Rifiuti da centrali termoelettriche - ARPAL

PHARE TWINNING PROJECT RO2004/IB/EN-07 GUIDELINES ON IND. WASTE - THERMOELECTRIC PLANTS 4 

PHARE TWINNING PROJECT RO2004/IB/EN-07 

Implementation and enforcement 

of the environmental Acquis 

focussed on industrial waste management 

4 

LINEE GUIDA SUI RIFIUTI 

SPECIALI 

CENTRALI 

TERMOELETTRICHE 

Thermoelectric plants waste 

2007


A cura di: 

Roberto Borghesi e Alessia Usala: Short Term Expert APAT 

Alla stesura di questa linea guida hanno collaborato: 

Fica Boldea, Mirela Ghimpau e Oksana Alexandru: REPA della Regione Sud Est 

Aurelio Coppola: Resident Twinning Adviser 

Clara Oprea e Irinel Oprea: Twinning Office

PHARE TWINNING PROJECT RO2004/IB/EN-07 GUIDELINES ON INDUSTRIAL - THERMOELECTRIC PLANTS XX 

INDICE 

1. INTRODUZIONE.................................................................................................................. 3 

2. SCOPI E OBIETTIVI ............................................................................................................ 4 

3. INQUADRAMENTO NORMATIVO....................................................................................... 5 

3.1 INQUADRAMENTO NORMATIVO EUROPEO.......................................................................... 5 

3.2 INQUADRAMENTO NORMATIVO ROMENO........................................................................... 6 

4. RICOGNIZIONE DELLA SITUAZIONE DEL SETTORE CON PARTICOLARE 

RIFERIMENTO ALLE SPECIFICITA’ DEL TESSUTO INDUSTRIALE NAZIONALE .................... 8 

4.1 IL SETTORE TERMOELETTRICO IN ROMANIA ...................................................................... 9 

4.2 ASPECTE PRIVIND PRIORITATILE DE REABILITARE ALE SISTEMULUI ENERGETIC NATIONAL .. 10 

4.3 STAREA ACTUALA A INFRASTRUCTURII SISTEMULUI ENERGETIC (ZONA DE PRODUCERE A 

ENERGIEI) ............................................................................................................................... 12 

4.4 IL SETTORE TERMOELETTRICO NELLA REGIONE SUD-EST................................................ 12 

5. INQUADRAMENTO AMBIENTALE........................................................................................ 14 

5.1 QUADRO DI SINTESI DEGLI IMPIANTI DI TRATTAMENTO/SMALTIMENTO DEI RIFIUTI IN ROMANIA 

E NELLA REGIONE SUD-EST ..................................................................................................... 15 

6. DESCRIZIONE DEI PROCESSI DI PRODUZIONE E CICLI PRODUTTIVI........................ 18 

6.1 PREMESSA ........................................................................................................................ 18 

6.2 TECNOLOGIE DEI PROCESSI DI GENERAZIONE....................................................................... 20 

6.3 COMBUSTIBILI GASSOSI ...................................................................................................... 21 

6.4 GRANDI IMPIANTI DI COMBUSTIONE ALIMENTATI A GAS NATURALE .......................................... 21 

6.4.1 Turbine a gas ............................................................................................................ 22 

6.4.2 Impianti di generazione con caldaia a vapore............................................................ 24 

6.4.3 Impianti di generazione con ciclo combinato ............................................................. 28 

6.4.4 Utilizzo dei combustibili liquidi ................................................................................... 31 

6.5 OLIO COMBUSTIBILE E ORIMULSION ..................................................................................... 31 

6.5.1 Movimentazione e stoccaggio dei combustibili .......................................................... 31 

6.6 CARBONE.......................................................................................................................... 32 

6.6.1 Impianti di generazione a letto fluido ......................................................................... 33 

6.7 TECNICHE PER LA COMBUSTIONE DELLE BIOMASSE .............................................................. 33 

6.7.1 Tecniche e processi applicati .................................................................................... 35 

6.8 GAS DI SINTESI .................................................................................................................. 37 

6.9 LE NUOVE TECNOLOGIE DEL CARBONE................................................................................. 38 

6.9.1 Gassificazione del carbone (Integrated Gasification Combined Cycle - IGCC).......... 38 

6.10 GAS SIDERURGICI ............................................................................................................ 38 

6.11 L’IDROGENO VETTORE ENERGETICO.................................................................................. 40 

6.11.1 Generalità................................................................................................................ 40 

6.11.2 Impianti di cogenerazione........................................................................................ 41 

6.12 ABBATTIMENTO DELLE EMISSIONI IN ATMOSFERA – ALCUNI ESEMPI...................................... 41 

6.12.1 Misure per ridurre le emissioni di NO X ..................................................................... 44 

1


7. RIFIUTI PRODOTTI DALLE CENTRALI TERMOELETTRICHE......................................... 50 

8. LA GESTIONE RIFIUTI PRODOTTI................................................................................... 54 

8.1 PROCEDURA DI GESTIONE DEI RIFIUTI PER UNA CENTRALE TERMOELETTRICA ......................... 54 

8.2 ALLEGATI ALLA PROCEDURA DI GESTIONE DEI RIFIUTI PRODOTTI DA CENTRALI TERMOELETTRICHE 

.............................................................................................................................................. 68 

ALLEGATO 1: Individuazione del deposito temporaneo rifiuti e del deposito preliminare 

nella Planimetria dell’impianto............................................................................................ 68 

ALLEGATO 2: Elenco dei codici CER applicabili all’interno dell’impianto ........................... 69 

ALLEGATO 3: Scheda tipo di identificazione dei rifiuti ....................................................... 70 

ALLEGATO 4 : Scheda esempio di rifiuto con trasporto in ADR......................................... 71 

ALLEGATO 5: Fac simile della Ditta aggiudicataria del contratto di 

trasporto/recupero/smaltimento.......................................................................................... 72 

ALLEGATO 6: Formular raportare pentru responsabilul de sector ..................................... 73 

ALLEGATO 7: Formular raportare pentru responsabilul de depozit temporar/ definitiv intern 

........................................................................................................................................... 74 

ALLEGATO 8: Evidenta gestiunii deseurilor....................................................................... 75 

ALLEGATO 9: Gestiune deşeuri, parte RAM, pentru IPPC ................................................ 77 

ANEXA 10: Model raportare anuală deşeuri, pentru non-IPPC........................................... 77 

9. TECNICHE E TECNOLOGIE PER LA RIDUZIONE ED IL TRATTAMENTO DEI RIFIUTI 

NEGLI IMPIANTI DI COMBUSTIONE........................................................................................ 79 

10. BIBLIOGRAFIA .............................................................................................................. 98 

11. GLOSSARIO.................................................................................................................. 99 

11. ALLEGATI ALLA LINEA GUIDA......................................................................................... 104 

ALLEGATO 1: ALLEGATO AL CAPITOLO 8: ELEMENTI GENERALI DI GESTIONE DEI RIFIUTI IN TERMINI 

DI BUONE PRATICHE E ADEMPIMENTI DI LEGGE. ........................................................................ 104 

Tecnologie di deposito temporaneo dei rifiuti ................................................................... 104 

Tecniche di valenza generale applicabili allo stoccaggio dei rifiuti.................................... 105 

Tecniche da tenere presente nello stoccaggio di rifiuti contenuti in fusti e altre tipologie di 

contenitori ........................................................................................................................ 107 

Tecniche per migliorare la manutenzione dei depositi di rifiuti.......................................... 108 

Tecniche di valenza generale applicate alla movimentazione dei rifiuti ............................ 109 

Tecniche per ottimizzare il controllo delle giacenze nei depositi di rifiuti........................... 110 

Tecniche per la separazione dei rifiuti .............................................................................. 111 

Tecniche comunemente adottate nello stoccaggio e nella movimentazione dei rifiuti....... 112 

Trasferimento del rifiuto negli impianti di stoccaggio dei rifiuti .......................................... 112 

Capacità di stoccaggio ..................................................................................................... 112 

ALLEGATO 2: SCHEDE SINTETICHE RELATIVE AI PRINCIPALI RIFIUTI PRODOTTI NELLE CENTRALI 

TERMOELETTRICHE ................................................................................................................ 113 

ALLEGATO 3: CASO STUDIO ITALIANO................................................................................... 122 

2


1. INTRODUZIONE 

The growth in world consumption of commercial primary energy (coal, oil, gas) was very buoyant 

during the 1960s, with a mean annual increase of 5 % from 1960 to 1973. However, world growth 

experienced a distinct slowdown after the first oil crisis in 1979 (growth reduced to +3.1 % per 

year from 1973 to 1979) and even fell after the second oil crisis in 1979 (consumption fell by -0.7 

% per year from 1979 to 1982). 

From 1983, and particularly after 1986, with the recovery from the oil crises (reflected by a 

reduction in oil prices by half) and with the return to stronger economic growth in industrialised 

countries, the increase in energy consumption has resumed, with higher growth rates returning 

(+3 % from 1983 to 1989). 

After stagnating in 1990 and then increasing by about 0.5 % in 1991, world energy demand 

remained roughly constant in 1992, although with considerable regional contrasts, i.e. moderate 

growth in the US (+1.8 %), strong growth in Asia (+5 %), a substantial reduction in Eastern 

Europe (-8 %) and virtual stagnation in Western Europe [4, OSPAR, 1997]. 

In the European Union, all available types of energy sources are used for electric and thermal 

power generation. National fuel resources such as the local or national availability of coal, lignite, 

biomass, peat, oil and natural gas, largely influence the choice of fuel used for energy generation 

in each EU Member State. Since 1990, the amount of electric power generated from fossil fuel 

energy sources increased by about 16 % and demand increased by about 14 %. The amount of 

electric power generated from renewable energy sources (including hydropower and biomass) 

shows an above average increase of approximately 20 %. 

Combustion plants are operated according to energy demand and requirement, either as large 

utility plants or as industrial combustion plants providing power (e.g. in the form of electricity, 

mechanical power), steam, or heat to industrial production processes. 

3


In Italia, dai dati pubblicati dal GRTN risulta nel 2002, la richiesta di energia elettrica sulla rete è 

stata pari a 310,7 TWh con un incremento dell’1,9% rispetto al 2001. La richiesta ha trovato 

copertura per 284,4 TWh, nella produzione nazionale lorda che ha fatto registrare un incremento 

del 1,9%, rispetto al 2001. A tale incremento ha contribuito in misura determinante l’aumento 

(+5,3%) della produzione termoelettrica tradizionale che ha raggiunto i 231,1 TWh. La 

produzione idroelettrica, pari a 47,3 TWh (al lordo dei pompaggi) è sensibilmente diminuita 

rispetto al 2001, anno nel quale aveva raggiunto i 53,9 TWh. 

La produzione eolica, fotovoltaica e geotermica è risultata pari a 6,1 TWh (5,7 TWh nel 2001). 

Il saldo import-export, pari a 50,6 TWh, è cresciuto rispetto al 2001 del 5% circa, in conseguenza 

degli interventi di adeguamento di elementi di rete limitanti operati per incrementare e ottimizzare 

l’utilizzo della capacità di interconnessione. 

2. SCOPI E OBIETTIVI 

La linea guida si propone di fornire una descrizione il più esaustiva possibile della problematica 

connessa con la produzione e la gestione dei rifiuti nel settore. 

Partendo dalla conoscenza del settore e delle problematiche ambientali ad esso connesse (con 

particolare riferimento ai rifiuti) ed in linea con le strategie ed i principi della normativa 

comunitaria e rumena, l'obiettivo principale della linea guida è quindi rappresentato 

dall'individuazione degli elementi informativi necessari per completare, insieme alle altre linee 

guida settoriali, l'implementazione di un corretto sistema di gestione dei rifiuti industriali in 

Romania. 

La problematica è stata quindi analizzata negli aspetti normativi e tecnologici, per arrivare a 

fornire una serie di soluzioni tecniche e gestionali specifiche. 

4


3. INQUADRAMENTO NORMATIVO 

L’individuazione delle tipologie dei rifiuti industriali su cui impostare le linee guida è stata 

formulata tenendo in considerazione i principi, le strategie della Comunità Europea e delle 

istituzioni rumene nonché le valutazioni sulla realtà esistente in Romania relativamente alla 

gestione dei rifiuti ed alle attività produttive. La proposta è elaborata per tanto prendendo a 

riferimento i seguenti documenti: 

- VI Piano d'azione per l'ambiente – decisione europea 1600/2002/CE (2001-2010); 

- Strategia Europea sulla prevenzione e riciclaggio dei rifiuti (21/12/05); 

- Direttiva Europea sui rifiuti 75/442/CEE modificata dalla direttiva 2006/12/CE 

- Programma Ambientale della Romania (gennaio 2007); 

- Strategia Nazionale per la gestione di rifiuti (2004); 

3.1 Inquadramento normativo europeo 

Nel seguito si riporta sinteticamente l’elenco dei principali riferimenti normativi in ambito 

europeo relativi alla problematica rifiuti. 

 

 

 

 

 

 

Direttiva 2006/12/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 5 aprile 2006 relativa ai 

rifiuti. 

Direttiva 2006/89/CE del 3 novembre 2006 che adatta per la sesta volta al progresso 

tecnico la direttiva 94/55/CE del Consiglio concernente il ravvicinamento delle legislazioni 

degli Stati Membri relative al trasporto di merci pericolose su strada. 

Direttiva 2006/66/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 6 settembre 2006 relativa 

a pile ed accumulatori ed ai rifiuti di pile ed accumulatori e che abroga la Direttiva 

1991/157/CEE. 

Regolamento CEE relativo alla spedizione dei rifiuti. 

Direttiva 2004/12/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 11 febbraio 2004 che 

modifica la Direttiva 94/62/CE, del 20 dicembre 1994, sugli imballaggi e i rifiuti di 

imballaggio. 

Decisione 2001/573/CE del Consiglio del 23 luglio 2001 che modifica l’elenco di rifiuti 

contenuto nella decisione 2000/532/CE (nuovo CER - Catalogo Europeo dei Rifiuti - che 

sostituisce la decisione 94/3/CE che istituisce un elenco di rifiuti conformemente all'articolo 

1, lettera a), della direttiva 75/442/CEE del Consiglio relativa ai rifiuti e la decisione 

94/904/CE del Consiglio che istituisce un elenco di rifiuti pericolosi ai sensi dell'articolo 1, 

paragrafo 4, della direttiva 91/689/CEE del Consiglio relativa ai rifiuti pericolosi). 

5


Decisione CEE n° 68 del 2001 della Commissione che definisce due parametri relativi ai 

PCB ai sensi dell’art.10 della Direttiva 96/59/CE del Consiglio concernente lo smaltimento 

dei PCB/PCT. 

Direttiva 1999/31/CE del Consiglio del 26 aprile 1999 relativa alle discariche dei rifiuti. 

Direttiva 1996/61/CE del Consiglio del 24 settembre 1996 sulla prevenzione e la riduzione 

integrate dell'inquinamento. 

Direttiva 1986/101/CE del Consiglio del 22 dicembre 1986 che modifica la Direttiva 

75/439/CEE concernente l’eliminazione degli oli usati. 

Decisione europea 1600/2002/CE (2001-2010)-VI Piano d'azione per l'ambiente . 

Strategia Europea sulla prevenzione e riciclaggio dei rifiuti (21/12/05). 

Sempre in ambito europeo sono disponibili documenti tecnici (BRef) sull’individuazione delle 

migliori tecniche disponibili. 

Di seguito è riportato lo stato dell’arte per quanto riguarda tali documenti. 

BREF 

Ultima versione 

BREF LCP Large Combustion Plant Luglio 2006 

BREF Waste Treatments Industry Agosto 2006 

3.2 Inquadramento normativo romeno 

Legislaţia de referinţă din România în domeniul protecţiei mediului ce are tangenţă cu 

activitatea economică desfăşurată în rafinăriile de petrol şi centralele termoelectrice: 

Legea 265/2006 pentru aprobarea Ordonanţei de Urgenţă 195/2005 privind protecţia 

mediului. 

Ordonanţă de urgenţă 152/2005 privind prevenirea şi controlul integrat al poluării, aprobată 

prin Legea 84/2006. 

Legea 27/2007 privind aprobarea OUG 61/2006 pentru modificarea şi completarea OUG 

78/2000 privind regimul deşeurilor. 

HG 856/2002 privind evidenţa gestiunii deşeurilor şi pentru aprobarea listei cuprinzând 

deşeurile, inclusiv deşeurile periculoase. 

HG 235/2006 privind gestionarea uleiurilor uzate. 

HG 621/2005 privind gestionarea ambalajelor şi a deşeurilor de ambalaje modificată şi 

completată cu HG 1872/2006. 

6


Ordin 927/2005 privind procedura de raportare a datelor referitoare la ambalaje şi deşeuri 

de ambalaje. 

OUG 16/2001 privind gestionarea deşeurilor industriale reciclabile, republicată, cu 

modificările şi completările ulteriore. 

HG 173/2000 pentru reglementarea regimului special privind gestiunea şi controlul 

bifenililor policloruraţi şi ale altor compuşi similari modificată cu HG 291/2005. 

HG 1057/2001 privind regimul bateriilor şi acumulatorilor care conţin substanţe periculoase. 

HG 448/2005 privind deşeurile de echipamente electrice şi electronice. 

HG 124/2003 privind prevenirea şi controlul poluării mediului cu azbest, modificată cu HG 

734/2006. 

Ordinul MMGA 95/2005 privind stabilirea criteriilor şi procedurile preliminare de acceptare a 

deşeurilor la depozitare şi lista naţională de deşeuri acceptate în fiecare clasă de depozit 

de deşeuri. 

Ordinul 344/2004 pentru aprobarea Normelor tehnice privind protecţia mediului şi în special 

a solurilor, când se utilizează nămolurile de epurare în agricultură. 

Ordin 2/211/118 pentru aprobarea Procedurii de reglementare şi control al transportului 

deşeurilor pe teritoriul României, modificat şi completat cu Ordinul 986/2188/821/2006. 

HG 349/2005 privind depozitarea deseurilor. 

HG 1470/2004 che approva la Strategia Nazionale per la gestione di rifiuti (2004) e il Piano 

nazionale per la gestione dei rifiuti 

Programma Operativo Settoriale Ambiente finanziato dai fondi strutturali (2007-2013). 

7


4. RICOGNIZIONE DELLA SITUAZIONE DEL SETTORE CON 

PARTICOLARE RIFERIMENTO ALLE SPECIFICITA’ DEL TESSUTO 

INDUSTRIALE NAZIONALE 

Premessa 

In questo paragrafo sono presentati i dati relativi all’attività relative alle centrali termoelettriche 

romene, messi a disposizione dalla REPA della regione Sud-Est nei diversi rapporti ambientali e 

relazioni sullo stato dell’ambiente. 

Si riporta di seguito l’evoluzione dei consumi energetici nel periodo dal 1995 – 2006 

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 

Consumul intern brut de energie (mii tone echivalent petrol 1 ) 

TOTAL 2 din care: 49213 50365 45505 40983 36567 36374 37971 36480 39032 39018 

Energie electrică 1463 1425 1526 1665 1503 1212 1172 1136 962 1320 

Cărbune (inclusiv cocs): 10843 10739 9741 7964 6853 7475 8169 8813 9509 9172 

Ţiţei şi produse petroliere 13475 13247 13143 11845 10246 9808 10805 9369 9087 10092 

Gaze naturale 3 19239 19418 15938 14969 13730 13679 13315 13326 15317 13766 

Consumul final energetic (mii tone echivalent petrol) 

Industrie 14369 14653 12577 9904 8208 9017 9351 10616 10892 11285 

Agricultură, silvicultură, pescuit 1008 872 912 766 464 395 286 278 236 220 

Transporturi şi comunicaţii 4 3087 4226 4284 3985 3139 3508 3975 4305 4319 5915 

Alte activităţi 1456 1159 992 1066 794 812 1629 887 1826 2001 

Populaţie 8818 10618 9673 9412 8757 8433 7197 7284 7879 7910 

Consumul de energie pe locuitor (tone echivalent petrol/locuitor) 

Consum intern brut de energie 2,170 2,228 2,018 1,821 1,628 1,621 1,694 1,674 1,796 1,800 

Consum final energetic: 

- industrie (inclusiv construcţii) 0,634 0,648 0,558 0,440 0,365 0,402 0,417 0,487 0,501 0,521 

- agricultura, silvicultură, pescuit 0,044 0,039 0,040 0,034 0,021 0,018 0,013 0,013 0,011 0,010 

- transporturi şi comunicaţii 0,136 0,187 0,190 0,177 0,140 0,156 0,177 0,198 0,199 0,273 

- rezidenţial şi al altor activităţi 0,453 0,521 0,473 0,466 0,425 0,376 0,394 0,375 0,447 0,457 

Tabella 4.1: Consumul de energie la nivel national in 2004. Sursa: Anuarul Statistic 2005, 

Institutul Naţional de Statistică. 

1 Echivalent petrol (10000kcal/kg). 

2 Inclusiv produsele energetice obţinute şi consumate în gospodăriile populaţiei. 

3 Exclusiv gazolina şi etanul din schelele de extracţie care sunt cuprinse la ţiţei. 

4 Conform metodologiei internaţionale, comunicaţiile sunt cuprinse la “alte activităţi”. 

8


4.1 Il settore termoelettrico in Romania 

Judeţ 

Energie electrică consumată 

(MWh) 

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 

Brăila n/a n/a n/a n/a 156404 134587 140827 151158 156153 156295 205096 162742 

Buzău 445656 450568 489565 557003 549772 542571 541874 523219 525191 584585 593192 624888 

Constanţa 2337457 2382062 1974811 2099124 1693015 1784414 1998281 2001378 5026000 5104000 5104000 n/a 

Galaţi n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a 2.664.600 2.548.405 2.263.670 n/a 

Tulcea 1268491 1445472 1059012 879225 423760 833855 854166 207084 118621 1560988 n/a n/a 

Vrancea 437688 414998 405349 374274 369297 358558 354751 352437 366559 370390 341531 359877 

Total 

Regiune 

4489292 4693100 3928737 3909626 3035844 3519398 3749072 3084118 8857124 10324663 8302393 984765 

Tabella 4.2: Energia elettrica consumata nella Regione Sud Est della Romania. 

12000000 

Evolutia energiei electrice consumate (MWh) in perioada 1995 - 2006 

10000000 

8000000 

6000000 

4000000 

2000000 

0 

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 

Figura 4.1: energia elettrica consumatanella regione Sud Est della Romania dal 1995 al 2006.


În România au fost identificat un număr de 174 de instalaţii mari de ardere (IMA)- 

electrocentrale şi termocentrale cu o putere termică egală sau mai mare de 50MW, care 

utilizează în principal combustibili fosili. Aceste instalaţii se împart, în funcţie de deţinătorul 

sau coordonatorul lor naţional în trei mari grupuri: 

- 72 deţinute de Ministerul Economiei şi Comerţului (MEC- stat) furnizează în principal 

energie electrică pentru menţinerea în siguranţă a Sistemului Energetic Naţional (utilizatori 

industriali), iar în secundar furnizează abur tehnologic şi energie termică pentru populaţie; 

- 80 în coordonarea Ministerului Afacerilor Interne (MAI-stat), aparţinând unui număr de 26 

de autorităţi publice locale,sunt singurii furnizori de energie termică (căldură şi apă caldă) 

populaţiei din localităţile în care sunt amplasate; unele dintre acestea furnizează energie 

electrică pentru aceste localităţi. 

- 22 deţinute de alţi agenţi economici - furnizează energie electrică şi termică atât pentru 

utilizare industrială cât şi pentru populaţie. 

Din cele 174, 163 sunt instalaţii vechi (în funcţiune înainte de 1 iulie 1987) şi 11 sunt instalaţii 

noi (în funcţiune după 1 iulie 1987). Distribuţia instalaţiilor vechi şi noi în funcţie de deţinător 

este prezentată în următorul tabel: 

Deţinător sau coordonator naţional 

Tip de IMA Număr total MEC MAI 

Alţi agenţi 

economici 

Număr total de 

IMA 

174 72 80 22 

Instalaţii vechi 

(tipul I) 

163 64 79 20 

Instalaţii noi (tipul 

II) 

11 8 1 2 

Tabella 4.2: situazione impiantistica rumena 

Situaţia instalaţiilor mari de ardere 

13 Sursa: Raportul privind Starea Mediului 2004 

14 Sursa: Planul de implementare pentru Directiva Nr. 2001/80/EC. 

4.2 Aspecte privind prioritatile de reabilitare ale sistemului 

energetic national 

Capacitatea totală instalată la dispoziţia Sistemului Energetic Naţional, la sfarşitul anului 

2004, este de 18.314 MW, cu următoarea structură: capacitatea instalată în centralele 

termoelectrice este de 11.391 MW, în centralele hidroelectrice de 6.216 MW si în centrala 

nuclearoelectrică, de 707 MW. Capacitatea instalată în centralele termoelectrice pe cărbune 

este de 6.844 MW şi în centralele termoelectrice pe hidrocarburi, de 4.547 MW. 

10


La nivelul anului 2004, producţia de energie electrică a fost de 56.899 GWh, din care 23.478 

GWh în centralele termoelectrice pe cărbune, 11.274 GWh în centralele termoelectrice pe 

hidrocarburi, 16.591 GWh în centralele hidroelectrice si 5.556 GWh în centrala 

nuclearoelectrică. 

Figura 4.2: produzione di energia elettrica in Romania nell’anno 2004 per produttori e per 

fonti di energia. 

În anul 2004 a fost importata o cantitate de 2.030 GWh si a fost exportata o cantitate de 

3.219 GWh. 

11


4.3 Starea actuala a infrastructurii sistemului energetic (zona de 

producere a energiei) 

Din punct de vedere al vechimii grupurilor termoenergetice, majoritatea capacitatilor (circa 

82%) au fost instalate in perioada 1970¸ 1980 si au peste 20 de ani de functionare. Situatia 

grupurilor energetice din acest punct de vedere conform structurii pe producatori figurata 

anterior, poate fi urmarita in figura de mai jos: 

Figura 4.3: 

Marea majoritate a acestor capacitati de productie nu este echipata cu instalatii performante 

pentru reducerea noxelor, indeplinind doar partial normele romanesti de mediu si situandu-se 

mult peste valorile maxime acceptate de Comunitatea Europeana. 

4.4 Il settore termoelettrico nella regione Sud-Est 

Din autorizaţiile integrate de mediu se pot obţine date privind dimensiunea proceselor, 

capacităţile de producţie, combustibilii utilizaţi, sistemele de tratare a apelor uzate şi 

gestiunea deşeurilor. 

Autorizaţiile integrate de mediu pe care le deţin, valabilitatea şi codurile CAEN pentru care 

sunt autorizate sunt următoarele. 

12


Nr. 

crt. 

Denumire agent economic 

Nr. Autorizaţie 

integrată de mediu 

Valabilitate 

autorizaţie 

integrată de 

mediu 

Cod CAEN 

1. SC Electrocentrale SA Galaţi 1/29.08.2005 31.12.2010 4011, 6030 

2. SC CET SA Brăila 3/6.10.2005 31.12.2010 4030, 4011, 4012 

3. SC Termoelectrica SA, comuna 2/20.01.2006 31.12.2010 4011, 4012, 4032 

Chiscani, jud.Brăila 

4. RAM Buzau 17/14.07.2006 30.06.2007 4030 

5. SC Uzina Termoelectrica Midia 10/25.05.2006 31.12.2010 4011, 4013, 4030 

SA, Năvodari, jud.Constanţa 

6. SC Electrocentrale Bucureşti, suc. 18/10.08.2006 31.12.2013 4011 

Constanţa 

7. SC Energoterm Tulcea 28/6.12.2006 30.06.2007 4030 

8. SC Enet SA Focşani, jud.Vrancea 22/26.09.2006 31.12.2010 4030 

Tabella 4.3: autorizzazioni integrate ambinetali delle centrali termoelettriche della regione 

Sud Est della Romania. 

Cod CAEN: 4011- producţia de energie electrică 

4012- transportul şi distribuţia energiei electrice 

4030- producţia şi distribuţia energiei termice şi a apei calde 

4031- producerea aburului şi a apei calde 

4032- transportul şi distribuţia aburului şi a apei calde 

4100- gospodărirea resurselor de apă, captarea, aducţiunea şi tratarea apei 

6030- transport prin conducte 

Aceste termocentrale folosesc în principal ca şi combustibil gazele naturale dar şi păcura 

( poz.1,3,5,6,8 din tabel). 

Deşeurile rezultate din activitatea de producţie a centralelor termoelectrice sunt: 

- ulei uzat de la turbine, motoare, pompe 

- nămol de la rezervoarele de păcură, dacă e cazul 

- răşini schimbătoare de ioni epuizate, de la dedurizarea apei 

Din activitatea de întreţinere şi reparaţii, casări, construcţii şi demolări rezultă: 

- deşeuri de metale feroase, neferoase 

- acumulatori uzaţi 

- anvelope uzate 

- amestecuri de beton, cărămizi, ţigle, lemn 

- materiale cu conţinut de azbest 

Din activitatea de aprovizionare cu materii prime şi auxiliare: 

- deşeuri de ambalaje( hârtie, carton, plastic, metalice) 

Din activitatea de epurare a apelor uzate 

- nămol din bazinele de epurare 

Din activitatea salariaţilor: -deşeuri menajere 

13


5. INQUADRAMENTO AMBIENTALE 

Dall’analisi del ciclo produttivo è possibile costruire una matrice degli Aspetti Ambientali 

significativi correlati a potenziali impatti ambientali; tale matrice è stata elaborata 

considerando l’aspetto ambientale produzione di rifiuti dalla fasi di processo tipiche del 

settore in analisi. 

La valutazione della significatività degli aspetti viene generalmente elaborata attraverso 

metodologie di graduazione degli aspetti ambientali a seconda di criteri predefiniti e parametri 

ad essi associati. 

