Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Eni S.p.A.
Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
DICHIARAZIONE AMBIENTALE
(Regolamento CE 761/2001 e 196/06 EMAS)
Edizione 4 del 30/04/08
Revisione 6 del 30/04/08
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Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
INDICE
SEZIONE 1 (pagg. 1 – 11)
PRESENTAZIONE
INTRODUZIONE
1.1:
1.2:
4
L’impegno ambientale Eni S.p.A. – Divisione Refining & Marketing
La Politica Ambientale della Raffineria di Taranto
5
10
SEZIONE 2 (pagg. 1- 52)
DESCRIZIONE DELL’ORGANIZZAZIONE E DELLE SUE ATTIVITA’
2.1:
2.2:
2.3:
2.4:
2.5:
2.6:
2.7:
2.8:
2.9:
Ubicazione del Sito
Caratteristiche territoriali
Storia del Sito
Struttura attuale del sito
Caratteristiche del processo produttivo
Aspetti generali del sito
L’Organizzazione della Raffineria
Il Sistema di Gestione della Raffineria
Status autorizzativo, prescrizioni e procedimenti Aperti
1
3
6
7
10
34
49
51
52
SEZIONE 3 (pagg. 1- 55)
ASPETTI E IMPIATTI AMBIENTALI
3.1:
3.2:
3.3:
3.4:
3.5:
3.6:
3.7:
3.8:
3.9:
3.10:
3.11:
3.12:
Attività della Raffineria di interesse ambientale ed Aspetti
Gestione materie prime e prodotti finiti
Prelievo ed utilizzo di risorsa idrica
Scarichi Idrici
Emissioni atmosferiche
Emissioni di gas serra – Protocollo di Kyoto
Gestione Rifiuti
Protezione del suolo/sottosuolo e della falda Gestione Rifiuti
Emissioni acustiche
Elettromagnetismo e Sorgenti Radiogene
Aspetti ambientali derivanti da condizioni anomale di esercizio
Impatti ambientali e valutazione della significatività
1
3
13
17
20
29
33
38
49
52
53
55
SEZIONE 4 BIS (pagg. 1- 43)
INTEGRAZIONE CON STABILIMENTO GPL
1:
2:
3:
4.
5.
6.
7.
8.
Introduzione
Inquadramento generale
Impegno ambientale – Sistema di Gestione Ambientale
Organizzazione dello Stabilimento GPL
Struttura e caratteristiche del processo produttivo
Status autorizzativo, prescrizioni e procedimenti Aperti
Aspetti smbientali
Programma di miglioramento
3
4
7
9
11
14
24
43
SEZIONE 4 (pagg. 1- 12)
PIANO DI MIGLIORAMENTO AMBIENTALE
4.1:
4.2:
4.3:
Interventi di miglioramento ambientale effettuati dalla Raffineria
Obiettivi di miglioramento ambientale
Indicatori di performances ambientali e target EMAS 2007
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1
5
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SEZIONE 5 (pagg. 1- 2)
MODALITA’ DI AGGIORNAMENTO E DIFFUSIONE
5.1:
5.2:
5.3:
Aggiornamento della Dichiarazione Ambientale
Diffusione della Dichiarazione Ambientale
Informazione per il pubblico
1
1
2
SEZIONE 6 (pagg. 1 - 7)
GLOSSARIO, DEFINIZIONI E SINTESI DELLE SIGLE
ALLEGATI
Allegati da 2.1 a 2.6, da 3.1 a 3.8
Tabelle da n. 1 a n. 26
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PRESENTAZIONE
La pubblicazione dell’aggiornamento triennale della “DICHIARAZIONE AMBIENTALE”, in conformità con
quanto richiesto dal Regolamento Comunitario EMAS CE 761/01 e 196/06, testimonia l’impegno
dell’Organizzazione a garantire una comunicazione periodica e trasparente degli aspetti ambientali
associati alle attività della Raffineria e delle performance del proprio sistema di gestione ambientale. I dati
relativi ai diversi comparti ambientali, inseriti nel presente documento, sono aggiornati al 31.12.07, mentre
l’aggiornamento delle descrizioni riguardanti gli assetti impiantistici è al 30.04.08; inoltre le informazioni
della divisione Refining & Marketing riportate nella Sezione 1 (rif. § 1.1) sono aggiornate al momento della
pubblicazione della presente DA.
