Dichiarazione Ambientale 2006 Stabilimento di Ravenna - Dati aggiornati al 31 dicembre 2006
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A G G I O R N A M E N T O
Dichiarazione Ambientale 2006
Stabilimento di Ravenna
Dati aggiornati al 31 dicembre 2006
A G G I O R N A M E N T O
Dichiarazione Ambientale 2006
Stabilimento di Ravenna
Dati aggiornati al 31 dicembre 2006
In questo aggiornamento della Dichiarazione ambientale sono riportate le variazioni che hanno apportato contributi in campo ambientale rispetto a quanto riportato nel documento “Aggiornamento Dichiarazione Ambientale 2005 - Stabilimento di Ravenna” con dati aggiornati al 31 dicembre 2006. In particolare: • modifiche impiantistiche e gestionali che hanno avuto risvolti sulla valutazione degli aspetti ambientali • sintesi degli accadimenti ed eventi in campo ambientale quali visite da parte di funzionari esterni, visite di sorveglianza, aggiornamenti legislativi, sottoscrizione o revisione di accordi volontari con Enti Locali, manifestazioni, audit interni. Inoltre viene illustrata la situazione al dicembre 2006 per quanto riguarda: • dati operativi e degli indicatori di prestazione ambientali e gestionali • valutazione degli aspetti ambientali diretti • valutazione degli aspetti ambientali indiretti • stato d’avanzamento del Piano di Miglioramento. Informazioni per il pubblico EniPower - Stabilimento di Ravenna fornisce informazioni sugli aspetti ambientali e tecnici dello Stabilimento ai soggetti interessati e alla popolazione. La Dichiarazione Ambientale viene divulgata all'esterno nel corso di incontri con la popolazione e spedita ogni anno alle funzioni pubbliche ed associazioni attuando un progetto annuale di comunicazione; inoltre è sempre disponibile presso lo Stabilimento e sul sito internet della Società www.enipower.eni.it. Per informazioni rivolgersi a: Responsabile di Stabilimento ing. Carlo De Carlonis Tel. 0544-600516 Fax 0544-600590 Indirizzo e-mail: carlo.de.carlonis@enipower.eni.it Rappresentante per la Direzione del Sistema di Gestione Ambientale dott. Stefano Gattucci Tel. 0544-600583 Fax 0544-600515 Indirizzo e-mail: stefano.gattucci@enipower.eni.it 2
Presentazione del responsabile di stabilimento 7
Profilo della società 9
10 Profilo del gruppo e della società
10 Il Gruppo Eni
10 La Società EniPower
10 I siti della Società
11 Politiche in ambito di salute, sicurezza ed ambiente
12 Lo Stabilimento Enipower Di Ravenna
12 Modifiche impiantistiche e gestionali significative
dal punto di vista ambientale
13 Sintesi degli accadimenti ed eventi in campo ambientale
Il sistema di gestione ambientale 15
17 La Formazione
19 Comunicazione
20 Gestione del controllo operativo
20 Prescrizioni legali
20 Audit Ambientali
20 La Struttura Organizzativa
Gli aspetti ambientali 21
23 L’Identificazione degli Aspetti Ambientali
23 Aspetti ambientali diretti
23 · Emissioni in atmosfera
28 · Scarichi idrici
30 · Produzione dei rifiuti
32 · Qualità del suolo e della falda
32 · Impiego di risorse naturali ed energetiche
37 · Effetti sull’ecosistema
38 · Sicurezza e salute dei lavoratori operanti nel sito
40 · Aspetti ambientali in condizioni di emergenza
41 Aspetti ambientali indiretti
41 La Significatività degli Aspetti Ambientali
Piano di miglioramento 43
46 Avanzamento del piano di miglioramento anni 2005-2007
Protocolli ambientali, 51
norme e leggi di riferimento
Glossario 55
3
Questa dichiarazione è stata prodotta con il contributo delle seguenti persone: CENTRALE DI RAVENNA Stefano Gattucci Responsabile Salute, Sicurezza, Ambiente e Qualità e Rappresentante della direzione Fabio Cucinella Responsabile Produzione Lamberto Tavacca Responsabile Servizi Tecnici Luca Lontani Responsabile Analisi Gestionali e Servizi Generali SEDE Roberto Bossi Sicurezza, Ambiente e Assicurazione Qualità Sede Cristina Malingher Sicurezza, Ambiente e Assicurazione Qualità Sede Nazzareno Fiori Responsabile Sicurezza, Ambiente e Assicurazione Qualità Sede ed approvata da: Carlo De Carlonis Responsabile Stabilimento di Ravenna 4
Dichiarazione di approvazione
EniPower Centrale di Ravenna | Via Baiona 107 | Ravenna
Codice di attività
NACE E 40.10 Produzione e distribuzione di energia elettrica
NACE E 40.30 Produzione e distribuzione di vapore ed acqua calda
Questo stabilimento è dotato di un sistema di gestione ambientale i cui risultati sono comunicati al pubblico
conformemente al Regolamento CE 761/2001 che definisce il sistema comunitario di ecogestione ed audit.
La verifica effettuata dal verificatore ambientale presso lo Stabilimento EniPower di Ravenna ha riscontrato
il rispetto dei requisiti posti dal Regolamento CE 761/2001 di ecogestione ed audit ambientale.
Ha constatato inoltre che la Dichiarazione Ambientale tratta tutti gli aspetti ambientali legati
all’attività dello Stabilimento, fornendo informazioni chiare ed attendibili.
Il verificatore accreditato Certiquality srl IT-V-001 Via G. Giardino, 4 – 20123 Milano ha verificato
e convalidato questa Dichiarazione Ambientale in data 19/07/2007.
EniPower Stabilimento di Ravenna si impegna a trasmettere all’organismo competente
sia i necessari aggiornamenti annuali sia la revisione della Dichiarazione Ambientale completa
entro tre anni dalla data di registrazione, mettendoli a disposizione del pubblico secondo quanto
previsto dal Regolamento CE 761/2001.
5
P R E S E N TA Z I O N E D E L R E S P O N S A B I L E D I S TA B I L I M E N TO
I due nuovi gruppi a ciclo combinato La sala di controllo
6
E n i P o w e r S TA B I L I M E N TO D I R AV E N N A / D I C H I A R A Z I O N E A M B I E N TA L E 2 0 0 6
Presentazione del Responsabile di Stabilimento
L'aggiornamento 2006 della Dichiarazione Ambientale dello Stabilimento di Ravenna costituisce il compendio
di un triennio in cui l'impegno richiesto per l'avvio dei nuovi gruppi di produzione si è associato a quello profuso
per il conseguimento della registrazione EMAS e per il miglioramento del sistema di gestione ambientale.
Il completamento di queste due attività ha generato una sinergia dalla quale sono scaturiti importanti miglioramenti
delle prestazioni ambientali; la Dichiarazione Ambientale dello Stabilimento costituisce la migliore testimonianza
dei risultati conseguiti.
Ciò comunque non viene concepito come un traguardo finale, bensì come il raggiungimento di una tappa
del percorso che lo Stabilimento di Ravenna ha intrapreso per operare nell'ottica di uno sviluppo sostenibile
e del miglioramento continuo delle prestazioni ambientali.
Il Responsabile dello Stabilimento
Carlo De Carlonis
7
8
Profilo della società
Il sistema di gestione ambientale
Gli aspetti ambientali
Piano di miglioramento
Protocolli ambientali,
norme e leggi di riferimento
Porta Adriana.
9P RO F I LO D E L L A S O C I E T À
Profilo del Gruppo e della Società
Il Gruppo Eni La società EniPower
Eni è una compagnia internazionale, presente in circa 70 Ad oggi la società e le sue controllate* dispongono di 7 centra-
Paesi con 73.572 dipendenti. li elettriche nei siti petrolchimici di Brindisi, Ferrara, Mantova e
È quotata nelle Borse di Milano e del New York Stock Ravenna e nelle raffinerie di Ferrera Erbognone (PV), Livorno e
Exchange (NYSE). Taranto, con una potenza installata di circa 4,5 GW che la pone
fra i primi produttori nazionali di energia elettrica e al primo
Opera nelle seguenti attività :
posto come produttore di vapore tecnologico.
