveri

laboratorio

3.4.4.2 Scarichi Idrici

Come già evidenziato sopra, durante la fermata impianto, non saranno presenti le acque di scambio termico del processo di rigassificazione, pertanto la configurazione degli scarichi idrici sarà la seguente:

 le acque di servizio per il raffreddamento delle GTGs, collettate nello scarico SP2bc, dotato di analizzatori in continuo per le misurazioni dei parametri richiesti (idrocarburi totali), saranno inviate direttamente allo scarico SP2a;

 in corrispondenza dell’attuale punto di misura in continuo sulla combinazione SP2a e SP2d, sono installati analizzatori in continuo per le misurazioni dei parametri richiesti (pH, Temperatura, conducibilità, Ossigeno, Cloro attivo libero).

I quantitativi di acqua, sebbene notevolmente ridotti, come già precisato al Paragrafo 3.4.3, dovrebbero essere comunque sufficienti per effettuare misurazioni rappresentative tramite gli analizzatori in continuo installati allo scarico SP2ad; tuttavia, in aggiunta alle misurazioni in continuo, per ovviare alla possibilità di avere misurazioni non rappresentative, è previsto di effettuare anche il monitoraggio discontinuo dei parametri descritti nella seguente tabella.

(28)

Tabella 3.2: Campionamenti allo Scarico SP2ad

Parametro Limite/Prescrizione

(autorità competente) Tipo di Verifica Tipo di Campione

pH Concentrazione limite da autorizzazione

Misura in continuo sulla combinazione SP2a e SP2d e verifica settimanale

con campionamento manuale /strumentale e analisi di laboratorio

Istantaneo e Campione medio ponderale su 3 ore /registrazione su file

Temperatura

Max 35 °C;

T < 3°C oltre i 1,000 m di distanza dal punto di immissione

(D.Lgs. 152/06)

Misura in continuo sulla combinazione SP2a e SP2d e verifica settimanale

Conducibilità Nessun limite Parametro conoscitivo

Misuratore in continuo sulla combinazione SP2a e SP2d e verifica

settimanale con campionamento manuale /strumentale e analisi di

laboratorio

Ossigeno Nessun limite Parametro conoscitivo

Misuratore in continuo sulla combinazione SP2a e SP2d e verifica

settimanale con campionamento manuale /strumentale e analisi di

laboratorio

Cloro attivo libero

Concentrazione limite da autorizzazione

Verifica in continuo sulla combinazione SP2a e SP2d e verifica settimanale

Istantaneo e Campione medio ponderale su 3 ore /registrazione su file Azoto

ammoniacale

Concentrazione limite da autorizzazione

Solo per scarico parziale SP2 verifica mensile con campionamento manuale /strumentale ed analisi di laboratorio

Campione medio ponderale su 3 ore /registrazione su file Idrocarburi

totali Parametro conoscitivo

Solo per il punto SP2bc verifica in continuo e verifica mensile con campionamento manuale/ strumentale

e analisi di laboratorio

Torbidità Parametro conoscitivo

Solo per lo scarico parziale SP2ad verifica mensile con campionamento

manuale /strumentale ed analisi di laboratorio

Campione medio ponderale su 3 ore/

registrazione su file Carico termico

su corpo idrico ricevente

Parametro conoscitivo Calcolo solo per il punto SP2a con la

seguente formula Q=Cpm(T)⁵ Calcolo /registrazione su file

3.4.5 Ulteriori Aspetti Ambientali

3.4.5.1 Vent a Terra

Durante l’intervento sarà necessario utilizzare i Cold Vent ubicati presso le valvole installate alle BVS, appositamente dedicati e normalmente in uso nei metanodotti della Rete Nazionale di Gasdotti , al fine di sfiatare eventuali sovrappressioni nei tratti di condotta isolati.

A seconda del tratto di condotta da depressurizzare e dell’entità delle eventuali sovrappressioni nei tratti di condotta isolati sono stati stimati dei quantitativi totali di GN inviato in modo discontinuo ai Cold Vent variabile tra 7,500 Sm³ e 19,000 Sm³.

