Riesame Dell'autorizzazione Integrata Ambientale Dell'impianto Di

Riesame dell’Autorizzazione Integrata Ambientale dell’Impianto di Compressione Gas di Poggio Renatico (FE)

RELAZIONE TECNICA

Sommario

1 DEFINIZIONI ...... 3 2 INTRODUZIONE ...... 5

2.1 PREMESSA ...... 5 3 IDENTIFICAZIONE DELL’IMPIANTO IPPC ...... 6 4 INQUADRAMENTO TERRITORIALE E AMBIENTALE ...... 7

4.1 INQUADRAMENTO URBANISTICO E GEOGRAFICO ...... 7 4.2 INQUADRAMENTO GEOLOGICO, IDROGEOLOGICO ...... 8 4.3 INQUADRAMENTO AMBIENTALE – ACQUE SUPERFICIALI ...... 14 4.4 INQUADRAMENTO AMBIENTALE – ARIA ...... 17 5 DESCRIZIONE ED ANALISI DELL’ATTIVITÀ PRODUTTIVA ...... 24

5.1 ATTIVITÀ E CAPACITÀ PRODUTTIVA ...... 24 5.1.1 Descrizione dell’impianto ...... 24 5.2 CICLO PRODUTTIVO ...... 25 5.2.1 Aspirazione gas ...... 25 5.2.2 Compressione Gas ...... 25 5.2.3 Mandata Gas ...... 26 5.2.4 Attività ausiliarie ...... 26 5.3 SISTEMI DI CONTROLLO E GESTIONE DEL SITO ...... 27 5.3.1 SCU ed SCS ...... 27 5.3.2 Manutenzione ...... 27 5.3.3 Gestione delle acque reflue e meteoriche ...... 27 5.3.4 Stoccaggio e movimentazione materie prime e combustibili ...... 28 6 MATERIE PRIME E AUSILIARIE ...... 30 7 CONSUMI ...... 32

7.1 CONSUMI DI MATERIE PRIME ...... 32 7.2 CONSUMI DI RISORSE ENERGETICHE E BILANCIO ENERGETICO ...... 32 7.3 CONSUMI IDRICI ...... 33 8 EMISSIONI ...... 34

8.1 EMISSIONI IN ATMOSFERA CONVOGLIATE ...... 34 8.2 SINTESI ANALISI STORICHE DEL CONTROLLO EMISSIONI ...... 35 8.3 EMISSIONI FUGGITIVE/ECCEZIONALI ...... 36 8.4 SCARICHI IDRICI ED EMISSIONI IN ACQUA ...... 36 8.5 EMISSIONI SONORE ...... 37 8.6 EMISSIONI ODORIGENE ...... 37 9 RIFIUTI ...... 38 10 AZIONI SVOLTE PER IL CONTENIMENTO DELLE EMISSIONI E VALUTAZIONI APPLICAZIONE DELLE BAT ...... 40

10.1 PREMESSA ...... 40 10.2 OGGETTO DELLA RELAZIONE ...... 41 10.2.1 Esiti del confronto ...... 63

1 Definizioni

Autorità Il Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare, competente (AC) Direzione Generale per le Valutazioni e le Autorizzazioni Ambientali.

Ente di controllo L’Istituto Superiore per la Protezione e la Ricerca Ambientale (ISPRA), per impianti di competenza statale, che può avvalersi, ai sensi dell’articolo 29-decies del Decreto Legislativo n. 152 del 2006 e s.m.i., dell’Agenzia per la protezione dell’ambiente della Regione Emilia Romagna (Sezione Provinciale di Ferrara).

Commissione IPPC La Commissione istruttoria di cui all’art. 8-bis del D. Lgs. 152/2006 e s.m.i.

Gestore SNAM RETE GAS S.p.A. (SRG) - Centrale di compressione gas di Ferrara, installazione IPPC sita nel Comune di Poggio Renatico, indicato nel testo seguente con il termine Gestore ai sensi dell’Art. 5, comma 1, lettera r-bis del D. Lgs. 152/06 s.m.i.

Impianto L’unità tecnica permanente in cui sono svolte una o più attività elencate nell’allegato VIII parte seconda del D. Lgs. 152/2006 e s.m.i. e qualsiasi altra attività accessoria, che siano tecnicamente connesse con le attività svolte nel luogo suddetto e possano influire sulle emissioni e sull’inquinamento. È considerata accessoria l’attività tecnicamente connessa anche quando condotta da diverso gestore (art. 5, comma 1, lettera i-quarter del D. Lgs. 152/06 e s.m.i. come modificato dal D. L. 46/2014).

Inquinamento L’introduzione diretta o indiretta, a seguito di attività umana, di sostanze, vibrazioni, calore o rumore nell’aria, nell’acqua o nel suolo, che potrebbero nuocere alla salute umana o alla qualità dell’ambiente, causare deterioramento di beni materiali, oppure danno o perturbazioni a valori ricreativi dell’ambiente o ad altri suoi legittimi usi (art. 5, comma 1, lettera i-ter del D. Lgs. 152/06 e s.m.i.).

Migliori tecniche La più efficiente ed avanzata fase di sviluppo di attività e relativi metodi di disponibili (MTD) esercizio indicanti l’idoneità pratica di determinate tecniche a costituire, in linea di massima, la base dei valori limite di emissione intesi ad evitare Best Available oppure, ove ciò si riveli impossibile, a ridurre in modo generale le emissioni Techniques (BAT) e l’impatto sull’ambiente nel suo complesso. Nel determinare le migliori tecniche disponibili, occorre tenere conto in particolare degli elementi di cui all’allegato XI alla parte II del D. Lgs. 152/06 e s.m.i.. Si intende per: 1. Tecniche: sia le tecniche impiegate sia le modalità di progettazione, costruzione, manutenzione, esercizio e chiusura dell’impianto; 2. Disponibili: le tecniche sviluppate su di una scala che ne consenta l’applicazione in condizioni economicamente e tecnicamente idonee nell’ambito del relativo comparto industriale, prendendo in

considerazione i costi e i vantaggi, indipendentemente dal fatto che siano o meno applicate o prodotte in ambito nazionale, purché il gestore possa utilizzarle a condizioni ragionevoli; 3. Migliori: le tecniche più efficaci per ottenere un elevato livello di protezione dell’ambiente nel suo complesso (art. 5, c. 1, lett. l-ter del D. Lgs. n. 152/06 e s.m.i. come modificato dal D. Lgs. n. 46/2014).

Documento di Documento pubblicato dalla Commissione Europea ai sensi dell’articolo riferimento sulle 13, par. 6, della direttiva 2010/75/UE complesso (art. 5, c. 1, lett. l-ter del BAT D. Lgs. n. 152/06 e s.m.i. come modificato dal D. Lgs. n. 46/2014).

Conclusioni sulle Un documento adottato secondo quanto specificato dall’art. 13, par. 5, della BAT direttiva 2010/75/UE, e pubblicato in italiano nella Gazzetta Ufficiale dell’Unione Europea, contenente le parti di un BREF riguardanti le conclusioni sulle migliori tecniche disponibili, la loro descrizione, le informazioni per valutarne l’applicabilità, i livelli di emissione associati alle migliori tecniche disponibili (BAT-AEL), il monitoraggio associato, i livelli di consumo associati e, se del caso, le pertinenti misure di bonifica del sito (art. 5, c. 1, lett. l-ter del D. Lgs. n. 152/06 e s.m.i. come modificato dal D. Lgs. n. 46/2014).

Piano di I requisiti di controllo delle emissioni, che specificano, in conformità a Monitoraggio e di quanto disposto dalla vigente normativa in materia ambientale e nel rispetto Controllo (PMC) di quanto previsto dall’art. 29-bis del D. Lgs. 152/06 e s.m.i., la metodologia e la frequenza di misurazione, la relativa procedura di valutazione, nonché l’obbligo di comunicare all’autorità competente i dati necessari per verificarne la conformità alle condizioni di autorizzazione integrata ambientale, ed all’autorità competente ed ai comuni interessati i dati relativi ai controlli delle emissioni richiesti dall’autorizzazione integrata ambientale, sono contenuti in un documento definito Piano di Monitoraggio e Controllo che è parte integrante dell’autorizzazione integrata ambientale. Il PMC stabilisce, in particolare, nel rispetto di quanto previsto dall’articolo 29-bis, comma 1, del D. Lgs. 152/06 e s.m.i., le modalità e la frequenza dei controlli programmati di cui all’articolo 29- decies, comma 3 del D. Lgs. 152/06 e s.m.i..

Valori Limite di La massa di inquinante espressa in rapporto a determinati parametri Emissione (VLE) specifici, la concentrazione ovvero il livello di un’emissione che non possono essere superati in uno o più periodi di tempo. I valori limite di emissione possono essere fissati anche per determinati gruppi, famiglie o categorie di sostanze, indicate nell’allegato X alla Parte II del D. Lgs. 152/06 e s.m.i..

2 Introduzione 2.1 Premessa La seguente Relazione Tecnica è stata redatta come parte integrante della richiesta di rinnovo AIA effettuata ai sensi del D. Lgs. 152/06, Parte II, Titolo III-bis, per la Centrale di compressione gas naturale di Poggio Renatico (FE).

Il riesame complessivo con valenza di rinnovo viene presentato all’Autorità Competente ai sensi dell’articolo 29-octies, comma 3, del D. Lgs. 152/06, a seguito della pubblicazione sulla Gazzetta Ufficiale dell’Unione Europea n. L212 del 17/08/2017 della Decisione di Esecuzione (UE) 2017/1442 del 31 luglio 2017, per la verifica che le condizioni di autorizzazione dell’installazione rispettino il D. Lgs. 152/06 e s.m.i. ed in particolare l’articolo 29-sexies, commi 3, 4 e 4-bis riguardo ai valori limite di emissione.

Attualmente, l’impianto è autorizzato con Determina dirigenziale n. 11024 del 11/12/2013 – Rilascio Autorizzazione Integrata Ambientale in sostituzione con revoca della precedente AIA n. 5619 del 26/01/2009 e successivi provvedimenti di modifica, aggiornato dalla seguente documentazione:  Atto n. 2771 del 08/05/2014 di prima modifica non sostanziale dell’AIA.

3 Identificazione dell’impianto IPPC Denominazione: Centrale di compressione gas di Poggio Renatico (FE)

Numero attività IPCC: 1 Numero attività non IPCC:

Per ogni attività IPCC all’interno dell’impianto, indicare: Codice IPPC 1.1 Classificazione IPPC Combustione di combustibili in installazione con una potenza termica nominale totale pari o superiore a 50 MW Codice NOSE-P 101.04 Classificazione NOSE-P Combustione nelle turbine a gas Codice NACE 49.50 Classificazione NACE Trasporto mediante condotte Codice ISTAT 49.50 Classificazione ISTAT Trasporto mediante condotte

Indirizzo dell’impianto Comune Poggio Renatico CAP 44028 Prov. FE Frazione/località Via Uccellino Strada Provinciale 8 km 11,5 N. Telefono 0532821135 E-mail [email protected] Coordinate del reticolo chilometrico Longitudine 698335.2 Latitudine 4960958.8 UTM (32N) Est Nord

Sede legale Comune S. Donato Milanese Cod. 15192 Prov. MI Cod. 15146 Via Piazza Santa Barbara N. 7 Telefono 02-37037254 Fax 02-37037260 E-mail [email protected] Partita IVA 10238291008

Gestore IPCC dell’impianto Nome Alessandro Cognome Conta Nato a Pavia Prov. PV Il 28/03/1983 Residente a Domiciliato per la carica a Crema Prov. CR Via Libero Comune N. 5 Telefono 0373-892235 Fax E-mail [email protected] Codice fiscale CNTLSN83C28G388A

Referente IPPC Nome Maurizio Cognome Ruggiero Indirizzo uffici Crema (Cr) – Via Libero Comune N. 5 Telefono 0373-892690 Fax E-mail [email protected]

4 Inquadramento territoriale e ambientale 4.1 Inquadramento urbanistico e geografico La centrale di compressione gas, attiva dal 2008, è ubicata a nord-est dell’abitato del Comune di Poggio Renatico (FE) in via Uccellino Strada Provinciale 8 Km 11,5. L’area è identificata nel catasto comunale di Poggio Renatico nel mappale 114 del foglio 42.

Fig. 4.1 – Stralcio catasto con evidenziato il Figlio 42 e mappale 11 4su base satellitare e su base CTR (fonte: cartografia del Comune di Poggio Renatico)

Il PRG vigente nel Comune di Poggio Renatico è stato approvato ed è divenuto operativo il 14/11/2000 per effetto della Deliberazione della Giunta Provinciale n. 505. A questa versione hanno fatto seguito numerose varianti non sostanziali. A seguito dell'entrata in vigore della L.R. 24/03/2000 n. 20, con Delibera Consiglio Comunale di Poggio Renatico n. 38 del 30/06/2010 è stato adottato il PSC in forma associata, redatto dai comuni dell'Alto Ferrarese. L'area occupata dalla Centrale di Poggio Renatico è classificata nel P.R.G. del Comune di Poggio Renatico:  nella parte est come area F1/gas – zona per servizi di interesse comune;  nella parte ovest come area E1 – zona agricola.

Fig. 4.2 – Stralcio PRG su base satellitare e su base CTR (fonte: cartografia del Comune di Poggio Renatico)

Le aree limitrofe ricadono in “Classe III – Aree di tipo misto”, ad eccezione delle porzioni di territorio limitrofe alle infrastrutture ferroviarie e viarie principali che ricadono in Classe IV (Aree ad intensa attività umana).

Fig. 4.3 – Stralcio acustica su base satellitare e su base CTR (fonte: cartografia del Comune di Poggio Renatico)

4.2 Inquadramento geologico, idrogeologico Si riporta di seguito una breve descrizione dell'evoluzione geologica della Pianura Padana, l'unità di rango superiore che comprende il territorio analizzato. Questo ampio bacino sedimentario, la cui genesi ha avuto inizio nel Terziario (65 milioni di anni fa), rappresenta un'avanfossa per entrambe le catene montuose dalle quali esso è delimitato: le Alpi Meridionali (o Sudalpino) a Nord ed il margine settentrionale degli Appennini a Sud. Per questo motivo la sua evoluzione strutturale è connessa con la dinamica degli eventi che hanno interessato le placche litosferiche Africana ed Eurasiatica, ed hanno prodotto una tettonica compressiva con accorciamento crostale per convergenza e collisione. Questo tipo di tettonica è responsabile della formazione di gruppi di pieghe e di un fitto sistema di faglie con direzione NNW-SSE, WNW-ESE e N-S, con conseguente suddivisione dell'area padana in settori dislocati da paleofaglie e con evoluzione differenziata. Le strutture tettoniche che mostrano attività recente nel settore compreso tra il crinale appenninico e il Po non sono omogeneamente diffuse ma si concentrano prevalentemente in determinate aree:

1. nell’alto Appennino, in particolare lungo il crinale. Le mappe e le sezioni geologiche mostrano chiaramente che l’Appennino settentrionale è una catena formata da varie falde sovrapposte secondo una strutturazione a duplex complesso; il versante padano dell’Appennino ha subito un’evoluzione differenziata, tale da distinguere un settore emiliano a ovest e un settore romagnolo a est. La differenza più evidente è il maggiore sollevamento e la strutturazione ad anticlinale dell’Appennino romagnolo, dove è assente la coltre “alloctona” liguride e affiorano estesamente i terreni oligo-miocenici delle successioni toscana e umbro-romagnola. Vari Autori hanno interpretato l’Appennino romagnolo come una finestra tettonica. Dati stratigrafici, morfo-strutturali e geochimici indicano che il sollevamento dell’Appennino romagnolo e la conseguente erosione delle Liguridi è avvenuta prevalentemente tra il Pliocene superiore e il Pleistocene medio. Anche nell’Appennino emiliano sono presenti

varie finestre tettoniche, più o meno estese, concentrate soprattutto nella parte alta della catena e lungo il crinale. Anche in queste strutture, al nucleo, affiorano terreni oligo-miocenici che, verso nord, si accavallano sulle Liguridi, testimoniando un’attivazione, o riattivazione, fuori sequenza di strutture soprattutto nel tardo Quaternario. Il sollevamento recente della catena è testimoniato anche da rilievi morfo-stratigrafici lungo le principali aste fluviali. Osservando la distribuzione delle strutture neotettoniche, si nota come queste siano concentrate soprattutto a monte di un’importante struttura di accavallamento del basamento che, conseguentemente, ha sollevato tutta la copertura sedimentaria favorendo l’erosione della coltre Liguride. In generale, sembra che il settore romagnolo abbia subito un maggiore sollevamento di quello emiliano. Considerando i marker stratigrafici, si può inoltre ipotizzare che in generale il sollevamento della catena appenninica diminuisce verso NW. Tali dati sono in accordo anche con gli attuali movimenti crostali rilevati tramite stazioni GPS che indicano velocità più elevate nel settore orientale, via via minori verso ovest.

2. nel basso Appennino, soprattutto lungo il margine appenninico; Lungo il margine appenninico-padano, le testimonianze di un sollevamento recente, sia morfo- strutturali che stratigrafiche, sebbene non continue lungo tutto il margine, sono ancora più evidenti. Anche in questo caso appare evidente che il settore romagnolo ha subito un sollevamento maggiore del settore emiliano. Tuttavia, le evidenze di attività tettonica più recente sono maggiori nel settore emiliano. È interessante notare che il cosiddetto fronte del margine appenninico non è dato da una struttura uniforme lungo tutto il margine, ma è costituito da una serie di strutture di ordine minore che, in particolare nel settore emiliano, si prolungano dentro la catena dando origine ad una struttura tipo “horse-tail” indicativa di una componente trascorrente sinistra della deformazione lungo il margine, almeno nel tratto tra Bologna e Parma. I meccanismi focali localizzati nell’area del margine appenninico-padano sono prevalentemente compressivi e trascorrenti, con profondità generalmente maggiori di 15-20 km;

3. in pianura, in corrispondenza degli archi sepolti delle Pieghe Emiliane e delle Pieghe Ferraresi e a nord del Po. In Pianura le evidenze di tettonica recente derivano soprattutto dalla ricerca di idrocarburi (dati ENI e UNMIG). Le strutture che mostrano maggiori dislocazioni recenti sono le Pieghe Emiliane, soprattutto dal fronte di Broni-Stradella a Reggio Emilia e tutto l’arco delle Pieghe Ferraresi e le Pieghe Adriatiche. Inoltre, i profili sismici indicano che le faglie che tagliano la piattaforma lombardo-veneta, a nord dei fronti delle Pieghe Emiliane e Ferraresi, arrivano ad interessare anche i depositi tardo quaternari, mostrando quindi un’attività anche molto recente. Infine, osservando le geometrie delle principali strutture recenti del crinale, del basamento, del margine e i fronti padani sepolti, emerge che tali strutture sono compatibili con un campo di stress caratterizzato da una direzione di massima compressione orizzontale orientata circa N-S. Questa interpretazione è in accordo sia con la ricostruzione dei campi di paleo-stress e degli sliprates plio-pleistocenici sia con i meccanismi focali dei terremoti dell’Appennino emiliano-romagnolo e della Pianura Padana centrale.