Nell’ambito dell’aggiornamento triennale, la presente DA è stata intergata della Sezione 4 Bis inerente le
attività dell’ex – Stabilimento GPL alla Raffineria di Taranto a partire dal giugno ’07.
Il traguardo raggiunto con il conseguimento della Registrazione EMAS in data 2 marzo 2005, la positiva
conferma della certificazione ambientale e la convalida della Dichiarazione Ambientale, sono il segno del
cammino intrapreso dalla Raffineria per il raggiungimento ed il mantenimento di standard di eccellenza
nella gestione degli aspetti ambientali, nell’ottica di garantire il miglioramento continuo delle proprie
prestazioni ambientali.
Questi risultati sono frutto di un sempre maggiore coinvolgimento di tutto il personale, diretto o dipendente
da ditte terze, che quotidianamente è impegnato in una gestione attenta e responsabile degli aspetti
ambientali e nella minimizzazione degli impatti ad essi associati.
L’aggiornamento dei dati e delle informazioni riportati nella presente pubblicazione consente a ciascun
lettore di verificare e raffrontare i risultati della gestione ambientale di Raffineria rispetto agli obiettivi
fissati nelle precedenti edizioni (Dichiarazione Ambientale 2005-2007), e di avere una panoramica dei
traguardi di miglioramento ambientale fissati per il prossimo futuro.
A tal proposito nel par. 4.1.1 della Sezione 4 è rappresentato, nel dettaglio, lo stato di raggiungimento
degli obiettivi prefissati per il primo periodo di Registrazione EMAS di Raffineria. L’analisi ha evidenziato
che ca. 1/3 degli interventi programmati nelle edizioni della D.A. (rif. 2004 -2005-2006) sono attualmente
in corso di realizzazione (totale n. 35 interventi dei quali n. 12 in corso) , in quanto il loro completamento
era stato fissato oltre l’anno 2007. Tali interventi sono stati programmati per step successivi (step annuali)
per i quali è stato verificato il raggiungimento dei target annuali di intervento.
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SEZIONE 1
INTRODUZIONE
1.1 - L’impegno ambientale Eni S.P.A. - Divisione Refining & Marketing
La Divisione Refining & Marketing di Eni S.p.A. (di seguito, Eni – Divisione R&M), si occupa delle attività
di acquisto, commercializzazione e raffinazione di materie prime di origine petrolifera, nonchè delle
operazioni di distribuzione e commercializzazione dei prodotti principalmente ottenuti in Italia, in Europa e
America Latina.
Principali presenze nel mondo di ENI – Divisione R&M
Eni - Divisione R&M risulta il primo gruppo per capacità di raffinazione in Italia e nel Mediterraneo ed è il
maggior operatore del mercato petrolifero nazionale.
Eni - Divisione R&M è inoltre il maggior operatore in Italia per quanto concerne lo stoccaggio ed il
trasporto di prodotti petroliferi disponendo di una struttura logistica integrata composta da un sistema di
depositi e oleodotti che si sviluppa da nord a sud Italia.
La commercializzazione e distribuzione dei prodotti interessa oltre 20 paesi nei 5 continenti.
L’attività di raffinazione di ENI - Divisione R&M è presente in Italia attraverso la gestione diretta di cinque
Raffinerie (Taranto, Sannazzaro de’ Burgondi, Livorno, Venezia e Gela). ENI - Divisione R&M possiede
inoltre quote di partecipazione nella raffineria di Milazzo (RAM).