(29)

3.4.5.2 Consumo di Combustibili 3.4.5.2.1 Consumo di Gasolio STZ

Durante l’intervento in oggetto l’energia elettrica necessaria sarà prodotta con la GTG2 alimentata a gasolio STZ, con contenuto in zolfo inferiore allo 0.25%. Per eventuale intervento in caso di indisponibilità della GTG2 verranno effettuati dei test sui generatori temporanei di riserva anch’essi alimentati a diesel.

Il consumo totale di gasolio STZ associato ai circa 4 giorni di test della GTG2 prima dell’intervento di sostituzione della SDV, al funzionamento della GTG2 durante il periodo di fermata impianto e ai test sui generatori temporanei di riserva è stimato pari a circa 840 m³. Nel caso di indisponibilità della GTG2 e necessità di produrre energia elettrica tramite i generatori temporanei di riserva e il generatore di emergenza già presente sul Terminale per tutta la durata dell’intervento; il consumo complessivo di diesel, comprensivo dei test antecedenti l’intervento, è stimato pari a circa 885 m³.

3.4.5.2.2 Consumo di GPL

Al fine di garantirne il corretto funzionamento, le fiamme pilota dei bruciatori di torcia HP e LP, normalmente alimentate direttamente con il gas naturale rigassificato dal Terminale, dovranno essere sempre mantenute accese.

Nella condizione di fermata impianto, non essendo disponibile GN dalle linee di rigassificazione del Terminale, l’alimentazione delle fiamme pilota sarà garantita mediante Gas di Petrolio Liquefatto -GPL.

In particolare:

 la fiamma pilota del bruciatore di torcia HP verrà mantenuta accesa per la depressurizzazione della pipeline e prima del riavvio dell’impianto. Una volta completata la depressurizzazione della pipeline attraverso il bruciatore di torcia di alta pressione non sono infatti previsti scenari di utilizzo di quest’ultimo in condizioni di fermata impianto;

 la fiamma pilota del bruciatore di torcia di bassa pressione sarà mantenuta accesa durante tutto l’intervento per mantenere la funzionalità della torcia stessa.

I consumi complessivi di GPL sono stimati in circa 15 m³. 3.4.5.3 Traffico Marittimo

Il progetto di sostituzione della SDV sfrutterà le risorse marittime e aeree normalmente impiegate dal Terminale (i.e. rimorchiatori, Crew Supply Vessel, elicotteri).

L’incremento di traffico marittimo durante la sostituzione della SDV, rispetto alla normale operatività del Terminale, risulterà limitato a:

 Supply Vessel per il rifornimento del diesel ogni 2-3 giorni, prima della fermata impianto (test della GTG2 e dei generatori temporanei di riserva) e durante tutto il periodo di fermata impianto;

 rimorchiatore o altro Supply Vessel in stand-by solo durante la presenza sul Terminale di personale eccedente la capacità delle scialuppe di salvataggio.

Alla luce del limitato periodo di fermata impianto si ritiene che l’aumento del traffico marittimo possa essere considerato limitato.

(30)

3.4.5.4 Traffico Terrestre

Durante i lavori verranno utilizzati 2 camion per il trasporto delle pompe azoto e circa 10 camion per il trasporto dell’azoto liquido (20 m³ciascuno).

Ulteriore traffico terrestre potrà essere dovuto al trasporto di personale e di materiale per le operazioni descritte presso le Block Valve Station o la Stazione di Misura.

L’aumento del traffico terrestre può dunque essere considerato assolutamente trascurabile.

3.4.5.5 Produzione di Rifiuti

L’attività di sostituzione della SDV comporterà la produzione dei seguenti rifiuti:

 rifiuti metallici (al massimo 1 ton);

 diesel contaminato che viene scartato per pulire le linee della GTG2 (al massimo 5 m³);

 panne assorbenti, stracci / prodotti per la pulizia;

 sigillanti, oli esausti (tra 5 e 10 litri);

 incarti dei materiali (plastica, cartone, legno) (max 1 ton);

 filtri (max 1 ton).

La tipologia di rifiuti prodotti durante l’attività rientra tra quelli attualmente gestiti.