Fig. 4.4 – Carta delle strutture attive del versante padano dell’Appennino settentrionale e della Pianura Padana centrale. In pianura è rappresentata la quota, espressa in m s.l.m., della base del sistema Emiliano-Romagnolo superiore (AES) datata circa 450.000 anni

Fig. 4.5 – Sezione geologica trasversale dal crinale tosco-emiliano al Polesine (C-C’).

Per quanto riguarda gli acquiferi della pianura emiliano – romagnola sono costituiti principalmente dai depositi di origine alluvionale presenti nella porzione più superficiale della pianura, per uno spessore di circa 400-500 m e, in minima parte, da depositi marino marginali. La distribuzione di questi corpi sedimentari nel sottosuolo è schematicamente rappresentata nella sezione di figura seguente che attraversa tutta la pianura da Sud a Nord, ovvero dal margine appenninico, che separa gli acquiferi montani da quelli di pianura, al Fiume Po.

Fig. 4.6 – Distribuzione dei corpi sedimentari nel sottosuolo della Pianura Padana

Procedendo quindi dal margine verso nord, si trovano nell’ordine: le conoidi alluvionali, la pianura alluvionale appenninica e la pianura alluvionale e deltizia del Po. Le conoidi alluvionali sono formate dai sedimenti che i fiumi depositano all’uscita dalla valle, dove il corso d’acqua non è più confinato lateralmente e vi è una brusca diminuzione della pendenza topografica. Nella porzione più vicina al margine, conoidi prossimali, allo sbocco del fiume nella pianura, prevalgono le ghiaie grossolane e frequentemente affioranti, che proseguono nel sottosuolo con spessori anche di alcune centinaia di metri, mentre i depositi fini sono rari e discontinui; procedendo verso la pianura aumenta invece la presenza di depositi fini che si alternano a quelli ghiaiosi (qui sepolti) in corpi tabulari molto estesi, conoidi distali. È interessante notare che, in generale, le ghiaie delle conoidi sono tanto più abbondanti e grossolane quanto maggiori sono le dimensioni del bacino imbrifero e quanto maggiore è la presenza di formazioni geologiche facilmente erodibili dal fiume (come i calcari) che sgretolandosi danno origine alle ghiaie in questione. Dal punto di vista idrogeologico le conoidi alluvionali, con i loro depositi molto permeabili e molto spessi, sono i principali acquiferi della pianura emiliano – romagnola. In particolare le conoidi prossimali sono sede di un esteso acquifero freatico ricaricato direttamente dalle acque superficiali dei fiumi e dalle piogge, mentre le conoidi distali costituiscono un complesso sistema di acquiferi multistrato con falde confinate e semiconfinate. La pianura alluvionale appenninica è caratterizzata da una pendenza topografica inferiore ed è formata dai sedimenti fini trasportati dai fiumi appenninici a distanze maggiori, costituiti da alternanze di limi più o meno argillosi, argille e sabbie limose. Essa inizia laddove i corpi ghiaiosi si chiudono e passano lateralmente a sabbie, presenti come singoli corpi nastriformi di pochi metri di spessore, che rappresentano i depositi di riempimento di canale e di argine prossimale. Talvolta si ritrovano degli orizzonti argillosi molto ricchi di sostanza organica che testimoniano il succedersi degli eventi di trasgressione marina che hanno interessato la zona costiera dell’Emilia-Romagna durante il Pleistocene e che costituiscono dei veri e propri livelli guida. Dal punto di vista idrogeologico i rari e discontinui depositi sabbiosi della pianura alluvionale appenninica, costituiscono degli acquiferi di scarso interesse, anche perché la loro ricarica è decisamente scarsa e deriva unicamente dall’acqua che, infiltratasi nelle zone di ricarica delle conoidi, riesce molto lentamente a fluire sino alla pianura. Procedendo verso nord si passa alla pianura alluvionale e deltizia del Fiume Po, costituita dall’alternanza di corpi sabbiosi molto estesi e sedimenti fini. Le sabbie derivano dalla sedimentazione del Fiume Po e sono presenti in strati amalgamati tra loro a formare livelli spessi anche alcune decine di metri ed estesi per svariati chilometri. Nella parte occidentale della Regione

questi depositi hanno sempre un’origine alluvionale, mentre verso est rappresentano i diversi apparati deltizi che il Po ha sviluppato nel corso del Pleistocene. I sedimenti fini che si alternano a questi strati sabbiosi sono formati da limi più o meno argillosi, argille, sabbie limose e più raramente sabbie. Anche nella pianura alluvionale del Po ci sono presenti dei depositi argillosi ricchi in sostanza organica che fungono da livelli guida. Dal punto di vista idrogeologico i depositi della pianura alluvionale e deltizia del Po costituiscono degli acquiferi confinati molto permeabili e molto estesi e dunque molto importanti. Il più superficiale di questi è in contatto diretto col fiume, da cui viene ricaricato, mentre quelli più profondi ricevono una ricarica remota che viene in parte dallo stesso Po (da zone esterne alla Regione Emilia-Romagna) e in parte dalle zone di ricarica appenniniche ed alpine, poste rispettivamente molto più a sud e a nord. Al di sopra dei depositi descritti, fatto salvo per le conoidi prossimali dove le ghiaie sono affioranti, si trova l’acquifero freatico di pianura, un sottile livello di sedimenti prevalentemente fini che prosegue verso nord su tutta la pianura. Si tratta dei depositi di canale fluviale, argine e pianura inondabile in diretto contatto con i corsi d’acqua superficiali e con gli ecosistemi che da esse dipendono, oltre che con tutte le attività antropiche. Data la litologia prevalentemente fine e lo spessore modesto (nell’ordine dei 10 m), L’acquifero freatico di pianura riveste un ruolo molto marginale per quanto concerne la gestione della risorsa a scala regionale. E’ invece molto sfruttato nei contesti rurali, dove numerosi pozzi a camicia lo sfruttano per scopi prevalentemente domestici. Gli acquiferi presenti nelle zone intravallive sono i terrazzi alluvionali risultanti dall’azione erosiva dei corsi d’acqua, che generalmente hanno una topografia pianeggiante e sono costituiti da ghiaie e sabbie di canale fluviale, sovrastate da sottili spessori di materiali più fini pedogenizzati. Si tratta di acquiferi freatici molto sottili, alimentati dalle piogge locali, dai canali e dal drenaggio dei versanti adiacenti.

Tra gli acquiferi di pianura e quelli di montagna, si trova la zona del margine appenninico, formato da depositi ghiaiosi coperti da sedimenti fini pedogenizzati (conoidi montane) che, in una breve distanza verso la pianura, passano da spessori sottili a spessori anche molto considerevoli a formare le conoidi alluvionali precedentemente descritte. Al di sotto di questi depositi ghiaiosi si trovano le sabbie costiere attribuibili all’ultimo episodio della sedimentazione marina nell’Appennino e che proseguono fino alle porzioni più distali della pianura (Sabbie Gialle). I depositi della pianura sono stati suddivisi in tre nuove unità stratigrafiche, denominate Gruppi Acquiferi A, B e C: il Gruppo Acquifero A è il più recente ed ha un’età che va dall’Attuale sino a 350.000 – 450.000 anni; il Gruppo Acquifero B, intermedio, va da 350.000 – 450.000 anni sino a 650.000 circa; il Gruppo Acquifero C è il più vecchio e va da 650.000 sino a oltre 3 milioni di anni. Il Gruppo Acquifero A ed il Gruppo Acquifero B sono costituiti principalmente da depositi alluvionali ed in particolare dalle ghiaie delle conoidi alluvionali, dai depositi fini di piana alluvionale e dalle sabbie della piana del Fiume Po; il gruppo acquifero C è formato principalmente da depositi costieri e marino marginali ed è costituito principalmente da pacchi di sabbie alternati a sedimenti più fini. In prossimità dei principali sbocchi vallivi il gruppo acquifero C contiene anche delle ghiaie intercalate alle sabbie, che costituiscono i delta conoide dei fiumi appenninici durante il Pleistocene inferiore e medio.

Fig. 4.7 – Schema stratigrafico dei depositi plio-quaternari del bacino padano, con indicazione delle principali unità stratigrafiche e superfici di discontinuità, sequenze deposizionali e unità idrostratigrafiche (da Regione Emilia-Romagna & ENI-AGIP, 1998)

Esiste una corrispondenza tra i Gruppi Acquiferi (definiti come Unità Idrostratigrafiche) e le Unità Stratigrafiche utilizzate nella Carta Geologica d’Italia. Nello specifico, il Gruppo Acquifero A corrisponde al Sintema Emiliano-Romagnolo Superiore (AES), il Gruppo acquifero B al Sintema Emiliano-Romagnolo Inferiore (AEI), il Gruppo Acquifero C a diverse unità affioranti nell’Appennino, la più recente delle quali è la Formazione delle Sabbie Gialle di Imola (IMO). Le Unità Idrostratigrafiche sono formate da una o più sequenze deposizionali caratterizzate da alternanze cicliche di depositi fini (alla base) e grossolani (al tetto) molto spessi. Una sequenza deposizionale è una successione di sedimenti geneticamente legati tra loro (sono deposti durante lo stesso intervallo di tempo e con meccanismi della sedimentazione legati tra loro), compresi alla base e al tetto da superfici di discontinuità della sedimentazione e da superfici di continuità ad esse correlate. All’interno di ciascuna sequenza, si trovano depositi costituiti da differenti litologie, corrispondenti a vari sistemi e ambienti deposizionali. Alla base di ciascuna sequenza si trova un livello molto continuo a scarsa permeabilità che funge da acquicludo tra le diverse unità individuate.

Fig. 4.8 – Suddivisione dei nel sottosuolo dei diversi Gruppi Acquiferi

All’interno di ciascun Gruppo Acquifero vengono poi distinti diversi Complessi Acquiferi, unità gerarchicamente inferiori (a cui comunque corrisponde un’unità stratigrafica della Carta Geologica) identificate dal nome del Gruppo Acquifero di appartenenza, seguito da un numero progressivo (A0, A1 ecc.). Anche i Complessi Acquiferi sono Unità Idrostratigrafiche e come tali rappresentano una sequenza deposizionale contraddistinta da un acquitardo basale molto continuo, a cui fa seguito una sedimentazione più fine che diventa poi decisamente grossolana nella porzione terminale della sequenza.

4.3 Inquadramento ambientale – Acque superficiali La storia del territorio ferrarese racconta la mutevolezza di un paesaggio in cui i confini tra aree emerse e sommerse sono continuamente cambiati, a causa dei processi di sedimentazione ed erosione esercitati dal Po e dal mare, dalla subsidenza e dalle variazioni climatiche. I materiali erosi dalle Alpi e dall’Appennino Settentrionale si sono sedimentati nello spazio tra le due catene, che milioni di anni fa era un golfo marino, e hanno formato l’attuale pianura alluvionale; questa si è progressivamente sviluppata soprattutto durante il Pleistocene, il primo periodo del Quaternario, che ha visto l'alternarsi delle grandi glaciazioni. Una pianura che in certi periodi, si estendeva più di quella attuale, come nell’ultima glaciazione, quando era lunga oltre il doppio. Anche il periodo geologico attuale, l'Olocene (ultimi 10.000 anni) ha visto alternarsi fasi climatiche fredde e calde, sia pure assai meno pronunciate di quelle pleistoceniche. A secoli di clima più freddo e piovoso, caratterizzati dalla tendenza dei fiumi ad intasare i loro alvei e a straripare, formando paludi

e talora mutando corso, e dei delta fluviali a crescere rapidamente, si sono succeduti secoli più caldi, caratterizzati dall'abbassamento degli alvei, da una relativa stabilità della rete fluviale, erosioni delle coste e invasioni di acque marine nelle aree litoranee. Questa evoluzione è stata complicata dalla subsidenza, che ha favorito il seppellimento con nuovi sedimenti di strutture morfologiche importanti, come alvei fluviali abbandonati e antichi cordoni dunosi. Grande importanza ha avuto infine l'azione dell'uomo, che ha disboscato, semplificato la rete fluviale e l'ha stabilizzata, innalzando argini, ed ha prosciugato le paludi ad acque dolci e ad acque salmastre. Sul finire dell'Età del Bronzo le maggiori linee di deflusso del Po, nella bassa Pianura Padana, erano principalmente due: la più settentrionale era rappresentata da quello che oggi è chiamato Po di Adria che, dopo aver toccato Castelmassa, Fratta Polesine e Rovigo (ove una diramazione verso nord-est si saldava all'Adige), raggiungeva il mare a est di Adria; la più meridionale comprendeva una serie di alvei tra Guastalla e il Bondenese e, oltre Bondeno, il primitivo Po di Ferrara, con le sue diramazioni di cui si trova ancora traccia nel Ferrarese orientale. Intorno al VIII secolo a.C. all'inizio di un periodo di clima più freddo e piovoso, si sono prodotti numerosi mutamenti idrografici, con sviluppo dell'ambiente palustre. Con una rotta avvenuta presso Sermide il ramo settentrionale del Po si è spostato a sud e ha “catturato” il ramo meridionale, dando vita a un corso unico per Bondeno, Ferrara e Cona, il Po di Ferrara, che poi si divideva in due grandi rami. Ad una diramazione per Baura, Copparo e Berra (Po di Copparo) si può ascrivere la formazione di un primo delta a est di Massenzatica; sull'altra diramazione, per Codrea, Gambulaga e Ostellato, è nata Voghenza e presso la foce è fiorita, fra il VI e il III secolo a.C., la città etrusca di Spina (Po Spinetico). Plinio il Vecchio attribuisce agli etruschi vari interventi idraulici, tra cui lo scavo di una fossa che allacciava tre rami di foce del Po alle paludi di Adria, fossa della quale forse restano tracce nel Canale Marozzo e nel Gaurus, tra Codigoro e Ariano. I tratti del fiume a valle di Sermide e a monte di Bondeno hanno progressivamente perso di importanza. Il Panaro passava per Casumaro, Mirabello e Vigarano e si immetteva nel Po di Ferrara. L'Età Romana è stata invece caratterizzata da un miglioramento del clima e delle condizioni di abitabilità del territorio. I romani hanno attuato forti diboscamenti e, anche grazie a un miglioramento climatico avvenuto tra il I sec. a.C. e il I d.C., hanno dato grande sviluppo all'agricoltura. Nel Ferrarese però non hanno realizzato centuriazioni. Il ramo principale del Po era sempre il Po di Ferrara, che ormai scendeva diretto tra Ficarolo e Bondeno e, dopo Cona, si divideva in vari corsi, tra cui i più importanti erano quello per Copparo (con una importante diramazione verso Codigoro, l’Olana citato da Polibio, oggi chiamato Volano), e quello per Ostellato (probabilmente il Padòa citato da Polibio, più tardi chiamato Eridano da Plinio). Alla foce di quest'ultimo, a valle dell'ormai scomparsa Spina, si è formato un vasto e complesso delta, che nel III sec. d.C. si è spinto fin oltre l'attuale linea di costa. Il Reno teneva un tracciato per S. Giorgio di Piano, S. Pietro in Casale, Poggio Renatico e forse confluiva assieme al Panaro nel Po di Ferrara. Intorno al VI secolo d.C. si è registrata una nuova fase di intensa piovosità (il cosiddetto Diluvio di Paolo Diacono, dal nome dello storico veronese che ce ne ha lasciato memoria), con dissesti idrologici, importanti mutamenti del corso dei fiumi, ulteriori diffusioni delle paludi e crisi dell'agricoltura. Fra i secoli VII e VIII si è estinto l'Eridano (poi ricordato come Padovetere) e il suo delta è stato parzialmente eroso dal mare. Il Volano e il Primaro sono divenuti a questo punto i principali rami del Po e hanno formato ciascuno un proprio delta cuspidato. Alla loro biforcazione è nata la città di Ferrara. L'intervallo climatico caldo tra il IX e l'XI secolo ha portato ad un lieve innalzamento del livello marino, con ingressione di acque salmastre nelle aree orientali più ribassate dalla subsidenza (ex delta dell'Eridano); questo miglioramento climatico ha favorito un generale rilancio dell'agricoltura nel territorio. Dopo il Mille si è assistito, nelle zone contigue agli alvei del Goro e del Volano, ad un'importante azione di bonifica disposta dai monaci dell'Abbazia di Pomposa mediante il metodo della tagliata, volto a migliorare il drenaggio delle acque dai terreni più alti verso le aree più depresse e paludose:

