Edipower ha origine (2002) dalla "GenCo" EUROGEN che è la maggiore delle tre società costituita dall'Enel nel 1999 e destinate al mercato, secondo il decreto Bersani, per liberalizzare la produzione di energia elettrica:

• EUROGEN:
7008 MW - 1877 dipendenti (06-04-2001)

- centrali termiche:
Brindisi Nord
Chivasso
S.Filippo del Mela
Piacenza
Sermide
Turbigo

- centrali idroelettriche; nucleo di:
Mese
Udine
Tusciano

acquirente: Edipower, consorzio
EDISON
AEM Milano (municipalizzata, comune al 51%),
AEM Torino (municipalizzata, comune al 69%),
ATEL,
Unicredito Italiano, Interbanca e Royal Bank of Scotland;

gli azionisti principali di Edison sono Italenergia Bis SpA (76,9%) e Carlo Tassara SpA (3,6%);
- a sua volta Italenergia BIS Spa è partecipata da Fiat (24,6 %), EDF (18 %), Capitalia (14,2 %), IMI Investimenti (12,5 %), Intesa (10,7 %), Gruppo Tassara (20 %).

attuale composizione azionaria



da: web-site Edipower

CHI SIAMO

Edipower è oggi tra i maggiori produttori italiani di energia, con una quota pari al 7,4% del fabbisogno nazionale e 6.800 MW di potenza in esercizio, di cui circa 780 MW da fonti rinnovabili (idroelettrico) e circa 25 miliardi di chilowattora prodotti nel 2006, in aumento del 9,2% rispetto all'anno precedente.
Gli azionisti di Edipower sono Edison, Aem Milano, Iride e la società svizzera Atel, quali soci industriali, e Unicredito quale azionista finanziario.

Azionariato soci
Edipower si è aggiudicata nel marzo 2002 la più grande delle GenCo di Enel, Eurogen.
La vendita di Eurogen è avvenuta per dare attuazione alla normativa italiana in materia di liberalizzazione del mercato elettrico (per approfondimenti: Info Energia). Con l'atto di fusione di Eurogen in Edipower che ha avuto efficacia dal 1 dicembre 2002, Eurogen è uscita di scena cedendo il passo a Edipower SpA.

Numero Dipendenti (al 31/12/2006): 1.280

" L'organigramma aziendale

I plus di Edipower
Il mix tecnologico e l'articolazione geografica degli impianti consentono un'offerta in grado di soddisfare le diverse esigenze energetiche del territorio nazionale.
Il vero punto di forza di Edipower è individuabile nella diversificazione delle fonti di approvigionamento energetico: il gas (il cui impiego è in costante crescita) ma anche l'olio, il carbone e, naturalmente, l'acqua.
Tale diversificazione rappresenta una garanzia di elevata efficienza, flessibilità e sicurezza del sistema produttivo.

Alcuni degli attuali gruppi termoelettrici sono in via di trasformazione in gruppi a ciclo combinato con benefici sul piano del rendimento energetico e dell'impatto ambientale.
Le centrali idroelettriche, infine, con la loro energia "verde" e rinnovabile, rappresentano circa l'11% della potenza installata (750 MW), con una capacità di invaso complessiva di circa 142 milioni di metri cubi.

MODELLO DI BUSINESS:

il tolling agreement
Edipower ha effettuato una precisa scelta strategica: separare i rischi industriali del produttore - che rimangono in capo a Edipower - da quelli del mercato - che rimangono in capo ai Soci Industriali.
Lo strumento individuato per tradurre tale indirizzo strategico è un accordo, denominato Tolling Agreement per la produzione termoelettrica e Power Purchase Agreement per la produzione idroelettrica, il cui meccanismo prevede che i Soci Industriali forniscano
pro-quota il combustibile necessario alla produzione di energia elettrica e ritirino quest'ultima commercializzandola direttamente.

Il Tolling/Power Purchase Agreement
" È un contratto che intercorre tra i Soci Industriali e Edipower " Edipower, in quanto produttore, sopporterà i soli rischi tecnici di produzione derivanti dalle attività di esercizio, manutenzione e repowering degli impianti
" I Soci Industriali, detti Tollers, si faranno carico dei rischi di mercato dell'approvvigionamento del combustibile e della commercializzazione dell'energia prodotta.

RISCHI OPERATIVI Edipower: Esercizio - Manutenzione - Repowering

RISCHI DI MERCATO Soci Industriali: Approvigionamento combustibili - Commercializzazione energia - Suddivisione pro-quota dell'energia spettante a ciascun socio.

GLI OBIETTIVI INDUSTRIALI

Il primo obiettivo per Edipower è consolidare e sviluppare la propria presenza industriale nelle regioni del Nord e del Sud del Paese, implementando un piano industriale che consenta di mantenere e rafforzare il proprio ruolo primario tra gli operatori energetici italiani.
Per raggiungere tale obiettivo risulta fondamentale lo sviluppo di un piano di revamping/repowering del parco di generazione termoelettrico con le seguenti finalità:

• " garantire prestazioni ambientali degli impianti secondo le migliori tecniche disponibili ed in base alla vigente normativa.
• " adottare le configurazioni tecnologiche che consentano di conseguire un elevato rendimento energetico e quindi un posizionamento competitivo vincente sul mercato dell'energia.

LA CENTRALE TERMOELETTRICA DI BRINDISI
I lavori per la costruzione della centrale iniziarono nel luglio del 1964.
In una prima fase furono costruiti due gruppi da 320 MW collegati alla rete elettrica a 220 kV. Successivamente l'impianto fu ampliato con ulteriori due gruppi di pari potenza collegati alla rete a 380 kV.
Nel 1979 fu decisa la riconversione a carbone conservando la possibilità di bruciare, come combustibile di supporto o in alternativa, anche l'olio combustibile denso.

Attualmente la potenza installata è di 1.280 MW, ed è equipaggiata con:

" 4 generatori di vapore
" 4 turbine a vapore
" 4 condensatori
" 4 alternatori
" 2 trasformatori principali 190 MVA per ognuna delle sezioni 1 e 2
" 1 trasformatore principale 370 MVA per ognuna delle sezioni 3 e 4 " 4 ciminiere metalliche alte 60 m

Oggi, solo due dei quattro gruppi (il 3 ed il 4) sono funzionanti e vengono alimentati esclusivamente con carbone a bassissimo tenore di zolfo.

I gruppi 3 e 4 da 320 MW sono stati dotati, in aggiunta ai precipitatori elettrostatici, di un impianto di denitrificazione dei fumi (DeNOx).


GENERATORI DI VAPORE
I generatori sono del tipo ad attraversamento forzato con surriscaldamento e risurriscaldamento del vapore. Ogni generatore di vapore è dotato di cinque mulini per la macinazione del carbone. L'aria comburente viene immessa nel generatore a mezzo di due ventilatori assiali, ad asse orizzontale ed a pale orientabili per la regolazione della portata.

" Produzione vapore: 1.078 t/h
" Temperatura vapore surr. : 540°C
" Pressione vapore: 177 kg/cm2
" Temperatura vapore risurr. : 540°C
" Pressione vapore risurr. : 45kg/cm2

TURBINE A VAPORE
Le turbine hanno quattro corpi disposti su di un solo asse: uno di alta, uno di media, e due di bassa pressione; questi ultimi sono a doppio flusso contrapposto per bilanciare la spinta assiale del vapore.
Il vapore dopo una prima espansione in turbina viene rinviato in caldaia, risurriscaldato e riammesso nel corpo di media pressione per una seconda espansione: quindi termina nei corpi di bassa pressione e viene scaricato al condensatore.

" Pressione vapore amm : 170 kg/cm2
" Temperatura vapore amm : 538°C
" Pressione vapore surr.amm : 41,8 kg/cm2
" Temperatura vapore risurr. : 538°C
" Pressione vapore scarico: 0,05 kg/cm2

ALTERNATORI
Gli alternatori della centrale di Brindisi sono del tipo a raffreddamento diretto degli avvolgimenti mediante idrogeno. L'eccitazione dell'alternatore è del tipo statico a diodi controllati.
" Potenza: 370 MVA
" Tensione normale: 20 kV
" Corrente nominale: 10.681 A
" Fattore di potenza: 0,9
" Frequenza: 50 Hz
" Pressione idrogeno: 3 kg/cm2

TRASFORMATORI PRINCIPALI
I trasformatori, elevatori di tensione (insieme agli interruttori, ai sezionatori ed alle sbarre), costituiscono la stazione elettrica della centrale.
Sia i gruppi 1 e 2 a 220 kV, sia i gruppi 3 e 4 a 380 kV, sono collegati alla stazione di Brindisi Smistamento.
Da qui partono due linee a 220 kV per Taranto e una linea a 380 kV per Bari oltre ad altre linee a tensione inferiore dirette alle stazioni di distribuzione dei centri minori.

CONDENSATORI
Ciascun condensatore è del tipo a superficie: è dotato di due ingressi e di due scarichi, in modo da essere suddivisibile in due settori indipendenti dal lato acqua di circolazione.
" N° Tubi: 23.160
" Superficie di scambio: 18.800 m2
" Lunghezza: 10,8 m
" Capacità del pozzo: 70 m3

OPERE DI PRESA E SCARICO
L'acqua di raffreddamento che circola nei tubi del condensatore viene prelevata dal mare.
L'opera di presa deriva l'acqua da un bacino di calma realizzato sul mare in direzione est-ovest con andamento pressoché parallelo alla costa.
Per ciascuna unità termoelettrica sono installate due pompe per il prelievo dell'acqua di circolazione, ciascuna con portata di 5,25 m3/sec.
Il canale terminale di scarico è realizzato in cemento armato ed è in comune per le quattro unità.

COMBUSTIBILI
L'impianto prevede la possibilità di funzionare sia a carbone che a olio combustibile denso, o con mix di entrambi i combustibili.
Le petroliere attraccano al molo di Costa Morena dove scaricano l'olio combustibile che, tramite oleodotto, viene stoccato nei serbatoi.
Il carbone viene scaricato dalle navi carboniere presso il molo di Costa Morena Est e trasportato alla tramoggia di carico da dove si alimentano direttamente le caldaie.