Nella tabella seguente vengono evidenziate le fasi di processo, gli aspetti ambientali 

significativi e gli impatti. 

FASE DI PROCESSO 

Trattamento dei fumi di 

combustione 

Manutenzione Elettrica 

Manutenzione 

Meccanica 

Impianto di trattamento 

delle acque reflue ITAR 

Impianto di trattamento 

delle acque reflue ITAR 

ASPETTO 

AMBIENTALE 

SIGNIFICATIVO 

Produzione e 

smaltimento in 

discarica di ceneri di 

combustione 

Operazioni di 

manutenzione 

meccanica ed elettrica 

Produzione di fanghi dal 

trattamento chimico e 

biologico 

IMPATTO 

AMBIENTALE 

Smaltimento in discarica 

produzione di rifiuti 

Abbandono di rifiuti che 

possono generare 

situazioni critiche per 

l’ambiente 

Ricorso a discariche per 

lo smaltimento di 

rifiuti speciali, pericolosi 

e non pericolosi. 

ELEMENTO 

GESTIONALE DA 

REGISTRARE 

Peso delle ceneri smaltite 

Controllo delle procedure 

sulle attività svolte e 

della loro applicazione 

Per ciascuna tipologia di 

rifiuto su base trimestrale 

si deve poter evincere: 

quantità prodotta 

quantità avviata al 

riutilizzo 

quantità smaltite a 

discarica 

Tabella 5.1: fasi di processo, aspetti ambientali significativi ed impatti delle centrali 

termoelettriche. 

14


5.1 Quadro di sintesi degli impianti di trattamento/smaltimento dei 

rifiuti in Romania e nella Regione Sud-Est 

Al fine di definire un quadro della capacità di recupero e smaltimento di rifiuti nella regione 

Sud-Est, si riporta di seguito uno stralcio del documento sullo stato dell’ambiente del 2006 

dal quale si riporta l’elenco degli impianti e delle discariche. 

Deşeuri de producţie in Romania 

În cursul anului 2005, cantitatea de deşeuri generate de industria extractivă, 

energetică şi prelucrătoare a fost de 323 milioane tone, din care cea mai mare parte (60%) 

sunt deşeuri rezultate din activităţile de extracţie (minerit) – 195 milioane tone, iar 127 

milioane tone sunt deşeuri generate din industrie energetică şi prelucrătoare. 

Activităţile economice în cadrul cărora s-au produs cele mai mari cantităţi de deşeuri 

în anul 2005, cu excepţia industriei extractive, au fost industria energetică, metalurgie şi 

construcţii metalice, industria petrochimică, chimică, cauciuc, mase plastice şi industria 

alimentară. Distribuţia generării deşeurilor pe ramuri de activitate economică este prezentată 

în tabelul urmator. 

ACTIVITATE ECONOMICĂ 

CANTITATE PROCENT 

-MII TONE- 

Industria prelucrătoare 20460,90 16,13% 

Producţia, transportul şi distribuţia de energie electrică şi 105606,09 83,23% 

termică, gaze şi apă 

Captarea, tratarea şi distribuţia apei 187,41 0,15% 

Construcţii 289,57 0,23% 

Alte activităţi 340,85 0,26% 

Total 126884,82 100% 

Tabella 5.2: tabel Deşeuri generate pe activităţi economice în anul 2005 

Sursa: Agenţia Naţională pentru Protecţia Mediului şi Institutul Naţional de Statistică 

Gestionarea deşeurilor de producţie 

Depozitarea deşeurilor de producţie 

Deşeurile industriale generate de unităţile economice sunt depozitate în spaţii de depozitare 

proprii, situate în incintă sau în afara unităţilor. Cele mai multe dintre aceste spaţii de 

depozitare nu au fost realizate ţinând cont de cerinţele Directivei 1999/31/CE, nici din punctul 

de vedere al deşeurilor admise la depozitare (lichide, inflamabile, corozive etc) şi nici din 

punct de vedere constructiv. 

15


Depozite pentru deşeuri periculoase 

Conform inventarului realizat în anul 2004, existau 51 depozite de deşeuri periculoase, dintre 

care: 

• 4 depozite conforme pentru deşeuri periculoase, care vor continua să opereze până 

la epuizarea capacităţii de depozitare, şi 

• 47 depozite neconforme pentru deşeuri periculoase, care au sistat depozitarea la 

termenul limită 31.12.2006. 

Pentru gestionarea deşeurilor generate după 01.01.2007, agenţii economici care au sistat 

depozitarea pe cele 47 depozite de deşeuri periculoase, au optat în general pentru 

alternative precum valorificarea şi incinerarea deşeurilor, precum şi depozitarea în depozite 

conforme proprii. În acord cu Planul Naţional de Gestionare a Deşeurilor şi cu Planul de 

Implementare al Directivei nr. 1999/31/EC, începând cu anul 2007, deşeurile periculoase vor 

fi tratate înaintea depozitării. 

In plus faţă de cele 4 depozite conforme inventariate în anul 2004, la sfârşitul anului 2006 

erau în funcţiune şi 2 depozite conforme pentru deşeuri periculoase, aparţinând agenţilor 

economici: SC DUCTIL STEEL SA BUZĂU şi S.C. TERAPIA SA Cluj – Napoca. 

De asemenea, este în construcţie şi va fi dat în funcţiune în anul 2007 depozitul zonal de 

deşeuri periculoase SC VIVANI SALUBRITATE SA Slobozia, cu o capacitate totală de 

depozitare de 10.000 tone. 

Depozite de deşeuri din industria extractivă 

Haldele de steril din industria extractiva a cărbunelui 

Depozitele de deşeuri din industria extractivă a cărbunelui sunt depozite conforme, care au 

fost realizate în baza unor proiecte şi au prevăzut lucrări de stabilizare, monitorizare şi 

incinerare. 

Haldele de steril se încadrează în categoria depozitelor pentru deşeuri inerte – 

nepericuloase. La nivelul anului 2004 au fost inventariate 551 halde de steril, din care active 

94, iar 457 în diferite faze de închidere, activitate gestionată de Agenţia Naţională pentru 

Dezvoltarea şi Implementarea Programelor de Reconstrucţie a Zonelor Miniere. Cele 94 

halde de steril active pentru deşeurile inerte/nepericuloase rezultate din industria extractivă a 

cărbunelui sunt conforme şi ele vor funcţiona până la epuizarea capacităţii. 

Iazuri de decantare din industria extractivă 

Industria extractivă a minereurilor a avut în exploatare 21 iazuri de decantare. Din punct de 

vedere constructiv, iazurile de decantare pot fi considerate conforme, ele fiind construite şi 

16


operate pe baza unor proiecte şi norme specifice, acestea respectând aproape în totalitate 

cerinţele Hotărârii de Guvern nr. 349/2005 privind depozitarea deşeurilor. Din cele 21 iazuri 

de decantare: 

• 16 iazuri de decantare au sistat depozitarea la 31.12.2006, 

• 5 iazuri de decantare care au perioade de tranzitie, dintre care trei pentru închidere şi două 

iazuri pentru conformare, 

• 4 instalaţii de incinerare aparţinând la 3 operatori privaţi din industrie care incinerează 

propriile deşeuri periculoase (SNP PETROM Prahova, OLTCHIM Rm Vâlcea şi KOBER 

Piatra Neamţ), 

• 7 instalaţii existente pentru incinerarea deşeurilor periculoase aparţinând operatorilor privaţi 

care incinerează pentru terţi: PRO AIR CLEAN Timişoara, MONDECO Suceava, ECOFIRE 

Constanţa, IF TEHNOLOGII Cluj Napoca, IRIDEX – Bucureşti, GUARDIAN Craiova, 

SUPERSTAR Rădăuţi. 

Instalaţii existente pentru co-incinerarea deşeurilor 

• 7 instalaţii de co-incinerare în cuptoare de ciment – autorizate pentru tratarea deşeurilor 

periculoase solide şi lichide, după cum urmează 

Deşeuri de producţie nella regione Sud-est 

Situaţia depozitelor de deşeuri de producţie este prezentată în tabelul urmator 

Judeţ 

Nume agent 

economic 

Tip depozit 

Suprafaţă 

(ha) 

An sistare activitate 

Brăila 

SC Celhart Donaris 

SA 

Industrial 

nepericulos 

15,25 1.01.2007-16.07.2009 

Constanţa 

SC Lafarge Romcim 

SA 

Industrial 

periculos 

Halda de zgură Industrial 

Mittal Steel SA nepericulos 

Galaţi 

Industrial 

SC Elnav SA Galaţi 

nepericulos 

Industrial 

SC Feral SA 

nepericulos 

Tulcea 

SC Alum SA Industrial 

Halda de şlam roşu nepericulos 

Tabella 5.3: depozite de deşeuri de producţie 2007 

40 1.01.2007-16.09.2009 

110,869 1.01.2007-16.07.2009 

0,55 1.01.2007-16.07.2009 

4,73 1.01.2007-16.07.2009 

76,4 31.12.2010 

Pe 16 depozite industriale periculoase şi nepericuloase s-a sistat depozitarea în cursul anului 

2006. 

17


6. DESCRIZIONE DEI PROCESSI DI PRODUZIONE E CICLI 

PRODUTTIVI 

6.1 Premessa 

In questo capitolo vengono descritti in forma sintetica i processi di produzione di energia 

utilizzando i diversi combustibili e nelle diverse configurazioni impiantistiche che danno luogo 

alla generazione di rifiuti. 

Il processo di combustione di uno o più combustibili fossili sta alla base della tecnologia 

realizzativa dei grossi impianti di generazione, dove lo scopo ultimo è quello di produrre 

vapore quale fluido energetico per la successiva conversione dell’energia termica in energia 

meccanica ed elettrica. Tale processo può avvenire normalmente all’interno di una caldaia o 

in altri casi in generatori di vapore con l’utilizzo dell’energia termica come residuo di altri 

processi. 

La combustione può essere definita come una rapida reazione chimica che coinvolge 

l’ossigeno ed alcuni elementi normalmente presenti in un combustibile, normalmente 

carbonio ed idrogeno, in misura molto meno significativa lo zolfo. 

Il Carbonio e l’Idrogeno reagiscono con l’Ossigeno presente nell’aria secondo le seguenti 

reazioni chimiche: 

Le reazioni di combustione sono esotermiche, avvengono ad alta temperatura ed il calore 

liberato varia tra 32.800 kJ/kg e 142.700 kJ/kg, a seconda che venga utilizzato solo carbonio 

o solo idrogeno rispettivamente. L’energia prodotta dai combustibili fossili, non può essere 

calcolata solo dalla somma delle energie contenute nel carbonio e nell’idrogeno, ma deve 

essere considerata anche l’energia chimica delle formazioni molecolari presenti e dagli altri 

elementi che possono contribuire alla quantità totale di calore rilasciato. 

Poiché il processo di combustione libera acqua in forma gassosa, quella contenuta nel 

combustibile riduce la quantità di calore trasferibile, utile per la produzione del vapore. A tale 

proposito si definisce Potere Calorifico Inferiore (PCI) e superiore (PCS) di un combustibile 

(riferito all’unità di peso, in kg, o di volume, in m 3 ) il calore sviluppato durante la combustione 

quando l’acqua formata è allo stato liquido o vapore, rispettivamente. Nella pratica ha 

maggior interesse il PCI perché i prodotti della combustione sono caldi, con l’acqua allo stato 

vapore, mentre la determinazione sperimentale fornisce normalmente il PCS. 

In una caldaia (dove non si produce lavoro meccanico) l’energia termica di conversione degli 

elementi combustibili con l’ossigeno dipende dai prodotti finali, non dai composti intermedi 

18


che si formano durante il processo. Una semplice dimostrazione di questa legge è la 

combustione di 1 kg di carbonio con l’ossigeno. La reazione può avvenire in una sola fase, 

con la formazione di produrre CO 2 , o in due fasi, una prima con la formazione di CO, che 

produce una minore quantità di calore, ed una seconda per produrre CO 2 . Comunque la 

somma del calore rilasciato nelle due fasi è la stessa dei 32800 kJ/kg ottenuti nella 

combustione in fase singola. 

Le modalità di reazione del carbonio e ossigeno sono di fondamentale importanza nel 

progetto del componente dove risiede il processo: deve essere perseguito l’obiettivo del 

completo miscelamento del combustibile con l’ossigeno per formare solo CO 2 . Il non 

raggiungimento di questo requisito comporta sensibili perdite, sia nella quantità di calore 

liberato (e nell’efficienza di combustione) che nell’aumento della produzione d’inquinanti. 

Infatti, ad esempio, con la formazione di CO anziché CO 2 , sarebbe rilasciato solo il 28% del 

calore teoricamente disponibile. Allo scopo di massimizzare l’energia termica, il processo di 

combustione dovrà risultare completo: con una quantità in eccesso o in difetto, rispetto 

all’aria stechiometrica, non si raggiunge l’obiettivo. 

Per conoscere in pratica con sufficiente approssimazione il volume di aria necessario da un 

combustibile, si possono considerare come normali costituenti il carbonio, l’idrogeno e 

trascurare gli altri elementi, come lo zolfo, normalmente presente in quantità trascurabili. Il 

volume di aria teorico V T (a 0°C e 760 mmHg) necessario per la combustione di 1 kg di 

combustibile che contiene C kg di carbonio e H kg di idrogeno e O kg di ossigeno, si ottiene 

in m 3 , la seguente formula: 

V T = 108 (C/12+H/4-O/32) 

Tale valore comunque è del tutto teorico in quanto occorre tener conto delle geometrie in 

gioco che influenzano grandemente il processo. 

Nelle combustioni industriali realizzate con combustibili gassosi riesce abbastanza facile 

controllare le proporzioni tra portate di combustibile e di aria comburente, in modo da essere 

in condizioni stechiometriche; in altri casi è più opportuno avere delle condizioni di 

combustione povera (con eccesso d’aria) per rispettare i limiti delle emissioni di inquinanti. 

Alcuni parametri sono indicativi per caratterizzare il processo di combustione, tipicamente: 

 

temperatura di accensione: temperatura alla quale deve essere portata la miscela ariacombustibile 

perché possa bruciare. Questo parametro dipende da vari fattori quali la 

pressione, le modalità di riscaldamento e, per combustibili solidi, dalla loro 

granulometria. 

19


 

 

velocità di accensione: è molto importante per combustibili gassosi o vaporizzabili 

poiché è sinonimo della velocità di reazione chimica del combustibile. Se ne può 

rilevare l’importanza che per esempio da questa dipende il dimensionamento della 

camera di combustione di un motore a scoppio o nel caso di un comune ugello gas, 

dove la fiamma risulterà aderente all’ugello stesso solo se la velocità di uscita è inferiore 

a quella di accensione; in caso contrario la fiamma si stacca dalla bocca dell’ugello e si 

spegne. 

limiti di infiammabilità: una miscela gassosa non può accendersi qualunque sia la sua 

composizione. Per ogni combustibile esistono due limiti, inferiore e superiore, che 

delimitano il campo al di fuori del quale la miscela non si accende. Oltre che alla 

composizione, i limiti di infiammabilità dipendono da molteplici altri fattori quali la 

temperatura e la pressione, dalla forma dell’ambiente in cui sino contenuti e dalle 

modalità di accensione. 

6.2 Tecnologie dei processi di generazione 

Nelle centrali per la produzione di elettricità, la produzione di rifiuti è strettamente correlata 

alla tipologia con i combustibili utilizzati per la produzione, pertanto si ritiene opportuno 

riportare un’analisi dei possibili combustibili impiegati. 

Di seguito si descrivono i più comuni processi industriali per grossi impianti di generazione di 

energia elettrica, basati sul processo di combustione di combustibili fossili, compresi i 

materiali e componenti comunemente utilizzati. 

La scelta del sistema o processo utilizzato dipende da molteplici parametri come la modalità 

di esercizio (di base o di punta), la disponibilità di un certo tipo di combustibile, la richiesta di 

energia del parco di generazione esistente. Laddove richiesto, il processo di combustione 

potrebbe integrarsi con altri processi e sistemi ausiliari, quali quelli di controllo degli 

inquinanti, la movimentazione e la pulizia del combustibile. 

20


6.3 Combustibili gassosi 

I combustibili gassosi utilizzati nei grandi impianti di combustione sono essenzialmente il gas 

naturale, i gas siderurgici ed i gas di sintesi. 

La tabella presenta alcune caratteristiche dei combustibili gassosi utilizzati in grandi impianti 

di combustione 

Sostanza 

Gas naturale Gas siderurgici (BFG) Gas di raffineria 

(mol%) 

(mol%) 

(mol%) * 

N 2 0-14 52-57 0 

CO 2 1-2 20-21 4-5 

CH 4 -C 4 H 10 84-89 0 0-46 

CO 0 21-23 20-50 

H 2 0 2-4 30-45 

Sulfuri 0 Tracce 20-1700 mg H 2 S/Nm 3 

Dust 0 

Dipende dal tipo di 

sistema di pulizia del 

gas normalmente


6.4.1 Turbine a gas 

Le turbine a gas vengono impiegate nella produzione di energia elettrica: 

 

 

Ciclo combinato per la copertura del carico elettrico di base (con possibilità di 

funzionare anche in assetto cogenerativo); 

Ciclo semplice per rispondere ai carichi di punta. 

Le turbine a gas possono essere utilizzate anche per macchine operatrici tipo compressori 

(stazione di compressione dei gasdotti). 

Si distinguono: 

turbine a gas heavy-duty o industriali, progettate e sviluppate esclusivamente per 

l’impiego industriale e principalmente per la produzione di energia elettrica, oggi 

disponibili fino a 250÷260 MWe. 

aeroderivate, oggi disponibili fino a 50 MWe circa, hanno rendimenti più elevati delle 

precedenti ma traggono minor vantaggio dall’adozione di cicli combinati perché hanno 

temperature dei gas di scarico inferiori. 

Il gas naturale è il combustibile gassoso usuale per le turbine a gas ma vengono impiegati 

anche gas con potere calorifico basso o medio, come il gas di gassificazione del carbone, 

delle biomasse e i gas da impianti siderurgici. 

Il gas da bruciare in turbina deve essere il più possibile pulito, per evitare fenomeni di 

sporcamento o corrosione nella macchina. 

La macchina “turbina a gas” è costituita da tre elementi fondamentali: compressore, 

combustore e turbina di espansione (o espansore); il compressore, in genere assiale, è 

trascinato direttamente dall’espansore, mediante collegamento meccanico (uno o più alberi). 

L’aria ambiente, prima di essere alimentata al compressore, viene filtrata per evitare che, 

dato l’elevato flusso di aria utilizzato, si abbia sporcamento delle palettature; il compressore 

porta il flusso di aria a 10 - 30 bar, valore quest’ultimo raggiunto nelle turbine a gas 

aeroderivate o nelle grandi macchine industriali di ultima generazione. 

Il combustore provvede ad innalzare la temperatura del fluido gassoso; il rendimento della 

macchina aumenta all’aumentare della temperatura massima finale (TIT) (in uscita dal 

combustore e in entrata nell’espansore); questa temperatura viene in pratica limitata dai 

problemi di resistenza dei materiali; la combustione completamente stechiometrica 

porterebbe i gas combusti fino alla temperatura di 2430 °C, livello incompatibile con l’attuale 

tecnologia delle turbine a gas: il range di temperatura va dai 1230 ai 1430 °C (1300°C è un 

valore rappresentativo delle moderne unità industriali); per avere livelli termici sopportabili dal 

materiale la quantità di aria al combustore è notevolmente superiore, 2 - 3,5 volte quella 

22


(circa 17 Kg per Kg di metano) corrispondente alla combustione stechiometrica; per evitare 

che l’eccesso di aria dia luogo a condizioni di non infiammabilità della miscela gassosa, nel 

combustore si realizzano una zona (primaria) di combustione con rapporto quasi 

stechiometrico, che assicura stabilità di fiamma, seguita da una zona (secondaria) dove 

viene aggiunta parte dell’aria restante per completare l’ossidazione del combustibile e quindi 

una terza zona (di diluizione) dove l’aria viene aggiunta per ottenere i gas combusti alla 

temperatura desiderata per iniziare l’espansione. 

Dato che il flusso gassoso in ingresso nell’espansore può raggiungere temperature ben 

superiori alle massime temperature sopportate dai materiali utilizzati (indicativamente 800 °C 

per le superleghe e 550-600 °C per gli acciai altolegati) si può ricorrere dove necessario a 

rivestimenti per aumentare la resistenza del combustore e delle palette della turbina, ai 

materiali non metallici come le ceramiche, o al raffreddamento del corpo metallico della 

palettatura, almeno nei primi stadi dell’espansore; il raffreddamento è in genere realizzato 

con aria, con vapore o a film. 

I materiali utilizzati per le turbine a gas possono essere divisi in tre gruppi: acciai inossidabili, 

leghe a base di nichel e leghe a base di cobalto; in generale i materiali utilizzati per i 

compressori sono gli stessi delle turbine a vapore; i materiali a base di nichel sono utilizzati 

tipicamente per le parti del combustore. Per le palette delle turbine vengono impiegate 

superleghe a base di nichel per le loro buone proprietà meccaniche alle alte temperature, 

dove occorre contrastare il fenomeno dello scorrimento viscoso (creep). L’ottimizzazione di 

queste superleghe riguardo alla resistenza meccanica dà luogo ad una resistenza non 

ottimale alla corrosione, specie alle alte temperature; vengono quindi applicati rivestimenti 

per migliorare la resistenza alla ossidazione e alla corrosione del materiale delle palette della 

turbina. Anche alle palette del compressore vengono applicati rivestimenti per aumentarne 

la resistenza alla corrosione dato che a basse temperature la condensa e le soluzioni acide 

risultano corrosive. 

Nella configurazione monoalbero la turbina a gas ha tutti gli stadi mossi alla stessa velocità; 

l’accoppiamento diretto al generatore elettrico alla velocità di 3000 RPM consente la 

produzione alla frequenza fissa di rete 50 Hz; la massima potenza delle turbine a gas 

“heavy-duty” o industriali progettate appositamente per l’impiego stazionario è limitata dalla 

resistenza meccanica del materiale delle palette: essa infatti limita la velocità periferica 

all’apice delle palette, ovvero il diametro massimo, la massima sezione frontale e la massima 

portata d’aria del compressore, la quale determina la potenza della turbina. 

23


Nella configurazione bialbero, tipicamente presente nelle turbine avioderivate, la parte di 

turbina a bassa pressione che genera potenza può funzionare in un esteso range di velocità; 

la parte ad alta pressione è disaccoppiata e muove sull’altro albero il compressore. 

Il gas esausto che viene scaricato dalla turbina a gas ha ancora un elevato contenuto di 

ossigeno (circa 15%) e può costituire il comburente per una combustione che può avvenire 

successivamente in una caldaia a valle. 

Questa possibilità è sfruttata ad esempio per ripotenziare una caldaia esistente installando a 

monte di questa una turbina a gas il cui scarico alimenta, come aria di combustione, la 

caldaia; questa produce la maggior parte (in genere i ¾) dell’intera potenza e si ottiene un 

aumento del rendimento complessivo e/o una maggiore potenzialità di cogenerazione con 

calore in eccesso ma a temperatura più bassa; si ottiene pure un notevole risparmio di 

combustibile da bruciare rispetto al caso di alimentazione di sola aria, ed infine si hanno 

diminuzioni consistenti di emissione di NO X . 

6.4.2 Impianti di generazione con caldaia a vapore 

Il processo di generazione d’energia elettrica basato sul ciclo a vapore si articola 

sostanzialmente in quattro sottoprocessi: riscaldamento (la combustione in caldaia per 

produrre vapore), il sistema vapore (per il trasporto del vapore in turbina), l’espansione del 

vapore in turbina e il raffreddamento finale nel condensatore. 

Il calore prodotto per combustione all’interno della caldaia genera vapore all’interno dei 

banchi tuberi che costituiscono la caldaia, sia lungo le pareti, che nella parte superiore 

(convettiva). 

Il rifiuto del processo di combustione sono fumi e ceneri. 

24


Il vapore ad alta pressione e temperatura arriva in turbina, dove la differenza tra le condizioni 

energetiche all’ingresso ed all’uscita della turbina a vapore determinano la potenza prodotta 

all’asse e di conseguenza la potenza elettrica del generatore. 

Il vapore a bassa pressione uscente dalla turbina entra nel lato mantello del condensatore ed 

è condensato dall’acqua di raffreddamento, a bassa temperatura, che circola all’interno dei 

tubi: il condensatore è un componente essenziale nel ciclo d’impianto determinando il minimo 

livello di pressione del vapore esaurito. Il condensato ritorna in caldaia spinto dalla pompa 

acqua alimento dove ripete il ciclo descritto. 

Una portata costante di acqua di raffreddamento a bassa temperatura nei tubi del 

condensatore è necessaria a mantenere il lato mantello ad una bassa pressione, per 

garantire un’efficiente produzione di energia elettrica. Attraverso il processo di 

condensazione, l’acqua di raffreddamento incrementa la sua temperatura: se il circuito è di 

tipo aperto l’acqua calda ritorna all’ambiente da cui è stato prelevata, altrimenti, con un 

circuito chiuso, è ricircolata attraverso le torri di raffreddamento dove il calore è ceduto all’aria 

per evaporazione e/o cessione del calore sensibile. In quest’ultimo caso sono necessari dei 

piccoli reintegri d’acqua, per compensare gli spurghi, periodici o continui, necessari ad 

evitare l’accumulo di particelle solide. Rispetto ai sistemi a ciclo aperto, quelli con 

ricircolazione utilizzano circa 1/20 della portata d’acqua totale. 

Caldaia 

In generale nel parco termoelettrico sono normalmente disponibili ed esercite tre tipologie di 

caldaie: a circolazione naturale, a circolazione forzata e ad attraversamento forzato (once- 

25


through o Benson, che detengono circa il 70% mercato mondiale. Nella figura seguente sono 

illustrate le principali differenze concettuali tra caldaia a circolazione naturale e Benson. 

Figura 6.1: schema del principio di funzionamento dalla caldaia a circolazione naturale e 

forzata 

Nelle caldaie a circolazione naturale, la circolazione d’acqua avviene per la diversa densità 

del vapore e della miscela acqua-vapore nei tubi interni di salita ed esterni di discesa 

rispettivamente. Nei moderni impianti di combustione questa soluzione non è tra le più 

efficienti; per ottenere maggiori portate di vapore sono state utilizzate caldaie a circolazione 

forzata (sull’evaporatore) e Benson. I vantaggi di quest’ultima si possono riassumere in : 

la produzione di vapore è possibile con ogni pressione; 

si raggiunge il rendimento massimo con condizioni di vapore supercritico; 

rendimenti elevati anche ai carichi parziali; 

brevi tempi di avviamento 

esercizio a pressione variabile con rapidi transitori di carico; 

adatta per tutti i combustibili disponibili sul mercato. 

Componenti di caldaia 

La caldaia è costituita da economizzatore, evaporatore, surriscaldatore e risurriscaldatore. 

Economizzatore: qui l’acqua di alimento viene preriscaldata dai fumi ancora caldi, fino 

a circa 10°C al di sotto della temperatura di saturazione. Per questo è il primo 

scambiatore che risulta investito dai fumi a più bassa temperatura, quindi si trova 

all’uscita di caldaia. 

26


 

 

 

Evaporatore: con la reazione esotermica tra ossigeno e combustibile che avviene nella 

camera di combustione della caldaia, si ha la cessione di calore all’acqua di circolazione 

presente all’interno di tubi disposti sulle pareti (verticalmente o elicoidalmente): il 

completamento della trasformazione dell’acqua dallo stato liquido a quello vapore 

avviene nell’evaporatore, raggiungendo la temperatura di saturazione per pressioni 

sottocritiche o surriscaldata per condizioni supercritiche (pressione superiore al valore 

corrispondente al punto critico nel diagramma acqua-vapore). In quest’ultimo caso il 

passaggio avviene senza variazione del volume specifico, solo un picco nella capacità 

termica sta ad indicare la discontinuità del fluido. 

Surriscaldatore: in questa parte della caldaia si sfruttano i fumi a temperatura più 

elevata per produrre vapore surriscaldato, cioè ad una temperatura maggiore della 

temperatura di saturazione a quella pressione. Tale alto valore favorisce il salto di 

pressione attraverso la turbina, evitando la condensazione del vapore nello stadio di 

alta pressione. Una parte di quello che attraversa la turbina è estratto per preriscaldare 

l’acqua alimento. 

Risurriscaldatore: il vapore che ha già subito un’espansione parziale in turbina, viene 

riportato alle condizioni di alta temperatura per poter estrarre ulteriore lavoro utile e 

migliorare il rendimento nella successiva espansione negli stadi di media e bassa 

pressione della turbina. 

Turbina a vapore 

L’energia termica viene convertita in energia meccanica per rotazione della macchina. Poiché 

l’albero di turbina è collegata rigidamente con il rotore dell’alternatore, l’energia meccanica 

viene così trasferita e convertita in energia elettrica. Durante l’espansione la temperatura e la 

pressione del vapore diminuiscono, nei moderni impianti da circa 300 bar a circa 30 mbar; a 

causa dell’elevato salto di pressione l’espansione è Nella turbina l’energia termica del vapore 

ad alta pressione e temperatura prodotto in caldaia articolata in più stadi: alta pressione (AP), 

Media pressione (MP) e bassa pressione (BP). 

Condensatore 

Il vapore all’uscita della turbina, privato del suo contenuto energetico utilizzabile 

meccanicamente, entra direttamente al condensatore dove subisce la trasformazione finale 

passando da condizioni sature (miscela di acqua e vapore) allo stato liquido. Sistemi efficaci 

di condensazione, dipendenti dalla temperatura del fluido refrigerante, consentono di ridurre 

la pressione al di sotto di quella atmosferica (fino a 0.025 bar assoluti) Ciò permette di 

massimizzare la potenza meccanica estraibile dall’espansione del vapore in turbina. 