• petrolio
• gas naturale Gli investimenti previsti nel piano quadriennale (2007-
• generazione di energia elettrica 2010) porteranno la potenza installata a 5,5 GW con una
• ingegneria e costruzioni produzione a regime di circa 31 TWh (equivalenti al 10%
• petrolchimica della produzione nazionale). In particolare il piano prevede:
• il completamento della centrale di Ferrara (due nuovi cicli
Tre business fondamentali:
combinati con potenza di 390 MW ciascuno);
• Exploration & Production
• la costruzione di una nuova centrale da 240 MW a Taranto.
• Gas & Power
• Refining & Marketing Dal 1° giugno 2006 la società ha acquisito da EniTecnologie le
attività fotovoltaiche, costituite dall'impianto di Nettuno (Roma)
Bilancio Consolidato 2006:
per la produzione di moduli con celle fotovoltaiche da silicio.
• Utile netto 9,2 miliardi di euro
Dal 1° gennaio 2007 EniPower S.p.A. e la controllata EniPower
• Dividendo proposto: 1,25 euro per azione
Mantova S.p.A hanno stipulato con Eni S.p.A. contratti di conto
Adotta comportamenti responsabili nei confronti di tutti i lavorazione in base ai quali EniPower S.p.A. ed EniPower Mantova
suoi stakeholder. Sviluppa linee guida e politiche inerenti la S.p.A. svolgono le attività di generazione per conto Eni S.p.A. che
responsabilità di impresa. Investe nelle persone e nella loro provvede alla commercializzazione dell'energia prodotta.
valorizzazione. Partecipa allo sviluppo sostenibile integran-
do i temi ambientali e sociali nel proprio processo di crescita. *EniPower Mantova e Società EniPower Ferrara (SEF)
Fig. 1 – Ubicazione degli stabilimenti EniPower
Ferrara** Potenza installata
Mantova*
836 MW 61 MW al 31 dicembre 2006
4.509 MW
Ravenna
972 MW
Ferrera Erbognone (PV)
1.030 MW
Brindisi
1.321 MW
Livorno
202 MW
Impianti esistenti
Nettuno
* EniPower Mantova ( fotovoltaico) Ta r a n t o
** Società EniPower Ferrara (SEF) 87 MW
10E n i P o w e r S TA B I L I M E N TO D I R AV E N N A / D I C H I A R A Z I O N E A M B I E N TA L E 2 0 0 6
Politiche in ambito di salute, sicurezza ed ambiente
Il Comitato per il Riesame della Direzione che si riunisce ogni anno per assicurare che tutto il Sistema di Gestione,
a partire proprio dalle politiche, sia idoneo, adeguato ed efficace ha rivisto la Politica confermando la riduzione ed
il mantenimento ai minimi valori degli scarichi liquidi, delle emissioni gassose e dei rifiuti, specificando inoltre che
questi impegni sono legati strettamente agli assetti di marcia e alle attività svolte.
11P RO F I LO D E L L A S O C I E T À
Palazzina Direzione.
Lo stabilimento EniPower di Ravenna Modifiche impiantistiche
e gestionali significative dal punto
Lo Stabilimento EniPower è situato nel sito multisocietario
di Ravenna; con le proprie produzioni copre i fabbisogni
di vista ambientale
energetici del sito nonché parte dei consumi elettrici nazio-
Modifica TG501
nali. EniPower svolge anche il servizio di distribuzione elet-
Nel corso dell'anno sono state apportate modifiche per
trica su 7 cabine primarie a 15 kV tramite un contratto di
migliorare l'efficienza di funzionamento e, di conseguenza,
affitto con Polimeri Europa.
diminuire i consumi specifici di combustibile. Ciò ha avuto
Al 31/12/2006 presso lo Stabilimento di Ravenna lavorano 68
un impatto diretto anche su alcuni indici di emissione, in
persone dedicate all'esercizio, alla manutenzione degli impian-
particolare su quello relativo alla CO2.
ti e allo svolgimento di alcuni servizi a supporto della produzio-
ne. Inoltre alcune attività, soprattutto quelle di tipo specialisti-
Modifica TD300
co, vengono svolte da personale esterno attraverso appalti.
Sono state apportate modifiche per utilizzare e condensare
tutto il vapore prodotto dalla caldaia a recupero del TG501.
Ciò consente di utilizzare una sola turbina a condensazione,
ad esclusione del periodo estivo in cui la temperatura del-
l'acqua mare è alta, e ridurre il prelievo dell'acqua mare per
il raffreddamento dei condensatori.
Autorizzazione allo scarico di acqua industriale
Fig. 2 – Qualifica dipendenti e acque mare di raffreddamento
Ripartizione personale per qualifica Nel gennaio del 2006 EniPower, insieme a tutte le altre
Società coinsediate nel Sito multisocietario, ha ricevuto,
con il Provvedimento n° 63 del 23/1/2006 rilasciato dalla
Provincia di Ravenna fino al 2010, il rinnovo dell'autorizza-
1 Dirigente zione allo scarico di acque reflue industriali e meteoriche,
7 Quadri tramite tubazione diretta, all'impianto di trattamento della
37 Impiegati Società Ecologia Ambiente. Il mese successivo EniPower è
23 Operai stata autorizzata allo scarico delle acque di raffreddamento
12E n i P o w e r S TA B I L I M E N TO D I R AV E N N A / D I C H I A R A Z I O N E A M B I E N TA L E 2 0 0 6
Particolare palazzina Direzione. Rilascio dell’attestato EMAS al APO.
delle proprie turbine a vapore direttamente nello scolo di dell'Ambiente dell'area chimica ed industriale attra-
Via Cupa, separatamente quindi dalle acque di processo verso l'ottenimento dell'attestato EMAS al comitato pro-
(Provvedimento n° 95 del 1/2/2006). motore dell'APO e successivamente l'ottenimento della
Registrazione EMAS all'Associazione tra le Società dell'APO.
Bonifica serbatoio Olio combustibile G3
Nel 2006 è stata perfezionata la specifica per l'appalto della Attestato EMAS all' Ambito Produttivo Omogeneo (APO)
bonifica del serbatoio olio combustibile G3, attività che verrà Il 12 luglio 2006 il Comitato EMAS ha rilasciato l'attestato in
iniziata nel 2007. L'altro serbatoio di proprietà EniPower, cui si riconosce che il comitato promotore dell'Ambito
denominato G1, è stato ceduto alla società Polimeri Europa. Produttivo Omogeneo di Ravenna (APO) ha attivato inizia-
tive di promozione e diffusione dell'EMAS e di creazione
Termine utilizzo gas combustibile recuperato delle sinergie necessarie sia per l'adesione delle aziende che
dai processi produttivi di sito operano nell'APO allo schema del Regolamento EMAS che
Nei primi giorni del gennaio 2006 è cessata l'esigenza e quin- per il miglioramento ambientale dell'APO stesso. Questo
di l'utilizzo nel turbogas TG501 del gas di recupero inviato da attestato è il primo passo, come evidenziato anche nel
Rivoira. A partire da tale data tutti i gruppi di produzione punto precedente, a cui seguirà la successiva Registrazione
dello Stabilimento utilizzano solamente gas naturale. EMAS dell'Associazione costituita tra le Società dell'APO tra
cui EniPower.
