impianto di cogenerazione alimentato a biomasse vegetali solide

IMPIANTO DI COGENERAZIONE
ALIMENTATO A BIOMASSE VEGETALI SOLIDE
S. Agata di Puglia (FG)
PROPONENTE/PROMOTER
IL PRESIDENTE
VIA ZUCCHERIFICIO, 10 - 48213 - MEZZANO (RA)
DOCUMENTAZIONE TECNICA AI FINI AUTORIZZATIVI
UNITA' FUNZIONALE/FUNCTIONAL UNIT
Documenti generali
RELAZIONE DESCRITTIVA GENERALE
CONSULENZA/GENERAL CONTRACTOR
IL PRESIDENTE
CONSULENZA/SUBCONTRACTOR
VIALE COLOMBO, 13 - 71121 FOGGIA, ITALIA
TEL. +39 0881 665635 FAX +39 0881 881672
e-mail: info@unais.it www.unais.it
IL DIRETTORE GENERALE
(Ing.Roberto Carpaneto)
VIA SAN NAZARO, 19 - 16145 GENOVA, ITALIA
TEL. +39 010 362 8148 FAX +39 010 362 1078 P. IVA 03476550102
e-mail dappolonia@dappolonia.it www.dappolonia.it
DATE/DATA SCALA/SCALE N. INT/ INTERNAL N. TAV/PLATE N. REV SH
20/06/2011 10 625 SAG 00 G 001 2

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INDICE
Pagina
1 PREMESSA 1
2 BIOMASSE QUALE FONTE DI ENERGIA RINNOVABILE 2
3 QUADRO DI RIFERIMENTO PROGRAMMATICO 4
3.1 ACCORDI INTERNAZIONALI - IL PROTOCOLLO DI KYOTO 4
3.2 IL QUADRO DI RIFERIMENTO EUROPEO 4
3.2.1 Direttiva 2001/77/CE 4
3.2.2 Direttiva 2009/28/CE 5
3.3 IL QUADRO DI RIFERIMENTO NAZIONALE 5
3.3.1 Il Piano di Azione Nazionale per le energie rinnovabili (P.A.N.) 5
3.3.2 Il quadro di riferimento regionale 6
4 IL CONTESTO NORMATIVO 7
4.1 IL CONTESTO NORMATIVO NAZIONALE 7
4.2 IL CONTESTO NORMATIVO REGIONALE 7
5 DESCRIZIONE DEL PROGETTO 9
5.1 UBICAZIONE 9
5.2 CRITERI PROGETTUALI 10
5.2.1 Sezione stoccaggio e movimentazione della biomassa 15
5.2.2 Sezione generazione vapore 16
5.2.3 Sezione trattamento e evacuazione fumi 19
5.2.4 Sezione produzione energia elettrica 23
5.2.5 Ciclo vapore 24
5.2.6 Apparecchiature e strumentazioni elettriche 26
5.2.7 Sistemi Ausiliari 28
5.2.8 Opere civili e infrastrutture di impianto 30
6 LA FILIERA AGRICOLA PER L’APPROVVIGIONAMENTO DELLE BIOMASSE 33
6.1 CARATTERISTICHE DELLE PAGLIE AI FINI DELLA RACCOLTA E DEL LORO IMPIEGO
ENERGETICO 33
6.2 QUANTITATIVI DI PAGLIA ED AMPIEZZA DEL BACINO DI APPROVVIGIONAMENTO 34
6.3 DIFFERENTI IPOTESI DI APPROVVIGIONAMENTO INTEGRATIVO 36
6.4 LOGISTICA DELLE OPERAZIONI DI RACCOLTA E TRASPORTO DELLE PAGLIE E
RELATIVI COSTI 37
6.5 GESTIONE AGRONOMICA OTTIMALE DELLE PAGLIE 38
6.6 CALCOLO DEL BILANCIO DELLE EMISSIONI CO2-EQUIVALENTI 39
6.7 RECUPERO DELLE CENERI 40
6.8 ANALISI ECONOMICA DEL PROGETTO D’IMPIANTO IN RAPPORTO AL SUO
DIMENSIONAMENTO 40
6.9 EFFETTO DELLE TARIFFE INCENTIVANTI ED APPLICAZIONE DEL PREZZO “PLUS”
DELLE BIOMASSE 41
6.10 CONCLUSIONI 42
7 TOPOGRAFIA, GEOLOGIA, IDROLOGIA, PAESAGGIO E AMBIENTE 43
Agritre
Relazione Descritiva Generale
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7.1 INQUADRAMENTO GEOLOGICO E IDROLOGICO DELL’AREA 43
7.2 PAESAGGIO 47
8 ASPETTI ECONOMICI ED OCCUPAZIONALI 50
8.1 ADDESTRAMENTO E SERVIZI TECNICI 51
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Relazione Tecnica Generale
Pag. ii

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1 PREMESSA
La AGRITRE srl, Società controllata da TRE Spa (Tozzi Renewable Energy del gruppo Tozzi
Holding), sulla base dell’accordo di filiera siglato con le Organizzazioni Agricole Provinciali
Coldiretti, Confagricoltura, CIA e COPAGRI, teso alla valorizzazione energetica di biomasse
provenienti dalle attività agricole del territorio provinciale (filiera corta), ha elaborato la
documentazione progettuale necessaria ad ottenere l’autorizzazione a costruire ed esercire
l’impianto, in località Viticone in agro di Sant’Agata di Puglia da parte degli uffici regionali
competenti.
Il progetto è coerente e rispettoso di tutti i parametri e le previsioni contenute nel Piano Energetico
Ambientale della Regione Puglia e delle Leggi e dei Regolamenti vigenti.
In particolare, l’impianto rientra nell’ambito delle previsioni di potenza installabile nella Regione
per impianti a biomasse; è conforme a quanto previsto dalle norme regionali sulla localizzazione di
tali impianti; è alimentata totalmente con biomasse di filiera garantite da tracciabilità ed esclude
l’utilizzo anche parziale di rifiuti o CDR (combustibile derivato da rifiuti).
Il progetto assume come riferimento le migliori tecnologie esistenti per minimizzare le emissioni in
atmosfera e garantire in questo modo valori al di sotto dei limiti di legge per tutte le sostanze,
garantisce che il consumo d’acqua è estremamente basso grazie al sistema di raffreddamento ad aria,
che le emissione rumorose saranno opportunamente contenute grazie all’utilizzo di macchinari
progettati per garantire livelli di rumore compatibili con le migliori tecnologie disponibili al
momento dell’acquisto e che ci sarà un traffico veicolare facilmente assorbibile dall’asse viario
esistente.
Questo progetto è un’occasione di sviluppo per il territorio, non solo per la creazione di posti di
lavoro diretti e indiretti (complessivamente si stimano oltre 100 posti di lavoro su base continuativa
fra dipendenti della centrale ed occupati in attività di terzi a servizio della centrale stessa) e per
l’investimento complessivo pari ad almeno 75 milioni di euro, ma anche perché fornisce un
contributo concreto alla costituzione e gestione di una filiera su base territoriale per la raccolta,
distribuzione e valorizzazione delle biomasse agricole, oggi molto presenti nella zona ma
valorizzate poco o nulla e comunque mai in maniera organica.
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2 BIOMASSE QUALE FONTE DI ENERGIA RINNOVABILE
Dal Rapporto “Le Fonti Rinnovabili 2010” a cura dell’Agenzia nazionale per le nuove tecnologie,
l’energia e lo sviluppo economico sostenibile (ENEA) emerge che l’incidenza delle diverse fonti
energetiche sull’offerta mondiale totale di energia primaria nel 2007, equivalente a 12.026 Mtep, è
stata del 34% per il petrolio, del 26,4% per il carbone, del 20,9% per il gas naturale, del 5,9% per
l’energia nucleare e del 12,4% per le fonti energetiche rinnovabili. Queste ultime hanno consentito
di produrre complessivamente 1.492 Mtep di energia primaria, di cui la quota più grande derivante
dall’uso di biomassa solida, pari al 9,3% dell’offerta mondiale ed al 73% del totale da rinnovabili.
Nei Paesi dell’Unione Europea la quantità di energia rinnovabile consumata ha raggiunto nel 2008
quota 147,7 Mtep, aumentando di 9,2 Mtep rispetto all’anno precedente. La quota da rinnovabili dei
consumi di energia primaria è salita a 8,2% nel 2008, dal 7,7% nel 2007.
Il Paese che ha contribuito maggiormente a questo incremento è l’Italia con 2,6 Mtep in più rispetto
al 2007, grazie al forte aumento della produzione dei settori biomassa solida e biocarburanti, oltre al
considerevole contributo dell’idroelettrico.
Osservando il contributo dei singoli settori all’aumento di produzione di energia rinnovabile
nell’Unione Europea, quello della biomassa solida è il principale responsabile con una crescita di
2,9 Mtep, di cui gran parte attribuibile alla produzione italiana (+1,3 Mtep). In termini percentuali, si
nota chiaramente la netta prevalenza della biomassa con una quota del 66,1% rispetto all’incidenza
delle altre fonti rinnovabili sul totale dell’energia primaria rinnovabile consumata nel 2008.
La produzione di energia primaria attraverso l’uso di biomassa solida nei Paesi UE è stata nel 2008
di 70,3 Mtep, manifestando una crescita positiva (+4,6%) rispetto al 2007 (67,2 Mtep).
A livello nazionale, le fonti rinnovabili di energia hanno contribuito complessivamente al consumo
interno lordo (CIL) nel 2008 per una percentuale di poco superiore al 9,6%. Complessivamente nel
2008 si è avuto un aumento della produzione da fonti rinnovabili in Italia del 18%. È da notare come
l’incremento percentualmente più significativo, pur restando su valori assoluti molto bassi, provenga
da fonti non tradizionali quali l’eolico, il fotovoltaico, i rifiuti e le biomasse (legna, biocombustibili,
biogas) che passano, sul totale delle rinnovabili, da poco più del 14% del 2000 al 34% del 2008,
sebbene il contributo della biomassa legnosa (+5%) si attesti su valori ancora lontani da quelli tipici
dei Paesi europei.
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La generazione di energia elettrica da biomassa (legna, biogas e RSU), che dovrebbe sostenere la
crescita del contributo delle rinnovabili del nostro Paese, ha registrato, infatti, una crescita limitata,
pari 0,5 TWh, tra le più basse negli ultimi anni.
Pertanto le biomasse presentano elevate potenzialità di sviluppo nel Paese, e rivestiranno certamente
un ruolo rilevante, soprattutto nel breve/medio periodo (2020).
Nelle regioni meridionali si evidenzia già uno sviluppo significativo della generazione elettrica con
biomasse (+820% nel Sud, rispetto all’incremento del 209% nelle regioni settentrionali e del 248%
in quelle centrali), avendo più che raddoppiato il peso del loro ruolo nella produzione dal 2000 al
2008. Tale risultato, sebbene ancora poco significativo rispetto agli impegni che l’Italia ha assunto
in ambito internazionale, è stato comunque raggiunto anche grazie al fatto che le Regioni sono
diventate le principali protagoniste delle politiche di incentivazione delle fonti rinnovabili tramite
l’erogazione di incentivi agli investimenti per la realizzazione degli impianti. Il sostegno e
l’interessamento al settore è testimoniato dal fatto che più del 50% delle risorse pubbliche
finalizzate a sostenere lo sviluppo delle fonti rinnovabili e provenienti dall’Unione Europea sono
state destinate per le biomasse, tramite i Programmi Operativi Regionali (POR) ed i Programmi di
Sviluppo Rurale (PSR).
La biomassa, quindi, se utilizzata in modo sostenibile in tutte le fasi (accrescimento, raccolta,
conferimento e conversione energetica), rappresenta una fonte di energia rinnovabile e disponibile
localmente ed il suo impiego può consentire la produzione di energia elettrica e calore limitando le
emissioni complessive di CO2, oltre a rappresentare la possibilità di sviluppare interessanti nicchie
di mercato e di specializzazione.
In Puglia si ha un buon potenziale di biomassa disponibile da residui agroindustriali che
permetterebbero uno sviluppo notevole del settore, come evidenzia la seguente tabella, in cui è
riportata una stima del potenziale di biomassa in Italia (dati ENEA), a livello regionale.
Il progetto dell‘impianto è nato e si è sviluppato, pertanto, nell’ipotesi di utilizzo esclusivo di
biomasse vegetali solide di origine agricola, in primo luogo la paglia di grano che rappresenta, in
provincia di Foggia, la biomassa principalmente disponibile.
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3 QUADRO DI RIFERIMENTO PROGRAMMATICO
3.1 ACCORDI INTERNAZIONALI - IL PROTOCOLLO DI KYOTO
Impropriamente denominato protocollo, esso è un trattato internazionale, siglato nel 1997, che
impegna 40 Paesi industrializzati e quelli con economia in transizione a contenere le loro emissioni
di gas serra entro limiti ben definiti.
E’ entrato in vigore il 16 febbraio 2005 e, al momento, è stato ratificato da 177 Paesi.
Il Comitato Intergovernativo sul Cambiamento Climatico (IPCC) ha documentato che esiste una
«significativa» evidenza che l’atmosfera terrestre si stia riscaldando e che la causa principale di ciò
sia l’effetto serra, ovvero la capacità di certi gas, quali l’anidride carbonica (CO2), l’ossido di
azoto (N2O), il metano (CH4) e altri gas d’origine industriale di intrappolare il calore solare ed
evitare che questo si allontani dall’atmosfera. Secondo l’IPCC, l’accumulo di gas serra
nell’atmosfera ha prodotto, nel corso del ventesimo secolo, un riscaldamento della temperatura
media globale di circa 0,6°C.
Per il futuro, gli scenari prospettati dagli scienziati sono ancora meno rassicuranti. Il pianeta sta
attualmente assorbendo un’energia dal sole in eccesso rispetto a quella che è ri-emessa nello spazio
(Hansen et al., 2005; Hansen et al., 2008). Anche se il livello della concentrazione dei gas serra si
stabilizzasse al livello dell’anno 2000, comunque si verificherà un riscaldamento globale (di circa
0,1 °C ogni dieci anni) e un innalzamento del livello dei mari (tra 0,2 – 0,6 m, entro la fine del
secolo). Se invece la concentrazione in atmosfera dovessero continuare a crescere al ritmo attuale,
allora la temperatura media globale potrà salire da 0,2 °C fino 0,4 °C ogni dieci anni.
Sulla base di queste evidenze diversi Paesi si sono impegnati a tagliare le loro emissioni
complessive di sei gas serra del 5,2% rispetto a quelle registrate nel 1990, entro il periodo 2008-
2012. I sei gas serra sono la CO2, il metano (CH4), il protossido di azoto (N2O), gli
idrofluorocarburi (HFC); i perfluorocarburi (PFC); l'esafluoruro di zolfo (SF6).
Le misure per raggiungere gli impegni di riduzione delle emissioni riguardano in primis il
miglioramento dell'efficienza energetica in settori rilevanti dell'economia nazionale; lo sviluppo e
maggiore utilizzazione di energia rinnovabile; l'adozione di misure per limitare le emissioni di gas
ad effetto serra nel settore dei trasporti, la limitazione e/o la riduzione delle emissioni di metano
attraverso il recupero e utilizzazione del gas nel settore della gestione dei rifiuti, nonché nella
produzione, il trasporto e la distribuzione di energia.
3.2 IL QUADRO DI RIFERIMENTO EUROPEO
3.2.1 Direttiva 2001/77/CE
Nel 2001 la Comunità Europea considera che occorre promuovere la produzione di elettricità da
fonti energetiche rinnovabili, sia per conformarsi a quanto previsto dal Protocollo di Kyoto per la
riduzione dei gas serra, che per motivi di sicurezza e diversificazione dell'approvvigionamento
energetico, per la protezione dell'ambiente e per la coesione economica e sociale della Comunità
stessa. Per questo emana la direttiva in calce con la quale ogni Paese facente parte della CE,
applicando apposite misure incentivanti, è chiamato ad aumentare l’apporto percentuale di FER
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(Fonti di Energia Rinnovabile) sul consumo di elettricità totale per raggiungere nel 2010 gli obiettivi
stabiliti.
L’obiettivo globale indicativo è raggiungere il 12% del consumo interno lordo di energia con una
quota del 22,1% di elettricità prodotta da FER sul consumo totale di elettricità.
Gli Stati membri hanno l’obbligo di adeguare di conseguenza la loro normativa entro il 27/10/2003.
All’Italia viene indicato l’obiettivo del 25% di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili rispetto
al 16% prodotta sul totale nel 1997.
3.2.2 Direttiva 2009/28/CE
L’ultima Direttiva, emanata nell’aprile del 2009, aggiorna le precedenti direttive 2001/77/CE e
2003/30/CE, e pone alla Unione Europea l’obiettivo di raggiungere, entro il 2020, il 20% della quota
di energia da fonti rinnovabili sul consumo finale lordo di energia della Comunità e il 10% della
quota di energia da fonti rinnovabili sul consumo di energia per autotrazione.
3.3 IL QUADRO DI RIFERIMENTO NAZIONALE
3.3.1 Il Piano di Azione Nazionale per le energie rinnovabili (P.A.N.)
Emanato nel giugno del 2010 in ottemperanza alla Direttiva 2009/28/CE, ripropone l’obiettivo
previsto da questa per l’Italia.
In esso viene indicato che la quota di energia da fonti rinnovabili, sul consumo finale di energia,
deve passare dal 5,2% del 2005 al 17% nel 2020. Per la specifica quota di produzione di elettricità,
l’obiettivo è di produrre da FER circa il 29% del consumo totale.
L’Italia ha delineato nel PAN i seguenti obiettivi strategici:
• sicurezza dell’approvvigionamento energetico,
• riduzione dei costi dell’energia per le imprese e i cittadini,
• promozione di filiere tecnologiche innovative,
• tutela ambientale (riduzione delle emissioni inquinanti e climalteranti),
La valorizzazione energetica delle biomasse è, altresì, uno dei punti di riferimento della strategia
nazionale per la riduzione delle emissioni dei gas climalteranti, in particolare di anidride carbonica,
nell’ambito degli impegni internazionali.
Le azioni intraprese dalla nostra Nazione per implementare il contributo delle Fonti di Energia
Rinnovabile (FER) sono state diverse: dal D. Lgs. 79/1999 (Decreto Bersani) che ha introdotto
l’obbligo di immissione di quote da Fonti Rinnovabili nella produzione elettrica complessiva, al D.
Lgs. 387/2003, nel quale sono ripresi gli obiettivi fissati in sede europea nel 2001 e si decreta
l’incremento annuale che devono avere le FER sulla produzione elettrica totale nei trienni 2004-
2006, 2007-2009, 2010–2012, nonché la semplificazione delle procedure amministrative, fino alla
L. 99/2009 che ha previsto il varo di un Piano straordinario per l’efficienza e il risparmio energetico.
Le leggi finanziarie del 2007 (L. 296/2006) e del 2008 (L. 244/2007) con relativo Collegato (L.