27


Sistema di raffreddamento 

Il calore latente viene trasferito all’acqua di raffreddamento del condensatore, che scorre nel 

lato tubi e ceduto all’ambiente: al fiume o al mare nel caso di circuito di aperto o alle torri di 

raffreddamento (e da qui, per evaporazione, all’aria) nel caso di ciclo chiuso. 

6.4.3 Impianti di generazione con ciclo combinato 

I cicli combinati rappresentano una categoria di impianti in cui alla generazione di potenza 

sono preposte sia le turbine a vapore che le turbine a gas. Nel parco di produzione sono 

sostanzialmente presenti due tipi di cicli combinati: 

cicli ripotenziati; 

turbine a gas con generatore di vapore a recupero. 

Il primo tipo deriva dal ripotenziamento delle centrali di generazione tradizionali, dove il 

preriscaldamento dell’acqua di alimento del ciclo termico è effettuato in uno scambiatore 

recuperatore utilizzando i fumi di scarico della turbina a gas, anziché attraverso il prelievo di 

una parte del vapore dalla turbina: in questo modo è stato possibile avere, per lo stesso sito, 

un incremento sia della potenza installata (per le turbine a gas installate) che per la maggiore 

potenza ricavata dalla turbina a vapore (per la minore quantità di vapore estratta durante 

l’espansione), sia per l’incremento di rendimento del ciclo complessivo. 

La seconda configurazione è relativa agli impianti di più recente costruzione, dove 

l’incremento della potenza delle turbine a gas ha favorito la soluzione con turbina a vapore 

che segue il carico stabilito dalla prima. Il ciclo prevede che i fumi prodotti dalla combustione, 

dopo l’espansione nella turbina a gas, attraversino un generatore di vapore a recupero (a 

uno o più livelli di pressione), in grado di produrre vapore da far espandere nella turbina, per 

produrre ulteriore potenza elettrica. Il ciclo a vapore si completa in modo tradizionale con un 

condensatore con il suo circuito di smaltimento del calore. Questa combinazione, per gli alti 

rendimenti delle turbine a gas dell’ultima generazione, consente di raggiungere in assoluto i 

migliori rendimenti degli impianti di generazione. 

28


Cicli Combinati con Turbine a Gas (CCGT) 

Tipicamente i gas siderurgici subiscono uno o più trattamenti di filtrazione al fine di 

rimuovere il particolato in essi presente e rendere i gas idonei alla combustione in turbina a 

gas. Tale operazione viene eseguita tramite elettrofiltri. 

Le acque derivanti dal trattamento dei gas siderurgici: 

• lavaggio dei decatramatori e degli elettrofiltri del gas LDG, lavaggio degli elettrofiltri finali e 

dei filtri del gas COKE, guardie idrauliche; 

• le condense linee gas; 

• le acque raccolte nella "vasca bassa conducibilità", provenienti dalla rigenerazione prefiltri. 

Si tratta di un impianto chimico - fisico, costituito dalle seguenti sezioni di trattamento: 

• equalizzazione (con cloruro ferrico e soda); 

• neutralizzazione (con soda); 

• flocculazione (con polielettrolita anionico); 

• decantazione + ispessimento fanghi + disidratazione fanghi; 

• ossidazione (con acqua ossigenata); 

• chiarificazione con filtri a sabbia; 

• strippaggio con vapore + incenerimento in torcia dei gas; 

• filtrazione a carboni attivi. 

29


Nella quasi totalità, la portata di acqua dell'impianto di trattamento affluisce ad un serbatoio di 

accumulo e viene riutilizzata, in ciclo chiuso, per il trattamento dei gas e il reintegro delle 

guardie idrauliche, al fine di realizzare un risparmio idrico. 

I gas siderurgici che arrivano dai rispettivi reparti di produzione devono assolutamente subire 

il trattamento di pulizia prima di essere inviati alla combustione in turbina a gas. 

Infatti essi sono saturi d’acqua e contengono polveri ed idrocarburi liquidi che devono essere 

eliminati al fine di evitare erosioni e corrosioni sulla palettatura mobile del compressore o 

della turbina oltre che per l’impatto ambientale. 

Il gas siderurgico, subito dopo il trattamento di pulizia, viene compresso tramite compressori 

centrifughi refrigerati interstadio per poter essere immesso in camera di combustione alla 

pressione di circa 20 bar. L’energia richiesta per comprimere è notevole, circa 28 MW per 

comprimere 175.000 Nm 3 /h di mix gas siderurgici, e ciò comporta una fisiologica diminuzione 

di potenza elettrica prodotta. 

I fumi di scarico della turbina a gas sono inviati ad un generatore di vapore a recupero per la 

produzione di vapore. Questi può essere predisposto con bruciatori per post combustione 

alimentabile con gas quali AFO e LDG. 

Il vapore prodotto in questa sezione alimenta una turbina a vapore con spillamento di vapore 

per usi tecnologici. 

Generatori di vapore (caldaie) 

Per ragioni logistiche ed economiche gli impianti di combustione alimentati con gas 

siderurgici sorgono nei pressi degli insediamenti industriali dove questi vengono prodotti. 

I gasdotti trasportano quindi i gas siderurgici ad una pressione di circa 1,05 – 1,3 bar ed 

alimentano direttamente i bruciatori delle caldaie. 

Il vapore prodotto da queste caldaie viene inviato in turbine a vapore per la produzione di 

energia elettrica o in parte utilizzato come vapore tecnologico di processo. 

I rendimenti elettrici a pura condensazione sono dell’ordine del 30÷35%. 

Il bruciatore policombustibile è costituito da un ugello per il mix di gas siderurgici, uno per gas 

naturale ed eventualmente uno spruzzatore per olio combustibile. Inoltre l’aria comburente 

viene regolata tramite serrande di regolazione azionate dai relativi leverismi di comando. 

Gli inquinanti presenti nei fumi di combustione sono: 

polveri 

SO 2 

NO X 

CO 

30


Come è facilmente intuibile la variabilità della composizione chimica di ogni singolo gas 

siderurgico e la percentuale del singolo gas siderurgico nel mix di combustibile influenza 

pesantemente il comportamento termodinamico e cinetico della combustione e 

conseguentemente anche le emissioni di inquinanti nei fumi scaricati al camino. 

Tale aspetto vale in generale sia che si tratti di caldaie che di turbine a gas. 

Si può quindi affermare che tali impianti, sia essi CCGT che caldaie, che trasformano 

l’energia chimica dei gas siderurgici in energia meccanica o elettrica, rappresentino la 

tecnologia di riferimento per questa tipologia di gas e quindi sono da considerarsi vere e 

proprie BAT stanti le caratteristiche chimiche con cui questi vengono forniti. 

Basti inoltre pensare che, laddove non fossero disponibili impianti idonei alla combustione dei 

gas siderurgici, questi sarebbero smaltiti in torcia calda. 

6.4.4 Utilizzo dei combustibili liquidi 

Tenuto conto del campo di applicazione, i combustibili liquidi vengono utilizzati in caldaie 

costruttivamente molto simili a quelle per il carbone. I sistemi di combustione impiegati sono 

di diverse tipologie sia per la posizione in caldaia (frontali, tangenziali, etc.) sia per i sistemi di 

polverizzazione dell’olio impiegati (a vapore, a pressione differenziale, etc.). 

I combustibili liquidi vengono anche utilizzati, in quantità comunque di gran lunga inferiori, 

come alimentazione di turbogas. 

6.5 Olio combustibile e orimulsion 

Le modalità di utilizzo dell’olio combustibile e dell’Orimulsion 5 risultano analoghe a quelle per 

il carbone. Tali combustibili vengono infatti bruciati in caldaie che da un punto di vista 

funzionale risultano simili tra loro. Inoltre la combustione da luogo a prodotti (ossidi di zolfo 

ed azoto, particolato, etc.) che richiedono di tecniche di abbattimento simili. 

6.5.1 Movimentazione e stoccaggio dei combustibili 

I combustibili liquidi sono approvvigionati tramite oleodotti, navi, autobotti, treni in funzione 

delle disponibilità. I combustibili liquidi vengono stoccati in serbatoi la cui capacità varia dai 

1.000 ai 100.000 m 3 di tipologie costruttive differenti, dettate sia dalle dimensioni sia dalle 

caratteristiche dei combustibili in essi stoccati. 

5 Dicesi orimulsion, l’emulsione del bitume proveniente dall’Orinoco in acqua. 

31


Tra i più diffusi si ricordano i serbatoi a tetto galleggiante, la cui geometria variabile evita il 

formarsi di sacche d’aria le quali potrebbero determinare situazioni pericolose. 

La normativa in materia definisce regole molto precise per quanto riguarda le modalità di 

movimentazione e stoccaggio dei combustibili liquidi ed a essa si rimanda per ulteriori 

approfondimenti. 

Caratteristica che definisce i combustibili liquidi è il suo contenuto di zolfo. Per quanto 

riguarda gli oli si ricorda che una definizione molto diffusa identifica gli oli come ATZ (alto 

tenore di zolfo - > 2,5 %), MTZ (medio tenore di zolfo – 2,5 ÷ 1 %), BTZ (basso tenore di 

zolfo – 1 ÷ 0,5 %) e, più recentemente anche se impropriamente, STZ (senza tenore di zolfo 

– 0,5 ÷ 0,25 %). 

Negli oli sono evidentemente presenti altre impurità, quali ad esempio i metalli, le quali 

caratterizzano le emissioni al camino e la produzione dei rifiuti. 

6.6 Carbone 

Le emissioni prodotte nella combustione del carbone necessitano di tecniche di abbattimento 

simili a quelle utilizzate per i combustibili liquidi. La descrizione di tali tecniche, comuni quindi 

all’olio ed all’Orimulsion. 

Con riferimento a direttive e decreti sono state disciplinate delle caratteristiche merceologiche 

dei combustibili aventi rilevanza ai fini dell’inquinamento atmosferico, nonché delle 

caratteristiche tecnologiche degli impianti di combustione” con la dizione “combustibili solidi si 

intendono il carbone da vapore, il coke metallurgico e da gas, l’antracite, i prodotti antracitosi 

e loro miscele, gli agglomerati di lignite ed il coke da petrolio. 

Il presente paragrafo tratterà in maniera più diffusa il carbone in quanto esso rappresenta il 

combustibile maggiormente diffuso presso i grandi impianti di combustione. 

I combustibili solidi sono approvvigionati tramite navi, trenI o trasporto su gomma, in 

relazione alle distanze ed alle quantità utilizzate. 

Il carbone è generalmente stoccato in cumuli in aree aperte (carbonili), di capacità tale da 

assicurare una autonomia di funzionamento all’impianto di alcuni mesi, indicativamente da 1 

a 3. Sono comunque possibili stoccaggi coperti, che assicurano una migliore protezione dalle 

emissioni diffuse. Tale soluzione comunque risulta piuttosto costosa. Una volta scaricato nel 

carbonile il carbone è generalmente trasferito all’impianto tramite nastri. 

Lo stoccaggio e la movimentazione del carbone può causare la generazione di polveri diffuse 

(fugitive emissions). Al fine di limitare tali emissioni, i cumuli vengono generalmente spruzzati 

con acqua, alla quale vengono a volte aggiunte sostanze aventi un effetto “incrostante”, 

capaci cioè di formare una pellicola sul mucchio di carbone tale da evitarne l’erosione da 

32


parte del vento. Nel corso delle operazioni di movimentazione del carbone sono prese tutte le 

attenzioni al fine di ridurre al minimo la generazione di polveri diffuse. 

Per quanto riguarda il trasporto su nastri, essi sono chiusi e tenuti in leggera depressione, 

sempre al fine di evitare spandimenti della polvere all’esterno. 

6.6.1 Impianti di generazione a letto fluido 

La combustione a letto fluido negli impianti di generazione è apparsa negli ultimi anni, una 

valida alternativa agli impianti tradizionali, con caldaie alimentate a polverino di carbone, 

potendo utilizzare miscele di combustibili eterogenei, anche di derivazione biologica, meno 

pregiati, difficili da trattare, con alto contenuto di ceneri, di zolfo e di alcali. Le particelle solide 

che partecipano al processo sono di dimensioni grossolane, normalmente tra 0.1 e 0.6 mm, 

costituite, oltre che da combustibile e cenere, anche da calcare e sabbia. 

L’espressione letto fluido sta ad indicare che le particele sono mantenute sospese dal gas 

fluidizzante, in quantità tale che la densità media della sospensione è notevolmente 

superiore a quella del solo gas. 

6.7 Tecniche per la combustione delle biomasse 

Il termine “biomassa” individua un’ampia gamma di materiali di origine biologica classificabili, 

secondo la vigente normativa nazionale, come dei veri combustibili (es. legna da ardere) o 

come rifiuti (es. scarti vegetali, rifiuti della lavorazione del legno, ecc.). 

La definizione di biomassa più in linea con la nostra trattazione risulta essere, dal punto di 

vista normativo, quella riportata nella Direttiva 2001/80/CE del Parlamento Europeo e del 

Consiglio del 23 ottobre 2001 concernente la limitazione delle emissioni nell’atmosfera di 

taluni inquinanti originati da grandi impianti di combustione. 

In tale normativa vengono definiti come “biomassa” i “prodotti costituiti interamente o in parte 

di materia vegetale di provenienza agricola o forestale, utilizzabili come combustibile per 

recuperare il contenuto energetico ed i rifiuti seguenti usati come combustibile: 

a) Rifiuti vegetali derivanti da attività agricole e forestali; 

b) Rifiuti vegetali derivanti dalle industrie alimentari di trasformazione, se l’energia termica 

generata è recuperata; 

c) Rifiuti vegetali fibrosi della produzione di pasta di carta grezza e di produzione di carta 

dalla pasta, se sono coinceneriti sul luogo di produzione e se l’energia termica 

generata è recuperata; 

d) Rifiuti di sughero; 

33


e) Rifiuti di legno ad eccezione di quelli che possono contenere composti organici alogenati o 

metalli pesanti, a seguito di trattamento o di rivestimento, inclusi in particolare i rifiuti di legno 

di questo genere derivanti da rifiuti edilizi e di demolizione”. 

Il termine “biomasse” identifica dunque un’ampia gamma di materiali di varia origine e 

provenienza che possono differire enormemente fra di loro in termini di caratteristiche 

chimico-fisiche, ma che sono accomunate dalla natura di fonte rinnovabile di energia. 

Una delle principali fonti di biomasse è costituita dagli scarti legnosi quali le cortecce, trucioli 

scarti di potatura, pannelli e altri residui da impianti per la produzione della pasta di carta o 

segherie, ecc., tutti materiali caratterizzati da contenuti di umidità piuttosto elevati. Sebbene 

le caratteristiche chimico fisiche differiscano sensibilmente in funzione della pianta di origine, 

essi possono essere, in prima approssimazione classificati come scarti forestali o 

dell’industria di lavorazione del legno. Delle differenti caratteristiche si dovrà tuttavia tenere 

conto nella messa a punto dei relativi sistemi di stoccaggio, movimentazione, combustione e 

trattamento dei fumi. 

Una tipologia di biomasse che va assumendo sempre più rilevanza è costituita dagli scarti 

dell’industria del legno quali piccoli alberi, rami, cime, che trovano per lo più impiego 

nell’industria di produzione della carta. 

Altro scarto di origine agricola è costituito dalla paglia che trova applicazione, soprattutto nei 

Paesi del Nord Europa, come combustibile per centrali di teleriscaldamento e per la 

produzione combinata di energia elettrica e termica, per potenzialità fino a 40 MWe. Il suo 

utilizzo è limitato dagli alti tenori di cloro presenti, che possono dare luogo a marcati 

fenomeni di corrosione, in particolare nella sezione di surriscaldamento del vapore. 

Altre biomasse impiegabili per la combustione sono costituiti da scarti dell’industria olearia 

(noccioli, sanse), e da vegetazioni di tipo lacustre (es.: canne); esse sono tutte caratterizzate 

da elevati contenuti di alcali (Na, K). 

Diversamente a quanto discusso nel BREF per i grandi impianti di combustione non sono 

state considerate le tecniche relative alla combustione della torba. Tale materiale, che non 

può essere considerato una biomassa, ma che presenta rispetto a molte di esse 

caratteristiche similari, ed il suo impiego per lo più circoscritto ad alcune realtà del Nord 

Europa (Finlandia, Irlanda), nelle quali è disponibile in quantità piuttosto rilevanti. Le sue 

particolari caratteristiche (bassa densità e limitato potere calorifico) ne hanno da sempre 

limitato il suo consumo a livello locale, essendo i costi di trasporto su lunghe distanze del 

tutto proibitivi. 

34


6.7.1 Tecniche e processi applicati 

Trasporto, stoccaggio e movimentazione di biomasse 

Il trasporto di biomasse viene effettuato tramite autoarticolati, trailers, autocarri e, su brevi 

distanze, anche tramite trattori. 

Per lo stoccaggio di biomasse in pezzatura ridotta si fa uso di silos chiusi, mentre materiali 

grossolani, quali chips o cortecce, possono essere stoccati in mucchi all’aperto, mantenendo 

al coperto solo i quantitativi di uso giornaliero. 

Dallo stoccaggio i combustibili sono, di norma, trasferiti all’impianto di combustione, tramite 

nastri trasportatori, che nel caso di materiali pulverulenti sono di tipo chiuso. 

Un caso particolare è costituito dalla paglia, quasi sempre movimentata in balle del peso 

indicativo di 400-700 kg cadauna. Per lo scarico dei mezzi di trasporto si rende necessaria 

un’apposita gru che deposita le balle in un’area di stoccaggio, di volume tale da coprire 2-3 

giorni di funzionamento dell’impianto al carico. 

Pretrattamenti 

Il prettamento principale richiesto per le biomasse è costituto dalla riduzione del contenuto di 

umidità, che per alcune tipologie di materiali legnosi può risultare piuttosto elevato. 

Sono per lo più impiegati essiccatori a vapore, di norma disponibile presso l’impianto. 

L’essiccamento può essere anche effettuato tramite i fumi di combustione prima dello scarico 

al camino; questa modalità può dare tuttavia luogo a emissioni di composti organici con 

conseguenti problemi di intasamento delle apparecchiature (condensazione dei composti più 

pesanti) e/o di rilascio di emissioni odorose, a causa della presenza di composti aromatici. 

Aspetti specifici della combustione di biomasse 

La combustione delle biomasse in impianti di taglia medio-grande viene effettuata in 

apparecchiature concettualmente simili a quelle impiegate per il carbone, anche se 

“specializzate” per l’impiego dello specifico combustibile e che possono essere classificate 

come: 

Apparecchiature a griglia; 

apparecchiature a letto fluido. 

35


Gassificazione 

Le biomasse possono essere sottoposte a gassificazione, di norma effettuata in 

apparecchiature a letto fluido, per la quale sono richieste temperature operative piuttosto 

ridotte (700-1000 °C), a causa della loro elevata reattività. 

Un grosso limite della gassificazione consiste nel fatto che, al fine del conseguimento di 

condizioni di funzionamento ottimali che evitino, per quanto possibile, la formazione di 

composti pesanti indesiderati (TAR), l’intervallo possibile per le temperatura operativa risulta 

essere piuttosto ristretto. Questo fattore può rendere antieconomica la realizzazione di nuovi 

impianti basato su questa tecnica, rispetto a quelli che fanno uso di apparecchiature 

tradizionali di combustione. 

Co-combustione di biomasse con altri combustibili 

Sono presenti, soprattutto nei Paesi del Nord Europa, esperienze di combustione di 

biomasse con altri combustibili quali carbone, torba o scarti legnosi. 

Le ragioni alla base della co-combustione possono essere diverse. 

La principale consiste nel fatto che sovente la disponibilità di biomasse a livello locale non 

giustifica economicamente la realizzazione di un impianto di taglia ridotta. 

La co-combustione con combustibili fossili ad alto contenuto di zolfo consente invece di 

ridurre, a livello locale, sia le emissioni di SO 2 che di gas serra, essendo la CO 2 prodotta da 

biomasse non contabilizzata ai fini del relativo computo. 

Le apparecchiature a letto fluido, soprattutto se di tipo circolante, si prestano agevolmente 

alla combustione di un’ampia gamma di materiali, che possono essere trattati nelle 

cosiddette “caldaie multi-combustibile”, sia da soli che in varie combinazioni fra di loro. 

A livello normativo la produzione di combustibili derivati si configura come un operazione di 

recupero di rifiuti, di cui all’allegato IIB (“Operazioni di recupero”) della direttiva quadro sui 

rifiuti 75/442/CEE, così come modificato dalla Direttiva 91/156/CE e dalla Decisione della 

Commissione 96/350/CE del 24 maggio 1996. 

Nel futuro si prevede che a seguito della ulteriore esperienza acquisita con le tecniche di pretrattamento 

ed abbattimento, il grado di co-combustione dei rifiuti e dei combustibili di 

recupero venga aumentato oltre il livello del 10% sulla base del contenuto termico. 

Gestione dei residui di combustione 

Ove possibile, si dovrebbe preferire il riutilizzo dei residui di combustione anziché il loro 

smaltimento in discarica. Il possibile impiego porta a fissare dei criteri qualitativi per le 

36


caratteristiche delle ceneri. Tali criteri debbono tenere conto delle proprietà strutturali delle 

ceneri e del loro contenuto di sostanze potenzialmente pericolose quali il tenore di 

incombusti, la lisciviabilità dei metalli, ecc.. 

6.8 Gas di sintesi 

Un altro combustibile gassoso che può essere utilizzato è il gas di sintesi prodotto nei 

processi di ossidazione parziale in raffineria. 

Nelle raffinerie i processi di distillazione separano i componenti leggeri ad alto valore di 

mercato (distillati) dalle frazioni più pesanti; queste ultime possono presentarsi in fase solida 

o semisolida (asfalto) oppure in fase liquida (oli vari o tar). 

Nelle raffinerie è necessario produrre idrogeno indispensabile per i processi di 

idrotrattamento di prodotti intermedi, di hydrocracking e altro; per tale scopo è ampiamente 

utilizzata, assieme al processo di steam reforming, l’ossidazione parziale con ossigeno di 

un’ampia varietà di idrocarburi; la carica del processo è quasi completamente attraverso la 

reazione substechiometrica con ossigeno puro in presenza di vapor d’acqua, in un gas ricco 

di idrogeno e monossido di carbonio. 

Il processo completo che porta all’ottenimento di syngas utilizzabile come combustibile per la 

turbina a gas è ampiamente descritto nelle linee guida sulle migliori tecniche disponibili del 

settore raffinerie. 

E’ così possibile produrre, in maniera integrata con i processi di raffineria, non solo idrogeno 

e gas di sintesi di base per processi chimici, calore e vapore per la raffineria, ma è 

conveniente produrre anche energia elettrica purificando il gas di sintesi per alimentare la 

turbina a gas di un ciclo combinato (IGCC - Integrated Gasification Combined Cycle). 

La tecnologia IGCC presenta una elevata flessibilità nei confronti del tipo di combustibile 

utilizzato e permette di raggiungere alti rendimenti globali; si hanno inoltre basse emissioni e 

residui finali facilmente smaltibili. 

37


6.9 Le nuove tecnologie del carbone 

6.9.1 Gassificazione del carbone (Integrated Gasification Combined Cycle - 

IGCC) 

Rappresenta un’alternativa al sistema attuale di combustione del carbone e consiste nel 

portare il polverino ad elevata temperatura a contatto con vapore ed ossigeno. Tramite 

reazioni chimiche viene prodotto un gas utilizzato nelle turbine a gas, mentre i fumi caldi di 

scarico sono in grado di generare vapore che alimenta una turbina a vapore. L’aspetto 

ambientale della tecnologia è molto interessante in quanto lo zolfo presente nel carbone può 

essere quasi completamente recuperato in forma commerciale e le ceneri sono convertite in 

scorie vetrificate, ambientalmente inerti. La maggior parte sono stati realizzati in USA, 

realizzati con varie tecnologie che si sono progressivamente affermate (Texaco, Shell, Dow, 

Krupp, Prenflo). Ad esempio in Italia, oltre ai progetti IGCC realizzati presso le raffinerie, si 

segnala l’impegno dell’ENEL nell’ambito del Progetto europeo di gassificazione di 

Puertollano (Spagna) che vede coinvolte le maggiori imprese elettriche europee (EDF, EDP, 

Endesa, NP); l’impianto è entrato in servizio nel 1998 ed ha una potenza di 320 MW, 

alimentato a carbone e coke di petrolio, utilizza una tecnologia Prenflow. 

6.10 Gas siderurgici 

I grandi impianti di combustione possono essere alimentati da gas siderurgici, ovvero 

sottoprodotti del processo di produzione dell’acciaio. 

Le caratteristiche di tali gas dipendono dal processo di produzione a monte e ciò impatta 

sulle scelte tecnologiche della loro utilizzazione, che pertanto devono essere analizzate caso 

per caso. 

Tali gas, data la loro composizione, contengono ancora carbonio e idrogeno da ossidare in 

un processo di combustione per il recupero energetico (produzione di energia elettrica e/o 

termica). 

I gas siderurgici, a seconda del processo da cui sono prodotti, possono essere raggruppati 

come nella seguente tabella. 

Come si può notare il PCI di tali gas è notevolmente inferiore rispetto a quello del gas 

naturale (indicativamente 8500 kcal/Nm 3 ). Negli impianti di combustione in cui si bruciano i 

gas siderurgici è indispensabile quindi avere la possibilità di integrare tali gas combustibili 

con gas naturale o olio combustibile al fine di: 

38


Mantenere nel giusto range il PCI del mix di gas combustibili (stabilità della fiamma di 

combustione) e quindi poter disporre del giusto margine di regolazione a fronte di 

variazioni di qualità o quantità dei gas siderurgici; 

poter regolare eventuali richieste di carico termico o elettrico richieste all’impianto di 

combustione; 

eseguire correttamente le fasi transitorie come l’avviamento dell’impianto di 

combustione; 

Nome 

AFO 

LDG 

COG 

Descrizione 

Residuo gassoso delle reazioni di riduzione del minerale di 

ferro che avvengono nell’altoforno per la produzione della 

ghisa. L’AFO viene prodotto in quantità elevate rispetto agli 

altri gas siderurgici ed è quello che ha il più basso potere 

calorifico. 

Residuo gassoso prodotto dal processo di affinazione della 

ghisa nel cosiddetto convertitore ad ossigeno LD 

(l’ossigeno per mezzo di una lancia viene insufflato nella 

ghisa fusa contenuta nel convertitore da cui poi vengono 

raccolti tali gas). 

Può non essere presente in tutti i siti siderurgici. 

Residuo gassoso prodotto nel processo di cokizzazione del 

carbone al fine di ottenere il coke metallurgico. Tale gas ha 

il maggior potere calorifico se comparato agli altri gas 

siderurgici. 

Potere Calorifico 

Inferiore medio 

(PCI dry) kcal/Nm 3 

730÷840 

1900 

4400÷4500 

La composizione chimica dei gas siderurgici è ovviamente diversa a seconda del tipo di 

processo da cui provengono: 

Composizione (v/v % dry) AFO COG LDG 

H 2 2,42 60,29 0,96 

CO 22,72 5,04 69,24 

N 2 53,68 4,46 14,89 

CH 4 -- 25,31 -- 

CO 2 21,18 1,29 14,57 

O 2 -- 0,29 0,34 

C 2 + -- 3,32 -- 

Gli impianti di combustione che utilizzano gas siderurgici sono: 

 

 

 

generatori di vapore (caldaie) 

turbine a gas in ciclo semplice 

turbine a gas in ciclo combinato con e senza post combustione 

39


I bruciatori impiegati in tali impianti sono quindi “bruciatori policombustibile” ed insieme al 

trattamento del gas rappresentano la parte impiantistica più importante dal punto di vista 

tecnologico. 

6.11 L’idrogeno vettore energetico 

6.11.1 Generalità 

L'idrogeno appare poter diventare il vettore d’elezione per un sistema energetico sostenibile, 

in quanto: 

in linea di principio, può essere prodotto da fonti diverse (combustibili fossili, con 

separazione della CO 2 , rinnovabili, nucleare) e intercambiabili; 

può essere impiegato in applicazioni diversificate (dal trasporto alla generazione di 

energia elettrica, per taglie dai watt ai milioni di watt), con un impatto ambientale nullo 

o estremamente ridotto sia a livello locale che globale. 

Accanto agli indubbi vantaggi, l’introduzione dell’idrogeno come vettore energetico per il 

lungo termine presenta però numerosi problemi connessi allo sviluppo delle tecnologie 

necessarie per rendere il suo impiego economico ed affidabile, nelle diverse fasi di 

produzione, trasporto, accumulo, utilizzo. 

Lo sviluppo di tali tecnologie è oggetto dei programmi che, con risorse crescenti, sono portati 

avanti nei maggiori paesi industrializzati. Notevole, in particolare, l’impegno previsto negli 

Stati Uniti che, oltre ad avere un programma di ingenti dimensioni nel settore, hanno 

proposto una alleanza internazionale per lo sviluppo dell’idrogeno (International Partnership 

for the Hydrogen Economy). La stessa Unione europea prevede un sensibile incremento 

delle risorse nel campo dell’idrogeno e delle celle a combustibile e sta definendo, in 

collaborazione con gli Stati membri, una piattaforma per lo sviluppo delle relative tecnologie 

(European Hydrogen and Fuel Cells Technology Platform). 

A questo riguardo appare utile evidenziare gli aspetti più critici, che sono il costo elevato e la 

scelta della sorgente da impiegare per la produzione di idrogeno, anche in relazione alla 

quantità e alla fonte di energia necessaria per la sua produzione. 