Protocollo d'intesa per la gestione della rete privata
Sintesi degli accadimenti ed eventi
di monitoraggio della qualità dell'aria
significativi in campo ambientale È stato sottoscritto il 14 dicembre 2006 tra le
Amministrazioni pubbliche locali, Confindustria e 24
Protocollo d'intesa per la certificazione ambientale
Società dell'area chimica ed industriale di Ravenna, tra cui
delle Aziende dell'area chimica ed industriale ravennate
EniPower, un Protocollo per proseguire il controllo della
Il 5 gennaio 2006 è stato siglato da Regione, Provincia,
qualità dell'aria attraverso 7 stazioni di rilevamento di dati
Comune di Ravenna, Organizzazioni Sindacali, Confindustria
meteorologici e relativi alla qualità dell'aria. Tale rete priva-
Ravenna e 17 Società, tra cui EniPower, il protocollo per
ta di monitoraggio della qualità dell'aria esiste fin dal 1973.
la certificazione EMAS dell'area chimica ed industriale
di Ravenna, altrimenti detto Ambito Produttivo Omogeneo
(APO), che si prefigge di contribuire al miglioramento
13P RO F I LO D E L L A S O C I E T À
Produzione alcuni impianti di produzione. La diminuzione dell'energia
Di seguito sono indicate le produzioni dello Stabilimento elettrica prodotta nel 2006 invece è da attribuire a un pro-
suddivise per tipologia. lungamento di circa 3 mesi della manutenzione del gruppo
La produzione totale, definita energia elettrica equivalente, è di produzione CC1. Nella figura 4 è stato riportato il bilan-
stata calcolata sommando all'energia elettrica prodotta dagli cio di massa dello Stabilimento nel 2006.
alternatori il contenuto energetico del vapore sotto forma di
exergia1. Il risultato della somma rappresenta quindi l'energia Nel corso dell'anno, in riferimento alle esigenze di mercato, è
elettrica che sarebbe stata prodotta qualora non fosse stato stata massimizzata la modulazione2 dei gruppi di produzio-
distribuito vapore ai clienti del sito multisocietario. ne; queste variazioni di assetti, pur gestendo gli impianti nel
miglior modo possibile, possono avere ripercussioni sui vari
Dalla figura 3 si può vedere una costante riduzione della indici considerando che, passando dal minimo tecnico al
produzione di vapore, conseguenza della diminuzione dei massimo carico, essi possono variare di circa il 10%.
consumi del sito multisocietario a seguito della fermata di
Fig. 3 – Produzione energia elettrica e vapore
7.000.000 Produzioni annue Vapore in t. / E.E. in MWh
6.000.000
5.000.000
4.000.000
3.000.000
2.000.000
1.000.000
0
2004 2005 2006
Vapore 49 bar 9.443 11.236 9.831
Vapore 18 bar 368.966 339.247 252.067
Vapore 8 bar 1.158.852 941.801 775.057
Vapore 4,5 bar 520.590 584.518 469.686
Energia elettrica netta 4.468.250 6.096.141 5.312.043
Energia elettrica equivalente 4.892.092 6.471.164 5.612.385
Fig. 4 – Bilancio di massa stabilimento di Ravenna anno 2006
ACQUA DOLCE 3,18 mln m3 ACQUA DI MARE
ACQUA DEMINERALIZZATA 1,91 mln m3 VAPORE CONDENSATO DI RITORNO 0,00 mln m3 77,673 mln m3
VAPORE ACQUISTATO 94.322 t
ENERGIA ELETTRICA
COMBUSTIBILI NETTA PRODOTTA
919.495 tep 5.312.043 MWh
di cui:
GAS NATURALE 1.135.378 kSm3 VAPORE
PRODOTTI PETROLIFERI 1.444 kSm3 TECNOLOGICO
DISTRIBUITO A RETE
1.506.641
ADDITIVI E CHEMICALS
1.065 t
ACQUE INDUSTRIALI
0,812 mln m3
EMISSIONI IN ATMOSFERA
EFFLUENTI LIQUIDI RIFIUTI CO2 2.099.915 t
Scaricabili 77,67 mln m3 SO2 0t
Pericolosi 445,10 t NOx 1.178 t
Depurati 0,20 mln m3 Non pericolosi 545,13 t
Evaporazione 2,61 mln m3 Polveri 0t
CO 16,5 t
1 Exergia: si definisce exergia la quantità di energia elettrica che sarebbe prodotta qualora il vapore distribuito ai clienti fosse utilizzato completamente in turbina per
produrre solamente energia elettrica. A titolo di esempio una turbina dalla quale si prelevano 10 t/h di vapore con una pressione di 50 bar per i clienti produce una
minor quantità di energia elettrica, circa 3 MW, di una turbina di pari caratteristiche in cui una analoga quantità di vapore viene lasciata espandere completamente.
2 Si intende per modulazione di un gruppo di produzione la variazione di potenza prodotta dal massimo al minimo carico (minimo tecnico). Il massimo carico viene
erogato nelle ore di maggior richiesta di energia elettrica, normalmente dalle 6 alle 24 da lunedì al sabato.
14Profilo della società
Il sistema di gestione ambientale
Gli aspetti ambientali
Piano di miglioramento
Protocolli ambientali,
norme e leggi di riferimento
1516 Mausoleo di Teodorico.
E n i P o w e r S TA B I L I M E N TO D I R AV E N N A / D I C H I A R A Z I O N E A M B I E N TA L E 2 0 0 6
Il sistema di gestione ambientale
EniPower ha ottenuto nell'aprile 2006 la Registrazione La Formazione
EMAS n° I-000483 ed a giugno 2006 ha ricevuto, da parte
di Certiquality la verifica ispettiva per il rinnovo della certi- Nel corso del 2006 è stato approntato un impegnativo
ficazione ISO 14001:2004 e per la sorveglianza della regi- programma di formazione che ha coinvolto tutti i dipen-
strazione EMAS. Questa verifica ha evidenziato la confor- denti dello Stabilimento. In figura 5 si evidenzia l'anda-
mità del Sistema di Gestione Ambientale. mento delle ore di formazione in ambito HSE rispetto
agli anni passati.
Una parte sostanziale di questo programma è stata rappre-
sentata da un corso sull'aggiornamento del Documento di
valutazione dei rischi della durata di otto ore ciascuno tenu-
to da formatori interni EniPower.
Un'altra parte cospicua di formazione è stata destinata ad
un richiamo sull'utilizzo di DPI, dispositivi antincendio e
procedure di emergenza tenuto da formatori interni del
sito multisocietario appartenenti alla società RSI.
È stato inoltre fatto un corso di aggiornamento sulla
gestione dei rifiuti e sul trasporto secondo la normativa
ADR delle merci pericolose al personale direttamente
coinvolto con tali problematiche.
Sempre nel 2006 è stato completato, per il personale
designato come incaricato al pronto soccorso ai sensi
del D.Lgs. 626/94, il corso di formazione riguardante il
primo soccorso.
Per i lavoratori che operano su apparecchi elettrici è stata
effettuato un corso di formazione sulla norma CEI 11-27
specifica per i lavori elettrici su apparecchiature in tensione.
Tutte le attività formative hanno riscontrato un buon inte-
resse da parte di tutti i partecipanti. Dai riscontri sugli argo-
menti trattati è emersa la necessità di ulteriori approfondi-
menti che sono stati riprogrammati nel 2007.
Fig. 5 – Certificato EMAS
17I L S I S T E M A D I G E S T I O N E A M B I E N TA L E
Attività formative.
Fig. 6 – Formazione sicurezza salute ed ambiente
2.000
1.500
1.000
500
0
2004 2005 2006
Ore erogate 332 415 1711
Nel corso dell'anno inoltre sono state erogate circa 940
ore di informazione tramite le riunioni di salute, sicurezza
ed ambiente che hanno interessato tutti i dipendenti
dello Stabilimento. Oggetto di tali riunioni è l'esame delle
problematiche in materia di salute, sicurezza ed ambiente;
particolare attenzione viene data alle segnalazioni del
personale, in modo da:
• individuare responsabilità e tempi per la soluzione di pro-
blematiche
• esaminare e monitorare con continuità le prestazioni del
sistema di gestione ambientale
• fare il punto delle attività formative, dell'attuazione del
piano di miglioramento e della soluzione delle non
conformità riscontrate.
18E n i P o w e r S TA B I L I M E N TO D I R AV E N N A / D I C H I A R A Z I O N E A M B I E N TA L E 2 0 0 6
Comunicazione
Nell'anno lo Stabilimento ha avuto modo di incontrare i
propri dipendenti, la cittadinanza e le Autorità Locali per
comunicare la propria realtà produttiva con le relative atti-
vità e gli impegni connessi nelle seguenti occasioni.
