m_amte.DVA.REGISTRO UFFICIALE.I.0021643.27-09-2018

REPORT

Piano di miglioramento per il contenimento delle eventuali perdite da accoppiamenti flangiati Decreto di Riesame dell'Autorizzazione Integrata Ambientale (AIA) - Prescrizione n. 13

Submitted to:

ENI R&M S.p.A. Raffineria di Taranto SS Jonica n. 106 74123 Taranto

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Golder Associates S.r.l. Banfo43 Centre Via Antonio Banfo 43 10155 Torino

Italia

+39 011 23 44 211

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Lista di distribuzione 1 copia: ENI R&M

1 copia: Golder Associates Srl

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Indice

1.0  PREMESSA ................................................................................................................................................ 1 

1.1  Ambito ............................................................................................................................................... 1 

1.2  Struttura documento .......................................................................................................................... 1 

2.0  DESCRIZIONE E TIPOLOGIA DELLE PIPE-WAY .................................................................................... 2 

2.1  Descrizione della rete pipe-way ........................................................................................................ 2 

2.2  Norme tecniche di riferimento ........................................................................................................... 2 

3.0  CONTROLLI SULLA RETE PIPE-WAY ..................................................................................................... 3 

3.1  Tipologia e programmazione dei controlli ......................................................................................... 3 

3.2  Ispezione visiva esterna .................................................................................................................... 4 

3.3  Rilievi spessimetrici ........................................................................................................................... 4 

3.3.1  Punti di misura dello spessore (TML) ........................................................................................... 4 

3.3.1.1  Posizionamento dei TML .............................................................................................................. 4 

3.3.1.2  Monitoraggio dei TML ................................................................................................................... 5 

3.3.2  Tecniche di verifica spessimetrica ................................................................................................ 5 

3.3.2.1  Ultrasuoni ...................................................................................................................................... 5 

3.3.2.2  Ispezione visiva ............................................................................................................................. 5 

3.4  Valutazione dei dati raccolti dai controlli ........................................................................................... 6 

3.5  Risultati delle verifiche ...................................................................................................................... 6 

4.0  ESITI DELLA VALUTAZIONE .................................................................................................................... 7 

5.0  PROPOSTA DEL GESTORE ..................................................................................................................... 8 

APPENDICI

Appendice A: Checklist per Ispezione Visiva Esterna

Appendice B: Cronoprogramma installazione sistemi di rilevazione perdite accoppiamenti flangiati

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TAVOLE

Tavola 1: Planimetria dei tracciati delle canaline di scolo acque meteoriche dell’area pipe-way e raccordi con la

rete delle acque reflue di Raffineria

Tavola 2: Planimetria delle pipe-way dedicate al trasporto di benzina ed ETBE/MTBE

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1.0 PREMESSA

1.1 Ambito La presente relazione è stata redatta da Golder Associates S.r.l. (“Golder”) su richiesta di ENI R&M S.p.A.

(“ENI” o “Gestore”) in risposta ad una specifica prescrizione contenuta nel Parere Istruttorio Conclusivo (“PIC”)

reso dal Gruppo Istruttore (“GI”) della Commissione istruttoria per l’Autorizzazione Integrata Ambientale

(“Commissione AIA-IPPC”), istituito presso il Ministero dell’Ambiente, in relazione al procedimento di riesame

dell’AIA della raffineria ENI di Taranto (“Raffineria”).

La prescrizione oggetto della presente relazione è identificata con il n. 13, alla pagina 88 del PIC: “trasmettere

all'Autorità Competente, entro 6 mesi dall'emanazione del presente provvedimento di AIA, un piano di

miglioramento contenente specifiche soluzioni tecniche finalizzate al contenimento e/o confinamento delle

eventuali perdite dagli accoppiamenti flangiati "critici", comprese le tecniche di impermeabilizzazione,

effettuando l'aggiornamento delle frequenze di ispezione in coerenza col piano presentato”.