L'AMBIENTALIZZAZIONE DELLE SEZIONI 3 E 4
In aggiunta ai precipitatori elettrostatici (per ridurre l'emissione di polveri), le sezioni 3 e 4 sono state dotate, dal dicembre 2004, di un impianto di denitrificazione dei fumi ad urea e di conseguenza viaggiano in regime ambientalizzato (come previsto dal decreto MAP 22 settembre 2003) con due gruppi da 320 MW.
L'impianto di denitrificazione dei fumi è costituito da due monoblocchi (uno per sezione) comprendenti i seguenti sistemi principali:

o sistema di caricamento e stoccaggio dell'urea costituito dai componenti atti a consentire il caricamento e lo stoccaggio dell'urea in soluzione acquosa inferiore al 50%;

o reattore d'idrolizzazione per la produzione di ammoniaca gassosa e la sua distribuzione fino agli ugelli d'iniezione posti a monte di ogni singolo reattore;

o sistema di reazione catalitica posto immediatamente a valle dell'economizzatore di caldaia, nel quale i fumi, additivati con ammoniaca gassosa, passano attraverso una massa di catalizzatore al fine di consentire la riduzione sostanziale degli ossidi di azoto.


Il progetto di revamping della centrale consiste nella realizzazione - in sostituzione delle unità convenzionali 1 e 2 da 320 MW ciascuna - di un ciclo combinato alimentato a gas naturale, costituito da una turbina a gas e da una turbina a vapore esistente, per una potenza complessiva di circa 430 MW e nel mantenimento in esercizio delle sezioni 3 e 4 a carbone.

Si prevede inoltre:
" l'installazione di impianti di desolforazione (DeSOx) e depolverazione per i gruppi a carbone;
" gli interventi sulla logistica per la movimentazione del carbone, che comprendono la concentrazione delle attività di carico e scarico nella sola banchina in concessione all'Enel, l'installazione di nastri trasportatori chiusi per il trasferimento di carbone, polveri e gessi; la copertura integrale del carbonile.

LA TRASFORMAZIONE IN CICLO COMBINATO DELLE SEZIONI 1 E 2
Lo schema del ciclo termico proposto per la trasformazione in ciclo combinato delle Sezioni 1 e 2 prevede l'utilizzo di un unico gruppo turbogas, a metano.
Il calore contenuto nei gas di scarico del turbogas sarà utilizzato per produrre vapore in un apposito generatore di vapore a recupero (GVR) a tre livelli di pressione: alta pressione (AP), media pressione (MP) e bassa pressione (BP).
La trasformazione in ciclo combinato prevede l'abbinamento dell'esistente turbina a vapore con un gruppo turbogas+GVR.

Turbina a gas e alternatore
Il gruppo turbogas è idoneo per un funzionamento di tipo continuo ed è dotato di combustori per il contenimento delle emissioni di NOx a secco.
La tensione ai morsetti dell'alternatore è di 20 kV. L'alternatore è collegato al trasformatore elevatore e questo, mediante cavi ad olio fluido, ai sistemi ad alta tensione della sottostazione elettrica.

GVR e turbina a vapore
Il GVR abbinato al TG produce vapore su tre livelli di pressione. I fumi prodotti dal turbogas , dopo aver attraversato il GVR, sono convogliati alla ciminiera metallica posta sulla sommità dello stesso, e di qui rilasciati in atmosfera.
Al fine di consentirne il riutilizzo e ottimizzarne le prestazioni, l'alternatore e l'esistente turbina a vapore verranno revisionate e modificate.

SISTEMA DI DECOMPRESSIONE E FILTRAZIONE DEL GAS NATURALE
L'unico combustibile utilizzato nell'assetto di ciclo combinato è il gas naturale. Al fine di rendere disponibile il gas alla turbina a gas nelle condizioni (temperatura, pressione, purezza, ecc.) richieste dalla macchina, è prevista l'installazione di una stazione trattamento e decompressione all'interno della centrale che includerà i dispositivi di misura, filtrazione, riscaldamento, intercettazione e protezione.

LA CENTRALE TERMOELETTRICA DI CHIVASSO

Sotto la guida dell'Ing. Luigi Selmo, la progettazione e costruzione della centrale di Chivasso iniziano nel giugno 1950, seguendo il concetto fondamentale di possibilità di ampliamento dell'impianto con l'aggiunta di altri gruppi.
Il primo gruppo entra in esercizio nel 1953 e nei primi anni di funzionamento, vengono impiegati come combustibili per le caldaie sia il metano che il carbone e l'olio combustibile.

Il secondo gruppo entra in esercizio nel 1956 mentre il terzo e il quarto, a solo olio combustibile, entrano in funzione nel 1959.
Nel 1962 entra in servizio la sezione a turbogas da 30 MW, situata in un edificio dedicato.

Bisogna aspettare il 1966 per vedere in funzione il quinto gruppo che, con i suoi 250 MW, rappresenta la sezione maggiore della centrale, anch'essa alimentata ad olio combustibile.

È nel 1975 che, al fine di utilizzare come combustibile anche il metano, vengono trasformati i gruppi 4 e 5, seguendo così la politica di diversificazione nell'approvvigionamento delle risorse energetiche.

Il periodo di massima produzione avviene proprio tra il 1967 e il 1980.
Successivamente, con l'entrata in esercizio di impianti più moderni e con un maggiore rendimento energetico, l'impianto viene utilizzato soltanto in periodi di punta fino a che, nel 1992, la sezione 3 (turbogas) viene ufficialmente dismessa e, alla stessa data, vengono poste fuori esercizio anche le sezioni 1 e 2.

Nel 2002 per consentire la costruzione del moderno impianto a ciclo combinato, attualmente in funzione, vengono fermati anche i gruppi 4 e 5.


La vecchia centrale, situata tra la sponda sinistra del fiume Po e l'imbocco del Canale Cavour, nel territorio del Comune di Chivasso, è stata trasformata in un moderno impianto turbogas con ciclo combinato alimentato a gas metano.
Il nuovo impianto, entrato in esercizio alla fine del 2004, ha una potenza complessiva di circa 1.170 MW (performance test).

La nuova centrale occupa una superficie di circa 400.000 mq. ed è composta da due impianti di produzione in ciclo combinato (definiti Moduli):

. Modulo in ciclo combinato (CH1) costituito da due sezioni di produzione con turbina a gas e da una sezione di produzione con turbina a vapore, della potenza complessiva di 790 MW.

. Modulo in ciclo combinato (CH2) costituito da una sezione di produzione con turbina a gas e da una sezione di produzione con turbina a vapore, della potenza complessiva di 381 MW.

L'impianto è alimentato esclusivamente con gas metano.

La centrale è equipaggiata con:
" 3 TG (turbogas)
" 2 turbine a vapore
" 2 condensatori di vapore
" 5 alternatori
" 5 trasformatori principali
" ciminiere alte 90 m

TURBINE A GAS
Le turbine a gas impiegate in ciclo combinato sono a singolo albero, in grado di erogare una potenza di circa 250 MW. Il compressore assiale multistadio è provvisto di un dispositivo di controllo della portata d'aria in ingresso (IGV). Un prelievo di aria compressa viene utilizzato per il raffreddamento della turbina e per evitare il fenomeno di pompaggio durante l'avviamento. L'aria scaricata dal compressore assiale viene inviata nella camera di combustione. Il combustore è del tipo con abbattimento dei NOx a secco (Dry Low NOx, DLN-2 a flusso inverso) con 18 camere di combustione disposte sulla circonferenza di scarico del compressore. L'energia termica fornita dalla combustione viene trasformata in energia meccanica nella turbina a gas e successivamente in energia elettrica attraverso l'alternatore accoppiato. I gas di combustione in uscita dalle turbine a gas sono inviati ai GVR, dove cedono calore per la produzione di vapore, e successivamente scaricati al camino.

TURBINA A VAPORE Le turbine a vapore del Modulo 1 e del Modulo 2 sono del tipo ad azione/reazione e sono costituite da tre cilindri (alta pressione-media pressione-bassa pressione) montati sullo stesso asse.

ALTERNATORI Gli alternatori sono del tipo trifase , con raffreddamento in atmosfera di idrogeno in ciclo chiuso. L'alternatore TV Modulo 2 è munito di un ulteriore sistema di raffreddamento dell'avvolgimento statorico (avvolgimento fisso) ad acqua demineralizzata.

TRASFORMATORI PRINCIPALI L'energia elettrica prodotta dalla centrale viene immessa sulla rete nazionale in parte ad una tensione di 230 kV e in parte ad una tensione di 400 kV attraverso i 5 trasformatori principali.

GVR (generatori di vapore a recupero) I moduli della centrale di Chivasso sono caratterizzati da due GVR (Modulo 1) e un GVR (Modulo 2) che producono vapore sfruttando i fumi caldi scaricati dalle rispettive turbine a gas.

CONDENSATORI
I condensatori sono del tipo a superficie con tubi orizzontali ad un passaggio (Modulo 1) e a due passaggi (Modulo 2) e due semi-casse indipendenti lato acqua di fiume. Il condensato, raccolto nel pozzo caldo del condensatore, è ripreso dalle pompe di estrazione per essere inviato previa filtrazione e trattamento, ai corpi cilindrici dei GVR. L'acqua di raffreddamento dei condensatori è prelevata dal fiume Po a monte della presa del Canale Cavour e può essere scaricata nello stesso canale oppure attraverso un canale scaricatore secondario interno al Po.

COMBUSTIBILI
Il combustibile utilizzato dalla centrale è esclusivamente gas metano: l'approvvigionamento avviene tramite un metanodotto collegato alla rete nazionale di trasporto e il gas viene ridotto, attraverso una apposita stazione di riduzione, alla pressione ottimale per l'esercizio delle turbine a gas.