222/07) hanno voluto differenziare l’incentivazione tra le varie FER.
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La produzione di energia elettrica effettuata da impianti di potenza superiore ad 1 MW è incentivata
dal rilascio di 1,8 Certificati Verdi ogni MWh prodotto di energia elettrica.
Questo però solo se vengono utilizzate biomasse vegetali agro-forestali provenienti da Filiera Corta
(massimo 70 km dall’impianto o tramite intese di filiera raggiunte nell’ambito del DLgs 102/2005),
garantite da un sistema di tracciabilità e di rintracciabilità normato dal recente decreto 2 marzo
2010, pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale n. 103 del 5 maggio 2010.
Questo particolare incentivo, maggiore rispetto alle altre FER, è stato appositamente previsto dal
legislatore al fine di implementare l’uso, nell’impianto, di biomasse di provenienza locale ancorché
di costo più elevato rispetto a quelle di provenienza estera.
3.3.2 Il quadro di riferimento regionale
3.3.2.1 Il Piano Energetico Ambientale Regionale (PEAR)
Con Delibera di Giunta Regionale n. 827 dell’8 giugno 2007, la Regione Puglia ha adottato il
P.E.A.R. (Piano Energetico Ambientale Regionale), strumento programmatico necessario al
miglioramento della qualità della proposta energetica regionale.
Esso analizza il sistema energetico attuale, studia la probabile evoluzione a medio e lungo termine e
definisce le linee di indirizzo che l’ente intende dare al suo territorio sia per quel che riguarda la
domanda che per quel che riguarda l’offerta, ponendosi degli obiettivi e dotandosi degli strumenti
necessari.
In questo contesto e nell’ambito di uno sviluppo energetico ambientale sostenibile, emerge il settore
delle fonti rinnovabili.
Il PEAR si pone come obiettivo di arrivare nel 2020 ad una produzione di energia elettrica da fonte
rinnovabile del 18% rispetto al 3% riscontrato sul totale nel 2004.
Questo dovrebbe avvenire incrementando la produzione del 40% ma al tempo stesso riducendo le
emissioni di CO2 del 9%.
Se l’energia da fonte rinnovabile, fino agli inizi degli anni 90, era rappresentata essenzialmente da
legna da ardere, da allora fino ad oggi si è sviluppata nel contesto regionale soprattutto con l’eolico
e, più recentemente, con il fotovoltaico.
Nonostante la preminente vocazione agricola del territorio e le disponibilità di materia prima, il
capitolo delle rinnovabili rappresentato dalla biomassa vegetale, rimane “indietro” con una potenza
installata di gran lunga inferiore alle potenzialità regionali e a questo proposito il Pear così si
esprime:
“rappresentano, per la regione Puglia, una delle opzioni più concrete in termini di potenziale
energetico e di sviluppo tecnologico. In aggiunta, potrebbero contribuire fattivamente al rilancio
delle attività agricole, forestali e zootecniche che nella regione rappresentano un importante tassello
dell’economia locale ed elemento prioritario di conservazione del territorio. Questa importante fonte
rinnovabile si presta anche per favorire la diversificazione produttiva di una pluralità di soggetti
imprenditoriali e per conseguire finalità di stretto carattere ambientale.”
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4 IL CONTESTO NORMATIVO
4.1 IL CONTESTO NORMATIVO NAZIONALE
A livello nazionale il quadro normativo di riferimento è rappresentato dal:
Decreto Legislativo 29 dicembre 2003, n. 387 "Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla
promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno
dell'elettricità", finalizzato a promuovere un maggior contributo delle fonti energetiche rinnovabili
alla produzione di elettricità nel relativo mercato italiano e comunitario, introducendo misure
nazionali per promuovere l'aumento del consumo di elettricità da fonti rinnovabili, tra cui
l’incremento della quota minima di cui all'articolo 11 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79,
la razionalizzazione e semplificazione delle procedure autorizzative e l’istituzione dell'Osservatorio
nazionale sulle fonti rinnovabili e l'efficienza negli usi finali dell'energia;
Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico 10 settembre 2010 “Linee Guida per
l’autorizzazione degli impianti da fonti alimentati da fonti rinnovabili”, le quali costituiscono una
disciplina unica, valida su tutto il territorio nazionale, per il procedimento autorizzativo degli
impianti alimentati da fonti rinnovabili, differenziato per tipologia di impianto e per taglia di
potenza. Tali linee guida hanno, tra l’altro, la finalità di assicurare un corretto inserimento degli
impianti nel paesaggio, con particolare attenzione per gli impianti eolici;
Decreto Legislativo 3 aprile 2006, n. 152 “Norme in materia ambientale”e, precisamente, dalla
Parte Seconda del decreto, relativamente alle procedure per la valutazione d'impatto ambientale
(VIA) e per l'autorizzazione ambientale integrata (IPPC). La valutazione di impatto ambientale ha
la finalità di assicurare che l'attività antropica sia compatibile con le condizioni per uno sviluppo
sostenibile, e quindi nel rispetto della capacità rigenerativa degli ecosistemi e delle risorse, della
salvaguardia della biodiversità e di un'equa distribuzione dei vantaggi connessi all'attività
economica. L'autorizzazione integrata ambientale ha per oggetto, invece, la prevenzione e la
riduzione integrate dell'inquinamento proveniente da determinate categorie di attività industriali e
prevede misure intese a evitare, ove possibile, o a ridurre le emissioni nell'aria, nell'acqua e nel
suolo, comprese le misure relative ai rifiuti, per conseguire un livello elevato di protezione
dell'ambiente, salve le disposizioni sulla valutazione di impatto ambientale.
4.2 IL CONTESTO NORMATIVO REGIONALE
A livello regionale il quadro normativo di riferimento è rappresentato dal :
Legge Regionale 12 aprile 2001, n. 11 “Norme sulla valutazione dell’impatto ambientale” e
ss.mm.ii, che disciplina le procedure a livello regionale, con lo scopo di assicurare che nei processi
decisionali relativi a piani, programmi di intervento e progetti di opere o di interventi, di iniziativa
pubblica o privata, siano perseguiti la protezione e il miglioramento della qualità della vita umana, il
mantenimento della capacità riproduttiva degli ecosistemi e delle risorse, la salvaguardia della
molteplicità delle specie, l'impiego di risorse rinnovabili, l'uso razionale delle risorse;
Legge Regionale 14 Giugno 2007, n. 17 – “Disposizioni in campo ambientale, anche in relazione al
decentramento delle funzioni amministrative in materia ambientale”, con la quale la Regione ha
delegato l’istruttoria e il rilascio dell'autorizzazione integrata ambientale alla provincia competente
per territorio, a decorrere dal 1° luglio 2007.
Regolamento Regionale 14 luglio 2008, n. 12 per la realizzazione degli impianti di produzione di
energia alimentata a biomasse, finalizzato favorire lo sviluppo di impianti alimentati da biomasse in
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particolare di origine agricola e forestale prodotte localmente, definendo criteri per la localizzazione
di impianti alimentati a biomassa, ivi compresa la coerenza del piano di approvvigionamento
rispetto alla scelta localizzativa ed alle risorse locali effettivamente disponibili;
Regolamento Regionale 30 Dicembre 2010, n. 24 “Regolamento attuativo del Decreto del Ministero
per lo Sviluppo Economico del 10 settembre 2010, “Linee Guida per l’autorizzazione degli impianti
alimentati da fonti rinnovabili”, recante la individuazione di aree e siti non idonei alla installazione
di specifiche tipologie di impianti alimentati da fonti rinnovabili nel territorio della Regione Puglia”,
basata sulla ricognizione delle disposizioni volte alla tutela dell’ambiente, del paesaggio, del
patrimonio storico e artistico, delle tradizioni agroalimentari locali, della biodiversità e del
paesaggio rurale che identificano obiettivi di protezione non compatibili con l’insediamento, in
determinate aree, di specifiche tipologie e/o dimensioni di impianti;
Delibera di Giunta Regionale 30 dicembre 2010, n. 3029 “Approvazione della disciplina del
procedimento unico di autorizzazione alla realizzazione ed all’esercizio di impianti di produzione di
energia elettrica”, atto che regolamenta il procedimento autorizzativo regionale di impianti,
alimentati da fonti rinnovabili, che generano elettricità.
Determinazione del dirigente servizio energia, reti e infrastrutture materiali per lo sviluppo 3
gennaio 2011, n. 1 con cui sono state approvate le “Istruzioni tecniche per la informatizzazione
della documentazione a corredo dell’Autorizzazione Unica” e delle “Linee Guida Procedura
Telematica”, ai sensi della disciplina approvata con Delibera di Giunta Regionale n. 3029/2010;
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5 DESCRIZIONE DEL PROGETTO
Di seguito vengono illustrate nel dettaglio le opere da realizzare nell’ambito del progetto con
particolare riferimento ai criteri utilizzati per le scelte progettuali, agli aspetti dell'inserimento
dell'intervento sul territorio, alle caratteristiche prestazionali e descrittive dei materiali prescelti,
nonché ai criteri di progettazione delle strutture e degli impianti, in particolare per quanto riguarda
la sicurezza, la funzionalità e l'economia di gestione.
5.1 UBICAZIONE
Il progetto prevede che l’impianto sorga in un’area lontana all’incirca 12 km dal centro abitato
di Sant’Agata di Puglia, in località Viticone.
L’area si presta particolarmente per questo tipo di insediamento industriale agroenergetico, sia per la
prossimità di arterie stradali provinciali, regionali e statali, ai fini del traffico veicolare in entrata, sia
per la vicinanza alla costruenda sotto stazione elettrica ad alta tensione TERNA in Comune di
Deliceto indispensabile per la connessione.
L’area non è sottoposta a vincoli di nessun tipo.
Nel raggio circostante sono situate poche masserie abitate delle quali la più prossima all’area
dell’impianto è distante oltre 300 metri.
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5.2 CRITERI PROGETTUALI
L’impianto è costituito da una centrale termoelettrica a biomasse vegetali solide da 25 MWe (lordo
– full electric). I componenti principali che costituiscono il cuore del sistema impiantistico sono
costituiti dalla caldaia alimentata a biomasse della potenza di 80 MWt e da un turbogruppo da 31,5
MVA.
L’impianto ha le seguenti caratteristiche principali:
• Combustibile: Biomasse vegetali solide;
• Configurazione: produzione di energia elettrica;
• Condensazione: condensatore ad aria;
• Abbattimento degli NOx nei fumi mediante sistema SNCR (Selective Non Catalitic Reduction),
basato sull’iniezione di urea in caldaia;
• Neutralizzazione di eventuali gas acidi, mediante l’aggiunta di un reagente alcalino, come ad
esempio la calce idrata – Ca (OH)2;
• Abbattimento delle polveri mediante filtro a maniche.
Il progetto è coerente e rispettoso di tutti i parametri e le previsioni contenute nel Piano Energetico
Ambientale della Regione Puglia e delle Leggi e dei Regolamenti emanati in materia.
In particolare, l’impianto rientra nell’ambito delle previsioni di potenza installabile nella Regione
per impianti a biomasse; è conforme a quanto previsto dalle norme regionali sulla localizzazione di
tali impianti; è alimentata totalmente con biomasse di filiera garantite da tracciabilità ed esclude
l’utilizzo anche parziale di rifiuti o CDR (combustibile derivato da rifiuti).
Il progetto dell’impianto utilizza le migliori tecnologie che costituiscono l’attuale stato dell’arte in
materia seguendo i principi ispiratori delle BAT (Best Available Techniques). L'uso delle BAT
consente di ridurre le emissioni e l'impatto sull'ambiente, riducendo nel contempo i consumi
energetici e migliorando la produttività e/o la qualità della produzione.
Con il termine BAT si intende:
• per tecniche, sia le tecniche impiegate sia le modalità di progettazione, costruzione,
manutenzione, esercizio e chiusura dell’impianto;
• per disponibili, le tecniche sviluppate su una scala che ne consenta l’applicazione in condizioni
economicamente e tecnicamente valide, nell’ambito del pertinente comparto industriale,
prendendo in considerazione i costi e i vantaggi. Questo indipendentemente dal fatto che siano o
no applicate o prodotte nello Stato membro di cui si tratta, purché il gestore possa avervi accesso
a condizioni ragionevoli; migliori, le tecniche più efficaci per ottenere un elevato livello di
protezione dell’ambiente nel suo complesso.
La BAT comprende procedure, tecniche, tecnologie ed altri aspetti quali manutenzione, standard
operativi e verifiche di consumi energetici e di efficienza. La BAT riguarda tutti gli aspetti del
funzionamento di un impianto o di un’industria che influenzano l’ambiente. In quest’ottica,
l’inquinamento comprende le sostanze tradizionali e il calore, il rumore e le vibrazioni, nonché il
consumo delle risorse: acqua, materie prime ed energia.
La scelte tecnologiche effettuate per l’impianto, sono in accordo ai principi ispiratori delle BAT.
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Infatti, al fine di minimizzare le emissioni in atmosfera e garantire in questo modo valori molto al di
sotto dei limiti di legge per tutte le sostanze, sono state previste le migliori tecnologie disponibili
allo stato dell’arte. In particolare, per rispondere ai limiti dell’attuale normativa sulle emissioni di
CO, sono stati previsti particolari accorgimenti relativi alla sezione di combustione della caldaia e
alla configurazione di impianto. Questo, consente di ottenere comunque elevati standard di
efficienza soddisfacendo allo stesso tempo i più stretti requisiti d’impatto ambientale.
Il progetto ottimizza i consumi di acqua grazie al sistema di raffreddamento ad aria: il contenimento
dell’utilizzo delle risorse idriche è infatti una delle linee guida che hanno spinto alla scelta di questa
soluzione impiantistica. Un ulteriore vantaggio derivante da questa scelta deriva dall’assenza delle
vistose nubi di vapor d’acqua caratteristiche dei condensatori ad acqua. Viene inoltre previsto un
parziale recupero delle acque utilizzate nei processi e successivamente raccolte e opportunamente
trattate, in modo da garantire un’ ulteriore ottimizzazione dei consumi idrici.
Il progetto garantisce che le emissione rumorose saranno opportunamente contenute grazie
all’utilizzo di macchinari progettati e realizzati per garantire livelli di rumore compatibili con le
attuali normative. Sono inoltre previsti tutti gli accorgimenti necessari al contenimento delle
emissioni di rumore, quali griglie afoniche, tamponature opportunamente progettate con funzione di
insonorizzazione, sistemi cabinati insonorizzati per i componenti che lo consentono.
Nella scelta dei materiali per i componenti, le tubazioni, i collettori e nella determinazione delle
temperature e delle pressioni di progetto sono prese in considerazione tutte le condizioni critiche più
gravose, in modo che siano garantite condizioni di sicurezza e le prestazioni necessarie al corretto
funzionamento. In tutti i casi la scelta dei materiali e i calcoli per determinare le caratteristiche
principali dei materiali, sono effettuati in considerazione della più alta temperatura e pressione
possibile compresi i margini di sicurezza in conformità ai requisiti di legge e gli standard applicabili.
Particolare attenzione è stata posta nell’individuare soluzioni progettuali indirizzate ad una gestione
integrata di tutti i sottosistemi impiantistici, con l’obiettivo di ottimizzare il monitoraggio dei
processi da remoto, favorire l’efficienza operativa e agevolare le operazioni di manutenzione.
L’impianto prevede quindi un sistema di automazione e controllo che consente la conduzione
automatizzata della centrale e la protezione delle sue apparecchiature qualora si dovessero verificare
condizioni anomale di esercizio. Il sistema di automazione integrerà molteplici funzioni inclusa la
supervisione e controllo delle apparecchiature in campo, la gestione degli allarmi, l’ottimizzazione
dei processi e la raccolta ed archiviazione delle informazioni. Il sistema permetterà sia la gestione
tecnico-operativa delle infrastrutture impiantistiche, sia la gestione della sicurezza e dovrà quindi
essere in grado di svolgere molteplici funzioni tra cui:
• Acquisizione dati (misure, stati di funzionamento ed allarmi) relativi agli elementi impiantistici;
• Generazione di comandi verso gli organi di attuazione, con modalità automatica o manuale,
secondo la logica programmata.
• Controllo dei valori acquisiti in riferimento ai valori limite configurati e generazione automatica
delle segnalazioni per le misure “non validate” (allarmi software).
• Elaborazione degli allarmi tecnici, suddivisi per livelli di priorità e classi di appartenenza.
• Controllo della integrità e della funzionalità del sistema, con propria autodiagnostica.
L’architettura del sistema utilizzerà protocolli evoluti e specificatamente progettati per le funzioni
specifiche di ogni livello funzionale in modo da garantire la massima flessibilità e apertura, totale
interoperabilità dei sottosistemi, massima espansibilità attraverso una struttura modulare e massimo
uso delle tecnologie di comunicazione dell’ Information Technology. In questo modo sarà possibile
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attuare tutte le strategie di risparmio energetico e di ottimizzazione che consentono il contenimento
dei costi di manutenzione e dei tempi di intervento.
L’impianto sarà realizzato e gestito in modo da garantire la massima disponibilità e sicurezza di
esercizio. A tal fine sono stati adottati abbondanti margini di dimensionamento, opportune
ridondanze e soluzioni tecniche atte ad evitare e prevenire ogni criticità di intervento di blocchi e
protezioni.
L’impianto è basato su un progetto intrinsecamente sicuro: in caso di malfunzionamenti operativi
non ci saranno pericoli per gli operatori, la popolazione e per l’ambiente circostante.
In condizioni di emergenza, sono state prese adeguate misure di protezione tali da portare l’impianto
in condizioni operative sicure in modo automatico.
In caso di avaria di unità operative ausiliarie, la loro sostituzione avverrà in tempi rapidi senza
compromettere l’esercizio dell’impianto:in ogni caso l’impianto è dotato di una adeguata scorta di
parti di ricambio.
L’impianto può essere condotto per produrre solo energia elettrica (conduzione full electric) o per
produrre energia elettrica ed energia termica (conduzione cogenerativa).