Un intervento di pavimentazione dell’area delle principali pipe-way di Raffineria era stato valutato da parte di

ENI come non fattibile nel contesto della Raffineria, come riportato all’interno dello studio di fattibilità già

trasmesso agli Enti competenti (prot. RAFTA/DIR/CG/145 del 30/06/2011), per le seguenti motivazioni:

problematiche legate alla gestione delle acque meteoriche (le capacità idrauliche dei sistemi di

collettamento e degli impianti di trattamento acque di Raffineria non sono stati ritenuti sufficientemente

dimensionati per la gestione dell’incremento delle acque meteoriche derivanti dall’impermeabilizzazione

delle pipe-way);

impossibilità di eseguire l’attività di pavimentazione/impermeabilizzazione delle pipe-way senza

rimuovere le tubazioni. L’eventuale rimozione del piping determinerebbe, tra le altre cose, una fermata

prolungata dell’intero Stabilimento;

elevati costi dell’opera (investimento economico valutato estremamente oneroso anche nell’ipotesi di

suddivisione dello stesso su più piani annuali di intervento);

Pertanto, la presente relazione descrive i controlli e le valutazioni da parte del Gestore dei risultati di tali controlli

presso le pipeway di Raffineria al fine di definire la presenza di accoppiamenti flangiati “critici”.

1.2 Struttura documento La presente relazione è stata strutturata come di seguito specificato.

Descrizione della rete pipe-way di Raffineria.

Verifiche eseguite per il controllo dello stato delle linee.

Valutazione dei potenziali elementi critici della rete.

Proposta di azioni in risposta alla prescrizione.

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2.0 DESCRIZIONE E TIPOLOGIA DELLE PIPE-WAY

2.1 Descrizione della rete pipe-way In Raffineria sono presenti le seguenti principali pipe-way:

Pipe Trench Est;

Pipe Trench Ovest;

Main Pipe Trench.

La superficie utile occupata dalle principali pipe-way di Raffineria risulta pari a un totale di 77.905 m2.

Le pipe-way non sono pavimentate e le tubazioni sono prossime al piano campagna.

Le pipe-way principali sono provviste di un sistema di regimazione delle acque meteoriche collegato alla rete

delle acque reflue di Raffineria. La Tavola 1 allegata alla presente relazione riporta la planimetria dei tracciati

delle canaline di scolo delle acque meteoriche dell’area pipe-way ed i raccordi con la rete delle acque reflue di

Raffineria (trattasi dell’Allegato B.21 trasmesso con l’istanza di Riesame dell’AIA).

Le trincee delle pipe-way di Raffineria ospitano una serie di tubazioni di vario diametro dedicate al trasporto di

diversi prodotti petroliferi, quali greggio, intermedi e prodotti finiti.

2.2 Norme tecniche di riferimento Dal punto di vista delle caratteristiche di progetto, le tubazioni di Raffineria sono in acciaio al carbonio e sono

di caratteristiche conformi alle seguenti norme:

ANSI (ASME) B.31.3. “Process Piping”, riguardante la progettazione di impianti di raffineria e chimici che

processano prodotti chimici, idrocarburi, acqua e vapore;

STD ANSI B.36.10, “Stainless steel pipe” per quanto riguarda diametri e spessori delle tubazioni in acciaio

inossidabile;

STD. ANSI 8.16.5 “Pipe flanges and flanged fittings”, in riferimento alle flange ed alla raccorderia flangiata;

STD. ANSI 8.16.9 “Factory-made wrought steel buttwelded fittings” per quanto concerne la raccorderia

ottenuta per trafilatura;

STD ANSI B.36.19, “Welded and seamless wrought steel pipe” per quanto riguarda dimensioni e tolleranze

delle tubazioni in acciaio;

API 5L “Line pipe specification 5L e petroleum and natural gas industries – Steel pipe for pipeline

transportation system,” per quanto riguarda gli spessori ed i materiali.

Gli standard costruttivi vengono utilizzati come riferimento per le misure spessimetriche eseguite in accordo al

piano di ispezione delle linee di trasferimento prodotti.