un sistema di bonifica per scolo a gravità Successivamente si è prodotto un nuovo deterioramento climatico e intorno alla metà del XII secolo, a causa di una serie di rotte avvenute presso Ficarolo, le acque del Po hanno cominciato a defluire copiose in un nuovo alveo che, da Ficarolo fin oltre Bottrighe, coincideva all'incirca con il corso attuale, per mettere poi foce presso Rosolina. Iniziava così la decadenza del Po di Ferrara dei suoi rami, Volano e Primaro. Un ramo del nuovo corso si immetteva nel Po di Ariano, il quale presso la foce si è diviso, generando verso nord-est il Po di Goro e verso sud-est il Po dell'Abate. Il Reno, che da vari secoli si stava spostando verso occidente, dopo il 1457 è stato sistemato sull’attuale tracciato fra Cento e Vigarano. Il Panaro, dopo aver formato un’ampia ansa a valle di Finale Emilia (Ramo della Lunga), si immetteva nel Po di Ferrara a Bondeno. Gli alvei del Po stavano però diventando pensili e spesso non riuscivano a ricevere le acque degli affluenti, il che favoriva l’incremento delle paludi. Gli Estensi, a partire dal 1447, attuavano le prime grandi bonifiche presso la città (Casaglia, Diamantina, Sammartina); ma nel Basso Ferrarese, nonostante la costruzione di vari argini, proseguiva la diffusione delle acque salmastre rimontanti dal mare. Nel 1526 il Reno è stato immesso, a Porotto, nel Po di Ferrara, provocandone il rapido interrimento e numerose rotte, con allagamento di vaste aree a sud della città, anche di terreni appena prosciugati (Sammartina). Per tutto il XVI secolo gli Estensi hanno tuttavia portato avanti altre opere di bonifica: memorabile quella disposta da Alfonso II fra il 1564 e il 1580, nota come Grande Bonificazione Estense, nel cui contesto è stato staccato dal Po di Ariano il ramo dell'Abate (a Mesola), per costruirvi alla foce un grande porto. Il piano generale della bonifica prevedeva la sistemazione idraulica dell'ampio territorio denominato Polesine di Ferrara, situato fra il Po di Volano e il Po Grande, e la sua divisione in due settori: le Terre Vecchie o Alte, comprese tra il fiume Po e la linea Ferrara – Copparo - foce del Po dell'Abate, e le Terre Basse o Nuove, delimitate dalla suddetta linea e dal Po di Volano. Le acque delle Terre Alte sono state convogliate a mare dal Canal Bianco, mentre, per il prosciugamento delle Terre Basse, è stata costruita una nuova rete di canali: quelli meridionali, Ippolito e Galvano, sono stati condotti alla Chiavica di Volano (più tardi sostituita dalla Chiavica dell’Agrifoglio, situata più a monte); quelli settentrionali, Bentivoglio e Seminiato, sono stati invece innestati nell'alveo dell'ex Po dell'Abate e regimati dalla Chiavica dell'Abate. Tutte queste chiaviche erano munite di porte vinciane, per impedire la rimonta delle acque marine. In capo a pochi anni, però, la subsidenza artificiale, ossia l'abbassamento dei terreni causato dalla stessa bonifica (specie quella causata dalla disidratazione degli strati torbosi) ha messo in difficoltà il funzionamento di tale rete scolante. Ma fatti anche più importanti hanno portato, in questo stesso periodo, al dissesto idraulico del Ferrarese nord-orientale. Alla fine del XVI secolo approfittando del vuoto di potere determinato dall'allontanamento degli Estensi da Ferrara, la confinante Repubblica di Venezia ha realizzato, fra il 1599 e il 1604, il cosiddetto Taglio di Porto Viro, ossia la deviazione verso sud-est del corso terminale del Po. L'intervento è stato giustificato dai Veneziani con la preoccupazione che i sedimenti depositati dalle foci più settentrionali del Po potessero provocare l'occlusione delle bocche della Laguna Veneta Il Taglio di Porto Viro, che nei secoli successivi determinerà la costruzione del Delta Moderno, ha ben presto prodotto l'ostruzione, con i sedimenti del Po, degli sbocchi a mare dei canali ferraresi, mettendo fuori servizio la Chiavica dell’Abate. In pochi decenni è venuta a mancare la possibilità di far scolare le acque della Grande Bonificazione e su quei terreni si è nuovamente estesa la palude. Intanto causa dei nuovi accrescimenti del territorio, il Canal Bianco è stato prolungato verso sud e in esso sono stati immessi anche i canali Bentivoglio e Seminiato. Nel 1751 alla sua foce è stata costruita la nuova chiavica di Torre Palù. Tale prolungamento ha avuto però come conseguenza un’esagerata attenuazione della pendenza del canale. In breve tempo, per gran parte del territorio ferrarese, il recapito in mare delle acque interne è divenuto assai difficoltoso. Lo sviluppo del Delta moderno è stato assai rapido, sia perché i secoli XVII e XVIII sono stati molto freddi (il cosiddetto Piccolo Glaciale di Età Moderna), sia perché i fiumi erano ormai tutti arginati. Dopo il 1850, quando il clima stava passando verso la fase calda attuale, anche le nuove terre del Delta sono

state a loro volta oggetto di bonifica. Recentemente è stato anche costruito un impianto idrovoro (Romanina) alla foce del Canal Bianco, per consentirgli di scaricare le acque in mare. Il Po di Ferrara, già dall’inizio del ‘Seicento, era stato totalmente separato dal Po Grande, e il Panaro era stato portato a sfociare nel Po Grande percorrendo in senso inverso il tratto abbandonato del Po di Ferrara a nord di Bondeno; nell’Ottocento, con l’abbandono del Ramo della Lunga, il Panaro ha assunto l’assetto attuale. Il Reno era stato distolto dal Po di Ferrara nel 1604 e deviato per bonificare per colmata le paludi a sud di Ferrara. Qui, nel Settecento, tale fiume è stato sistemato in due alvei, il Riazzo Cervella (attuale Sgarbata), immesso nel Po di Primaro a Marrara, e il Riazzo del Gallo. Nel 1724 è stato scavato il Cavo Benedettino, per convogliare anche le acque di queste paludi nel Po di Primaro, questa volta presso Traghetto. Tra il 1767 e il 1795, è stato poi realizzato il Cavo Passardo e riscavato il Cavo Benedettino, per allacciare il Reno al Primaro con un alveo artificiale unico e diritto, da S.Agostino a Traghetto; poi, con la costruzione di successivi drizzagni nel Primaro, il Reno ha assunto l’attuale tracciato. Il fiume è poi divenuto fortemente pensile e il tratto del Primaro fra Ferrara e Traghetto è rimasto isolato: oggi funziona come distributore di acque irrigue per i territori adiacenti e come collettore delle acque di scolo dei territori posti a Ovest. Analoghe funzioni sono state assunte dal Po di Volano. All’inizio dell’Ottocento era stato anche scavato il Cavo Napoleonico, che avrebbe dovuto portare il Reno a confluire nel Panaro a Bondeno; con questa funzione il Cavo non è mai stato terminato; è stato invece riutilizzato dopo il 1966, prolungandolo a nord fino al Po. Oggi il Cavo è in grado di scaricare il Reno in Po, è già stato utilizzato come cassa di espansione delle piene del fiume, e costituisce il primo tratto del Canale Emiliano Romagnolo, che porta le acque del Po, per l’irrigazione, fin oltre Rimini. Nel 1872 si è verificata la rotta di Guarda, l'ultima rotta di Po che abbia interessato il Ferrarese. Nello stesso anno, con l'introduzione delle pompe idrovore mosse dall’energia del vapore, è iniziata la bonifica meccanica, cominciando dalla zona ove era fallita la maggiore bonifica estense. Gli interventi di bonifica sono poi proseguiti per un secolo, fino al momento in cui è diminuita la richiesta di nuove terre da coltivare e si è ritenuto opportuno conservare almeno una parte delle zone umide della nostra pianura. Nel 1813 era stata realizzata, sotto al Panaro (pensile), la Botte Napoleonica, per far scolare verso mare le acque dei terreni a ovest del fiume; questo manufatto (canale sotto fiume) è stato però messo in funzione solo alla fine dell’Ottocento, dopo la costruzione del canale Emissario di Burana. Quest’ultimo si salda al Volano poco a monte della Darsena di Ferrara, assieme al relitto del Po di Ferrara (Poatello) nel quale è stato immesso il Canale di Cento. Negli anni Venti è stato costruito il Canale Boicelli, e nel 1933 la biconca di Pontelagoscuro, per riallacciare il Volano al Po Grande. Il Volano prosegue fino alla Sacca di Goro, ma oggi è quasi sempre chiuso tra Fiscaglia e Codigoro (alla conca di Tieni e con il nuovo sbarramento di Fiscaglia): a Migliarino le sue acque provenienti da ovest vengono infatti deviate nel Canale Navigabile, che raggiunge il mare a Porto Garibaldi. I canali Boicelli, Volano (tratto Ferrara-Migliarino) e Navigabile costituiscono l’Idrovia Ferrarese, che è dotata delle seguenti conche di navigazione: Pontelagoscuro (dalla quota idraulica variabile del Po alla quota di m 4,5), Valpagliaro (dalla quota 4,5 alla quota 1,5) e Valle Lepri (da m 1,5 al livello del mare).

4.4 Inquadramento ambientale – Aria A partire dal 2011 (con DGR 2001/2011), la Regione Emilia-Romagna ha attuato un processo di riorganizzazione delle modalità di gestione della qualità dell’aria approvando un nuova zonizzazione del territorio e la configurazione della rete regionale di monitoraggio della qualità dell’aria adeguata. In particolare, valutando le aree che risultano meteorologicamente omogenee, sono state individuate in particolare tre zone: la Pianura Ovest, la Pianura Est e l’Area Appenninica, a cui si aggiunge

l’agglomerato di Bologna.

Comune Poggio Renatico

Fig. 4.9 – Zonizzazione e classificazione del territorio della regione Emilia Romagna.

L’area della Centrale ricade in “Pianura Est”. Dalla zonizzazione della provincia di Ferrara del Piano di Tutela e Risanamento della Qualità dell’Aria (PTRQA), contenuta nella Delibera di Giunta Regionale n. 43 del 2004, e recepita dalla Provincia di Ferrara con Delibera di Giunta Provinciale n. 196 del 2004, il Comune di Poggio Renatico ricade in Zona A, territorio dove c’è il rischio di superamento del valore limite e/o delle soglie di allarme.

Fig. 4.10 – Stralcio della Zonizzazione della Provincia di Ferrara dal PTRQA

Per la descrizione dello stato della qualità dell’aria nell’area vasta intorno al sito si è fatto riferimento al Rapporto sulla Qualità dell’Aria della Provincia di Ferrara (anno 2017). Rispetto alla rete di

monitoraggio di qualità dell’aria a Ferrara, che annovera le stazioni di Isonzo, Villa Fulvia, Barco Nuova, Cassana, Cento, Ostellato e Gherardi, quelle più vicine al sito in esame sono:  stazione di Isonzo (stazione traffico);  stazione di Villa Fulvia (stazione di fondo). Si riporta di seguito una descrizione più dettagliata dello stato dell’aria relativamente ai seguenti inquinanti: NO2, PM10, PM2,5, O3, CO, benzene e BTEX, Benzo(a)pirene e IPA e metalli pesanti.

Biossido di azoto (NO2) In nessuna centralina si sono verificati superamenti nè della media annua (40 μg/m3), nè del valore 3 orario (200 μg/m ). Di seguito si riporta l’andamento delle concentrazioni orarie di NO2 in un giorno tipico del periodo invernale e del periodo estivo: si osserva un andamento bimodale due picchi, che presentano concentrazioni più contenute nel periodo estivo.

Fig. 4.11 – Andamento della concentrazione oraria di NO2 in un tipico giorno durante il periodo invernale ed estivo nell’anno 2017 (il dato mancante, in corrispondenza delle ore 3:00 è dovuto alla taratura giornaliera dei singoli analizzatori che comporta l’invalidazione del dato).

Il grafico delle medie mensili evidenzia il classico andamento stagionale, con valori in aumento a partire dai mesi di settembre e con dati più elevati nei mesi propriamente invernali. Per quanto riguarda il trend delle medie annuali di NO2, nel 2017 tutte le stazioni hanno registrato valori leggermente più alti rispetto all’anno precedente ad eccezione della sola centralina di Gherardi dove si registra una dato annuale pari a quello del 2016. Come dal 2014, anche nel 2017 in nessuna centralina si sono verificati superamenti del valore limite annuale, pari a 40 g/m3.

Fig.4.12 – Andamento delle concentrazioni medie mensili di NO2 (anno 2017) e delle concentrazioni media annuali di NO2 (periodo 1995-2017).

Particolato (PM10) Il PM10 viene misurato in tutte le centraline ad eccezione di quella di Ostellato. Le concentrazioni ottenute per i diversi giorni della settimana tipo mostrano, nel 2017, andamenti molto simili per tutte le centraline, con i valori maggiori concentrati in particolare nei giorni di giovedì e venerdì; i valori più bassi si registrano il lunedì.

3 Nel periodo invernale, i valori di PM10 oscillano tra i 30-60 μg/m , nel periodo estivo le concentrazioni oscillano intorno ai 15-25 μg/m3. Le medie mensili confermano l’andamento stagionale dell’inquinante, risultando elevate nei mesi invernali per tutte le centraline; in particolare da gennaio ad aprile e da ottobre a dicembre, con punte nel 2017 nei mesi di gennaio e ottobre. Nel 2017, come già registrato negli anni precedenti e in particolare dal 2008, la concentrazione media annua di tutte le centraline, è risultata inferiore al valore limite annuale previsto dal D.Lgs. 155/10 (pari a 40 μg/m3), ma in aumento rispetto all’anno precedente.

Fig. 4.13 – Andamento delle concentrazioni medie mensili di PM10 (anno 2017) e delle concentrazioni medie annuali di PM10 (periodo 1998-2017).

Il numero dei superamenti del valore limite giornaliero (50 μg/m3), da non superare più di 35 volte all’anno, nel 2017 risulta in tutte le centraline notevolmente più alto, rispetto agli ultimi anni, dato confermato anche a livello regionale. Dal punto di vista dell’effetto delle condizioni meteorologiche sulla qualità dell’aria, nel 2017 le condizioni meteorologiche sfavorevoli (alta pressione, assenza di precipitazioni e scarsa ventilazione in inverno e temperature elevate e precipitazioni scarse in estate) hanno favorito sia la concentrazione degli inquinanti tipicamente invernali come le Polveri fini (PM10 e PM2,5), sia dell’ozono, tipico inquinante estivo.

Fig. 4.14 – Numero superamenti valore limite giornaliero di PM10 (periodo 1998-2017).

Particolato (PM2,5) Il PM2,5 viene misurato nelle centraline Villa Fulvia, Barco Nuova, Cassana, Ostellato e Gherardi. Complessivamente nel 2017 l’andamento del PM2.5 è simile a quello del PM10 sia a livello settimanale che mensile. Nel 2017 tutte le stazioni della provincia hanno rilevato concentrazioni medie inferiori al valore limite pari a 25 mg/m3 (si segnala una dato pari a 25 mg/m3 nella stazione locale di Barco). Dal grafico relativo al trend annuale si registra che nel 2017 in tutte le stazioni il valore di PM2.5, è superiore all’anno precedente.

Fig. 4.15 – Andamento delle concentrazioni medie mensili di PM2,5 (anno 2017) e delle concentrazioni medie annuali di PM2,5 (periodo 2005-2017).

Ozono (O3) L’ozono (O3) viene misurato nelle centraline Villa Fulvia, Barco Nuova, Cassana, Ostellato e Gherardi. Dall’andamento delle concentrazioni orarie, si osserva come le concentrazioni risultano più elevate nelle ore pomeridiane della giornata poco dopo le ore di massima insolazione e nelle stagioni calde, caratterizzate da un maggiore numero di giorni in cui è più attiva l’azione della luce solare. Le condizioni di alta pressione e di scarsa ventilazione favoriscono il ristagno degli inquinanti ed il loro accumulo. I profili del giorno tipo sono paragonabili sia in estate che in inverno, con valori marcatamente più elevati nel primo caso

Fig. 4.16 – Andamento della concentrazione oraria di O3 in un tipico giorno durante il periodo invernale ed estivo nell’anno 2017 (il dato mancante, in corrispondenza delle ore 4:00 è dovuto alla taratura giornaliera dei singoli analizzatori che comporta l’invalidazione del dato).

Dalle medie mensili appare evidente come il periodo più critico per l’accumulo di ozono sia quello più caldo, principalmente da aprile a settembre, con valori massimi riscontrati proprio in questo periodo. Nel 2017 le condizioni meteorologiche sfavorevoli (alta pressione, assenza di precipitazioni e scarsa ventilazione in inverno e temperature elevate e precipitazioni scarse in estate) hanno favorito sia la concentrazione degli inquinanti tipicamente invernali come le Polveri fini (PM10 e PM2,5), sia dell’ozono, tipico inquinante estivo.

Fig. 4.17 – Andamento delle concentrazioni medie mensili di O3 (anno 2017) e delle concentrazioni medie annuali di O3 (periodo 1996-2017).

Rispetto agli ultimi anni, nel 2017 si registrano valori leggermente più alti in tutte le stazioni ad eccezione di Gherardi. Il numero dei superamenti della “soglia d’informazione” oraria (180 g/m3) e del “valore obiettivo” a lungo termine (120 g/m3) è risultato superiore rispetto al 2016. Nel 2017 non si sono registrati superamenti della soglia di allarme oraria (240 g/m3).

Monossido di carbonio (CO) Negli ultimi anni, il monossido di carbonio (CO) viene misurato nelle centraline Corso Isonzo, Barco Nuova e Cassana. L’andamento delle concentrazioni medie mensili mostra un andamento stagionale, con un lieve aumento nei mesi invernali, dal mese di ottobre. Le concentrazioni medie mensili in generale sono inferiori a 1 mg/m3, come anche gli andamenti delle medie annuali presentano, per tutte le centraline, valori molto inferiori ad 1 mg/m3.

Fig. 4.18 – Andamento delle concentrazioni medie mensili di CO (anno 2017) e delle concentrazioni medie annuali di CO (periodo 1995-2017).

A partire dal 2001, in nessuna centralina, non si sono registrati più superamenti del valore limite di 10 mg/m3, inteso come massima giornaliera delle medie mobili di 8 ore, ulteriore conferma del miglioramento della qualità dell’aria in termini di concentrazione del monossido di carbonio.

Benzene, BTEX Le centraline di C. Isonzo e Barco Nuovo monitorano gli inquinanti Benzene, per il quale il D.Lgs. 155/2010 prevede un valore limite su base annua pari a 5 g/m3, e altri BTEX. Nel 2017 non si sono mai verificati superamenti del valore limite per il parametro Benzene. Riguardo agli altri idrocarburi aromatici (toluene, etilbenzene e xileni) la normativa non prevede limiti, ma l’OMS indica un valore medio settimanale di toluene da non superare pari a 260 μg/m3. Tale valore non è mai stato raggiunto in nessuna delle postazioni di misura.

Benzo(a)pirene e IPA Le centraline di C. Isonzo, Villa Fulvia e Barco Nuovo monitorano l’inquinante benzo(a)pirene, normato dal D.Lgs. 155/2010, ed altri IPA. La determinazione di tutti gli IPA viene effettuata sul particolato PM10, come previsto dalla norma per il benzo(a)pirene. Analogamente agli anni precedenti, anche nel 2017 i valori medi annuali di benzo(a)pirene registrati risultano decisamente inferiori al valore obiettivo, pari a 1 ng/m3; si osserva però la presenza di singoli valori “di picco” superiori a 1 ng/m3 nei mesi invernali.

Metalli pesanti La misura del contenuto di metalli normati (As, Cd, Ni, Pb) nel PM10 viene effettuata dal 2008 in C. Isonzo; nel 2011 a questa stazione si è aggiunta Barco. Dall’analisi dei dati emerge che a Ferrara, anche nel 2017, tutti i metalli hanno fatto registrare medie annuali non solo decisamente inferiori ai rispettivi valori obiettivo (per il Piombo si parla di valore limite) ma anche inferiori alla Soglia di Valutazione Inferiore (SVI) prevista dalla normativa, che corrisponde ad un basso livello di concentrazione in cui le misure continuative non sono strettamente necessarie, ma è sufficiente l’utilizzo di tecniche di modellizzazione o di stima obiettiva.

5 Descrizione ed analisi dell’attività produttiva 5.1 Attività e capacità produttiva La Centrale di Compressione di Poggio Renatico è attiva dal 2008. La centrale fa parte dell’ampia rete dislocata lungo tutta la penisola italiana, attraverso le quali SNAM Rete Gas (SRG) con sede legale a S. Donato Milanese, Piazza Santa Barbara n.7, effettua il servizio di compressione del gas naturale, in arrivo da condotte nazionali ed estere, garantendo l’approvvigionamento dei metanodotti della rete italiana. L’impianto di Poggio Renatico, così come tutti gli impianti di compressione gas naturale, non svolge alcuna attività produttiva vera e propria, effettua esclusivamente l’azione di “spinta” del gas naturale all’interno della rete dei metanodotti SRG. Tale attività è svolta da turbine a gas, alimentate a loro volta da gas naturale, utilizzate per l’azionamento diretto di compressori che forniscono al gas la spinta necessaria per il trasporto nella rete gasdotti. L’attività svolta da tali turbine rientra all’interno delle Attività IPPC “Integrated Pollution Prevention and Control” codice 1.1, ovvero “Combustione di combustibili in installazione con una potenza termica nominale totale pari o superiore a 50 MW”.