• Il 28 marzo si è svolta, per tutti i dipendenti dello
Stabilimento, la tradizionale Giornata della Sicurezza in cui
vengono illustrati i risultati raggiunti nell'ambito della sicu-
rezza e dell'ambiente. Questo momento è anche un mezzo
di comunicazione per illustrare gli obiettivi della Società in
tali campi vista la presenza di alti dirigenti societari.
• Il 21 aprile è avvenuta una visita didattica guidata di due
classi di un istituto professionale del ferrarese.
Partecipazione ad un corso di formazione di alcuni dipendenti dell’AGIP KCO.
• Il 7 ottobre lo Stabilimento EniPower ha aderito per la
seconda volta alla manifestazione, organizzata da
Assoelettrica, denominata “Centrali aperte” che ha visto
la partecipazione di oltre duecento studenti provenienti
dagli istituti secondari di Ravenna nella mattinata e di
circa trecento cittadini ravennati nel pomeriggio. Tutti
hanno visitato gli impianti EniPower e hanno ricevuto,
oltre a graziosi gadget, anche le due dichiarazioni ambien-
tali già stampate.
Dipendenti dello Stabilimento durante la Giornata della Sicurezza.
• Il 9 giugno hanno eseguito una visita didattica guidata
otto allievi del Consorzio Provinciale per la Formazione
Professionale di Ravenna accompagnati da un insegnante.
• Nel corso del 2006, presso la Centrale EniPower di
Ravenna, hanno partecipato ad un corso di formazione
organizzato dall'ECU (Eni Corporate University) 4 dipen-
denti dell'AGIP KCO provenienti dal Kazakistan.
• Il 2 ottobre è stata presentata presso lo Stabilimento
EniPower di Ravenna la Dichiarazione Ambientale da
parte del Presidente e dell'Amministratore Delegato
EniPower ai portatori d'interesse ravennati. Alla manife-
stazione hanno partecipato oltre alle Autorità Locali
(Regione, Provincia e Comune), presenti sul palco dei
relatori, un centinaio di persone. Presentazione della Dichiarazione Ambientale, 2 ottobre.
19Visita degli studenti durante l’iniziativa “Centrali aperte”.
Gestione del controllo operativo • maggio 2006: audit interno ISO 14001 dello Stabilimento
EniPower;
È stata affinata la determinazione della temperatura di • giugno 2006: audit di rinnovo ISO 14001:2004 e sorve-
scarico dell'acqua mare di raffreddamento mediante l'au- glianza EMAS da parte di Certiquality;
tomazione del controllo delle misure delle temperature • novembre 2006: audit interno ISO 14001 e EMAS da parte
installate sullo scarico. della Sede EniPower.
Tutte le non conformità e/o raccomandazioni rilevate in
Prescrizioni legali queste occasioni sono state prontamente risolte.
È stata rivista la procedura in modo da migliorare le modalità
sia di individuazione delle prescrizioni che derivano dalla La Struttura organizzativa
legislazione applicabile alle attività EniPower, sia di identifi-
cazione dei soggetti responsabili della loro attuazione. Nel corso del 2006 non vi sono stati cambiamenti orga-
nizzativi; si è registrata la cessazione dell'attività lavorati-
va di un dipendente per pensionamento.
Audit Ambientali
• Marzo 2006: audit esterno per la certificazione delle emis-
sioni di CO2 ai sensi del D.Lgs. n° 216/2006 da parte della
Società di Certificazione DNV con rilascio dell'attestato di
verifica della dichiarazione di CO2 per l'anno 2005;
20Profilo della società
Il sistema di gestione ambientale
Gli aspetti ambientali
Piano di miglioramento
Protocolli ambientali,
norme e leggi di riferimento
2122 Porta Nuova.
E n i P o w e r S TA B I L I M E N TO D I R AV E N N A / D I C H I A R A Z I O N E A M B I E N TA L E 2 0 0 6
Gli aspetti ambientali
L’IDENTIFICAZIONE EMISSIONI IN ATMOSFERA
DEGLI ASPETTI AMBIENTALI Emissioni
Nella seguente tabella 1 sono illustrate, a titolo riepiloga-
Gli aspetti ambientali, sia diretti che indiretti, sono stati
tivo, le sorgenti presenti (tutte di tipo puntuale), le carat-
identificati in funzione della specificità dei gruppi di produ-
teristiche geometriche e le quantità ossidi di azoto
zione installati, del sito industriale in cui è collocato lo
(NOx), monossido di carbonio (CO), di anidride solforosa
Stabilimento e del territorio ravennate.
(SO2) e polveri derivanti dai valori di concentrazione3
autorizzati.
Nelle successive figure viene riportato, per ogni gruppo di
Aspetti ambientali diretti produzione, il confronto tra i valori medi annuali e quelli
autorizzati5.
Si considerano aspetti ambientali diretti tutti gli aspetti che
sono sotto il controllo dell'organizzazione come di seguito Dalle figure 7, 8, 9 e 10 si può vedere che:
indicato: • I valori limite del 2006 per quanto riguarda SO2 e polveri
• emissioni in atmosfera si riducono in quanto si riferiscono ai valori autorizzati in
• scarichi idrici caso di marcia a metano dato che non viene più utilizzato
• produzione dei rifiuti olio combustibile. Conseguentemente le emissioni di SO2
• qualità del suolo e della falda e polveri si sono azzerate.
• utilizzo risorse naturali ed energetiche • I valori medi di NOx mostrano un trend costante, pur con-
• rumore siderando le poche ore di marcia della caldaia 20B400 di
• effetti sull’eco sistema tipo tradizionale.
– odori • I valori medi di CO sono pressoché prossimi allo zero.
– amianto Questo risultato è stato raggiunto associando all'utilizzo
– campi elettromagnetici di appositi apparati di combustione, una particolare
– impatto visivo attenzione sul mantenimento della loro efficienza.
• sicurezza e salute dei lavoratori operanti nello Stabilimento
• aspetti ambientali in condizioni di emergenza.
Tab 1 – Caratteristiche delle sorgenti di emissione in atmosfera
Sigla Gruppo Portata Altezza Area Temp. NOx CO SO2 Polveri
Sorgente di produzione fumi secchi camino camino fumi (kg/h) (kg/h) (kg/h) (kg/h)
(Nm3/h) (m) (mq) (°C)
E.1.44 20B400 405.000 140 10,2 >100 202,5 101,5 14,2 4,1
E.1.5 TG501 1.100.000 70 23,8 >100 82,5 155,1
31ME001 CC1 2.070.000 80 31,7 >100 103,5 162,2
32ME001 CC2 2.070.000 80 31,7 >100 103,5 162,2
3 I valori di concentrazione riportata sono relative ai fumi secchi con concentrazione di ossigeno pari al 3% e al 15% in volume rispettivamente per la caldaia
20B400 e per le turbina a gas.
4 Per la caldaia 20B400 i valori sono riferiti per la marcia a gas naturale avendo cessato l’utilizzo di olio combustibile.
5 Le emissioni della caldaia 20B400 e del turbogas TG 501 erano stati autorizzati con decreto MICA n° 16543 del 30 novembre 1998. Il recente decreto MAP
14/2002 del 8 novembre 2002 disciplina e quindi autorizza sia le emissioni dei gruppi CC1 e CC2 che della caldaia 20B400 e TG 501. Nei grafici si riportano accor-
pati anche i dati di emissione della caldaia 20B2 utilizzata fino al 2004.