In prospettiva la produzione potrà utilizzare l’energia nucleare e le energie rinnovabili, a 

partire dall’acqua e dalle biomasse, ma i combustibili fossili rappresentano la soluzione più 

vicina e quella su cui puntare per il medio termine. 

40


6.11.2 Impianti di cogenerazione 

La cogenerazione (Combined Heat and Power, CHP) è la combinazione di sistemi destinati 

alla produzione contemporanea di energia elettrica ed energia termica, quindi costituisce una 

tecnologia che consente di incrementare l’efficienza complessiva di un sistema di 

conversione di energia. Concentrando in un unico impianto la produzione di energia elettrica 

e la produzione di calore, con la cogenerazione si sfrutta in modo ottimale l’energia primaria 

del combustibile: la frazione di energia a temperatura più alta viene convertita in energia 

pregiata (elettrica) e quella a temperatura più bassa, invece di essere dissipata nell’ambiente 

come calore di scarto, viene resa disponibile per le applicazioni termiche più appropriate. 

Rispetto alla produzione separata delle stesse quantità di energia elettrica e calore la 

produzione combinata comporta quindi un risparmio economico in relazione al minor 

consumo di combustibile. Inoltre viene ridotto il rilascio di calore residuo nell’ambiente. In 

termini pratici la tecnologia di cogenerazione può essere classificata a seconda che il 

prodotto finale privilegiato sia energia elettrica o termica. Nel primo caso l’utilizzo del 

combustibile è finalizzato alla produzione di energia elettrica, con una caldaia o con turbina a 

gas, ed il calore di risulta è usato per processi industriali. 

6.12 Abbattimento delle emissioni in atmosfera – alcuni esempi 

Per completezza delle informazioni relative alla genesi dei rifiuti prodotti dalle centrali 

termoelettriche, si riportano di seguito alcuni impianti di abbattimento delle emissioni in 

atmosfera il cui funzionamento comporta come “cross media effects” la generazione rifiuti. 

Desolforazione ad umido (processo calcare – gesso) 

La desolforazione ad umido (Wet FGD - Wet Flue Gas Desulphurisation), in particolare il 

processo calcare gesso, è la tecnologia maggiormente diffusa a livello mondiale; questo è 

dovuto alla elevata efficienza di abbattimento della SO 2 e alla elevata affidabilità raggiunta. 

Attualmente gli impianti di desolforazione del tipo a umido a calcare(o calce)/gesso sono 

quelli più largamente diffusi e coprono circa l’80% di tutta la potenza installata dotata di 

desolforatori. 

41


Figura 6.2: schema di processo di un desolforatore ad umido calcare/gesso. 

Desolforazione a secco (processo spray dry) 

Il sistema di desolforazione a secco del tipo spray dry è il secondo processo al mondo come 

diffusione dopo il processo ad umido tipo calcare gesso. A livello mondiale il processo spray 

dry è largamente diffuso ed è utilizzato dal 74% degli impianti che adottano un sistema di 

desolforazione a secco. 

Il processo utilizza una sospensione di idrossido di calcio (calce idrata) per abbattere la SO 2 

presente nei fumi. 

In alcuni impianti a monte dello spray dry è installato un sistema per l’abbattimento del 

particolato (filtro a maniche o elettrofiltro). 

Il sistema consiste essenzialmente di: 

assorbitore spray dry (è il reattore in cui avviene la reazione di desolforazione); 

un sistema per la captazione del particolato (filtro a maniche o elettrofiltro); 

sistemi per lo stoccaggio e/o il ricircolo dei prodotti di reazione che contengono 

ancora del reagente. 

Il reagente utilizzato nel processo è una sospensione di calce idrata (idrossido di calcio) detta 

“latte di calce”, che si ottiene miscelando la calce con un eccesso di acqua oppure 

spegnendo l’ossido di calcio in acqua. Il latte di calce viene finemente atomizzato all’interno 

dell’assorbitore dello spray dry, in cui avviene la rimozione della SO 2 ; L’acqua contenuta 

nella sospensione di calce evapora per effetto del calore dei fumi in un tempo dell’ordine dei 

42


10 secondi (tempo di permanenza nel reattore); la SO 2 ed eventuali altri gas acidi come HCl 

e SO 3 reagiscono con la calce formando solfato e solfito di calcio e cloruro di calcio. Poiché 

l’acqua contenuta nella sospensione evapora completamente non è necessario un impianto 

di trattamento delle acque reflue. 

Figura 6.3: schema di uno spray dry scrubber 

L’assorbimento della SO 2 è fortemente influenzato da fattori quali la temperatura e l’umidità 

dei fumi, la concentrazione di SO 2 e la dimensione delle gocce di sospensione atomizzata. 

Il prodotto di reazione è una miscela sotto forma di polvere di solfito e solfato di calcio e 

ceneri ed ossido di calcio non reagito, che viene raccolta dall’elettrofiltro o dal filtro a 

maniche. Una parte del residuo, che contiene ossido di calcio non reagito, viene mescolata 

con latte di calce fresco e riciclata al reattore. 

Sugli impianti europei spray dry è normalmente installato un elettrofiltro o un filtro a maniche 

che rimuove gran parte del particolato prima dell’ingresso nel reattore. Tale sistema ha il 

vantaggio di ridurre la quantità di residuo da mettere a discarica, raccoglie un sottoprodotto 

che è vendibile (le ceneri) riduce l’erosione sui componenti a valle. 

Il componente più importante del processo è l’atomizzatore rotante all’interno dell’assorbitore, 

che è installato al centro del tetto di quest’ultimo e che produce uno spray fine di gocce di 

sospensione di calce idrata. 

43


6.12.1 Misure per ridurre le emissioni di NO X 

Le tecniche secondarie mirano a ridurre gli NO X già formatisi in caldaia. Possono essere 

utilizzate indipendentemente o in associazione con le tecniche primarie quali bruciatori basso 

NO X etc. 

Gran parte delle tecniche secondarie si basano sull’iniezione di ammoniaca, urea o altri 

composti che reagiscono con gli NO X portando alla formazione di azoto molecolare. 

Le tecniche secondarie si dividono in: 

 

 

riduzione catalitica selettiva (SCR) 

riduzione non catalitica selettiva (SNCR) 

Riduzione catalitica selettiva (SCR) 

La riduzione catalitica selettiva (SCR) è un processo largamente applicato per ridurre le 

emissioni per l’abbattimento degli NO X nei fumi prodotti dai grandi impianti di combustione in 

Europa ed in altri paesi in tutto il mondo. 

Il processo di riduzione catalitica selettiva che si basa sulla riduzione selettiva degli ossidi di 

azoto (NO X ) mediante ammoniaca o urea in presenza di un catalizzatore; il reagente è 

iniettato a monte del catalizzatore. La riduzione degli NO X ha luogo sulla superficie del 

catalizzatore a temperature che generalmente sono comprese tra 320 e 420 °C per mezzo di 

una di reazioni: 

Quando è utilizzata l’ammoniaca come agente riducente, questa è stoccata in soluzione 

acquosa o allo stato liquefatto ad una pressione di circa 10 6 Pa a 20 °C. A livello mondiale il 

numero di impianti che utilizzano ammoniaca liquida è superiore al numero di quelli che 

utilizzano altri agenti riducenti poiché il costo dell’ammoniaca liquida è più basso e consente 

minori costi di esercizio. Tuttavia la sua movimentazione è più problematica rispetto alla 

soluzione acquosa di ammoniaca, che è relativamente inerte ed è utilizzata da solo il 5% 

delle unità, soprattutto quelle con particolari problemi di sicurezza (ad es. prossimità di centri 

abitati). 

L’ammoniaca liquefatta per poter essere utilizzata deve essere evaporata per ottenere 

ammoniaca gassosa; questo si ottiene riscaldandola in un evaporatore tramite vapore, acqua 

calda o energia elettrica. L’ammoniaca è poi miscelata con aria calda e iniettata nei fumi 

tramite un sistema di ugelli per ottenere una miscelazione omogenea dell’ammoniaca con i 

fumi. Per migliorare ulteriormente la miscelazione nei condotti fumi può essere installato un 

miscelatore statico. Ottenere un rapporto ammoniaca/ NO X ottimale nei fumi è importante per 

avere una alta efficienza di abbattimento degli NO X e per minimizzare la fuga di ammoniaca 

(ammonia slip). 

44


L’urea per essere utilizzata viene prima disciolta in acqua e poi inviata ad un idrolizzatore per 

produrre ammoniaca gassosa. 

Fissato il valore massimo di ammonia slip, l’efficienza di abbattimento dipende dal 

catalizzatore usato: ad alti rapporti ammoniaca/NO X si ottiene un’alta efficienza di 

abbattimento degli NO X ma contemporaneamente aumenta notevolmente la quantità di 

ammoniaca che non reagisce (ammonia slip) nei fumi in uscita dal SCR. L’ammonia slip deve 

essere deve essere ridotto al minimo, per evitare che l’ammoniaca reagisca con la SO 3 

contenuta nei fumi durante il raffreddamento di questi ultimi, con conseguente intasamento e 

corrosione del riscaldatore aria dovuta alla formazione di bisolfato di ammonio. I catalizzatori 

utilizzati possono avere forme geometriche differenti come quella a nido d’ape o a piastre. 

Come catalizzatori per impianti SCR sono utilizzati quattro materiali. 

Ossidi di metalli pesanti, che consistono di TiO 2 come materiale base insieme ai 

componenti attivi (quelli che determinano l’attività catalitica) vanadio, tungsteno, 

 

 

 

molibdeno, rame e cromo. In molti sono utilizzati il V 2 O 5 con piccole quantità di WO 3 

per allargare la finestra di temperatura a cui può avvenire la reazione e piccole 

quantità di SiO 2 per stabilizzare la struttura. Questo tipo di catalizzatore funziona in un 

intervallo di temperatura di 300 – 450 °C. 

Zeoliti, che sono materiali cristallini, allumino silicati altamente porosi naturali o 

sintetici e che sono utilizzati tra 350 °C e 600 °C. 

Ossidi di ferro, sotto forma di particelle di ossidi di ferro con un sottile strato 

superficiale di fosfato di ferro. 

Carbone attivo, che consiste di carbone polverizzato miscelato con inerti e 

sinterizzato sotto forma di “pellets”. Poiché il carbone attivo non è stabile alle alte 

temperature la temperatura di funzionamento è di 100 – 220 °C e pertanto può essere 

utilizzato solo per SCR in configurazione “tail –end”. 

I catalizzatori sono prodotti con diversi diametri dei canali; la scelta del diametro è effettuata 

sulla base della concentrazione e delle caratteristiche delle polveri nei fumi e della perdita di 

carico ammessa del reattore SCR. 

Il volume di catalizzatore dipende dalle caratteristiche dello stesso (ad es. dalla sua attività), 

e dalle condizioni operative (efficienza di abbattimento richiesta, composizione e temperatura 

dei fumi, presenza di veleni per il catalizzatore). 

I singoli elementi di catalizzatore sono assemblati insieme in un modulo di catalizzatore, che 

insieme ad altri forma lo strato di catalizzatore del reattore SCR. 

45


Le stime attuali di vita dei catalizzatori vanno da 6 – 10 anni per le unità a carbone a 8 – 12 

anni per le unità ad olio e gas. 

La velocità di sostituzione del catalizzatore dipende da fattori specifici del sito come tipo 

dell’impianto, caratteristiche del combustibile, potenza, tipo di esercizio, concentrazione di 

NO X in ingresso, abbattimento di NO X , rapporto ammoniaca/NO X , ammonia slip ammissibile. 

Esiste la possibilità di rigenerare i catalizzatori per allungarne la vita. 

Ci sono tre possibilità di inserire il reattore SCR nella linea di depurazione dei gas; le 

condizioni di esercizio, come la temperatura dei fumi, devono essere adatte al catalizzatore 

utilizzato. 

Le configurazioni possibili sono tre: high-dust, low-dust e tail-end (tail-gas). 

Figura 6.4 : esempio di catalizzatore SCR hight-dust 

Un possibile svantaggio della tecnologia SCR è l’ammonia slip, dovuto alla reazione 

incompleta dell’ammoniaca con gli NO X che porta al rilascio di piccole quantità di ammoniaca 

nei fumi a valle del reattore. L’ammonia slip aumenta con il rapporto ammoniaca/ NO X e con 

il decrescere dell’attività del catalizzatore e può portare a: 

 

formazione di solfato di ammonio, che può depositarsi sui componenti a valle, come i 

riscaldatori dell’aria; 

46


 

 

presenza di ammoniaca nelle acque reflue dei sistemi di desolforazione del tipo Wet 

FGD e nelle acque di lavaggio dei riscaldatori dell’aria; 

aumento del contenuto di ammoniaca nelle ceneri leggere. 

I principali vantaggi della tecnologia SCR sono: 

il processo SCR può essere utilizzato per tutti i tipi di combustibile (olio combustibile, 

carbone, lignite, petcoke, gas naturale, gas di processo etc) 

la reazione di denitrificazione non porta alla formazione di nessun composto che non 

sia l’azoto molecolare; 

l’efficienza di abbattimento degli NO X può arrivare al 90% e oltre 

Riduzione selettiva non catalitica (SNCR) 

Il processo di riduzione selettiva non catalitica (SNCR) è un’altra tecnica secondaria per 

ridurre gli ossidi di azoto che si sono già formati nei fumi di combustione e prevede l’iniezione 

di un reagente in caldaia; opera senza catalizzatore a temperature comprese tra 850 °C e 

1100 °C. La finestra di temperatura dipende dal tipo di reagente utilizzato (ammoniaca o 

urea). 

Se si utilizza ammoniaca come reagente PER le reazioni chimiche. 

Un sistema SNCR è costituito da: 

 

 

Unità di stoccaggio del reagente, che comprende lo stoccaggio, il raffreddamento e 

l’evaporazione; 

la vera e propria unità SNCR, dove hanno luogo l’iniezione del reagente e le reazioni 

di riduzione degli ossidi di azoto ad acqua e azoto molecolare. 

La finestra di temperatura è molto importante, poiché al di sopra di questa l’ammoniaca si 

ossida e produce NO X , al di sotto la velocità di reazione è troppo bassa e c’è rilascio di 

ammoniaca. Al variare del carico dell’unità la finestra di temperatura all’interno della caldaia è 

soggetta a fluttuazioni, di conseguenza per consentire l’iniezione di reagente all’interno del 

range di temperatura richiesto è necessario disporre di più di un livello di iniezione). 

Per ottenere una buona efficienza di abbattimento e un basso ammonia slip, il reagente e gli 

NO X presenti nei fumi devono miscelarsi adeguatamente. Oltre alla distribuzione ed alla 

miscelazione un altro parametro importante è la dimensione delle gocce di additivo; gocce 

piccole evaporano troppo in fretta e reagiscono a temperatura troppo elevata riducendo 

l’efficienza di abbattimento, mentre gocce grosse evaporano troppo lentamente e reagiscono 

a temperatura troppo bassa con conseguente aumento dell’ammonia slip. 

47


I possibili fluidi per il trasporto del reagente sono l’aria compressa, il vapore o l’acqua. 

La scelta del reagente influenza anche la formazione del protossido di azoto (N 2 O). L’utilizzo 

di ammoniaca porta ad una formazione trascurabile di questo composto, che invece è 

rilevante quando l’urea è iniettata direttamente in caldaia. Per ridurre questo problema l’urea 

può essere iniettata direttamente nell’aria di completamento della combustione. 

L’utilizzo di urea come reagente può dare più problemi di corrosione rispetto all’ammoniaca e 

pertanto richiede una più accurata scelta dei materiali. 

Il rapporto molare tra ammoniaca e NO X deve essere maggiore di quello stechiometrico; si è 

constatato che il rapporto ottimale sta tra 1,5 e 2,5. L’aumento di tale rapporto molare 

aumenta l’efficienza di abbattimento degli NO X ma fa crescere anche l’ammonia slip con il 

conseguente sporcamento dei componenti a valle (riscaldatori d’aria, condotti fumi etc). 

Le apparecchiature del processo SNCR sono abbastanza facili da installare e non richiedono 

molto spazio, anche nei casi in cui è richiesto più di un livello di iniezione. 

Il processo SNCR ha una efficienza di abbattimento modesta, pertanto può essere usato da 

solo in caldaie con un livello di emissioni di NO X relativamente basso. Può essere utilizzato 

anche in caldaie già dotate di un sistema primario di riduzione degli NO X (ad es. bruciatori a 

basso NO X ); non è indicato per caldaie che effettuano frequenti variazioni di carico o che 

variano spesso il tipo di combustibile. 

Tecniche per la riduzione delle polveri 

In prima approssimazione la parte di materiale inorganico presente nei combustibili fossili si 

trasforma in ceneri e nel corso del processo di combustione all’interno della caldaia e viene 

veicolato verso l’esterno attraverso i fumi della combustione. 

La quantità e la tipologia delle polveri così prodotte dipende sia dalle caratteristiche del 

combustibile sia dal tipo di combustione. 

Le prestazioni degli impianti di abbattimento delle polveri sono a loro volta influenzati dalle 

caratteristiche chimico – fisiche delle polveri, quali ad esempio dalla resistività o dalle 

caratteristiche di adesività delle particelle. 

Le tecniche di abbattimento più comunemente impiegate sono i precipitatori elettrostatici 

(PE), noti anche come elettrofiltri, i filtri a manica (FF, dall’inglese fabric filters), gli abbattitori 

ad umido (wet scrubbers), questi ultimi hanno avuto particolare diffusione negli Stati Uniti. 

Occorre menzionare che per impianti di modeste potenzialità possono essere anche 

impiegati sistemi di tipo meccanico quali i cicloni. 

48


Il Sistema Trattamento Acque Reflue 

Gli impianti di combustione per la produzione di energia elettrica sono generalmente dotati di 

reticoli fognari separati per la raccolta rispettivamente di acque: 

• oleose, 

• acide e/o alcaline, 

• meteoriche. 

• acque di spurgo degli impianti di desolforazione qualora sia presente un impianto di 

desolforazione 

Le acque oleose confluiscono ai separatori attraverso i quali si attua per via fisica la 

disoleazione e il successivo recupero dell'olio. 

Le acque acide/alcaline confluiscono ad apposito impianto di trattamento in cui, attraverso 

processi chimici (neutralizzazione, chiarificazione) e fisici (flocculazione) vengono depurate. 

Questi trattamenti producono residui fangosi che sono smaltiti come rifiuti speciali. 

I due impianti possono interconnessi e costituiscono nel loro insieme l'impianto trattamento 

acque reflue (ITAR). 

I reflui di natura biologica, raccolti attraverso la rete fognaria dedicata, possono essere 

convogliati alla rete fognaria urbana o altri ricettori o in fosse settiche nelle quali si producono 

rifiuti quali fanghi di spurgo. 

49


7. RIFIUTI PRODOTTI DALLE CENTRALI TERMOELETTRICHE 

Le attività di produzione di energia elettrica da grandi impianti di combustione per sua natura 

impiega in modo intensivo grandi quantità di combustibili convenzionali e produce emissioni 

in atmosfera e rifiuti conseguentemente l’impatto di questo tipo di impianti sull’ambiente è 

relativamente consistente. L'aspetto relativo alle emissioni, costituisce l’obiettivo generale di 

ridurre l’inquinamento generato per gli impianti di maggiori dimensioni, ed è affrontato in sede 

europea, con la Direttiva 96/61/CE sulla prevenzione e la riduzione integrate 

dell’inquinamento, nella quale vengono fornite indicazioni circa le misure da adottare per 

ridurre le emissioni in aria, acqua e suolo e rifiuti con un rimando a documenti specifici per 

ciascun settore industriale. 

La vigente normativa europea per la gestione dei rifiuti prevede l'impiego di metodiche 

standardizzate o riconosciute valide a livello nazionale e/o internazionale. 

I metodi ufficiali per la caratterizzazione dei rifiuti e dei fanghi sono quelli elaborati dal CEN; 

la classificazione dei rifiuti a livello europeo è normata da alcune direttive, le quali si 

occupano delle diverse tipologie di rifiuti. Nell’affrontare la problematica dell’inquinamento e 

della produzione di rifiuti, occorre operare una distinzione fra i processi per la produzione in 

senso stretto ed i processi di manutenzione degli impianti 

50


Classificazione e codici CER 

La classificazione dei rifiuti dei centrali elettriche così come indicata nella Decisione 

2000/532/Ce e Decisione 2001/573/CE), è riportata nella tabella seguente: 

10 00 00 Rifiuti prodotti da processi termici Stoccaggio Recupero/ 

smaltimento 

10 01 00 rifiuti prodotti da centrali termiche ed altri impianti 

termici (tranne 19) 

10 01 01 ceneri pesanti, scorie e polveri di caldaia (tranne le 

polveri di caldaia di cui alla voce 10 01 04) 

10 01 02 ceneri leggere di carbone 

10 01 03 ceneri leggere di torba e di legno non trattato 

sfuso 

10 01 04 * ceneri leggere di olio combustibile e polveri di caldaia Big bag 

Fusti 

10 01 05 rifiuti solidi prodotti da reazioni a base di calcio nei 

processi di desolforazione dei fumi 

10 01 07 rifiuti fangosi prodotti da reazioni a base di calcio nei 

processi di desolforazione dei fumi 

10 01 09 * acido solforico 

10 01 13* ceneri leggere prodotte da idrocarburi emulsionati usati 

come carburante 

10 01 14* ceneri pesanti, scorie e polveri di caldaia prodotte dal 

coincenerimento, contenenti sostanze pericolose 

10 01 15 ceneri pesanti, scorie e polveri di caldaia prodotte dal 

coincenerimento, diverse da quelli di cui alla voce 10 

01 04 14 

10 01 16* *ceneri leggere prodotte dal coincenerimento, 

contenenti sostanze pericolose 

10 01 17 ceneri leggere prodotte dal coincenerimento, diverse 

da quelle di cui alla voce 10 01 16 

10 01 18 * rifiuti prodotti dalla depurazione dei fumi, contenenti 

sostanze pericolose 

10 01 19 rifiuti prodotti dalla depurazione dei fumi, diversi da 

quelli di cui alle voci 10 01 05, 10 01 07 e 10 01 18 

10 01 20* fanghi prodotti dal trattamento in loco degli effluenti, 


10 01 21 fanghi prodotti dal trattamento in loco degli effluenti, 

diversi da quelli di cui alla voce 10 01 20 

10 01 22 * fanghi acquosi da operazioni di pulizia caldaie, 


10 01 23 fanghi acquosi da operazioni di pulizia caldaie, diversi 

da quelli di cui alla voce 10 01 22 

10 01 24 sabbie dei reattori a letto fluidizzato 

10 01 25 rifiuti dell'immagazzinamento e della preparazione del 

combustibile delle centrali termoelettriche a carbone 

10 01 26 rifiuti prodotti dal trattamento delle acque di 

raffreddamento 

10 01 99 rifiuti non specificati altrimenti 

Big bag 

Fusti 

Big bag 

Fusti 

Trattamento 

chimico-fisico 

D9 

D1/ D9 

D1 

Sfuso in cisterna D8/D9 

51


A titolo indicativo si cita l’esempio dell’Enel in italia che, relativamente alle ceneri leggere da 

carbone, a fronte di una produzione di circa 1.146.000 t ha conferito per recupero circa 

1.078.000 t, pari a circa il 94 % (dati anno 2002). 

- Altri tipologie di rifiuti non provenienti da processi termici da combustione comunque 

connessi alle attività dell’impianto 

CER Altri rifiuti prodotti connessi Stoccaggio Recupero/ 

smaltimento 

05 01 03* Morchie depositate sul fondo dei serbatoi Sfuso in scarrabile 

Fusti Big bag 

Trattamento 


D9/ D15 

06 13 02* Carbone attivato esaurito fusti D9 

080317* Toner per stampa esauriti, contenente sostanze 

pericolose 

080318 Toner per stampa esauriti, diversi da quelli di cui alla 

voce 080317 

13 01 13* Altri oli per circuiti idraulici 

13 02 05* Scarti olio minerale per motori e ingranaggi 

Sfuso 

Contenitori di 

carbone 

13 03 01* Oli isolanti e termoconduttori contenenti PCB fusti D15 

13 08 02* Altre emulsioni 

13 07 01* Olio combustibile e carburante diesel Fusti sigillati D15/ D9 

14 06 03* Altri solventi e miscele di solventi 

14 06 01* Clorofluorocarburi 

15 01 01 Imballaggi carta e cartone 

sfuso 

15 01 02 Imballaggi in plastica Big bag 

Fusti 

Cisternette 

15 01 03 Imballaggi in legno Cassone Scarrabile R13 

15 01 04 Imballaggi metallici Scarrabile R13 

15 02 03 Assorbenti, stracci e simili 

15 02 02* Assorbenti, materiali filtranti (inclusi filtri dell’olio non 

specificati altrimenti), stracci e indumenti protettivi, 

contaminati da sostanze pericolose 

Sfuso 

Fusti 

Big bag 

15 01 06 Imballaggi in materiali misti Sfuso/ sfuso in 

scarrabile 

Big bag 

16 02 13* Apparecchiature fuori uso, contenenti componenti 

pericolosi diversi da quelli di cui alle voci 16 02 09 e 16 Sfuso 

02 12 

16 02 14 Apparecchiature fuori uso Sfuso D15 

16 02 16 Componenti rimossi da apparecchiature fuori uso, 

Scarrabile D1 

diversi da quelli di cui alla voce 16 02 15 

D15 

R13 

D9/ D1/D10 

Trattamento 


D1/D15/D9/D 

10 

D14/D15/R13/ 

D1/R5 

R13 

52


CER Altri rifiuti prodotti connessi Stoccaggio Recupero/ 

smaltimento 

16 05 06* 

Sostanze chimiche di laboratorio contenenti o costituite 

da sostanze pericolose, comprese le miscele di Fusti 

D15 

sostanze chimiche di laboratorio 

16 06 01* 

Batterie al piombo esauste 

Sfuso 

Sfuso in scarrabile R13 

Big bag 

16 06 05 Altre batterie ed accumulatori Sfuso/ apposito 

contenitore 

D15/ R13 

16 08 01 

Catalizzatori esauriti contenenti oro, argento, renio, 

Fusti 

R13/R4 

rodio, palladio, iridio e platino (tranne CER 16 08 07*) 

16 08 02* Catalizzatori esauriti contenenti metalli di transizione 

pericolosi o composti di metalli di transizione pericolosi 

17 01 06* 

Miscugli o scorie di cemento, mattoni, mattonelle e 

ceramiche, contenenti sostanze pericolose 

17 01 07 Miscugli o scorie di cemento, mattoni, mattonelle e 

ceramiche, diverse da quelle di cui alla voce 17 01 06 

17 04 01 Rame bronzo ottone 

Fusti 

Fusti 

Big bag 

Scarrabile 

Sfuso 

Scarrabile 

17 04 05 Ferro e acciaio Sfuso 

Big bag 

17 04 07 Metalli misti 

17 04 11 

Cavi, diversi da quelli di cui alla voce 17 0410 

Sfuso 

Sfuso in scarrabile 

Fusti 

D9/D15/R13/ 

R4 

D1 /D9 

D1/D9 

Recupero 

R13/D1/R5 

Recupero 

R13/R5 

17 06 01* Materiali isolanti contenenti amianto Big bag D9/D15 

17 06 03* Altri materiali isolanti contenenti o costituiti da sostanze 

pericolose 

17 06 04 Materiali isolanti 

17 06 05* Materiali da costruzione contenenti amianto 

18 01 03* Rifiuti che devono essere raccolti e smaltiti applicando 

precauzioni particolari per evitare infezioni 

19 08 06* Resine a scambio ionico saturate o esaurite 

19 08 14 Fanghi da altri trattamenti 

Big bag 

Fusti 

Sfuso 

Big bag 

Big bag 

Fusti 

Sfuso 

Contenitori appositi 

Fusti 


19 09 01 Rifiuti solidi prodotti dai processi di filtrazione e vaglio 

primario 

Big bag 

fusti 

19 09 05 Resine a scambio ionico saturate o esaurite Sfuso in scarrabile 

Fusti 

Big bag 

20 01 01 Carta e cartone 


sfuso 

20 01 21* Tubi fluorescenti ed altri rifiuti contenenti mercurio Sfuso 

In cartoni 

20 02 01 Rifiuti biodegradabili 

20 01 27* vernici, inchiostri, adesivi e resine 

20 01 38 Legno, diverso da quello di cui alla voce 17 01 06 

D15/D1/ D9 

discarica e/o 

Trattamento 


D1/D9 

D1 / D9 /D15 

Incenerimento 

D10 

D1/D9/D15 

Smaltimento 

D1 

D1/D9/D15 

R13/R5 

Smaltimento 

D1/D15/ D9 

20 03 04 Fanghi delle fosse settiche Cisternette D8/ D9 

53


8. LA GESTIONE RIFIUTI PRODOTTI 

La gestione dei rifiuti è definita dalla normativa come “la raccolta, il trasporto, il recupero e lo 

smaltimento dei rifiuti, compreso il controllo delle suddette fasi, nonché il controllo delle 

discariche e degli impianti di smaltimento dopo la chiusura“. 

Le modalità di gestione dei rifiuti sono spesso dettate da procedure aziendali in cui vengono 

individuati: 

• gli obiettivi generali dell'azienda in relazione alla gestione dei rifiuti; 

• tutti i soggetti coinvolti (produttori di rifiuti e soggetti incaricati del loro smaltimento) e 

relative responsabilità, 

• le tipologie di rifiuto prodotte internamente al sito, sia dall’azienda che da eventuali 

ditte esterne, quantità di rifiuti 

• la destinazione di tali rifiuti. 