TUTELA AMBIENTALE Per il contenimento delle emissioni in atmosfera la centrale è dotata di sistemi di combustione che consentono la riduzione degli ossidi di azoto (NOx) a secco (Dry Low NOx).

La centrale è dotata di una Rete di Rilevamento della Qualità dell'Aria (RRQA), composta da due postazioni di misura situate nei comuni di Chivasso e di Castagneto Po, che misurano le immissioni di inquinanti al suolo. Recentemente, su entrambe le postazioni sono state installate nuove strumentazioni. I dati sono trasmessi periodicamente ad ARPA Piemonte e Comune di Chivasso.

Le emissioni in atmosfera di ossidi di azoto e monossido di carbonio vengono controllate e registrate in continuo tramite un Sistema di Monitoraggio Emissioni (SME), le cui misure sono rese disponibili in tempo reale all'Autorità di Controllo (ARPA).

Le acque reflue di centrale sono trattate da un apposito impianto (ITAR), i cui scarichi sono controllati in continuo.

La Centrale adotta un Sistema di Gestione ambientale che ha ottenuto la certificazione secondo la norma UNI EN ISO 14001 nel mese di dicembre 2002.

Al fine di promuovere il miglioramento continuo delle prestazioni ambientali, nonché l'informazione al pubblico, la centrale ha inoltre aderito volontariamente al sistema comunitario di ecogestione e audit denominato "EMAS" ottenendone la registrazione n° I-000176 il 19 dicembre 2003.

centrale Emilia

centrale Emilia

centrale Emilia

centrale Emilia

LA CENTRALE TERMOELETTRICA DI PIACENZA

LA STORIA DELLA CENTRALE

Accanto all'attuale e funzionante impianto di produzione di energia elettrica, ancora oggi si trova la vecchia "Emilia", l'ex-centrale elettrica realizzata dall'architetto Piero Portaluppi (da elenco opere: RP327 - Centrale termoelettrica di Piacenza - Piacenza: 1925-1929) negli anni 1925-26 e considerata un magnifico monumento al lavoro dell'uomo.

La prima "centrale di Piacenza", non ancora denominata Emilia (questa denominazione risale al rifacimento "americano" del piano Marshall-ERP) venne costruita dalla Società Generale Elettrica dell'Adamello - GEA - (dal 1933 Cisalpina e dal 1942 Edison) nella seconda metà dagli anni '20: da: LA SOCIETA' GENERALE ELETTRICA DELL'ADAMELLO E L'ATTIVITA' DA ESSA SVOLTA NEL SUO PRIMO VENTENNIO 1907 - 1927 - In occasione della Assemblea generale dei soci 21 Giugno 1927 CENTRALE TERMOELETTRICA DI PIACENZA. La Centrale termoelettrica di Piacenza, attualmente in costruzione, sorge in riva al Po, immediatamente a valle del ponte della ferrovia Milano-Piacenza. La potenza del macchinario installato per ora è di 20.000 K.W. ottenuti con due unità da 10.000 K.W. ciascuna; ma l'impianto è previsto per l'installazione di macchinario per una potenza di 40.000 K.W. I due turbo-alternatori sono stati previsti per le seguenti caratteristiche: pressione del vapore alla valvola 'ammissione di 32 atmosfere con una temperatura di 400° C. 2520 giri al primo; frequenza di 42 periodi ; tensione di 6000 a 6600 volt; K.V.A. 16.700. Il relativo impianto di produzione del vapore comprende: 4 caldaie Babcok & Wilcox di tipo marino con una superficie di riscaldamento di 800 mq. ciascuna e con un surriscaldatore di 400 mq. di superficie per produzione di vapore surriscaldato a 35 atmosfere e 420 C°; 4 caldaie Yarrow con una superficie di riscaldamento di 700 mq. ciascuna, per produzione di vapore saturo a 14 atmosfere; e 4 batterie di economizzatori con una superficie di 520 mq. ciascuna. Il funzionamento delle caldaie è per ora previsto con nafta; ma vi è pure la possibilità di modificare l'impianto per l'impiego di carbone in pezzatura comune oppure in polvere. I due trasformatori che vengono installati in un primo tempo, sono del tipo trifase in olio, hanno una potenza di 16700 K.V.A. ciascuno, con un rapporto di trasformazione da 6500 a 68.250 volt e sono previsti per montaggio all'aperto. .... la Centrale termoelettrica di Piacenza disposta per l'installazione di 40.000 K. W., che la Società Adamello ultimerà entro l'anno corrente. da GEA: assemblea generale degli azionisti del 26 gigno 1930 ....... è stata compiuta la centrale di Piacenza, la cui andata in marcia sarà però ritardata di qualche mese in causa di un incidente di macchine verificatosi durante le prove. Nota mia: tra le cause che determinarono le crisi finanziaria che portò alla fine della GEA e alla sua trasformazione (nel 1933) in Società Generale Elettrica Cisalpina inserita nel gruppo Edison, oltre alla situazione economica generale, al consistente prestito obbligazionario in dollari contratto sul mercato americano, sia stato il "grave incidente tecnico" sopra citato (pare sia "esplosa" una turbina) che ebbe come conseguenza sia la mancata produzione che notevolissimi esborsi aggiuntivi.

I lavori per la sua costruzione (della centrale "Emilia", terminati nel 1953) videro impegnate numerose imprese italiane specializzate e l'impiego di oltre 1.000 operai.

Nella sala macchine funzionavano due gruppi turbogeneratori "Westinghouse" da 70 MW ciascuno ed il rendimento globale dell'impianto era di oltre il 35%, in linea con le migliori tecnologie allora disponibili nelle centrali termoelettriche installate in Europa.

Lo schema adottato nella centrale fu quello "monoblocco", basato cioè sull'alimentazione di ciascun turboalternatore da parte di una sola caldaia, senza collegamenti tra un gruppo e l'altro.
La potenzialità della produzione di ciascuna caldaia della Centrale Emilia era di oltre 210 tonnellate di vapore all'ora ad una pressione di 103 atmosfere.


Tra il 1965 e il 1967 furono realizzate le due sezioni convenzionali da 330 MW ciascuna che costituivano la Centrale Levante costruita in un edificio situato di fronte alla vecchia Centrale Emilia.

Edipower ha provveduto alla trasformazione della Centrale Levante in un moderno ciclo combinato, composto da due sezioni di produzione con turbina a gas e da una turbina a vapore della potenza complessiva di circa 800 MW.

Grazie al sistema di post-combustione installato nelle caldaie a recupero, è possibile incrementare la produzione di vapore e con essa ottenere un aumento di 50 MW sulla potenza generata dalla turbina a vapore.

Le opere preliminari per l'avvio del cantiere sono iniziate il 30 dicembre 2002 e la sua entrata in servizio è avvenuta nel dicembre 2005.

Il nuovo impianto è equipaggiato con:
" 2 TG (turbogas)
" 2 GVR (Generatori di Vapore a Recupero), dotati di ciminiere per lo scarico dei gas di altezza pari a 90 m
" 1 turbina a vapore utilizzante il vapore prodotto dai due GVR
" 1 condensatore di vapore
" 3 alternatori
" 3 trasformatori principali

L'acqua di raffreddamento del condensatore viene prelevata dal fiume Po e restituita allo stesso utilizzando le esistenti opere di prelievo e scarico.
Il rendimento globale dell'impianto è pari al 56%.

LA CONVENZIONE CON IL COMUNE In base alla convenzione sottoscritta con il Comune di Piacenza nel febbraio 2005, la centrale - dal 2006 al 2010 - fornirà calore a servizio del sistema di teleriscaldamento cittadino per una potenza termica pari a 20 Mwt e dopo il 2010 renderà disponibile un calore complessivo fino a 160 Mwt.

Grazie alla dismissione di caldaie civili, il sistema di teleriscaldamento comporterà una riduzione di inquinanti in atmosfera decisamente significativa. La convenzione sottoscritta tra Edipower e il Comune di Piacenza prevede, inoltre, un contributo per la realizzazione del Progetto Integrato Centrale Emilia. Il Progetto Integrato prevede il recupero parziale della Centrale Emilia per ospitare il Consorzio Leap - un laboratorio di efficienza e compatibilità ambientale delle tecnologie energetiche - e uno spazio museale dedicato alla città.

TG (turbogas) Le due turbine a gas impiegate nel ciclo combinato sono di potenza unitaria di circa 270 MWe.
Ognuna comprende il compressore d'aria assiale che provvede alla fornitura dell'aria comburente necessaria per la combustione e per il raffreddamento delle parti calde della macchina.
I combustori sono del tipo a basso sviluppo di NOx per contenere le emissioni entro i limiti imposti dalla normativa vigente.
L'energia termica fornita dalla combustione viene trasformata in energia meccanica nella turbina a gas e successivamente in energia elettrica attraverso l'alternatore accoppiato.
I gas di combustione in uscita dalle turbine a gas vengono inviati ai GVR, dove cedono calore per la produzione di vapore, e successivamente scaricati al camino.

GVR
I Generatori di Vapore a Recupero sono scambiatori di calore a superficie che, sfruttando l'energia termica esistente nei gas di scarico dei TG, producono il vapore necessario ad azionare la Turbina a Vapore.


TURBINA A VAPORE
I principali dati tecnici sono:
" Tipo: Azione-reazione a 4 cilindri
" Potenza nominale: 340 MW
" Pressione vapore: SH 171 bar
" Pressione vapore: RH 45 bar
" Temperatura vapore: SH 538°C
" Temperatura vapore: RH 538°C
" Pressione allo scarico: 0,050 bar

ALTERNATORI
I due alternatori accoppiati ai turbogas sono del tipo trifase, raffreddati ad aria in ciclo chiuso.
Il terzo alternatore (quello accoppiato alla turbina a vapore della sezione 4) è del tipo trifase con raffreddamento misto (atmosfera di idrogeno in ciclo chiuso + raffreddamento ad acqua deionizzata in ciclo chiuso per gli avvolgimenti statorici).