23G L I A S P E T T I A M B I E N TA L I
CALDAIE TRADIZIONALI
Fig. 7 – Emissioni NOx caldaie tradizionali 20B2 e 20B400 Fig. 9 – Emissioni polveri caldaie tradizionali 20B2 e 20B400
Confronto tra valori medi annui e limiti delle emissioni di NOx Confronto tra valori medi annui e limiti delle emissioni di Polveri
600 Concentrazioni 60 Concentrazioni
500 50
400 40
300 30
200 20
100 10
0 0
2004 2005 2006 2004 2005 2006
NOx 310 300 344 Polveri 25 0 0
media anno media anno
(mg/Nm3) (mg/Nm3)
NOx 500 500 500 Polveri 50 50 10
valore limite valore limite
(mg/Nm3) (mg/Nm3)
Fig. 8 – Emissioni SO2 caldaie tradizionali 20B2 e 20B400 Fig. 10 – Emissioni CO caldaie tradizionali 20B2 e 20B400
Confronto tra valori medi annui e limiti delle emissioni di SO2 Confronto tra valori medi annui e limiti delle emissioni di CO
1.800 Concentrazioni 300 Concentrazioni
1.600 250
1.400 200
1.200 150
1.000 100
800 50
600 0
400 2004 2005 2006
200 CO 17 30 10
media anno
0
(mg/Nm3)
2004 2005 2006
CO 250 250 250
SO2 950 0 0 valore limite
media anno (mg/Nm3)
(mg/Nm3)
SO2 1.700 1.700 35
valore limite
(mg/Nm3)
24E n i P o w e r S TA B I L I M E N TO D I R AV E N N A / D I C H I A R A Z I O N E A M B I E N TA L E 2 0 0 6
Vista notturna e diurna di Piazza del Popolo.
TURBOGAS TG501
Fig. 11 – Emissioni NOx turbogas TG501 Dalle figure 11 e 12 si può notare che:
Confronto tra valori medi annui e limiti delle emissioni di NOx • I valori medi di NOx sono inferiori del 40% circa rispetto ai limi-
ti autorizzati grazie all'utilizzo della migliore tecnologia dispo-
120 Concentrazioni nibile al momento della realizzazione del turbogas TG501;
100 • L'aumento del valore medio di NOx nel 2006, rispetto a
80 quello del 2005, è da attribuire ad un disservizio del siste-
60 ma di combustione avvenuto nel mese di febbraio 2006
che ha causato valori di emissione in concentrazione supe-
40
riore ai limiti autorizzati per un periodo di 11 giorni.
20
Ottemperando a quanto previsto dalle autorizzazioni in
0
essere, tale evento è stato gestito in accordo con le autorità
2004 2005 2006
locali che hanno prescritto assetti di marcia vicini al mini-
NOx 57 41 50 mo tecnico oltre a controlli tali da assicurare che le emissio-
media anno
ni di NOx in quantità fossero paragonabili a quelle genera-
(mg/Nm3)
te dalla macchina prima del disservizio e comunque infe-
NOx 100 75 75
valore limite
riori a quelle che sarebbero derivate dall'avviamento del
(mg/Nm3) gruppo 20B400 in riserva fredda. In questo modo è stata
assicurato il non aumento dell'impatto ambientale.
• I valori medi di CO sono pressoché prossimi allo zero gra-
Fig. 12 – Emissioni CO turbogas TG501 zie all'utilizzo della migliore tecnologia disponibile al
Confronto tra valori medi annui e limiti delle emissioni di CO momento della realizzazione del turbogas TG501.
L'aumento del 2006 è da attribuire alle modifiche fatte sul
60 Concentrazioni sistema di combustione per ottimizzare il consumo speci-
50 fico di combustibile.
40
30 Le più recenti prescrizioni autorizzative6 hanno fissato, a
20 partire dal 2005, il nuovo limite di emissione di NOx (il valo-
re limite è sceso da 100 a 75 mg/Nm3).
10
0
2004 2005 2006
CO 2 0,6 1,4
media anno
(mg/Nm3)
CO 50 50 50
valore limite
(mg/Nm3)
6 Decreto MAP 14/2002 relativo alla costruzione e l’esercizio dei nuovi
impianti.
25G L I A S P E T T I A M B I E N TA L I
CICLI COMBINATI CC1 E CC2
Fig. 13 – Emissioni NOx ciclo combinato CC1
Confronto tra valori medi annui e limiti delle emissioni di NOx
60 Concentrazioni
50
40
30
20
10
0
2004 2005 2006
NOx 36,9 39,3 34,9
media anno
(mg/Nm3)
NOx 50 50 50
valore limite
(mg/Nm3)
Fig. 14 – Emissioni CO ciclo combinato CC1
Confronto tra valori medi annui e limiti delle emissioni di CO
35 Concentrazioni
30
25
20
15
10
5
0
2004 2005 2006
NOx 2 0,2 0,3
media anno
(mg/Nm3)
NOx 30 30 30
valore limite
(mg/Nm3)
Particolare della Centrale di notte.
Dalle figure 13, 14, 15 e 16 si evince, per entrambi i gruppi, che: per quanto riguarda polveri, SO2 e CO sono generate dal-
• I valori medi di NOx sono sostanzialmente in linea con l'entrata in esercizio dei nuovi gruppi di produzione. Il 2005
quelli degli anni precedenti ed inferiori ai limiti autorizza- costituirà quindi l'anno di riferimento per le analisi succes-
ti del 30% grazie all'utilizzo della migliore tecnologia sive delle performance ambientali in quanto è il primo anno
disponibile al momento della realizzazione dei gruppi; in cui l'assetto di marcia rispecchia lo standard produttivo
• I valori medi di CO sono pressoché prossimi allo zero gra- della centrale ad oggi funzionante.
zie all'utilizzo della migliore tecnologia disponibile al La diminuzione di NOx e CO2 nel 2006 è da associare alla
momento della realizzazione dei gruppi. diminuzione della produzione rispetto al 2005 per l'allun-
gamento della fermata del CC1 per manutenzione.
Nella figura 17 è evidenziato il trend delle quantità delle L'aumento del 33% della CO è stato generato dalla modifica
emissioni: le significative variazioni evidenziate dal 2004 del sistema di combustione del TG501.
26E n i P o w e r S TA B I L I M E N TO D I R AV E N N A / D I C H I A R A Z I O N E A M B I E N TA L E 2 0 0 6
Fig. 15 – Emissioni NOx ciclo combinato CC2 Fig. 16 – Emissioni CO ciclo combinato CC2
Confronto tra valori medi annui e limiti delle emissioni di NOx Confronto tra valori medi annui e limiti delle emissioni di CO
60 Concentrazioni 35 Concentrazioni
50 30
40 25
30 20
20 15
10 10
0 5
2004 2005 2006 0
NOx 36,1 35 34,9 2004 2005 2006
media anno
CO 0,6 0,1 0,2
(mg/Nm3)
media anno
NOx 50 50 50 (mg/Nm3)
valore limite
CO 30 30 30
(mg/Nm3)
valore limite
(mg/Nm3)
Fig. 17 – Andamento emissioni
3.000 Emissioni annue
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
2004 2005 2006
NOx (t/anno) 1.554 1.407 1.178
SO2 (t/anno) 1.195 0 0
Polveri (t/anno) 31 0 0
CO (t/anno) 64 12 16
CO2 (t/anno x 1000) 2.075 2.443 2.099
Loggetta Lombardesca.
27G L I A S P E T T I A M B I E N TA L I
Fig. 18 – Indici di emissione
0,60 Emissioni annue
0,40
0,20
0,00
2004 2005 2006
NOx (g/k Wheq) 0,320 0,213 0,206
SO2 (g/k Wheq) 0,240 0,000 0,000
Polveri (g/k Wheq) 0,010 0,000 0,000
CO (g/k Wheq) 0,010 0,002 0,003
CO2 (kg/k Wheq) 0,423 0,370 0,367
Relativamente agli indici di emissione (figura 18) si nota una scheda elettronica che è durato 3 giorni. Tale evento è
una riduzione del 3% per gli NOx a seguito di aggiustamen- stato comunicato agli Enti Locali in ottemperanza agli
ti dell'apparato di combustione ed un aumento del CO del accordi in essere.