Al fine di rendere minimo l’impatto visivo delle varie strutture del progetto e perseguire la migliore
integrazione dell’intero impianto nel paesaggio è necessario adottare delle misure che mitighino
l’impatto sul territorio. Le prescrizioni progettuali adottate, sono di seguito descritte:
• I colori delle facciate esterne dei fabbricati, compresi quelli destinati ad ospitare gli impianti,
dovranno essere tenui e scelti tra le tipiche tonalità in uso per l’edilizia rurale tradizionale, al fine
di ridurne la visibilità
• sistemazione con piantumazioni nell’area perimetrale dell’impianto con essenze arbustive
autoctone al fine di attenuare il più possibile la discontinuità tra opere tecnologiche ed ambiente
circostante;
• le direttrici dei cavidotti, interni ed esterni all’impianto, seguiranno i percorsi delle vie di
circolazione, al fine di ridurre gli scavi per la loro messa in opera;
• massimizzazione delle distanze dell’impianto da unità abitative regolarmente censite e
stabilmente abitate;
• minimizzazione dei i tempi di costruzione;
• ripristino dello stato dei luoghi dopo la dismissione dell'impianto o destinazione del suolo alla
rinaturalizzazione con specie autoctone scelte in base alle peculiarità dell'area; la vegetazione
presente, dunque, va mantenuta o quantomeno rimpiazzata a fine ciclo;
Per ridurre l’impatto sul paesaggio della caldaia, che costituisce il componente più consistente dal
punto di vista dell’ingombro visivo, è stata prevista una boiler house costituita da una copertura e da
un sistema di alettature inclinate fissate sulle facciate verticali in grado di nascondere il corpo
caldaia consentendo allo stesso tempo la corretta ventilazione e dissipazione del calore.
La sempre crescente sensibilità per le problematiche di risparmio energetico e di sostenibilità
ambientale in ambito edilizio, ha imposto anche una particolare attenzione nell’individuare soluzioni
progettuali che privilegino il contenimento dei consumi energetici degli edifici climatizzati. Pertanto
sono previste soluzioni impiantistiche e architettoniche in accordo alla recente normativa in materia
di risparmio energetico (D.Lgs.311/06). In questa ottica l’ integrazione architettonico-impiantistica è
realizzata scegliendo gli elementi disperdenti principali quali infissi e tamponamenti perimetrali, in
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modo da coniugare la contestualizzazione dell’immagine complessiva degli edifici e la diminuzione
delle dispersioni termiche.
Particolare cura è stata posta nella definizione della planimetria, alla ricerca della semplicità di
movimento degli operatori e di accesso alle aree funzionali, che si ritiene premessa indispensabile
per la sicurezza. Sono stati mantenuti gli spazi necessari a consentire le operazioni di manutenzione
ed esercizio in condizioni di massima sicurezza ed è stato studiato il layout in modo da favorire
l’accesso a tutte le aree di impianto in modo semplice e funzionale.
L’uso di tecnologie consolidate e di schemi funzionali ampiamente sperimentati consente l’utilizzo
di superfici ridotte e l’ottimizzazione di strutture e funzioni di controllo in comune a più aree
funzionali.
L’impianto è suddiviso nelle seguenti sezioni principali:
sezione stoccaggio e movimentazione della biomassa
• ricevimento, stoccaggio e movimentazione del combustibile;
• caricamento del combustibile alla sezione di combustione;
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sistema di generazione vapore
• sistema di combustione e generazione vapore;
• sistema di rimozione ceneri;
sistema di produzione di energia elettrica
• turbogeneratore;
• sistema by-pass turbina;
ciclo vapore
• sistema di condensazione ad aria;
• degasatore
sezione trattamento e evacuazione fumi
• sistema di depurazione ed evacuazione fumi e sistemi ausiliari per il controllo delle emissioni;
• sistema di analisi fumi;
• camino per lo scarico dei fumi di combustione;
apparecchiature e strumentazioni elettriche
• sottostazione elettrica a 150 KV per il collegamento con la rete;
• cavidotto a 30 kV per il collegamento tra il sito e la sottostazione;
• sistema elettrico di distribuzione media e bassa tensione con relativi quadri e trasformatori
elettrici ;
• sistemi di regolazione, supervisione e controllo;
sistemi ausiliari di centrale
• impianto di produzione e distribuzione acqua demineralizzata;
• impianti di iniezione additivi chimici e campionamento chimico acqua di caldaia;
• impianto i produzione e distribuzione aria compressa;
• impianto antincendio (rivelazione e spegnimento);
• impianto HVAC;
• impianto adduzione, trattamento acque e rete di scarico acque reflue;
opere civili e infrastrutture di impianto
• strade, piazzali, recinzioni, opere a verde;
• fondazioni e opere di supporto agli impianti principali;
• edifici;
Di seguito si fornisce una descrizione delle opere previste nel progetto
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5.2.1 Sezione stoccaggio e movimentazione della biomassa
La particolarità di queste tipologie di biomassa (paglia e potature) è che esse vengono prodotte in
determinati brevi periodi dell’anno. La paglia di grano viene imballata nei mesi estivi successivi alla
mietitura e, grazie alla sua ridotta umidità, può essere stoccata in cumuli (stoccaggi) diffusi sul
territorio, che alimenteranno in maniera programmata il magazzino dell’impianto mantenendo una
disponibilità costante e continua del materiale.
Le potature di oliveti e vigneti dovranno essere invece sminuzzate per favorire il trasporto e smaltite
in maniera più veloce rispetto alla paglia a causa della umidità più elevata che potrebbe favorire una
degradazione del materiale.
Nell’area dell’impianto verrà organizzata l’area di ricevimento e pesatura e verranno predisposti i
depositi all’aperto per le balle di paglia e per il cippato di legno, equipaggiati con gru e pale
semoventi.
Il materiale sarà convogliato in sezioni diverse per la preparazione e la successiva introduzione in
caldaia attraverso due diverse linee di alimentazione.
5.2.1.1 Movimentazione paglia
Tutta la sezione destinata alla ricezione della biomassa ed alla sua successiva movimentazione verso
la sezione di combustione sarà costruita con standard di qualità, specie per quanto riguarda la
dispersione di polveri.
La paglia verrà stoccata in un’area dell’edificio pari a 930 m 2 circa, per un’altezza netta complessiva
di 4 metri. Il sistema di caricamento dei nastri trasportatori che alimentano la caldaia avverrà per
mezzo di 2 carroponti che attraversano tutta la campata principale dell’edificio.
5.2.1.2 Movimentazione cippato
Il deposito è costituito in senso longitudinale da quattro corsie, le cui dimensioni sono circa 11 m di
lunghezza, 4 m di larghezza ed altezza utile di stoccaggio pari a 8 m.
Questo stoccaggio assume un significato rilevante nella gestione dell’impianto: una tale autonomia
permette di gestire con una certa flessibilità la sezione di cippatura ed il ricevimento della biomassa
dall’esterno, con particolare riferimento alla programmazione delle manutenzioni e alla gestione di
particolari emergenze.
All’interno del deposito di cippato, l’accumulo della biomassa lungo tutta la lunghezza delle corsie
viene ottenuta con un raschiatore (o rastrello) che con movimenti di traslazione orizzontale e
verticale distribuisce la biomassa lungo la singola corsia. Questo stesso convogliatore permette
anche lo scarico del cippato dal lato corto di ogni corsia, opposto a quello di alimentazione. Un
sistema a fotocellule, nella parte finale delle corsie, verifica lo stato di riempimento ed influenza la
logica di gestione delle fasi di carico e scarico del deposito.
Lungo il fronte di scarico delle tre corsie, è presente un trasportatore a catena interrato che raccoglie
tutto il cippato estratto dal deposito e lo convoglia ai nastri trasportatori che alimentano la caldaia.
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5.2.1.3 Caricamento biomassa
L’area di caricamento mette in contatto la sezione di stoccaggio con quella di combustione e serve
essenzialmente a convogliare il combustibile in caldaia. Tramite le diverse linee di carico controllate
dal sistema informatico si convoglieranno i balloni prismatici di paglia e il cippato di legna
provenienti dai rispettivi stoccaggi.
Le linee di carco saranno costituite da nastri trasportatori in grado di movimentare la biomassa dallo
stoccaggio relativo alla sezione di caricamento.
5.2.2 Sezione generazione vapore
5.2.2.1 Sistema di combustione e generazione vapore
Il generatore di vapore per la produzione di vapore surriscaldato ad elevata entalpia è costituito da
una caldaia ad un solo corpo cilindrico superiore, progettata con tre passaggi. Il primo passo è la
camera di combustione. Il secondo passo è il surriscaldatore. Il terzo passo contiene i restanti fasci
tubieri dell'economizzatore.
La tecnologia è del tipo a griglia mobile, così definita perché appunto i processi di combustione
avvengono al di sopra di una griglia di metallo. La combustione delle particelle più pesanti avverrà
sulla griglia, mentre le particelle più leggere bruceranno in sospensione.
L’aria primaria immessa attraverso la griglia la raffredda e garantisce la combustione sulla griglia,
l’aria secondaria immessa con eiettori in camera di combustione garantisce la turbolenza e la
miscelazione dell’ossigeno e dei composti volatili.
L'impianto sarà progettato per avere le seguenti caratteristiche:
• Bassi valori di emissione;
• Massima affidabilità;
• Lunghi periodi di esercizio prima di ogni fermata per manutenzione;
• Grande flessibilità sull'uso di diversi tipi di combustibile;
La camera di combustione avrà due diversi sistemi di combustione:
• Griglia mobile per biomasse
(Max.80 MW)
• Bruciatori a metano- per start-up (2 x 15 MW)
La potenzialità massima con combustibile solido sarà di 80 MW.
La zona ad irraggiamento è posizionata direttamente sopra il forno contenente la griglia; il passaggio
dei fumi è verticale discendente per l’immissione nella sezione convettiva.
La sezione di combustione è costituita da un forno a griglia mobile raffreddata ad aria in grado di
garantire il funzionamento continuo in automatico ed un’elevata efficienza di combustione, anche in
presenza di caratteristiche del combustibile variabili. Il raffreddamento ad aria della griglia è
funzione dei bassi carichi termici dovuti dal P.C.I. del combustibile e dall’elevata semplicità di
realizzazione e affidabilità di esercizio.
L’alimentazione della griglia di combustione avviene dalla tramoggia di carico, dalla quale si
diparte il canale di adduzione equipaggiato nella sezione di uscita da spintori idraulici.
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Il movimento dei barrotti di griglia, gestito in automatico oppure con una sequenza predisposta dalla
Sala Controllo, consente quindi al combustibile di procedere lungo le sezioni di essicazione,
combustione e scarico ceneri, per essere poi espulso, come ceneri alle tramoggie di scarico al
collettore / trasportatore ceneri, in bagno d’acqua (guardia idraulica).
A valle del combustore a griglia è prevista una camera di combustione costituita da tubi lisci uniti
tra loro mediante interposta aletta saldata longitudinalmente in modo da ottenere una struttura
membranata costituente una camera a tenuta. L’isolamento refrattario di questa sezione del
generatore consente di evitare la combustione incompleta nelle zone fredde che tendono a formarsi
in corrispondenza delle pareti metalliche.
Tale esecuzione del generatore permettere di abbattere la temperatura in camera di combustione, in
quanto le pareti membranate sovrastanti la griglia assorbono una quota rilevante del calore di
irraggiamento. Inoltre, grazie alle tramogge delle ceneri poste in corrispondenza dei cambi di
direzione sul piano verticale e delle superfici di scambio convettive, si ottiene una migliore gestione
del flusso dei fumi e un corrispondente minore grado di sporcamento delle superfici in oggetto. Ciò
è garantito inoltre dalla bassa velocità dei fumi prevista in fase di progetto, la quale consente così un
sufficiente tempo di permanenza degli stessi in camera di combustione con conseguente controllo
delle emissioni di monossido di carbonio.
La camera di combustione è dotata di strumenti adatti a rilevare costantemente tutti i parametri
essenziali di funzionamento (temperatura, ossigeno, ecc.). In sostanza durante il suo funzionamento,
agendo nella sala controllo con sistemi a distanza, è possibile modificare ed intervenire sui
parametri di funzionamento, così da garantire sempre ed in ogni momento le migliori condizioni
operative e quindi un processo di combustione ottimale.
La camera di combustione può essere completamente ventilata e svuotata, cosa fondamentale
durante i periodi di fermo e di start-up.
I vantaggi di un tale sistema di combustione sono i seguenti:
• Elevati rapporti di turndown
• Flessibilità di combustibile
• Combustibile di supporto non necessario
• Basso eccesso di aria con alta efficienza e ridotta potenza del ventilatore aria comburente
• Basso valore di emissioni
• Massima affidabilità
• Lunghi tempi di esercizio tra pulizie manuali della camera di combustione.
A valle della camera di combustione, i fumi attraversano una sezione radiante, la quale abbassa la
temperatura fino a circa 750°C, e una sezione convettiva, costituita dai seguenti elementi:
• uno screen evaporatore il quale abbassa la temperatura fino a circa 650°C
• i banchi surriscaldatori, dotati di attemperatori intermedi che regolano la temperatura del vapore
fino alla temperatura finale richiesta
• i banchi economizzatori, i quali innalzano la temperatura dell’acqua di alimento fino a valori
prossimi alle condizioni di vaporizzazione, prima del suo ingresso nel corpo cilindrico
I fumi caldi in uscita dall’economizzatore di caldaia hanno una temperatura intorno ai 170 °C e
vengono inviati al trattamento di depolverizzazione costituito essenzialmente da un un filtro a
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maniche, e successivamente vengono aspirati dal ventilatore di tiraggio indotti ed avviati al camino
per il definitivo scarico all’atmosfera.
Un sistema di ricircolo dei fumi in camera di combustione, garantisce il controllo accurato degli
Ossidi di Azoto (NOx). I fumi esausti rilasciati dal generatore di vapore verranno pertanto ricircolati
e immessi in camera di combustione per elevare la turbolenza e diminuire la produzione di ossidi di
azoto. Risulta comunque necessario la predisposizione di un idoneo sistema DeNOx per rispettare i
limiti imposti dalla normativa italiana, in termini di NOx.
I collegamenti tra le superfici riscaldanti assicureranno una distribuzione del flusso sulle superfici
stesse stabile e regolare in tutte le condizioni di esercizio.
Il progetto delle parti in pressione rispetta la normativa VSG e sarà approvato da ISPESL/PED.
Per l’accensione della caldaia s prevede la presenza di 2 bruciatori per innescare la combustione: si
tratta di bruciatori a gas naturale retrattili posti sulle pareti della camera di combustione della
caldaia.
5.2.2.2 Sistema di rimozione ceneri
Il processo di combustione delle paglie, oltre al calore utile alla conversione elettrica, genera un
residuo di combustione, rappresentato dalle ceneri; tale residuo deve essere allontanato e smaltito
nel modo più corretto; in alternativa (allorché tecnicamente ed economicamente possibile), può
essere valorizzato attraverso un impiego alternativo.
Considerato che il contenuto in ceneri è pari al 6-7% della sostanza secca delle paglie, 131 mila
tonnellate annue di paglia determinano la produzione di 8.000 – 9.000 tonnellate di ceneri all’anno
(circa una tonnellata per ora di funzionamento dell’impianto).
Le ceneri da raccogliere sono identificabili in diverse sezioni dell’impianto:
• ceneri di fondo del letto che vengono scaricate ad umido;
• ceneri leggere raccolte nella tramoggia di fondo del passaggio convettivo;
• ceneri leggere raccolte nelle tramogge di scarico del filtro a maniche.
Il sistema a umido per le ceneri pesanti consiste in un sistema di nastri trasportatori a catena che
convogliano le ceneri umide fino a tre scarrabili. Le ceneri pesanti provenienti dalla superfìcie della
griglia mobile sono trasportate al limite frontale della griglia stessa dalla quale cadono all'interno del
trasportatore sopra descritto.
Un secondo sistema di trasportatori meccanici raccoglie le ceneri provenienti dalla parte convettiva
e dal filtro a maniche e le invia poi in un silo di stoccaggio a secco. Il sistema di evacuazione è
dimensionato per raccogliere le ceneri leggere, trasportarle in maniera adeguatamente protetta per
evitare pulviscolo nell’aria ed immagazzinarle in un silo.
Il silo è dotato di:
• filtro di sfiato;
• sensore di livello a 3 posizioni;
• sistema di estrazione residui sia a secco sia ad umido (umidificatore ceneri).
La gestione delle ceneri da biomassa è disciplinata dal D.Lgs. 152/2006 (parte IV) che le classifica
come “rifiuti speciali non pericolosi” ed in particolare nella categoria dei rifiuti inorganici
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provenienti da processi termici. E’ possibile distinguere la frazione delle “ceneri pesanti” da quella
di “ceneri leggere”. Ovviamente trattasi di ceneri che provengono da materiale non trattato con
vernici, solventi o prodotti chimici in genere.
La definizione di “rifiuto speciale non pericoloso” assegna al materiale di scarto la possibilità di
sottoporlo a procedure semplificate di smaltimento (D.M. 186/2006); laddove sia tecnicamente ed
economicamente possibile, l’attuale orientamento normativo (sia con riferimento alla legislazione
comunitaria che a quella nazionale) stabilisce in via preferenziale il recupero di materia ed energia,
destinando il conferimento in discarica solo come ultima possibilità.
In particolare, sarebbe opportuno (in virtù della recente normativa in materia) qualificare le ceneri
come “sottoprodotto” piuttosto che come materiale di “rifiuto”; questa distinzione ha rilevanti
ricadute in quanto escludere l’obbligo di avviare il materiale medesimo allo smaltimento ed offre
nuove possibilità d’impiego.
In sintesi, le potenziali possibilità di recupero sono:
• produzione di conglomerati cementizi;
• utilizzo in cementifici;
• industria dei laterizi e dell’argilla espansa;
• recuperi ambientali.
Particolare interesse si intende però assegnare alla possibilità di procedere ad un recupero e
valorizzazione agronomica delle ceneri, consapevoli che la sottrazione minerale ai campi coltivati
eseguita con l’asporto delle paglie potrebbe essere perfettamente riequilibrata attraverso l’apporto
concimante delle ceneri, tal quali od opportunamente compostate.
Nel novero delle procedure semplificate previste dal D.M. 186/2006, sono proponibili, infatti, due
ulteriori e distinti processi di recupero:
• produzione di compost ;
• produzione di fertilizzanti (purché conformi alla L. 748 del 19 ottobre 1984).
Un ulteriore riferimento normativo per il riutilizzo delle ceneri è il D. Lgs. 220/95 che ha recepito il
Reg. CEE 2092/91 sull’utilizzo di “prodotti per la concimazione e l’ammendamento impiegabili in
agricoltura biologica” il quale indica, tra questi, anche l’uso di cenere di legno vergine.
Dal punto di vista prettamente agronomico, le ceneri possono essere considerate:
• un concime, finalizzato ad apportare al suolo agrario elementi nutritivi utili all’accrescimento
delle piante coltivate e, dunque, favorirne la produzione;
• un correttivo-ammendante, finalizzato ad innalzare la reazione del suolo (pH), in ragione della
presenza di metalli alcalino-terrosi insolubili o poco solubili (quali Ca e Mg) nonché metalli
alcalini solubili (quali Na e K) sotto forma di ossidi, idrossidi e carbonati.
