Inquadramento territoriale e strategia di potenziamento
La centrale termoelettrica di Monfalcone è ubicata in un sedime di quasi 30 ettari, lungo la sponda orientale del Canale Valentinis, in continuità fisica e funzionale con il sistema portuale e con la zona industriale Panzano Lisert. La localizzazione risponde a una logica tipica della grande termoelettrica di seconda metà Novecento, per cui risulta essenziale il connubio tra la grande disponibilità d’acqua per i servizi di impianto e la facilitazione logistica degli approvvigionamenti, il tutto in connessione con vaste aree di stoccaggio in ambito portuale. Questa scelta localizzativa sul Canale Valentinis è dunque, dalla sua prima declinazione, in grado di garantire generazione programmabile in prossimità di un nodo portuale e industriale ad alta domanda, riducendo dipendenze operative da produzioni idroelettriche non sempre modulabili e assicurando continuità di servizio alla rete isontino-triestina.
Nel contesto degli anni Sessanta, Panzano Lisert concentrava carichi e funzioni energivore e continuative, principalmente legate alla cantieristica di Panzano, alle attività retroportuali movimentazione e stoccaggio delle rinfuse e all’indotto metalmeccanico.
Si configurava in quel contesto storico come un impianto prettamente integrato alla logistica marittima, sfruttando banchine e piazzali per l’approvvigionamento dei combustibili e la disponibilità di grandi portate d’acqua per i circuiti di raffreddamento e di servizio.
Nella fase attuale il medesimo corridoio infrastrutturale mantiene la propria funzione di supporto a un sistema produttivo ancora concentrato, che principalmente comprende il polo cantieristico, il polo nautico-industriale sul Canale Est-Ovest e i comparti di processo e trasformazione (cartario e chimica di resine e compositi).
In tale quadro la centrale di Monfalcone opera nel mix produttivo regionale in coordinamento con la grande produzione idroelettrica del Friuli, in particolare con la centrale di Somplago (Cavazzo Carnico), configurando un assetto in grado di garantire continuità e stabilizzazione del servizio elettrico territoriale e di rete.
Cronologia di realizzazione e cantiere delle prime sezioni
Nel quadro delle realizzazioni ENEL successive alla riorganizzazione del settore elettrico, la tabella “Impianti termoelettrici dell’ENEL in costruzione al 31 dicembre 1964” registrò per Monfalcone la Sezione 1 da 165.000 kW, con avanzamento lavori pari al 70 per cento alla data del 31 dicembre 1964.
Questa Sezione (165 MW) entrò in esercizio nel 1965; la Sezione 2 (171 MW) entrò in esercizio nel 1970. Per entrambe fu prevista l’alimentazione a carbone, con gasolio impiegato per le fasi di avviamento.
La configurazione a due gruppi determinò una potenza installata complessiva pari a 336 MW e definì l’impianto come generazione convenzionale programmabile in area portuale.
Il livello di avanzamento al 70 per cento a fine 1964, in coerenza con l’entrata in esercizio nel 1965, sta ad indicare una fase di cantiere nella quale risultarono sostanzialmente impostate le opere civili principali, risultando ancora in corso il montaggio elettromeccanico.
In termini impiantistici, una sezione convenzionale a vapore di questa classe richiese la realizzazione coordinata delle fondazioni e dei fabbricati principali, in particolare edificio caldaia ed edificio macchina, e l’installazione degli apparati di generazione, ossia caldaia, turbina e alternatore, con i relativi sistemi ausiliari.
A ciò si affiancarono sia l’impostazione della catena combustibile -dalla ricezione allo stoccaggio fino alla movimentazione e all’alimentazione- sia la definizione dei circuiti idrici di servizio e di raffreddamento con opere di presa e restituzione al corpo recettore, congiuntamente all’insieme delle reti interne di sicurezza e supporto, comprendenti trattamenti acqua, antincendio, viabilità operativa e piazzali.
Ai fini della lettura complessiva del layout d’impianto, risultò significativo che questo disponesse di una stazione elettrica a 130 kV interna al sedime. Tale stazione fu utilizzata come punto di prelievo dell’energia necessaria all’avviamento delle nuove sezioni nelle fasi successive di ampliamento e qualificò la centrale non solo come sito di produzione, ma anche come nodo di connessione e di manovra verso la rete di trasmissione.