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Le aree all’estero nelle quali la presenza di Eni Div. Refining & Marketing è più rilevante sono: Germania
Centro-Meridionale, Spagna, Austria, Svizzera, Francia Sud-Occidentale e Repubblica Ceca. Eni intende
sviluppare e consolidare la propria presenza sulla rete in tali Paesi, sfruttando le sinergie logisticooperative e facendo leva sulla notorietà del marchio Agip. Eni opera inoltre in Russia nelle attività del gas
naturale, dei prodotti petroliferi e dell’ingegneria e costruzioni.
Eni intende rafforzare il proprio sistema di raffinazione attraverso l’aumento della capacità di lavorazione
primaria e della capacità di conversione, nonché l’incremento della flessibilità delle raffinerie.
Tutte le fasi del ciclo produttivo sono assistite da un’intensa attività di Ricerca e Sviluppo, orientata alle
migliori rese in prodotti pregiati e di alta qualità e ad ottenere risultati sempre più mirati all’efficacia ed
all’efficienza della protezione ambientale, premessa fondamentale per uno sviluppo equilibrato e
sostenibile, il cui perseguimento riveste da sempre per Eni – Divisione R&M valore prioritario.
Sin dall’inizio delle proprie attività, la Politica Ambientale di Eni – Divisione R&M ha dimostrato costante
interesse verso le problematiche operative connesse con la sicurezza dell’ambiente interno ed esterno,
sviluppando, in alcuni casi in anticipo rispetto alle vigenti prescrizioni legislative, iniziative per la
prevenzione degli impatti e dei rischi sulla salute umana e sulle condizioni ambientali.
Risale al 1993 l’adozione formale di una Politica di Settore per Sicurezza, Salute e Ambiente, che
individua obiettivi strategici intesi a favorire il continuo miglioramento dei risultati e delle prestazioni della
Società, concretizzatisi nel tempo in iniziative specifiche, tra cui:
la realizzazione di procedure e programmi annuali di auditing interni, volti ad incrementare la
consapevolezza ed il rispetto delle prescrizioni legislative vigenti in materia di Salute, Sicurezza ed
Ambiente;
le attività di monitoraggio e indagini ambientali tramite un laboratorio mobile di proprietà Eni;
lo svolgimento di periodiche esercitazioni di simulazione dei Piani di Emergenza Interni, con il
coinvolgimento di personale esterno degli Enti preposti (Vigili del Fuoco, Protezione Civile e
Capitaneria di Porto);
l’attivazione di reti di monitoraggio (all’interno e all’esterno dei siti) per consentire di seguire in tempo
reale l’evoluzione della qualità dell’aria, predisponendo apposite procedure operative per gestire il
ciclo di produzione in caso di superamento delle soglie di attenzione/allarme;
l’introduzione di precauzioni operative per evitare sversamenti accidentali di prodotti sui suoli e
realizzazione di monitoraggi e di controlli geognostici per la tutela e la qualità dei suoli e dei sottosuoli
(D.Lgs. 152/06, Parte Quarta - Titolo V ed ex-D.M. 471/99 e s.m.i.);
l’implementazione del Sistema Informativo Ambientale (SIA), supporto informatico che raccoglie e
gestisce (presso l’unità centrale di Sede, HSE “Health Safety Environment”) tutti i dati quali-quantitativi
delle attività ambientali, sviluppando analisi degli indicatori ambientali ed esigenze di comunicazione,
finalizzate alla redazione annuale del Rapporto Ambientale.
Coerentemente con tali obiettivi, è stata avviata l’implementazione di Sistemi di Gestione Ambientale in
conformità alla Norma ISO 14001 presso tutte le realtà operative della Società, attraverso un programma
di Certificazione avviato dal 1999, che ha visto la partecipazione di Raffinerie, Stabilimenti e Depositi su
tutto il territorio nazionale.