5.1.1 Descrizione dell’impianto La Centrale in oggetto è ubicata a nord-est dell’abitato del Comune di Poggio Renatico (FE), in via Uccellino Strada Provinciale 8 Km 11,5, adiacente al nodo di smistamento esistente di circa 53.500 m2 di proprietà della Snam Rete Gas S.p.A, ed è collocata all’interno di una superficie pari a circa 76.000 m2, di cui circa 4.600 m2 sono coperti, circa 29.600 m2 sono impermeabilizzati e circa 41.800 m2 sono aree verdi. La centrale comprende essenzialmente tre aree, di seguito descritte:

 Area Impianti Nell’area impianti sono installate le unità di compressione, collocate all’interno di cabinati insonorizzati, il piping di centrale e di unità, completo di tutte le necessarie valvole, un sistema silenziato di scarico ordinario e uno non silenziato con funzione di scarico rapido di emergenza, entrambi provvisti di rilevatori di fiamma e dispositivi automatici di spegnimento. Completano l’impianto i sistemi di filtraggio gas, le tubazioni di centrale, il sistema gas combustibile e produzione acqua calda e un generatore elettrico in grado di fornire l’intera potenza richiesta, costituito da motore diesel che si avvia automaticamente in mancanza di fornitura elettrica della rete esterna.

La centrale è dotata di 4 unità di compressione, ciascuna costituita da una turbina di tipo aereonautico accoppiata ad un compressore centrifugo monostadio:  n. 2 unità da 11,190 MW (TC1, TC2);  n. 1 unità da 23,577 MW (TC3);  n. 1 unità da 22,370 MW (TC4).

Le 4 unità sono collegate in aspirazione a due gasdotti provenienti da Zimella e Minerbio, ed in mandata ai gasdotti di Zimella, Cremona e Correggio.

 Area Fabbricati L’area fabbricati comprende diversi edifici che comprendono: - fabbricato principale uffici (dove è presente il sistema per il controllo, la regolazione, la protezione e la supervisione della Centrale stessa);

- fabbricato caldaie fuel gas; - cabina elettrica di trasformazione; - altri locali tecnici.

 Strade e Piazzali Sono costituite da una rete stradale interna che collega l’accesso alla centrale di compressione con i fabbricati e le aree impianti, e da camminamenti pavimentati di larghezza adeguata che permettono di accedere alle zone di manutenzione e alle aree di manovra.

5.2 Ciclo produttivo Il ciclo produttivo della centrale è suddiviso nelle seguenti fasi: - Aspirazione; - Compressione; - Mandata.

5.2.1 Aspirazione gas Il gas da comprimere, proveniente dalla rete di trasporto nazionale, viene immesso in centrale attraverso un collettore di aspirazione munito di valvole motorizzate di intercettazione, e confluisce alle tubazioni di aspirazione delle unità di compressione, passando dai relativi filtri gas. Sul collettore di aspirazione sono derivate le linee per: - gas combustibile per le unità di compressione; - gas servizi. Il gas combustibile passa in un sistema di separatori per essere filtrato e viene preriscaldato, tramite generatori di calore, ridotto di pressione e misurato prima di essere inviato in camera di combustione. Il gas servizi viene ridotto alla pressione di utilizzo, filtrato, misurato ed utilizzato per l’alimentazione dei generatori di calore, dedicati al preriscaldo gas combustibile delle unità di compressione, per il riscaldamento degli ambienti (riscaldamento uffici) e per la produzione di acqua calda per uso igienico-sanitario.

5.2.2 Compressione Gas La centrale è equipaggiata con quattro unità di compressione costituite da turbine a gas (parte motore) accoppiate a compressori centrifughi monostadio (componente che conferisce al gas l’energia necessaria per il trasporto nella rete gasdotti). Ciascuna unità è dotata di motore elettrico per l’avviamento e giunto idraulico.

Tab. 5.1 - Consistenza impiantistica centrale – Turbine a gas Potenza KW Potenza Nome Tipo Costruttore Condizioni Alimentazione (kWt) ISO TC1 MARS 100 SOLAR 11.190 33.261 Gas naturale TC2 MARS 100 SOLAR 11.190 33.261 Gas naturale TC3 PGT-25 DLE G.E. – Nuovo Pignone 23.577 64.438 Gas naturale TC4 TITAN 250 SOLAR 22.370 56.433 Gas naturale

Tre caldaie fuel gas riscaldano l’acqua che passa in scambiatori di calore, i quali cedono calore al gas naturale, usato come combustibile, che va alle turbine a gas.

Tab. 5.2 - Consistenza impiantistica centrale – Generatori di calore Denominazione Tipo Potenza (kWt) Alimentazione Generatore di calore con Caldaia 329 Gas naturale bruciatore ad aria soffiata Generatore di calore con Caldaia 329 Gas naturale bruciatore ad aria soffiata Generatore di calore con Caldaia 329 Gas naturale bruciatore ad aria soffiata

L’alimentazione elettrica avviene tramite una linea elettriche esterne. In mancanza di rete elettrica esterna, è presente un gruppo elettrogeno di emergenza azionato da motore diesel.

Tab. 5.3 - Consistenza impiantistica centrale – Gruppo elettrogeno Denominazione Modello motore Potenza (kWt) Alimentazione Gruppo elettrogeno MTU 12V 4000 G61 3.366 Gasolio

5.2.3 Mandata Gas Il gas in uscita dalle unità di compressione è convogliato al collettore di mandata della centrale e da qui inviato al dispositivo di misura della portata e poi immesso nella rete gasdotti.

5.2.4 Attività ausiliarie

Sistema di filtrazione gas Per proteggere i compressori da eventuali residui o impurità (liquide e solide), il gas in aspirazione (normalmente privo di tali impurità), sarà filtrato mediante una batteria di filtri a cicloni in grado di filtrare la portata massima nominale. Il numero e la taglia dei filtri è ottimizzato per soddisfare le condizioni di massimo carico, per minimizzare le emissioni di rumore e impatto visivo. I filtri hanno un dispositivo di scarico automatico al serbatoio di slop dotato di sistema di monitoraggio per la verifica del corretto funzionamento della valvola.

Sistema di depressurizzazione, sfiato e recupero Il compressore delle turbine a gas è generalmente mantenuto pressurizzato indipendentemente dal funzionamento della turbina. In ogni caso è possibile attivare un sistema di depressurizzazione e d'invio del gas allo sfiato silenziato di Unità e di lì all’atmosfera. Nell’impianto di compressione sono installati i seguenti sistemi di sfiato:  ME-1 terminale di sfiato silenziato dedicato allo scarico operativo e straordinario delle Unità, allo scarico operativo dell’impianto di compressione ed allo scarico del Fuel Gas delle Unità;  ME-2 terminale di sfiato non silenziato dedicato allo scarico rapido dell’Impianto da effettuarsi solo in casi eccezionali e di assoluta necessità.

I serbatoi metallici presenti per la raccolta dei liquidi (slop e acque reflue industriali) sono dotati di tubazioni di sfiato con la sola funzione di evitare sovrappressioni.

Trattamento acque reflue civili La Centrale presenta un trattamento dei reflui civili dato da una vasca Imhoff cui segue un impianto di fitodepurazione chiuso.

Stoccaggio rifiuti prodotti I rifiuti prodotti dalle attività di manutenzione dell’impianto sono gestiti in regime di deposito temporaneo all’interno di idonei contenitori a tenuta (per esempio fusti e cassoni scarrabili) localizzati in aree dedicate, per essere poi recuperati e/o smaltiti presso idonei impianti autorizzati.

5.3 Sistemi di controllo e gestione del sito La gestione della centrale di compressione gas e la sua sicurezza, è affidata ad un sistema per il controllo, la regolazione, la protezione e la supervisione della centrale stessa. Tale sistema è del tipo in “automatico a distanza” con la possibilità di funzionamento in “automatico locale” e “manuale locale”. L’esercizio in “locale” è eseguito dalla sala controllo presente nel fabbricato principale, mentre quello a “distanza” è condotto dal dispacciamento di San Donato Milanese. Al sistema di controllo della centrale sono connessi i sistemi di controllo di ciascuna unità di compressione, installata all’interno di cabinati insonorizzati per assicurarne la protezione dagli agenti atmosferici e per ridurne il rumore. La presenza di personale nella centrale è richiesta solo nelle ore lavorative (orario di lavoro: lun.- giov. 8:00-12:30/13:30-17:00; ven. 8:00-13:30) per esigenze di manutenzione e gestione amministrativa, oppure in caso di emergenza su richiesta del Dispacciamento.

5.3.1 SCU ed SCS La centrale è dotata di due sistemi di controllo fisicamente indipendenti, ma che effettuano un continuo scambio di informazioni tra loro, garantendo la messa in sicurezza dell’impianto sulla base di variazioni anomale di alcuni parametri di funzionamento monitorati in continuo.

- Il Sistema di Controllo Unità (SCU) controlla, regola, misura e calcola le variabili ed i parametri di funzionamento dell’unità comprendente turbina e compressore centrifugo. Inoltre gestisce gli interblocchi, i blocchi, i comandi, le sequenze e le protezioni delle stesse unità e gli ausiliari elettrici (pompe, ventilatori, soffianti, ecc.), meccanici (valvole VDR, attuatori, ecc.), di sicurezza (impianto antincendio, rilevamento fughe di gas, ecc.) ed elettrostrumentali (antighiaccio, antipompaggio, ecc.).

- Il Sistema di Controllo Stazione (SCS) controlla, regola, misura e calcola le variabili di esercizio ed i parametri di funzionamento e gestisce gli interblocchi, i blocchi, i comandi e le sequenze di centrale.

5.3.2 Manutenzione L’impianto è soggetto a regolare manutenzione al fine di assicurare il mantenimento delle condizioni operative, tecniche di funzionamento e di esercizio e per prevenire guasti e rotture. Le attività consentono di garantire livelli di affidabilità degli impianti ed il rispetto delle condizioni di sicurezza per le persone ed il patrimonio della Società. I programmi di manutenzione e le verifiche periodiche negli impianti da parte del personale operativo permettono di contenere anche le emissioni fuggitive della centrale che rappresentano non solo un dispendio nel bilancio energetico dell’impianto, ma anche un aspetto di tipo ambientale e di sicurezza.

5.3.3 Gestione delle acque reflue e meteoriche

Le acque reflue industriali, provenienti dall’officina, dalla piazzola di lavaggio pezzi meccanici e dai cabinati dei turbocompressori, sono convogliate mediante apposita rete di raccolta nel serbatoio di raccolta metallico a tenuta interrato di capacità 10 m3 (V-5) posizionato in vasca di contenimento

in cemento armato ispezionabile, e gestite come rifiuti liquidi. Lo smaltimento dei liquidi contenuti nei serbatoi avviene tramite autobotte, secondo le normative vigenti.

Le acque contaminate da sostanze organiche (slop) (reflui d’acqua, condensa, che viene separata dai sistemi di filtrazione dal gas che transita nelle tubazioni della centrale) confluiscono nel serbatoio di processo metallico di capacità 15,2 m3 (V-1) a tenuta, installato sotto il piano campagna all’interno di una vasca di contenimento in calcestruzzo. Il serbatoio è equipaggiato con una pompa per l’estrazione del liquido raccolto al suo interno ed il suo carico in autocisterna, per lo smaltimento come rifiuto.

Le acque reflue domestiche, provenienti dai servizi igienici presenti in centrale, sono trattate in fosse di tipo Imhoff e convogliate nell’impianto di fitodepurazione chiuso, costituito da bacino stagno in polietilene riempito con strati sovrapposti di ciottoli, ghiaia e terreno vegetale.

Le acque meteoriche, provenienti dai piazzali puliti e dai tetti dei fabbricati, sono convogliate, tramite apposita rete di raccolta costituita da tubazioni interrate in PVC e pozzetti in calcestruzzo, ad un bacino di laminazione di circa 2000 m3, per eventi piovosi particolarmente intensi al fine di garantire una portata massima di rilascio pari a 25 l/s mediante lo scarico S1, e/o alla vasca antincendio/raccolta acque meteoriche pulite della capacità di circa 300 m3: tali acque sono scaricate attraverso lo scarico S1 nel canale (canale Aldrovandi) adiacente alla Centrale solo in caso di precipitazioni eccezionali.

5.3.4 Stoccaggio e movimentazione materie prime e combustibili La centrale di compressione non è di tipo produttivo, ma per assolvere al servizio di compressione del gas nella rete dei metanodotti, le principali materie prime sono riconducibili al gas combustibile delle unità di compressione al gasolio per il funzionamento della motopompa antincendio e del gruppo elettrogeno, e all’olio di lubrificazione delle unità di compressione.

La movimentazione dei prodotti avviene in idonee aree confinate, dotate di piazzole di carico e scarico impermeabilizzate, che permettono la gestione di questi in piena sicurezza ambientale.

Gasolio Il gasolio è utilizzato per la motopompa antincendio e per l’alimentazione del gruppo elettrogeno:  il gasolio per alimentazione gruppo elettrogeno viene stoccato in un serbatoio metallico a tenuta installato sotto il piano campagna, posizionato in vasca di contenimento in cemento armato di 20 m3 (V-12) ispezionabile su tutti i lati dello stesso (il serbatoio metallico di alimentazione giornaliera del gruppo elettrogeno ha capacità di 0,15 m3);  il gasolio per alimentazione della motopompa antincendio è stoccato all’interno di un serbatoio in acciaio, non interrato a vista, della capacità di 0,2 m3 (V-13), che fa parte dello skid dell’attrezzatura; la procedura per il carico del gasolio è manuale.

Olio minerale L’impianto è fornito di un sistema di stoccaggio, carico e scarico olio di lubrificazione dei turbocompressori, costituito da 2 serbatoi interrati metallici (uno per l’olio nuovo di capacità 16,7 m3 (V-2) e uno per l’olio di recupero di capacità 16,7 m3 (V-3)) ispezionabili contenuti in vasca di contenimento di cemento armato, dimensionate in modo tale da poter contenere il 100% della capacità del serbatoio. Lo scarico, carico e movimentazione dell’olio avviene per mezzo di elettropompe.

Nei cassoni dell’olio di lubrificazione sono presenti sistemi automatici per il monitoraggio del livello che, in caso di anomalia, inviano una segnalazione di allarme alla sala di controllo. Per eventuali sversamenti, l’olio confluisce nella rete di raccolta “acque reflue industriali” e da lì nel serbatoio metallico per la gestione del fluido come rifiuto.

Prodotti ausiliari La centrale dispone di un’area dedicata al deposito dei fusti di olio e altri prodotti utilizzati per le attività di manutenzione (es. grassi). Tale area è opportunamente pavimentata e delimitata da cordolo a formare un bacino di contenimento adeguato ai quantitativi in stoccaggio e protetta mediante copertura dagli agenti atmosferici.

6 Materie prime e ausiliarie La materia prima principale della centrale è il gas naturale, che viene derivato direttamente dalla rete dei gasdotti per essere utilizzato come combustibile nelle turbine a gas.

Gli altri materiali presenti presso la Centrale ai fini dello svolgimento dell’attività IPPC e delle attività accessorie vengono riepilogate in tabella, unitamente alle modalità e luogo di stoccaggio; in linea generale sono raggruppati in base all’utilizzo: - oli (minerali e sintetici) per la lubrificazione delle unità di compressione; - gasolio per il funzionamento della motopompa antincendio e del gruppo elettrogeno; - altri prodotti necessari per le attività di manutenzione.

Tab. 6.1 – Elenco delle materie prime e dei prodotti ausiliari usati in centrale Quantità Famiglia di sostanze Etichettatura Modalità e luogo di stoccaggio stoccata (m3/nr/kg) n. 1 serbatoio metallico da 16,7 m3 per olio Non Oli lubrificanti (minerale) nuovo e n.1 serbatoi metallico da 16,7 m3 33,4 m3 pericoloso per olio di recupero Cassoni delle unità di compressore (5 m3 Non Oli lubrificanti (minerale) per ciascun cassone unità TC1 e TC2, 14 28,94 m3 pericoloso m3 per TC3 e 9,94 m3 per TC4) Oli lubrificanti (sintetico) Non pericoloso Fusti in metallo presso deposito fusti olio 1 m3 Non Altri oli Fusti metallici presso deposito fusti olio 2 m3 pericoloso Serbatoio metallico sotto p.c. di alimentazione 20 m3 H226- H304- gruppo elettrogeno H315- H332- Serbatoio metallico di alimentazione Gasolio 0,15 m3 H351-H373- - giornaliera gruppo elettrogeno H411 Serbatoio metallico installato sulla 0,2 m3 motopompa antincendio Batterie al nichel-cadmio H301-H302- Contenuto all’interno delle batterie 5.502 kg (elettrolita alcalino) H314 Antigelo Non pericoloso Fusti in plastica presso deposito fusti oli 180 kg Serbatoi metallici negli skid impianti Schiumogeno antincendio Non pericoloso antincendio unità e in fusti presso deposito 0,3 m3 fusti olio Le batterie sono ubicate nel locale gruppo Non elettrogeno, sulla motopompa antincendio e nr. Batterie al Piombo pericoloso a bordo dei messi (carrello elevatore) 1+1+1+1+1 +gruetta Simai + piattaforma elevabile

Tab. 6.1 – Elenco delle materie prime e dei prodotti ausiliari usati in centrale Quantità Famiglia di sostanze Etichettatura Modalità e luogo di stoccaggio stoccata (m3/nr/kg) H224-H225- H228-H242- Collanti/sigillanti (per Barattoli metallici e cartucce in armadio H304-H315- 0,1 m3 manutenzione) presso area officina H319-H335- H336-H411 H226-H242- H304-H315- Lubrificanti/lubrorefrigera H332-H336- Bombolette e taniche in armadio presso 0,5 m3 nti (per manutenzione) H351-H373- area officina e fusti metallici in deposito olio H400-H410- H411-H412 Grassi (per H412 Barattoli metallici in deposito olio 0,1 m3 manutenzione) H220- H222-H225- H229-H280- Barattoli metallici in armadio presso area Detergenti/sgrassanti H302-H304- officina, taniche in plastica in deposito fusti 0,1 m3 (per manutenzione) H315-H318- olio H319-H336- H400-H410- H413 Disincrostanti (per H304 Bombolette in armadio presso area officina 0,1 m3 manutenzione) H222- Vernici (per H229-H315- Bombolette in armadio presso area officina 0,1 m3 manutenzione) H373-H400- H410 Gas tecnici (elio - azoto Non Presso locale deposito bombole (31) + - miscela nr. 45 pericoloso cabine CEMS (12) + gascromatografo (2) cromatografica) Anidride carbonica per Non Bombole installate nella cabina antincendio nr. 15 sistema antincendio pericoloso e presso deposito dedicato Azoto per sistema Non Bombole installate nella cabina antincendio nr. 20 antincendio pericoloso e presso deposito dedicato

7 Consumi

7.1 Consumi di materie prime La principale materia prima utilizzata nell’impianto è il gas naturale che viene impiegato come fonte energetica per le turbine a gas, utilizzate per l’azionamento diretto di compressori che forniscono al gas la spinta necessaria per il trasporto nella rete gasdotti, per il pre-riscaldo del fuel gas e ad uso civile. Fonte energetica secondaria è il gasolio, utilizzato per il funzionamento della motopompa antincendio e del gruppo elettrogeno. I consumi annuali di materie prime e di servizio/ausiliarie vengono monitorate annualmente.