5.2.3 Sezione trattamento e evacuazione fumi
Relativamente agli accorgimenti progettuali e tecnologici per la riduzione e il controllo delle
emissioni, verranno adottati i sistemi e le tecnologie più efficaci ed affidabili oggi disponibili, con i
seguenti obiettivi primari:
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• controllo delle caratteristiche del combustibile perché rientri sempre nei limiti di legge e non
contenga all’origine inquinanti in qualità e quantità superiori a quanto previsto dalla
progettazione dell’impianto;
• controllo della combustione e del suo completo svolgimento (minimizzazione delle emissioni di
CO) anche al fine di sfruttare al massimo il contenuto energetico del combustibile;
• controllo in continuo delle condizioni di combustione e delle condizioni di efficienza delle
sezioni di abbattimento fumi sia in caldaia che al camino; questi controlli sono tra loro connessi,
mediante apposito HW e SW di processo (supervisione dei parametri di funzionamento, gestione
attiva di eventuali allarmi e sicurezze intrinseche) e realizzano il mantenimento delle condizioni
ottimali di funzionamento di tutta la catena combustione;
• elevata capacità di gestire i transitori senza produrre emissioni inquinanti indesiderate e, in ogni
caso, di ridurre a tempi minimi le condizioni di transitorio e di emergenza.
Il sistema di trattamento e abbattimento delle emissioni si basa, essenzialmente su tre diverse
metodiche:
• denitrificazione
• trattamento chimico e fisico dei fumi
• sistemi di rilevazione e monitoraggio al camino
La denitrificazione si basa su di un processo chimico di abbattimento degli ossidi di azoto (NOx)
.attraverso l’iniezione, tramite ugelli, nel flusso gassoso prodotto dalla combustione, di una
soluzione di acqua ed urea.
Il reagente quando entra in contatto con le molecole degli ossidi di azoto, reagisce con loro e le
trasforma in altri composti non inquinanti, garantendo quindi il rispetto dei limiti fissata dalla
norma.
Il trattamento fumi, è del tipo a secco e questo permette di ridurre di molto i consumi idrici della
centrale. I gas di combustione che escono dalla sezione di combustione, sono convogliati ad una
torre di reazione dove sono miscelati con idrossido di calce che reagisce con i composti alogenati
(HCl, HF) e con anidride solforosa, trasformandoli in sali di sodio, cloruri e solfati.
Dopo questo primo trattamento chimico i fumi vengono sottoposti ad un successivo stadio fisico
tramite il passaggio del flusso di aria calda attraverso filtri a maniche appositamente realizzati per
catturare particelle di dimensioni piccolissime. Queste, una volta depositate nelle celle dei filtri,
vengono poi recuperate e raccolte in un sistema di stoccaggio chiuso.
Per garantirne il perfetto funzionamento, i filtri a manica sono monitorati costantemente, specie per
quanto riguarda i parametri di temperatura dei fumi, onde evitare che una elevata temperatura li
renda inefficaci. In quel caso è comunque previsto un sistema di immissione di aria esterna che
abbassa la temperatura dei fumi a valori di normale funzionamento. Inoltre le maniche filtranti sono
periodicamente pulite tramite getti di aria compressa per mantenerle in perfetto stato di efficienza.
Le dotazioni che completano il sistema ambientale della centrale comprendono un sistema di
analizzatore dei fumi per garantire in continuo il monitoraggio ed il controllo delle emissioni al
camino provenienti dal ciclo di combustione.
Il sistema permetterà l’analisi e la rilevazione in continuo dei seguenti parametri:
• Temperatura;
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• Portata volumetrica dell’effluente gassoso;
• Ossigeno di riferimento;
• Polveri totali;
• Monossido di Carbonio (CO);
• Ossidi di Azoto (NOx);
• Sostanze organiche sotto forma di gas e vapori, espresse come Carbonio Organico Totale (COT);
• Biossido di Zolfo (SO2).
Il sistema di monitoraggio in continuo dovrà prevedere il controllo dei microinquinanti come IPA,
metalli, composti inorganici del cloro espressi come acido cloridrico (HCl), composti inorganici del
fluoro espressi come acido fluoridrico (HF), diossine e furani (PCDD + PCDF).
Inoltre, sempre in continuo, il sistema rileverà anche le concentrazioni di Carbonio Organico totale
(COT), importante indicatore della concentrazione totale di sostanze organiche presenti negli
scarichi inquinanti che serve per poter valutare in modo complessivo il carico inquinante e
l’efficacia dei sistemi di abbattimento.
I dati – insieme ad altri parametri funzionali – saranno raccolti da appositi analizzatori e trasmessi
ad una postazione computerizzata presso la sala controllo che in tempo reale elabora i dati per
permettere il controllo del rispetto dei limiti di legge.
Il monitoraggio delle emissioni è basato sulla tecnica FTIR “Fourier Transformed Infrared”.
Con il sistema FTIR è possibile effettuare misure in continuo di HCl, CO, NO, NO2, SO2, H2O,
CO2, O2 e COT. Il camino di emissione sarà dotato di prese di misura posizionate in accordo con
quanto specificatamente indicato dal metodo U.N.I.CHIM. e U.N.I. 10169 e dimensionate in
accordo con quanto indicato dall’ASL. Per quanto riguarda l’accessibilità alle prese di misura,
saranno garantite le norme di sicurezza previste dalla normativa vigente in materia di prevenzione
degli infortuni e igiene del lavoro. I sistemi di abbattimento a presidio delle emissioni saranno
sottoposti a periodica manutenzione, al fine di garantire l’efficienza degli stessi, e prevenire danni
ambientali.
Le misure di concentrazione dei gas molecolari eteronucleari sono effettuate dallo strumento ad
assorbimento Infrarosso a Trasformata di Fourier (FTIR) che garantisce: analisi simultanea dei gas
in maniera omogenea e senza alterazione della loro composizione, elevata sensibilità, adattabilità a
qualsiasi variazione dovuta al mutare delle condizioni del processo o alle richieste legislative.
La misura delle sostanze organiche sotto forma di gas e vapori è effettuata mediante il metodo a
ionizzazione di fiamma (FID). La misura della concentrazione di O2 è effettuata mediante metodo
elettrochimico. La misura delle concentrazione di polveri è effettuata tramite metodo
diffrattometrico, ovvero tramite la misura in-situ della diffrazione ottica. La misura della portata è
effettuata con principio di misura basato sulla pressione differenziale rilevata dalla sonda inserita
per tutto il diametro del camino, la misura della temperatura e della pressione sono effettuate
utilizzando misuratori locali.
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La seguente tabella riporta il confronto tra emissioni garantite dell’impianto con i limiti di legge
richiesti dal R.R. 12/2008 che riprende i limiti del DLgs. 152/2006, Parte III dell'Allegato I alla
parte V, riferiti a impianti fino a 50 MW di potenza termica installata.
I limiti di legge sono sostanzialmente riferiti alla media giornaliera (infatti secondo il DLgs.
152/2006 i valori limite di emissione sopra indicati si considerano rispettati se la valutazione dei
risultati evidenzia che, nelle ore di normale funzionamento, durante un anno civile, nessun valore
medio giornaliero valido supera i pertinenti valori limite di emissione ed il 95% di tutti i valori medi
orari convalidati nell’arco dell’anno non supera il 200% dei pertinenti valori limite di emissione) e a
condizioni di gas secco con tenore di ossigeno di riferimento all’11% di ossigeno.
Inquinante
Dati stimati a monte
del trattamento
Emissioni garantite
dell’impianto
Valori richiesti dal
R.R. 12/2008
Valore medio stimato
(mg/Nm³, secco, 11%
O 2 )
Valore medio
giornaliero (mg/Nm³,
secco, 11% O 2 )
(DLgs. 152/2006,
Parte III dell'Allegato I
alla parte V, impianti
fino a 50 MW di
potenza termica
installata)
(mg/Nm³, secco, 11%
O 2 )
Polveri 2200 10 30
Monossido di carbonio (CO) 100 100 100
Carbonio organico totale
(COT)
10 10
Ossidi di azoto (NO 2 ) 400 200 200
Ammoniaca (NH 3 ) 20
Biossido di zolfo (SO 2 ) 300 100 200
Acido cloridrico (HCl) 400 10 /
Acido fluoridrico (HF) 1 /
Va infine tenuto presente che:
• l’impianto ha caratteristiche di progetto note e consolidate e procedure di emergenza analoghe a
quelle messe a punto in numerose applicazioni simili;
• tutte le apparecchiature essenziali al corretto funzionamento sono coperte da scorta di stand-by o
sono progettate a sezioni ridondanti ed hanno doppia alimentazione di energia;
• l’intero sistema è coperto da SW e HW di controllo in grado di gestire diversi livelli di
preallarme ed allarme e di attivare le procedure correttive prima che si vengano a creare
situazioni che impongano la fermata;
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• l’impianto è sorvegliato a turni continui (24 ore su 24) da personale specializzato di conduzione e
manutenzione;
il sistema di combustione è supervisionato 24 ore su 24, dal conduttore caldaista in turno
5.2.4 Sezione produzione energia elettrica
La produzione di energia elettrica avviene tramite un turbo alternatore alimentato dal vapore
prodotto dalla sezione sopra descritta.
Il sistema della turbina a vapore, è fornito su uno skid compreso di tutti i sottosistemi necessari al
suo corretto funzionamento. In particolare il gruppo comprende:
• prelievo controllato per il degasatore a 3,5 bar (a), per preriscaldatore aria a 7,5 bar (a), per il
preriscaldo condense e a per la produzione di acqua calda a 0,7 bar (a);
• valvole di ammissione con sistema di regolazione della pressione e prelievo a pressione
controllata
• riduttore di velocità, completo di giunto di accoppiamento all’alternatore,
• possibilità di funzionamento in “sliding pressure” con valore minimo di pressione,
• sistema di lubrificazione completo di pompe principali e di emergenza, refrigerante dell’olio, 2
filtri (ridondanza al 100%), serbatoio dell’olio, tubazioni di collegamento, valvole, sfiato olio con
separazione olio/aria, ecc.;
• viradore;
• valvole di ammissione del vapore vivo ad alta pressione complete di accessori;
• valvole di regolazione del vapore vivo complete di accessori;
• filtri temporanei e permanenti sull’arrivo del vapore vivo;
• sistema di regolazione di velocità di tipo elettro-idraulico;
• sistema del vapore di tenuta completo di filtri, valvole e tubazioni;
• dispositivo di scatto per sovra velocità, bassa pressione olio lubrificazione, alta pressione scarico
turbina, spostamento assiale eccessivo dell’albero, blocco a distanza;
• strumentazione per un esercizio sicuro ed affidabile dell’intero sistema incluso il sistema di
rilevazione vibrazioni e temperature metallo dei cuscinetti;
• tubazioni di collegamento;
• controflange, bulloni, guarnizioni per le eventuali estremità flangiate
• piastre di fondazione, spessori di livello e bulloni per il collegamento al basamento ed eventuali
inserti necessari per la posa in opera e per l’allineamento;
• quadro di controllo e regolazione turbina;
• quadro misure e protezioni del generatore completo di sistema di sincronizzazione per gestione
parallelo rete automatico/manuale ed eventuale esercizio in isola;
• coibentazioni di tutte le superfici con temperatura superiore ai 70 °C.
Agritre Pag. 23
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Sarà presente un sistema di by-pass turbina, completo di valvola di riduzione della pressione e di
attemperatore alimentato con l’acqua in mandata dalle pompe di alimento, per lo scarico al
condensatore di tutto il vapore generato dalla caldaia in emergenza su chiusura della valvola di
ammissione di turbina.
5.2.5 Ciclo vapore
5.2.5.1 Condensatore ad aria
Il vapore scaricato dalla turbina, verrà inviato, tramite tubazione di adduzione, al condensatore ad
aria. L’apparato è dimensionato per potere ricevere, in condizioni di emergenza, il vapore dallo
scarico del by-pass della turbina.
Il condensatore ad aria si compone dei seguenti elementi:
• collettore di distribuzione
• fasci tubieri ;
• ventilatori assiali;
• motori elettrici con inverter o a doppia velocità.
A valle del condensatore è installato il serbatoio condense (pozzo caldo) ed il gruppo del vuoto.
Il condensatore ad aria opera mediante la movimentazione di aria ambiente (20 °C).
5.2.5.2 Pozzo caldo
Successivamente al condensatore, il condensato si raccoglie nel pozzo caldo, dal quale le pompe di
estrazione provvedono al rilancio verso il degasatore.
L’accumulatore di condense è dimensionato in modo da consentire la completa separazione dei gas
dal liquido ed accumulare una quantità di condense sufficiente ad assicurare per queste ultime un
tempo di permanenza di almeno 6 minuti alla massima portata di condense prevedibile (ovvero
quando il by-pass di turbina è completamente aperto). Questo garantisce il controllo del livello delle
condense stesse e la corretta alimentazione della pompa di estrazione delle condense. Il condensato
viene estratto dal pozzo caldo da due pompe e inviato al degasatore.
5.2.5.3 Sistema condensato e acqua di alimento
Il sistema acqua alimento comprende il rilancio del condensato, la reintegrazione delle perdite e del
blow-down con acqua demineralizzata, il degasaggio, il preriscaldo attraverso l’economizzatore
della caldaia e infine l’alimentazione al corpo cilindrico della caldaia.
Il sistema acqua alimento è costituito essenzialmente dai componenti descritti nel seguito.
• Due elettropompe di estrazione del condensato, ciascuna dimensionata per il 100% della portata,
per cui una è in servizio e la seconda di riserva, le quali aspirano dal pozzo caldo del
condensatore ed erogano al degasatore;
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• Un Degasatore termofisico a bassa pressione, il quale dovrà anche svolgere la funzione di
accumulo dell’acqua per il generatore di vapore per un tempo sufficiente a fronteggiare un
eventuale black-out dell’impianto. Le caratteristiche dell’acqua degasata devono essere conformi
a quanto prescritto dalla normativa tecnica ed adeguate alle esigenze del generatore di vapore e
comunque tali da mantenere il contenuto di ossigeno al di sotto dei 0,1 ppm.
• Due pompe di alimento della caldaia a biomassa, ciascuna dimensionata al 105% della portata
richiesta dalla caldaia, che aspirano dalla cassa accumulo del degasatore ed erogano la portata
richiesta al corpo cilindrico.
5.2.5.4 Degasatore
Il degasatore sarà sistemato nella boiler house e normalmente verrà alimentato con vapore in bassa
pressione spillato dalla turbina. Sporadicamente il degasatore potrà essere alimentato dalla linea del
vapore in alta pressione, previa depressurizzazione ed attemperamento. Questa condizione si
verifica quando la pressione all’interno del collettore di bassa pressione scende sotto un limite
prefissato (durante il bypass turbina, durante la fase di avviamento, durante il funzionamento a
carichi parziali).
Il degasatore sarà installato nella boiler house a 15 m di altezza e dovrà essere completo di tutti gli
accessori usuali per questo tipo di componente e necessari per il suo corretto funzionamento in tutte
le condizioni operative previste.
In particolare il degasatore sarà costituito dai seguenti componenti
• una torretta degasante (verticale);
• un serbatoio di raccolta acqua degasata (orizzontale);
• i bocchelli flangiati per l’ingresso e l’uscita dei fluidi
• piastre, sottopiastre, piastre di teflon ed antivibranti, bulloni di ancoraggio;
• coibentazione per mantenere una temperatura superficiale del lamierino di rivestimento non
superiore ai 50 °C in corrispondenza di una temperatura dell’aria di 30 °C;
• attacchi per la strumentazione di controllo e regolazione;
• una colonna idrometrica completa degli accessori relativi;
strumentazione e valvolame necessari al funzionamento del sistema;
5.2.5.5 Sistema recupero condense
Questo sottosistema provvede a raccogliere tutte le condense pulite recuperabili dal ciclo termico,
per riadoperare come acqua di supplemento; le condense recuperabili possono giungere
principalmente da:
• Tenute manicotti della turbina a vapore
• Eiettori del vuoto del condensatore
Il sistema include un serbatoio di raccolta delle condense e due pompe di circolazione al 100%,
adatte per il trasferimento delle condense al degasatore con una portata modulata automaticamente
dal regolatore di livello del degasatore stesso.
.
Agritre Pag. 25
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5.2.6 Apparecchiature e strumentazioni elettriche
Gli impianti elettrici verranno realizzati in stretta osservanza delle normative CEI Italiane applicabili
ed attualmente in vigore, con particolare riguardo alle norme CEI 64-8/ 1-2-3-4-5-6-e 7 ( Impianti
elettrici utilizzatori a tensione nominale non superiore a 1000V in corrente alternata e 1500V in
corrente continua ), CEI 81-1 ( Protezione delle strutture contro i fulmini ) e CEI 99 ( Impianti
elettrici di potenza con tensione nominale superiore ad 1KV in corrente alternata ).
Per quanto concerne il collegamento in alta tensione ( 150KV ) alla rete nazionale verranno
rispettate tutte le norme e prescrizioni Terna applicabili.
Il sistema di distribuzione in bassa tensione sarà del tipo TN-S.
5.2.6.1 Tensioni di impianto
I livelli di tensione di stabilimento saranno i seguenti:
• Tensione di consegna a Terna : 150KV,trifase,50HZ , ottenuta mediante due trasformatori
elevatori: il primo, posizionato all’inizio del cavidotto di circa 6 km di collegamento alla
sottostazione TERNA , da 11/30KV,da 27MVA ; il secondo, ubicato in sottostazione TERNA,
Candela 2, in località Piano D’Isca, da 30/150KV,25MVA.
• Tensione di generazione con turbogeneratore e distribuzione MT interna : 11KV,trifase,50HZ
• Tensione di distribuzione BT per utenze di elevata potenza unitaria , con azionamenti ad inverter
: 690V,trifase,50HZ, ottenuta tramite due trasformatori riduttori 11/0,69KV, da 2 MVA cadauno,
collegabili in parallelo. Detti trasformatori saranno costruiti in modo da minimizzare gli effetti
delle armoniche generate dagli azionamenti a tiristori sulla rete.
• Tensione di distribuzione BT per utenze forza, piccola forza ed illuminazione : 400V-
230V,trifase + neutro, 50HZ , ottenuta tramite due trasformatori riduttori 11/0,4-0,23KV,
trifase/trifase + neutro, da 2 MVA cadauno, collegabili in parallelo. La tensione di 230V sarà
impiegata per alcune utenze minori di piccola taglia, per i circuiti di illuminazione ed i circuiti
prese.
• Tensioni 24V continua e 48V continua per i servizi di sicurezza di stabilimento e di centrale.
• Tensione 110V alternata,50HZ, da UPS, per strumentazione e sistemi di controllo.