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In particolare, tale processo ha portato la Raffineria di Taranto nel giugno 2001 a conseguire la
Certificazione del proprio Sistema di Gestione Ambientale (SGA), ai sensi della Norma Internazionale ISO
14001. La conformità di tale SGA alla norma ISO 14001 è stata mantenuta dalla Raffineria di Taranto per
i 3 anni previsti dalla norma stessa, attraverso periodiche “visite di mantenimento” da parte dell’Ente
certificatore accreditato (Det Norske Veritas Italia -DNV). Nel settembre 2004, allo scadere dei suddetti 3
anni, la Raffineria di Taranto ha ottenuto il rinnovo della certificazione del proprio SGA.
Successivamente è stato avviato da parte di ENI - Divisione R&M un programma per la registrazione dei
Sistemi di Gestione Ambientale ai requisiti del Regolamento EMAS CE 761/2001 e 196/06, per le realtà
operative più rilevanti. Nel Marzo del 2003 e nel settembre 2004 hanno conseguito la Registrazione
EMAS rispettivamente le Raffinerie di Venezia (prima raffineria in Italia) e di Livorno.
La registrazione EMAS è stata conseguita dalla Raffineria di Taranto (n° registrazione elenco nazionale
EMAS I -000290) il 2 marzo 2005, mentre è in itinere il raggiungimento dell’obiettivo del rinnovo triennale.
Le nuove sfide a cui Eni – Divisione R.&M. è chiamata a rispondere in materia di HSE e i mutati assetti
societari intercorsi dopo il 1993 hanno portato Eni – Divisione R.&M ad adottare nel 2004 una nuova
Politica in materia di Salute, Sicurezza e Ambiente (Vedi Box “Nuova Politica Eni – Divisione Refining
& Marketing in materia di Salute, Sicurezza e Ambiente). In tale documento sono stati esplicitati i
principi ai quali la Eni – Divisione R.&M. intende attenersi nella conduzione delle proprie attività per poter
perseguire la prevenzione degli infortuni, garantire la sicurezza e la salute dei dipendenti, dei contrattisti e
dei clienti, l’intergità degli asset, la salvaguardia dell’ambiente e tutela dell’incolumità pubblica. I principi
su cui si fonda la nuova Politica in materia di Salute, Sicurezza e Ambiente dell’ Eni – Divisione R.&M.
sono:
l’eccellenza dei comportamenti e il miglioramento continuo in materia di salute, sicurezza e ambiente;
la cooperazione da parte di tutti i dipendenti e contrattisti favorendo la loro attiva partecipazione;
lo sviluppo responsabile e sostenibile delle attività, anche attraverso la promozione della ricerca e
dell’innovazione tecnologica;
l’attenzione al cliente interno ed esterno, che deve essere attuata anche monitorando le aspettative in
materia di salute, sicurezza e ambiente e adottando piani e azioni di risposta;
la centralità della persona e la condivisione delle esperienze e delle conoscenze, stimolo alla
partecipazione e valorizzazione dei contributi delle professionalità ed esperienze.
La nuova politica HSE di ENI – Divisione R&M viene attuata attraverso il progetto IRIDE (Vedi Box
“Progetto IRIDE”).
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Il progetto IRIDE ha l’obiettivo di incidere sul sistema di valori aziendali di Eni Refining & Marketing, in
relazione ai cambiamenti subiti nel corso degli anni (compresi gli sviluppi societari), ad un mercato in continua
dinamicità e ad una concorrenza sempre più agguerrita.
In particolare, negli ultimi tempi, molti eventi quali l’incorporazione in Eni, l’evoluzione del quadro legislativo e
del mercato hanno spinto la Divisione Eni R&M ad implementare un programma comune di cambiamento
culturale.
Inoltre, i prossimi anni riserveranno nuove sfide che renderanno più dura la competizione e più instabile la
posizione di mercato dell’Eni.