7.2 Consumi di risorse energetiche e bilancio energetico La centrale non produce energia elettrica o termica, ma consuma energia termica (gas naturale) ed elettrica per il suo funzionamento. Anche i generatori di calore presenti sono funzionali al solo esercizio della centrale, in quanto usati per il pre-riscaldo del gas combustibile e per i servizi (riscaldamento uffici e produzione di acqua calda per uso igienico-sanitario). L'alimentazione elettrica viene fornita da linee elettriche esterne e, in caso di emergenza la centrale è dotata di un gruppo elettrogeno alimentato a gasolio. Il gruppo elettrogeno installato è messo in funzione solamente per operazioni di emergenza e di controllo.

I consumi energetici non sono costanti nel tempo, ma variano di anno in anno a seconda delle condizioni di trasporto del gas naturale nella rete gasdotti richieste dagli utenti e dai volumi di gas importati dai diversi paesi di importazione. Questo costituisce una rilevante specificità del sistema gas ed influisce sulle condizioni di lavoro delle turbine, che sono sottoposte ad elevata variabilità di carico.

Di seguito si riporta una sintesi storica dei consumi per le diverse risorse energetiche ed un bilancio sull’efficienza energetica del ciclo produttivo.

Gas compresso

Tab. 7.1 – Dati funzionamento centrale Unità di Descrizione 2015 2016 2017 2018 misura Gas compresso in spinta Smc (106) 5.347,48 3.896,98 8.460,23 9.668,59 Gas combustibile in spinta* Smc (106) 12,36 8,66 20,23 22,83 Ore di funzionamento h 2.861 2.051 3.907 4.610 Indice di utilizzazione % 32,66 26,64 44,6 52,64 (h funz/h calendario) * somma del gas combustibile delle unità di compressione (i mc di gas sono riferiti alle condizioni standard 15 °C e 1,01325 bar)

Consumo di gas per il funzionamento delle caldaie

Tab. 7.2 – Consumo di gas per il funzionamento delle caldaie Descrizione Unità di misura 2015 2016 2017 2018 Caldaie Smc (106) 0,077558 0,064991 0,097247 0,115

Consumo di gasolio

Tab. 7.3 – Consumo di gasolio Unità di Descrizione 2015 2016 2017 2018 misura Motopompa ton 0,05 0,05 0,05 0,05 antincendio Gruppo 2,318 (57 ore di 1,951 (40 ore di 1,660 (35 ore di 0,423 (12 ore di ton elettrogeno funzionamento) funzionamento) funzionamento) funzionamento)

Consumo elettrico

Tab. 7.4 – Consumo energia elettrica Unità di Descrizione 2015 2016 2017 2018 misura Energia elettrica assorbita da MWh 1.427,30 1.597,952 1.742,499 1.840,554 rete esterna

7.3 Consumi idrici Il processo di compressione del gas non richiede l’utilizzo di acqua. L’approvvigionamento idrico della centrale è garantito:  da acquedotto per scopi sanitari;  dalla vasca acqua d’irrigazione e antincendio (alimentata dal laghetto di raccolta acque meteoriche) o eventualmente da pozzo;  dal Canale Aldrovandi per l’irrigazione.

Di seguito si riportano i volumi totali annui di acqua prelevata.

Tab. 7.5 – Consumi idrici (m3) Anno Da acquedotto Da pozzo Da Canale Aldrovandi Totale 0,158 (uso reintegro vasca 2015 240 991,4 1.231,558 antincendio e uso irriguo) 1.109 (uso reintegro vasca 2016 297 0,057 1.406,057 antincendio) 0 (uso reintegro vasca 2017 190 0 190 antincendio) 0 (uso reintegro vasca 2018 121 4 125 antincendio)

8 Emissioni

8.1 Emissioni in atmosfera convogliate Nella Centrale oltre ai quattro punti di emissioni puntuali in atmosfera, (contraddistinti dalle sigle E1, E2, E3, E7), che corrispondono rispettivamente alle unità di compressione TC1, TC2, TC3, TC4, sono convogliate in atmosfera anche le emissioni provenienti dalle n. 3 caldaie fuel gas alimentate a gas naturale utilizzate per il preriscaldo gas combustibile delle unità di compressione, per il riscaldamento di ambienti (riscaldamento uffici e cabinati) e per la produzione di acqua calda per uso igienico-sanitario, ciascuna di potenza termica pari a 329 kWt (attività in deroga di cui all’art. 272, comma 1, parte V del D. Lgs. 152/06, in quanto la potenza termica complessiva è minore di 1 MWt).

Le emissioni in atmosfera sono direttamente correlate ai consumi energetici e quindi i flussi di massa non sono costanti nel tempo, ma variano di anno in anno a seconda delle condizioni di trasporto del gas naturale nella rete gasdotti richieste dagli utenti.

I quattro turbocompressori sono dotati di sistemi di abbattimento Dry Low NOx (DLN), cioè combustore a premiscelazione a secco, vera e propria tecnologia di riduzione delle emissioni inquinanti, intrinseca alla stessa combustione in turbina. Tale tecnologia è compresa tra le migliori tecnologie disponibili BAT per la minimizzazione delle emissioni di inquinanti in atmosfera.

Per la verifica dei VLE AIA NOx (come NO2) e CO delle emissioni E1, E2, E3 e E7 la Centrale si avvale di misure in continuo mediante SME.

Nella Centrale sono inoltre presenti le seguenti emissioni di emergenza e sicurezza:  E8, gruppo elettrogeno a gasolio per fornitura energia elettrica in caso di fuori servizio della rete di approvvigionamento esterna, di potenza termica da 3,366 MWt;  E9, motopompa a gasolio per sistema antincendio da 0,151 MWt;  E10 sfiato silenziato ME-1, dedicato allo scarico operativo e straordinario delle TC, allo scarico operativo dell’impianto di compressione ed allo scarico del Fuel Gas delle TC;  E11 sfiato non silenziato ME-2, dedicato allo scarico rapido dell’Impianto;  E12 sfiato serbatoio slop (acque dai filtri ingresso centrale);  E13 sfiato serbatoio acque reflue industriali. Tali emissioni non sono soggette ad autorizzazione ai sensi dell’art. 272 comma 5 del D.Lgs. 152/2006 e s.m.i. in quanto sono presidi di emergenza adibiti alla protezione e alla sicurezza dell’impianto.

A seguito dell’emanazione, in data 31 luglio 2017, della Decisione di Esecuzione della Commissione UE 2017/14421, concernente le BAT Conclusions LCP, a far data dall’agosto 2021, fatte salve eventuali più stringenti determinazioni prima di tale data, per i camini presenti in impianto dovranno essere rispettati i VLE AIA riportati in tabella 8.2 “VLE AIA da 08/2021”, nel rispetto della BAT 44 di cui alla citata Decisione di Esecuzione.

Tab. 8.1 – Identificazione punti di emissione convogliata in atmosfera Coordinate Camino di scarico Punto di Portata fumi UTM Unità di Provenienza Emissione secchi (Nm3/h) Altezza (m Sezione X (m) Y (m) dal suolo) (m2) E1 TC1 130.000 14,8 3,14 698403 E 4960923 N E2 TC2 130.000 14,8 3,14 698371 E 4960938 N E3 TC3 205.000 20,7 3,29x2,29 698328 E 4960957 N E7 TC4 205.000 20,7 3,29x2,29 698298 E 4960974 N

E4 Caldaia B1 Non soggette ad autorizzazione art. 272, c.1, 698368 E 4960879 N parte V del D. Lgs. 152/06 in quanto la E5 Caldaia B2 698367 E 4960877 N potenza termica complessiva è minore di 1 E6 Caldaia B3 MWt. 698365 E 4960875 N Gruppo elettrogeno E8 698226 E 4960889 N d’emergenza Motopompa antincendio di E9 698378 E 4960831 N emergenza Non soggette ad autorizzazione ai sensi E10 Sfiato silenziato ME-1 dell’art. 272 comma 5 del D.Lgs. 152/2006 e 698281 E 4961079 N s.m.i. in quanto sono presidi di emergenza E11 Sfiato non silenziato ME-2 adibiti alla protezione e alla sicurezza 698285 E 4961077 N dell’impianto. E12 Sfiato del serbatoio di slop 698414 E 4961043 N Sfiato del serbatoio acque E13 698409 E 4960845 N reflue industriali

Tab. 8.2 – Limiti degli inquinanti dei punti autorizzati di emissione convogliata in atmosfera, riferiti al 15 % di O2 sui fumi secchi e a condizioni normali di temperatura (0 °C) e pressione (1 atm). VLE AIA da 08/2021 VLE D. Lgs. 152/06 e (in rispetto delle BAT-AEL 2017) Punto di s.m.i. Media del periodo Emis- Provenienza Media annua VLE AIA Regionale * di campionamento sione NOx CO NOx CO**** 3 NOx (mg/Nm ) (mg/Nm3) (mg/Nm3) (mg/Nm3) (mg/Nm3) E1 TC1 50 100 60** 40 65**

E2 TC2 50 100 60** 40 65**

E3 TC3 75 100 60** 40 65**

E7 TC4 50 60 50*** 40 55***

* Valori autorizzati in AIA. ** BAT 44 – tab. 24: turbine a gas esistenti (ante 07/01/2014) per applicazioni con trasmissione meccanica. *** BAT 44 – tab. 24: turbine a gas esistenti per applicazioni con trasmissione meccanica **** BAT 44

8.2 Sintesi analisi storiche del controllo emissioni Si riporta di seguito una sintesi storica delle emissioni convogliate in atmosfera tramite i punti autorizzati.

Tab. 8.3 – Quadro riassuntivo emissioni di NOx e CO

emissioni di CO (kg) emissioni di NOx (kg) Attività 2015 2016 2017 2018 2015 2016 2017 2018 TC1 170,5 58,9 34 27,9 2.178,4 541,9 713 556,1 TC2 142,3 26,6 62 53,5 2.000,4 1.000 1.073 950,5 TC3 913,4 571,3 2.774 5.230,1 3.476,7 3.043,8 13.104 5.826 TC4 - 171* 192 631,7 - 1.994* 4.153 8.595,4 Totale unità di compressione (TC1 – TC2 1.226 827,8 3.062 5.943,34 7.656 6.579,7 19.043 15.927,9 – TC3 – TC4) *dato calcolato in relazione al fuel gas consumato

8.3 Emissioni fuggitive/eccezionali L’impianto è stato progettato secondo le regole di buona ingegneria e secondo le migliori tecnologie recenti, pertanto le emissioni di tipo fuggitivo sono di fatto ridotte al minimo. Per evidenziare eventuali perdite dell’impianto, il sistema di manutenzione ordinaria garantirà il contenimento delle emissioni. All’interno dei cabinati è previsto un sistema di gas permanente collegato a un allarme che scatta al superamento della soglia limite, quindi ogni eventuale emissione di gas naturale sarà tempestivamente rilevata e confinata.

Per il calcolo delle emissioni fuggitive di gas naturale si è ricorso al metodo di stima dei “fattori di emissione medi” (EPA 453/R-95-017) molto conservativo ma il solo utilizzabile, in quanto l’unico dato a disposizione è il numero delle sorgenti emissive (843).

Le emissioni eccezionali in condizioni prevedibili sono quelle di gas naturale dovute a interventi di manutenzione ordinaria o straordinaria e/o a eventi incidentali. Lo sfiato del gas delle unità TC avviene in occasione delle operazioni di manutenzione e di esercizio.

8.4 Scarichi idrici ed emissioni in acqua Gli scarichi idrici della Centrale sono i seguenti: - acque reflue domestiche provenienti dai servizi igienici presenti in centrale, trattate in fosse di tipo Imhoff e convogliate nell’impianto di fitodepurazione chiuso; - acque meteoriche raccolte sulle superfici impermeabili della centrale (strade, piazzali e tetti dei fabbricati) e convogliate nella vasca antincendio/raccolta acque meteoriche o, in caso di precipitazioni eccezionali, nel canale Aldrovandi adiacente la centrale.

Tab. 8.4 – Identificazione degli scarichi idrici. Tipologia di Punto UTM Nome Destinazione acque rubinetto X (m) Y (m) raccolte di prelievo vasca 698559 E 4961044 N antincendio/raccolta Acque Pozzetto di (punto scarico canale) (punto scarico canale) S1 acque meteoriche o meteoriche controllo 698497 E 4961017 N canale Aldrovandi (pozzetto prelievo) (pozzetto prelievo) Fossa biologica e Acque impianto di Pozzetto di 698459 E 4960897 N S2 servizi fitodepurazione controllo igienici (pozzetto prelievo) (pozzetto prelievo) chiuso

Il monitoraggio degli scarichi idrici viene effettuato semestralmente allo scarico S1.

8.5 Emissioni sonore Le principali sorgenti sonore fisse diurne e notturne, sono: - le 4 unità di compressione (le principali sorgenti di rumore presenti all’interno di tali unità sono: le turbine, i sistemi idraulici per la lubrificazione olio, i turbo soffianti, i camini, i motori ventilatori, i separatori vapori olio, i compressori centrifughi, i filtri gas di centrale e i sistemi di tenuta gas); - i filtri del gas; - le caldaie fuel gas; - gli impianti di condizionamento.

Il Comune di Poggio Renatico ha approvato il Piano di Classificazione Acustica con Delibera del Consiglio Comunale n. 24 del 2004 e sua successiva variante con Delibera del Consiglio Comunale n. 62 del 2007. La centrale in oggetto ricade in “Classe V – Area prevalentemente industriale”; le aree limitrofe ricadono in “Classe III – Aree di tipo misto”, ad eccezione delle porzioni di territorio limitrofe alle infrastrutture ferroviarie e viarie principali che ricadono in Classe IV (Aree ad intensa attività umana).

Ai fini del contenimento del rumore, sono stati adottati accorgimenti quali:  il posizionamento dei turbogas all’interno del proprio cabinato insonorizzato,  cappe acustiche insonorizzate per le valvole fuori terra;  valvole a bassa emissione sonora;  dispositivi silenziatori sui vent;  interramento delle tubazioni;  scelta di nuove apparecchiature a bassissima emissione.

La conformità dei limiti viene valutata con frequenza triennale o in occasione di modifiche impiantistiche e le valutazioni fin ad ora eseguite hanno evidenziato il rispetto dei limiti acustici applicabili.

8.6 Emissioni odorigene L’attività della centrale non produce emissioni odorigene in quanto il gas non è odorizzato.

9 Rifiuti Il processo di compressione del gas non produce rifiuti, tuttavia alcune attività di manutenzione della Centrale producono una serie di rifiuti speciali, costituiti in massima parte da acque reflue di lavaggio, oli esausti, liquidi scaricati dai filtri gas di centrale, batterie, ferro, acciaio, materiali filtranti e tubi fluorescenti; tali rifiuti prodotti dalla Società sono gestiti in regime di deposito temporaneo in apposite aree all’interno della Centrale. A parte le acque reflue, accumulate in apposito serbatoio interrato ed in seguito trasportate all’esterno tramite autobotte, gli altri rifiuti sono depositati, separatamente per ogni categoria, in apposita area pavimentata dotata di tettoia metallica (deposito chiuso) e con cordolo di contenimento per raccogliere eventuali fuoriuscite di liquidi. I rifiuti prodotti sono inviati a recupero e/o smaltimento presso impianti autorizzati.

Si riporta di seguito l’elenco dei CER con relative caratteristiche e modalità di stoccaggio/gestione.

Tab. 9.1 – Elenco dei rifiuti prodotti in centrale Classi di CER Descrizione Destinazione pericolo Fanghi oleosi prodotti dalla manutenzione di 05 01 06* Smaltimento impianti e apparecchiature Sali e loro soluzioni, diversi da quelli di cui alle 06 03 14 - Smaltimento voci 06 03 11 e 06 03 13 07 02 13 Rifiuti plastici - Recupero Pitture e vernici di scarto, contenenti solventi 08 01 11* Smaltimento organici o altre sostanze pericolose Toner per stampa esauriti, diversi da quelli di cui 08 03 18 - Recupero alla voce 08 03 17 10 03 05 Rifiuti di allumina - Smaltimento 12 01 12* Cere e grassi esauriti HP4, HP14 Smaltimento Scarti di olio minerale per motori, ingranaggi e 13 02 05* HP4, HP14 Smaltimento lubrificazione, non clorurati 15 01 01 Imballaggi in carta e cartone - Recupero 15 01 02 Imballaggi in plastica - Recupero 15 01 03 Imballaggi in legno - Smaltimento/recupero 15 01 06 Imballaggi in materiali misti - Smaltimento/recupero Imballaggi contenenti residui di sostanze 15 01 10* HP4, HP14 Smaltimento e recupero pericolose o contaminati da tali sostanze HP3, HP4, Imballaggi metallici contenenti matrici solide 15 01 11* HP5, HP14, Smaltimento e recupero porose pericolose HP15 Assorbenti, materiali filtranti (inclusi filtri olio non HP4, HP5, 15 02 02* specificati altrimenti), stracci ed indumenti Smaltimento e recupero HP14, HP6 protettivi contaminati da sostanze pericolose. Assorbenti, materiali filtranti, stracci, indumenti 15 02 03 protettivi, diversi da quelli di cui alla voce 15 02 - Smaltimento e recupero 02 Apparecchiature fuori uso contenenti componenti HP5, HP6, 16 02 13* pericolosi diversi da quelli di cui alle voci da 16 Recupero HP14 02 09 a 16 02 12 Apparecchiature fuori uso, diverse da quelle di 16 02 14 - Recupero cui alle voci da 16 02 09 a 16 02 13 Acque contaminate da sostanze organiche HP4, HP6, 16 03 05* (acqua proveniente dal gas in transito nella Smaltimento HP14 centrale)

Tab. 9.1 – Elenco dei rifiuti prodotti in centrale Classi di CER Descrizione Destinazione pericolo Gas in contenitori a pressione, diversi da quelli 16 05 05 - Smaltimento/recupero alla voce 16 05 04 HP5, HP6, 16 06 01* Batterie al Piombo HP7, HP8, Recupero HP10 HP5, HP6, HP7, HP10, 16 06 02* Batterie al Ni-Cd Recupero HP11, HP13, HP14 Rifiuti liquidi acquosi, contenenti sostanze HP7, HP4, 16 10 01* Smaltimento pericolose HP14, HP5 Soluzioni acquose di scarto, diverse da quelle di 16 10 02 - Smaltimento cui alla voce 16 10 01 17 02 02 Vetro - Recupero 17 02 03 Plastica - Recupero 17 04 05 Ferro e acciaio - Recupero Rifiuti misti dell’attività di costruzione e 17 09 04 demolizione diversi da quelli di cui alle voci 17 09 - Smaltimento 01, 17 09 02, 17 09 03 HP5, HP6, 20 01 21* Tubi fluorescenti e altri rifiuti contenenti mercurio Smaltimento/recupero HP14 20 03 04 Fanghi delle fosse settiche - Smaltimento

Nella tabella seguente si riporta il quadro riassuntivo dei rifiuti prodotti nel periodo 2015÷2018 ripartiti tra pericolosi e non pericolosi.