TRASFORMATORI PRINCIPALI
Ciascun alternatore è rigidamente collegato al proprio trasformatore elevatore che innalzerà la tensione fino a 380 KV onde permettere l'immissione dell'energia elettrica prodotta sulla rete di trasporto nazionale.

CONDENSATORE
Il condensatore è del tipo a superficie, con tubi orizzontali a semplice passaggio, attraversati dall'acqua del fiume Po.
Il vapore scaricato dagli stadi di bassa pressione della turbina, lambendo i tubi, si condensa trasformandosi in acqua, che si raccoglie nel pozzo caldo e, ripreso dalle pompe di estrazione, è reinviato, previo trattamento di filtrazione fisico-chimica, ai GVR.

COMBUSTIBILE
Il combustibile utilizzato nel nuovo impianto a ciclo combinato è esclusivamente gas metano e l'approvigionamento del gas avviene tramite un metanodotto collegato alla rete nazionale di trasporto.

TUTELA AMBIENTALE
La Centrale è dotata di:
" sistemi di combustione "a basso NOx" per ridurre le emissioni di ossidi di azoto (NOx).
Le emissioni in atmosfera di ossidi di azoto (NOx) e monossido di carbonio (CO) vengono controllate e registrate in continuo da un Sistema di Monitoraggio Emissioni (SME); i valori misurati sono trasmessi settimanalmente all'autorità di controllo (ARPA).

La Rete di Rilevamento della Qualità dell'Aria (RRQA) per la misura di alcuni inquinanti al suolo è di proprietà della Provincia; la Centrale ha contribuito alle spese di realizzazione e di gestione della rete stessa.

Le acque reflue di Centrale (acide/alcaline, oleose, biologiche) sono trattate da un apposito impianto (ITAR, Impianto Trattamento Acque Reflue), i cui scarichi sono controllati in continuo.

In generale, tutte le attività che hanno o possono generare un'interazione con l'ambiente sono gestite conformemente alla normativa ambientale vigente e secondo le migliori tecniche disponibili.
La Centrale adotta un Sistema di Gestione Ambientale ed ha ottenuto la certificazione secondo la norma UNI EN ISO 14001 nel mese di maggio 2003.
Per promuovere il miglioramento continuo delle prestazioni ambientali, nonché l'informazione al pubblico, la centrale ha inoltre aderito volontariamente al sistema comunitario di ecogestione e audit denominato "EMAS", ottenendone la registrazione n° I-000167 il 12 Novembre 2003.

centrale Emilia

centrale Emilia

centrale Emiliao

centrale Emilia

LA CENTRALE TERMOELETTRICA DI SERMIDE

La centrale fu costruita sulla sponda destra del fiume Po, nel territorio dei comuni di Sermide e Carbonara Po, a circa 40 km ad est della città di Mantova ed era originariamente costituita da 4 gruppi, da 320 MW ciascuno, che venivano alimentati ad olio combustibile.

La centrale è composta da due sezioni di produzione in ciclo combinato (definiti Moduli), composte e denominate come segue:

• " un modulo in ciclo combinato (SE3) costituito da una sezione di produzione con turbina a gas e da una sezione di produzione con turbina a vapore, della potenza complessiva di circa 380 MW.
• " un modulo in ciclo combinato (SE4) costituito da due sezioni di produzione con turbine a gas e da una sezione di produzione con turbina a vapore, della potenza complessiva di circa 760 MW.

LA CENTRALE TERMOELETTRICA DI TURBIGO

Il primo gruppo della vecchia centrale di Turbigo ponente da 35 MW è entrato in servizio nel 1928. Nel 1937 è entrata in servizio la prima linea europea a 220 kV, la Isarco - Torino, che faceva capo alla sottostazione di Turbigo.

Negli anni '60, smantellato il vecchio impianto, sono stati installati un gruppo da 70 MW ed uno da 75 MW che sono entrati in servizio rispettivamente nel 1960 e nel 1964.

Con la costituzione dell'Enel venivano realizzate le seguenti sezioni:
nel 1967 è entrato in servizio un gruppo da 250 MW e
nel 1970 sono entrate in funzione altre 3 unità, una da 320 MW e due da 330 MW.

Il Ministero dell'Industria, su richiesta dell'Enel, con i decreti 30.06.1990 e 28.10.1993 aveva autorizzato gli interventi di ripotenziamento e di adeguamento ambientale.
A ciascun gruppo vapore era stata associata una sezione turbogas da 125 MW.

Nel dicembre 2005, con il rilascio dell'autorizzazione, ai sensi dell'art.1 della Legge 9 aprile 2002 - n.55, da parte del Ministero delle Attività Produttive si è concluso l'iter autorizzativo relativo al Progetto di Riqualificazione della centrale che prevede la trasformazione in ciclo combinato delle sezioni 2 e 4.

Il Progetto prevede inoltre la mitigazione a verde di un'area dismessa interna alla centrale e di proprietà Edipower della superficie di 10 ettari, sede del cantiere e, quale misura compensativa, la previsione di interventi di miglioramento forestale in aree boschive di proprietà o in disponibilità del Parco del Ticino.
Attualmente i lavori relativi alla fase 1 sono prossimi al completamento: la marcia commerciale del ciclo combinato da 850 MW è prevista per la fine del 2007.


Situata sulla sponda destra del Naviglio Grande, nel Nord-Ovest della Lombardia, nei territori dei Comuni di Turbigo e di Robecchetto, la centrale occupa un'area di 56 ettari.

Il vecchio ciclo convenzionale ripotenziato era costituito da 4 sezioni a vapore:
" sezione 1 250 MW
" sezione 2 320 MW
" sezione 3 330 MW
" sezione 4 330 MW
e da 4 sezioni turbogas da 125 MW con una potenza totale installata di 1.730 MW.
Ogni generatore di vapore aveva il ciclo termico ripotenziato mediante preriscaldamento dell'acqua di alimento per mezzo di un recuperatore di calore inserito sullo scarico del turbogas.

Nota mia: i gruppi 3 e 4, quando furono "ordinati" dall'Enel al costruttore, erano destinati a Piacenza Levante; l'opposizione degli enti locali non consentì il raddoppio di PC Levante.

II Progetto di Riqualificazione, autorizzato nel 2005, è caratterizzato da due fasi distinte.
I lavori relativi alla prima fase sono iniziati nel 2006 e la loro fine è prevista nel 2007.

Fase I:
" Dismissione, ad eccezione della turbina a vapore e del condensatore, della sezione 4;
" dismissione e demolizione dei quattro turbogas esistenti;
" installazione di un ciclo combinato da circa 850 MWe costituito da due nuove turbine a gas da 264 MWe ciascuna, associate alla turbina a vapore della sezione 4 esistente;
" mantenimento delle sezioni a vapore 1, 2 e 3 che saranno esercite in assetto isolato.

Fase II
" dismissione, ad eccezione della turbina a vapore e del condensatore, della sezione 2;
" la demolizione delle due ciminiere dismesse delle sezioni 1 e 2 a vapore;
" installazione di un ciclo combinato da circa 430 MWe costituito da una nuova turbina a gas da 264 MWe associata alla turbina a vapore della sezione 2 esistente;
" mantenimento delle sezione a vapore 1 e 3, che saranno esercite in assetto isolato.

La centrale è collegata alla rete elettrica nazionale a 380 kV tramite una stazione elettrica in blindato.

GENERATORI DI VAPORE
Sezione 1
" tipologia: a circolazione forzata
" bruciatori: frontali
" produzione di vapore: 840 t/h
" pressione vapore: SH/RH 207/43 bar
" temperatura vapore: SH/RH 538°C

Sezione 2
" tipologia: a circolazione forzata
" bruciatori: fronte/retro
" produzione di vapore: 1.050 t/h
" pressione vapore: SH/RH 175/37 bar
" temperatura vapore: SH/RH 538°C

Sezione 3
" tipologia: a corpo cilindrico, a circolazione controllata
" bruciatori: tangenziali
" produzione di vapore: 1.050 t/h
" pressione vapore: SH/RH 175/37 bar
" temperatura vapore: SH/RH 538°C.

TURBINA A VAPORE
La turbina trasforma l'energia termica posseduta dal vapore prodotto dalla caldaia in energia meccanica che si rende disponibile sotto forma di coppia motrice all'albero della macchina.
La turbina è costituita da stadi di alta, media e bassa pressione e pone in rotazione l'alternatore.
Il vapore dopo aver attraversato la turbina viene scaricato al condensatore.

La potenza nominale continua risulta:
Sezione 1 " potenza: 250 MW

Sezione 2" potenza: 320 MW

Sezione 3" potenza: 330 MW

ALTERNATORE
L'alternatore trasforma l'energia meccanica delle turbine in energia elettrica.
Nelle sezioni a vapore la tensione nominale varia tra i 15 kV e i 20 kV.
Il raffreddamento è a circolazione forzata di acqua e di idrogeno.

CONDENSATORE
Il condensatore utilizza l'acqua prelevata dal Naviglio Grande per condensare il vapore scaricato dalla turbina a vapore.


Il ciclo combinato

TG (turbogas)
Le due turbine a gas impiegate nel ciclo combinato sono di potenza unitaria di circa 270 MWe.
Ognuna comprende il compressore d'aria assiale che provvede alla fornitura dell'aria comburente necessaria per la combustione e per il raffreddamento delle parti calde della macchina.
I combustori sono del tipo a basso sviluppo di NOx per contenere le emissioni entro i limiti imposti dalla normativa vigente.

L'energia termica fornita dalla combustione viene trasformata in energia meccanica nella turbina a gas e successivamente in energia elettrica attraverso l'alternatore accoppiato.
I gas di combustione in uscita dalle turbine a gas vengono inviati ai GVR, dove cedono calore per la produzione di vapore, e successivamente scaricati al camino.

GVR
I Generatori di Vapore a Recupero sono scambiatori di calore a superficie che, recuperando l'energia termica esistente nei gas di scarico dei TG, producono il vapore necessario ad azionare la Turbina a Vapore.