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3.0 CONTROLLI SULLA RETE PIPE-WAY

3.1 Tipologia e programmazione dei controlli La Raffineria prevede un piano di controlli delle tubazioni di trasferimento prodotti mediante ispezioni non

distruttive periodiche condotte entro un intervallo temporale non superiore a 5 anni.

Il piano ispettivo tiene conto dei possibili fenomeni di corrosione, del layout e delle condizioni di processo delle

linee e si articola nelle seguenti fasi:

ricerca documentale e analisi storica dei dati di sito (P&ID, piante tubazioni, sketch, elenchi linee e

specifiche di linea);

sopralluoghi in campo lungo le linee (svolti da personale ENI qualificato eventualmente coadiuvato da

soggetti terzi specializzati) al fine di individuare le tubazioni, gli accoppiamenti flangiati e i supporti oggetto

di controllo, definire i punti di controllo ed eseguire rilievi fotografici;

definizione del programma di controlli da eseguire sulla base delle risultanze delle precedenti fasi;

esecuzione delle ispezioni secondo il programma stabilito. Le indagini vengono effettuate secondo la

l’istruzione operativa NT1012 IO ISP REV0 - “ISPEZIONE DI TUBAZIONI D’IMPIANTO E OFF-SITES”, la

quale recepisce gli standard internazionali in materia di ispezioni di tubazioni di processo:

UN/TS 11325-1 - Valutazione dello stato di conservazione ed efficienza delle tubazioni in esercizio ai

fini della riqualificazione periodica d'integrità;

API Std 570 - Piping Inspection Code;

API RP 574 - Inspection Practices for Piping System Components;

API RP 579 - Fitness-For-Service.

Il piano ispettivo delle tubazioni di Raffineria riporta, per ciascuna tubazione:

i meccanismi di danno più probabili e i relativi punti/tratti di linea in corrispondenza dei quali tali danni sono

attesi;

le tecnologie di ispezione applicate ai punti/tratti potenzialmente soggetti a danno;

la frequenza e l’estensione dei controlli.

Le ispezioni sono volte alla definizione di un programma manutentivo che definisce la frequenza dei controlli e

che comprende gli eventuali interventi di riparazione/sostituzione per tratti di linea specifici, individuati in

funzione degli esiti delle verifiche effettuate.

Il piano di ispezione comprende le seguenti differenti tipologie di verifica, descritte in dettaglio nei successivi

paragrafi:

ispezione visiva esterna;

rilievi spessimetrici.

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3.2 Ispezione visiva esterna L’ispezione visiva esterna delle tubazioni viene condotta per:

verificare lo stato di coibentazioni (lamierini mancanti/danneggiati o sigillature deteriorate), verniciature e

rivestimenti protettivi delle tubazioni;

controllare eventuali segni di perdite o trasudamenti delle linee;

controllare eventuali vibrazioni, disallineamenti delle tubazioni o dilatazioni impedite;

verifica dello stato di conservazione degli “accoppiamenti flangiati” (costituiti dall’insieme di flange, tiranti,

dadi e guarnizioni).

Con specifico riferimento agli “accoppiamenti flangiati” l’ispezione prevede la verifica dei seguenti aspetti:

la completa fuoriuscita dei tiranti dal loro dado e il loro stato di conservazione;

l’eventuale presenza di segni di corrosione in corrispondenza della sede di tenuta degli accoppiamenti;

lo stato di conservazione della guarnizione, per quanto accessibile.

Nel corso dell’ispezione viene controllato inoltre lo stato di supporti, ancoraggi, sostegni e, in particolare,

vengono ricercati eventuali segni di corrosione/erosione in corrispondenza dei tratti di appoggio della linea.

L’ispezione visiva esterna viene condotta sulla base di una apposita check-list (vedi Appendice A) e gli esiti

delle ispezioni visive esterne vengono documentati in appositi “record ispettivi”.

3.3 Rilievi spessimetrici Il rilievo spessimetrico viene eseguito su punti della linea scelti secondo specifici criteri e consente di valutare

la presenza di eventuali fenomeni corrosivi in atto.