Per far fronte a tali mutamenti il Progetto IRIDE vuole sottolineare l’importanza della risorsa umana e
indirizzare l’energia sviluppata verso la riscoperta e la valorizzazione di quei comportamenti che faranno la
differenza nella dinamica competitiva di domani.
Da queste riflessioni hanno preso vita i 5 Principi, nucleo forte dell’identità e del modo di essere della
Divisione R&M all’interno dell’Eni: Eccellenza, Cooperazione, Centralità della persona, Attenzione al cliente e
Sviluppo responsabile.
1) Eccellenza
Si sviluppano tecnologie leader nei processi industriali e si valorizzano le
competenze di punta in ambito tecnologico e commerciale. Si realizzano prodotti
all’avanguardia in termini di prestazioni ed impatto ambientale.
2) Centralità della Persona
Le persone rappresentano la risorsa più preziosa della Divisione. Si vuole che
dipendenti, gestori, agenti, operatori di aziende di manutenzione lavorino in un
contesto fondato sulla fiducia, la dignità ed il rispetto. A tutti viene offerta
l’opportunità di apprendimento e sviluppo, valorizzandone il contributo
professionale e personale.
3) Cooperazione
Si promuove la cooperazione a tutti i livelli, attraverso l’integrazione dei Know how
tecnici, tecnologici e commerciali e lo sviluppo di continue sinergie tra processi di
acquisto, raffinazione e vendita. Si incoraggiano la comunicazione e il
teamworking e si sostiene la collaborazione con partner, clienti e fornitori.
4) Attenzione al cliente
Clienti soddisfatti e fidelizzati sono la garanzia del successo. Si vuole coglierne ed
interpretare al meglio le aspettative, offrendo prodotti e servizi contraddistinti da un
marchio forte e riconoscibile, garanzia di qualità, performance e rispetto
dell’ambiente.
5) Sviluppo responsabile
Si è consapevoli delle responsabilità verso il territorio e l’ambiente, sviluppando
prodotti, processi e soluzioni tecnologiche in linea con i più rigorosi standard
internazionali. Si vuole che la salute e la sicurezza di chi opera all’interno e
“intorno” alle nostre strutture siano totalmente salvaguardate.
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1.2 – La Politica Ambientale della Raffineria di Taranto
In linea con le politiche e le linee-guida societarie, nell’ambito del proprio Sistema di Gestione Ambientale
e Sistema di Gestione della Sicurezza, la Raffineria di Taranto ha definito e diffuso specifici principi
attraverso il documento “Politica di Sicurezza, Salute, Ambiente e Prevenzione degli Incidenti Rilevanti”,
emesso a firma del Direttore di Raffineria.
Inoltre per concretizzare ed attuare questa Politica, la Raffineria ha identificato e indicato nello stesso
documento obiettivi di miglioramento in coerenza con la propria natura, dimensione ed impatto
sull’ambiente.
Annualmente, nell’ambito del Riesame della Direzione, la Politica e gli Obiettivi vengono ridefiniti dal
Direttore della Raffineria e dal Rappresentante della Direzione per il Sistema di Gestione Ambientale (RSGA), congiuntamente ai Responsabili aziendali, attraverso la redazione di uno specifico Piano di
Miglioramento Ambientale (PMA, v. Sezione 4), periodicamente verificato nel corso dell’anno per valutare
lo stato di avanzamento e l’efficienza delle azioni intraprese.
Gli Obiettivi sono, quindi, in continua evoluzione e testimoniano il costante impegno da parte della
Direzione per il miglioramento continuo in materia di sicurezza, salute, prevenzione degli incidenti rilevanti
e protezione dell’ambiente, nell’ottica del raggiungimento di un altro importante traguardo: l’ottenimento
della Registrazione EMAS ai sensi del Regolamento CE 761/2001 con successivo adeguamento al
Regolamento CE 196/06.