TURBINA A VAPORE
I principali dati tecnici sono:
" Tipo: Azione-reazione a 4 cilindri
" Potenza nominale: 340 MW
" Pressione vapore: SH 171 bar
" Pressione vapore: RH 45 bar
" Temperatura vapore: SH 538°C
" Temperatura vapore: RH 538°C
" Pressione allo scarico: 0,050 bar

ALTERNATORI
I due alternatori accoppiati ai turbogas sono del tipo trifase, raffreddati ad aria in ciclo chiuso.
Il terzo alternatore (accoppiato alla turbina a vapore) è del tipo trifase con raffreddamento misto (atmosfera di idrogeno in ciclo chiuso + raffreddamento ad acqua deionizzata in ciclo chiuso per gli avvolgimenti statorici).

TRASFORMATORI PRINCIPALI
Ciascun alternatore è rigidamente collegato al proprio trasformatore elevatore che innalzerà la tensione fino a 380 KV onde permettere l'immissione dell'energia elettrica prodotta sulla rete di trasporto nazionale.

CONDENSATORE
Il condensatore è del tipo a superficie, con tubi orizzontali a semplice passaggio, attraversati dall'acqua del Naviglio Grande.
Il vapore scaricato dagli stadi di bassa pressione della turbina, lambendo i tubi, si condensa trasformandosi in acqua, che si raccoglie nel pozzo caldo e, ripreso dalle pompe di estrazione, è reinviato, previo trattamento fisico-chimico, ai GVR.

COMBUSTIBILI
Il combustibile del ciclo combinato è esclusivamente il gas naturale mentre i gruppi convenzionali possono utilizzare anche olio combustibile a basso tenore di zolfo.
L'olio viene approvvigionato mediante oleodotto o autobotti e immagazzinato nel parco combustibili.
Il gas naturale viene approvvigionato mediante metanodotto.

TUTELA AMBIENTALE
La Centrale è dotata dei seguenti sistemi di contenimento delle emissioni in atmosfera:

" Gruppo 3: sistemi di combustione "a basso NOx" per ridurre le emissioni di ossidi di azoto (NOx);
" Gruppi 1 e 2: denitrificatori catalitici (DeNOx) per ridurre le emissioni di ossidi di azoto (NOx);
" Gruppi 1, 2 e 3: precipitatori elettrostatici (PE) per ridurre le emissioni di polveri.

Le emissioni in atmosfera di ossidi di azoto (NOx), biossido di zolfo (SO2), polveri e monossido di carbonio (CO) vengono controllate e registrate in continuo tramite un Sistema di Monitoraggio Emissioni (SME); i valori misurati sono trasmessi ogni semestre all'autorità di controllo.

Le immissioni al suolo di biossido di zolfo (SO2) e di ossidi di azoto (NOx) sono rilevate da una Rete di Rilevamento della Qualità dell'Aria (RRQA) costituita da n. 5 postazioni di misura situate nei comuni di Turbigo, Castano Primo, Cuggiono, Galliate e Robecchetto con Induno.

Le apparecchiature di rilevamento sono state ulteriormente implementate nell'ambito del Progetto di Riqualificazione.
Le postazioni di Turbigo, di Castano Primo e Robecchetto sono dotate anche di analizzatori polveri totali.
I dati raccolti sono resi disponibili in lettura all'autorità di controllo.

Le acque reflue di Centrale (acide/alcaline e oleose) sono trattate da appositi impianti (ITAR, Impianto Trattamento Acque Reflue e vasche di disoleazione), i cui scarichi sono controllati in continuo.
Le acque biologiche sono conferite direttamente alla fogna comunale.

In generale, tutte le attività che hanno o possono generare un'interazione con l'ambiente sono gestite in modo conforme alla vigente normativa ambientale e secondo le migliori tecniche disponibili.

La Centrale adotta un Sistema di Gestione Ambientale che ha ottenuto la certificazione secondo la norma UNI EN ISO 14001 nel mese di Settembre 2000.

Per promuovere il miglioramento continuo delle prestazioni ambientali, nonché l'informazione al pubblico, la centrale ha inoltre aderito volontariamente al sistema comunitario di ecogestione e audit denominato "EMAS", ottenendone la registrazione n° I-000051 il 21 Marzo 2001.

LA CENTRALE TERMOELETTRICA DI SAN FILIPPO DEL MELA

Le prime due unità (1 e 2) dell'impianto, con potenza di 160 MW ciascuna, sono entrate in funzione nel 1971;
le unità 3 e 4, con potenza di 160 MW ciascuna, sono entrate in funzione nel 1972 e nel 1973.
Successivamente, nel 1975 e 1976, sono entrate in funzione due ulteriori unità da 320 MW.

Fin dal 1976 l'impegno ambientale è garantito da un sistema di monitoraggio della qualità dell'aria, composto da cinque postazioni di analisi in continuo.
Dal mese di ottobre 2002, data di messa a regime degli impianti di abbattimento di SO2 ed NOx, le sezioni da 320 MW sono allineate ai limiti alle emissioni previsti dalle leggi nazionali per gli impianti termoelettrici e dai decreti autorizzativi regionali.

Le attività per la realizzazione dei nuovi impianti di adeguamento ambientale delle sezioni da 320 MW (autorizzati dall'Assessore al Territorio e Ambiente della Regione Sicilia con D.A. 292/17 del 24.6.98 e con D.A. 732/17 del 3.12.98) hanno comportato investimenti per circa 250 milioni di Euro, con una ricaduta occupazionale di circa 1.6 milioni di ore di lavoro in cantiere.

Ecco i principali interventi impiantistici effettuati:

" Miglioramento dei precipitatori elettrostatici per l'abbattimento delle polveri;
" Installazione di un impianto di desolforazione per l'abbattimento dell'SO2 nei fumi;
" Installazione di un impianto di denitrificazione per l'abbattimento dell'NOx nei fumi;
" Utilizzazione del camino esistente di altezza 210 m per una migliore dispersione dei fumi.

Le due sezioni da 320 MW rispettano i valori limite alle emissioni previsti dal DM 12.07.90, attuando una notevole riduzione delle emissioni rispetto ai valori limite precedenti:

" Biossido di zolfo (SO2) 400 mg/Nm3 (riduzione del 87%)
" Ossidi di azoto (NOx) 200 mg/Nm3 (riduzione del 80%)
" Polveri 50 mg/Nm3 (riduzione del 80%)


LE CARATTERISTICHE
La centrale di San Filippo del Mela è situata a circa 6 km ad est di Milazzo, nel Comune di San Filippo del Mela.
E' composta da 6 unità di generazione per una potenza installata totale di 1.280 MW. Ogni sezione è composta da una caldaia con relativi ausiliari (ventilatori, bruciatori, riscaldatori d'aria, soffiatori, ecc.).

La caldaia produce il vapore ad alta pressione e temperatura utilizzato per l'azionamento della turbina.
La turbina, a sua volta, mette in rotazione l'alternatore a cui è collegata rigidamente.
La tensione dell'alternatore viene innalzata dai trasformatori di macchina, da 15 a 160 kV per le sezioni 1 e 4, da 15 a 240 kV per le sezioni 2 e 3 e da 20 a 240 kV per le sezioni 5 e 6, prima di essere immessa in rete.

Per il raffreddamento e la condensazione del vapore viene utilizzata acqua prelevata dal mare.
L'adeguamento dei gruppi da 160 MW (autorizzato dall'Assessorato al Territorio e Ambiente della Regione Sicilia con D.A. 430/17 del 19.06.01), consente la minimizzazione dei principali effluenti presenti nei gas di combustione (biossidi di zolfo, ossidi di azoto e polveri).

Gli interventi apportati sono i seguenti:
" utilizzo di olio combustibile BTZ per l'abbattimento delle emissioni di biossido di zolfo (SO2) e delle polveri;
" limitazione della formazione di ossidi di azoto (NOx) e polveri nel processo di combustione, utilizzando un nuovo appostamento della combustione in linea con le più moderne pratiche del processo di combustione;
" installazione di un impianto per la captazione elettrostatica delle polveri prodotte dalla combustione (elettrofiltri).

Ogni singola sezione termoelettrica da 160 MW rispetta i seguenti limiti alle emissioni, conformemente a quanto previsto nel D.m 12.7.1990.
" Biossido di zolfo (SO2) 1575 mg/Nm3 (riduzione del 49%)
" Ossidi di azoto (NOx) 520 mg/Nm3 (riduzione del 48%)
" Polveri 50 mg/Nm3 (riduzione dell'80%)

GENERATORE DI VAPORE

Sezioni 1, 2, 3 e 4
Le unità sono equipaggiate con un generatore di vapore (caldaia) idoneo per la combustione di olio combustibile denso (OCD).

I principali dati tecnici sono:
" Tipo: Corpo cilindrico
" Circolazione: naturale
" Potenzialità: 508 t/h
" Pressione vapore: 148 kg/cm2
" Temperatura vapore uscita: caldaia 540°C
" Camera di combustione: Pressurizzata
" Bruciatori: Frontali

Sezioni 5 e 6
Le unità di generazione 5 e 6 sono dotate di generatore di vapore idoneo per la combustione di olio combustibile denso.

I principali dati tecnici sono:
" Tipo: UP
" Circolazione: Forzata
" Potenzialità: 1.050 t/h
" Pressione vapore: 177 kg/cm2
" Temp. Vapore uscita caldaia: 540°C
" Camera di combustione: Depressurizzata
" Bruciatori: Fronte-retro

TURBINE A VAPORE

Sezioni 1, 2, 3 e 4
La turbina a vapore del tipo a condensazione, a tre cilindri è dotata di sette spillamenti ed ha le seguenti caratteristiche:

" Potenza nominale: 160 MW
" Press. vapore ammissione: 140 ate
" Temp. vapore ammissione: 538°C
" Press. vapore riammissione: 40 ate
" Temp. vapore riammissione: 538°C
" Press. vapore allo scarico: 0,05 ata
" Velocità di rotazione: 3.000 giri/min.