33% per quanto detto in precedenza. Si evidenzia comun-
que che seppur alto in termini relativi, l'aumento di CO nel
2006 genera un impatto comunque trascurabile nell'am- SCARICHI IDRICI
biente ravennate in senso assoluto. Ad esempio nel 2005 la
stima delle emissioni di CO in ambito comunale è stata di Nel 2006 è diventato operativo il nuovo regolamento per la
circa 14.000 tonnellate7 e l'apporto di EniPower è stato infe- gestione del sistema fognario, elaborato in funzione della
riore allo 0,1%. modifica degli scarichi che, tra l'altro, ha comportato la sepa-
Gli altri indici sono rimasti pressoché invariati e comunque razione delle acque di raffreddamento da quelle di processo.
in linea con quelli attesi in funzione dell'assetto di marcia
dei gruppi. Lo scarico di acqua mare comporta un impatto termico sul
corpo recettore per cui ne viene monitorato in continuo il
Nel 2006 è stato registrato un disservizio dello strumento valore della temperatura. Nel corso dell'anno non sono stati
di monitoraggio in continuo delle emissioni per la rottura di registrati superi dei valori di legge né anomalie sul sistema di
Tab 2 – Dati analitici scarichi acque reflue
Parametro8 Valore Valore Valore massimo
minimo massimo accettabilità /
limite di legge9
pH 7,26 8,21 9,5
COD (mg/l) 11,2 115 160
Azoto nitroso (come N) (mg/l) 0,014 0,48 1
Azoto nitrico (mg/l) 0,15 5,7 20
Fosforo totale (mg/l) 0,06 1,00 1
Tensioattivi totali (mg/l) 0,064 1,1 2
Aldeidi (mg/l) 0,05 0,07 1
Alluminio (mgl) 0,02 0,96 1
Ferro (mg/l) 0,03 0,6 2
Manganese (mg/l) 0,02 1 2
Boro (mg/l) 0,0074 1,95 2
Nichel (mg/l) 0,005 0,042 2
Zinco (mg/l) 0,024 0,46 0,5
Solventi clorurati (mg/l) 1
di cui Triclorometano (mg/l) 0,003 0,006 0,05
7 Fonte: Piano provinciale di tutele e risanamento della qualità dell'aria elaborato da ARPA e Provincia di Ravenna - Assessorato Ambiente nel luglio del 2006.
8 Azoto nitroso, nitrico, fosforo, tensioattivi totali, aldeidi, alluminio, boro, zinco, solventi clorurati e triclorometano, pur presenti nelle analisi, non sono utilizza-
te nel ciclo produttivo e non si sviluppano in nessun processo di produzione di energia elettrica e vapore degli impianti EniPower.
9 Il valore di accettabilità è il valore stabilito nelle omologhe dal gestore dell'impianto di depurazione ovvero il limite di legge per quelle sostanze per le quali
nelle omologhe non sono stati inseriti valori specifici.
28E n i P o w e r S TA B I L I M E N TO D I R AV E N N A / D I C H I A R A Z I O N E A M B I E N TA L E 2 0 0 6
Vista della Centrale di giorno e di notte.
controllo. Inoltre nel corso del 2006 sono state effettuate 4 Fig. 19 – Scarichi idrici e fanghi prodotti
campagne analitiche sia sull'acqua mare in ingresso che quel- 500.000 Quantità annue
la scaricata da cui si evince che il processo di EniPower non
450.000
modifica sostanzialmente la qualità dell'acqua prelevata dal
400.000
canale Candiano.
350.000
Gli scarichi di tutte le altre tipologie di acqua sono raccolti 300.000
nella fognatura interna di Stabilimento e quindi collettati nella 250.000
rete delle acque inorganiche del sito multisocietario tramite 200.000
7 pozzetti; in ciascuno di essi la qualità dell'acqua deve essere 150.000
conforme ai valori omologati dalla società Ecologia Ambiente
100.000
che è preposta al trattamento.
50.000
0
Nel 2006 sono state eseguite 4 campagne analitiche sui poz-
2004 2005 2006
zetti EniPower i cui risultati sono stati riportati nella tabella 2.
Acque reflue (m3) 322.731 237.803 203.808
Fanghi smaltiti (kg) 258.745 473.169 127.948
In relazione alla nota 10 le analisi mostrano che nei pozzetti
EniPower sono rispettati i valori massimi di accettabilità.
Nella figura 19 è riportata la quantità di acqua inviata al depu- Fig. 20 – Indice degli scarichi idrici e fanghi prodotti
ratore e i relativi fanghi attribuiti ad EniPower. La riduzione
0,150 Quantità annue
delle acque reflue è stata generata soprattutto da un minor
0,100
consumo di acqua di raffreddamento torri e di acqua demine-
ralizzata per produrre vapore. Per quanto riguarda i fanghi si 0,050
evidenzia che nel 2006 sono stati cambiati i criteri di riparti- 0,000
zione contabile tra le varie società operanti nel sito per cui il 2004 2005 2005
valore non è direttamente confrontabile con quello degli anni Acque reflue (m3/kWheq) 0,066 0,037 0.036
Fanghi smaltiti (kg/kWheq) 0,053 0,073 0,023
precedenti. Viene comunque riportato a titolo informativo.
Nella figura 20, si può notare che l'indice delle acque reflue è
rimasto praticamente invariato mentre quello dei fanghi è
diminuito per quanto detto in precedenza.
10 Si intendono per acque inorganiche i reflui derivanti da processi in cui le acque non sono direttamente a contatto con le sostanze utilizzate sul processo.
29G L I A S P E T T I A M B I E N TA L I
Fig. 21 – Identificazione aree stoccaggio temporaneo rifiuti
Codice CER
150106 Codice CER
150103 130205
100199 200121
170603
050702
Codice CER ISOLA 11
170405
170401
170411
170402
ISOLA 5
ISOLA 10
Isola
ecologica
ISOLA 6
N
50 m
PRODUZIONE DEI RIFIUTI Si tratta di interventi straordinari che saranno seguiti nel nei
prossimi anni da altrettanti interventi straordinari sempre
All'interno del sito produttivo di EniPower sono state indivi- connessi a bonifiche e dismissioni. Nella figura 24 viene resa
duate zone per lo stoccaggio temporaneo dei rifiuti suddi- evidenza della produzione di rifiuti derivanti dalla attività
vise per tipologia e dotate di appositi raccoglitori; esiste ordinarie e da quelle straordinarie.
anche un'isola ecologia destinata a raccogliere carta, batte-
rie, toner, e nastri per stampante. Nella figura 21 è riportata Gli eventi descritti in precedenza hanno richiesto un maggio-
una planimetria in cui sono indicati i depositi temporanei e re utilizzo della modalità di smaltimento rispetto a quella del
la tipologia di rifiuti normalmente presenti al loro interno. recupero essendo la metodologia necessaria per la maggior
Nella tabella 3 sono elencati, per tipologia e quantità i rifiu- parte dei rifiuti prodotti durante le bonifiche e demolizioni.
ti prodotti da EniPower negli ultimi anni.
Nelle figure 22 e 23 viene evidenziato il rapporto tra rifiuti
Fig. 22 – Suddivisione tra rifiuti pericolosi e non pericolosi
pericolosi e non pericolosi, nonché quelli che sono stati
recuperati o smaltiti in impianti autorizzati. La gestione del 1.200,00 Quantità annue in t
servizio viene eseguita, tramite apposito contratto, da una 1.000,00
ditta terza che cura la completezza del ciclo a partire dal
800,00
trasportatore fino allo smaltitore finale.