In seguito all’integrazione dello Stabilimentp GPL il SGA di Raffineria è stato implementato nell’ex –
Stabilimento GPL Eni S.p.A. Div. R. & M. a partire dal 1° gennaio 2008, sebbene lo Stab. GPL fosse già
certificato SGA ISO14001 (rif. Sez. 4 Bis).
Di seguito viene riportata l’ultima versione della Politica del 03-10-2005:
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li, 03 Ottobre 2005
La Politica Ambientale della Raffineria di Taranto – 03/10/2005
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SEZIONE 2
DESCRIZIONE DELL’ORGANIZZAZIONE E DELLE SUE ATTIVITA’
2.1 – Ubicazione del sito
Le aree di pertinenza della Raffineria di Taranto occupano una superficie di circa 275 ettari e sono
ubicate al centro dell’Area di Sviluppo Industriale di Taranto.
A Ovest la Raffineria confina con i seguenti insediamenti industriali:
Area 1:
Impianti di pescicoltura di proprietà della società Peschiere Tarantine S.r.l.;
Area 2:
Depuratore comunale di Taranto gestito dal Comune di Taranto;
Area 3:
Impianto di trattamento terziario gestito dalla Provincia di Taranto.
Procedendo da Nord-Ovest in direzione Sud-Est la Raffineria confina con i seguenti insediamenti
industriali:
Area 4:
Stabilimento ILVA di Taranto;
Area 5:
Ex - Stabilimento GPL Eni Div. R&M;
Area 6:
Deposito INCAGAL;
Area 7:
Officine Metalmeccaniche, a 180 m;
Area 8:
Ditta Peyrani Trasporti, a 150 m dal muro di cinta;
Area 9:
Strada di collegamento tra la S.S. 106 Jonica e la Via Appia Taranto-Bari; in particolare tale
strada di collegamento corre parallela al muro di cinta fino all'altezza della S.S. 106, ad una
distanza da quest'ultimo di circa 300 m. Al di là della strada di collegamento è ubicato il
Cementificio "Cementir;
Area 10: Presidio “G. Testa” - Dipartimento di prevenzione SPESAL “Servizio Prevenzione e Sicurezza
Ambienti di Lavoro” (struttura della ASL di Taranto);
Area 11: Deposito locomotive delle FF.SS.;
Area 12: Guardia di Finanza, VV.FF., Area demaniale in concessione a società diverse;
A Sud della Strada Statale Jonica la Raffineria confina con:
Area 13: Ex Deposito Petrolifero Eni Div. R&M dismesso (Costiero ex-AGIP), che si trova a circa 250 m
dal muro di cinta (di proprietà della Raffineria);
Area 14: Impianto di trattamento rifiuti di proprietà della società “Hydrochemical S.r.l.”
Procedendo da Sud in direzione Ovest la Raffineria confina con le ferrovie Taranto-Reggio Calabria e
Taranto-Bari, che costeggiano il muro di cinta; la Taranto-Bari continua a costeggiare la recinzione per
tutto il tratto di Nord-Ovest.
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Raffineria
di Taranto
4
5
3
2
Fig. 1 - Inquadramento territoriale
6
1
7
8
9
10
14
11
13
12
Fig. 2 - Aereofotogrammetria
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2.2 – Caratteristiche territoriali
2.2.1 - Condizioni meteo-climatiche
La Raffineria di Taranto sorge in un‘area caratterizzata dal tipico “clima temperato mediterraneo”.
I dati statistici relativi alle condizioni climatiche della zona, di seguito sintetizzati, sono estratti dall’
“Annuario di statistiche meteorologiche” relativi alla stazione di Taranto e Grottaglie (Aeroporto) e dai dati
dell’Osservatorio Meteorologico Geofisico di Taranto, relativi al periodo 1992-2002.