5.2.6.2 Utenze elettriche
Le utenze elettriche sono indicate, ciascuna con la propria potenza nominale di primo
dimensionamento , negli allegati schemi unifilari generali.
La potenza totale installata in BT è di circa 5.900KW, con potenza complessiva assorbita in
esercizio di circa 2.000KW ; con i dovuti margini di sicurezza sono stati quindi previsti , per le due
tensioni di distribuzione BT, 690Vca e 400-230Vca, due coppie di trasformatori, tra loro identici e
parallelabili, da 2MVA cadauno.
5.2.6.3 Distribuzione di media tensione
Il turbogeneratore, la cui potenza nominale è di 31,9MVA, produce energia alla tensione di
11KV,50HZ,trifase ; a questa stessa tensione è stata quindi prevista la distribuzione primaria in MT
dello stabilimento ; verrà quindi fornito in opera un quadro generale MT 11KV, denominato QMT
01, di tipo blindato, modulare, composto , in linea di massima , dalle seguenti sezioni:
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• Scomparto di arrivo linea dal generatore, incorporante :
− Interruttore MT di protezione del generatore;
− Misure di energia in uscita dal generatore ( produzione lorda richiesta da UTIF )
− Gruppi di misura con riduttori di tensione e corrente, a monte ed a valle dell’interruttore, e
quanto necessario alla sincronizzazione del medesimo con la rete ed al suo parallelo con la
stessa.
• N° 2 due scomparti identici, ciascuno equipaggiato con interruttore MT di idonee caratteristiche,
riduttori di misura di tensione e corrente, circuiti di protezione e quant’altro necessario per la
corretta protezione dei due trasformatori 11.000/690V,trifase,50HZ di alimentazione del quadro
utenze a 690Vca.
• N° 2 due scomparti identici, ciascuno equipaggiato con interruttore MT di idonee caratteristiche,
riduttori di misura di tensione e corrente, circuiti di protezione e quant’altro necessario per la
corretta protezione dei due trasformatori 11.000/400-230V,trifase,50HZ di alimentazione del
quadro utenze a 400-230Vca.
• N° 1 scomparto di alimentazione del primario del trasformatore elevatore
11/30KV,50HZ,trifase, da 27MVA; lo scomparto è equipaggiato con idoneo interruttore
automatico MT, e dei riduttori di misura amperometrici e voltmetrici, e dei dispositivi e
apparecchiature per il parallelo della rete con il quadro 11KV, al ripristino delle condizioni (
dopo un’anomalia della rete ) che permettono di passare dal funzionamento in isola dell’impianto
al suo collegamento alla rete Terna.
Tutti i componenti di misura e controllo saranno alimentati da una fonte di energia soccorsa da
batterie a 48Vcc di adeguate caratteristiche.
5.2.6.4 Sottostazione elettrica di alta tensione di collegamento alla rete nazionale
La sottostazione di alta tensione,ubicata nella sottostazione Candela 2 in località Piano D’Isca, sarà
costituita da un trasformatore 30/150KV,trifase,50HZ,triangolo/stella , in olio , con raffreddamento
ONAN, di potenza nominale di 25MVA; il trasformatore è completo di regolazione di tensione
secondaria , azionata da idoneo motore elettrico.
A monte e valle del trasformatore sono previsti gli opportuni scaricatori di sovratensione.
A valle del trasformatore , in conformità delle prescrizioni Terna, sarà realizzato uno stallo
completo, includente:
• barre isolate in aria
• interruttore tripolare tipo SF6 ( 152T2 ), completo dei sezionatori 189TB1 e 189TB2 a monte ed
a valle.
• riduttori di misura voltmetrici (TV)
• riduttori di misura amperometrici (TA)
• scaricatori di sovratensioni e filtri.
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Nel locale di misura verranno istallati i relé di protezione della linea HV sino alla stazione Terna di
interconnessione; le misure fiscali dell’energia ceduta alla rete ; il gruppo 48Vcc di soccorso per gli
ausiliari di sottostazione.
Il collegamento alla rete Terna è definito nella STMG ( Specifica Tecnica Minima Generale )
emessa da Terna stessa.
5.2.6.5 Distribuzione di bassa tensione a 690vca,400vca e 230vca.
La distribuzione alle utenze di bassa tensione ( 690Vca,400e 230Vca ) è realizzata a mezzo di
opportuni quadri power center-motor control center (PMCC) dedicati ; si vedano i due schemi
unifilari generali per la relativa composizione .
Caratteristica comune a tutti i PMCC è quella di essere suddivisi in due barramenti, uniti da idoneo
congiuntore sbarre, con distribuzione simmetrica delle utenze multiple sulle due sezioni; ciascun
semibarramento riceve alimentazione da uno dei due trasformatori dedicati; in tal modo è garantita
la massima flessibilità di funzionamento anche i occasione di potenziali guasti di una o più
apparecchiature.
5.2.6.6 Gruppo elettrogeno di emergenza
E’ prevista la fornitura ed istallazione in opera di un gruppo elettrogeno di emergenza, di opportuna
potenza ( stimata al momento in un massimo di 600KW ) , che produce energia alla tensione di
690Vca,trifase, 50HZ, ed è in grado di alimentare, tramite opportuno quadro di distribuzione ad esso
dedicato , le seguenti utenze :
• Sistema di raffreddamento in ciclo chiuso.
• Pompe di lubrificazione della turbina
• Viradore
• Ventilatori di caldaia
• Pompe antincendio
• Illuminazione di emergenza
• Carica batterie
• Sistema UPS
Il gruppo , raffreddato ad aria, sarà contenuto in un container da 20” ( munito di radiatore ad una
estremità ) e verrà alimentato da opportuna cassa di deposito combustibile della capacità di circa
3mc, sufficienti ad alimentare per circa 24 ore il gruppo alla piena potenza.
5.2.7 Sistemi Ausiliari
Tutti i processi ausiliari connessi al funzionamento dell’impianto, in particolare agli impianti di
demineralizzazione, compressori ad aria, trattamento acque, ventilazione e condizionamento,
antincendio vengono controllati localmente da dispositivi dedicati, tipo PLC, interfacciati a loro
volta con il DCS e monitorati nella sala controllo centralizzata delle stazioni operative. Per le
descrizioni dei sistemi non riportate nei paragrafi successivi, si faccia riferimento ai calcoli
preliminari e al disciplinare tecnico prestazionale.
Agritre Pag. 28
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5.2.7.1 Sistema di raffreddamento in ciclo chiuso dei componenti ausiliari
Il sistema di raffreddamento in ciclo chiuso è a servizio dei sistemi ausiliari dei componenti
principali costituenti la centrale, quali principalmente:
• Circuito di raffreddamento olio di lubrificazione turbina
• Circuito di raffreddamento dell’alternatore della turbina
• Circuito di raffreddamento pompe alimento
Il sistema di raffreddamento previsto è a ciclo chiuso con acqua di demi opportunamente trattata;
essa transita all’interno dei fasci tubieri degli scambiatori cedendo a loro volta il calore ad uno
scambiatore ad acqua.
Il sistema è così composto:
• n. 1 vaso di espansione;
• n. 2 pompe di circolazione (una in funzione, l’altra in stand-by);
• n. 1 aerotermo per raffreddamento
5.2.7.2 Sistema di produzione e distribuzione acqua demi
Il sistema consente di produrre e garantire un accumulo di acqua demineralizzata ed assicurare un
reintegro continuo, del circuito vapore/condensato e altri ausiliari, con acqua di qualità adeguata alle
necessità dei diversi sottosistemi. La centrale, infatti, presenta un consumo continuo di acqua
demineralizzata dovuto alla necessità di compensare gli spurghi e le perdite del ciclo termico
durante il regolare funzionamento; tali portate sono dovute essenzialmente ai seguenti consumi:
• reintegro della portata di blow-down della caldaia a biomassa;
• reintegro del vapore utilizzato per il soffiaggio in caldaia;
• reintegro acqua per dosaggio condizionamenti chimici;
• reintegro acqua per diluizione urea
• perdite sporadiche di acqua o vapore per utilizzi minori.
È quindi necessario disporre di un’adeguata riserva di acqua demineralizzata per assicurare il
riempimento delle apparecchiature del ciclo sia in fase di primo avviamento, sia in seguito a
manutenzioni significative su apparecchiature che ne richiedano il drenaggio.
5.2.7.3 Sistema di produzione e distribuzione aria compressa
Il sistema ha lo scopo di produrre aria compressa, per servizi e per strumenti, distribuendola alle
varie utenze della centrale alle condizioni standard di 7 bar.
Il sistema comprende due compressori ad elevata efficienza, uno in servizio ed uno di riserva,
completi di filtri in aspirazione e di scambiatori raffreddati con l’acqua del sistema di
raffreddamento.
L’aria strumenti subisce un ulteriore trattamento di essiccazione e di postfiltrazione prima di essere
immagazzinata in un polmone di adeguate capacità.
Agritre Pag. 29
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Il sistema è ubicato al chiuso in locale apposito.
5.2.7.4 Sistema trattamento acque reflue
Il sistema di trattamento delle acque reflue tratta le seguenti categorie di reflui:
Acque meteoriche:
le acque provenienti dalle precipitazioni atmosferiche vengono raccolte tramite l’apposita rete
attraverso i tombini posizionati su tutta la superficie dell’impianto. Si presta particolare attenzione
alle “acque di prima pioggia” (definite come le prime acque meteoriche che precipitano fino ad
un’altezza di 5mm su tutta la superficie non drenante d’impianto, contenenti olio e possibili
inquinanti), le quali raccolte separatamente subiscono un processo di disoleazione, quindi inviate
alla vasca di neutralizzazione e successivamente nel recapito finale. Le “acque di seconda pioggia”
possono essere inviate sia al sistema di filtrazione a sabbia e al recapito finale.
Acque nere:
le acque nere, provenienti dagli scarichi civili di uso sanitario sono convogliate nella rete interrata
dedicata, e inviate ad un sistema di trattamento biologico con vasca tipo Imhof. L’acqua trattata
viene successivamente inviata alla rete di sub irrigazione.
Scarichi di processo:
gli scarichi di processo derivanti da spurghi di apparecchiature e linee, drenaggi, condense e
lavaggio o svuotamento di parti di impianto, possono contenere additivi chimici e avere pH non
neutro. Raccolti attraverso tombini e ghiotte posizionate ove necessario, gli scarichi di processo
sono inviati alla vasca di neutralizzazione e quindi sedimentati. Le acque trattate sono
successivamente inviate alla rete di sub irrigazione.
Le caratteristiche delle acque trattate, avviate alla sub-irrigazione sono compatibili con quanto
previsto dalla normativa (Tabella 3 dell’Allegato 5 alla Parte 3 del D.Lgs. n.152 del 3/4/2006).
5.2.8 Opere civili e infrastrutture di impianto
All’interno dell’area destinata ad ospitare la centrale sono previsti gli edifici principali, costituiti
dall’edificio stoccaggio e movimentazione della paglia, dall’edificio stoccaggio e movimentazione
cippato, dalla sala macchine, dove trovano alloggio le apparecchiature e tutto quanto è a corredo del
ciclo vapore, la sala di controllo e la sala quadri, dall’edificio servizi ausiliari, dall’edificio
magazzino/officina /spogliatoi e dall’edificio produzione acqua calda.
Gli edifici sono previsti su fondazioni dirette. Sono previste fondazioni su palo per le
apparecchiature principali quali la turbina, la caldaia, gli accessori caldaia, la linea trattamento fumi,
il camino.
Le opere civili da realizzare sono di seguito riepilogate:
• Fabbricato scarico e stoccaggio biomassa;
• Fondazioni caldaia, accessori caldaia e trattamento fumi;
• Fondazioni camino;
• Fabbricato controllo ed uffici: quadri elettrici;
• Fabbricato officina e magazzino;
Agritre Pag. 30
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• Fabbricato ausiliari di centrale (demi, compressori, locale pompe ed antincendio);
• Fabbricato impianti (turbina, condensatore e sistemi di centrale);
• Fabbricato impianti produzione acqua calda;
• Fondazioni apparecchiature sottostazione;
• Fondazioni apparecchiature e serbatoi;
• Vasche interrate;
• Cunicoli, fognature, linee interrate e raccolta acque meteoriche;
• Fabbricato portineria, mensa e spogliatoi ;
• Cavidotto di collegamento;
• Strade, piazzali, cigli, cordoli, marciapiedi;
• Recinzione;
Di seguito si fornisce una breve descrizione degli edifici
5.2.8.1 Edificio movimentazione biomassa
L’edificio in oggetto è un fabbricato di tipo industriale di dimensioni in pianta pari a 24.20 m x
84.70 m. L’edificio è ad un unico piano con un’altezza massima di colmo pari a 11.75 m.
La struttura costituente l’Edificio movimentazione biomassa è realizzata in acciaio. Gli elementi
verticali sono realizzati con profili tipo HEB600. Le vie di corsa per il carro ponte sono realizzati
con i profili IPE500. Le travi di bordo sono realizzati con profili IPE600. Le travature principali, di
luce pari a 12.10 m, sono realizzati con profili HEB650. L’orizzontamento di copertura poggia sugli
arcarecci posti ad interasse di 1.28 m. Gli arcarecci, realizzati con profili HEB240 di varia luce (8.00
m, 7.20 m, 5.50 m), si appoggiano su un sistema di travature principali.
La resistenza nei confronti delle azioni orizzontali è garantita attraverso la controventatura di parete
realizzata con profili HEB200 e la controventatura di copertura costituita da profili angolari 80x10
accoppiati e posti a distanza di 2 cm.
I tamponamenti e l’orizzontamento di copertura sono realizzati con pannelli in lamiera grecata
coibentata.
5.2.8.2 Sala macchina-quadri elettrici, sala controllo, uffici
L’edificio in oggetto è un fabbricato di tipo industriale di dimensioni in pianta pari a 24.20 m x
37.50 m. Il corpo principale dell’edificio con la sala macchina (Edificio N.6) è ad un unico piano
con un’altezza massima di colmo pari a 12.30. Il corpo secondario che contiene sala controllo, sala
quadri ed altri locali (Edificio N.7) ha due piani e si sviluppa in altezza fino alla quota di 9.20 m.
La struttura costituente l’Edificio sala macchina è realizzata in acciaio. Gli elementi verticali della
sala macchina sono realizzati con profili tipo HEB600. Gli elementi verticali del corpo contenente la
sala controllo, la sala quadri sono invece realizzati con profili tipo HEB400. Le vie di corsa per il
carro ponte sono realizzati con i profili IPE600. Le travature principali sopra la sala macchina, di
luce pari a 18.50 m, sono realizzati con profili HEB900x391. Le travature principali sopra la sala
controllo, di luce pari a 8.50 m, sono realizzati con profili IPE450. Le travature principali sopra la
sala quadri, di luce pari a 8.50 m, sono realizzati con profili IPE330. Gli arcarecci, realizzati con
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profili HEB240 di varia luce (8.00 m, 7.00 m), si appoggiano con il passo pari a 1.28 m su un
sistema di travature principali.
La resistenza nei confronti delle azioni orizzontali è garantita attraverso la controventatura di parete
realizzata con profili HEB200 e la controventatura di copertura costituita da profili angolari 80x10
accoppiati e posti a distanza di 2 cm.
I tamponamenti e l’orizzontamento di copertura sono realizzati con pannelli in lamiera grecata
coibentata.
5.2.8.3 Edificio– servizi ausiliari
L’edificio in oggetto è un fabbricato di tipo industriale di dimensioni in pianta pari a 15.00 m x
19.50 m. L’edificio è ad un unico piano con un’altezza massima pari a 6.05 m.
La struttura portante di questo edificio è realizzata in elementi in c.a. sia per quanto riguarda gli
elementi verticali che per gli orizzontamenti. I solai sono realizzati con travi in c.a. e con la soletta
in laterocemento. Gli elementi portanti verticali sono disposti lungo la direzione longitudinale in
quattro file con il passo 6.00 m (due campate) e 7.50 m (una campata) e lungo la direzione
trasversale in quattro file con il passo 5 m. Le travi principali a sostegno del solaio hanno forma
rettangolare. Esse hanno altezza pari a 70 cm, larghezza pari a 50 cm. I pilastri hanno sezione
quadrata 55 cm x 55 cm. La soletta in laterocemento ha spessore pari a 23 cm compresa la soletta di
spessore pari a 5 cm.
5.2.8.4 Edificio magazzino/officina/spogliatoi
L’edificio in oggetto è un fabbricato di tipo industriale di dimensioni in pianta pari a 14.40 m x
26.10 m. Il corpo principale dell’edificio con l’officina è ad un unico piano con un’altezza massima
di colmo pari a 9.50. Il corpo secondario che contiene magazzino, spogliatoi ed altri locali è
anch’esso ad un unico piano e si sviluppa in altezza fino alla quota di 5.20 m.
La struttura costituente l’Edificio N.8 è realizzata in acciaio. Gli elementi verticali sono realizzati
con profili tipo HEB550. Le vie di corsa per il carro ponte sono realizzati con i profili IPE600. Le
travature reticolari principali, di luce pari a 14.4 m, hanno altezza pari ad 1.70 m ed i profili che la
costituiscono sono dati da due profili angolari 100x100x12 accoppiati e posti a distanza di 2 cm. Gli
arcarecci, realizzati con profili IPE180 di luce pari a 5.50 m, si appoggiano con il passo pari a 1.20
m su un sistema di travature principali.
La resistenza nei confronti delle azioni orizzontali è garantita attraverso la controventatura di parete
realizzata con profili HEB200 e la controventatura di copertura costituita da profili angolari 80x10
accoppiati e posti a distanza di 2 cm.
I tamponamenti e l’orizzontamento di copertura sono realizzati con pannelli in lamiera grecata
coibentata.
5.2.8.5 Edificio produzione acqua calda
L’edificio in oggetto è un fabbricato di tipo industriale di dimensioni in pianta pari a 7.50 m x 20.00
m. L’edificio è ad un unico piano con un’altezza massima pari a 6.05 m.
La struttura portante di questo edificio è realizzata in elementi in c.a. sia per quanto riguarda gli
elementi verticali che per gli orizzontamenti. I solai sono realizzati con travi in c.a. e con la soletta
in laterocemento. Gli elementi portanti verticali sono disposti lungo la direzione longitudinale in
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quattro file con il passo 5.00 m e lungo la direzione trasversale in due file con il passo 7.50 m. Le
travi principali a sostegno del solaio hanno forma rettangolare. Esse hanno altezza pari a 70 cm,
larghezza pari a 50 cm. I pilastri hanno sezione quadrata 55 cm x 55 cm. La soletta in laterocemento
ha spessore pari a 23 cm compresa la soletta di spessore pari a 5 cm.