Dalla figura 24 si evince un aumento generato da interventi 600,00
straordinari. In particolare nel 2006 sono da segnalare: 400,00
• Pulizia vasca mare - circa 240 t 200,00
• Lavaggio caldaia TG501 - circa 440 t
0
• Recuperi di rottami ferrosi a seguito di demolizioni - circa 40 t 2004 2005 2006
• Pulizia ex cantiere Snamprogetti - circa 60 t Pericolosi 100,6 123,82 445,1
Non pericolosi 376,08 627,34 545,13
30E n i P o w e r S TA B I L I M E N TO D I R AV E N N A / D I C H I A R A Z I O N E A M B I E N TA L E 2 0 0 6
Tab 3 – Elenco rifiuti
Tipologia rifiuto Codice P/ Trasporto Quantità Quantità Quantità
(quantità espresse in tonnellate) CER NP in ADR 2004 2005 2006
Rifiuti urbani non differenziati 200301 NP NO 5,76 6,12 5,46
Carta e cartone 200101 NP NO – – 2,61
Imballaggi in materiali misti 150106 NP NO 2,26 8,52 6,53
Rifiuti prodotti dal trattamento
delle acque di raffreddamento 100126 NP NO 58,2 – 239,86
Rifiuti non specificati altrimenti 100199 NP NO 8,64 8,1 16,57
Fanghi delle fosse settiche 200304 NP NO 2,94 24,98 11,1
Imballaggi in plastica 150102 NP NO – – 2,12
Imballaggi in legno 150103 NP NO 15,1 36,3 27,87
Rame, bronzo, ottone 170401 NP NO – – 7,72
Alluminio 170402 NP NO – – 1,3
Ferro e acciaio 170405 NP NO 185,36 335,42 86,04
Rifiuti contenenti zolfo 050702 NP NO – 5,42 –
Cavi elettrici 170411 NP NO 94,16 13,98 –
Materiali isolanti 170604 NP NO 3,66 8,18 22,82
Soluzioni acquose 161002 NP NO – 21,84 99,3
Altri rivestimenti refrattari 161104 NP NO – – –
Assorbenti, materiali filtranti, ecc. 150203 NP NO – 3,5 5,96
Piastrelle ceramiche refrattarie 161106 NP NO – – 1,06
Materiale informatico obsoleto 160214 NP NO – – 2,63
Acqua dei piezometri 191308 NP NO – – 3,98
Fanghi acquosi da pulizia caldaie 100123 NP NO – 154,98 2,2
Lana di vetro e roccia 170603 P NO 1,94 – 6,02
Rifiuti contenenti mercurio 050701 P SI – – –
Acque oleose 130507 P SI 90,8 82,58 77,16
Cere e grassi 120112 P SI – – –
Ceneri leggere e polveri di caldaia 100104 P NO – 29,74 –
Batterie al piombo 160601 P SI 3,52 1,18 0,46
Altri oli per circuiti idraulici 130205 P SI 4,26 10,08 7,19
Tubi fluorescenti ed altri rifiuti
contenenti mercurio 200121 P NO 0,08 0,24 0,19
Imballi contenenti residui
di sostanze pericolose 150110 P NO – – 0,01
Soluzione acquose di lavaggio 120301 P NO – – 341,6
Carta catramata 170303 P NO – – 4,86
Terra contaminata da sversamenti di olio 170503 P NO – – 0,14
Traversine in legno 170204 P NO – – 6,16
Segatura contaminata da olio 150202 P SI – – 1,32
Fig. 23 – Suddivisione tra rifiuti smaltiti e recuperati Fig. 24 – Produzione rifiuti
Rifiuti derivanti da demolizione/bonifiche
1.000 Quantità annue in t e da attività ordinarie
800
600
400
200
0
2004 2005 2006 Produzione rifiuti
da attività ordinarie
Pericolosi smaltiti 92,82 112,32 434,03
Non pericolosi smaltiti 73,44 215,4 357,5 Produzione rifiuti
Pericolosi recuperati 7,78 11,5 11,07 da demolizioni e bonifiche
Non pericolosi recuperati 302,64 411,94 187,63
31G L I A S P E T T I A M B I E N TA L I
QUALITÀ DEL SUOLO E DELLA FALDA IMPIEGO DI RISORSE NATURALI
ED ENERGETICHE
Per quanto riguarda l'operatività dello Stabilimento, nell'ot-
tica della massima salvaguardia del suolo e della falda, tutti Nel sito EniPower non vi sono attività di sfruttamento del
i serbatoi contenenti prodotti chimici ed olio di lubrificazio- suolo, le risorse naturali impiegate sono riconducibili ad
ne sono fuori terra e dotati di bacino di contenimento per acqua e combustibili fossili.
la massima capacità; non sono presenti serbatoi interrati.
L'olio combustibile non viene più utilizzato; serbatoi e linee Acqua
adibite a stoccaggio e movimentazione saranno bonificati e Lo Stabilimento utilizza le seguenti tipologie di acqua:
demoliti nei prossimi anni. Le aree in cui sono presenti i baci- • Acqua dolce (“Acqua integrazione”) per il raffreddamento
ni sono oggetto di presidio a cura del personale di impianto. del turbogas TG501 e dei nuovi cicli combinati
Le schede di sicurezza di tutti i prodotti utilizzati sono • Acqua dolce per il sistema antincendio
disponibili sull'impianto per una rapida consultazione. • Acqua demineralizzata per la produzione di energia elet-
Nella tabella 4 sono riepilogati i consumi degli ultimi anni. trica e vapore
Dalla tabella 4 si vede una riduzione di prodotti pericolosi • Acqua potabile per i servizi ed i locali igienici
quali acido solforico ed ipoclorito di sodio dovuta sia alla • Acqua mare per il raffreddamento dei condensatori delle
minore produzione di energia elettrica che al miglioramen- turbine 20TD2 e 20TD300.
to del controllo analitico della acque di torre.
Acqua dolce ad uso industriale
Relativamente allo stato della falda, nel 2006, a seguito L'acqua industriale, integrazione e demineralizzata viene
della lettera d'intesa sottoscritta fra le aziende dell'area chi- fornita dal Consorzio RSI che effettua questo servizio per
mica ed industriale di Ravenna per l'approfondimento di un tutte le società del sito multisocietario.
modello concettuale del sito e del flusso di falda, è stata
completata la caratterizzazione dello stato della falda di Fig. 25 – Consumi acque dolci ad uso industriale
tutto il sito multisocietario. L'approfondimento ha richiesto
l'utilizzo di n° 3 piezometri in aree EniPower. Lo studio ha
7.000.000 Consumi annui in m3
confermato le conoscenze già possedute dalle singole
società e , soprattutto, che la falda è pressoché statica. 6.000.000
La falda sottostante le aree di proprietà EniPower presenta 5.000.000
sostanze generalmente riscontrabili in tutto il sito; ciò con- 4.000.000
ferma che lo stato della falda non è correlabile né con le
3.000.000
attività svolte da EniPower, né alla qualità dei terreni. Di
seguito si riportano le sostanze i cui valori sono risultati 2.000.000
superiori a quelli di riferimento: 1.000.000
• Valori superiori ai limiti di riferimento di circa 2 volte: allu- 0
minio, arsenico, piombo e cloroformio 2004 2005 2006
• Valori superiori ai limiti di riferimento di circa 10 volte: Acqua industriale 14.701 6.347 5.709
ferro e manganese Acqua integrazione prec 98.868 39.873 28.497
• Valori superiori ai limiti di riferimento di circa 100 volte: Acqua integrazione t.q. 2.047.049 3.509.949 3.149.988
azoto ammoniacale Acqua demineralizzata 2.719.126 2.256.533 1.918.468
Tab 4 – Elenco chemicals e sostanze pericolose
Dettaglio chemicals U.M. Fase Simbolo 2004 2005 2006
di rischio di pericolo
Deossigenanti acque di caldaia kg R43, R52/53, R38 Xi 20.830 6.875 18.075
Fosfati solidi acque di caldaia kg – – 2.165 –
Fosfati liquidi acque di caldaia kg R35 C 15.105 16.890 22.300
Additivi per la combustione kg – – 122.000 –
Detergenti per lavaggio compressori turbine a gas kg R22, R38, R41 – 3.300 1.300 800
Trattamento acqua mare kg R22, R10, R23, R34 T,F 31.000 23.300 25.400
Ipoclorito di sodio per torri di raffreddamento kg R31, R34 C 274.590 449.860 360.330
Acido solforico per torri di raffreddamento kg R35 C 261.920 727.000 595.780
Disincrostanti torri di raffreddamento kg R41 C 14.910 33.260 15.270
Anticorrosivi circuiti di raffreddamento kg R35, R21/22, R43, R34 C 13.290 19.680 15.570
Olio di lubrificazione kg – – 3.926 12.360 11.758
Totale 763.036 1.290.525 1.065.283
Simbolo di Pericolo ai sensi della Direttiva CEE 379/88: C = corrosivo Xi = irritante T = Tossico F = Infiammabile
32E n i P o w e r S TA B I L I M E N TO D I R AV E N N A / D I C H I A R A Z I O N E A M B I E N TA L E 2 0 0 6
Nella figura 25 sono indicati i consumi di acqua ad uso Acqua di mare
industriale. L'acqua mare viene prelevata dal canale Candiano ed invia-
La riduzione di acqua di raffreddamento è conseguente sia ta per caduta alla vasca di raccolta della Centrale termoelet-
alla riduzione della produzione che ad interventi di migliora- trica. Da qui tramite apposite pompe viene inviata ai con-
mento del controllo analitico delle acque, mentre quella del- densatori delle turbine dei vecchi gruppi di produzione. Nel
l'acqua demi è correlata alla riduzione di consumi di vapore 2006 (figura 28), nonostante le modifiche apportate alla
del sito multisocietario. turbina 20TD300, non è stato raggiunto l'obiettivo, previsto
nel Piano di Miglioramento, di ridurre il prelievo a
La quantità di acqua industriale, per i quantitativi utilizzati e 55.000.000 m3 per i seguenti motivi:
per le modalità di consuntivazione (valori stimati), non è un • Difficoltà di gestione delle maree a seguito di malfunzio-
parametro caratteristico. namenti delle regolazioni del prelievo dell'acqua di mare
presso l'opera di presa di proprietà EniPower e gestita da RSI
Riferendosi agli indici (figura 26) si vede che, complessiva- • Malfunzionamento del sistema di scarico acqua mare cau-
mente, si ha una invarianza rispetto al 2006. sato da una forte presenza di sabbia nella condotta.