In generale si considera BAT (Best Available Technology) l’adozione di un Sistema di 

Gestione Ambientale (SGA) che contenga efficace elementi di prevenzione, controllo e 

monitoraggio della produzione e gestione dei rifiuti. 

Gli elementi attesi in un SGA efficace: 

• identificazione delle specifiche sorgenti di produzione dei rifiuti generati dalle singole 

attività, processi ed impianti e dei potenziali prevedibili casi incidentali di rilascio di 

prodotti con contaminazione del suolo e delle acque; 

• le tecniche (procedure, modalità e attrezzature) per la prevenzione e riduzione dei 

rifiuti; 

• la preparazione ed attuazione di uno specifico piano di azioni con l’obiettivo di ridurre 

la produzione di rifiuti. 

Di seguito si riportano la procedura di gestione dei rifiuti con particolare riferimenti agli 

elementi costitutivi. 

In Allegato 1 sono riportati gli elementi generali di gestione dei rifiuti in termini di buone 

pratiche e adempimenti di legge. 

8.1 Procedura di gestione dei rifiuti per una centrale termoelettrica 

1. SCOPO 

Scopo della presente procedura è fornire linee-guida alle operazioni eseguite nell’impianto e 

definire e regolamentare le modalità di gestione dei rifiuti prodotti e destinati allo smaltimento 

esterno. 

54


2. APPLICABILITÀ 

La presente procedura viene applicata per la raccolta, il deposito preliminare, il conferimento 

a smaltimento/recupero all’esterno dell’impianto dei rifiuti prodotti dalle attività di gestione 

impianti, manutenzione ed investimenti dell’impianto. 

3. RIFERIMENTI 

Tutti i riferimenti normativi citati nella presente procedura sono riportati nel capitolo 

Inquadramento normativo della Linea Guida. 

4. DEFINIZIONI 

Deşeu: orice substanţă sau orice obiect din categoriile stabilite de lege , de care deţinătorul 

se debarasează, are intenţia sau obligaţia de a se debarasa. 

Deşeuri industriale: deşeurile de producţie ce fac parte din categoriile 03-14 din anexa 2 la 

HG 856/2002 

Deşeuri de producţie: tipurile de deşeuri care se regăsesc la codurile 02-16 şi 19 din anexa 

2 la HG 856/2002 

Deşeuri nepericuloase: deşeuri care nu sunt incluse în categoria deşeurilor periculoase, 

conform definiţiei acestora 

Deşeuri periculoase: deşeurile care se încadrează la categoriile sau tipurile generice de 

deşeuri periculoase, prezentate în anexa nr.I C, şi constituenţii acestor deşeuri, prezentaţi în 

anexa nr.ID, constituenţi care fac ca aceste deşeuri să fie periculoase atunci când au una 

sau mai multe dintre proprietăţile descrise în anexa nr.I E, în conformitate cu prevederile 

OUG 78/2000 privind gestiunea deşeurilor, cu modificările şi completările ulterioare 

Gestionare deşeuri: colectarea, transportul, valorificarea şi eliminarea deşeurilor, inclusiv 

supravegherea acestor operaţii şi îngrijirea zonelor de depozitare după închiderea acestora. 

Colectare: strângerea, sortarea şi/sau amestecarea deşeurilor, în vederea transportării lor. 

Societate autorizata: societate care detine autorizatie de mediu in vederea desfasurarii 

activitatilor de eliminare si/sau valorificare a deseurilor. 

Reciclare : operaţiunea de reprelucrare într-un proces de producţie a deşeurilor pentru 

scopul original sau pentru alte scopuri 

Reutilizare: orice operaţiune prin care un produs care a fost conceput pentru a realiza un 

anumit scop este refolosit pentru acelaşi scop pentru care a fost conceput 

Tratare: totalitatea proceselor fizice, chimice şi biologice care schimbă caracteristicile 

deşeurilor, în scopul reducerii volumului şi caracterului periculos al acestora, facilitând 

manipularea sau valorificarea lor. 

Formular pentru aprobarea transportului de deşeuri periculoase: formular ce aprobă şi 

însoţeşte transportul de deşeuri periculoase generate în cantitate mai mare de 1 tonă/an, 

conform anexei 1 la Ordinul 2/211/118 pentru aprobarea Procedurii de reglementare şi 

control al transportului deşeurilor pe teritoriul României 

Formular de expediţie/de transport: formular: formular ce însoţeşte fiecare transport de 

deşeuri periculoase şi nepericuloase, indiferent de cantitate, conform anexei nr.2 la Ordinul 

2/211/118 pentru aprobarea Procedurii de reglementare şi control al transportului deşeurilor 

pe teritoriul României 

55


Formular de încărcare-descărcare deşeuri: formular ce însoţeşte transportul deşeurilor 

nepericulase destinate eliminării, conform anexei 6 la Ordinul 2/211/118 pentru aprobarea 

Procedurii de reglementare şi control al transportului deşeurilor pe teritoriul României 

Depozit: - un amplasament pentru eliminarea finala a deseurilor prin depozitare pe sol sau 

in subteran, inclusiv; 

- spatii interne de depozitare a deseurilor, adica depozite in care un producator de 

deseuri executa propria eliminare a deseurilor la locul de producere; 

- o suprafata permanent amenajata (adica pentru o perioada de peste un an) pentru 

stocarea temporara a deseurilor, dar exclusiv: 

- instalatii unde deseurile sunt descarcate pentru a permite pregatirea lor in vederea 

efectuarii unui transport ulterior in scopul recuperarii, tratarii sau eliminarii finale in alta parte; 

- stocarea deseurilor inainte de valorificare sau tratare pentru o perioada mai mica de 3 ani, 

ca regula generala, sau stocarea deseurilor inainte de eliminare, pentru o perioada mai mica 

de un an; 

Valorificare: Orice operaţiune menţionată în anexa II B din Legea 27/2007 pentru 

aprobarea OUG 61/2006 pentru modificarea şi completarea OUG 78/2000 privind regimul 

deşeurilor, respectiv: 

R1 Utilizarea în principal drept combustibil sau alte mijloace de generare de energie 

R2 Recuperarea sau regenerarea solvenţilor 

R3 Reciclarea/recuperarea de substanţe organice care nu sunt utilizate ca solvenţi (incluzând 

compostarea şi alte procese de transformare biologică) 

R4 Reciclarea/recuperarea metalelor şi a compuşilor metalici 

R5 Reciclarea/recuperarea altor materiale anorganice 

R6 Regenerarea acizilor sau bazelor 

R7 Valorificarea componentelor folosite pentru reducerea poluării 

R8 Valorificarea componentelor din catalizatori 

R9 Rerafinarea uleiurilor sau alte reutilizări ale acestora 

R10 Tratarea solului cu rezultate benefice pentru agricultură sau reabilitări ecologice 

R11 Utilizarea deşeurilor obţinute din oricare dintre operaţiile numerotate de la R1 la R10 

R12 Schimb de deşeuri în vederea efectuării oricăreia dintre operaţiile numerotate de la R1 la 

R11 

R13 Stocarea de deşeuri înaintea efectuării oricăreia dintre operaţiile numerotate de la R1 la 

R12, excluzând stocarea temporară, până la colectare, la locul de producere. 

Codul CED: codul deşeurilor în conformitate cu Catalogul european al Deşeurilor transpus în 

legislaţia românească prin HG 856/2002 

56


ADR: Acordul european referitor la transportul rutier international al marfurilor periculoase la 

care România a aderat prin Legea nr. 31/1994, aprobată prin Hotarârea Guvernului nr. 

1.374/2000 

Deţinător: producătorul de deşeuri ori persoana fizică sau juridică ce are deşeuri în posesie; 

Producător: orice persoană din a cărui activitate rezultă deşeuri( producător iniţial) şi/sau 

care efectuează operaţiuni de pretratare, de amestecare sau alte operaţiuni care generează 

schimbarea naturii ori a compoziţiei deşeurilor. 

Eliminare: orice operaţiune prevăzută în anexa II A din Legea 27/2007 pentru aprobarea 

OUG 61/2006 pentru modificarea şi completarea OUG 78/2000 privind regimul deşeurilor, 

respectiv: 

D1 Depozitarea pe sol şi în sol (de exemplu, depozite şi altele asemenea) 

D2 Tratarea în contact cu solul (de exemplu, biodegradarea în sol a deşeurilor lichide sau a 

nămolurilor şi altele asemenea) 

D3 Injectarea la adâncime (de exemplu, injectarea deşeurilor pompabile în puţuri, saline sau 

cavităţi naturale şi altele asemenea) 

D4 Reţinerea pe suprafaţă delimitată (de exemplu, deversarea de deşeuri lichide sau de 

nămoluri în batale, iazuri ori lagune şi altele asemenea) 

D5 Depozitarea în depozite special amenajate (de exemplu, dispunerea în celule etanşe 

separate, care sunt acoperite şi izolate unele faţă de celelalte şi faţă de mediu şi altele 

asemenea) 

D6 Evacuarea deşeurilor într-un corp de apă, cu excepţia mărilor/oceanelor 

D7 Evacuarea în mări/oceane, inclusiv introducerea în subsolul marin 

D8 Tratamentul biologic nespecificat la celelalte operaţii din prezenta anexă, din care rezultă 

compuşi sau amestecuri finale care sunt eliminate prin intermediul oricărei operaţii 

numerotate de la D1 la D7 şi de la D9 la D12 

D9 Tratamentul fizico-chimic nespecificat la celelalte operaţii din prezenta anexă, din care 

rezultă compuşi sau amestecuri finale care sunt înlăturate/îndepărtate prin intermediul 

oricărei operaţii numerotate de la D1 la D8 şi de la D10 la D12 (de exemplu, evaporare, 

uscare, calcinare şi altele asemenea) 

D10 Incinerarea pe sol 

D11 Incinerarea pe mare 

D12 Stocarea permanentă (de exemplu, amplasarea de containere într-o mină şi altele 

asemenea) 

D13 Amestecarea/combinarea deşeurilor înainte de a fi supuse oricărei operaţii numerotate 

de la D1 la D12 

57


D14 Reambalarea deşeurilor înainte de a fi supuse oricărei operaţii numerotate de la D1 la 

D13 

D15 Stocarea înaintea oricărei operaţii numerotate de la D1 la D14, excluzând stocarea 

temporară, până la colectare, la locul de producere. 

Model raportare deşeuri pentru instalaţiile IPPC: Dichiarazione annuale per gli impianti 

IPPC delle quantità di rifiuti prodotti, stoccati, smaltiti/recuperati per ogni unità produttiva., 

parte a Raportului Anual de Mediu 

Model raportare deşeuri pentru instalaţiile non-IPPC: raportarea anuală a gestiunii 

deşeurilor pentru instalaţiile non-IPPC 

Evidenţa gestiunii deşeurilor: evidenţa cantităţii de deşeuri generate, stocate temporar, 

tratate, valorificate şi eliminate, în conformitate cu anexa 1 la HG 856/2002. 

5. RESPONSABILITA 

E’ responsabilità di tutto il personale: 

stoccare gli scarti prodotti negli appositi contenitori; 

non miscelare categorie diverse di rifiuti pericolosi nonché rifiuti pericolosi con i rifiuti non 

pericolosi; 

Le postazioni di raccolta devono essere mantenute e/o fatte mantenere in ordine dal 

produttore del rifiuto il quale deve operare affinché il rifiuto rimanga in tale posizione in 

quantità limitate e per il minor tempo possibile. 

Producătorul, prin persoana responsabilă, dovrà verificare che le aree affidate alle ditte 

esterne risultino pulite e prive di rifiuti prima della loro restituzione. 

I rifiuti provenienti dall’impianto a seguito di attività effettuate da appaltatori dovranno essere 

gestiti come rifiuti prodotti dall impianto; sarà cura del gestore del contratto assicurarsi che 

l’appaltatore ottemperi a tutti gli adempimenti previsti. 

Prin decizia conducerii societăţii se stabilesc atribuţiile şi se nominalizează responsabilii 

pentru gestiunea deşeurilor pe fiecare sector de activitate (numit generic “responsabil”), 

precum şi responsabilul pentru protecţia mediului pe societate, din cadrul compartimentului 

cu atribuţii în domeniul protecţiei mediului, în conformitate cu prevederile Ordinului MEC 

nr.175/2005. 

58


6. MODALITA’ OPERATIVE 

6.1. Generalità 

La gestione dei rifiuti di impianto è volta a proteggere l’ambiente minimizzando l’impatto delle 

proprie attività e dei prodotti, massimizzando il recupero/riutilizzo e l’idoneo smaltimento dei 

rifiuti. A tal fine, l’ Impianto promuove la selezione per varie tipologie di materiali direttamente 

sul luogo di produzione del rifiuto. 

6.2. Produzione 

6.2.1. Classificazione dei rifiuti industriali 

La classificazione è la prima indispensabile azione per una corretta gestione dei rifiuti. 

Tutti i rifiuti prodotti devono quindi essere classificati attraverso analisi effettuate da laboratori 

esterni qualificati) o accreditati. 

E recomandat ca I certificati di analisi sono archiviati dal responsabile per un periodo di 5 

anni. 

La classificazione ha come obiettivo l’assegnazione, per ciascun rifiuto, dei seguenti 

parametri: 

Codice del Catalogo Europeo dei Rifiuti (CER) e relativa denominazione e descrizione; 

Stato fisico (uno tra: liquido, solido pulverulento, solido non pulverulento, fangoso 

palabile); 

Eventuale classificazione ai sensi della normativa ADR; 

Eventuale analisi chimica; 

Eventuale verifica della smaltibilità in discarica. 

La pericolosità o meno del rifiuto è conseguente all’assegnazione del codice CER. 

I rifiuti aventi il medesimo codice CER ma differente stato fisico sono considerati differenti tra 

loro. 

Per i rifiuti non contemplati nelle tipologie previste dal processo ordinario per le quali non è 

prevista area di deposito occorre, preventivamente alla loro produzione, attivare i necessari 

mezzi contrattuali per effettuarne lo smaltimento diretto, oppure predisporre un’area 

adeguata per il deposito. 

Nel caso in cui venga prodotto un nuovo tipo di rifiuto occorre individuarne la tipologia 

all’interno di quelle prefissate dalla normativa vigente ricorrendo eventualmente ad analisi 

atte a stabilirne le caratteristiche ed il conseguente codice CER. In questo caso il 

Responsabile în colaborare cu responsabilul pentru protecţia mediului pe societate 

provvederà a prelevare dei campioni e a richiedere ad un laboratorio le analisi necessarie, 

successivamente compilerà la relativa scheda tipo di identificazione del rifiuto modificando se 

necessario la planimetria delle aree di deposito. 

6.2.2. Deposito preliminare 

59


Le attività di deposito preliminare dei rifiuti sono gestite e coordinate dal punto di vista 

operativo secondo quanto previsto nell’ambito delle modalità in corso e dalla legislazione 

vigente. 

I materiali dismessi dalle attività di impianto e destinati allo smaltimento/recupero esterno, 

classificati come rifiuti industriali pericolosi e non pericolosi, vengono stoccati in luogo idoneo. 

Inoltre è buona prassi che venga predisposta una planimetria dove vengono riportati i luoghi 

di deposito temporaneo dei rifiuti prodotti. Tale area è pavimentata ed impermeabilizzata, 

dotata di cordolo sull’intero perimetro, delimitata da recinzione e collegata al circuito fognario 

facente capo all’impianto di trattamento effluenti. Inoltre è buona prassi che ciascun 

raggruppamento di rifiuti omogenei, venga etichettato con il codice CER e la relativa 

descrizione del rifiuto. 

A ciascun rifiuto è associato il riferimento alla planimetria riportante i depositi, il codice CER, 

e la sua tipologia. 

Alla produzione del rifiuto il responsabile nominato per la sezione produttiva effettua le 

operazioni di pesatura o di stima del peso, provvede al loro stoccaggio ed alla segnalazione 

per l’annotazione pe formularele propuse pentru raportare, după caz ( vezi 6.5) del peso del 

rifiuto al responsabile della compilazione dell’evidenza per la gestione dei rifiuti. La 

quantificazione dei rifiuti può avvenire ad esempio attraverso le pesate presso la portineria 

e/o il magazzino. 

Le bilance sono tarate e bollate dall’ufficio competente. 

L’area viene gestita operativamente attraverso le operazioni di raggruppamento, separazione 

e preparazione per il loro successivo invio a recupero/smaltimento verso l’esterno dei rifiuti 

secondo le indicazioni fornite dal responsabile. Nei casi in cui nello stabilimento operano ditte 

terze, il responsabile della ditta provvede a trasmettere settimanalmente e su richiesta al 

responsabile della compilazione dell’evidenza per la gestione dei rifiuti i quantitativi dei 

rifiuti che vengono conferiti nel luogo idoneo. 

I rifiuti gestibili presso la piazzola (luogo idoneo). 

Le varie tipologie di rifiuti sono stoccate all’interno di contenitori idonei al mantenimento degli 

stessi in totale sicurezza ad eccezione di alcune tipologie che vengono depositate a terra in 

aree delimitate. Le caratteristiche dei contenitori vengono definite in funzione del rifiuto che 

devono contenere conformemente alla normativa vigente (in materia di confezionamento e 

trasporto dei rifiuti pericolosi e non), in particolare: 

cassoni metallici fissi o mobili, a garanzia di tenuta stagna e copribili con teli o altre chiusure; 

60


contenitori adeguati conformi alle normative in materia per lo stoccaggio di: batterie esauste, 

oli esausti di motori, trasmissioni ed ingranaggi, filtri dell’olio esaurito, lampade al neon, 

imballaggi di varia natura etc. In particolare per gli oli usati il gestore dovrà effettuare un 

report nel quale viene riportato un bilancio quantitativo degli oli; tale report viene inviato 

semestralmente alla LEPA o a richiesta dell’autorità di controllo. Gli oli usati sono raccolti 

separatamente per categorie. 

fusti metallici completi di coperchio e di sacco interno in polietilene (es. per il 

confezionamento di catalizzatori esausti) e pienamente rispondenti alle normative 

internazionali per il trasporto di materiali pericolosi (ADR); 

contenitori flessibili (big bags) a garanzia di tenuta antipolvere idonee al trasporto di materiali 

pulverulenti. 

Tali contenitori vengono collocati in zone delimitate e possibilmente identificate da apposita 

segnaletica, riportante la descrizione del rifiuto e codice CER. Sui singoli contenitori di rifiuti 

pericolosi sottoposti a normativa ADR sono apposte in posizione ben visibile le etichette 

previste dalla normativa. 

6.2.3. Rifiuti destinati a smaltimento esterno diretto 

Alcune tipologie di rifiuto, di cui ne è autorizzato lo stoccaggio preliminare in luogo idoneo, 

sono direttamente raccolti nei punti di produzione ed immediatamente inviati, previa 

caratterizzazione, a smaltimento esterno senza stoccaggio preliminare. Tali attività vengono 

affidate a ditte terze autorizzate e opportunamente selezionate. 

6.2.4. Rifiuti destinati a recupero metalli 

Le ceneri costituite da ossidi metallici che provengono dalla sezione di rigenerazione 

catalizzatore / recupero metalli possono essere inviate, utilizzando il relativo codice CER, a 

impianti idonei per il recupero dei metalli in esse contenuti. Le ceneri possono essere 

insaccate in big bags direttamente in impianto e successivamente stoccate in un apposito 

container prima di essere inviate alle operazioni di recupero metalli. 

6.2.5. Rifiuti urbani e assimilabili 

I rifiuti urbani d’origine non industriale prodotti nelle aree esterne e fiscali dell’impianto 

(mensa, bar, parcheggio autovetture, ecc.), comprese le batterie esauste e medicinali 

scaduti, sono essere raccolti da Ditta Esterna e confluiscono direttamente nei cassonetti dei 

rifiuti urbani posti all’esterno dell’impianto, per essere destinati al destinatario finale. 

61


6.3. Produzione Occasionale/Eccezionale 

Qualora un’unità di impianto produca un rifiuto non compreso nella produzione abituale, deve 

informare il responsabile il quale provvederà alla classificazione dello stesso e definirà le 

azioni da intraprendere per il corretto smaltimento in funzione della classificazione CER 

adottata. 

6.3.1. Produzione di rifiuti provenienti da scavi, costruzioni e demolizioni 

I fornitori di servizi che operano all’interno del sito che devono effettuare scavi, costruzioni e 

demolizioni dovranno operare secondo specifiche modalità ed in accordo con appositi 

contratti che definiscano anche le modalità e le responsabilità della produzione e del 

smaltimento di rifiuti. 

6.4. Punti di raccolta 

In varie aree dell’impianto possono essere dislocati dei punti di raccolta per la 

differenziazione sul luogo di produzione dei materiali specifici, quali per esempio: 

cassoni raccolta vetro, presso eventuali laboratori, 

contenitori raccolta toner e cartucce stampanti esaurite, presso gli Uffici delle varie Unità, 

cestini raccolta carta, presso gli Uffici delle varie Unità, 

cestini raccolta carta/cartone ed alluminio, presso postazioni in aree varie di impianto, 

cassoni raccolta rottami ferrosi ed eterogenei (legno, stracci, plastica, etc.) nelle aree di 

impianto, 

contenitori raccolta oli esausti in prossimità degli impianti di maggior produzione del rifiuto. 

Tutto il personale operante in impianto provvede all’accumulo dei suddetti materiali negli 

appositi contenitori, i quali vengono successivamente trasferiti o al deposito preliminare 

dell’impianto dai responsabili di ciascun settore di impianto o valorizzati/smaltiti direttamente. 

6.5 Evidenţa gestiunii deşeurilor 

Evidenţa centralizată a gestiunii deşeurilor este realizată de responsabilul de protecţia 

mediului pe societate, în conformitate cu prevederile HG 856/2002 , pe baza datelor colectate 

de la responsabili, astfel: 

- Responsabilul nominalizat pe fiecare sector,( vezi cap.5) raportează lunar responsabilului 

pentru protecţia mediului pe societate, date privind tipurile de deşeuri generate în sectorul de 

care răspunde, cantităţile de deşeuri generate precum şi modalitatea de gestionare a 

acestora (livrată către depozitul temporar/definitiv intern, eliminare externă directă, rămasă 

pe stoc, valorificată). În cazul în care deşeurile sunt destinate eliminării directe sau 

62


valorificării, se va consemna agentul economic care a efectuat operaţia de 

eliminare/valorificare. Formularul propus pentru raportare este în anexa 6. 

- Responsabilii depozitelor temporare/ definitive interne raportează lunar responsabilului 

pentru protecţia mediului pe societate, date privind tipul şi cantităţile de deşeuri stocate, tipul 

de stocare, cantităţile de deşeuri tratate, modul de tratare, cantităţi de deşeuri 

valorificate/eliminate şi firma prin care s-a realizat valorificarea/eliminarea. Formularul propus 

pentru raportare este în anexa 7. 

În baza datelor primite de la responsabilii de sector şi de la responsabilii de depozite 

temporare, responsabilul de mediu pe societate întocmeşte evidenţa gestiunii deşeurilor 

pentru fiecare tip de deşeu, conform anexei 1 la HG 856/2002, completând pentru fiecare 

deşeu codul conform CED precum şi capitolele 1÷ 4. Formularele privind evidenţa 

centralizată a gestiunii deşeurilor sunt prezentate în anexa 8. 

Datele centralizate anual de către responsabilul de mediu pe societate, privind evidenţa 

gestiunii deşeurilor, se transmit agenţiei judeţene/regionale pentru protecţia mediului, la 

cererea acestora( vezi 6.8) 

Este recomandabil ca datele raportate să fie păstrate de către societate pentru o perioadă de 

minimum 3 ani. 

6.6. Trasporto e Smaltimento 

L’individuazione e la gestione dei fornitori idonei al trasporto e smaltimento dei rifiuti prodotti 

dall’Impianto avviene a cura del responsabile de mediu pe societate interno sulla base dei 

requisiti stabiliti dall’organizzazione. 

Prima della conferma di ordine per l’incarico di trasporto e/o smaltimento al livello 

contrattuale, è compito del responsabile de mediu pe societate accertarsi della validità di 

tutte le autorizzazioni previste dalla legislazione vigente. Tali autorizzazioni sono conservate 

dal responsabile. 

Il responsabile de mediu pe societate provvede alla preparazione della documentazione 

prevista dalla legislazione vigente (formularele de transport). 

In caso di confezionamento e trasporto di rifiuti, secondo quanto definito dalle norme ADR, è 

previsto che gli stessi siano classificati, imballati ed etichettati in conformità alle norme vigenti 

ADR; 

6.7. Formularele de transport 

Formularele care însoţesc transportul deşeurilor sunt:conform anexelor 1,2 si 6 din Ordinul 

2/211/118 pentru aprobarea Procedurii de reglementare şi control al transportului deşeurilor 

pe teritoriul României, modificat şi completat cu Ordinul 986/2188/821/2006. 

63


- Formular pentru aprobarea transportului de deşeuri periculoase 

- Formular de expediţie/de transport 

- Formular de încărcare-descărcare deşeuri 

Transportul deşeurilor periculoase care sunt generate într-o cantitate mai mare de 1 

tona/an din aceeaşi categorie de deşeuri , se efectuează de la expeditor (producător sau 

deţinător) către destinatar 

(valorificator sau eliminator) respectându-se urmatoarele prevederi: 

Producătorul, prin grija responsabilului de mediu pe societate, completează şi transmite spre 

aprobare: 

1.Formularul pentru aprobarea transportului de deşeuri periculoase 

2.Formularul de expediţie/transport 

1. Formularul pentru aprobarea transportului de deşeuri periculoase, după completare de 

către producător, se transmite destinatarului care semnează şi ştampilează documentul, 

dacă acceptă efectuarea transportului. Formularul este apoi înnaintat Agenţiei judeţene 

pentru protecţia mediului sub jurisdicţia căreia se află instalaţia de valorificare/eliminare.APM 

aprobă efectuarea transportului prin semnarea şi ştampilarea documentului, dacă este de 

acord cu operaţiile de valorificare/eliminare aplicate deşeurilor periculoase de către 

destinatar. 

Producătorul stabileşte împreună cu transportator ruta de transport a deşurilor periculoase şi 

o înscrie în formularul pentru aprobarea transportului. 

Producătorul înnaintează formularul completat, inspectoratului de protecţie civilă sub a cărui 

jurisdicţie se află producătorul, pentru avizarea rutei transportului de deşeuri periculoase. 

Formularul pentru aprobarea transportului de deşeuri se întocmeşte în 5 exemplare şi se 

îndosariază astfel: 

un exemplar la expeditor; 

un exemplar la destinatar; 

un exemplar la transportator; 

un exemplar la APM care a dat aprobarea pentru efectuarea transportului 

un exemplar la inspectoratul de protecţie civilă judeţean sub a cărui jurisdicţie se 

află producătorul 

Aprobarea pentru efectuarea transportului poate fi : 

simplă, dată pentru o singură categorie de deşeuri periculoase şi un singur 

transport - generală - pentru o anumită categorie de deşeuri şi pentru mai 

multe transporturi efectuate într-un interval de maxim 2 ani. 

64


Formularul de expediţie/transport este completat de producător cu următoarele date: 

- denumirea deşeurilor, codificate conform CED 

- precizarea clară că transportul se referă la deşeuri periculoase generate într-o cantitate mai 

mare 1 tona/an ; 

- nr. formularului de aprobare a transportului 

- cantitatea de deşeuri transportată 

- data preluării deşeurilor de către transportator 

- tipul mijlocului de transport 

- numărul de ambalaje expediate 

Transportatorul semnează şi ştampilează formularul, la primirea deseurilor periculoase. 

Destinatarul semnează la primirea deşeurilor formularul de expeditie confirmând acceptarea 

deşeurilor 

Destinatarul are obligaţia de a preleva o probă din fiecare transport de deşeuri periculoase pe 

care o păstrează cel putin trei luni. 

Formularul de expeditie se semnează de catre destinatar după efectuarea operaţiilor de 

valorificare/eliminare , menţionând că a fost efectuată în conformitate cu legislaţia în vigoare 

şi trimite o copie APM -ului sub a cărei jurisdicţie se află . 

Formularele de expediţie/transport se întocmesc în 5 exemplare şi se îndosariază la fel ca 

formularele pentru aprobarea transportului de deşeuri. 

Când se realizează transporturi de deşeuri periculoase din aceeaşi categorie către acelaşi 

destinatar , urmând aceeaşi ruta de transport stabilită în aprobarea generală cu o frecventă 

mai mare de un transport pe lună , formularele de expediţie/de transport se îndosariază 

numai la expeditor şi destinatar . In acest caz expeditorul are obligaţia de a anunţa cu minim 

48 ore înaintea efectuării transportului Inspectoratul de Protecţie Civilă sub jurisdicţia căruia 

se află; 

Transportul deşeurilor periculoase care se generează într-o cantitate mai mică de 1 

t/an din acceaşi categorie de deşeuri se efectuează astfel : 

• se completează numai formularul de expediţie/de transport 

• îndosarierea formularului la producătorul de deşeuri şi la destinatarul deşeurilor 

periculoase 

• prezentarea formularelor organelor de control 

Transportul deşeurilor nepericuloase destinate eliminării de la producător la destinatar 

se face şi se controlează pe baza formularului de expediţie/transport şi a formularului de 

încărcare-descărcare deşeuri. 

65


Formularul de expeditie/ transport se completează şi se semnează de către producătorul, 

transportatorul şi destinatarul deşeurilor nepericuloase. 

Formularul de încărcare-descărcare deşeuri se completează de către producător în 3 

exemplare originale, unul pentru expeditor, unul pentru operatorul de transport şi unul pentru 

destinatar. Fiecare transport trebuie să fie însoţit de un formular de încărcare-descărcare 

deşeuri. 

Formularul de încărcare-descărcare deşeuri este înregistrat într-un registru securizat, înseriat 

şi numerotat pe fiecare pagină. 