Le temperature medie mensili vanno da 14 a 22 °C, mentre l’umidità relativa media e massima,
influenzate dalla presenza del mare, sono rispettivamente del 65% e 100%. Il vento medio più frequente
spira in estate da Sud – Ovest ed in inverno da Nord, con velocità media pari a 3 m/s, comunque sono
prevalenti i giorni di calma di vento.
Negli ultimi decenni non sono stati registrati fenomeni distruttivi causati da trombe d’aria e la frequenza di
fulminazione a terra nella zona è di 2,5 fulmini/anno/kmq, come risulta dalla Classificazione del Territorio
Nazionale.
Le condizioni di piovosità, desunte dall’analisi del diagramma termo-pluviometrico dei dati raccolti
dall’Osservatorio Meteorologico e Geofisico di Taranto, indicano un periodo di siccità medio generalmente
esteso da Aprile a Settembre. Nel complesso si registra una piovosità media annuale nel 2006 pari a
535,2 mm.
2.2.2 - Condizioni geologiche ed idrogeologiche
Inquadramento morfologico generale
L’inquadramento geologico regionale, ricostruito sulla base dell’esame del Foglio 102 della Carta
Geologica d’Italia, rileva la presenza di terreni d’età compresa tra il Cretaceo Superiore e l’Attuale. In
particolare si va dalle formazioni Attuali delle dune costiere, alle calcari di Altamura del Cretaceo
Superiore.
L’area di Taranto è stata inserita nella nuova mappa di rischio sismico, predisposto dal Servizio Sismico
Nazionale, nella terza categoria, a minor rischio sismico.
In prossimità della Raffineria sono assenti corsi d’acqua ed incisioni naturali di particolare rilevanza.
Il territorio è interessato dalla presenza di una modesta falda superficiale circolante in terreni alluvionali a
bassa permeabilità, poggiante sullo strato impermeabile delle Argille del Bradano, che costituiscono la
base impermeabile di questo acquifero.
L’intera area della Raffineria è stata interessata nel corso degli ultimi anni (periodo 2003÷2007) da
intense attività di caratterizzazione del suolo e sottosuolo (vedi descrizione riportata nel box “Sintesi
attività effettuate ai sensi del D.M. 471/99” § 3.8.1), le cui informazioni geologiche prodotte, unitamente a
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quelle disponibili in letteratura relative alla geologia profonda, consentono di ricostruire il seguente
schema stratigrafico medio indicativo del sito; nella tabella seguente è riportato in sintesi tale schema
stratigrafico, indicando gli spessori minimo e massimo delle varie unità, in maniera sequenziale, a partire
da piano campagna verso le unità più profonde :
Descrizione
Complesso dei
terreni superficiali
Spessore
medio
Descrizione
1-5 m
Unità costituita da terreni di riporto, terreni vegetali relitti e/o terreni
sabbiosi (alluvioni recenti o dune costiere).
4,5 m
Unità costituita da terreni a prevalenza carbonatica compatti e/o
sciolti.
0,40-2 m
Unità costituita da terreni sabbioso limosi o limoso sabbiosi.
Argille plioceniche
(Argille del
80-100 m
Bradano)
Unità costituita da terreni prevalentemente marnoso argillosi di colore
grigio-azzuro o grigio-verde con talora intercalazioni sabbiose.
Calcari (Calcari di
Altamura)
Unità costituita da calcari compatti biancastri e grigi, con intercalati
calcarei dolomitici e dolomie compatti di colore grigio scuro.
ca. 300 m
Fig. 3 - Inquadramento idro-geologico generale
Riferimenti regionali
Le rocce affioranti sono in prevalenza permeabili per porosità o per fessurazione.
Il primo tipo di permeabilità si riscontra nella Calcarenite di Gravina, nelle Calcareniti di M. Castiglione, in
corrispondenza delle dune costiere e nei sedimenti più grossolani, che si sviluppano nel settore sud
occidentale dell’Area.
La permeabilità per fessurazione è invece caratteristica del Calcare di Altamura.