Acqua potabile Entrambe le problematiche sono state oggetto di studio;
L'acqua potabile (figura 27) viene utilizzata essenzialmente entro il 1° semestre del 2007 saranno fatti interventi di
per i servizi; dall'andamento degli ultimi anni si evince una manutenzione straordinaria per migliorare il funzionamen-
riduzione (2006 vs 2005 -25%) a seguito della chiusura del to del sistema e consentire il raggiungimento ed il manteni-
cantiere Snamprogetti. mento del minimo prelievo nei prossimi anni.
Fig. 26 – Indice consumo acque dolci ad uso industriale
2,000 Consumi annui in m3/MWheq
1,500
1,000
0,500
0,000
2004 2005 2006
Acqua demineralizzata 0,556 0,349 0,342
Acqua integrazione t.q. 0,418 0,542 0,561
Acqua integrazione prec 0,020 0,006 0,005
Acqua industriale 0,003 0,001 0,001
Totale acqua dolce ad uso industriale 0,997 0,898 0,909
Fig. 27 – Consumo acqua potabile Fig. 28– Prelievi acqua mare
12.000 Consumi annui in m3 100.000.000 Prelievi annui in m3
10.000 90.000.000
8.000 80.000.000
6.000 70.000.000
4.000 60.000.000
2.000 50.000.000
0 40.000.000
2004 2005 2006
30.000.000
Acqua potabile 10.223 4.122 3.158
20.000.000
10.000.000
0
2004 2005 2006
Acqua mare 94.707.600 73.472.100 77.673.000
33G L I A S P E T T I A M B I E N TA L I
Fig. 29 – Bilancio delle acque stabilimento di Ravenna anno 2006
PIOGGE
32.711 m3 ACQUE DOLCI ACQUA DI MARE
3.187.352 m3 77.673.000 m3
ACQUA DEMINERALIZZATA
VAPORE
1.918.468 m3
1.506.641 m3 (*)
VAPORE RECUPERO ACQUA DOLCE
0,00 mln m3 812.031 m3
ACQUE DI RAFFREDDAMENTO PERDITE
TOTALE INPUT TOTALE OUTPUT
82.811.531 mln m3 Scarichi acque 82.811.531 m3
Scarichi in mare Evaporazione
Superficiali
77.673.000 m3 2.616.051 m3
203.808 m3
* i valori relativi al vapore si riferiscono al volume di acqua equivalente.
Fig. 30 – Bilancio acque
120.000.000 Quantità annue in m3
100.000.000
80.000.000
60.000.000
40.000.000
20.000.000
0
2004 2005 2006
Totale entrate 99.624.759 79.336.369 82.811.531
Totale uscite 97.352.879 76.655.685 80.195.480
Perdite per evaporazione 2.271.880 2.680.684 2.616.051
Tab 5 – Bilancio dell’acqua in entrata ed uscita
Entrate U.M 2004 2005 2006
Acqua mare m3 94.707.600 73.472.100 77.673.000
Acqua demi m3 2.719.126 2.256.553 1.918.468
Acqua dolce per raffreddamento m3 2.145.917 3.549.822 3.178.485
Acqua industriale m3 14.701 6.347 5.709
Acqua potabile m3 10.223 4.122 3.158
Acque meteoriche m3 27.192 47.425 32.711
Totale entrate m3 99.624.759 79.336.369 82.811.531
Uscite
Vapore t 2.057.851 1.876.802 1.506.641
Recupero acqua dolce nel circuito antincendio m3 264.697 1.068.980 812.031
Totale produzioni m3 2.322.548 2.945.782 2.318.672
Scarichi a mare m3 94.707.600 73.472.100 77.673.000
Scarichi reflui m3 322.731 237.803 203.808
Totale scarichi m3 95.030.331 73.709.903 77.876.808
Perdite
Evaporazione m3 2.271.880 2.680.684 2.616.051
34E n i P o w e r S TA B I L I M E N TO D I R AV E N N A / D I C H I A R A Z I O N E A M B I E N TA L E 2 0 0 6
Nella figura 29 si riporta il bilancio di massa delle acque Nella figura 32 viene evidenziata la modifica del mix dei
relativo all'anno 2006. combustibili negli ultimi anni; la riduzione dei quantitativi
del 2006 è sostanzialmente da associare alla diminuzione di
Nella figura 30 viene evidenziato il trend negli anni delle produzione conseguente agli eventi descritti nei capitoli
quantità di acqua in entrata e in uscita, comprese le perdi- precedenti. Si vuole comunque sottolineare che l'elevato
te per evaporazione. La tabella 5 e la figura 30 mostrano rendimento dei nuovi impianti ha consentito di ridurre l'u-
che nel 2006 sono state mantenute le stesse performance
del 2005; un miglioramento potrebbe essere ottenuto nel
futuro con la riduzione del prelievo di acqua mare.
Combustibili fossili
I combustibili fossili rappresentano la voce di consumo più
significativa per la produzione di energia elettrica e vapore
dagli impianti a tecnologia tradizionale. Nei primi giorni del
2006 è cessato l'utilizzo del gas da petrolchimico inviato
dalla società Rivoira per cui l'unica fonte energetica è costi-
tuita da metano (vedere figura 31).
Visita durante l’iniziativa “Centrali Aperte”.
Fig. 31 – Consumo combustibili
1.400.000 Consumo annuo
1.200.000
1.000.000
800.000
600.000
400.000
200.000
0
2004 2005 2006
Olio combustibile (t/anno) 65.655 0 0
Metano (Sm3/anno x 1000) 967.225 1.293.431 1.135.378
Gas petrolchimici liquefatti (t/anno) 7.152 0 0
Gas di recupero da petrolchimico (Nm3/anno x 1000) 25.123 32.842 1.444
Fig. 32 – Mix combustibili
1.200.000.000 Mix consumi annui in t.e.p.
1.000.000.000
800.000.000
600.000.000
400.000.000
200.000.000
0
2004 2005 2006
Gas di recupero da petrolchimico 6.657.661 8.858.280 379.683
Liquidi di recupero da petrolchimico 7.718.835 0 0
Metano 778.538.202 1.056.741.970 919.115.952
Olio combustibile 63.820.672 0 0
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