Tab. 9.2– Riepilogo dei rifiuti prodotti nel periodo 2015÷2018 Anno Rifiuti pericolosi (kg) Rifiuti non pericolosi (kg) 2015 19.565 3.620 2016 89.530 613.753 2017 15.339 5.451 2018 5.702 12.962

10 Azioni svolte per il contenimento delle emissioni e valutazioni applicazione delle BAT

10.1 Premessa

Sulla Gazzetta Ufficiale dell’Unione Europea n. L212 del 17/08/2017, è stata pubblicata la Decisione (UE) 2017/1442 del 31 luglio 2017 "che stabilisce le conclusioni sulle migliori tecniche disponibili (BAT), a norma della direttiva 2010/75/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, per i grandi impianti di combustione". Le nuove conclusioni sulle BAT si riferiscono, in particolare, alle seguenti attività di cui all'allegato I della direttiva 2010/75/UE:

 1.1: combustione di combustibili in installazioni con una potenza termica nominale totale pari o superiore a 50 MW, solo quando questa attività ha luogo in impianti di combustione con una potenza termica nominale totale pari o superiore a 50 MW;  1.4: gassificazione di carbone o altri combustibili in installazioni con una potenza termica nominale totale pari o superiore a 20 MW, solo quando questa attività è direttamente associata a un impianto di combustione;  5.2: smaltimento o recupero dei rifiuti in impianti di incenerimento dei rifiuti o in impianti di coincenerimento dei rifiuti per i rifiuti non pericolosi con una capacità superiore a 3 t l'ora oppure per i rifiuti pericolosi con una capacità superiore a 10 t al giorno, solo quanto questa attività ha luogo in impianti di combustione contemplati al precedente punto 1.1.

L’impianto di combustione di Poggio Renatico rientra nella categoria del punto 1.1.

A seguito della pubblicazione della Decisione di Esecuzione (UE) 2017/1442 della Commissione, si rende quindi necessaria una verifica dei limiti di emissione associati alle migliori tecniche disponibili indicati nelle conclusioni sulle BAT, le quali fungono da riferimento per stabilire le condizioni di autorizzazione per il tipo d’impianto interessato.

10.2 Oggetto della relazione Di seguito si riportano le conclusioni sulle BAT ed il loro stato e modalità di applicazione per l’impianto di Poggio Renatico.

CONCLUSIONI GENERALI SULLE BAT

1.1 Sistemi di gestione ambientale

Stato di BAT n° Descrizione Modalità di applicazione BAT e/o note applicazione

Per migliorare la prestazione ambientale complessiva, la BAT consiste nell’istituire e applicare un sistema di gestione ambientale avente tutte le seguenti caratteristiche: Il Sistema di Gestione Ambientale delle centrali SRG (Snam Rete e Gas) è certificato conforme alla norma UNI-EN-ISO 14001:2004. Il miglioramento ambientale continuo è principio ispiratore e obiettivo del Sistema di Gestione Ambientale delle Centrali di compressione SRG.

Il SGA Snam Rete Gas è composto da una serie di procedure ed istruzioni operative di dettaglio in cui sono indicate e definite la struttura e responsabilità. i) Impegno della direzione, compresi i APPLICATA In particolare il Vertice aziendale e i loro primi riporti assicurano che le responsabilità e le autorità dirigenti di alto grado. all’interno dell’organizzazione siano assegnate, comunicate e comprese, in particolare per garantire che il Sistema di Gestione rispetti i requisiti delle norme di riferimento e assicuri che i processi producano gli output attesi e che siano rese note le performance del Sistema di Gestione in merito alle opportunità di miglioramento, alle necessità di cambiamenti e alle innovazioni. Inoltre sono assegnate responsabilità e autorità per assicurare l’orientamento al cliente e l’integrità del sistema BAT 1 anche in caso di cambiamenti del sistema stesso. Il SGA Snam Rete Gas definisce una politica ambientale (rif. Politica_4, “Politica di Salute Sicurezza Ambiente e Qualità”). La politica di SNAM RETE GAS è improntata ai seguenti principi: - gestire le attività nel rispetto delle leggi e delle prescrizioni amministrative, delle disposizioni aziendali integrative e migliorative, nonché delle best practice nazionali ed internazionali; ii) Definizione, ad opera della - garantire, attraverso adeguati strumenti procedurali, gestionali ed organizzativi, il diritto dei direzione, di una politica ambientale clienti alla accessibilità ed alla fruizione dei servizi; che preveda il miglioramento APPLICATA - ottimizzare i processi aziendali al fine di raggiungere il massimo livello di efficacia ed continuo della prestazione efficienza, nel rispetto della salute e sicurezza dei lavoratori e con la massima attenzione ambientale dell’installazione. all'ambiente; progettare, realizzare, gestire e dismettere impianti, costruzioni e attività, nel rispetto della tutela della salute e sicurezza dei lavoratori, dell'ambiente, e del risparmio energetico, ed allineandosi alle migliori tecnologie disponibili ed economicamente sostenibili; - condurre e gestire le attività in ottica di prevenzione di incidenti, infortuni e malattie professionali;

- assicurare l'informazione la formazione, e la sensibilizzazione del personale per una partecipazione attiva e responsabile all'attuazione dei principi e al raggiungimento degli obiettivi; - attuare l'utilizzo sostenibile delle risorse naturali, la prevenzione dell'inquinamento e la tutela degli ecosistemi e della biodiversità; - attuare interventi operativi e gestionali per la riduzione delle emissioni dei gas ad effetto serra, con un approccio di mitigazione del cambiamento climatico; - gestire i rifiuti al fine di ridurne la produzione e di promuoverne il recupero nella destinazione finale; - selezionare e promuovere lo sviluppo dei fornitori secondo i principi di questa politica, impegnandoli a mantenere comportamenti coerenti con essa; - elaborare e attivare tutte le soluzioni organizzative e procedurali necessarie per prevenire incidenti e situazioni di emergenza; - effettuare verifiche, ispezioni e audit, per valutare le prestazioni e riesaminare gli obiettivi e i programmi, e sottoporre a periodico riesame la politica per valutarne l'efficacia e adottare le misure conseguenti. Questa politica è comunicata agli stakeholder in un'ottica di trasparenza e collaborazione ed è disponibile al pubblico e a chiunque ne faccia richiesta. Il SGA fa perno sul principio del miglioramento continuo delle prestazioni in materia di salute e sicurezza dei lavoratori, in materia ambientale e per la Qualità, e lo persegue con un approccio proattivo attraverso le seguenti azioni: - adozione di una Politica di Salute, Sicurezza, Ambiente e Qualità (Politica HSEQ) che detta i principi e le regole interne da seguire; - identificazione preliminare dei processi, delle attività svolte, delle interazioni con il contesto, con le parti interessate e con l’ambiente (aspetti ambientali), delle fonti di pericolo e valutazione dei rischi associati alle attività lavorative; - valutazione dei rischi, anche associati agli aspetti ambientali, per individuare quelli di iii) Pianificazione ed adozione delle maggiore importanza per gravità, estensione, probabilità dell’evento, ecc. (ad esempio: procedure, degli obiettivi e dei aspetti ambientali significativi); traguardi necessari, congiuntamente APPLICATA - pianificazione ed esecuzione delle attività correlate alla gestione degli aspetti correlati a alla pianificazione finanziaria e agli tematiche di salute, sicurezza, ambiente e qualità, identificando obiettivi, modalità e investimenti. responsabilità; - attuazione e funzionamento del Sistema di Gestione anche attraverso adeguate procedure quando necessario; - monitoraggio sistematico dei processi, delle attività e degli audit programmati; - riesame periodico del Sistema di Gestione, con la verifica della politica, eventuale revisione del sistema documentale, dell’organizzazione, nonché con la definizione di nuovi obiettivi miranti al miglioramento delle prestazioni in materia di salute, sicurezza, ambiente e qualità; - follow up delle attività, con la pianificazione delle azioni necessarie per assicurare il miglioramento del sistema e il raggiungimento degli obiettivi in materia di salute, sicurezza, ambiente e qualità.

iv) Attuazione delle procedure, prestando attenzione a: a) struttura e responsabilità; Vedi BAT 1 i). a) assunzione, formazione, SRG garantisce, attraverso specifici programmi di formazione e addestramento, o altre azioni sensibilizzazione e dedicate, che le persone dell’azienda siano idonee ad assicurare l’efficace implementazione del competenza; Sistema di Gestione, dell’operatività e del controllo dei processi aziendali. b) comunicazione; La Politica per la Salute, Sicurezza, Ambiente e Qualità è attuata, mantenuta attiva e diffusa a tutto il personale della Società, resa disponibile ai terzi interessati e distribuita a fornitori ed appaltatori. La c) coinvolgimento del personale; versione aggiornata della Politica è affissa nei luoghi di lavoro ed è inoltre disponibile sulla intranet aziendale e sul sito Internet della Società come informazione documentata. La documentazione del Sistema di Gestione è composta da:  Corporate System Framework;  Politica HSEQ;  Manuale HSEQ; d) documentazione;  Procedure di Gruppo e specifiche di SRG;  Istruzioni Operative;  Documentazione di lavoro. La documentazione del Sistema di Gestione, la documentazione di supporto al sistema di gestione e le modalità di mantenimento delle stesse sono descritte nella apposita procedura. APPLICATA SRG tiene costantemente sotto controllo il Sistema di Gestione e la sua performance. Vengono e) controllo dei processi predisposte ed applicate apposite procedure per documentare le attività di controllo. I controlli richiesti, e le registrazioni da produrre, sono indicati nelle procedure e nei documenti di sistema. SRG gestisce e garantisce il controllo e le attività di manutenzione della rete gasdotti e degli impianti, delle relative sedi territoriali e dei sistemi di processo. Il controllo e le attività di manutenzione delle principali sedi direzionali, delle dotazioni e infrastrutture informatiche e del parco auto sono gestite e garantite attraverso Snam Corporate.

Le registrazioni di salute, sicurezza, ambiente e qualità forniscono evidenza oggettiva di attività eseguite o di risultati ottenuti; in particolare le registrazioni hanno lo scopo di dimostrare/documentare la conformità ai requisiti normativi e di legge, il livello di raggiungimento degli obiettivi e dei traguardi f) pianificazione di programmi stabiliti e l’efficacia del sistema. A titolo non esaustivo, sono riportate di seguito le principali periodici; registrazioni di sistema:  programma di Salute, Sicurezza e Ambiente e stato di avanzamento degli obiettivi;  verbali di Riesame del sistema, verbali delle riunioni periodiche ex art 35 D.Lgs. 81/08 e s.m.i.;  registri delle leggi applicabili e di altri requisiti regolamentari o sottoscritti dall’organizzazione;  piani e Rapporti di Audit;  rapporti e verbali di emergenza;  registro osservazioni, non conformità ed azioni correttive e preventive;  rapporti di infortunio, registri infortuni, analisi statistiche degli infortuni e near miss;

 registri o archivi della formazione del personale;  registrazioni sulle attività di progettazione, manutenzione, misurazione e monitoraggio;  corrispondenza relativa a autorizzazioni, prescrizioni, segnalazioni degli enti di controllo, reclami o rilevanze attinenti problematiche in materia di salute, sicurezza e ambiente. Le registrazioni possono essere su supporto cartaceo o informatico legate agli specifici sistemi applicativi in uso e sono di norma conservate per un periodo di 11 anni, salvo diversamente disposto di norme cogenti. Le modalità di identificazione, gestione, riesame e revisione delle procedure di preparazione e risposta alle emergenze e delle prove periodiche di potenziali situazioni di emergenza nei luoghi di lavoro, g) preparazione e risposta alle sono definite in specifica procedura. emergenze; Le emergenze relative agli impianti e agli edifici, incluse quelle ambientali, sono affrontate secondo quanto disposto dai Piani di Emergenza Interni e da procedure interne. Tra gli obiettivi del SGA sono indicati l’attuazione e controllo delle prescrizioni legislative e di altri h) rispetto della legislazione requisiti applicabili. ambientale Le modalità di individuazione, analisi, aggiornamento delle prescrizioni legislative ed altre prescrizioni in materia di salute, sicurezza e ambiente, sono definite in specifiche procedure. v) Controllo delle prestazioni e adozione di misure correttive. SRG analizza e valuta i dati e le informazioni che derivano dall’attività di monitoraggio e misurazione e da altre fonti al fine di garantire la conformità ai requisiti del servizio erogato, valutare e rinforzare la a) monitoraggio e misurazione APPLICATA soddisfazione dei clienti, garantire l’efficacia del Sistema di Gestione, dimostrare che la fase di b) azione correttiva e preventiva pianificazione sia stata implementata in modo adeguato, valutare la performance dei processi e c) tenuta di registri individuare le opportunità o le necessità di miglioramento all’interno del Sistema di Gestione. d) verifica indipendente vi) Riesame del sistema di gestione Al fine di valutare l'efficacia del SGA e di migliorarlo su base continua è prevista una specifica ambientale da parte dell’alta APPLICATA Procedura per l’attività di riesame da parte della direzione. direzione. E’ obiettivo della Politica Ambientale ottimizzare i processi aziendali al fine di raggiungere il massimo livello di efficacia ed efficienza, nel rispetto della salute e sicurezza dei lavoratori e con la massima vii) Attenzione allo sviluppo di APPLICATA attenzione all'ambiente; progettare, realizzare, gestire e dismettere impianti, costruzioni e attività, nel tecnologie più pulite. rispetto della tutela della salute e sicurezza dei lavoratori, dell'ambiente, e del risparmio energetico, ed allineandosi alle migliori tecnologie disponibili ed economicamente sostenibili. viii) Attenzione agli impatti ambientali E’ obiettivo della Politica Ambientale progettare, realizzare, gestire e dismettere impianti, costruzioni dovuti ad un eventuale e attività, nel rispetto della tutela della salute e sicurezza dei lavoratori, dell'ambiente, e del risparmio smantellamento dell’installazione in energetico, ed allineandosi alle migliori tecnologie disponibili ed economicamente sostenibili. fase di progettazione di un nuovo PARZIALMENTE In occasione di realizzazione e di potenziamento della centrale sono state effettuate scelte progettuali impianto e durante l’intero ciclo di APPLICATA ai fini del contenimento delle emissioni e di salvaguardia dell’ambiente. vita, in particolare: Le limitazioni di applicazione della BAT sono dovute al fatto che l’impianto è già esistente. In a) Evitare le strutture sotterranee particolare, la centrale presenta delle strutture sotterranee quali: b) Integrare elementi che facilitino lo smantellamento - Interramento delle tubazioni di trasporto del gas per riduzione del rumore

c) Scegliere finiture superficiali - Serbatoi metallici sotto il piano campagna contenenti olio di lubrificazione, acqua che siano facili da contaminata da sostanze organiche “slop” e acque reflue industriali; tutti i serbatoi risultano decontaminare posizionati in vasche di contenimento in c.a. ed ispezionabili su tutta la superficie laterale. d) Usare per le apparecchiature una configurazione che riduca Gli impatti ambientali vengono limitati per i seguenti punti: al minimo l’intrappolamento - Sistemi antincendio ad acqua nebulizzata in alternativa a quelli a gas HCFC; delle sostanze chimiche e ne - Raccolta delle acque reflue industriali con reti dedicate e convogliamento in serbatoi metallici faciliti l’evacuazione per installati in vasche di cemento armato; drenaggio o pulizia. - Raccolta delle acque reflue domestiche con rete dedicata e convogliamento allo scarico e) Progettare attrezzature flessibili esistente allacciato alla pubblica fognatura o a fossa di tipo Imhoff e impianto di e autonome che consentano fitodepurazione chiuso; una chiusura progressiva - Realizzazione di aree verdi. f) Usare materiali biodegradabili e riciclabili in tutti i casi possibili La rete di trasporto e le centrali SRG sono controllate e gestite a distanza dal centro di Dispacciamento di San Donato Milanese (MI), h. 24, con la collaborazione di unità periferiche locali. In caso di anomalie, queste sono gestite automaticamente grazie ad un Sistema di Controllo Unità (SCU) ed un Sistema di Controllo Stazione (SCS). ix) Svolgimento di analisi comparative NON Non essendoci società a livello nazionale/regionale della consistenza di SRG, non è possibile settoriali su base regolare. APPLICABILE effettuare valutazioni comparative. x) Programmi di garanzia della qualità/controllo della qualità per Nell’ambito del Piano di Monitoraggio e Controllo allegato all’AIA vigente sono previsti controlli delle assicurare che le caratteristiche di APPLICATA caratteristiche dei combustibili con registrazione dei risultati su sistema informatico aziendale. tutti i combustibili siano definite e controllate con precisione (BAT 9). xi) Piano di gestione al fine di ridurre le Vengono effettuate attività di verifica e monitoraggio periodico. emissioni in atmosfera e/o nell’acqua in condizioni di esercizio Inoltre sono previste manutenzioni regolari degli impianti, monitoraggi e verifiche degli apparati al fine APPLICATA diverse da quelle normali, compresi i di garantire la funzionalità dei sistemi e per prevenire guasti, rotture ed emissioni fuggitive e periodi di avvio e di arresto (BAT 10- straordinarie. 11). Tali attività vengono registrate su apposito sistema informatico aziendale. xii) Piano di gestione dei rifiuti I rifiuti prodotti sono generati dalle attività accessorie e di manutenzione, e gestiti nel rispetto della finalizzato ad evitarne la produzione normativa vigente. Riguardano principalmente i filtri aria, filtri olio, filtri gas, stracci, imballaggi vari, e a far sì che siano preparati per il APPLICATA batterie esauste, ferro e acciaio. riutilizzo, riciclati o altrimenti recuperati, prevedendo l’uso delle Il raggruppamento dei rifiuti viene effettuato, prima della raccolta, nel luogo in cui sono prodotti tecniche della BAT 16. (Deposito Temporaneo), viene effettuato per tipi omogenei e nel rispetto del criterio quantitativo.