5.2.8.6 Edificio stoccaggio cippato
L’edificio in oggetto è un fabbricato di tipo industriale di dimensioni in pianta pari a 15.00 m x
21.00 m. L’edificio è ad un unico piano con un’altezza massima pari a 6.50 m.
La struttura portante di questo edificio è realizzata in elementi prefabbricati in c.a. ed in c.a.p. La
copertura è realizzata con i tegoli binervati TT di altezza pari a 60 cm, di larghezza pari a 149 cm,
con la soletta superiore di spessore pari a 5 cm. I tegoli poggiano internamente sulle travi a “T”
rovescio ed esternamente sulle travi a “L”. Le travi a “T” rovescio hanno l’anima alta 100 cm e lo
spessore pari a 40 cm. La suola ha l’altezza pari a 28 cm e sporge di 20 cm. Le travi a “L” hanno
l’anima alta 100 cm e lo spessore pari a 50 cm. La suola ha l’altezza pari a 28 cm e sporge di 20 cm.
I pilastri hanno la sezione quadrata 55 x 55 cm.
6 LA FILIERA AGRICOLA PER L’APPROVVIGIONAMENTO
DELLE BIOMASSE
6.1 CARATTERISTICHE DELLE PAGLIE AI FINI DELLA RACCOLTA E DEL
LORO IMPIEGO ENERGETICO
I residui colturali pagliosi rappresentano una fonte energetica di notevole entità nel nostro territorio
e di facile accessibilità; occorre, però, considerare alcune specifiche criticità connesse al loro
impiego ai fini energetici; in particolare:
• la bassa produttività per unità di superficie;
• il limitato periodo di tempo a disposizione per la raccolta;
• la sussistenza di consolidati impieghi alternativi d’utilizzo;
• la peculiare composizione chimica del combustibile.
Le quantità areiche di paglie, essendo relativamente modeste, possono causare notevole aggravio
alle procedure di raccolta e comprometterne la convenienza economica; analogamente, il basso peso
specifico del materiale (dunque il suo notevole ingombro) determinano una maggiore incidenza dei
costi unitari di trasporto.
La fase del trasporto è dunque fattore nevralgico dell’intera organizzazione logistica della filiera,
unitamente alla razionale ed efficiente meccanizzazione del cantiere che sovraintende alla raccolta
ed imballatura delle paglie.
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Per il complesso delle difficoltà precedentemente enunciate (scarsa concentrazione territoriale ed
elevati costi logistici connessi alla raccolta ed al trasporto della biomassa), unitamente alla necessità
impiantistica di provvedere all’installazione delle più raffinate ed efficienti tecnologie di trattamento
dei fumi e d’intercettazione di composti emissivi potenzialmente inquinanti, nonché in
considerazione dell’esigenza di far valere l’effetto di rilevanti economie di scala (sia nella
realizzazione dell’investimento che nella sua successiva gestione), è possibile affermare che la più
efficiente filiera agro-energetica (sul fronte tecnico, ambientale ed economico) incentrata
sull’impiego delle paglie è quella che ricorre ad impianti di potenza elettrica almeno superiore ai 20
MW.
6.2 QUANTITATIVI DI PAGLIA ED AMPIEZZA DEL BACINO DI
APPROVVIGIONAMENTO
Al fine di approvvigionare integralmente l’impianto in progetto è necessario disporre di una quantità
di paglie allo stato secco pari a 134 mila tonnellate all’anno, ciò che corrisponde ad un ammontare
di paglie pari a circa 160 mila tonnellate all’anno, considerando un tenore in umidità pari al 15%.
Con riferimento ai nostri ambienti cerealicoli meridionali, il valore della disponibilità areica di
paglie è pari a circa 1,22 t ha-1 a-1 di biomassa secca, corrispondente a circa 1,44 t ha-1 a-1 di
biomassa tal quale alla raccolta (15% di umidità). Occorre riferire che il valore areico così
determinato può ritenersi altamente conservativo e prudenziale; tale atteggiamento è dettato da
ragioni sia agronomiche che ambientali; esse suggeriscono di adottare tassi di prelievo annui di
sostanza organica equilibrati e tecnicamente razionali. Dal punto di vista meramente
imprenditoriale, l’adozione di un criterio di prelievo delle risorse assai più vincolante costringe ad
una più complessa organizzazione logistica e ad un aggravio dei costi. E’ però ferma convinzione
del gruppo AGRITRE garantire modalità di prelievo ispirate alla massima compatibilità ambientale
a garanzia della sostenibilità dell’impiego delle risorse.
Ne consegue che, l’estensione complessiva della superficie coltivata a cereali sufficiente
all’approvvigionamento dell’impianto è pari a circa 110.000 ettari.
Un primo approccio finalizzato alla stima dell’estensione territoriale del bacino di
approvvigionamento considera: pari 0,80 l’incidenza della superficie agricola totale rispetto alla
superficie territoriale; pari a 0,62 l’incidenza della superficie cerealicola rispetto alla superficie
agricola totale; pari a 0,88 l’incidenza relativa all’accessibilità tecnica delle superfici cerealicole ai
fini di un agevole espletamento delle procedure di raccolta e trasporto delle paglie. I coefficienti
appena riferiti sono derivati sperimentalmente e debbono considerarsi come valore medio
territoriale. Da ciò consegue che la superficie complessiva del bacino di approvvigionamento può
avere un’estensione minima di 2.500 e massima di 5.000 km quadrati; ciò corrisponde ad un raggio
teorico territoriale della lunghezza compresa fra 28 e 40 km, in rapporto al grado di adesione
all’accordo di filiera da parte degli agricoltori che gestiscono le superfici cerealicole (ipotizzato
variabile dal 100 al 50%),
Un secondo approccio di stima si è invece riferito ai dati del V Censimento dell’Agricoltura
(ISTAT, 2000) ed identifica otto diversi ma limitrofi ambiti territoriali in rapporto ai quali
determinare le disponibilità reali di biomasse pagliose. Il territorio coinvolto nell’analisi è tutto
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racchiuso entro una circonferenza di raggio ideale pari a 50 km, incentrata nel punto di teorica
ubicazione dell’impianto.
La disponibilità potenziale complessiva di paglie è poco superiore alle 440 mila tonnellate annue,
prelevate da una superficie cerealicola totale poco più estesa dei 362 mila ettari, questi ultimi
dislocati nell’ambito di una superficie territoriale di circa 7.400 km quadrati.
E’ possibile valutare che il territorio così considerato manifesta una disponibilità potenziale di
paglie più che tripla e quasi tre volte e mezzo superiore a quella strettamente necessaria al
rifornimento annuo dell’impianto. In particolare, la potenza elettrica teoricamente installabile è
superiore agli 82 MW rispetto ai 25 MW lordi strettamente richiesti dall’impianto.
Questa condizione di eccedenza è ovviamente intenzionale in quanto deve tener conto del
complesso dei fattori riduttivi o di decurtazione che attengono all’accessibilità delle superfici
cerealicole oltre che al grado di adesione degli imprenditori agricoli all’accordo di filiera.
Più nel dettaglio, con riferimento ai diversi distretti geografico-territoriali, è possibile evidenziare
quanto segue: l’area dei Monti Dauni meridionali è quella che manifesta le disponibilità potenziali
più elevate di paglia (non a caso l’area in cui si colloca il comune di S. Agata di Puglia); si perviene,
infatti, ad una potenza elettrica installabile di circa 18,8 MW. La densità energetica territoriale
media è pari a 32,8 tep km-2. I comuni di Sant’Agata, Anzano di Puglia e Deliceto sono quelli che
manifestano i valori più elevati di densità energetica (compresa fra 39,5 e 40,7 tep km-2); il
Tavoliere centrale consentirebbe l’installazione di una potenza elettrica di ulteriori 15,7 MW.
Foggia è il comune che su scala provinciale evidenzia la più alta produzione potenziale di paglia e,
quindi, di energia (17 ktep all’anno); al gruppo dei comuni afferenti alla Provincia di Potenza (quelli
più vicini all’impianto) ed al Tavoliere settentrionale, corrisponderebbero, rispettivamente, 11,9 ed
11,5 MW di potenza elettrica installabile; il Tavoliere meridionale ed i Monti Daini settentrionali
manifestano valori pari rispettivamente a 8,4 e 7,8 MW di potenza elettrica teoricamente
installabile; in coda alla graduatoria i distretti della Provincia di Avellino e della Provincia B.A.T.,
nei quali sarebbe possibile procedere, rispettivamente, all’installazione di 5,1 e 3,2 MW di potenza
elettrica.
Solo considerando l’area geografica dei Monti Dauni meridionali, area in cui insiste il territorio del
comune di S. Agata di Puglia, è possibile valutare una disponibilità potenziale di paglie tale da
soddisfare fino al 75% il quantitativo di biomasse annualmente necessario per alimentare l’impianto.
In alternativa, sempre con riferimento al medesimo bacino potenziale di approvvigionamento,
volendo valutare il contributo in paglie ascrivibile esclusivamente alle aree pianeggianti, si perviene
ad una potenza elettrica teoricamente installabile pari a circa 39 MW a raffronto dei 25 MW lordi in
progetto. Quanto appena espresso vuole significare che le aziende cerealicole così identificate, ossia
quelle logisticamente più idonee all’acquisizione delle paglie, sarebbero largamente sufficienti a
garantire un adeguato approvvigionamento di biomasse all’impianto.
Tale condizione appare pertanto assai favorevole e pone l’organizzazione logistica in condizioni di
sicurezza e garanzia quantitativa di approvvigionamento, con ampi margini di recupero di ulteriori
quantità di biomassa.
A completamento delle valutazioni precedenti, si è proceduto ad espletare un terzo e più preciso
approccio d’analisi il quale, impiegando carte digitalizzate d’uso (o copertura) del suolo, adotta la
tecnologia GIS (Geographical Information System). In questo modo si è potuto determinare il reale
dimensionamento del bacino di approvvigionamento delle paglie e la sua effettiva dislocazione
territoriale.
Attraverso l’impiego di tale tecnologia è stato possibile valutare quanto segue:
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• Il territorio del comune di S. Agata (unitamente ai pochi comuni limitrofi) si colloca
nell’area baricentrica più idonea all’approvvigionamento delle paglie, lì dove si registrano le
più elevate densità territoriali del residuo colturale. Le ulteriori e limitate aree teoricamente
idonee hanno, invece, una collocazione troppo periferica rispetto alla zona geografica di
riferimento, rappresentata dalla Capitanata.
• A motivo della diffusa coltivazione cerealicola, le densità territoriali di paglie risultano
particolarmente elevate; pertanto, l’estensione complessiva del bacino di raccolta risulta
relativamente contenuta, in rapporto alla potenza di generazione elettrica dell’impianto,
comunque assai più ridotta rispetto al valore limite indicato dalla normativa nazionale e
regionale a riguardo (che stabilisce un raggio massimo pari a 70 km). Infatti, nel caso in cui
si procedesse all’integrale acquisizione del quantitativo di paglie necessarie ad alimentare
l’impianto, il raggio massimo dell’area effettiva di approvvigionamento sarebbe pari a poco
meno di 36 km; tale raggio aumenterebbe a 43 e 51 km nella condizione in cui,
rispettivamente, solo il 70 od il 50% delle superfici cerealicole territoriali fossero di fatto
impiegate ai fini dell’approvvigionamento.
• E’ possibile affermare che il 40% delle biomasse necessarie all’esercizio dell’impianto può
essere reperito entro una distanza dal suo sito di localizzazione compresa fra i 25 ed i 32
km, a seconda del grado di effettiva utilizzazione delle superfici cerealicole disponibili.
Da quanto fin qui espresso, consegue che l’approvvigionamento di biomasse necessarie ad
alimentare l’impianto, integralmente o parzialmente, può essere soddisfatto secondo modalità
largamente conformi alle condizioni di “filiera corta”, ossia quella filiera che attinge le proprie
necessità di combustibile in un ambito territoriale strettamente e rigorosamente locale, mai superiore
ai 70 km di distanza.
6.3 DIFFERENTI IPOTESI DI APPROVVIGIONAMENTO INTEGRATIVO
Alla favorevole condizione di approvvigionamento appena riferita per le paglie, è possibile
considerare l’aggiunta di ulteriori ed ampie disponibilità di altre tipologie di biomasse (siano esse di
scarto o da colture dedicate), sempre di natura ligno-cellulosica e pertanto omogenee per qualità
combustibili alle paglie.
Con riferimento alle disponibilità dei residui di potatura di alcune diffuse coltivazioni arboree
(oliveti e vigneti), è possibile procedere alle stime seguenti. Nell’area geografica del Tavoliere
meridionale, si renderebbero potenzialmente utilizzabili quantitativi di frasche e sarmenti tali da
consentire l’istallazione di ulteriori 16 MWe; analogamente, con riferimento all’area del Tavoliere
settentrionale, le biomasse residuali ottenute dagli scarti di potatura delle colture arboree
consentirebbero di attivare, almeno in linea potenziale, potenze elettriche per ulteriori 11 MWe
circa. Complessivamente, la provincia di Foggia, valutando la disponibilità degli scarti di potatura di
vigneti ed oliveti, potrebbe consentire l’attivazione di impianti per circa 43 MWe.
Sarebbe anche possibile, nonché auspicabile, orientarsi verso la coltivazione di specie agrarie
espressamente destinate alla produzione di biomassa per l’energia (quali erbai autunno-vernini e
colture estive come sorgo e girasole). Se questa innovazione colturale venisse anche accompagnata
dall’adozione di alcune pratiche agronomiche a carattere “conservativo”, con particolare riferimento
alla lavorazione del suolo, si avrebbe l’occasione di predisporre un “pacchetto” tecnologico
completo, in grado di perseguire una pluralità di benefici obiettivi:
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• incrementare la fertilità dei suoli agrari attraverso l’inserimento di una coltura “da rinnovo”
e l’adozione di una più razionale tecnica agronomica;
• favorire un aumento del contenuto in sostanza organica ed il sequestro del carbonio nel
suolo, al fine di contribuire alla mitigazione del cambiamento climatico;
• diversificare l’attività produttiva e rendere più dinamica l’organizzazione aziendale;
• aumentare in modo rilevante la produzione aziendale delle biomasse;
• contribuire, tramite la produzione di energia da fonte rinnovabile, alla sostituzione di
energia di origine fossile;
• favorire un incremento dei ricavi aziendali.
L’applicazione di uno schema di avvicendamento colturale che veda l’inserimento di una coltura da
rinnovo un anno su tre (triticale o sorgo, a solo titolo d’esempio) consentirebbe un drastico
contenimento della superficie agricola asservita all’approvvigionamento dell’impianto a circa 31
mila ettari (contrazione al 28,8 %) nel caso del triticale ed a soli 21 mila ettari nel caso del sorgo
(contrazione al 19,1 %).
6.4 LOGISTICA DELLE OPERAZIONI DI RACCOLTA E TRASPORTO
DELLE PAGLIE E RELATIVI COSTI
In previsione della raccolta, le paglie vengono lasciate in andane dalla mietitrebbiatrice e,
successivamente, confezionate in balle. Il periodo utile per tale operazione è di 15-45 giorni dopo la
raccolta della granella, in funzione del periodo di mieti-trebbiatura. Un efficiente utilizzo energetico
di questi materiali residuali deve prevedere una sequenza di operazioni logistiche fondamentalmente
identificabili in: raccolta, addensamento ed imballatura, trasporto e stoccaggio del prodotto
combustibile così ottenuto fino alla suo finale impiego energetico.
La modalità d’imballatura più idonea è quella che porta al confezionamento di grosse balle a forma
di parallelepipedo (“balloni”), ad alta densità. Le dimensioni più frequentemente adottate nell’area
oggetto di studio sono: 0,85 x 1,20 x 2 m, per cui il volume è di circa 2 m3, il peso intorno ai 400
kg, la densità approssimativamente pari a 200 kg m-3. Le balle parallelepipede giganti hanno,
quindi, una elevata massa volumica e la loro forma si presta al trasporto ed allo stoccaggio.
Per il trasporto su strada vengono normalmente utilizzati autotreni ed autoarticolati ed il costo
unitario del trasporto è strettamente correlato alla distanza da percorrere, al volume
complessivamente disponibile per il carico, alla massa volumica del materiale oggetto di
trasferimento nonché alla forma ed alle dimensioni in cui quest’ultimo viene confezionato. Nel
presente studio si considera di destinare al trasporto delle paglie un autotreno con rimorchio
ribassato avente un volume utile di carico pari a 122 m3. I 56 “balloni” complessivamente
dislocabili sull’autorimorchio, avendo ciascuno un peso di 400 kg, consentono il trasporto di un
peso totale di paglia pari a 22,4 t; è questo, pertanto, il quantitativo trasportabile ad ogni viaggio di
andata e ritorno.
Il traffico di automezzi che contraddistingue il regime di attività dell’impianto ai fini
dell’approvvigionamento in paglie consiste nel passaggio di 2,5 automezzi l’ora (rispettivamente in
entrata ed uscita) nell’arco del periodo d’esercizio annuo dell’impianto medesimo.
La limitata “finestra temporale” a disposizione per la raccolta delle paglie ed il numero troppo
elevato di tali viaggi nell’unità di tempo che sarebbe necessario disporre verso l’impianto, induce a
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far ricorso ad una pluralità di centri di stoccaggio di tipo “satellite”, al fine di consentire un’ordinata
fornitura delle paglie senza generare irrimediabili intasamenti presso un unico centro di stoccaggio
presso l’impianto. Considerate le frequenze dei viaggi di trasporto, occorrerebbe predisporre circa 6
diversi centri “satellite”; presso ogni centro satellite, quindi, viene stoccata una quantità di paglie
pari a 26.400 tonnellate, utile a garantire un approvvigionamento per circa 55 giorni.
Al fine di procedere allo stoccaggio delle paglie in ciascun centro di raccolta occorre disporre di una
superficie effettiva di accatastamento delle paglie pari a circa 1,32 ettari. Per motivi di sicurezza e
prevenzione incendi, è consigliabile ripartire l’intera massa combustibile in una pluralità di “isole”
di stoccaggio, opportunamente distanziate fra loro di almeno 12 metri; è inoltre opportuno
considerare un corridoio laterale perimetrico anch’esso di ampiezza pari a 12 metri. Adottando una
disposizione geometricamente regolare, si vengono così ad occupare circa 3,2 ettari per ciascun
centro di stoccaggio, per complessivi 19-20 ettari.
Il costo di acquisto della paglia, realizzato direttamente sul campo sul materiale semplicemente
sfalciato e lasciato in superficie, si aggira, di norma, intorno ai 10 al massimo 15 €/ha, ciò che
corrisponde a circa 10 € a tonnellata di paglia tal quale (al 15 % di umidità).
La somma complessiva dei costi (diretti ed indiretti) giornalieri relativi alle operazioni di raccolta è
pari a circa 16 €/t di .