Transportul deşeurilor nepericuloase destinate operaţiilor de sortare, tratare, 

valorificare şi compostare se efectuează pe baza formularului de expediţie/de transport 

completat şi semnat de către producătorul, transportatorul şi destinatarul deşeurilor 

nepericuloase. 

Formularul de încărcare-descărcare deşeuri şi formularul de expediţie/de transport se 

îndosariază o copie la expeditorul deşeurilor şi o copie la destinatarul acestora. 

Formularul de încărcare-descărcare deşeuri şi formularul de expediţie/de transport se 

prezintă de către expeditor sau destinatar la solicitarea organelor abilitate conform legii să 

efectueze controlul asupra gestionării deşeurilor. 

6.8 Model de raportare a gestiunii deşeurilor 

În cazul instalaţiilor IPPC, producătorul, prin persoana responsabilă, are obligaţia de a 

depune la autoritatea regională de mediu situaţia privind gestiunea deşeurilor generate pe 

amplasament, parte a raportului anual de mediu( RAM).Modelul propus, parte a RAM este în 

anexa 9. 

În cazul instalaţiilor non-IPPC, situaţia privind gestiunea deşeurilor generate pe amplasament 

se face pe datelor din “Evidenţa gestiunii deşeurilor”, eventual folosind modelul propus în 

anexa 10. 

7. CONSERVAZIONE DELLA DOCUMENTAZIONE. 

I documenti riportanti i risultati delle attività effettuate, escluso quanto diversamente 

specificato nei precedenti paragrafi, sono conservati presso l’archivio a cura del 

responsabile. 

8. ALLEGATI DELLA PROCEDURA 

1 Individuazione del deposito temporaneo rifiuti e del deposito preliminare nella 

Planimetria dell’impianto 

2 Elenco dei codici CER applicabili all’interno dell’impianto 

3 Scheda tipo per identificazione del rifiuto 

66


4 Scheda ADR (esempio) 

5 Fac simile del contratto con la Ditta per il trasporto//recupero/smaltimento 

6 Formular raportare responsabil 

7 Formular raportare depozit temporar/definitiv intern 

8 Evidenţa gestiunii deşeurilor 

9 Gestiune deşeuri, parte RAM, pentru IPPC 

10 Model raportare anuală deşeuri, pentru non-IPPC 

67

PHARE TWINNING PROJECT RO2004/IB/EN-07 GUIDELINES ON INDUSTRIAL - THERMOELECTRIC PLANTS 

XX 

8.2 Allegati alla procedura di gestione dei rifiuti prodotti da centrali 

termoelettriche 

ALLEGATO 1: Individuazione del deposito temporaneo rifiuti e del deposito 

preliminare nella Planimetria dell’impianto 

68


XX 

ALLEGATO 2: Elenco dei codici CER applicabili all’interno dell’impianto 

Si rimanda all’elenco dei rifiuti nel capitolo 7. 

69


XX 

ALLEGATO 3: Scheda tipo di identificazione dei rifiuti 

Si raccomanda di allegare il rapporto di prova con le analisi di caratterizzazione del 

rifiuto. 

70


XX 

ALLEGATO 4 : Scheda esempio di rifiuto con trasporto in ADR 

71


XX 

ALLEGATO 5: Fac simile della Ditta aggiudicataria del contratto di 

trasporto/recupero/smaltimento 

Ditta aggiudicataria del contratto _______________del __________ 

Codice CER ________ 

Vi confermiamo che a oggi_______l’autorizzazione n.____________del _________ 

Relativa all’impianto di smaltimento________________________________________ 

Non ha subito provvedimenti sospensivi. 

Il codice da attribuire al rifiuto ai sensi di anexa IIA o anexa IIB din Legea 27/2007 è il 

seguente R______ D_____ 

Il trasportatore interessato è _____________________________ 

e non ha subito provvedimenti sospensivi. 

Il mezzo che effettuerà il ritiro presso il Vs. impianto è________________________ 

Targa_______________________ 

Autorizzato per il codice CER ____________da voi richiesto in data_____________ 

72


ALLEGATO 6: Formular raportare pentru responsabilul de sector 

Anul.................... 

Secţia................... 

Luna.................... 

Tip 

deşeu 

Stoc 

anterior 

Cantitate 

generată 

(tone) 

Depozit 

temporar 

Depozit 

definitiv 

intern 

Valorificare 

externă/ 

valorificare 

internă 

Din care 

Societatea 

prin care 

s-a făcut 

valorificarea 

Eliminare 

externă 

directă 

Societatea 

prin care 

s-a făcut 

eliminarea 

Rămasă 

pe stoc 

73


ALLEGATO 7: Formular raportare pentru responsabilul de depozit temporar/ definitiv intern 

Anul.................... 

Luna.................... 

Depozit ........................ 

Tip 

deşeu 

Secţia 

generatoa 

re 

Cantitate 

(tone) 

Stoc 

anterior 

(tone) 

Stocare Tratare Valorificare Eliminare 

Tip 1 Cantitate Mod 2 Cantitate 

Cantitate 

(tone) 

(tone) 

(tone) 

Cantitate 

(tone) 

( 3+4) 

Firma 

prin care 

s-a 

realizat 

valorifica 

rea 

Firma 

prin care 

s-a 

realizat 

eliminarea 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 

Stoc 

final 

(tone) 

NOTA: 

1) Tipul de stocare: 

RM - recipient metalic 

RP - recipient de plastic 

BZ - bazin decantor 

CT - container transportabil 

CF - container fix 

S - saci 

PD - platforma de deshidratare 

VN - in vrac, neacoperit 

VA - in vrac, incinta acoperita 

RL - recipient din lemn 

A - altele 

2) Modul de tratare: 

TM - tratare mecanica 

TC - tratare chimica 

TMC - tratare mecano-chimica 

TB - tratare biochimica 

D - deshidratare 

TT - tratare termica 

A – altele 

74


ALLEGATO 8: Evidenta gestiunii deseurilor 

Agentul economic ... 

Anul ... 

Tipul de deseu ... ......cod ........ (conform codificarii din CED) 

Starea fizica ........... 

Unitatea de masura ... 

CAPITOLUL 1 - Generarea deseurilor 

Nr. 

Luna 

1 Ianuarie 

2 Februarie 

3 Martie 

4 Aprilie 

5 Mai 

6 Iunie 

7 Iulie 

8 August 

9 Septembrie 

10 Octombrie 

11 Noiembrie 

12 Decembrie 

TOTAL AN 

Generate 

Cantitatea de deseuri 

din care: 

valorificata eliminata final ramasa in stoc 

CAPITOLUL 2 - Stocarea provizorie, tratarea si transportul deseurilor 

Stocare Tratare Transport 

Nr. crt. Luna Sectia Cantitatea Tipul1) Cantitatea Modul2) Scopul3) Mijlocul4) Destinatia5) 

ianuarie 

februarie 

martie 

aprilie 

mai 

iunie 

iulie 

august 

septembrie 

octombrie 

noiembrie 

decembrie 

TOTAL 

NOTA: 

1) Tipul de stocare: 

RM - recipient metalic 

RP - recipient de plastic 

BZ - bazin decantor 

CT - container transportabil 

CF - container fix 

S - saci 

PD - platforma de deshidratare 

VN - in vrac, neacoperit 

VA - in vrac, incinta acoperita 

RL - recipient din lemn 

A - altele 

2) Modul de tratare: 

TM - tratare mecanica 

TC - tratare chimica 

TMC - tratare mecano-chimica 

TB - tratare biochimica 

D - deshidratare 

TT - tratare termica 

A - altele 

3) Scopul tratarii: 

V - pentru valorificare 

E - in vederea eliminarii 

4) Mijlocul de transport: 

AS - autospeciale 

AN - auto nespecial 

H - transport hidraulic 

CF - cale ferata 

A - altele 

5) Destinatia: 

DO - depozitul de gunoi al orasului/comunei 

HP - halda proprie 

HC - halda industriala comuna 

I - incinerarea in scopul eliminarii 

Vr - valorificare prin agenti economici autorizati 

P - utilizare materiala sau energetica in propria 

intreprindere 

Ve - valorificare energetica prin agenti economici autorizati 

A - altele 

75


CAPITOLUL 3 - Valorificarea deseurilor 

Nr. Luna Cantitatea de deseu 

valorificata 

1 Ianuarie 

2 Februarie 

3 Martie 

4 Aprilie 

5 Mai 

6 Iunie 

7 Iulie 

8 August 

9 Septembrie 

10 Octombrie 

11 Noiembrie 

12 Decembrie 

TOTAL AN 

CAPITOLUL 4 - Eliminarea deseurilor 

Nr. Luna Cantitatea de deseu 

eliminata 

1 Ianuarie 

2 Februarie 

3 Martie 

4 Aprilie 

5 Mai 

6 Iunie 

7 Iulie 

8 August 

9 Septembrie 

10 Octombrie 

11 Noiembrie 

12 Decembrie 

TOTAL AN 

Operatia de valorificare, conform Anexei IIB din legea 426/2001, cu 

modificările şi completările ulterioare 

Operatia de eliminare conform Anexei IIA din Legea 426/2001, cu 

modificările şi completările ulterioare 

Agentul economic care efectueaza 

operatia de valorificare 

Agentul economic care efectueaza 

operatia de eliminare 

76


ALLEGATO 9: Gestiune deşeuri, parte RAM, pentru IPPC 

Cantitatea (t/an) 

Descrierea deşeului 

Codul de 

Eliminare/ 

Recuperare 

DESEURI 

Locaţia 

Eliminării/ 

Recuperării 

Numele contractantului de 

eliminare/ recuperare a deşeurilor 

ANEXA 10: Model raportare anuală deşeuri, pentru non-IPPC 

Denumirea societăţii: 

Adresă, telefon, fax 

77


Persoana de contact: 

Activitate principală: 

Cod CAEN activitate principală: 

Denumire 

deşeu 

Cod 

deşeu (1) Stoc la 

începutul 

anului 

(tone) 

Cantitate 

generată 

(tone) 

Cantitate 

(tone) 

Valorificare Eliminare Stoc la sfârşitul 

anului( tone) 

Agentul 

economic 

care 

efectueaza 

operatia de 

valorificare 

Cod 

valorificare (2) 

Cantitate 

(tone) 

Agentul 

economic 

care 

efectueaza 

operatia de 

eliminare 

Cod 

eliminare 

(3) 

Cantitate 

( tone) 

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 

Tip 

de 

stoca 

re 

A 

sau 

B (4) 

1) 

se înscrie codul conform HG 856/2002 privind evidenţa gestiunii deşeurilor şi pentru aprobarea listei cuprinzând deşeurile, inclusiv deşeurile 

periculoase 

2) 

se înscrie operatia de valorificare, conform Anexei IIB din Legea 27/2007 pentru aprobarea OUG 61/2006 pentru modificarea şi completarea 

OUG 78/2000 privind regimul deşeurilor 

3) 

se înscrie operatia de eliminare conform Anexei IIA din Legea 27/2007 pentru aprobarea OUG 61/2006 pentru modificarea şi completarea OUG 

78/2000 privind regimul deşeurilor 

4) A- cantitatea este cântărită; B- cantitatea este estimată 

Notă: pentru nămoluri, cantitatea se raportează în tone de substanţă uscată(SU) ţinând cont de umiditatea nămolului. 

Corelaţie: col.3+col.4 = col.5+ col.6 + col 11 

78


9. TECNICHE E TECNOLOGIE PER LA RIDUZIONE ED IL TRATTAMENTO DEI 

RIFIUTI NEGLI IMPIANTI DI COMBUSTIONE 

In questa sezione sono fornite le informazioni riguardo le migliori tecniche adottate piu diffusamente negli 

impianti di combustione per minimizzare la produzione dei rifiuti. 

Utilizzo di un combustibile a basso contenuto di zolfo 

Il passaggio ad un combustibile a basso contenuto di zolfo può ridurre le emissioni di SO 2 in maniera 

significativa. La possibilità di attuare questa misura dipende dalla disponibilità del combustibile e dal tipo di 

impianto di combustione. 

Poiché l’applicazione di tale misura potrebbe influenzare anche pesantemente la politica aziendale di 

approvvigionamento dei combustibili, la quale peraltro risulta strategica per le aziende, si ritiene di dover 

considerare tale misura come applicabile con molta discrezionalità. 

La riduzione delle emissioni in quinanti in atmosfera e strettamente connessa con la produzione dei rifiuti 

pertanto di seguito vengono riportate sinteticamente alcune tecniche la cui applicazione generano i rifiuti. 

Si riporta di seguito in tabella alcune tecniche per la movimentazione, la riduzione ed il riutilizzo dei residui 

di combustione. 

Tabella: Tecniche per la movimentazione, la riduzione ed il riutilizzo dei residui di combustione 

Tecnica Vantaggi Ambientali Applicabilità Esperienza 

Stoccaggio, trasporto e movimentazione delle ceneri 

Nuovi impianti 

Impianti 

esistenti 

operativa 

Stoccaggio separato di 

scorie e ceneri leggere 

Stoccaggio in silos 

chiusi 

Maggiore flessibilità per il 

riutilizzo delle differenti 

frazioni di ceneri 

Riduzione delle emissioni 

diffuse di polveri 

Possibile Possibile Alta 


Trasporto in “big bags” 

o autocarri -silos 

Riduzione delle emissioni 

diffuse di polveri 

Riutilizzo delle ceneri da combustione di biomasse 


Impiego delle ceneri 

con ridotti quantitativi di 

impurità come 

fertilizzante 

Riutilizzo dei residui di 

combustione 


79


Combustion residues (introduction) 

A lot of attention has already been paid by industry to the utilisation of combustion residues and byproducts, 

instead of just depositing them in landfills. 

Utilisation and re-use is, therefore, the best available option and is a priority. There are tens of different 

utilisation possibilities for different by-products. Each different utilisation option has different specific criteria 

for the quality of ash it needs. It is impossible to cover all of these criteria. The quality criteria are usually 

connected to the structural properties of the ash and the content of any harmful substances, such as the 

amount of unburned coal in the ash, the solubility of heavy metals, etc. 

The carbon rich ash can be recovered from ash streams. This produces a carbon rich ash that can be 

recycled to the boiler to recover the energy in the carbon and a lower carbon ash stream that is less 

restricted in terms of options for beneficial re-use. 

The end-product of the wet scrubbing technique is gypsum, which is a commercial product for the plant. It 

can be sold and used instead of natural gypsum. FGD sludges can be integrated in an FGD process byproduct 

(gypsum) in the limits allowed. The sludges can be re-injected into the furnace when FGD and 

SCR techniques are applied. Practically most of the gypsum produced in power plants is utilised in the 

plasterboard industry. The purity of gypsum limits the amount of limestone that can be fed into the process. 

The end-product of semi-dry desulphurisation processes is used in different construction purposes instead 

of natural minerals, such as in road construction, for earthworks of composting and storage fields, for the 

filling of mine pits, and for excavation dams in watertight construction. 

Water and waste water treatment from coal and lignite 

A variety of waste water types is generated by operating coal- and lignite-fired combustion plants. The 

techniques for waste water treatment are applied to a large extent for the purification of waste water from 

coal- and lignite-fired plants. 

Managing the run-off water from coal yards, slag piles and by-product storage needs special attention. 

Before discharging surplus water it must be safeguarded by treatment and monitoring so that the 

applicable pollution limits are met. Dilution by fresh water to meet the limits is not acceptable. 

Combustion residues and by-products treatment (Coal) 

When coal is burned, most of the mineral matter is captured and removed as solid material at various 

places in the system, such as at coal mills, at the bottom of the boiler, in the economiser flue-gas cleaning 

system and in the stack. Bottom ash is recovered from all types of coal- and lignite-fired combustion 

plants, although the percentage of total ash it accounts for varies. 

80


Because of the recycling of fly ash in wet bottom boilers, 100 % is recovered as slag tap granulate. Only 

when a certain amount of unburned fuel remains in the fly ash, is it recovered separately and stored in a 

special silo. With circulating fluidised bed combustion, a cyclone precipitator returns most of the ash to the 

furnace, where it agglomerates to bed material and is recovered as bottom ash. 

With lime/limestone based wet FGD systems, gypsum is recovered with a definite crystalline structure. This 

is necessary to separate gypsum from smaller undissolved limestone particulates and to dry the recovered 

gypsum. Too small particulates increase the humidity of this byproduct, normally by about 10 %. When this 

by-product is washed, a high quality marketable product (comparable or better than natural gypsum) can 

be achieved, with only trace impurities giving any indications of the fuel from which it is derived. In most 

cases, gypsum is collected and stored in closed stockpiles. In some plants, gypsum is dried further down 

from 10 to 4 %, or even down to 1 %, to reduce transport costs and to increase the consumption quality. 

In cases where there is no market potential for gypsum, FGD gypsum is landfilled in a controlled manner in 

the same way as the fly ash and wet ash. Separate landfilling of either by product is possible, but it has 

been found that mixing FGD gypsum with fly ash and FGD waste water produces a mixture, often called 

‘stabilizate’, which has better landfill properties than that of each component alone. 

These properties are: mechanical strength, permeability, and leachability. 

The most usual management of the residues and by-products from lignite combustion, is as landfill for the 

restoration of exhausted open-cast lignite mines. 

Fly ash is, also, very often used as a material for strengthening the overburdened slopes during the 

exploitation of lignite mines. 

‘Stabilizate’ performs well, because it combines the pozzolanic properties of the fly ash, as well as its 

potential for binding heavy metals and trace elements, with the properties of gypsum. No adverse 

environmental impacts are observed from the controlled landfills of LCP solid byproducts. 

In general, combustion residues and by-products such as ashes and FGD by-products are collected at 

various points such as the boiler, de-dusting hoppers, ESPs, fabric filters and FGD plants. These materials 

are transported by means of hydraulic or mechanical devices and stored in closed silos or in especially 

designed storage buildings, like those used for the storage of gypsum from the FGD plant. 

Table follow shows a summary of the possible re-use options of the residues and by-products from coalfired 

power plants. It has to be determined on a case-to case basis, which possibility should be carried out. 

81


82


Combustion residues and by-products (from coal and lignite) 

Large quantities of mineral substances are produced in every power plant. For a 750 MWe power plant 

burning one million tonnes of coal with an ash content of, e.g. 10 % and a sulphur content of, e.g. 1 %, 

some 154000 tonnes of coal combustion products (CCPs) are yielded annually. Currently, nearly 500 

million tonnes of coal ashes (bottom ash and fly ash) are being produced per year worldwide. In many 

countries there is major concern about the heavy metal content of these residues, which adversely affect 

soil quality. 

Gypsum: 

• main component: calcium sulphate-dihydrate, can contain fly ash and comparable higher 

concentrations of Hg and Se 

• critical parameters for use in the construction industry: crystal size, crystallisation and water 

content. 

Fly ash: contains the largest part of condensed heavy metal: 

• critical parameters for use in concrete: ignition loss, Cl, free CaO; 

• critical parameters for use in cement: physical, chemical, mechanical parameters of cement are 

regulated (EN-197-1): ignition loss, sulphates, Cl. 

Bottom ash: low heavy metal content; use in the brick and cement industry 

Residue from spray dry absorption: mixture of gypsum, calcium-sulphite and fly ash; the major part is 

landfilled or used as a sealing material for landfills 

83


The amount of CCPs produced in the EU-15 power plants totals 55 million tonnes. The follow Figure shows 

the shares of the different CCPs produced in 1999. Almost 70 % of the total CCPs are yielded as fly ash. 

All combustion residues add up to 85.1 % and FGD residues up to 13.9 % by mass. 

Most of the CCPs produced were used in the building industry, in civil engineering, and as construction 

materials in underground mining (55.3 %) or for the restoration of open cast mines, quarries and pits (33.2 

%). In 1999, only 2.2 % were temporarily stockpiled for future use and 9.3 % were disposed of (Figure 

4.47). 

CCP utilisation varies between Member States, since climate, taxes and the legal situations also vary. In 

some EU-15 countries the utilisation rate for CCPs is nearly 100 %, whereas in other countries the 

utilisation rate will not exceed 10 % due to existing unfavourable conditions, such as heavy metal content, 

loss of ignition, free and total Ca content, Cl, etc. 

The utilisation of desulphurisation products also varies within the EU. In some countries, spray dry 

absorption (SDA) products are utilised in the construction industry and as fertiliser, in other countries it is 

disposed of. The FGD gypsum is utilised for the production of plasterboards and self-levelling floor 

84


screeds, as well as a retarder for cement. The observed development in utilisation rates is caused by a 

general acceptance of the materials as products. This improvement has been achieved by research 

activities, practical experience and by marketing efforts. 

The rates for utilisation and disposal of different CCPs in 1999 are shown in Figure. In 1999, as much as 

45 to 48 % of the combustion residues were utilised in the construction industry and in underground 

mining, 37 to 41 % in the restoration of open cast mines, quarries and pits, up to 2 % were stockpiled, and 

between 10 and 15 % were disposed of. 

Nearly 86 % of both SDA product and FGD gypsum were utilised in the construction industry and in 

underground mining. For the restoration of open cast mines, quarries and pits 11 % of the SDA product 

and nearly 6 % of FGD gypsum were used, and nearly 6 % of the FGD gypsum is stored in temporary 

stockpiles for future use. Only very small amounts of the CCPs had to be disposed of [90, ECOBA v. Berg, 

1999]. 

85


An overview of the different fields of utilisation of the individual CCPs is given in follow figure. 

86


Handling of combustion residues and by-products biomass 

A peat-fired power plant produces ash and products from limestone injection. Most of the ash is fly ash 

from the flue-gas cleaning system (electrostatic precipitators or fabric filters). Some 10 – 20 % of the total 

ash amount is bottom ash on the bottom of the boiler. These materials can be used or disposed of. 

Nowadays peat is seldom fired alone, but is usually fired together with other fuels, such as wood. 

Therefore, in most cases mixed ash is produced. The properties of such mixed ash are different from those 

of peat ash and, therefore, the utilisation opportunities are slightly different. 

87


Combustion of biomass and other plant residues 

Properties of biomass and peat ashes The mineral content of peat ash is very similar to the constituents of 

sandy soil. Due to the limestone base on which the bogs were formed, peat ash typically contains 25 – 55 

% CaO when used as a fuel. The combustion technique applied has an effect on the character of ash 

produced, although the quality of peat is the determining factor. 

Peat ash is formed from mineral matter in peat. The bottom ash from fluidised bed combustion also 

contains bed sand from the combustion chamber. 

Peat fly ash is a fine powder consisting mainly of particles of variable silica, alumina and iron oxide (65 – 

75 %). Other major species are compounds of the alkali and earth alkali metals (10 – 55 %) and unburned 

peat particles (0 – 5 %). Due to the limestone base underlying the peat bogs, peat ash in Ireland typically 

contains 25 – 55 % CaO. The fly ash also contains trace elements, i.e. metals. 

Peat ash can be used as a raw material and an additive in the construction and building material industry 

and, e.g. as a road construction material. 

It may also be used in sewage treatment. The geotechnical properties and mineral constituent of ash have 

to be investigated on a case-by-case basis before commercial use. 

The co-combustion of wood and peat results in a slightly different composition of ash, which makes it more 

difficult to use it as construction material. 

In the stabilisation of mineral aggregate and in concrete, peat fly ash can be utilised to replace either the 

finest aggregate material or part of the cement. 

Ash from a peat-fired power plant can be transported, e.g. to bog areas. Disposal of ash on cutaway bogs 

is environmentally acceptable and also economically sensible. In some countries, ash must be disposed of 

to controlled landfills, but even then the quality of the ash must have first been tested (e.g. solubility testing) 

and later, environmental monitoring of the landfill site must be carried out. 

Environmental and health aspects are taken into account in site planning. As far as landfilling is concerned, 

peat ash and coal ash are quite similar. Some temporary nuisance, due to dust or noise caused by traffic 

and working machines, might occur. Landscaping of the site will adapt cut-away bogs to the surrounding 

landscape. 

Peat fly ash may be used as fertiliser on the forest and fields. Peat ash contains some plant nutrients and 

lime necessary for plants. However, both environmental and health aspects and regulations have to be 

taken into account before there is any commercial use of peat ash as a fertiliser. 

The fly ash from straw combustion units is disposed of primarily due to its high content of cadmium. The 

bottom ash is normally taken back to the fields or used as a road construction material. 

88


Ash from combustion with limestone injection 

The ash from fluidised bed combustion with limestone injection contains the end-product of the 

desulphurisation reaction, unreacted calcium oxide and limestone (about 15 wt-%). 

The solubility of trace elements in fly ash is an important factor when assessing the potential environmental 

impacts. The alkali and earth alkali metals (e.g. sodium, potassium) and other mineral elements like boron. 

Combustion residues and by-products treatment (from liquid fuel-fired gas turbines) 

Oil treatment includes centrifugal separation units and modules, filters, combined cleaning units, and 

complete fuel conditioning systems. An oil recovery and sludge treatment system by flotation and 

precipitation is integrated in this treatment system. The oil or fuel recovered is burned in an auxiliary oilfired 

boiler. 

Final sludges are dewatered, dried, solidified and incinerated, or disposed of by authorised contractors. 

Water from sludge dewatering, which is contaminated with oil or fluids containing oil, is usually collected in 

a specific system and discharged separately. Sludge is also collected from the treatment of washing. 

89


Combustion residues (from oil combustible) 

Tabella 9.1: esempi di analisi di ceneri pesanti provenienti da due impianti a combustibile liquido. 

Tabella 9.2: esempi di analisi di ceneri leggere provenienti da quattro impianti di combustione a 

combustibile liquido. 

90


The ash resulting from fuel-oil combustion presents, in particular when HFO is fired, a high content of 

unburned carbon. This ash can, therefore, be incinerated (in industrial kilns) or can be re-injected into the 

combustion chamber of a boiler with FGD and SCR systems. 

The end-product of the wet scrubbing technique is gypsum, which is potentially a commercial product for 

the plant. It can be sold and used instead of natural gypsum. Practically most of the gypsum produced in 

power plants is utilised in the plasterboard industry. The purity of gypsum limits the amount of limestone 

that can be fed in the process. 

The end-product of semi-dry desulphurisation processes is used in different construction purposes instead 

of natural minerals, such as in road construction, for earthworks of composting and storage fields, for the 

filling of mine pits, and for excavation dams in watertight construction 

Handling of combustion residues and by-products (from co- combustion of secondary fuel) 

The handling of combustion residues and by-products, as applied with the co- combustion of secondary 

fuel, does not differ from those techniques for handling combustion residues and byproducts cleaning from 

gaseous, liquid or solid fuel fired LCPs. 

Fly ashes and bottom ashes are generated during the combustion processes. 

Power plants are not equipped with systems dedicated to the reduction of heavy metals and Hg (such as 

acid wet scrubbers and activated carbon systems). Therefore emissions of these pollutants into air will 

increase (depending on the input) and also their concentration in the fly ash, in the gypsum or in other solid 

residues from FGD. 

If the gypsum is washed, emissions into water will also increase. 

As the utilisation or disposal of solid residues from combustion is an important economic factor, operators 

of power plants carefully control the quality of them not to lose established utilisation pathways (mostly by 

limiting the input of waste into the firing system). Important parameters are the content of alkalis, sulphates, 

chlorides, silicates, unburned carbon and heavy metals (depending on the specific situation). If solid waste 

from co-combustion has to be landfilled, concentration of, e.g. heavy metals and leaching behaviour have 

to measured. 

Effects of co-combustion on quality of combustion residues and byproducts 

Basically, the starting point for co-combustion is to prevent a decrease of the quality of combustion 

residues and by-products. This has to be achieved by pretreatment of the secondary fuel or by limiting the 

91


degree of co-combustion. The quality of residues and by-products has two aspects – technical and 

environmental quality: 

• technical quality is the expression of various parameters, which together determine, to a large extent, 

the applicability of the by-product. Apart from the purely technological parameters (e.g. stiffness, porosity, 

particle size, moisture content), the contents of elements such as chloride, phosphorus, sulphate and 

carbon are also important. This applies especially to ashes in concrete and cement. Technical 

requirements will normally be issued by the (association of) construction industry. As the composition of 

the ash can be different than without secondary fuel, valorisation can be a problem. (not all the secondary 

fuels are normally EN-450 on ash in concrete 

• environmental quality of the by-product is the expression of how heavy metals can leach from the 

product in which they are applied, to the environment. Leaching characteristics determine, apart from the 

technical properties, if the by-products are allowed to be applied for the products they are used for. 

The impact of co-combustion on the by-product quality has been extensively investigated and reported in 

some countries. Given the high removal rates of ESP, more than 99 % of the elements are found in the 

ashes. Generally, changes in the composition of the fuel will result in changes in the composition of ashes 

with the same magnitude. More specifically, elements that do not vaporise in the combustion process will 

have the same concentration in all ash types. For more volatile elements, however, redistribution takes 

place in the sense that they will be found more in fly ash and flue-gases upstream from the ESP than 

elements that do not vaporise. 

The conclusion is, ash composition in the event of co-combustion will change correspondingly with other 

compositions of the secondary fuels. The elemental composition of the by-products can be predicted to an 

extent that it is possible to determine the margins of which, when and to what quantities secondary fuels 

can be co-combusted. 

Ash composition, in the case of co-combustion, will change correspondingly with other compositions of the 

secondary fuel. The elemental composition of the by-products can be predicted to such an extent that it is 

possible to determine the margins of which, when, and to what quantities secondary fuel can be cocombusted. 

Heavy metals (some less, some more) have the risk of leaching into the environment after they have been 

exposed to water for a very long time. Leaching characteristics are less important for fly ash when it is used 

in immobilised applications in the cement and concrete industry. 

92


Bottom ash, however, applied for example as a layer under a road, can involve leaching of some elements 

in the long term. A shift in microelemental composition and leaching may pose a constraint to the 

application of bottom ash as a consequence of co-combustion. 