Evoluzione successiva: Sezioni 3 e 4 a olio combustibile
L’ampliamento con le Sezioni 3 e 4 fu impostato come un potenziamento della produzione elettrica del compartimento ENEL di Venezia e il sito di Monfalcone fu scelto in quanto la centrale era già in esercizio e perché l’area era già stata considerata idonea a ulteriori sviluppi.
Le due nuove sezioni furono progettate con potenza pari a 320.000 kW ciascuna.
L’area complessiva interessata fu stimata in circa 280.000 m² e fu dichiarata sostanzialmente satura, nel senso che non avrebbe consentito ulteriori ampliamenti oltre quello previsto.
Il sito venne così collegato alla viabilità della zona industriale e fu previsto anche un raccordo ferroviario, a supporto della logistica di cantiere e di esercizio.
Per il funzionamento delle nuove sezioni determinante risultò la disponibilità d’acqua per il raffreddamento dei condensatori, fondamentali cioè per chiudere il ciclo del vapore.
La portata richiesta fu indicata in circa 11 m³/s per ciascuna sezione, con prelievo dal Canale Valentinis e restituzione verso la cava centrale del Lisert, o altra collocazione da definire con approfondimenti successivi.
Questa cava non era una cava in esercizio in senso estrattivo moderno, ma si trattava di un’ampia escavazione interna all’area di bonifica del Lisert, realizzata come opera di cantiere e di sistemazione idraulica del comprensorio.
Quanto al combustibile, le sezioni furono previste a olio combustibile denso, con possibilità di essere in seguito adattate all’utilizzo di gas naturale. Il consumo annuo s’espresse nell’ordine di 400.000 tonnellate per sezione e l’approvvigionamento dell’olio combustibile fu supportato da un breve oleodotto tra il deposito della centrale e la banchina ENEL sulla sponda sinistra del Canale Valentinis, idonea all’attracco delle petroliere.
Per l’evacuazione dei fumi fu inizialmente previsto un camino unico, alto 200 m (effettivi, 150 m contemporanei), a servizio di entrambe le sezioni 3 e 4, che entrarono effettivamente in esercizio nel biennio 1983-1984 e rimasero operative fino alla dichiarazione di fuori esercizio a fine 2012, per ragioni economiche.
Per la fase a olio combustibile, il parco serbatoi, realizzato nella metà degli anni Ottanta, risultò composto in origine da cinque elementi, di cui nel 2015 erano presenti ancora tre, in via di demolizione. Questi -uno da 35.000 m³ e due da 55.000 m³- erano realizzati con sistema a tetto galleggiante, con copertura mobile che seguiva il livello del prodotto al fine di ridurre la superficie libera e le emissioni evaporative.
Adeguamenti ambientali e dismissioni
Per le Sezioni 1 e 2 alimentate a carbone, l’adeguamento ambientale si tradusse in una sequenza di inserimenti impiantistici che, senza cambiare la natura della centrale, ne modificò in modo sostanziale il profilo emissivo e, in definitiva, parte della gestione operativa.
Nei primi mesi del 2008 entrarono inizialmente in servizio gli impianti di desolforazione DeSOx, progettati per ridurre la componente di anidride solforosa SO₂ contenuta nei fumi di combustione.
Si trattò di inserire un impianto di desolforazione a valle della caldaia e dei sistemi di abbattimento polveri, convogliando i fumi in una torre di assorbimento. Qui la SO₂ veniva trasferita dalla fase gassosa a una sospensione acquosa alcalina in ricircolo e neutralizzata per reazione chimica. Il processo generava così una corrente di spurgo contenente sali e solidi fini, avviata a separazione e disidratazione per ottenere un residuo gestibile. I fumi trattati venivano quindi successivamente deumidificati tramite separatori di gocce e inviati al camino con concentrazioni di SO₂ ridotte.
A partire dal 1° gennaio 2016 risultarono inoltre in regolare esercizio gli impianti di denitrificazione DeNOx, finalizzati alla riduzione degli ossidi di azoto NOx.