Sezioni 5 e 6
La turbina a vapore del tipo a condensazione, a due cilindri è dotata di otto spillamenti ed ha le seguenti caratteristiche:

" Potenza nominale: 320 MW
" Press. vapore ammissione: 170 ate
" Temp. vapore ammissione: 538°C
" Press. vapore riammissione: 40 ate
" Temp. vapore riammissione: 538°C
" Press. vapore allo scarico: 0,05 ata
" Velocità di rotazione: 3.000 giri/min.

ALTERNATORI

Sezioni 1, 2, 3 e 4
L'alternatore trasforma l'energia meccanica all'asse della turbina in energia elettrica. I dati principali sono:

" Potenza nominale: 190 MVA
" Tensione nominale: 15 kV
" Corrente nominale: 7,3 kA
" Frequenza: 50 Hz
" Eccitatrice: di tipo statico
" Raffreddamento: statore e rotore con idrogeno

Sezioni 5 e 6
I principali dati dell'alternatore sono:

" Potenza nominale: 370 MVA
" Tensione nominale: 20 kV
" Corrente nominale: 10,6 kA
" Frequenza: 50 Hz
" Eccitatrice: di tipo statico
" Raffreddamento: statore ad acqua demineralizzata
" Raffreddamento: rotore con idrogeno

CONDENSATORI

Sezioni 1, 2, 3 e 4
I condensatori di tali sezioni sono del tipo a superficie con attraversamento a monoflusso.

" Superficie di scambio: 9.500 m2
" N° tubi: 10.824
" Lunghezza tubi: 11.000 m
" Portata acqua mare: 7,15 m3/s

Sezioni 5 e 6
I condensatori di tali sezioni sono del tipo a superficie con attraversamento a monoflusso.

" Superficie di scambio: 16.000 m2
" N° tubi: 13.840
" Lunghezza tubi: 14.547 m
" Portata acqua mare: 9,50 m3/s



L'impegno ambientale di Edipower prevede, inoltre, interventi per migliorare complessivamente la compatibilità ambientale del sito di San Filippo del Mela.
Ulteriori interventi sono descritti nel progetto di riqualificazione ambientale della Centrale, presentato inizialmente nell' Ottobre 2002 come adeguamento ex D.Lgs. 372/99 e poi riproposto nel Gennaio 2005 ai sensi della Legge 55/02. Il progetto prevede:

" l'installazione di nuovi impianti di denitrificazione e desolforazione su 2 unità termoelettriche da 160 MW e la sostituzione integrale dei sistemi di combustione sugli altri 2;
" il riutilizzo delle acque reflue trattate nel processo produttivo;
" la riduzione del prelievo di acqua di falda con la messa a regime dell'impianto di produzione di acqua ad osmosi inversa;
" l'ulteriore miglioramento della raccolta differenziata dei rifiuti;
" l'incremento della quantità di rifiuti prodotti che vengono avviati al riutilizzo.
Il Progetto di Riqualificazione Ambientale è ancora in attesa di approvazione presso gli Enti preposti.


TUTELA AMBIENTALE

La Centrale è dotata dei seguenti sistemi di contenimento delle emissioni in atmosfera: Gruppi 1/2/3/4:

" sistemi di combustione "a basso NOx" per ridurre le emissioni di ossidi di azoto (NOx);
" precipitatori elettrostatici (PE) per ridurre le emissioni di polveri.

Gruppi 5/6:

" denitrificatori catalitici (DeNOx) per ridurre le emissioni di ossidi di azoto (NOx);
" precipitatori elettrostatici (PE) per ridurre le emissioni di polveri;
" impianti di desolforazione (DeSOx) per ridurre le emissioni di biossido di zolfo (SO2).

Le emissioni in atmosfera di ossidi di azoto (NOx), biossido di zolfo (SO2), polveri e monossido di carbonio (CO) vengono controllate e registrate in continuo tramite un Sistema di Monitoraggio Emissioni (SME); i valori misurati sono trasmessi mensilmente all'autorità di controllo.

Le immissioni al suolo di biossido di zolfo (SO2) sono rilevate da una Rete di Rilevamento della Qualità dell'Aria (RRQA) costituita da cinque postazioni di misura situate nei comuni di Valdina, San Pier Niceto, Pace del Mela, San Filippo e Milazzo.
I dati orari sono trasmessi e resi disponibili in lettura all'autorità di controllo.

Le acque reflue di Centrale (acide/alcaline, oleose, biologiche) sono trattate da un apposito impianto (ITAR, Impianto Trattamento Acque Reflue), i cui scarichi sono controllati in continuo.

In generale, tutte le attività che hanno o possono generare un'interazione con l'ambiente sono gestite in modo conforme alla vigente normativa ambientale e secondo le migliori tecniche disponibili.

Indagini condotte nel corso del 2004 avevano evidenziato la presenza di nuclei di contaminazione nei terreni e nelle acque di falda in alcune aree limitate e confinate dell'impianto.
Nel corso del 2006 è stata avviata la realizzazione del primo stralcio degli interventi di bonifica, approvati dal Comune di San Filippo del Mela nel 2005, ed è stata svolta la fase di gara per l'assegnazione dell'ordine relativo al secondo ed ultimo stralcio.

La Centrale adotta un Sistema di Gestione Ambientale che ha ottenuto la certificazione secondo la norma UNI EN ISO 14001 nel mese di maggio 2002.

Per promuovere il miglioramento continuo delle prestazioni ambientali, nonché l'informazione al pubblico, la centrale ha inoltre aderito volontariamente al sistema comunitario di ecogestione e audit denominato "EMAS", ottenendone la registrazione n° I-000178 il 14 gennaio 2004.

passo Salarno

passo Salarno

passo Salarno

IL NUCLEO DI TUSCIANO
Il Nucleo di Tusciano, la cui potenza efficiente è di circa 96 MW, comprende otto centrali idroelettriche di cui una inattiva.
Tutti gli impianti del Nucleo sono monitorati dal Centro di Teleconduzione Centrale di Sesto San Giovanni (Milano).

Tra i primi impianti idroelettrici costruiti in Italia tra la fine dell'800 e i primi del '900, la Centrale di Olevano sul Tusciano, facente parte del nucleo idroelettrico, è stata la prima ad essere realizzata dalla SME (Società Meridionale di Elettricità) nel sud dell'Italia.
Il progetto originario è datato 1895, i lavori iniziarono nel 1901 per poi concludersi nel 1905.

Una linea a 30 kV trasportava la "forza" alle industrie di Torre Annunziata.
Scaduto il vincolo per l'acqua concessa per la cosiddetta "riserva ferroviaria" (una sorta di prelazione a favore dell'elettrificazione delle ferrovie) che limitava la portata a 1.900 l/s, fu possibile installare una seconda condotta forzata nel 1924, anno in cui si sostituirono le vecchie turbine Girard con due nuove Pelton.

Nel 1934, accanto alla centrale, furono costruite una stazione elettrica ed un quadro all'aperto a 150 kV come centro di arrivo delle linee provenienti dalla Sila.

Nel 1955, invece, fu operato un ampliamento ed un aumento di potenza.
Infine, nel 2001, in seguito ai lavori di ammodernamento dell'impianto, le due condotte forzate sono state sostituite con un'unica condotta.

Alla Centrale di Bussento, nel 2006, sono iniziati i lavori di "rifacimento parziale" per l'ottenimento dei "certificati verdi".
Il primo gruppo è entrato in funzione a novembre 2006 mentre, per il secondo, il termine dei lavori è previsto per il novembre 2007.

Bussento
La centrale del Bussento utilizza le acque del fiume Bussento che nasce dal monte Cervati in provincia di Salerno.
Esso riceve le acque da alcuni rami secondari e ha come principali affluenti il Rio Casaletto a sinistra ed il torrente Scialaporamo a destra.
Il fiume è lungo circa 37 km e sfocia nel mar Tirreno, ad ovest del golfo di Policastro.

Costruita nel 1958, è ubicata nel comune di Morigerati (SA).
È una centrale a bacino artificiale che, per il funzionamento, utilizza le acque del fiume Bussento il quale viene a sua volta alimentato da alcuni affluenti nei pressi di Sanza.

Nel 2006, sono iniziati i lavori di "rifacimento parziale" per l'ottenimento dei "certificati verdi".
L'intervento consiste nella sostituzione dei due gruppi turbina-alternatore e dei relativi ausiliari, con conseguente incremento di efficienza.
Il primo gruppo è entrato in funzione a novembre 2006 mentre, per il secondo, il termine dei lavori è previsto per il novembre 2007.

Il Bussento, dopo aver attraversato una stretta valle, precipita in un'ampia grotta rocciosa nei pressi di Caselle in Pittari dando inizio ad un percorso sotterraneo di circa 5 km, per poi riemergere nei pressi dell'abitato di Morigerati.

Lo sbarramento del fiume è stato realizzato a quota 290 m, poco a monte della grotta di Caselle, dando luogo ad un ampio serbatoio di raccolta delle acque.
L'opera di presa è ubicata sulla sponda sinistra del fiume ad una quota di 296,20 m ed è costituita da una bocca a sezione rettangolare protetta da griglie in ferro.

Poco più a valle, in un apposito pozzo, è stata installata una griglia a sacco e successivamente una paratoia piana di intercettazione.
Entrambi gli organi sono a comando oleodinamico.
Da qui inizia la galleria di derivazione, la quale ha una lunghezza di circa 7,5 km.
Dopo circa 2 km, la galleria attraversa il fiume Bussento con un tubo appoggiato su una struttura portante ad arco.

Dopo circa 4 km la galleria riceve le acque del Rio Casaletto, avente una portata di 1,5 mc/s, per mezzo di un pozzo di circa 34 m, intercettato alla base da una valvola a funzionamento automatico.