I rifiuti, oltre che in apposti serbatoi a tenuta, sono raccolti in apposite aree, idoneamente protette con pavimentazione impermeabile. I depositi dei rifiuti sono monitorati periodicamente per garantire il recupero/smaltimento secondo le tempistiche di legge. I reflui prodotti sono poi conferiti a ditte autorizzate per il trasporto e lo smaltimento, nel rispetto della normativa vigente, in conformità alla procedura di Gestione dei Rifiuti del SGA di Snam Rete Gas. Nell’ambito del sistema di gestione ambientale l’Azienda ha elaborato specifiche linee guida ed istruzioni operative per la gestione e la prevenzione dell’inquinamento delle matrici suolo e acque. In particolare, le linee guida riguardano:  il carico e scarico liquidi da autobotte;  la dotazione di materiali assorbenti per far fronte a potenziali emergenze ambientali;  le prove di tenuta della rete di raccolta delle acque reflue industriali;  il controllo dei serbatoi; xiii) Un metodo sistematico per individuare e trattare le potenziali  la predisposizione di una zona di deposito rifiuti; emissioni incontrollate e/o impreviste nell’ambiente, in  l’istruzione operativa per le prove di tenuta/verifica di integrità periodiche delle tubazioni di particolare: collegamento tra i serbatoi di stoccaggio e i cassoni olio delle unità di compressione; a) Le emissioni nel suolo e nelle  la simulazione di emergenze ambientali. acque sotterranee dovute alla movimentazione e allo APPLICATA stoccaggio di combustibili, L’impianto è fornito di un sistema di stoccaggio, carico e scarico olio di lubrificazione dei additivi, sottoprodotti e rifiuti. turbocompressori, costituito da 2 serbatoi interrati metallici (n.1 per l’olio nuovo di capacità 16,7 m3 e n.1 per l’olio di recupero di capacità 16,7 m3) ispezionabili contenuti in vasca di contenimento di b) Le emissioni associate cemento armato, dimensionate in modo tale da poter contenere il 100% della capacità del serbatoio. all’autoriscaldamento e/o Lo scarico, carico e movimentazione dell’olio avviene per mezzo di elettropompe. all’autocombustione dei combustibili nelle attività di Nei cassoni dell’olio di lubrificazione sono presenti sistemi automatici per il monitoraggio del livello stoccaggio e movimentazione. che, in caso di anomalia, inviano una segnalazione di allarme alla sala di controllo. Per eventuali sversamenti, l’olio confluisce nella rete di raccolta “acque reflue industriali” e da lì nel serbatoio metallico per la gestione del fluido come rifiuto.

Il gasolio è utilizzato per la motopompa antincendio e per l’alimentazione del gruppo elettrogeno:  il gasolio per alimentazione gruppo elettrogeno viene stoccato in un serbatoio metallico a tenuta installato sotto il piano campagna, posizionato in vasca di contenimento in cemento armato di 20 m3 ispezionabile su tutti i lati dello stesso (il serbatoio metallico di alimentazione giornaliera del gruppo elettrogeno ha capacità di 0,15 m3);

 il gasolio per alimentazione della motopompa antincendio è stoccato all’interno di un serbatoio in acciaio, non interrato a vista, della capacità di 0,2 m3, che fa parte dello skid dell’attrezzatura; la procedura per il carico del gasolio è manuale.

La centrale dispone di un’area dedicata al deposito dei fusti di olio e altri prodotti utilizzati per le attività di manutenzione (es. grassi). Tale area è opportunamente pavimentata e delimitata da cordolo a formare un bacino di contenimento adeguato ai quantitativi in stoccaggio e protetta mediante copertura dagli agenti atmosferici (deposito chiuso). La movimentazione di oli lubrificanti e gasolio avviene in idonee aree confinate, dotate di piazzole di carico e scarico impermeabilizzate, che permettono la gestione dei prodotti in piena sicurezza ambientale. Eventuale prodotto raccolto viene gestito come rifiuto e conferito a terzi autorizzati per operazioni di recupero/smaltimento. Per evidenziare eventuali perdite dell’impianto, il sistema di manutenzione ordinaria garantirà il contenimento delle emissioni. All’interno dei cabinati è previsto un sistema di gas permanente collegato a un allarme che scatta al superamento della soglia limite, quindi ogni eventuale emissione di gas naturale sarà tempestivamente rilevata e confinata. Vedi inoltre nota al punto xi). Le materie prime utilizzate sono principalmente gas naturale, gasolio, oli minerali e sintetici di lubrificazione. Il gas naturale viene impiegato principalmente per il funzionamento delle turbine a gas ad alto rendimento, e per il funzionamento delle caldaie. Il gasolio è utilizzato esclusivamente per la motopompa antincendio e per il gruppo elettrogeno e viene stoccato xiv) Piano di gestione delle polveri per prevenire o, laddove ciò non sia  il gasolio per alimentazione gruppo elettrogeno in un serbatoio metallico a tenuta installato fattibile, ridurre le emissioni diffuse sotto il piano campagna, posizionato in vasca di contenimento in cemento armato di 20 m3 causate dalle operazioni di carico, APPLICATA ispezionabile su tutti i lati dello stesso (il serbatoio metallico di alimentazione giornaliera del scarico, stoccaggio e/o gruppo elettrogeno ha capacità di 0,15 m3); movimentazione dei combustibili, dei residui e degli additivi.  il gasolio per alimentazione della motopompa antincendio all’interno di un serbatoio in acciaio, non interrato a vista, della capacità di 0,2 m3, che fa parte dello skid dell’attrezzatura; la procedura per il carico del gasolio è manuale. L’olio minerale è utilizzato per la lubrificazione dei turbocompressori, viene fornito mediante autobotte e stoccato in appositi serbatoi all’interno di vasche di contenimento in cemento armato. I prodotti ausiliari vengono introdotti in impianto mediante appositi contenitori/serbatoi, movimentati e depositati in aree dedicate, confinate ed impermeabilizzate.

xv) Piano di gestione del rumore in caso di probabile o constatato inquinamento acustico presso i recettori sensibili, contenente: a) Un protocollo di monitoraggio del rumore in corrispondenza dei confini dell’impianto; b) Un programma di riduzione del Applicazione del Piano di Monitoraggio e Controllo, interramento delle condutture di trasporto del gas, rumore; APPLICATA installazioni di cabinati insonorizzati, cappe acustiche insonorizzate per le valvole, valvole a bassa emissione sonora, dispositivi silenziatori sui vent. c) Un protocollo di risposta a situazioni di inquinamento; d) Una rassegna dei casi di inquinamento acustico riscontrati, delle azioni correttive intraprese e delle informazioni fornite agli interessati. xvi) Per la combustione, la gassificazione o il coincenerimento di sostanze maleodoranti, un piano di gestione degli odori contenente: a) Un protocollo di monitoraggio degli odori; b) Se necessario, un programma di eliminazione degli odori, al L’utilizzo di gas naturale quale principale combustibile all’interno del ciclo produttivo, consente di fine di identificare ed eliminare NON ridurre al minimo le emissioni atmosferiche di sostanze maleodoranti (zolfo, polveri, composti organici o ridurre le emissioni odorigene; APPLICABILE volatili ecc..). c) Un protocollo di registrazione Inoltre il gas naturale utilizzato nell’impianto non è odorizzato. degli eventi odorigeni, con le relative misure adottate e il calendario; d) Una rassegna degli eventi odorigeni riscontrati, delle azioni correttive intraprese e delle informazioni fornite agli interessati.

1.2 Monitoraggio* BAT n° Descrizione Stato di applicazione Modalità di applicazione BAT e/o note

Determinare il rendimento elettrico netto e/o il consumo totale netto di combustibile e/o l'efficienza meccanica netta Nella centrale il sistema informativo registra i consumi di gas naturale, i […] delle unità di combustione mediante una prova di volumi di gas compresso, i consumi di olio e le ore di esercizio delle unità BAT 2 prestazione a pieno carico secondo le norme EN, dopo la APPLICATA di compressione, l’energia elettrica assorbita da rete esterna e le ore di messa in esercizio dell’unità e dopo ogni modifica […]. Se esercizio del gruppo elettrogeno non sono disponibili norme EN […] applicare le norme ISO, le norme nazionali o altro norme internazionali […]. Monitorare i principali parametri di processo relativi alle emissioni in atmosfera e in acqua, tra cui: Determinazione Portata periodica o in APPLICATA continuo Tenore di Il monitoraggio dei parametri è effettuato con frequenza continua per le Effluente ossigeno, unità TC1, TC2, TC3, TC4. gassoso Misurazione BAT 3 temperatura e periodica o in APPLICATA Gli effluenti gassosi non sono sottoposti ad un trattamento con pressione continuo acqua/vapore o ammoniaca, in quanto il sistema di combustione adottato Tenore di vapore per le turbine a gas di tipo DLN (riconosciuta come MTD) riduce già le acqueo emissioni di NOx e CO. Acque reflue da Portata, pH e Misurazione in trattamento degli NON APPLICABILE temperatura continuo effluenti gassosi Monitorare le emissioni in atmosfera almeno alla frequenza indicata di seguito ed in conformità con le norme EN. In mancanza di norme EN si fa riferimento a norme ISO, a norme nazionali o internazionali

turbine a Norme EN Monitoraggio in Il monitoraggio dei parametri è effettuato con frequenza continua per le NOx gas APPLICATA generiche continuo.** unità TC1, TC2, TC3, TC4. naturale BAT 4 turbine a Norme EN Monitoraggio in Il monitoraggio dei parametri è effettuato con frequenza continua per le CO gas APPLICATA generiche continuo.** unità TC1, TC2, TC3, TC4. naturale ** La frequenza di monitoraggio non si applica per gli impianti messi in funzione al solo scopo di eseguire una misurazione delle emissioni. Per le turbine a gas, il monitoraggio periodico è effettuato quando il carico dell’impianto di combustione è > del 70% Monitorare le emissioni in acqua derivanti dal trattamento Il ciclo produttivo non prevede il trattamento degli effluenti gassosi con BAT 5 NON APPLICABILE degli effluenti gassosi […]. acqua/vapore o ammoniaca. * Sono riportati solo i parametri pertinenti con la tipologia di attività svolta.

1.3 Prestazioni ambientali generali e di combustione BAT n° Descrizione Stato di applicazione Modalità di applicazione BAT e/o note

Migliorare le prestazioni ambientali generali degli impianti di combustione e ridurre le emissioni in atmosfera di CO e delle sostanze incombuste, ottimizzando la combustione e facendo uso di un’adeguata combinazione delle tecniche indicate: Il sistema di combustione DLN per le turbine a gas garantisce una a. Dosaggio e miscela dei combustibili APPLICATA distribuzione omogenea della temperatura di combustione attraverso la preventiva miscelazione di aria e combustibile. Sono previste manutenzioni regolari e verifiche agli apparati per garantire la funzionalità dei sistemi all’interno di parametri stabiliti dai costruttori e per prevenire guasti e rotture.

b. Manutenzione del sistema di combustione APPLICATA I programmi di manutenzione e le verifiche periodiche negli impianti da parte del personale operativo permettono di contenere anche le emissioni fuggitive della centrale che rappresentano non solo un dispendio nel bilancio energetico dell’impianto, ma anche un aspetto di tipo ambientale BAT 6 e di sicurezza. c. Sistema di controllo avanzato APPLICATA Vedi BAT 1 viii) e BAT 12 g) In fase di progettazione l’azienda ha promosso l’ottimizzazione dei vari processi produttivi attraverso la selezione di apparecchiature e macchine d. Buona progettazione delle apparecchiature di APPLICATA (es. compressori, caldaie, motori, etc.) aventi requisiti in linea con le combustione tecnologie più recenti in modo da minimizzare i consumi energetici. Tutte le turbine a gas sono dotate della tecnologia DLN. Viene usato come combustibile lo stesso gas naturale trasportato nei e. Scelta del combustibile: scegliere tra i metanodotti. combustibili disponibili quello con il miglior profilo NON APPLICABILE L’utilizzo di gas naturale consente comunque di ridurre al minimo le ambientale (basso tenore di zolfo e/o mercurio). emissioni atmosferiche di ossidi di zolfo, polveri e composti organici volatili.

Le turbine di tipo DLN non necessitano di riduzione dei tenori di NOx Ridurre le emissioni di ammoniaca in atmosfera […] BAT 7 NON APPLICABILE mediante l’utilizzo di tecniche SCR/SNCR, quindi mediante l’utilizzo di utilizzata per abbattere le emissioni di NOx. […] ammoniaca come reagente.

[…] durante le normali condizioni di esercizio, la BAT L’impianto è dotato di tecnologia di combustione DLN la quale viene BAT 8 consiste nell’assicurare, mediante adeguata progettazione, APPLICATA controllata in continuo e manutenuta come indicato alla BAT 6 b) e alla esercizio e manutenzione, che il funzionamento e la BAT 12 g).

BAT n° Descrizione Stato di applicazione Modalità di applicazione BAT e/o note disponibilità dei sistemi di abbattimento delle emissioni siano ottimizzati.

[…] includere gli elementi seguenti nei programmi di garanzia della qualità/controllo della qualità per tutti i combustibili utilizzati, nell’ambito del sistema di gestione ambientale. Caratterizzazione iniziale completa del combustibile utilizzato in conformità con le norme EN. In mancanza di norme EN si fa riferimento a norme ISO, a norme nazionali o internazionali. Il gas naturale è fornito dalla rete di trasporto nazionale ed è monitorato APPLICATA tramite un gascromatografo per l’analisi in continuo delle sue Gas Naturale: caratteristiche. - potere calorifico inferiore BAT 9 - CH4, C2H6, C3, C4+, CO2, N2, indice di Wobbe. Il gas naturale è fornito dalla rete di trasporto nazionale ed è monitorato Prove periodiche della qualità del combustibile […] APPLICATA tramite un gascromatografo per l’analisi in continuo delle sue caratteristiche. Successivo adeguamento delle impostazioni dell’impianto La fornitura di gas risponde a caratteristiche di cui al codice di rete di NON APPLICABILE in funzione della necessità e della fattibilità. Snam Rete Gas. La caratterizzazione iniziale e le prove periodiche del combustibile possono essere eseguite dal gestore e/o dal fornitore del combustibile. Se eseguite dal fornitore, i risultati completi sono forniti al gestore sotto forma di specifica di prodotto (combustibile) e/o di garanzia del fornitore. Al fine di ridurre le emissioni in atmosfera e/o nell'acqua durante condizioni di esercizio diverse da quelle normali, consiste nell'elaborare e attuare, nell'ambito del sistema di gestione ambientale (BAT 1), un piano di gestione commisurato alla rilevanza dei potenziali rilasci di inquinanti che comprenda i seguenti elementi: - Adeguata progettazione dei sistemi che si ritiene concorrano a creare condizioni di esercizio I criteri di progettazione e costruzione della centrale sono tali da diverse da quelle normali che possono incidere permettere l’esercizio in condizioni di sicurezza, affidabilità ed efficienza sulle emissioni in atmosfera, nell'acqua e/o nel APPLICATA (vedi BAT 6 d). La gestione, per quanto riguarda la sicurezza, è affidata BAT 10 suolo (ad esempio, progettazione di turbine a gas a sistemi di controllo automatici locali, i quali permettono la messa in esercibili a regimi di basso carico per ridurre i sicurezza della centrale sulla base di variazioni anomale di parametri di carichi minimi di avvio e di arresto); funzionamento monitorati costantemente. Inoltre specifiche attività di verifica e di monitoraggio sul corretto - elaborazione e attuazione di un apposito piano di APPLICATA funzionamento degli impianti vengono eseguite periodicamente secondo manutenzione preventiva per i suddetti sistemi; il manuale di manutenzione.

BAT n° Descrizione Stato di applicazione Modalità di applicazione BAT e/o note Il PMC prevede che nel registro informativo interno vengano registrati tutti - rassegna e registrazione delle emissioni causate i controlli fatti per il corretto funzionamento degli impianti e delle dalle condizioni di esercizio diverse da quelle APPLICATA attrezzature. Eventuali malfunzionamenti che possono compromettere la normali e relative circostanze, nonché eventuale performance ambientale vengono comunicati tempestivamente attuazione di azioni correttive; all’Autorità Competente ed all’Ente di Controllo. - valutazione periodica delle emissioni complessive durante le condizioni di esercizio diverse da I monitoraggi periodici degli impianti prevedono che vengano registrati ed quelle normali (ad esempio, frequenza degli inseriti nel rapporto periodico trasmesso all’Autorità Competente i valori APPLICATA eventi, durata, quantificazione/stima delle di emissione non conformi ai valori limite ed eventuali azioni emissioni) ed eventuale attuazione di azioni correttive/contenitive adottate, tempistiche di rientro nei valori standard. correttive. Si prevede il monitoraggio delle eventuali emissioni e la comunicazione Consiste nel monitorare adeguatamente le emissioni in annuale agli enti competenti dell’elenco dei malfunzionamenti e degli BAT 11 atmosfera e/o nell'acqua durante le condizioni di esercizio APPLICATA eventi accidentali, tipologia e loro durata, con stima delle emissioni diverse da quelle normali. nell’ambiente, interventi e tempi di ripristino.