Gli esiti del rilievo vengono confrontati con i valori nominali e il sovraspessore di corrosione previsto dalla

specifica di linea e con i dati storici, al fine di determinare i ratei di corrosione, la vita residua e,

conseguentemente, gli eventuali tratti della linea che necessitano di attività di manutenzione (riparazioni o

sostituzioni parziali o integrali).

3.3.1 Punti di misura dello spessore (TML)

3.3.1.1 Posizionamento dei TML

I punti di misura dello spessore (TML - Thickness Measurement Locations) rappresentano posizioni specifiche

lungo il circuito delle tubazioni dove condurre i controlli.

Il posizionamento dei TML tiene conto sia delle potenziali corrosioni localizzate sia della corrosione specifica

derivante dal tipo di servizio.

Nel seguito si descrivono le posizioni lungo le tubazioni considerate in Raffineria per la scelta dei TML,

evidenziando quelle che coinvolgono le flange (oggetto della presente relazione).

Punti di iniezione.

Tratti “morti” (con ristagno di fluido).

Zone di corrosione relative a servizi specifici.

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Zone soggette a erosione e corrosione/erosione.

Tratti soggetti a cricche per tensocorrosione (SCC).

Tratti soggetti a corrosione sotto rivestimento interno e depositi.

Tratti potenzialmente soggetti a rottura per fatica.

Tratti potenzialmente soggetti a scorrimento viscoso (Creep).

Tratti potenzialmente soggetti a rottura fragile.

3.3.1.2 Monitoraggio dei TML

Dopo aver stabilito la posizione e il numero dei TML da sottoporre a verifica, ogni sistema di tubazioni viene

monitorato con misure dello spessore nei TML prescelti.

I TML vengono identificati sia sui disegni ispettivi che direttamente in sito sulla tubazione al fine di consentire

l’esatta ripetizione della misura negli stessi punti.

Lo spessore di ogni TML può essere valutato mediante differenti tecniche, descritte al § 3.3.2.

3.3.2 Tecniche di verifica spessimetrica

Le procedure in atto per la verifica dello stato delle tubazioni fanno capo a specifiche linee guida/istruzioni

operative, quali:

NT0905_LG_ISP_REV1 – Manuale di Ispezioni e Collaudi;

NT1012_IO_ISP_REV0 – Ispezione di tubazioni d’impianto e off-sites;

NT0708_LG_ISP_REV0 – Controllo spessimetrico.

Nel seguito si fornisce una descrizione delle tecniche di verifica spessimetrica in uso presso la Raffineria.

3.3.2.1 Ultrasuoni

La tecnologia ad ultrasuoni (UT) è quella più versatile per la misure spessimetriche e maggiormente accurata

specialmente su tubazioni con DN>1”.

Queste misure sono usualmente condotte secondo uno schema a griglia che copre la superficie in esame o

l'area localizzata danneggiata.

II principale vantaggio della tecnologia consiste nell'accuratezza della misura.

La mappatura del componente, tramite comparazione tra successive immagini, può fornire indicazioni sulla

velocità di degrado.

Successivamente alle misure dello spessore con UT, si procede mediante una adeguata riparazione della

coibentazione e del rivestimento di lamiera per ridurre la potenziale CUI.

3.3.2.2 Ispezione visiva

L’ispezione visiva viene effettuata sulla totalità dei percorsi di ciascuna linea. Lo scopo della stessa è di

verificare lo stato di coibentazione, gli accoppiamenti flangiati e l’integrità delle linee non coibentate.

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3.4 Valutazione dei dati raccolti dai controlli Gli esiti delle verifiche ispettive eseguite sulle tubazioni e, in particolare, i risultati delle misure spessimetriche

sui TML, vengono utilizzati per valutare l’idoneità all’esercizio dei componenti soggetti a controllo.

Sulla base dei calcoli del rateo di corrosione e della conseguente vita residua del componente della linea in

esame vengono quindi stabiliti, a seconda delle condizioni generali riscontrate e dell’entità degli eventuali danni

rilevati:

la frequenza e l’estensione dei successivi controlli;

l’esecuzione di specifici interventi di manutenzione/sostituzione.