I NOx non sono polveri da filtrare, ma gas che si formano durante il processo di combustione; per ridurli drasticamente si rese necessario un trattamento dedicato che li trasformasse in composti più stabili e meno impattanti prima dell’emissione in atmosfera. In termini impiantistici, la denitrificazione fu realizzata sulla linea fumi mediante il dosaggio di un reagente -in genere ammoniaca o urea- e il successivo passaggio dei fumi su un catalizzatore. In tali condizioni gli ossidi di azoto venivano ridotti e convertiti principalmente in azoto N₂ e vapore acqueo H₂O. L’efficacia era funzione della temperatura, della corretta miscelazione del reagente e dello stato del catalizzatore, con funzioni di controllo per garantire la continuità di abbattimento.
Con l’entrata in servizio dei DeNOx, le Sezioni 1 e 2 non poterono più funzionare unicamente in base alla potenza richiesta dalla rete ma anche in funzione dello stato dei sistemi di abbattimento, con riduzioni di carico e fermate vere e proprie, imponendo una maggiore attenzione alle manutenzioni programmate.
Il Sistema di Monitoraggio delle Emissioni, SME, risultò attivo in continuo, con misure strumentali sulle emissioni convogliate, così da garantire tracciabilità e verifica operativa dei parametri emissivi come registro costante dell’esercizio.
Per le acque di scarico della centrale fu messo in funzione un impianto interno di trattamento, denominato ITAR: prima di recapitarle al Canale Valentinis, le varie acque venivano raccolte separatamente in base alla loro origine e trattate in modo adeguato.
Un elemento qualificante fu l’adozione del sistema a scarico liquido zero, ZLD (Zero Liquid Discharge), per le acque generate dalla desolforazione.
In una desolforazione a umido una parte dell’acqua di processo si caricava di sali e impurità e, se gestita in modo tradizionale, finiva tra gli scarichi. Con lo ZLD questa corrente non veniva scaricata, ma inviata a una linea dedicata che la trattava e la concentrava.
Operativamente l’acqua veniva dapprima chiarificata e privata dei solidi in sospensione e successivamente veniva concentrata fino a separare quasi tutta la componente liquida. L’acqua recuperata era poi rimessa nel ciclo interno, mentre la frazione residua veniva portata a completa disidratazione, ottenendo sali e residui solidi gestibili e conferibili a recupero secondo le loro caratteristiche. In sostanza si riduceva così lo scarico liquido di quella linea sino all’azzeramento, sostituendolo con una gestione controllata del residuo solido.
Chiusura dell’esercizio a carbone e prospettiva di riconversione
La fase a carbone della centrale si è conclusa con l’uscita definitiva dall’esercizio dei gruppi storici, attivi sino al 31 marzo 2023, avviando le attività di fermata tecnica e messa in sicurezza del complesso. La dismissione procede oggi di pari passo alla progressiva rimozione delle pertinenze connesse alla filiera del carbone e alla configurazione impiantistica novecentesca.
In parallelo è stato avviato l’iter autorizzativo per la riconversione del sito, con la realizzazione di una nuova sezione a ciclo combinato a gas naturale e relative opere di connessione.
Un impianto di generazione ad alta efficienza destinato a scrivere un nuovo capitolo della storia della trasformazione dell’energia nel Monfalconese.
Bibliografia Essenziale
ENEL, Impianti termoelettrici dell’ENEL in costruzione al 31 dicembre 1964, tabella, Atti parlamentari
A2A, La centrale termoelettrica di Monfalcone, scheda impianto e specifiche, sito istituzionale
Gazzetta Ufficiale, Relazione tecnica per la costruzione dell’impianto termoelettrico di Monfalcone, sezioni 3 e 4 da 320 MW, Allegato n. 5, 25 settembre 1973
Comune di Monfalcone, Analisi della sostenibilità delle opzioni alternative all’ipotesi di conversione del sito (Report REF-E), Allegato tecnico
Il Piccolo, Monfalcone, via i gruppi a olio: 3 serbatoi da demolire, 9 novembre 2015