Al termine della galleria, è stato realizzato il pozzo piezometrico costituito da una struttura cilindrica avente diametro di 13 m, con una svasatura superiore di 16 m e con altezza complessiva di 40 m La sua funzione è quella di proteggere la galleria dai colpi di ariete dovuti alle possibili onde di deflusso.

Al pozzo piezometrico segue la condotta forzata, senza giunti di dilatazione, lunga circa 1.260 m, con diametro variabile 3,40-2,50 m, protetta in testa da una valvola a farfalla con funzionamento automatico.
Alla base è munita di una sfera di biforcazione per l'alimentazione dei gruppi e ha un salto di circa 250 m.
Le acque, una volta turbinate tramite un canale a pelo libero, vengono restituite al corso del fiume Bussento.
Durante l'estate, quest'ultimo tratto di fiume viene utilizzato per lo svolgimento di campionati nazionali di canoa. Calore
La centrale del Calore per il suo funzionamento utilizza le acque del fiume Calore che nasce in Campania.
Il fiume, che ha origine dai monti Picentini ed ha come affluenti il Tammaro, l'Ufita e il Sabato, è lungo circa 108 km ed è il più importante affluente del Volturno.

Ubicato nel comune di S.Mango sul Calore (AV), l'impianto è stato costruito nel 1938.
È una centrale ad acqua fluente che originariamente utilizzava le disponibilità idriche delle sorgenti di Cassano Irpino e le acque di alcune sorgive captate lungo il percorso della galleria di derivazione.

A partire dal 1965, le sorgenti di Cassano furono destinate ad uso potabile da parte dell'acquedotto Pugliese ed Alto Calore, con la possibilità di immettere direttamente nella galleria di derivazione gli eventuali esuberi.

Per poter continuare a produrre energia idroelettrica, in località S. Francesco nel comune di Montella (AV), è stato realizzato uno sbarramento ed una successiva derivazione sulla sponda sinistra del fiume Calore.

Da qui parte una galleria lunga circa 12 km, alla quale si può accedere dall'esterno attraverso tre finestre denominate Baiardo, Chianzano e Remolise utilizzate soprattutto durante la costruzione.
Tale galleria sfocia in una vasca di compensazione ubicata in località Poppano e da qui, con un raccordo lungo circa 800 m, sfocia nella vasca di carico vera e propria da dove parte la condotta forzata, del tipo chiodato con giunti di dilatazione, lunga circa 930 m, con un diametro pari a 2 m e un dislivello di 193 m.
La vasca di carico ha sezione circolare, è ubicata a circa 460 m, ed è dotata di una griglia metallica.
Alla fine le acque, tramite un canale, vengono restituite nuovamente al corso del fiume Calore.

Tanagro
La centrale del Tanagro, per il suo funzionamento, utilizza le acque del fiume Tanagro che nasce in Lucania ed è il principale affluente del fiume Sele.
Quest'ultimo, lungo circa 72 km, scorre verso Nord, attraversa il Vallo di Diano per poi sfociare nel mar Tirreno nei pressi di Paestum.

Ubicato nel comune di Pertosa (SA), l'impianto del tipo ad acqua fluente è stato rifatto (unificazione dei salti) nel 1975 e per il suo funzionamento utilizza le acque del fiume Tanagro.

In località Maltempo, nel comune di Polla, è stato realizzato uno sbarramento sul corso del fiume Tanagro che ha originato un bacino dal quale, attraverso una griglia metallica munita di uno sgrigliatore automatico, convoglia le acque attraverso una galleria a pelo libero di circa 2 km in una vasca di carico.
Tale vasca si trova ad una quota di 426,54 m.
Da qui parte la condotta forzata lunga circa 715 m, con diametro pari a 1,650 m e un dislivello di 219 m.
Alla fine le acque vengono restituite nuovamente al corso del fiume Tanagro tramite un canale a pelo libero di 10 m. Picentino
La centrale del Picentino utilizza le acque delle sorgenti di Nocelleto, Infrattata, Fricchione, e le acque del fiume Picentino incanalate in località Capo di Fiume.
Il Picentino nasce dal monte Acellica e dopo aver percorso circa 25 km sfocia nel golfo di Salerno presso il comune di Pontecagnano.

Ubicata nel comune di Giffoni Valle Piana (SA), è una centrale ad acqua fluente costruita nel 1958 che utilizza le acque delle sorgenti di Nocelleto, Infrattata, Fricchione e Capo di Fiume.

L'opera di presa è situata sulla sponda destra del fiume; è formata da uno sbarramento in calcestruzzo con delle paratoie che deviano il corso del fiume nel canale di derivazione, al cui imbocco è collocata una griglia che evita il passaggio dei detriti trascinati dal fiume.

Dopo questa griglia, in località Capo di Fiume, inizia il canale; esso è a pelo libero ed è strutturato in calcestruzzo e coperto da lastroni in cemento.
Il canale ha una larghezza di 80 cm, è alto 135 cm e lungo 1,628 km.
Nella vicinanza della vasca di carico si immette in tale canale un altro ramo che raccoglie le acque delle prese di Nocelleto, Infrattata e Fricchione.
All'altezza della coniugazione dei canali, gli stessi possono essere intercettati da paratoie manuali.

Entrambi i rami dei canali vengono convogliati nella vasca di carico.
La vasca è dotata di una griglia metallica dove agisce uno sgrigliatore meccanico a funzionamento automatico temporizzato.
Ha una capienza di circa 1.000 mc ed è situata ad un'altezza di 433 m.
Da qui parte la condotta forzata con giunti di dilatazione lunga circa 400 m, con diametro di 0,8 m ed un salto circa di 190 m.
All'esterno della centrale un canale a pelo libero restituisce l'acqua nel fiume Picentino.

Santa Maria Avigliano
La centrale di Santa Maria Avigliano per il funzionamento utilizza le acque del torrente Tenza, che è lungo circa 12 km e che si immette nel Sele in località Masseria Mina.
La centrale, costruita nel 1941, è ubicata nel comune di Campagna (SA).
È una centrale ad acque fluente che per il suo funzionamento utilizza le acque del torrente Tenza, a quota 503 m.

Una traversa di calcestruzzo sbarra e convoglia le acque in una vasca di calma, attraverso una bocca di presa.
Questa vasca è munita di uno scarico di fondo a comando manuale; da essa parte il canale di derivazione a pelo libero che porta alla vasca di carico avente capacità di circa 19 mc, posta a quota 501,90 m.

Per proteggere tale vasca dai detriti trascinati dalle acque dei fiumi sono stati installati due sistemi di filtraggio: uno con griglia metallica e l'altro rotante, entrambi a funzionamento automatico.
Dalla vasca parte una condotta forzata di diametro 0,4 m, lunga circa 305 m e con un salto di 118 m.
Essa, a monte, è priva di organi di intercettazione ed è interrata per tutta la sua lunghezza; a valle, invece, è munita di una valvola a farfalla.
Alla fine le acque vengono restituite nuovamente al corso del torrente Tenza grazie ad un canale di restituzione.

Tusciano
La centrale Tusciano utilizza le acque del fiume Tusciano che nasce in Campania tra i monti Polvericchio e Cervialto, attraversando i comuni di Olevano sul Tusciano, Acerno e Battipaglia.
Dopo aver percorso circa 37 km il fiume sfocia nel golfo di Salerno.
Costruita fra il 1901 e il 1905, è ubicata nel comune di Olevano sul Tusciano(SA): la Società Meridionale di Elettricità, la SME, dava così inizio all'utilizzazione delle forze idriche nel Mezzogiorno d'Italia; promotore di tutto ciò fu Maurizio Capuano, Amministratore delegato della società.

La centrale è del tipo ad acqua fluente, con un'opera di presa ubicata sulla sponda destra del fiume, in contrada Acqua Bona del comune di Acerno con un bacino imbrifero di 80 km2.
E' costituita da uno sbarramento formato da due paratoie metalliche che deviano il fiume in un canale dissabbiatore, al centro del quale è situata una griglia verticale con sgrigliatore automatico.

L'immissione dell'acqua in galleria avviene mediante un canale dissabbiatore posto a destra dello stesso, coperto con una griglia orizzontale, da dove inizia una galleria a pelo libero lunga circa 6 km e con una portata di 4 mc/s.
Lungo il percorso della galleria erano state costruite ventidue finestre di accesso.
Di queste, oggi è accessibile solo la numero quattro.
Dopo tale tragitto l'acqua arriva alla vasca di carico che ha una capienza di circa 300 mc ed è ubicata a 420,37 m, da dove, fino al novembre 2000, partivano due condotte forzate, una di diametro di 1,0 m e l'altra di 0,7 m.

Oggi, a seguito di lavori per rinnovamento dell'impianto, le due condotte sono state sostituite da un'unica condotta forzata avente diametro di 1,2 m, mentre la lunghezza di circa 900 m ed il salto di 280 m sono rimasti invariati.
Le acque utilizzate, tramite un canale, vengono nuovamente restituite al corso del fiume Tusciano.

Grotta dell'Angelo
La centrale di Grotta dell'Angelo sfrutta per il suo funzionamento le acque del bacino artificiale delle Grotte di Pertosa.
È ubicata nel comune di Pertosa (SA), dove l'impianto è stato costruito nel 1907.
È una centrale ad acqua fluente che per il suo funzionamento utilizza le acque del bacino artificiale delle Grotte di Pertosa sfruttando un salto di 50 m.
L'opera di presa della centrale è situata all'ingresso della Grotta, a quota 259,59 m, dove una traversa di calcestruzzo sbarra le acque della sorgente formando così un bacino artificiale.

Quest'ultimo viene sfruttato dall'Ente del Turismo che organizza escursioni in barca per visitare le Grotte.
Studi recenti fanno risalire l'origine della grotta a circa 35 milioni di anni fa.
Il bacino artificiale può essere svuotato attraverso una paratoia posizionata sul lato destro della traversa di calcestruzzo.