Gypsum will hardly be affected by changing the composition of the fuel. There is no hazard of leaching, as 

the product is applied principally inside buildings, where contact with water is not the issue. But according 

to quality requierements, gypsum is normally washed before it leaves the power plant. 

Filter ashes of pretreatment processes, such as gasification or CFBs, are generally more difficult to apply 

and may have to be sent for disposal. Techniques to immobilise the microelements can open possibilities 

for applications. 

For an overall evaluation of the environmental impact of heavy metal concentrations, the immobilising and 

stabilising of heavy metals in the residue should be taken into account as well as the calculation of the total 

content. The extent of immobilisation can be calculated from the heavy metal concentrations in the eluate. 

Follow table show the effect of cocombustion on combustion residues such as dry sorption residues and 

coarse ash in comparison with regular fuel. It can be seen that the concentrations of Hg , Pb and Cd are 

increased in the mixture fly ash dry sorption residue. Also, the concentrations of Pb, Zn, Cu and Cr are 

increased in the coarse ash which makes material recovery impossible. 

However, leaching behaviour was not notably influenced. 

93


Tabella: Effetto della co-combustione dei residui 

Table show that the possibility of mobilising the heavy metals in the residue from co-firing is generally 

relatively low due to the high temperatures in the boiler (vitrification effect). 

Furthermore, the possibility of elution of the heavy metals is greatly reduced due to the compact nature of 

the residue after humidification. This is such that, relative to residues from conventional fuel (hard coal), no 

increase in concentrations in the eluate were detected, in particular where the product had been stabilised. 

Techniques to reduce the impact of co-combustion on the combustion residues and by-products 

Some techniques may be applied to reduce the amount of waste generated by LCPs or reduce the impact 

of the waste produced by LCPs. 

The following list details techniques identified in this area: 

• maintaining the quality of gypsum, ashes and slag to the same level as that occurring without the cocombustion 

of secondary fuel for the purpose of recycling. If co-combustion leads to significant (extra) 

disposal of by-products or residues, additional measures should be taken to avoid this 

• basically the starting point for co-combustion is to prevent a decrease in the quality of combustion 

residues and by-products. This can be achieved by a pretreatment of the secondary fuel or by limiting the 

degree of co-combustion 

• fly and bottom ashes produced by the process and disposed of to land on-site or off-site need to be 

handled and conveyed so as to prevent spillage, dust release or the generation of odours. 

Combustion residues and by-products 

In the co-combustion of secondary fuel the measures and techniques presented as BAT in the fuel specific 

also are all considered to be BAT for the cocombustion of secondary fuel. The main BAT issue is 

maintaining the quality of gypsum, ashes and slag and other residues and by-products at the same level as 

94


those occurring without the cocombustion of secondary fuel for the purpose of recycling. If co-combustion 

leads to significant (extra) disposal volumes of by-products or residues or extra contamination by metals 

(e.g. Cr, Pb, Cd) or dioxins, additional measures need to be taken to avoid this. One additional measure to 

consider is to restrict co-combustion to waste fractions with pollutant concentrations similar to primary fuels 

(e.g. heavy metals, Cl etc.). 

Combustion and other plant residues (from gas and maintenance and the treatment of water) 

Solid and liquid residues: only small quantities of solid and liquid residues are produced by the operation 

of gas turbines and gas fired boilers. Most of the residues will be the product of subsidiary activities, such 

as maintenance and water treatment. The waste substances associated with these subsidiary activities 

may include scrap metal, used oil, packaging materials, liquids used to wash down the compressors/gas 

turbines, ion exchangers, and activated carbon. 

Used oil: normally the turbine control oil and lubricating oil will be changed every ten years. 

They may also be changed shortly after commissioning. The quantity of oil involved on each occasion will 

be about 30000 to 40000 l per unit of 400 MWe. 

Demineralised water chemicals: the demineralised water installation will produce waste chemicals and 

resins. If an ion exchange installation is used, the chemicals used, are chloric acid and caustic soda. The 

salts will normally be discharged into the surface water after neutralisation. The resins have to be changed 

once every three to five years. The amounts of chemicals used and the waste resins depend on the kind of 

installation, the raw water quality and the amount of demineralised water produced. 

Tabella 9.3: quantità di residui da condizionamento di acqua [58, Eurelectric, 2001] 

95


Tabella 9.4: quantità dei residui da trattamento di scarichi di acqua [58, Eurelectric 2001] 

Waste water from flue-gas cleaning systems (Acque di lavaggio) 

All wet-type flue-gas cleaning systems produce waste water that, due to the fuel and materials used, 

contain heavy metals among other components. One of the main sources of waste water in this context is 

the wet limestone scrubber that is used in a large number of power plants for desulphurisation of the fluegas, 

although this can be reduced by using fuels with a lower chlorine content. This results in a reduction in 

the purge to the waste water treatment plant, which in turn reduces emissions to water. 

A conventional waste water treatment system should be noted that there are many different types of 

systems, depending on the different national regulations and site-specific factors. 

The pH value of FGD waste water must be increased in order to precipitate heavy metals. This is generally 

achieved using either lime milk or caustic soda, causing the formation of metal hydroxides. By adding 

flocculents (iron(III)chloride), flakes are formed. The addition of coagulation aids (polyelectrolyte), allows 

the agglomeration of individual flakes, so that a greater flake formation ensues. The sludge is then presedimented, 

drained and disposed of or co-combusted in case of slag tap combustion. Part of the ‘thin’ 

sludge is recycled to the flocculation stage where the sludge particles serve as initial crystallisation nuclei 

promoting more rapid flocculation. 

The treated waste water from the pre-sedimentation stage can be supplied to a baffle plate thickener for 

further sedimentation. The suspended micro-particles deposit on the inclined baffle plates. The sludge 

falling off the plates is gathered at the lower point of the baffle plate thickener and can also be recycled. 

The cleaned waste water is fed to the drain via the overflow of the baffle plate thickener, provided the 

regulatory limit values are met. In addition, the pH value is not permitted to exceed the range of 6 to 9.5, 

otherwise the water must be neutralised. If ammonia is present in the waste water it is first fed to an 

ammonia stripping plant before it is discharged to the drains. In some processes, e.g. with higher input of 

Hg because of cocombustion of wastes, it is customary to add also organic sulphide after addition of lime 

milk, precipitating heavy metals as sulphides, which is more effective than using the hydroxide. The 

96


disadvantages, that the heavy metal sulphides (greater quantities) need to be disposed of, because by cocombustion 

of these residues, the sulphur is released as sulphur dioxide and Hg is released again. 

Various plants treat FGD waste waters differently. Thus some companies use, e.g. flocculents and 

flocculation aids, others use only flocculation auxiliaries and organic sulphide. There are, however, also 

operators who use flocculents, flocculation auxiliaries and organic sulphide. 

Sanitary waste water 

This includes special waste waters originating form toilets and canteens. Current emission levels are 

usually estimated at approximately 75 l/person/day. Emissions are characterised by high organic content. 

It is noted that waste oils (lubricating or working oils) are considered as solid wastes and they are usually 

gathered separately and disposed off-site by an authorised contractor for further management (e.g. 

incineration, regeneration, etc.). 

Emerging techniques for the co-combustion of waste and recovered fuels 

It is expected that in the future, due to the extra experience being gained with pretreatment and abatement 

techniques, that the degree of co-combustion will be increased above the level of 10 % on a thermal basis. 

97


10. BIBLIOGRAFIA 

BREF Large Combustion Plants Directive (LCPD, 2001/80/EC) 

LG Italiane in draft sulle Centrali termoelettriche (in attesa della pubblicazione in gazzetta ufficiale) 

http://www.europa.eu.int/comm/environment/ippc/. JRC Seville, Integrated Pollution Prevention 

and Control (IPPC) Reference Document on Best Available Techniques 

EIPP, Surface treatment of metal, http://eippcb.jrc.es/pages/Bactivities.htm, 2001. 

EPA, http://es.epa.gov/oeca/sector 

BREF “Waste Treatments”, agosto 2006 

“Studiul privino Planul General pentru Gestiunea Deseurilor Periculoase in Romania”, redatto dall’ 

Agentia de Cooperare Internationala a Japoniei-JICA e dal Ministerul Apelor si Protectiei Mediului- 

MWEP (August 2003) 

98


11. GLOSSARIO 

Acido Una sostanza che più o meno rapidamente cede ioni idrogeno in soluzione acquosa. 

Additivi Sostanze che vengono aggiunte a lavorazioni o prodotti per 

migliorarne le caratteristiche. 

Audit Strumento della gestione ambientale utilizzato secondo una specifica procedura, che ha lo 

scopo di verificarne l’efficienza di organizzazione, il raggiungimento degli obiettivi fissati e 

l’individuazione di eventuali azioni correttive. 

Autocontrollo(automonitoraggio) Monitoraggio eseguito dal gestore in accordo con il piano di controllo 

stabilito nella/e autorizzazione/i. Può includere il monitoraggio delle emissioni, dei parametri 

di processo e degli impatti sull’ambiente recettore. I gestori possono anche affidare il loro 

autocontrollo ad un soggetto esterno. 

Autorità competente Si intende qui competente per il rilascio dell’autorizzazione integrata 

ambientale, la medesima autorità statale competente al rilascio del provvedimento di 

valutazione dell’impatto ambientale ai sensi della vigente normativa o l’autorità 

individuata dalla regione, tenuto conto dell’esigenza di definire un unico 

procedimento per il rilascio dell’autorizzazione integrata ambientale. 

Autorità di Controllo E’ in generale l’autorità competente per l’effettuazione dei controlli ambientali 

ovvero le agenzie regionali e provinciali per la protezione dell’ambiente incaricate dall’autorità competente, 

ove previsto, di accertare la corretta esecuzione del piano di controllo e la conformità dell’impianto alle 

prescrizioni contenute nell’AIA. 

Autorizzazione Integrata Ambientale (AIA)Una decisione scritta (o più decisioni) o parte di essa che 

contiene l’autorizzazione a gestire tutto o una parte dell’impianto, fissando le condizioni che garantiscono 

che l’impianto sia conforme ai 

(permesso) requisiti della Direttiva 96/61/CE. Una autorizzazione/permesso può coprire uno o pi impianti 

o parti di impianti nello stesso sito gestiti dallo stesso operatore. 

BAT Best Available Techniques 

Benzene Idrocarburo appartenente alla famiglia degli aromatici; sostanza cancerogena presente nel 

grezzo e che si forma anche durante alcune operazioni unitarie di raffineria. 

Blowdown Sistemi utilizzati per separare scarichi liquidi e vapori da varie 

unità di processo e apparecchiature. 

BRef BAT Reference Document 

Capacità di Conversione Capacità complessiva dell’insieme degli impianti dedicati al miglioramento 

delle qualità e delle rese dei distillati medi e leggeri.Si esprime in unità equivalenti di cracking catalitico. 

99


Capacità di Distillazione primaria Capacità degli impianti che effettuano la prima operazione di 

raffinazione del grezzo a pressione atmosferica. 

Capacità effettiva Si intende la capacità di distillazione primaria, definita tecnico bilanciata , 

supportata da impianti di lavorazione secondaria 

adeguati alla produzione di benzine e gasoli secondo specifica. 

Catalizzatore Ha il compito di aumentare la velocità di una reazione chimica. Non compare tra i 

prodotti di reazione. Con l’uso prolungato perde la sua attività e deve essere 

rigenerato o sostituito. 

CER Catalogo Europeo dei Rifiuti 

CCGT Combined Cycle Gas Turbine: ciclo combinato con turbina a gas. 

CDR Combustibile derivato da rifiuti. 

CFBC Letti Fluidi Cicolanti. 

CO (monossido di carbonio) E’ un gas che si produce da una combustione che avviene in carenza 

di ossigeno. Risulta tossico per l’uomo in quanto si lega all’emoglobina del sangue in modo irreversibile al 

posto delle molecole di ossigeno. E’ un gas che si produce dalla combustione di materiale organico. 

CO2 (anidride carbonica) costituente fondamentale del ciclo vegetale (fotosintesi 

clorofilliana),trasparente alla luce solare e assorbe le radiazioni infrarosse emesse dalla superficie 

terrestre (effetto serra); 

Cogenerazione Produzione combinata di energia elettrica e vapore; 

Combustione E’ la reazione di sostanze organiche che avviene in presenza di ossigeno che ha 

come prodotti di reazione principalmente ossidi di carbonio, acqua e calore. 

COV Composti Organici Volatili 

CS Combustibile Secondario 

CSLF Carbon Sequestration Leadership Forum: accordo internazionale di ricerca e sviluppo nel 

settore della cattura e del confinamento dell’anidride carbonica siglato dall’Italia, dall’Unione europea e da 

altri 13 paesi. 

CTE Centrale Termoelettrica. 

Desolforazione E’ il trattamento delle frazioni gassose che consiste nell’estrazione dei composti 

solforati a carattere acido (acido solfidrico e mercaptani); 

DLN Dry Low-NO X : camere di combustione per turbogas per la riduzione degli NO X 

DS (dry solids) 

Materiale residuo, dopo processo (standard) di essiccazione 

100


EFCC 

Externally Fired Combined Cycle: Ciclo combinato a combustione esterna: 

tecnologia innovativa per la produzione di energia da combustibili “poveri” con 

combustione esterna al ciclo 

EMAS Eco Management and Audit Scheme; 

Emissione E’ il risultato dell’immissione nell’ambiente di inquinanti a seguito di attività umane. 

Emissione specifica Emissione in rapporto con una riferimento base, ad esempio in rapporto alla 

produzione (massa per tonnellata o per unità di prodotto) o alla capacità di 

produzione. 

EPER European Pollutant Emission Register. 

ESP Elettrostatic Precipitator, filtro elettrostatico. 

FBC Fluidised Bed Combustion: tecnologia di combustione dei combustibili solidi in letto di 

particelle sospese in un fluido. 

FF Fabric Filter. 

FGD Fuel Gas Desolforization. 

FOE Fuel Oil Equivalent: potere calorifico di un barile standard di olio 

combustibile; equivalente a 6,05*106 BTU (potere calorifico inferiore). 

Gestore (esercente) Qualsiasi persona fisica o giuridica che detiene o gestisce l’impianto. 

GIC Grande Impianto di Combustione: impianto con potenza termica nominale superiore a 50 MW 

GLN Gas naturale liquefatto 

GN Gas Naturale 

GPL Gas di petrolio liquefatto: miscela di idrocarburi costituita prevalentemente da butano e propano, 

presenti allo stato liquido o gassoso in relazione alla temperatura e pressione. 

GS Gas siderurgico. 

H 2 S Acido Solfidrico. 

HCL Acido Cloridrico. 

HCN Acido Cianidrico. 

HGI (Hardgrove Grindability Index) Numero atto a definire la durezza del carbone. 

Impianto Unità tecnica permanente dove vengono svolte una o più attività elencate nell’Allegato I 

della Direttiva IPPC, e ogni altra attività direttamente associata che abbia una relazione tecnica con le 

attività intraprese in quel sito e che potrebbe avere conseguenze sulle emissioni e sull’inquinamento. 

INES Inventario nazionale delle emissioni e delle loro sorgenti (la versione italiana dell’EPER). 

Inquinante Sostanza o gruppo di sostanze che possono provocare danni e/o effetti negativi 

sull’ambiente. 

IPA Idrocarburi Policiclici Aromatici. 

101


IPPC Integrated Pollution Prevention and Control. 

Installazione 

Un impianto o una apparecchiatura dove sono effettuate una o più attività 

elencate nella Direttiva IPPC e qualunque altra attività associabile con 

l’emissione di inquinanti. 

Limite di emissione La massa, espressa in termini di concentrazione o di livelli di emissione che 

non deve essere superata in un determinato periodo di tempo. 

Monitoraggio Controllo sistematico delle variazioni di una specifica caratteristica chimica o fisica di 

un emissione, scarico, consumo, parametro equivalente o misura tecnica ecc. Ci si basa su misurazioni e 

osservazioni ripetute con una frequenza appropriata, in accordo con procedure documentate e stabilite, 

con lo scopo di fornire informazioni utili. 

MTD Migliore tecnica disponibile. 

NH 3 

Ammoniaca. 

NOX (ossidi di azoto) Sono composti gassosi costituiti da azoto e ossigeno. In atmosfera fanno 

parte dei precursori dello smog fotochimico e dopo l’SO2 sono i principali responsabili delle piogge acide. 

O&M Operation and Maintenance (esercizio e manutenzione) 

PCI Potere Calorifico Inferiore 

PE Precipitatori elettrostatici (rif. inglese ESP) 

Piano di controllo E’ l’insieme di azioni svolte dal gestore e dall’Autorità di controllo che consentono di 

effettuare, nelle diverse fasi della vita di un impianto o di uno stabilimento, un efficace monitoraggio degli 

aspetti ambientali dell’attività costituiti dalle emissioni nell’ambiente e dagli impatti sui corpi recettori, 

assicurando la base conoscitiva che consente in primo luogo la verifica della sua conformità ai requisiti 

previsti nella/e autorizzazione/i. 

PST (Particolato Sospeso Totale) E’ costituito da particelle solide in sospensione in aria. Per la maggior 

parte è materiale carbonioso incombusto che può adsorbire sulla sua superficie 

composti di varia natura. La frazione di particolato più fine (PM10) con diametro 

aerodinamico inferiore a 10 µm può essere inalato ed arrivare ai polmoni diventando 

potenzialmente pericoloso per la salute umana. 

ppm (parti per milione) Unità di misura utilizzata per le concentrazioni di sostanze all‘interno di 

miscele. Le parti possono essere intese in volume o in peso. 

RSU 

Rifiuti Solidi Urbani. 

SCONOX Tecnica per la riduzione combinata di NOx, CO e NMVOC 

SCR Selective Catalytic reduction: tecnica catalitica selettiva per la riduzione degli NOx 

SGA Sistema di Gestione Ambientale. 

102


Sistema di monitoraggio delle emissioni (SME) Sistema per la misura delle grandezze, relative 

alle emissioni, in grado di espletare le seguenti funzioni: campionamento ed analisi, 

acquisizione, validazione, elaborazione automatica ed archiviazione dei dati. 

SNCR Selective Non Catalytic reduction: tecnica catalitica non selettiva per la riduzione degli NO X 

SNOX Impianto di depurazione degli inquinanti che abbatte simultaneamente SO2 NOX e polveri. 

SO2 (anidride solforosa) E’ un gas che viene rilasciato durante la combustione di combustibili fossili 

contenenti zolfo. In aria è uno dei principali 

responsabili delle piogge acide che, in terreni poco ricchi di basi, come nel 

nord Europa, possono causare danni all’ecosistema. 

Stabilimento (sito) Tutta l’area sottoposta al controllo di un gestore, nella quale sono presenti 

uno o più impianti, comprese le infrastrutture o le attività 

comuni o connesse. 

Tecnica primaria Dicesi di tecnica che in qualche modo altera uno o più fasi fondamentali del 

processo produttivo al fine di ridurre i consumi e/o le emissioni inquinanti (si 

veda anche “Tecnica Secondaria”). 

Tecnica Secondaria In inglese “End of pipe technique”, dicesi di tecnica che riduce le emissioni 

finali o i consumi, attraverso modalità che non alterano le operazioni 

fondamentali dell’intero processo. Sinonimo di tecnica di abbattimento, 

contrario di tecnica primaria o tecnica integrata al processo (quindi una 

tecnica che in qualche modo altera uno o più processi fondamentali al fine di 

ridurre i consumi e/o le emissioni inquinanti). 

Tossicità 

Capacità intrinseca di una sostanza di produrre un danno su un essere 

vivente venendo a contatto con un punto sensibile del corpo. Varia molto, per 

gli stessi materiali, a seconda delle vie di accesso all’organismo e della durata 

o del numero di esposizioni. 

VOC (Composti Organici Volatili) Sono la frazione più leggera degli idrocarburi che compongono 

i combustibili. Comprendono sostanze con numero di atomi di 

carbonio da 4 a 8 (tra cui il benzene). Sono emessi 

nell’ambiente principalmente per evaporazione. 

Zolfo 

Presente nel grezzo soprattutto sotto forma di zolfo elementare, composti organici 

come tiofene e nonilmercaptano. Combustibili di alta qualità hanno basso contenuto 

di zolfo per cui si tende ad eliminarlo nei processi di raffinazione (vedi 

desolforazione) Lo zolfo recuperato come tale viene poi venduto all’industria chimica. 

103


11. ALLEGATI ALLA LINEA GUIDA 

ALLEGATO 1: Allegato al capitolo 8: elementi generali di gestione dei rifiuti in 

termini di buone pratiche e adempimenti di legge. 

Tecnologie di deposito temporaneo dei rifiuti 

Le aree di stoccaggio sono spesso l’area più visibile dell’impianto. I punti a cui gli operatori di un impianto 

nel quale viene effettuato lo stoccaggio dei rifiuti debbono prestare la maggiore attenzione sono i seguenti: 

ubicazione delle aree di stoccaggio, 

stato di conservazione delle infrastrutture delle aree di stoccaggio, 

condizioni in cui si trovano serbatoi, fusti e altri contenitori, 

controllo delle giacenze, 

separazione degli stoccaggi per tipologie omogenee di rifiuti, 

dispositivi di contenimento ed altre misure di prevenzione e protezione per l’ambiente e la salute dei 

lavoratori. 

Un punto particolarmente importante dal punto di vista della sicurezza delle attività di stoccaggio e della 

manipolazione dei rifiuti sono le misure di prevenzione e protezione antincendio. 

Ai fini dell’ individuazione delle aree idonee alla localizzazione degli impianti dovrà essere garantito che: 

a. il centro sia delimitato con idonea identificazione fino anche alla recinzione lungo tutto il suo perimetro. 

Norme di buona pratica ambientale suggeriscono la predisposizione di un'adeguata barriera esterna di 

protezione, in genere realizzata con siepi, alberature e schermi mobili, atti a minimizzare l’impatto 

visivo dell’impianto. Dovrebbe inoltre essere garantita la manutenzione nel tempo di detta barriera di 

protezione ambientale; 

b. l’impianto deve garantire la presenza di personale qualificato ed adeguatamente addestrato nel gestire 

gli specifici rifiuti, evitando rilasci nell’ambiente, nonché sulla sicurezza e sulle procedure di emergenza 

in caso di incidenti; 

c. l’autorizzazione concessa all’impianto indichi la capacità di stoccaggio, in modo da garantire che essa 

non venga superata, e richieda esplicitamente che i rischi per l’ambiente o per la salute siano 

minimizzati. 

104


Tecniche di valenza generale applicabili allo stoccaggio dei rifiuti 

Modalità di stoccaggio dei rifiuti appropriate e realizzate in condizioni di sicurezza contribuiscono a ridurre 

la generazione di emissioni indesiderate ed i rischi di sversamenti. Uno stoccaggio separato per tipologie di 

rifiuti omogenee è necessario per evitare incidenti dovuti alla reazione di sostanze tra loro incompatibili e 

come misura per prevenire l’aggravarsi di eventuali eventi accidentali. 

Lo stoccaggio dei rifiuti, all’interno dell’impianto di trattamento, pertanto, deve essere effettuato nel rispetto 

di alcuni principi di carattere generale quali: 

a. le aree di stoccaggio devono essere ubicate lontano da corsi d’acqua e da altre aree sensibili e 

realizzate in modo tale da eliminare o minimizzare la necessità di frequenti movimentazioni dei rifiuti 

all’interno dell’insediamento; 

b. tutte le aree di stoccaggio devono essere dotate di un opportuno sistema di copertura; 

c. le aree di stoccaggio devono essere adeguatamente protette, mediante apposito sistema di 

canalizzazione, dalle acque meteoriche esterne; 

d. deve essere previsto un adeguato sistema di raccolta ed allontanamento delle acque meteoriche, con 

pozzetti di raccolta muniti di separatori per oli e vasca di raccolta delle acque di prima pioggia; 

e. le aree di stoccaggio devono essere chiaramente identificate e munite di cartellonistica, ben visibile per 

dimensioni e collocazione, indicante le quantità, i codici CER, lo stato fisico e le caratteristiche di 

pericolosità dei rifiuti stoccati nonché le norme di comportamento per la manipolazione dei rifiuti e per il 

contenimento dei rischi per la salute dell’uomo e per l’ambiente; 

f. deve essere definita in modo chiaro e non ambiguo la massima capacità di stoccaggio 

dell’insediamento e devono essere specificati i metodi utilizzati per calcolare il volume di stoccaggio 

raggiunto, rispetto al volume massimo ammissibile. La capacità massima autorizzata per le aree di 

stoccaggio non deve mai essere superata; 

g. deve essere assicurato che le infrastrutture di drenaggio delle aree di stoccaggio siano dimensionate in 

modo tale da poter contenere ogni possibile spandimento di materiale contaminato e che rifiuti con 

caratteristiche fra loro incompatibili non possano venire in contatto gli uni con gli altri, anche in caso di 

sversamenti accidentali; 

h. deve essere prevista la presenza di sostanze adsorbenti, appositamente stoccate nella zona adibita ai 

servizi dell’impianto, da utilizzare in caso di perdite accidentali di liquidi dalle aree di conferimento e 

stoccaggio; deve essere inoltre garantita la presenza di detersivi-sgrassanti; 

i. gli accessi a tutte le aree di stoccaggio (p.es. accessi pedonali e per i carrelli elevatori) devono sempre 

essere mantenuti sgomberi, in modo tale che la movimentazione dei contenitori non renda necessaria 

lo spostamento di altri contenitori che bloccano le vie di accesso; 

105


j. deve essere predisposto un piano di emergenza che contempli l’eventuale necessità di evacuazione 

del sito; 

k. le aree di immagazzinamento devono avere un sistema di allarme antincendio. Le aree di 

immagazzinamento all’interno degli edifici devono avere un sistema antincendio preferibilmente non ad 

acqua. Se il sistema antincendio è ad acqua, il pavimento del locale di immagazzinamento dovrà 

essere limitato da un cordolo ed il sistema di drenaggio del pavimento non dovrà portare all’impianto di 

raccolta delle acque nere o bianche, o direttamente al suolo esterno, ma dovrà avere un sistema di 

raccolta proprio (per es. dotato di pompa); 

l. deve essere identificato attentamente il lay-out ottimale di serbatoi, tenendo sempre presente la 

tipologia di rifiuto da stoccare, il tempo di stoccaggio, lo schema d’impianto dei serbatoi ed i sistemi di 

miscelazione, in modo da evitare l’accumulo di sedimenti e rendere agevole la loro rimozione. I serbatoi 

di stoccaggio devono essere periodicamente puliti dai sedimenti; 

m. i serbatoi devono essere dotati di idonei sistemi di abbattimento, così come di misuratori di livello ed 

allarmi acustico-visivi di alto ed altissimo livello. Questi sistemi devono essere sufficientemente robusti 

e sottoposti a regolare manutenzione in modo da evitare che schiume e sedimenti affioranti 

compromettano l’affidabilità del campo di misura; 

n. assicurasi che le cisterne contenenti rifiuti infiammabili o altamente infiammabili rispettino specifici 

requisiti; 

o. le tubazioni dovranno essere realizzate preferibilmente al di sopra del terreno; se, peraltro, le tubazioni 

dovessero essere interrate, esse dovranno essere contenute all’interno di idonee condotte 

ispezionabili; 

p. i serbatoi interrati o parzialmente interrati, sprovvisti di un sistema di contenimento secondario (p.es. 

doppia camicia con sistema di rilevazione delle perdite) dovranno essere sostituiti da serbatoi fuori 

terra; 

q. equipaggiare i serbatoi con sistemi di controllo, quali spie di livello e sistemi di allarme; 

r. i serbatoi di stoccaggio dovranno essere collocati su di una superficie impermeabile, resistente al 

materiale da stoccare. I serbatoi dovranno essere dotati di giunzioni a tenuta ed essere contenuti 

all’interno di bacini di contenimento di capacità almeno pari al 30% della capacità complessiva di 

stoccaggio e comunque almeno pari al 110% della capacità del serbatoio di maggiore capacità; 

s. dovrà essere assicurato che le strutture di supporto dei serbatoi, le tubazioni, le manichette flessibili e 

le guarnizioni siano resistenti alle sostanze (e alle miscele di sostanze) che devono essere stoccate; 

t. non devono essere utilizzati serbatoi che abbiano superato il tempo massimo di utilizzo previsto in 

progetto, a meno che gli stessi non siano ispezionati ad intervalli regolari e che, di tali ispezioni, sia 

106


mantenuta traccia scritta, la quale dimostri che essi continuano ad essere idonei all’utilizzo e che la loro 

struttura si mantiene integra; 

u. dovrà essere prestata particolare cura allo scopo di evitare perdite e spandimenti sul terreno, che 

potrebbero contaminare il suolo e le acque sotterranee o permettere che i rifiuti defluiscano in corsi 

d’acqua. 

Alcune tecniche di valenza generale da tenere presente per la riduzione degli odori connessi con le attività 

di stoccaggio dei rifiuti sono: 

v. ottimizzare il controllo del periodo di stoccaggio; 

w. movimentare i composti odorigeni in contenitori completamente chiusi e muniti di idonei sistemi di 

abbattimento; 

x. immagazzinare fusti ed altri contenitori di materiali odorigeni in edifici chiusi. 