Per quanto riguarda i costi di movimentazione delle paglie, essi possono essere scomposti in tre
componenti: costi fissi di carico/scarico delle paglie, stimati pari a 5,0 €/ t di paglia; costi variabili in
rapporto al tempo complessivamente impiegato, stimati pari a 4,3 €/t di paglia; costi variabili in
rapporto alla distanza percorsa durante il trasporto, pari a 4,0 €/t. Per il calcolo, si considera una
distanza media da percorrere pari a 35 km (considerando solo l’andata od il ritorno) ad una velocità
di circa 60 km/h. Sommando le diverse spese sostenute durante la giornata lavorativa si perviene ad
un costo complessivo di 2.358 €, ossia 39,3 €/t di paglie.
Un ulteriore aspetto rilevante in merito al valore economico delle paglie consiste nella
determinazione del costo relativo al suo equivalente fertilizzante, che tenga conto dei nutrienti
minerali contenuti nelle paglie e che sono asportati dal suolo in caso di allontanamento delle paglie
medesime. Sommando il valore economico relativo a ciascun elemento minerale presente nelle
paglie è possibile risalire al valore economico complessivo dei residui colturali calcolato sulla scorta
degli equivalenti fertilizzanti; in prima approssimazione, è possibile affermare che il valore
nutrizionale delle paglie (al 15% di umidità) corrisponde all’incirca a 10 € per tonnellata.
6.5 GESTIONE AGRONOMICA OTTIMALE DELLE PAGLIE
La strategia ritenuta più idonea alla gestione delle paglie rientra in un quadro più articolato di misure
che mirano alla generale salvaguardia della fertilità dei suoli agrari e che prevedono interventi
innovativi che interagiscono su tre piani distinti:
1. misurato equilibrio fra asportazione ed incorporazione delle paglie;
2. inserimento di una coltura da rinnovo (in particolare, un erbaio autunno-vernino) a
destinazione energetica un anno su tre, con conseguente interruzione della monosuccessione
cerealicola;
3. introduzione di tecniche agronomiche “conservative”, più rispettose dell’integrità fisicofunzionale
del suolo, con particolare riferimento alle lavorazioni principali.
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Con riferimento al prelievo delle paglie, una virtuosa soluzione di compromesso che tenga conto del
complesso dei fattori favorevoli e contrari all’interramento dei residui colturali, è quella di
procedere ad una asportazione parziale. Questa condizione può essere applicata regolando
opportunamente l’altezza di taglio della barra falciante della mietitrebbia, in modo da ottenere il
rapporto stoppie / paglie ritenuto più favorevole. Un valore dell’indice di raccolta pari a 0,8 implica
che le stoppie rappresentano il 20% dell’intero ammontare delle paglie in campo. Se l’efficienza di
raccolta è pari a 0,6 vuol dire che il 40% delle paglie inizialmente prelevate è poi andato perduto;
2/3 di tale quantità è lasciato sul campo coltivato (durante le operazioni di raccolta del cereale), il
rimanente 1/3 è invece perso al di fuori del campo (nel corso delle operazioni di trasporto e
stoccaggio). Complessivamente è possibile affermare che poco più del 40% di tutta la biomassa
pagliosa (fra stoppie e paglie vere e proprie) ritorna al suolo a costituire, nel tempo, una risorsa
organica capace di preservare la qualità del suolo.
6.6 CALCOLO DEL BILANCIO DELLE EMISSIONI CO2-EQUIVALENTI
La capacità di ridurre le emissioni clima-alteranti è riconosciuta come uno dei criteri essenziali di
vantaggio delle fonti rinnovabili rispetto a quelle fossili. Occorre pertanto operare il calcolo del
bilancio dei gas serra complessivamente emessi in atmosfera a fronte di quelli evitati. Questo
calcolo andrebbe eseguito considerando non solo il funzionamento dell’impianto in sé ma
estendendo l’analisi all’insieme della filiera agro-energetica (dalla fase di coltivazione fino
all’utilizzo ed alla conversione energetica della biomassa).
A tal fine è stata adottata la metodologia europea esposta nella recente Direttiva 2009/28/CE del
Parlamento Europeo e del Consiglio, datata 23 aprile 2009, ed inerente alla promozione ed uso
dell’energia da fonti rinnovabili.
Con il termine di “emissioni evitate” si intende riferirsi all’ammontare complessivo delle emissioni
di CO2 (e gas equivalenti) che si sarebbero prodotte nel caso in cui l’impianto di produzione
energetica, invece di essere alimentato con biomasse (fonte energetica rinnovabile) fosse rifornito a
mezzo di un combustibile fossile. Le emissioni prodotte, invece, sono quelle ascrivibili: alle
operazioni di raccolta e trasporto delle paglie; alla restituzione al suolo del complesso dei nutrienti
minerali che sono stati sottratti con le paglie; alle costruzione dell’impianto ed alla sua dismissione,
al termine del periodo complessivo d’esercizio. Non viene invece addebitato il costo emissivo di
coltivazione, poiché le paglie sono da considerarsi un residuo piuttosto che un sottoprodotto.
E’ possibile affermare che l’attività dell’impianto e la conseguente produzione di energia elettrica da
fonte rinnovabile consente di realizzare una sostituzione di fonti fossili a cui corrisponde un
ammontare netto di risparmio emissivo (gas ad azione clima-alterante) compreso fra 68.600 e
68.800 tonnellate equivalenti di CO2.
Il risparmio emissivo conseguito (rispetto ad analoga produzione elettrica ma impiegando una fonte
energetica fossile quale il metano) è, in termini relativi, pari all’89% (dato di gran lunga più elevato
rispetto alla soglia minima fissata dalla UE, corrispondente al 35%).
Volendo “convertire” questo considerevole ammontare di emissioni evitate in termini di risorse
naturali, è possibile stimare la quantità equivalente di carbonio che verrebbe sequestrata
annualmente da una superficie afforestata; essa è paria a circa 4.500 ha di superficie boscata; (ciò
che corrisponde a circa 1 milione ed 800 mila piante).
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6.7 RECUPERO DELLE CENERI
Il processo di combustione delle paglie genera un residuo rappresentato dalle ceneri; tale residuo
deve essere smaltito nel modo più corretto; in alternativa esso può essere valorizzato attraverso un
impiego alternativo.
Le ceneri derivanti da processi di combustione della biomassa sono classificate come “rifiuti
speciali non pericolosi” ai sensi del D.lgs. 152/2006 (parte IV). E’ particolarmente opportuno
qualificare le ceneri come “sottoprodotto” piuttosto che come materiale di “rifiuto”; questa
distinzione ha rilevanti ricadute in quanto esclude l’obbligo di avviare il materiale medesimo allo
smaltimento ed offre nuove possibilità d’impiego. L’attuale normativa stabilisce diverse possibilità
di recupero con procedure semplificate; in particolare è possibile considerare le seguenti
destinazioni:
produzione di conglomerati cementizi o industria di laterizi;
produzione di compost;
produzione di fertilizzanti;
recupero ambientale, previo valutazioni con test di cessione del rifiuto.
Particolare interesse si intende assegnare alla possibilità di procedere al recupero ed alla
valorizzazione agronomica delle ceneri, consapevoli che la sottrazione minerale ai campi coltivati
eseguita con l’asporto delle paglie potrebbe essere perfettamente riequilibrata attraverso l’apporto
concimante delle ceneri, tal quali od opportunamente compostate. Dal punto di vista prettamente
agronomico, le ceneri possono essere considerate:
a) un concime, finalizzato ad apportare al suolo agrario elementi nutritivi utili
all’accrescimento delle piante coltivate e, dunque, favorirne la produzione;
b) un correttivo-ammendante, finalizzato ad innalzare la reazione del suolo (pH), in
ragione della presenza di metalli alcalino-terrosi insolubili o poco solubili (quali Ca
e Mg) nonché metalli alcalini solubili (quali Na e K) sotto forma di ossidi, idrossidi
e carbonati.
In particolare, le ceneri pesanti contengono la maggior parte degli elementi chimici d’interesse per
un riutilizzo agronomico; diversamente, le ceneri fini sono la tipologia più apprezzata di ceneri ai
fini dell’impiego nell’industria dei laterizi e dei conglomerati.
Considerato che il contenuto in ceneri delle paglie è pari al 6-7% della loro sostanza secca,
dall’impianto si ottengono, annualmente, 8.000 – 9.400 tonnellate di ceneri (da 1,0 ad 1,2 tonnellate
di ceneri per ora di funzionamento dell’impianto). Mediamente, occorre procedere ad un carico di
trasporto ogni due giorni nell’arco del tempo annuo di esercizio dell’impianto. Si verrebbe a
configurare un costo unitario totale pari a 86 € t-1 che, rapportato alla totalità delle ceneri ottenute
dall’impianto, determina un’incidenza complessiva pari a 800-810 mila euro.
6.8 ANALISI ECONOMICA DEL PROGETTO D’IMPIANTO IN RAPPORTO
AL SUO DIMENSIONAMENTO
Si è inteso procedere alla verifica di un parametro progettuale assolutamente cruciale: la “capacità”
dell’impianto (ossia la sua “taglia” in termini di potenza di generazione elettrica) deve poter
rispondere a precisi e ben definiti criteri di “ottimizzazione”.
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Il primo criterio è quello inerente la “massimizzazione” del rendimento del capitale investito
(misurato tramite il computo del VAN - Valore Attuale Netto) determinato come se esso fosse un
capitale a carattere “pubblico” (piuttosto che privato); tale criterio, quindi, poggia su di un principio
di pubblica utilità: si assume che l’impianto sia ben dimensionato allorché riesca a conseguire il
livello di maggior convenienza possibile in termini di beneficio “pubblico”.
Il secondo criterio è invece di tipo specificamente imprenditoriale ed identifica il dimensionamento
minimo che deve connotare l’impianto affinché il VAN dell’investimento (considerato, questa volta,
come investimento a carattere privato) sia uguale od almeno superiore a zero. E’ questo un giudizio
di convenienza dell’investimento che esprime la condizione minima ed essenziale per cui non deve
verificarsi una perdita finanziaria da parte dell’investitore ma, al contrario, l’acquisizione di un
profitto.
Con riferimento al primo criterio, occorre puntualizzare due importanti assunti su cui poggia
l’analisi: non sono presi in considerazione gli incentivi tariffari rappresentati dai Certificati Verdi
(quindi, la valutazione economica riguardo la convenienza a realizzare un impianto a biomasse deve
astrarsi dall’influenza esercitata dalle misure pubbliche d’intervento a sostegno delle energie
rinnovabili ); non è considerata l’incidenza del carico fiscale tramite le imposte dirette (non ci si
pone nell’ottica del singolo imprenditore quanto nella prospettiva del “policy maker” o del
pianificatore; s’intende pertanto valutare il beneficio collettivo che scaturisce dall’investimento,
senza riferimento alcuno alla figura imprenditoriale specifica che lo realizza).
Attraverso l’applicazione di un modello di simulazione economico, si perviene alla conclusione che
l’ampiezza ottimale del bacino di approvvigionamento, a cui corrisponde un valore massimo del
VAN pari a 13,25 M€, ha un raggio R pari a 40,70 km; ciò consente l’installazione di un impianto
della potenza elettrica Pw di 24,76 MW.
Il secondo criterio che informa l’elaborazione dei prossimi scenari di simulazione, diversamente dal
caso precedente, tiene conto della natura “privata” dell’investimento, operato da una società che
punta alla realizzare di profitti. Perché possano maturarsi degli utili è necessario che il valore del
VAN corrispondente all’investimento non sia negativo. Rispetto al caso precedente, si procede
all’introduzione dell’effetto “economia di scala” (che rende l’investimento progressivamente più
conveniente al crescere della sua “taglia”) nonché alla considerazione dell’incidenza della
tassazione diretta. L’aliquota fiscale assunta a riferimento è pari al 40%.
Attraverso l’applicazione del medesimo modello di simulazione economico, si perviene alla
conclusione che l’investimento comincia a divenire economicamente vantaggioso (VAN > 0) solo
per potenze elettriche superiori a 25 MW.
Pertanto, è possibile affermare che il dimensionamento proposto, ossia i 25 MW di potenza elettrica
lorda, è la “taglia” più appropriata anche con riferimento ad una valutazione di tipo economico.
6.9 EFFETTO DELLE TARIFFE INCENTIVANTI ED APPLICAZIONE DEL
PREZZO “PLUS” DELLE BIOMASSE
Operando nell’ambito del mercato nazionale dell’energia, in esso agiscono significative misure
d’incentivazione; è quindi opportuno verificare l’influenza esercitata da parte del sostegno al prezzo
di vendita dell’energia elettrica mediante il sistema dei cosiddetti “certificati verdi”.
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Ancora una volta, tale influenza verrà valutata in termini d’incremento del VAN. Interpretando il
requisito previsto dal Regolamento regionale sulle biomasse, occorrerà quantificare il cosiddetto
prezzo plus che trasferisca almeno il 30% del maggior valore riveniente dall’incentivo.
Si supponga (a titolo del tutto ipotetico) che l’incentivo tariffario ammonti a 0,14 € kWh-1; è
possibile stimare che un prezzo “plus” di acquisto delle paglie fissato a 59 € per tonnellata consente
di pervenire al valore “obiettivo” del VAN, in grado di trasferire almeno il 30% dei maggiori
vantaggi economici legati al certificato verde dal settore “industriale” della filiera energetica a
quello “agricolo” della medesima.
Poiché non si è in grado di elaborare delle proiezioni attendibili in merito al futuro regime di
sostegno ai prezzi dell’energia da fonte rinnovabile, è possibile affermare che, considerando valori
crescenti dell’incentivo tariffario, da zero a 0,18 € kWh-1, il prezzo plus delle paglie dovrebbe
crescere linearmente in risposta agli incentivi, fino a pervenire al valore di 72 € t -1.
6.10 CONCLUSIONI
L’ampia gamma delle valutazioni riferite nel piano di approvvigionamento, converge in modo
univoco a confermare una condizione, chiara e difficilmente confutabile, di coerenza delle
condizioni di approvvigionamento delle biomasse sia rispetto alla localizzazione dell’impianto che
in rapporto alle disponibilità locali delle risorse in paglia, frasche e sarmenti.
Dagli studi condotti, appare del tutto avvalorato il giudizio che l’impianto in progetto risulti
opportunamente dimensionato nei suoi parametri di potenza e commisurato alle effettive
disponibilità locali di biomasse cerealicole residuali.
Si è avuto modo di dimostrare che l’impianto in progetto, con riferimento alle modalità di
approvvigionamento delle paglie, è in grado di rispettare criteri di sostenibilità ecologica e
compatibilità ambientale, salvaguardando la conservazione della fertilità dei suoli, migliorando la
gestione agronomica delle superfici agricole, incrementando significativamente la redditività delle
aziende (sia in presenza che in assenza del regime di sostegno alle tariffe energetiche).
E’ stato inoltre identificato un “pacchetto” integrato di proposte tecnico-agronomiche utili a
determinare benefiche ricadute ambientali ed aziendali in conseguenza di una virtuosa sintonia fra il
settore industriale e quello agricolo della filiera energetica.
Anche sul fronte prettamente economico-finanziario è stato evidenziato che la “taglia” impiantistica
proposta è quella che meglio valorizza le risorse impiegate e la ricchezza generata, in termini di
massimizzazione del ritorno “pubblico” dell’investimento (senza cioè considerare l’effetto di
distorsione potenzialmente esercitato dagli incentivi tariffari). Allo stesso tempo vigono le
condizioni minime perché il medesimo investimento possa essere considerato profittevole da parte
di un investitore privato.
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7 TOPOGRAFIA, GEOLOGIA, IDROLOGIA, PAESAGGIO E
AMBIENTE
7.1 INQUADRAMENTO GEOLOGICO E IDROLOGICO DELL’AREA
L’area in studio, compresa nel territorio del Subappennino Dauno, tra le quote di circa 320 e 330
metri s.l.m.m. appare come un’area pianeggiante degradante dolcemente verso sud.
Il territorio di competenza del Subappennino Dauno comprende una serie di affioramenti
cronologicamente compresi fra il Cretaceo-Paleogene e l'Olocene, con varie formazioni ed una
litologia estremamente varia. Al periodo più antico appartengono le formazioni riferibili, in base
alla microfauna in esse contenuta, al Cretaceo-Paleogene e rappresentate dal complesso
indifferenziato, costituito prevalentemente da argille e marne a forte componente siltosa, grigie e
vari colori, il cui strato di costipazione e scistosità varia notevolmente. Queste argille sono
affiancate da complessi di strati calcarei, calcareo-marnosi e calcarenitici con intercalazioni di
brecce calcaree, arenarie, puddinghe e, in misura minore, diaspri e scisti diasprigni.
Il territorio di studio è ricoperto prevalentemente da terreni sabbiosi di età Plio-Pleistocenica, solo a
sud ovest affiorano rocce pre-plioceniche con facies di “flysch” specialmente nelle pendici dei
rilievi della Daunia e di Melfi.
I rilievi collinari della zona dei “Flysch” raggiungono quote intorno a 500 metri s.l.m..
Poiché i sedimenti danno origine a rilievi essenzialmente argillosi, la morfologia è dolce e i fianchi
delle colline scendono con moderato pendio.
Solo la sommità di alcune alture si mostra aspra e scoscesa in corrispondenza di limitati
affioramenti di calcari, brecce e arenarie mediamente compatte. Nei territorio ad Ovest di
Sant’agata la morfologia è quella propria di tutta la capitanata con vaste spianate inclinate
debolmente verso il mare interrotte da valli ampie, solcate da torrenti e canali che condizionano e
rendono ripidi i versanti.
Nell’area in esame si possono individuare due blocchi riferibili cronologicamente ad altrettanti
periodi.
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Il primo, più antico, interessa la serie dei depositi prepliocenici, mentre il secondo è caratterizzato
dalla presenza della serie plio-pleistocenica che ricopre gran parte dell’area di studio. Esso tra
l’altro risulta essere il terreno fondale dell’intervento di progetto pertanto sarà descritto
dettagliatamente. Si tratta complessivamente di una serie sabbiosa-argillosa con episodi
conglomeratici alla base ed alla sommità. Pertanto essa rappresenta un intero ed unico ciclo
sedimentario anche se i termini più alti possono comprendere episodi secondari di variazioni
eustatiche e di alluvionamento.