1.4 Efficienza energetica BAT n° Descrizione Stato di applicazione Modalità di applicazione BAT e/o note

Utilizzare una combinazione adeguata delle tecniche indicate di seguito al fine di aumentare l’efficienza energetica delle unità di combustione in funzione ≥ 1.500 ore/anno:

a. Ottimizzazione della combustione APPLICATA Il sistema di combustione DLN per le turbine a gas garantisce una distribuzione omogenea della temperatura di combustione attraverso la preventiva miscelazione di aria e combustibile; inoltre fa sì che la fiamma b. Ottimizzazione delle condizioni del fluido di lavoro APPLICATA raggiunga una minor temperatura e che vengano ridotte le emissioni. c. Ottimizzazione del ciclo del vapore NON APPLICABILE Non è presente un ciclo del vapore. Vedi BAT 12 a), i).

d. Riduzione al minimo del consumo di energia APPLICATA I sistemi ad aria compressa sono dotati di un serbatoio polmone tra il sistema di generazione e le varie utenze, in modo da minimizzare i periodi di funzionamento dei compressori. Non è applicabile in quanto non sostenibile economicamente in e. Preriscaldamento dell’aria di combustione NON APPLICABILE relazione alla tipologia di attività. Si veda BAT 12 i). La centrale, oltre alle unità di compressione, possiede n. 3 generatori di calore, alimentati a gas, con potenzialità termica di 329 kW cadauno, BAT 12 f. Preriscaldamento del combustibile APPLICATA adibiti al preriscaldamento del gas di alimentazione delle turbine del gruppo di compressione (TC1-TC2-TC3-TC4) (vedi BAT 12i). La gestione della centrale è affidata a sistemi di controllo automatici locali, il Sistema di Controllo Unità (SCU) ed il Sistema di Controllo Stazione (SCS). Questi garantiscono la messa in sicurezza automatica dell’impianto sulla base di variazioni anomale di alcuni parametri di funzionamento monitorati in continuo, ovvero pressione, temperatura e portata dei turbocompressori. Inoltre l’efficienza delle unità di compressione viene monitorata tramite g. Sistema di controllo avanzato APPLICATA la registrazione su sistema informativo del volume di gas compresso, volume di gas combustibile utilizzato, ore di funzionamento ed indice di utilizzazione. Il monitoraggio periodico delle emissioni dai quattro camini dei turbocompressori è invece registrato su documento cartaceo/file. Le turbine a gas DLN sono regolate in modo da premiscelare, da un determinato carico, il gas combustibile ed il comburente prima dell’ingresso in camera di combustione al fine di ottimizzare la

BAT n° Descrizione Stato di applicazione Modalità di applicazione BAT e/o note temperatura nella camera di combustione stessa per il rispetto dei limiti alle emissioni. h. Preriscaldamento dell’acqua di alimentazione per NON APPLICABILE Non è presente acqua di alimentazione. mezzo del calore recuperato Per quanto riguarda la possibilità di applicare un ciclo combinato con recupero di calore dei fumi in alternativa all’utilizzo di caldaie ai fini del risparmio energetico e di una riduzione dell’inquinamento, si riportano alcune considerazioni. L’impianto è progettato per soddisfare il fabbisogno di gas richiesto dagli utenti attraverso il sistema di trasporto nazionale. Dovendo far fronte a prelievi sensibilmente variabili per ragioni climatiche e commerciali, la centrale è esercita con variazioni di carico notevoli ed in modo discontinuo (modalità di esercizio caratteristica di tutte le centrali di compressione). Tuttavia ciascuna unità di compressione è munita di un impianto di riduzione della pressione del gas naturale necessario per garantire una pressione di alimentazione del gas combustibile stesso, idonea per le esigenze della turbina. i. Recupero di calore da cogenerazione NON APPLICABILE Per il preriscaldo del fuel gas viene utilizzato un apposito scambiatore gas/acqua e l’acqua calda necessaria a tale scopo è resa disponibile da tre caldaie. La realizzazione di un sistema di recupero termico dai gas di scarico non può comunque prescindere dall’installazione di caldaie, anche perché il preriscaldo del fuel gas è sempre necessario all’avviamento delle turbine, in quanto in caso di impianto inizialmente fermo non sono ancora disponibili i fumi caldi. In conclusione, come sopra evidenziato, non sussistono i presupposti tecnici perché si possa attuare un recupero energetico dei gas combusti garantendo al tempo stesso affidabilità e flessibilità di trasporto del gas agli utenti. j. Disponibilità della CHP NON APPLICABILE Vedi BAT 12 i). k. Condensatore degli effluenti gassosi NON APPLICABILE Vedi BAT 12 i). Applicabile unicamente agli impianti CHP (cogenerazione di calore ed l. Accumulo termico NON APPLICABILE elettricità). Applicabile solo ad unità dotate di sistemi FGD (desolforazione degli m. Camino umido NON APPLICABILE effluenti gassosi) a umido.

BAT n° Descrizione Stato di applicazione Modalità di applicazione BAT e/o note Applicabile solo ad unità dotate di sistemi FGD (desolforazione degli n. Scarico attraverso torre di raffreddamento NON APPLICABILE effluenti gassosi) a umido. o. Preessiccamento del combustibile NON APPLICABILE Applicabile alla combustione di biomassa e/o torba. Dove possibile le linee di adduzione del gas combustibile alle turbine sono coibentate a partire dai riscaldatori di unità. p. Riduzione al minimo delle perdite di calore APPLICATA Altre applicazioni si riferiscono unicamente alle unità di combustione alimentate a combustibili solidi e alle unità di gassificazione/IGCC. q. Materiali avanzati NON APPLICABILE Applicabile unicamente ai nuovi impianti. r. Potenziamento delle turbine a vapore NON APPLICABILE Non applicabile all’attività dell’azienda. s. Condizioni di vapore supercritiche e ultra NON APPLICABILE Non applicabile all’attività dell’azienda. supercritiche

Nota 1: Relativamente alla efficienza energetica di cui al BREF Energy Efficiency (february 2009), in questa sede si vuole evidenziare che gli impianti di compressione gas della rete di trasporto gas sono costituite da turbine a gas per la produzione di energia meccanica (mechanical drive) accoppiate a compressori centrifughi che comprimono il gas nella rete fino alla pressione prevista. In fase di progettazione sono considerati accorgimenti finalizzati all’incremento di efficienza energetica e al risparmio, riassumibili nei seguenti punti: - Il miglioramento ambientale continuo è principio ispiratore e obiettivo del Sistema di gestione Ambientale degli impianti di compressione di SRG, certificato conforme alla norma UNI-EN- ISO 14001:2004. - Per quanto riguarda i processi di compressione gas, sono monitorati costantemente tutti i parametri di funzionamento dei Turbocompressori, con particolare riguardo ai consumi energetici (fuel gas), - In fase di progettazione vengono ottimizzati i vari processi produttivi selezionando apparecchiature e macchine (es. motori di trigenerazione) aventi requisiti in linea con le tecnologie più recenti in modo da minimizzare i consumi energetici. Al fine di incrementare il risparmio energetico sono attuati anche alcuni accorgimenti di tipo gestionale: - all’interno dei cabinati unità, nei locali tecnici, uffici, magazzini e officina, in assenza di personale, gli impianti di illuminazione sono tenuti spenti; - sono regolarmente effettuate manutenzioni e verifiche agli apparati per garantire la funzionalità dei sistemi all’interno di parametri stabiliti dai costruttori e per prevenire guasti e rotture; - le verifiche periodiche negli impianti consentono di contenere anche le emissioni fuggitive dell’impianto di compressione.

1.5 Consumo d’acqua ed emissioni nell’acqua BAT n° Descrizione Stato di applicazione Modalità di applicazione BAT e/o note

Utilizzare una o entrambe le tecniche di seguito indicate al fine di ridurre il consumo d’acqua e il volume delle acque reflue contaminate emesse

BAT 13 a. Riciclo dell’acqua NON APPLICABILE L’azienda non utilizza acqua per il processo di compressione gas. Non applicabile al ciclo produttivo della centrale, i combustibili bruciati non b. Movimentazione a secco delle ceneri NON APPLICABILE sono di tipo “solido”. Le acque reflue domestiche, dopo trattamento in vasca Imhoff, vengono inviate ad un impianto di fitodepurazione chiuso. Le acque reflue industriali sono convogliate mediante apposita rete di raccolta ad un serbatoio interrato metallico di capienza circa 10 m3 contenuto in vasca di cemento armato. Lo smaltimento avviene tramite autobotte secondo le normative vigenti. Tenere distinti i flussi delle acque reflue e trattarli separatamente, in funzione dell’inquinante, al fine di BAT 14 APPLICATA prevenire la contaminazione delle acque reflue non Le acque contaminate da sostanze organiche (slop) (reflui d’acqua, contaminate e ridurre le emissioni nell’acqua. condensa, che viene separata da appositi sistemi di filtrazione dal gas che transita nelle tubazioni della centrale) confluiscono in n. 1 serbatoio di processo metallico di capacità 15,2 m3 a tenuta, installato sotto il piano campagna all’interno di una vasca di contenimento in calcestruzzo. Il serbatoio è equipaggiato con una pompa per l’estrazione del liquido raccolto al suo interno ed il suo carico in autocisterna, per lo smaltimento come rifiuto. Ridurre l’emissione nell’acqua di acque reflue da Il ciclo produttivo non prevede il trattamento degli effluenti gassosi non BAT 15 trattamento degli effluenti gassosi applicando una NON APPLICABILE con acqua/vapore o ammoniaca. combinazione adeguata di tecniche (vedi Tabella BAT 15)

1.6 Gestione dei rifiuti BAT n° Descrizione Stato di applicazione Modalità di applicazione BAT e/o note Al fine di ridurre la quantità da smaltire di rifiuti risultanti dalla combustione e/o dal processo di gassificazione e dalle tecniche di abbattimento, consiste nell’organizzare le operazioni in modo da ottimizzare, in ordine di priorità e secondo la logica del ciclo di vita: a. prevenzione dei rifiuti (massimizzare sottoprodotti); b. preparazione dei rifiuti per il loro riutilizzo; c. riciclaggio dei rifiuti; d. altri modi di recupero dei rifiuti Attuando le tecniche di seguito indicate: BAT 16 Il ciclo produttivo non prevede il trattamento degli effluenti gassosi con a. Produzione di gesso come sottoprodotto NON APPLICABILE sistemi FGD, perciò non prevede la produzione di Gesso come residuo delle reazioni a base di calcio. La combustione di gas naturale con sistemi DLN permette la riduzione b. Riciclaggio o recupero dei residui nel settore NON APPLICABILE delle emissioni atmosferiche e lo stesso utilizzo del gas naturale permette delle costruzioni di ridurre al minimo la produzione di polveri/ceneri. c. Recupero di energia mediante l’uso dei rifiuti nel Il ciclo produttivo non permette tecnicamente l’introduzione di rifiuti nel NON APPLICABILE mix energetico mix energetico d. Preparazione per il riutilizzo del catalizzatore Le turbine adottano il sistema DLN per cui non necessitano di utilizzo di NON APPLICABILE esaurito catalizzatori.

1.7 Emissioni sonore BAT n° Descrizione Stato di applicazione Modalità di applicazione BAT e/o note

Utilizzare una o più tecniche di seguito elencate al fine di ridurre le emissioni sonore a. Misure operative APPLICATA Ai fini del contenimento del rumore in ambiente esterno sono utilizzati i seguenti accorgimenti: b. Apparecchiature a bassa rumorosità APPLICATA - Cabinati insonorizzati che contengono le apparecchiature che possono produrre emissioni sonore; BAT 17 c. Attenuazione del rumore APPLICATA - Cappe acustiche insonorizzate per le valvole; d. Dispositivi anti rumore APPLICATA - Valvole a bassa emissione sonora; - Dispositivi silenziatori sui vent; e. Localizzazione adeguata delle apparecchiature e - Interramento delle tubazioni di trasporto del gas naturale per APPLICATA degli edifici abbatterne il rumore, le tubazioni sono inoltre coibentate/isolate dove possibile.

CONCLUSIONI SULLE BAT PER LA COMBUSTIONE DI COMBUSTIBILI SOLIDI

BAT n° Descrizione Stato di applicazione Modalità di applicazione BAT e/o note

BAT 18 BAT 19 BAT 20 BAT 21

BAT 22 Conclusioni sulle BAT per la combustione di combustibili BAT non pertinenti per il tipo di impianto di combustione e tipo di NON PERTINENTE BAT 23 solidi combustibile utilizzato. BAT 24 BAT 25 BAT 26 BAT 27

CONCLUSIONI SULLE BAT PER LA COMBUSTIONE DI COMBUSTIBILI LIQUIDI

BAT n° Descrizione Stato di applicazione Modalità di applicazione BAT e/o note

BAT 28 BAT 29 BAT 30 BAT 31 BAT 32 Nella centrale è presente una motopompa antincendio alimentate a BAT 33 Conclusioni sulle BAT per la combustione di combustibili gasolio, e un gruppo elettrogeno di emergenza alimentato a gasolio. NON APPLICABILE BAT 34 liquidi. Vista la non significatività delle emissioni, le presenti BAT non si ritengono applicabili. BAT 35 BAT 36 BAT 37 BAT 38 BAT 39

CONCLUSIONI SULLE BAT PER LA COMBUSTIONE DI COMBUSTIBILI GASSOSI

4.1.1 Efficienza energetica BAT N° Descrizione Stato di applicazione Modalità di applicazione BAT e/o note

Al fine di aumentare l’efficienza della combustione di gas naturale, la BAT consiste nell’utilizzare una combinazione adeguata delle tecniche indicate nella BAT 12 e di seguito. BAT 40 Non applicabile alle turbine a gas per trasmissioni meccaniche utilizzate Ciclo combinato NON APPLICABILE in modalità discontinua con ampie variazioni di carico e frequenti momenti di avvio e arresto.

BAT 40_ Tabella 23: Livelli di efficienza energetica associati alla BAT (BAT-AEEL) per la combustione di gas naturale.

BAT-AEL Tipo di unità di Rendimento elettrico netto (%) Efficienza meccanica netta (%) (1) combustione* Consumo totale netto di combustibile (%) Nuova Unità Unità Esistente Nuova Unità Unità Esistente

Turbina a Gas a ciclo 36-41,5 33-41,5 (2) Nessuna BAT-AEEL 36,5-41 33,5-41 aperto ≥50 MWth * Riportate solo le unità di combustione presenti nell’impianto SRG (1) Questi BAT-AEEL non son applicabili alle unità utilizzate per applicazioni trasmissione meccanica (2) Il rapporto tra l’energia conferita alla macchina operatrice rispetto all’energia conferita alla turbina nelle condizioni di massima potenza (ISO), per una turbina a gas per azionamento meccanico, si attesta tra 33-38%.

4.1.2 Emissioni in atmosfera di NOx, CO, NMVOC e CH4 BAT N° Descrizione Stato di applicazione Modalità di applicazione BAT e/o note

Al fine di prevenire o ridurre le emissioni di NOx in atmosfera risultanti dalla combustione di gas naturale Non applicabile in quanto la combustione del gas naturale nel ciclo di BAT 41 NON APPLICABILE nelle caldaie, la BAT consiste nell’utilizzare una o più produzione dell’impianto avviene in turbine e non in caldaie (vedi BAT 42) tecniche tra quelle indicate […] Al fine di prevenire o ridurre le emissioni di NOx in atmosfera risultanti dalla combustione di gas naturale nelle turbine a gas, la BAT consiste nell’utilizzare una o più tecniche tra quelle indicate di seguito. a. Sistema di controllo avanzato APPLICATA Vedi BAT 12 g) Le turbine a gas utilizzate nell’impianto SRG sfruttano la tecnologia DLN, b. Aggiunta di acqua/vapore NON APPLICABILE la quale permette un abbattimento significativo delle emissioni a secco di NOx. c. Bruciatori a bassa emissione di NOx a secco BAT 42 APPLICATA L’utilizzo di tale tecnologia non rende possibile e necessaria l’immissione (DLN) di acqua/vapore all’interno della camera di combustione. Il carico di funzionamento della turbina serve a garantire l’adeguata d. Modi di progettazione a basso carico NON APPLICABILE pressione del gas nella rete di trasporto nazionale.

e. Bruciatori a basse emissioni di NOx (LNB) APPLICATA Le turbine installate sfruttano la tecnologia DLN a basse emissioni di NOx. f. Riduzione catalitica selettiva (SCR) NON APPLICATA Utilizzata la tecnologia DLN Al fine di prevenire o ridurre le emissioni di NOx in atmosfera risultanti dalla combustione di gas naturale Non applicabile in quanto la combustione del gas naturale nel ciclo di BAT 43 NON APPLICABILE nei motori, la BAT consiste nell’utilizzare una o più produzione dell’impianto avviene in turbine e non in motori (vedi BAT 42) tecniche tra quelle indicate […] Al fine di prevenire o ridurre le emissioni di CO in atmosfera risultanti dalla combustione di gas naturale, la Le turbine installate sfruttano la tecnologia DLN che permette BAT 44 APPLICATA BAT consiste nell’ottimizzare la combustione e/o l’abbattimento delle emissioni di CO oltre alle emissioni di NOx utilizzare catalizzatori ossidanti. Al fine di ridurre le emissioni di composti organici volatili non metanici (COVNM) e di metano (CH4) in atmosfera risultanti dalla combustione di gas naturale in motori a BAT non pertinente per il tipo di impianto di combustione e tipo di BAT 45 NON PERTINENTE gas ad accensione comandata e combustione magra, la combustibile utilizzato. BAT consiste nell’ottimizzare la combustione e/o i catalizzatori ossidanti.

Dalla BAT 46 in poi non sono pertinenti per la tipologia di attività svolta presso l’impianto di compressione.

10.2.1 Esiti del confronto

BAT 44_Tabella 24: Livelli di emissioni associati alle migliori tecniche disponibili (BAT-AEL) per le emissioni in atmosfera di NOx risultanti dalla combustione di gas naturale nelle turbine a gas. I livelli di emissioni si riferiscono alle seguenti condizioni standard ed ai seguenti periodi di calcolo: - Gas secco a temperatura di 273,15 K e pressione di 101,3 kPa; - Livello di ossigeno di riferimento pari al 15% in volume; - Media annua = media su un periodo di un anno delle medie orarie valide misurate in continuo; - Media giornaliera = media su un periodo di 24 h delle medie orarie valide misurate in continuo; - Media del periodo di campionamento = valore medio di tre misurazioni consecutive di almeno 30 minuti ciascuna. Per i parametri che, a causa di limitazioni di campionamento o di analisi, non si prestano a misurazioni di 30 min, si ricorre ad un periodo di campionamento adeguato.

BAT-AEL (mg/Nm3) Potenza termica nominale Tipo di unità di combustione* totale dell’impianto di Media giornaliera o media del combustione (MWth) Media Annua periodo di campionamento

Turbine a gas esistenti per applicazioni con trasmissione ≥ 50 15-50 (1) 25-55 (2) meccanica – tutte eccetto per impianti in funzione < 500 ore/anno * Riportate solo le unità di combustione presenti nell’impianto SRG (1) Nel caso di impianti esistenti entrati in funzione non oltre il 7 gennaio 2014 il limite superiore dell’intervallo è 60 (2) Nel caso di impianti esistenti entrati in funzione non oltre il 7 gennaio 2014 il limite superiore dell’intervallo è 65

3 I livelli medi annui di CO per le turbine a gas esistenti di potenza ≥ 50 MWth per applicazioni con trasmissione meccanica sono < 5-40 mg/Nm . Il limite superiore di tale intervallo sarà di norma 50 quando gli impianti funzionano a basso carico.

Le TC1-TC2-TC3 sono entrate in esercizio prima del 7 gennaio 2014. La turbina TC4 è entrata in esercizio nel 2016.

Di seguito si riporta una sintesi storica delle emissioni dell’impianto dal 2015 al 2018. Dal confronto con la Tabella 24 della BAT 44 sopra riportata, si evince che non ci sono stati superamenti dei limiti delle BAT-AEL.

Tab. 10.1 – Sintesi storica delle emissioni dell’impianto di Poggio Renatico (FE) dal 2015 al 2018*

TC1 TC2 TC3 TC4

Media annua NOx (mg/Nm3) CO (mg/Nm3) NOx (mg/Nm3) CO (mg/Nm3) NOx (mg/Nm3) CO (mg/Nm3) NOx (mg/Nm3) CO (mg/Nm3)

2015 27,44 4,56 30,67 5,78 - - - -

2016 21,5 4,52 29,26 5,06 34,78 16,68 - -

2017 22,55 4,85 31,08 5,70 33,84 14,87 24,08 1,20

2018 23,88 4,69 26,79 5,31 32,65 27,87 20,69 1,63 MEDIA ANNUA 23,84 4,66 29,45 5,46 33,76 19,81 22,39 1,42 *Valori rilevati da campionamento secondo il monitoraggio in continuo tramite SME previsto dal PMC.