Tecniche da tenere presente nello stoccaggio di rifiuti contenuti in fusti e altre tipologie di 

contenitori 

Lo stoccaggio dei rifiuti in fusti o in altre tipologie di contenitori deve essere effettuato avendo cura che: 

a. i rifiuti contenuti in contenitori siano immagazzinati al coperto. Anche i contenitori stoccati in attesa di 

campionamento e per lo svuotamento dei contenitori stessi. Gli ambienti chiusi devono essere ventilati 

con aria esterna per evitare l’esposizione ai vapori di coloro che lavorano all’interno; un’adeguata 

ventilazione assicura che l’aria all’interno sia respirabile e con una concentrazione di contaminanti al 

disotto dei limiti ammessi per la salute umana. La ventilazione delle aree coperte potrà essere 

effettuata mediante aeratori a soffitto o a parete o prevedendo, in fase di progettazione, opportune 

aperture; 

b. le aree di immagazzinamento dedicate ed i container (in generale quelli utilizzati per le spedizioni) 

siano ubicati all’interno di recinti con lucchettabili; 

c. gli edifici adibiti a magazzino e i container siano in buone condizioni e costruiti con plastica dura o 

metallo, non in legno o in laminato plastico, e con muri a secco o in gesso; 

d. il tetto degli edifici adibiti a magazzino o dei container e il terreno circostante abbia una pendenza tale 

da permettere sempre un drenaggio; 

e. il pavimento delle aree di immagazzinamento all’interno degli edifici sia in cemento o in foglio di plastica 

di adeguato spessore e robustezza. La superficie di cemento deve essere verniciata con vernice 

epossidica resistente; 

f. le aree dedicate allo stoccaggio di sostanze sensibili al calore e alla luce siano coperte e protette dal 

calore e dalla luce diretta del sole; 

107


g. i rifiuti infiammabili siano stoccati in conformità con quanto previsto dalla normativa vigente in materia; 

h. i contenitori con coperchi e tappi siano immagazzinati ben chiusi e/o siano dotati di valvole a tenuta; 

i. i contenitori siano movimentati seguendo istruzioni scritte. Tali istruzioni devono indicare quale lotto 

deve essere utilizzato nelle successive fasi di trattamento e quale tipo di contenitore deve essere 

utilizzato per i residui; 

j. siano adottati sistemi di ventilazione di tipo positivo o che l’area di stoccaggio sia mantenuta in leggera 

pressione; 

k. siano utilizzate aree coperte con pareti aperte; 

l. sia utilizzato un sistema di illuminazione antideflagrante (laddove necessario); 

m. i fusti non siano immagazzinati su più di 2 livelli e che sia assicurato sempre uno spazio di accesso 

sufficiente per effettuare ispezioni su tutti i lati. In particolare, 4 fusti da 205 litri su di un bancale, con 

accatastati sopra non più di 2 fusti da 205 litri; 

n. i contenitori siano immagazzinati in modo tale che perdite e sversamenti non possano fuoriuscire dai 

bacini di contenimento e dalle apposite aree di drenaggio impermeabilizzate (p.es. sopra bacinelle o su 

aree delimitate da un cordolo a tenuta). I cordoli di contenimento devono essere sufficientemente alti 

per evitare che le eventuali perdite dai fusti/contenitori causino la tracimazione dal cordolo stesso; 

o. immagazzinare i materiali solidi contaminati (p.es. ballast, piccoli condensatori, altri piccoli apparecchi, 

detriti, indumenti di lavoro, materiali di pulizia e terreno) all’interno di fusti, secchi metallici, vassoi o altri 

contenitori metallici appositamente costruiti. Grandi volumi di terreno od altri materiali contaminati 

possono essere immagazzinati assieme in containers, edifici o locali dedicati, in modo tale da rispettare 

i necessari criteri di sicurezza e salvaguardia dell’ambiente. 

Tecniche per migliorare la manutenzione dei depositi di rifiuti 

Particolare importanza, all’interno del deposito di rifiuti, assume la manutenzione dell’impianto stesso che 

può essere più facilmente realizzata attraverso la messa a punto dei seguenti sistemi: 

a. attivare procedure per una regolare ispezione e manutenzione delle aree di stoccaggio – inclusi fusti, 

serbatoi, pavimentazioni e bacini di contenimento. Le ispezioni devono essere effettuate prestando 

particolare attenzione ad ogni segno di danneggiamento, deterioramento e perdita. Nelle registrazioni 

devono essere annotate dettagliatamente le azioni correttive attuate. I difetti devono essere riparati con 

la massima tempestività. Se la capacità di contenimento o l’idoneità dei bacini di contenimento, dei 

pozzetti o delle pavimentazioni dovesse risultare compromessa, i rifiuti devono essere spostati sino a 

quando gli interventi di riparazione non siano stati completati; 

b. devono esser effettuate ispezioni giornaliere delle condizioni dei contenitori e dei bancali e queste 

ispezioni devono essere annotate in forma scritta. Se un contenitore risulta essere danneggiato, 

108


presenta perdite o si trova in uno stato deteriorato, devono essere presi provvedimenti quali 

l’infustamento del contenitore in un contenitore di maggiori dimensioni o il trasferimento del contenuto 

in un altro contenitore. Bancali danneggiati in modo tale che la stabilità dei contenitori è, o potrebbe 

essere, compromessa devono essere sostituiti. Regge in materiale plastico devono essere utilizzate 

solo per assicurare una stabilità di tipo secondario per lo stoccaggio di fusti/contenitori, in aggiunta 

all’utilizzo di bancali in uno stato di conservazione appropriato; 

c. deve essere programmata ed osservata un’ispezione di routine dei serbatoi, incluse periodiche 

verifiche dello spessore delle membrature. Qualora si sospettino danni o sia stato accertato un 

deterioramento, il contenuto dei serbatoi deve essere trasferito in uno stoccaggio alternativo 

appropriato. Queste ispezioni dovrebbero essere preferibilmente effettuate da personale esperto 

indipendente e deve essere mantenuta traccia scritta sia delle ispezioni effettuate che di ogni azione 

correttiva adottata. 

Tecniche di valenza generale applicate alla movimentazione dei rifiuti 

Alcune tecniche da tenere presente per gli impianti di stoccaggio dei rifiuti sono: 

a. mettere in atto sistemi e procedure tali da assicurare che i rifiuti siano trasferiti alle appropriate aree di 

stoccaggio in modo sicuro; 

b. mantenere attivo il sistema di rintracciabilità dei rifiuti, per tutto il tempo nel quale i rifiuti sono detenuti 

nel sito; 

c. I collegamenti per la movimentazione dei rifiuti liquidi devono essere realizzati tenendo in 

considerazione i seguenti aspetti 

- utilizzare adeguate tubazioni flessibili e provvedere alla loro corretta manutenzione può aiutare 

a garantire l’integrità e l’idoneità dei collegamenti; 

- utilizzare dei materiali che garantiscano un collegamento che sia in grado di reggere alla 

massima pressione della valvola di chiusura della pompa di trasferimento; 

- la protezione delle tubazioni flessibili per il trasferimento dei rifiuti potrebbe non essere 

necessaria nel caso in cui il trasferimento dei liquidi avvenga per gravità. In ogni caso è 

comunque necessario mantenere un collegamento efficace ad ogni estremità del flessibile 

stesso; 

- potenziali perdite dovute ai dispositivi di collegamento possono essere controllate per mezzo di 

sistemi abbastanza semplici, quali vaschette di gocciolamento o aree adibite allo scopo 

all’interno del sistema di contenimento. L’acqua meteorica che cade sui supporti del bacino di 

contenimento, se non contaminata, deve essere convogliata in un pozzetto e può essere 

pompata nella rete fognaria dell’insediamento e scaricata. Le varie aree del bacino di 

109


contenimento devono essere ispezionate, sottoposte a manutenzione e pulite regolarmente. La 

contaminazione delle acque meteoriche è un evento che può capitare ma deve essere 

minimizzata ricorrendo ad idonee scelte progettuali e di gestione; 

- buone pratiche di gestione richiedono costante attenzione e pulizia; 

d. prevedere una manutenzione programmata in modo che un’eventuale grave situazione incidentale non 

si verifichi a causa di guasti dell’impianto o delle apparecchiature. Ciò può includere il guasto di una 

tenuta di una pompa o l’intasamento di un filtro a cestello, comunemente utilizzati nelle postazioni di 

travaso; 

e. disporre di uno stoccaggio di emergenza per automezzi che presentano perdite, in modo da 

minimizzare gli effetti di gravi incidenti dovuti al guasto delle tenute delle autocisterne; 

f. compensare gli sfiati durante le operazioni di carico delle autocisterne; 

g. nel registro dell’impianto deve essere annotato ogni sversamento verificatosi. Gli sversamenti devono 

essere trattenuti dai bacini di contenimento e successivamente raccolti usando materiali assorbenti. Se 

ciò non dovesse essere fatto, gli spandimenti potrebbero fuoriuscire dal sito attraverso il sistema di 

raccolta delle acque meteoriche o generare emissioni fuggitive; 

h. mettere in atto misure tali da garantire che venga sempre usato il corretto punto di scarico o la corretta 

area di stoccaggio. Alcune possibili soluzioni per realizzare ciò comprendono l’utilizzo di cartellini, 

controlli da parte del personale dell’impianto, chiavi, punti di scarico e bacini di contenimento colorati o 

aree di dimensioni particolari; 

i. utilizzare superfici impermeabili con idonee pendenze per il drenaggio, in modo da evitare che 

eventuali spandimenti possano defluire nelle aree di stoccaggio o fuoriuscire dal sito dai punti di scarico 

e di quarantena; 

j. garantire che i bacini di contenimento e le tubazioni danneggiate non vengano utilizzati; 

k. utilizzare pompe volumetriche dotate di un sistema di controllo della pressione e valvole di sicurezza; 

l. collettare le emissioni gassose provenienti dai serbatoi quanto si movimentano rifiuti liquidi; 

Tecniche per ottimizzare il controllo delle giacenze nei depositi di rifiuti 

La corretta gestione delle giacenze consente una migliore conduzione del deposito temporaneo. Il sistema 

più corretto di gestione prevede: 

a. per i rifiuti liquidi sfusi, il controllo delle giacenze comporta che si mantenga traccia dei flussi di 

materiale in tutto il processo. Per rifiuti contenuti in fusti, il controllo necessita che ogni fusto sia 

etichettato singolarmente, in modo da poter registrare la sua ubicazione fisica e la durata dello 

stoccaggio; 

110


b. è necessario disporre di un’idonea capacità di stoccaggio di emergenza. Ciò è di particolare importanza 

nel caso in cui si renda necessario trasferire un rifiuto da un automezzo a causa di un suo guasto o a 

causa di un potenziale danneggiamento della capacità di contenimento del veicolo stesso. Tali 

situazioni non sono rare e la disponibilità di capacità di stoccaggio nel sito può costituire un fattore 

limitante; 

c. tutti i contenitori devono essere chiaramente etichettati con la data di arrivo, i codici C.E.R. ed i codici di 

pericolo significativi ed un numero di riferimento od un codice identificativo univoco che permetta la loro 

identificazione nelle operazioni di controllo delle giacenze. Ogni etichetta deve essere sufficientemente 

resistente per restare attaccata al contenitore ed essere leggibile per tutto il tempo di stoccaggio nel 

sito; 

d. fare ricorso all’infustamento dei fusti in maxi-fusti solo come misura di emergenza. Tutte le informazioni 

necessarie devono essere riportate sull’etichetta del nuovo contenitore. La movimentazione di rilevanti 

quantità di rifiuti contenuti in maxi-fusti deve essere evitata, prevedendo il reinfustamento dei rifiuti una 

volta che l’incidente che ha reso necessario tale operazione è stato risolto; 

e. prevedere un monitoraggio automatico del livello dei serbatoi di stoccaggio per mezzo di appositi 

indicatori di livello; 

Tecniche per la separazione dei rifiuti 

La separazione delle aree di stoccaggio di rifiuti è necessaria per prevenire incidenti causati da sostanze 

incompatibili che possono reagire tra loro e contribuisce ad evitare un peggioramento della situazione 

qualora dovesse aver luogo un evento incidentale. Anche la miscelazione dei rifiuti, di norma, rende la 

gestione globale dei rifiuti più difficoltosa. 

Dal punto di vista operativo, in linea di massima, è necessario uno spazio maggiore per realizzare 

un’efficace separazione dei rifiuti. 

Un aspetto basilare per la sicurezza del settore nel quale viene effettuato lo stoccaggio dei rifiuti è la 

compatibilità dei materiali in esso contenuti. Devono essere valutati due aspetti tra loro indipendenti: 

a. la compatibilità del rifiuto con il materiale utilizzato per la costruzione di contenitori, serbatoi o 

rivestimenti a contatto con il rifiuto stesso; 

b. la compatibilità del rifiuto con gli altri rifiuti stoccati assieme ad esso. 

Dopo che i rifiuti sono stati controllati al loro arrivo, essi vengono suddivisi in gruppi differenti sulla base 

della classe chimica del rifiuto e della dimensione dei contenitori. Alcune tecniche da tenere presente sono: 

a. valutare ogni incompatibilità chimica per definire i criteri di separazione. 

b. non mescolare oli esausti con rifiuti di PCB. La miscelazione di tali tipologie di rifiuti comporterebbe 

infatti la necessità di considerare “PCB” l’intera miscela; 

111


c. differenziare le aree di stoccaggio a seconda della pericolosità del rifiuto; 

d. realizzare pareti tagliafuoco tra i diversi settori dell’impianto. 

Tecniche comunemente adottate nello stoccaggio e nella movimentazione dei rifiuti 

Per gli impianti di stoccaggio dei rifiuti, gli obiettivi dello stoccaggio e delle attività preliminari al trattamento 

sono di: 

• stoccare il rifiuto in modo sicuro prima di avviarlo ad una successiva fase di trattamento nello stesso 

impianto ovvero ad un processo di trattamento/smaltimento presso altri impianti; 

• disporre di un adeguato volume di stoccaggio. Per esempio, nei periodi nei quali le attività di 

trattamento e gli impianti di smaltimento non sono operativi oppure qualora sia necessario prevedere 

una separazione temporale tra la raccolta e trasporto del rifiuto ed il suo trattamento ovvero allo scopo 

di effettuare controlli ed analisi; 

• differenziare le fasi di raccolta e trasporto del rifiuto da quelle relative al suo trattamento; 

• permettere l’effettiva applicazione di procedure di classificazione, da realizzarsi durante il periodo di 

stoccaggio/accumulo. 

Trasferimento del rifiuto negli impianti di stoccaggio dei rifiuti 

La scelta delle modalità di trasporto dei rifiuti dipende dallo stato fisico del materiale che deve essere 

trasportato. In altre parole, il trasporto di rifiuti allo stato liquido e quello di apparecchiature ed altri rifiuti allo 

stato solido comporta l’impiego di tecniche diverse. 

Le apparecchiature e i rifiuti allo stato solido saranno normalmente trasportati sul pianale di autocarri o 

all’interno di container e verranno movimentati mediante carrelli elevatori, gru, pedane mobili, ecc. 

I rifiuti liquidi e semi-liquidi, imballati in fusti o cisternette, saranno trasportati con le medesime modalità dei 

rifiuti solidi mentre quelli stoccati in serbatoi saranno normalmente trasportati in autocisterna o ferrocisterna 

e verranno movimentati mediante pompe e tubazioni 

Capacità di stoccaggio 

Le capacità di stoccaggio devono essere previste in modo tale da assicurare un servizio continuativo, in 

particolare laddove tale attività sia preliminare ad un 

112


ALLEGATO 2: schede sintetiche relative ai principali rifiuti 

prodotti nelle centrali termoelettriche 

113


114


115


116


117


118


119


Codice CER 16 06 01* 

Nome del rifiuto BATTERIE AL PIOMBO 

Classificazione SPECIALE PERICOLOSO 

Soggetto alle norme A.D.R. Indice di pericolosità H 6 – H8 

(esenzione della scheda se minore di 1000 kg) 

Modalità di manipolazione e norme comportamentali 

Non mangiare, bere e fumare. 

Usare i DPI idonei. 

Movimentare i materiali con mezzi idonei. 

In caso di contatto dell’acido con gli occhi lavare immediatamente e abbondantemente 

con acqua e consultare un medico. 

In caso di contatto dell’acido con la pelle lavarsi immediatamente ed abbondantemente 

con acqua e sapone e consultare un 

medico. 

Conservare il recipiente ben chiuso. 

Togliersi di dosso immediatamente gli indumenti contaminati e smaltirli correttamente. 

Non gettare i residui nelle fognature. 

Postazione di raccolta Deposito temporaneo 

TIPO Locale ventilato con pavimentazione in Gres 

SITO Presso lo stesso locale di utilizzo Locale batterie 

QUANTITA’ 

RIFERIMENTO IN PLANIMETRIA N° 10 

MODALITA’ DI SMALTIMENTO: Tramite conferimento al consorzio obbligatorio delle 

batterie 

Codice CER 20 01 21* 

Nome del rifiuto TUBI FLUORESCENTI ED ALTRI RIFIUTI CONTENTI MERCURIO 

Classificazione SPECIALE PERICOLOSO 

Non soggetto alle norme A.D.R. Indice di pericolosità H 14 

Modalità di manipolazione e norme comportamentali 

Non mangiare, bere e fumare. 

Usare i DPI idonei. 

Manipolare con cura 

Non rompere o danneggiare le lampade contenenti mercurio 

Non gettare i residui nelle fognature. 

120


Postazione di raccolta Deposito TEMPORANEO 

TIPO Contenitori 

SITO Presso i luoghi di produzione Tettoia Rifiuti Pericolosi 

QUANTITA’ 

RIFERIMENTO IN PLANIMETRIA N° 11 

MODALITA’ DI SMALTIMENTO: Tramite contratto 

Istruzioni di sicurezza ADR (esempio) ISTRUZIONI DI SICUREZZA (TRASPORTO SU 

STRADA) AMIANTO BIANCO (ANTOFILLITE, CRISOTILO, ACTINOLITE, TREMOLITE) 

CARICO Materiali isolanti contenenti amianto 

121


XX 

ALLEGATO 3: Caso studio italiano 

122


XX 

Figura 11.1: descrizione sintetica del ciclo termodinamico: sono evidenziati, oltre al 

macchinario principale, i cicli aria (azzurro), gas (giallo), acqua condensatrice (blu), 

acqua alimento (verde), vapore (rosso) 

Si riportano di seguito le informazioni relative alla produzione dei rifiuti di una 

centrale italiana con utilizzo di diversi combustibili (carbone, olio.) 

123


XX 

124


XX 

Nota: la centrale non utilizza depositi preliminari. Per lo stoccaggio di piccole quantità di rifiuti 

vengono utilizzate aree appositamente riservate ed attrezzate, è riportata nelle planimetrie 

allegate e la cui capacità fisica è indicata nella tabella soprastante. 

125


XX 

A. Gestione dei Rifiuti 

Tutte le fasi di movimentazione dei rifiuti, dalla produzione allo smaltimento o 

recupero, sono svolte nel rispetto di procedure interne che garantiscono la corretta 

applicazione della normativa vigente. 

Massima cura viene posta nella raccolta e nel successivo smaltimento differenziato 

dei rifiuti in base alla loro tipologia nonché alle possibilità di recupero, sia interno che 

esterno. 

I rifiuti prodotti dalle attività di manutenzione vengono raccolti per tipologia e stoccati 

temporaneamente in contenitori a loro volta ubicati in appositi spazi in attesa del 

conferimento agli impianti di smaltimento e/o recupero. 

L’attività di deposito dei rifiuti prodotti all'interno dell’impianto, in attesa dello 

smaltimento finale, avviene attraverso la realizzazione di depositi temporanei. Questi 

sono costituiti da un’insieme di aree definite e riportate in apposite planimetrie 

mantenute costantemente aggiornate. 

Al momento dello smaltimento, i rifiuti vengono movimentati da ditte specializzate 

con opportune apparecchiature per il sollevamento dei contenitori. 

I rifiuti provenienti dalle attività di esercizio degli impianti sono costituiti 

prevalentemente dalle ceneri carbone e dai fanghi di risulta dell’impianto di 

trattamento acque; le ceneri da carbone prodotte dai gruppi 1 e 2 vengono conferite 

quasi interamente ai cementifici ed all’industria del calcestruzzo, salvo quantità 

minime invendute che sono conferite a discarica. 

Attività di Recupero 

Il recupero (di materia o di energia) rappresenta la destinazione ottimale di ogni 

tipologia di rifiuto. La Centrale cerca di attuare tale indirizzo per le tipologie di rifiuti 

prodotti in maggior quantità, con risultati che hanno consentito finora di inviare a 

recupero più del 98% dei rifiuti prodotti. 

Tra i rifiuti che la Centrale invia normalmente ad Imprese autorizzate al recupero si 

possono citare: 

− ceneri da carbone; 

− fanghi da impianto ITAR 

− rottami metallici ferrosi e non ferrosi; 

− spezzoni di cavi elettrici; 

− olio esausto lubrificante e isolante 

126


XX 

− accumulatori al piombo 

− rottami di legno; 

− carta e cartoni 

− rifiuti derivanti dall’attività di manutenzione aree verdi. 

Per il recupero di particolari tipologie di rifiuti (oli usati e batterie al piombo) sono stati 

istituiti Consorzi ai quali essi vanno obbligatoriamente conferiti. 

Le altre tipologie di rifiuti vengono conferite ad appositi impianti di recupero gestiti da 

Terzi. 

B. Attività di Recupero Energetico. 

Attualmente la Centrale attua il recupero energetico mediante co-combustione di 

biomasse costituite da due tipologie di rifiuti: 

- rifiuti di origine vegetale, non pericolosi provenienti dalla filiera agroalimentare e 

dell’industria del legno; 

- rifiuti di origine animale, prodotti trasformati derivanti dal trattamento dei rifiuti della 

filiera zootecnica. 

Per tale motivo la Centrale è iscritta nel registro provinciale delle imprese che 

svolgono l’attività di recupero dei rifiuti, con il numero 108 (Allegato A21) ed è 

riconosciuta dal Gestore della Rete (GRTN) come “impianto alimentato da fonti 

rinnovabili” (Numero IAFR: 542 del 01/10/2002). 

Nel 2005 è stato consumato in co-combustione circa il 6% rispetto al peso totale dei 

combustibili utilizzati in Centrale, equivalente ad una quantità di energia elettrica 

prodotta da fonte rinnovabile pari a circa il 4 % del totale prodotto dalla centrale. 

Recupero energetico da prodotti di origine vegetale 

Introduzione 

Attualmente l’impianto svolge l’attività di recupero energetico mediante cocombustione 

di rifiuti non pericolosi di origine vegetale individuati ai punti 3, 4, 5, 6 e 

7 dell’allegato 2, sub.1 del D.M. 05/02/1998 come modificato dal D.M. 05/04/2006 n. 

186.- La quantità complessiva di rifiuti è fino a 10 t/h medie giornaliere per sezione 

termoelettrica ed è assicurato un apporto in calore inferiore al 10% del complessivo. 

Le caldaie sono dotate di un sistema automatico atto ad impedire l’introduzione dei 

rifiuti in caldaia nelle seguenti condizioni: 

• all’avvio, fino al raggiungimento della temperatura di 850 °C, 

127


XX 

• ogniqualvolta la temperatura scenda al di sotto di 850 °C. 

Detto sistema di controllo della temperatura e soggetto a verifica annuale ed a 

taratura con frequenza almeno triennale. 

L’impianto è dotato di sistemi automatici di alimentazione dei rifiuti, per cui si 

assicura che durante le fasi dell’attività sarà evitato, da parte dei lavoratori, il contatto 

diretto e la manipolazione dei rifiuti, nonché qualsiasi forma di dispersione 

nell'ambiente. 

La temperatura della fiamma raggiunge i circa 1400 °C. ed il tempo di permanenza 

dei gas nella camera di combustione è superiore ai 2 secondi garantendo una 

completa combustione (D.M. 05/02/1998 per il recupero del CDR). 

Tipologia dei rifiuti oggetto di recupero 

I rifiuti soggetti all'attività di recupero energetico sono delle seguenti categorie: 

Tipologia 3 : Scarti vegetali, CER 020103, 020107, 020301, 020303, 020304, 

020701, 020704 

Provenienza: Attività agricole, forestali e di prima lavorazione di prodotti 

agroalimentari; impianti di estrazione dell’olio di vinaccioli, industria distillatoria, 

industria enologica e ortofrutticola, produzione di succhi di frutta e affini, industria 

olearia 

Caratteristiche del rifiuto: Residui colturali pagliosi (cereali, leguminose da granella, 

piante oleaginose, ecc); residui colturali legnosi (sarmenti di vite, residui di potature 

di piante da flutto, ecc.); residui da estrazione forestale; residui - colturali diversi 

(stocchi e tutoli di mais, steli di sorgo, di tabacco, di girasole, di canapa, di cisto, 

ecc.); residui di lavorazione (pula, lolla, residui fini di trebbiatura, gusci, ecc.), sanse 

esauste, vinacce esauste, vinaccioli, farina di vinaccioli, residui di frutta, buccette e 

altri residui vegetali 

Tipologia 4: Rifiuti della lavorazione del legno e affini, non trattati, CER 030101, 

030105, 030301, 150103, 170201 

Provenienza:Industria della carta, del sughero e del legno (I e II lavorazione, 

produzione di pannelli di particelle, di fibra e compensati, mobili, semilavorati per il 

mobile, articoli per l’edilizia, pallets ed imballaggi, ecc) 

Caratteristiche del rifiuto: Scarti anche in polvere a base esclusivamente di legno 

vergine o componenti di legno vergine. 

128


XX 

Tipologia 5: Rifiuti da fibra tessile, CER 040221 

Provenienza: Industria tessile Caratteristiche del rifiuto: Scarti, anche in polvere, di 

fibre tessili di origine animale o vegetale derivanti dalla filatura e tessitura. 

Attività di recupero: Messa in riserva (R13) per il successivo avvio a combustione in 

impianto industriale avente le specifiche previste al punto 3.3 dell’Allegato 2 – 

Suballegato 1 del D.M. 05/02/1998 

Tipologia 6: rifiuti della lavorazione del legno e affini trattati CER 030102, 

030103, 200107 

Provenienza: industria del legno (I^ e II^ lavorazione, produzione pannelli di 

particelle, di fibra e compensati, mobili, semilavorati per il mobile, articoli per l'edilizia, 

ecc.) 

Caratteristiche del rifiuto: Scarti e agglomerati anche in polvere a base 

esclusivamente legnosa e vegetale contenenti un massimo di resine fenoliche 

dell'1% e privi di impregnanti a base di olio di catrame o sali CCA, aventi inoltre le 

seguenti caratteristiche: 

- un contenuto massimo di resine urea - formaldeide o melanina - formaldeide o urea 

– melanina - formaldeide del 20% (come massa secca/massa secca di pannello); 

- un contenuto massimo di resina a base di difenilmetandiisocianato dell'8% (come 

massa secca/massa secca di pannello); 

- un contenuto massimo di Cloro dello 0,9% in massa; 

- un contenuto massimo di additivi ( solfato di ammonio, urea - 

esametilentetrammina) del 10% (come massa secca/massa secca di resina). 

Tipologia 7: Rifiuti della lavorazione del tabacco, CER 020304 

Provenienza: Trasformazione industriale del tabacco e la fabbricazione di prodotti da 

fumo 

Caratteristiche del rifiuto: Scarti e cascami di lavorazioni costituiti dalle polveri, 

fresami e costoline di tabacco vergine e rigenerato, provenienti dalla trasformazione 

industriale del tabacco e dalla fabbricazione di prodotti da fumo aventi un P.C.I. 

(potere calorifico inferiore) sul secco minimo di 8.000 kJ/kg ed una umidità massima 

del 16%. 

129


XX 

Recupero energetico da prodotti di origine animale. 

Introduzione 

Attualmente l’impianto svolge l’attività di recupero energetico di due tipologie di 

prodotti trasformati, derivanti da sottoprodotti di origine animale, quelli solidi granulari 

definiti “farine” ed i grassi fusi. 

La quantità massima complessiva di prodotto coincenerito è di 10 t/h medie 

giornaliere per sezione ed è assicurato un apporto in calore inferiore al 10% del 

totale. Le caldaie sono dotate di un sistema automatico atto ad impedire 

l’introduzione dei prodotti in caldaia nelle seguenti condizioni: 

- all’avvio, fino al raggiungimento della temperatura di 850 °C, 

- ogniqualvolta la temperatura scenda al di sotto di 850 °C. 

Detto sistema di controllo della temperatura e soggetto a verifica annuale ed a 

taratura con frequenza almeno triennale. 

Le farine ed i grassi sono introdotti automaticamente, senza manipolazione alcuna e 

senza dispersione nell’ambiente, direttamente in camera di combustione. 

La temperatura della fiamma raggiunge i circa 1400 °C. ed il tempo di permanenza 

dei gas nella camera di combustione è superiore ai 2 secondi garantendo una 

completa combustione. 

Tipologia dei rifiuti oggetto di recupero 

I rifiuti soggetti all'attività di recupero energetico sono materiali e prodotti derivati 

dall'emergenza BSE, definiti, dall’art. 2 ed allegato 1 del Regolamento CE 

n.1774/2002, prodotti trasformati derivanti da sottoprodotti di origine animale, ovvero: 

1. prodotti trasformati, nella tipologia definita farina animale, derivanti da materiali di 

categorie 1, 2 e 3 individuati dagli articoli 4, 5 e 6 del Regolamento CE n. 1774, 

aventi le seguenti caratteristiche: 

• P.C.I. sul tal quale 12.000 kJ/kg min; 

• umidità 10 % max; 

• ceneri sul secco 40 % max. 

2. prodotti trasformati, nella tipologia definita grassi fusi, derivanti da materiali di 

categorie 2 e 3 individuati dagli articoli 5 e 6 del Regolamento CE n. 1774, aventi le 

seguenti caratteristiche: 

• P.C.I. sul tal quale 30.000 kJ/kg min; 

• umidità 2 % max; 

• ceneri sul secco 2 % max. 

130

Rifiuti da centrali termoelettriche - ARPAL

You also want an ePaper? Increase the reach of your titles

Delete template?

Save as template?