3.5 Risultati delle verifiche Gli esiti delle verifiche sulle pipe-way di Raffineria sono riportati nei rispettivi rapporti che hanno delineato il

seguente stato delle tubazioni:

Rapporto ispettivo N.16/13 del 27/08/2013. L’ispezione ha compreso indagini visive e strumentali eseguite

nei mesi di luglio e agosto 2013, al fine di valutare lo stato di conservazione delle linee del main pipe trench

posizionate a nord, nord/est, sud e sud/est del sottopasso della SS 106 Jonica per un'estensione totale di

circa 800 m (400 m a monte e 400 m a valle del sottopasso).

Dalla verifica ispettiva è emersa la necessità di interventi manutentivi su 4 tratti di linea, interventi che sono

stati portati a termine ad ottobre del 2013.

Rapporto ispettivo N.17/13 del 29/08/2013. L’ispezione ha compreso indagini visive e strumentali eseguite

nei mesi di luglio e agosto 2013, al fine di valutare lo stato di conservazione delle linee del pipe trench

posizionate in zona serbatoi di stoccaggio greggio (T3001-T3008) per un'estensione totale di circa 900 m

lineari.

Dalla verifica ispettiva non è emersa la necessità di interventi manutentivi, in quanto non sono state rilevate

evidenze.

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4.0 ESITI DELLA VALUTAZIONE In considerazione di quanto sopra esposto, non sono presenti in Raffineria accoppiamenti flangiati “critici”, e ciò

in relazione ai seguenti fattori:

condizioni di esercizio e fattori di stress meccanico in relazione ai fluidi trasportati (trattandosi di linee di

trasferimento e non di processo sono caratterizzate da bassi valori di pressione e temperatura);

le pipe-way sono sistemi a minore complessità in termini di connessioni, ramificazioni, punti di innesto e

similari;

nel corso delle ispezioni visive esterne effettuate presso tali elementi non sono state rilevate perdite;

a seguito dell’esame dei dati raccolti dai rilievi spessimetrici sono stati rilevati ratei di corrosione nella

norma con un rischio estremamente basso di potenziali corrosioni localizzate.

In sintesi, gli accoppiamenti flangiati della rete pipe-way (Pipe Trench Est, Pipe Trench Ovest e Main Pipe

Trench) non essendo "critici" in relazione alle considerazioni tecniche di cui sopra, non richiedono una diversa

frequenza delle attività di ispezione attualmente seguite (ogni 5 anni).

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5.0 PROPOSTA DEL GESTORE Posto che in corrispondenza delle principali pipe-way di Raffineria non sono presenti “accoppiamenti flangiati

critici”, il Gestore, in ottemperanza a quanto prescritto in AIA, propone comunque di intervenire in maniera

preventiva sulle flange delle tubazioni dedicate al trasporto dei fluidi ritenuti più a rischio in relazione alla loro

capacità di infiltrarsi nel terreno in caso di un eventuale sversamento.

Tale rischio viene valutato, per ciascuno dei prodotti convogliati attraverso le pipe-way, sulla base delle

caratteristiche chimico-fisiche che ne determinano la mobilità nel suolo/sottosuolo (ad es. viscosità e densità) e

individuando, pertanto, quelli che sono da ritenersi maggiormente soggetti a percolare attraverso il terreno in

caso di un’eventuale perdita.

In tal senso, di seguito si riportano considerazioni di merito per le diverse tipologie di prodotto trasportate dalle

pipe-way, nel caso di uno sversamento:

ETBE/MTBE: rientrano nella definizione di idrocarburi liquidi volatili; nel caso di uno sversamento, essi

penetrano velocemente nel sottosuolo percolando verso la falda;

benzina (e suoi semilavorati): rientra nella definizione di idrocarburi liquidi volatili; la parte di prodotto

costituita dalla frazione liquida meno volatile (non evaporata) penetra velocemente nel terreno percolando

verso la falda;

grezzo: la sua elevata tensione di vapore è determinata dai composti che costituiscono le frazioni più

leggere (C1-C4, presenti allo stato gassoso a temperatura ambiente); le altre frazioni del greggio

comprendono una serie di prodotti liquidi con valori di densità e viscosità via via crescenti e tensione di

vapore decrescenti con l’aumentare del peso molecolare; nel caso di uno sversamento di greggio, l’alta

viscosità del prodotto limita il rischio di penetrazione nel sottosuolo ed il possibile raggiungimento della

falda;

kerosene, gasolio e loro semilavorati: sulla base della loro tensione di vapore sono prodotti che non

rientrano nella definizione di idrocarburi liquidi volatili;

jet fuel: ha una tensione di vapore corrispondente quella degli idrocarburi liquidi volatili e valori di densità

e viscosità analoghi a quella del kerosene;

olio combustibile: non rientra nella definizione di idrocarburi liquidi volatili; inoltre, nel caso di uno

sversamento di olio combustibile, la viscosità del prodotto è tale da non consentire una sua penetrazione

nel sottosuolo ed il possibile raggiungimento della falda.

Pertanto, sulla base delle considerazioni sopra riportate ed in linea con quanto riportato nella BAT n. 51 delle

BAT Conclusion, l’intervento proposto consiste nella installazione, presso le pipe-way che trasportano

idrocarburi liquidi volatili a temperatura ambiente (Benzine e MTBE/ETBE), di un sistema di pre-contenimento

da posizionare in corrispondenza degli accoppiamenti flangiati.

Tale soluzione tecnica, individuata a fronte di indagini di mercato condotte con il supporto di fornitori specifici,

è finalizzata, come già sopra descritto, a garantire il pre-contenimento di eventuali perdite dalle flange e a

segnalare eventuali trafilamenti di idrocarburi liquidi volatili. I dispositivi individuati sono costituiti da cuffie di

protezione da avvolgere sull’accoppiamento flangiato e da un sistema di segnalazione e visualizzazione della

eventuale perdita, mediante un indicatore con cartina tornasole sostituibile. Tali indicatori cambiano il proprio

colore a contatto con la sostanza fuoriuscita e consentono quindi di visualizzare a distanza la presenza di una

perdita dalla linea.

Nello specifico, il dispositivo è costituito da una fascia realizzata in tessuto durevole e resistente alle intemperie,

alle sostanze chimiche, idrocarburi e raggi ultravioletti, di dimensione variabile in funzione del DN della flangia

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da proteggere. Il sistema di bloccaggio è composto da un velcro con uncini monofilamento e corda di bloccaggio

provvista di capicorda di sicurezza.

Per l’ubicazione delle principali tubazioni dedicate al convogliamento dei prodotti individuati per l’esecuzione

dell’intervento proposto, si rimanda alla Tavola 2 allegata alla presente relazione (Planimetria delle pipe-way

dedicate al trasporto di benzina ed ETBE/MTBE).

Inoltre, i lavori di installazione dei succitati sistemi di pre-contenimento saranno effettuati in accordo al

cronoprogramma attuativo che si allega alla presente nota.

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Signature Page

Golder Associates S.r.l.

Andrea Longo Marco Orecchia

Project Manager Project Director

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APPENDICE A

Check List per Ispezione Visiva Esterna

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APPENDICE B

Cronoprogramma installazione sistemi di rilevazione perdite accoppiamenti flangiati

Activity ID Activity Name Durata mesi

InstallInstall. Sistemi rilevazione perdite acc. flg pipe way 40

340 Approvazione Progetto 4

360 Acquisto materiali 12

370 Installazione Sistemi rilevazione perdite accoppiamenti flangiati pipe way 24

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39

Month

Actual Work

Actual Work

Actual Work ENI Raffineria di Taranto

Installazione Sistemi rilevazione perdite acc. flangiati pipe way

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TAVOLA 1

Planimetria dei tracciati delle canaline di scolo acque meteoriche dell’area pipe-way e raccordi con la rete delle acque reflue di Raffineria

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TAVOLA 2

Planimetria delle pipe-way dedicate al trasporto di benzina ed ETBE/MTBE

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