Anche l'acqua in esubero non turbinata, appositamente incanalata, genera una piccola cascata, anch'essa sfruttata a scopo turistico.
Sul lato sinistro del bacino è posizionata una griglia dopo la quale parte la condotta forzata lunga poco più di 200 m e con diametro di 0,8 m.
Le acque vengono successivamente restituite nell'alveo del Tanagro attraverso un canale a pelo libero.

Giffoni
La centrale di Giffoni, del tipo ad acqua fluente, è ubicata nella frazione Vassi del comune di Giffoni Valle Piana (SA).


Tutela ambientale
In generale, tutte le attività che hanno o possono generare un'interazione con l'ambiente sono gestite in modo conforme alla vigente normativa ambientale e secondo le migliori tecniche disponibili.
Il Nucleo adotta un Sistema di Gestione Ambientale che ha ottenuto la certificazione secondo la norma UNI EN ISO 14001 nel mese di giugno 2006.
Per promuovere il miglioramento continuo delle prestazioni ambientali, nonché l'informazione al pubblico, il Nucleo ha inoltre aderito volontariamente al sistema comunitario di ecogestione e audit denominato "EMAS", ottenendone la registrazione n° IT-000618 il 21 marzo 2007.

Dati caratteristici

IL NUCLEO DI UDINE

Il Nucleo Idroelettrico di Udine ha una potenza installata di 309 MW. Esso raggruppa gli impianti idroelettrici situati in Friuli Venezia Giulia che utilizzano le acque del torrente Cellina, dei fiumi Isonzo e Tagliamento e di alcuni affluenti di quest'ultimo, comprese le dighe, le opere di derivazione, le centrali propriamente dette, le stazioni elettriche annesse e tutte le pertinenze degli impianti stessi.

Otto sono gli impianti principali collegati alla rete ad alta tensione (Asta del Tagliamento e Asta del Cellina) e diciotto quelli minori, collegati alla rete a media tensione e sparsi sul territorio nelle province di Udine, Gorizia e Pordenone.
Tutti gli impianti del Nucleo sono monitorati dal Centro di Teleconduzione Centrale di Sesto San Giovanni (Milano).

I primi impianti idroelettrici in Friuli Venezia Giulia sono stati realizzati alla fine dell'Ottocento. Un impianto di notevoli dimensioni per l'epoca che venne progettato nel 1897 dagli ingegneri Salice e Zenari.
Il progetto prevedeva l'utilizzo delle acque del torrente Cellina mediante le centrali di Malnisio e Giais, per una potenza complessiva di 14.000 HP (10,4 MW).

La centrale di Malnisio, entrata in servizio nel 1905, alimentava con una linea di 87 km a 30.000 volt la città di Venezia.
La centrale di Giais, entrata in servizio nel 1908, alimentava la città di Udine con una linea di 45 km a 30.000 volt.
Nel 1919 è entrata in servizio la centrale del Partidor, costruita a valle della centrale di Giais.

Un grosso impulso allo sviluppo degli impianti idroelettrici in Friuli si è avuto con la Società Adriatica di Elettricità (SADE) che ha realizzato gli impianti del Tagliamento (Ampezzo 1948, Somplago, 1957) ed il completamento degli impianti del Cellina (Barcis, San Foca e Villa Rinaldi nel 1954).
Nel 2006 sono stati aperti i nuovi uffici direzionali del Nucleo, precedentemente situati a Udine, presso la Centrale di Somplago.

Asta del Tagliamento

- L'impianto di Ampezzo
L'impianto utilizza parte delle acque dell'Alto Tagliamento ed affluenti, da quota 980 mslm con un salto di 480 m La centrale, inaugurata il 30 marzo 1948, ed intitolata a Giuseppe Volpi, si trova a quota 510 mslm circa in località Plan del Sac di Ampezzo.

La centrale è alimentata dal serbatoio stagionale del Lumiei tramite una galleria in pressione, lunga 4.112 m., che si collega ad una condotta forzata metallica che termina nel collettore di centrale, posto in caverna a quota 500 mslm.
Dal collettore si diramano le derivazioni che alimentano i tre gruppi turbina Pelton - alternatore ad asse orizzontale.
Le turbine, due per ogni gruppo, sono alimentate da due introduttori sfasati fra loro di 90°.
Gli alternatori sono collegati a tre trasformatori elevatori posti all'esterno e immettono l'energia prodotta nella rete 130 kV.
L'impianto entra in servizio, normalmente, per coprire le richieste di carico nelle ore di punta dei giorni feriali.

Somplago
L'impianto utilizza la portata scaricata dalla centrale di Ampezzo e parte delle acque del Medio Tagliamento e suoi affluenti da quota 480 mslm con un salto di 280 m, restituendola, infine, al Tagliamento.
La centrale, costruita in caverna, si trova sulla sponda nord-ovest del lago di Cavazzo, in località Somplago, nel Comune di Cavazzo Carnico.

La galleria di derivazione della centrale, lunga circa 8,5 km, si collega, a valle del pozzo piezometrico, a tre condotte forzate metalliche poste in un pozzo verticale ricavato in roccia, che alimentano singolarmente i tre gruppi di cui è dotata la centrale.

L'energia elettrica viene prodotta da tre generatori gemelli mossi da tre turbine Francis ad asse verticale.
Tramite un sistema di sbarre l'energia prodotta viene trasferita ai trasformatori elevatori installati all'interno della centrale; da questi, tramite cavi in A.T., viene trasportata all'esterno in un sistema di smistamento costituito da due sbarre A.T. (una esercita a 130 kV e l'altra a 220 kV) per l'immissione definitiva in rete.


Asta del Cellina

- La centrale di Barcis
È la centrale di testa di un complesso sistema elettroirriguo che utilizza le acque del torrente Cellina per la produzione di energia e per l'alimentazione di acquedotti ed impianti di irrigazione.
La centrale è alimentata dal bacino omonimo mediante una galleria di derivazione in pressione lunga circa 2 km, a sezione circolare, di 3,90 m di diametro, rivestita in calcestruzzo armato.
La sala macchine è ricavata in caverna a quota 350 mslm sulla sponda sinistra del torrente Cellina in località Diga Vecchia, nel Comune di Montereale Valcellina.
La galleria di derivazione si collega, tramite il pozzo piezometrico, a due condotte forzate metalliche che alimentano due gruppi turbina Kaplan-alternatore ad asse verticale che scaricano nel torrente Cellina immediatamente a valle della centrale.

La centrale di Ponte Giulio
L'impianto, in attesa del completamento della nuova diga di Ravedis, è alimentato mediante una derivazione provvisoria, dalle acque captate dal torrente Cellina in località rio Stella.
Il canale di derivazione in pressione della centrale, lungo 4511 m., dopo essersi collegato al pozzo piezometrico, mediante due brevi condotte forzate metalliche (di m 50,7 e 47,4) alimenta i due gruppi della centrale.
I gruppi ad asse verticale sono costituiti ciascuno da una turbina Kaplan e da un generatore sincrono.
La vasca ed il canale di scarico hanno lunghezza rispettivamente di 46 m e 664 m.

La centrale di San Leonardo
L'impianto ha schema idraulico ed opere simili a quelli dell'impianto di Ponte Giulio dal cui canale di scarico riceve l'acqua fino in vasca di carico.
Dalla vasca di carico parte il canale di derivazione in pressione costituito da due tubazioni lunghe circa 4400 m che si innestano alla base del pozzo piezometrico.
Da questo si dipartono le due condotte forzate metalliche lunghe circa 70 m che alimentano i due gruppi ad asse verticale, dotati ciascuno di turbina Francis e di generatore sincrono.
La centrale è ubicata all'aperto sull'alveo del Cellina.

La centrale di San Foca
L'impianto utilizza le acque scaricate dalla centrale di San Leonardo che vengono recapitate alla vasca di carico tramite un canale a pelo libero.
Il canale di derivazione in pressione, lungo 2.681 m, è costituito da due tubazioni in cemento armato precompresso che si innestano nel basamento del pozzo piezometrico da cui si dipartono due condotte forzate metalliche.
La centrale è dotata di due gruppi con turbina Francis ad asse verticale e di generatori sincroni.

La centrale di Villa Rinaldi
L'impianto ha schema idraulico ed opere simili a quelli di San Foca di cui utilizza le acque scaricate.
Il canale di derivazione in pressione, lungo 2.354 m circa, è costituito da due tubazioni in cemento armato precompresso, che si innestano alla base del pozzo piezometrico da cui prendono il via due condotte forzate metalliche.
La centrale è dotata di due gruppi con turbine Francis ad asse verticale e generatori sincroni.

La centrale di Cordenons
L'impianto deriva le acque nella parte terminale dell'esistente canale di scarico della centrale di Villa Rinaldi, ove sono state ricavate la vasca di carico e l'opera di presa.
Il canale di derivazione in pressione, lungo 3.780 m circa, è costituito da due tubazioni interrate in cemento armato precompresso che si innestano nel basamento della torre piezometrica.
Da qui parte una breve condotta forzata che termina con un distributore dotato di tre diramazioni facenti capo ad altrettanti gruppi ad asse verticale con turbina Francis e generatore asincrono.
L'acqua scaricata dalla centrale viene restituita, tramite un canale, nel torrente Meduna.

Gli impianti minori
Non meno importanti sono poi i diciotto impianti minori (mini-idro) collegati alla rete a media tensione e dislocati sul territorio nelle province di Udine, Gorizia e Pordenone.
Le mini-idro utilizzano principalmente le acque dei fiumi Tagliamento e Livenza.

Tutela ambientale
In generale, tutte le attività che hanno o possono generare un'interazione con l'ambiente sono gestite in modo conforme alla vigente normativa ambientale e secondo le migliori tecniche disponibili.
Il Nucleo adotta un Sistema di Gestione Ambientale che ha ottenuto la certificazione secondo la norma UNI EN ISO 14001 nel mese di luglio 2004 ed ha avviato le attività per la successiva adesione volontaria al sistema comunitario di ecogestione e audit denominato "EMAS".

Dati caratteristici

passo Salarno

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