La stratigrafia dell’area è così composta:
• CONGLOMERATI POLIGENICI DI BASE, FORTEMENTE CEMENTATI ( Pp)
• SABBIE DI COLORE GIALLO BRUNO CON LENTI CIOTTOLOSE, LOCALMENTE
FOSSILIFERE (Ps)
• ARGILLE E ARGILLE MARNOSE GRIGIO-AZZURROGNOLE, LOCALMENTE
SABBIOSE (PQa)
• SABBIE E SABBIE ARGILLOSE A VOLTE CON LIVELLI ARENACI GIALLASTRI
E LENTI CIOTTOLOSE (PQs)
• CONGLOMERATI POLIGENICI CON CIOTTOLI DI MEDIE E GRANDI
DIMENSIONI: A VOLTE FORTEMENTE CEMENTATI E CON INTERCALAZIONI DI
SABBIE E ARENARIE (QC1)
• CIOTTOLAME INCOERENTE CON INTERCALAZIONI SABBIOSE (QC2)
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Stralcio carta geologica dell’area di intervento –Foglio 175
Al di sotto di tale unità che rappresenta il terreno che direttamente interagirà con le strutture di
fondazione delle opere in progetto e fino alla profondità investigate (circa 15 metri), rinveniamo le
Argille limose di colore grigio azzurro. Allo stato attuale, non si evidenziano fattori riconducibili a
fenomeni di natura geostatica che implichino modifiche degli equilibri raggiunti.
Il rilevamento geologico e geomorfologico di dettaglio, i dati bibliografici e l’analisi di indagini
eseguite nell’area d’esame, hanno permesso la ricostruzione stratigrafica dalla quale si è evinto che
la totalità dell’area è interessata dall’affioramento di terreno vegetale che ricopre limo argilloso e
sabbioso intercalato da vari livelli di brecce calcaree fino ad una profondità media di 7.00 metri dal
p.c..
L’intervento da effettuare nell’area di indagine è compatibilmente confacente all’assetto
morfostrutturale dell’area, alle caratteristiche fisico-meccaniche dei litotipi riconosciuti, alle
condizioni geologiche.
Secondo la nuova classificazione sismica dei comuni italiani il territorio di Sant’Agata di Puglia,
rientra nelle “Zone sismiche 1”. (Cfr. Carta Zone Sismiche)
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Dal punto di vista idrogeologico l’area è caratterizzata dalla presenza di reticoli fluviali giovani
(torrenti e valloni), caratterizzati da alvei in modellamento attivo, orientati in direzione NW-SE con
bacino idrografico in continua evoluzione morfo-strutturale.
I principali torrenti sono:
• T. Calaggio
• T. Fugno.
Il torrente Calaggio nasce nel Vallone della Toppa, presso il monte La Forma (m 864) e col torrente
S. Gennaro forma il torrente Carapelle. Delimitando il confine con il territorio di Rocchetta
Sant’Antonio, riceve, da sinistra, il suo principale affluente, il torrente Fugno.
Il torrente Fugno nasce presso Anzano di Puglia sul versante opposto al torrente Fiumarella ed
attraversa la zona centro-settentrionale del comune, a nord della città. Alimentato dalle acque della
Valle di Fassa, dal Vallone del Salice e dalla Sorgente del Porcaro a destra e dalla Valle delle Coste
e dal torrente Carpanito, a sinistra, il Frugno lambisce il confine di Accadia, fino a riversarsi nel
Calaggio, dopo Fontana il Piscilo.
Il regime idraulico del corso d’acqua è torrentizio ed essenzialmente dipendente dalle fasi
stagionali.
Il sito in oggetto ricade in un’area che si colloca in corrispondenza di una blanda struttura
anticlinalica delimitata a sud da una struttura valliva di probabile genesi fluviolacustre, che
attualmente ospita del Canale Colotti, affluente del T.Carapelle, a Nord invece il F.so Viticone
affluente del T.Carapelle.
L’acquifero presente, pur essendo dotato di permeabilità discrete, non è localmente dotato di
importanti volumi delle riserve regolatrici limitando la portata dei pozzi presenti nell’area a 0,5-1,5
lit./sec.; la quota piezometrica si attesta mediamente intorno ai 45-80 metri dal piano di campagna.
Non sono visibili in sito morfosculture attive ad opera di acque selvagge né indizi di movimenti
plastici di massa ad opera della gravità (soliflusso, creep). In sito i processi attivi di evoluzione e
rimodellamento morfologico (che si attuano essenzialmente ad opera degli agenti esogeni naturali e
della gravità) si svolgono in forma marginale o addirittura nulla (per l’assenza di gradienti
topografici ed idraulici significativi e scarsità di circolazioni attive delle acquemeteoriche).
Gli interventi previsti negli elaborati progettuali, dal punto di vista geologico, sono pertanto fattibili.
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Dal punto di vista morfologico generale l'area interessata dall'impianto è definibile come zona
apicale delle alture costituente il paesaggio che nel complesso risulta essere di bassa collina, con
topografia blandamente ondulata che si colloca, nello specifico, in un contesto morfologico generale
di origine fluviolacustre. Le aree esaminate fungono in generale da spartiacque superficiali
delineando le geometrie dei vari bacini idrografici che recapitano a fondovalle (negli impluvi
naturali).
La natura litologica, prevalentemente composta da elementi litoidi in matrice anidra talvolta
cementata, dei terreni presenti ostacola, nelle aree di interesse, lo sviluppo di processi erosivi attivi;
pertanto il risultato è che ci si trova di fronte ad una morfologia caratterizzata, in generale, da profili
topografici arrotondati e regolari.
Le aree esaminate si collocano in corrispondenza di spartiacque superficiali, con pendenze poco
spinte, in cui la circolazione idrica superficiale ha caratteristiche idrauliche poco attive, basse
velocità idrauliche, assenza di carico solido e scarsità di potere erosivo.
Le acque corrive svolgono occasionalmente solo una certa azione di ruscellamento superficiale
diffuso di tipo essenzialmente laminare. La debole pendenza topografica presente in corrispondenza
della maggior parte delle postazioni garantisce, nei riguardi delle erosioni lineari, spinte nulle o
assenti con azioni erosive ascrivibili alle azioni delle acque meteoriche limitate alla reptazione. I
singoli siti esaminati sono pertanto stabili.
7.2 PAESAGGIO
Il paesaggio può essere inteso come luogo di aggregazione del mondo fisico, formato da un
complesso di beni ambientali e antropico-culturali e dalle relazioni che li correlano.
L’analisi del paesaggio, è legata al rapporto tra oggetto (il territorio) e soggetto (l’osservatore); da
questo rapporto, nasce il legame percettivo di cui è sfondo il paesaggio.
Definire il paesaggio e le sue componenti è operazione complessa.
Oggetto di molteplici studi, interpretazioni, discussioni, la definizione di paesaggio non può che
essere "convenzionale”, correlata cioè al contesto “disciplinare” (inteso come settore culturale e/o
operativo) entro cui essa stessa si colloca.
I diversi “tipi” di paesaggio sono definibili come:
• paesaggio naturale: spazio inviolato dall’azione dell’uomo e con flora e fauna naturali
sviluppate spontaneamente;
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• paesaggio seminaturale: spazio con flora e fauna naturali che, per azione antropica,
differiscono dalle specie iniziali;
• luogo culturale: spazio caratterizzato dall’attività dell’uomo (le differenze con la
situazione naturale sono il risultato di azioni volute);
• valore naturale: valore delle caratteristiche naturaIi di uno spazio che permangono dopo le
attività trasformatrici dell’uomo (specie animali e vegetali, biotopi, geotopi);
• valore culturale: valore delle caratteristiche di uno spazio dovute all'insediamento umano
(edificazione e infrastrutturazione, strutture storiche,reperti archeologici);
• valore estetico: valore da correlarsi sua accezione sociale (psicologico/culturale).
Nel quadro delle componenti fisiche che determinano il valore estetico di un paesaggio figurano: la
sua configurazione, cioè il modo con il quale il paesaggio e i suoi elementi naturali e artificiali si
manifestano all’osservatore; la struttura geomorfologica; il livello di silenzio ed i diversi
suoni/rumori; i cromatismi.
La definizione data della componente “paesaggio” nell’ambito del Piano Urbanistico Territoriale
Tematico/Paesaggio della Regione Puglia (Piano Paesistico ai sensi della 431/85), è quella di “un
insieme integrale concreto, un insieme geografico indissociabile che evolve in blocco sia sotto
l’effetto delle interazioni tra gli elementi che lo costituiscono, sia sotto quello della dinamica
propria di ognuno degli elementi considerati separatamente”.
L’analisi del paesaggio e quindi la sua definizione, non può essere elaborata in termini
scientificamente corretti se non attraverso l’individuazione ed il riconoscimento analitico delle sue
componenti intese quali elementi costitutivi principali.
Il paesaggio può essere considerato l’aspetto visibile di un ambiente, in quanto rivela esteriormente
i caratteri intrinseci delle singole componenti.
Quindi una analisi del paesaggio, diviene lo specchio di una analisi dell’ambiente.
Da quanto precedentemente enunciato, si ritiene non corretto relegare e limitare uno studio sul
paesaggio ad una semplice verifica degli elementi percettivi o visivi del paesaggio.
Oltre alla analisi delle visuali, dell’aspetto fisico e percettivo delle immagini e delle forme di
paesaggio, uno studio paesaggistico deve occuparsi anche di indagare tutte le componenti naturali e
antropiche e ed i loro rapporti.
Il territorio rurale è interessato da una moltitudine di testimonianze storico-archeologicoarchitettoniche.
Ne sono prova i villaggi rupestri, le necropoli, le chiese rupestri, i muretti a secco, i
tratturi, le masserie fortificate.
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L'articolazione tipologica, il numero e l’importanza documentaria e paesaggistica di tali presenze
autorizza (specialmente per le masserie) a individuare sul territorio una serie di sistemi extraurbani
(quello delle masserie, delle torri, etc.), da salvaguardare attraverso la “valorizzazione” dei beni che
li costituiscono. Ma questi, quasi tutti di proprietà privata, esclusi da qualsiasi ciclo economico che
ne giustifichi l’utilizzazione, sono in larghissima misura abbandonati e sottoposti a rapido degrado.
In agro Sant’Agata di Puglia le masserie, originariamente circondate da un latifondo in cui si
sviluppavano attività agricole reciprocamente complementari, oggi sono inserite in un ambiente
privo di dimore permanenti. Generalmente, sono del tipo a due piani con l’abitazione sovrapposta al
rustico, con garitte pensili e caditoie, oppure del tipo a ”torre” a due piani su base quadrata (usata
come abitazione temporanea e legata alla conduzione degli oliveti e dei mandorleti), dotata di
caditoie dal parapetto del terrazzo, con o senza recinto.
All’interno della perimetrazione così come nelle immediate vicinanze, le forme di edificazione sono
unicamente rappresentate da case sparse diffuse nel territorio.
Ricerche bibliografiche insieme a ricognizioni su campo sembrano escludere la presenza nell’area
interessata dalla realizzazione dell’impianto di emergenze storiche o archeologiche di pregio tranne
la presenza di masserie del XIX-XX secolo quali la Masseria Ciommarino a circa 750 m
dall’impianto , Masseria Viticone a circa 600 m dall’impianto.
In merito all’antropizzazione, prima considerata dal punto di vista dell’edificazione, la stessa deve
essere considerata anche in riferimento alla vegetazione: la presenza, infatti, di aree a seminativo
definisce queste come aree antropizzate poiché sottoposte a pratiche di disserbo, aratura e,
comunque, a tutto quanto necessario alla coltivazione. Queste sono quindi aree a bassa naturalità.
Molto poco interessanti dal punto di vista vegetazionale oltre che paesaggistico, sono le aree a
seminativo, che occupano la totalità della superficie all’interno dell’area in esame. La mancanza di
elementi paesaggistici di pregio viene avvalorata e confermata da quanto emerge dallo studio del
PUTT/P, definendo un paesaggio prettamente agricolo.
In relazione alle analisi condotte è possibile asserire che il paesaggio è in grado di accettare diversi
tipi di intervento, purché si rispettino determinate linee di comportamento, che permettano di restare
al di sotto di verificabili limiti di impatto.
Al fine di rendere ugualmente minimo l’impatto visivo delle varie strutture del progetto e perseguire
la migliore integrazione dell’intero impianto nel paesaggio è necessario adottare delle misure che
mitighino l’impatto sul territorio e nel tempo stesso sulla flora e sulla fauna.
Le scelte progettuali da adottare consistono:
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I colori delle facciate esterne dei fabbricati, compresi quelli destinati ad ospitare gli impianti,
dovranno essere tenui e scelti tra le tipiche tonalità in uso per l’edilizia rurale tradizionale, al fine di
ridurne la visibilità
sistemazione con piantumazioni nell’area perimetrale dell’impianto con essenze arbustive autoctone
al fine di attenuare il più possibile la discontinuità tra opere tecnologiche ed ambiente circostante;
è preferibile utilizzare sistemi di recinzione vegetali, tipo siepi. Nel caso di recinzione artificiale,
con reti metalliche o grigliati è preferibile l’utilizzo di strutture ad infissione anziché cordoli di
fondazione.
le direttrici dei cavidotti, interni ed esterni all’impianto, seguiranno i percorsi delle vie di
circolazione, al fine di ridurre gli scavi per la loro messa in opera;
massimizzazione delle distanze dell’impianto da unità abitative regolarmente censite e stabilmente
abitate.
8 ASPETTI ECONOMICI ED OCCUPAZIONALI
Il progetto per l’impianto di Sant’Agata di Puglia prevede un investimento complessivo superiore a
80 milioni di €.
Questo investimento permetterà di realizzare un’opera importante dal punto di vista energetico che
fornirà il suo contributo in un contesto nazionale che punta al raggiungimento dell’obiettivo di un
parco di generazione elettrica più diversificato ed efficiente.
Ma l’iniziativa appare, per il contesto in cui sarà inserita, anche una grande occasione di sviluppo
tecnologico e professionale dalle importanti ricadute occupazionali e di crescita sociale ed
economica del territorio.
I lavori per la realizzazione dello stabilimento avranno una durata stimata di 28 mesi, periodo
durante il quale verrà garantita un’occupazione media nell’ordine delle 40-50 unità al giorno,
coinvolgendo all’incirca 300 addetti, per la realizzazione delle opere civili e per il montaggio delle
apparecchiature elettromeccaniche e degli impianti elettrici.
Una volta entrata in esercizio, l’impianto creerà, a regime, almeno 35 nuovi posti di lavori stabili e
diretti. Si tratta di tutte quelle persone, assunte e formate appositamente, cui sarà demandata la
gestione ed il controllo dell’impianto.
Il personale di cui avrà bisogno la centrale avrà competenze, qualifiche e mansioni, diversificate.
Oltre alla figura di capo impianto e di un vice capo impianto, verranno impiegati turnisti addetti alle
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varie fasi del ciclo di lavorazione, oltre a personale con funzioni di staff (segreteria,
amministrazione, controlli ambientali e strumentali).
I lavoratori saranno impegnati sia con orario di ufficio che su turni di lavoro tali da garantire
l’operatività della centrale 24 ore al giorno.
Agli occupati direttamente assunti dalla società devono essere aggiunti un numero significativo di
persone – sempre impiegate su base continuativa - nell’indotto per le seguenti attività di servizio
alla centrale:
trasporto dei materiali in entrata ed uscita dalla centrale;
attività di manutenzione e controllo;
pulizia e guardiania;
mensa.
Non è poi da sottovalutare il contributo, sia in termini occupazionali che di creazione di opportunità
di sviluppo economico, che può dare la centrale con lo stimolo per l’organizzazione stabile e
permanente della filiera locale delle biomasse.
Da questo punto di vista si aprono, infatti, interessanti prospettive almeno su due fronti:
organizzazione dei servizi di supporto per l’incontro fra la domanda di biomassa e l’offerta di
materiale presente nell’area;
riconversioni culturali di terreni agricoli da destinare a seminativi energetici.
Si ritiene infatti che ci sia ampio spazio per la costituzione di imprese e cooperative per
l’organizzazione di attività imprenditoriali permanenti sviluppate localmente e finalizzate a
garantire un servizio efficiente e continuativo sul fronte dell’offerta di biomassa.
8.1 ADDESTRAMENTO E SERVIZI TECNICI
Prima dell’avviamento dell’impianto ciascun Fornitore dovrà provvedere all’addestramento
complessivo del personale su tutto ciò che riguarda l'esercizio e la manutenzione dell’impianto e di
tutti i sistemi forniti.
Il programma di addestramento sarà progettato ed eseguito per preparare il personale ad esercire la
Centrale in sicurezza e affidabilità. In relazione a quanto sopra il programma di addestramento
dovrà prevedere due diverse tipologie di percorso formativo, volte a qualificare personale di diversa
professionalità:
• Tipo A - Personale di Esercizio dell’impianto
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Relazione Descrittiva Generale

Doc. No. SAG-00-P-016-2
Rev. 2 – Giugno 2011
• Tipo B - Personale di Manutenzione dell’impianto
L'addestramento dei due gruppi dovrà essere condotto con riguardo specifico alle diverse aree di
competenza di ciascuno di essi; per ciascun tipo di addestramento dovranno essere previste sessioni
complete di formazione da tenersi in periodi di tempo contigui, in date da concordare.
Il programma di addestramento sarà strutturato in tre fasi separate:
• addestramento teorico in sede, incluso la descrizione dell’impianto, suoi Componenti /
Sistemi e suoi modi di funzionamento;
• addestramento sul campo con il supporto del personale di avviamento dei vari Fornitori,
durante le fasi di avviamento e messa in servizio;
• addestramento sul campo e precisamente nella sala controllo con il supporto del personale
di avviamento del Fornitore durante le prove funzionali dell’impianto e per il periodo di esercizio
precedente il Taking Over Tests.
Il programma sarà elaborato in modo tale che la fase di teoria sia completata prima dell’inizio delle
più importanti fasi di avviamento.
Si fornirà 3 mesi prima della data di inizio dei corsi, una descrizione particolareggiata degli scopi
dell’addestramento.
Come parte dello scopo del Lavoro, il Fornitore preparerà i Manuali di addestramento che saranno
consegnati in copie sufficienti per essere forniti a ciascun partecipante almeno 4 settimane prima
dell’inizio del programma stesso. I Manuali di addestramento saranno strutturati per aumentare
l'efficienza dell’addestramento; documenti di progetto possono essere inclusi come parte del
Manuale, ma non è considerata accettabile la mera raccolta di documenti.
I corsi saranno tenuti in lingua italiana, i manuali di addestramento saranno preparati in lingua
italiana e saranno, inoltre, fornite tutte le facilities (proiettori, lavagne, TV, etc se necessario)
necessarie per effettuare l’addestramento in sito.
Verrà inoltre un corso di informazione / formazione rivolto al personale non tecnico dell’impianto
dedicato alla descrizione generale dell’impianto e dei suoi modi di funzionamento con particolare
riguardo ai criteri della sicurezza e della protezione ambientale. Per questa categoria di personale
dovrà essere approntata una documentazione sintetica relativa agli argomenti trattati.
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