La grande diffusione di rocce permeabili determina un rapido e completo assorbimento dell’acqua
meteorica, ciò determina l’assenza di una vera e propria idrografia superficiale su gran parte dell’area in
esame. Dove affiorano i sedimenti a bassa permeabilità, si sviluppano invece modesti corsi d’acqua che
sfociano in mare.
Riferimenti locali
Lo schema concettuale idrogeologico della Raffineria di Taranto vede la presenza di un acquifero
superficiale ospitato all’interno del complesso sabbioso–limoso calcarenitico, posto mediamente ad una
profondità di – 3 m dal piano campagna (p.c.). Questa modesta falda acquifera è idraulicamente
condizionata dalla presenza di un esteso livello impermeabile basale, intercettato tra 1,0 e 7,5 metri dal
piano di campagna.
Alla base delle argille, il cui sviluppo verticale risulta di circa 80-100 m, è presente un secondo acquifero
ospitato all’interno della formazione calcarea basale. Questo acquifero risulta essere in pressione come
testimoniato dalla risalita piezometrica misurabile all’interno dei pozzi profondi presenti in Raffineria.
Alcuni sondaggi profondi, spinti fino alla profondità di 15 metri dal piano di campagna hanno confermato
la persistenza di un livello impermeabile fino alla massima profondità raggiunta dal sondaggio,
escludendo quindi la presenza di terreni permeabili e quindi possibili interconnessioni della falda
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acquifera superficiale con gli acquiferi profondi. Il potente deposito argilloso determina, quindi, una netta,
continua e chiara separazione tra i due acquiferi.
Nell’ambito delle attività di caratterizzazione ambientale del suolo e sottosuolo eseguite ai sensi della
normativa vigente (D. Lgs. 152/06, Parte Quarta - Titolo V ed ex-D.M. 471/99), sono state effettuate prove
idrauliche finalizzate alla determinazione della permeabilità dei terreni, i cui risultati sono riportati nella
tabella seguente.
Prova
Permeabilità Max
Permeabilità Min
Prove Lefranc
1,5*10-2 cm/s
1,7*10-4 cm/s
Slug Test
2,6* 10-2 cm/s
3,1*10-4 cm/s
Fig. 4 – Prove di permeabilità
I dati presenti in tabella indicano sia il metodo di determinazione della permeabilità del terreno (Prova Le
Franc e Slug Test) che l’unità di misura. Dai risultati di tali prove si deduce che la falda su cui insiste la
Raffineria si caratterizza per valori di permeabilità medio – bassi.
Inoltre, durante le attività di caratterizzazione ambientale eseguite fino ad oggi sono stati realizzati
complessivamente n. 108 piezometri, che costituiscono la rete di monitoraggio della falda superficiale.
Dallo studio delle altezze piezometriche riscontrate nei 108 piezometri, si sono ricavate le curve
isofreatiche, che assumono valori tra 0 e 17 m sopra il livello medio marino. La principale direzione di
flusso è indicata dalle isofreatiche che, da valori di 17 e 16 m sopra il livello medio marino, si riducono a
zero sulla linea di costa. Questo andamento è marcato dalla morfologia del substrato delle argille di base
che condiziona il deflusso di questa debole falda acquifera in direzione Sud-Ovest, Ovest e Sud-Est.
Fig. 5 - Mappa della superficie isofreatica della falda superficiale
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Le acque superficiali vengono assorbite dal terreno fino al primo livello di falda (cosiddetto superficiale).
La falda superficiale su cui insiste la Raffineria presenta la struttura della superficie isofreatica riportata in
figura. Questa indica la presenza di un alto piezometrico posto in corrispondenza dell'area impianti e del
parco stoccaggi. Da questi settori le acque di falda mostrano un deflusso con andamento centrifugo e in
particolare: verso la linea di costa per l'area relativa al parco stoccaggi, e verso altre aree industriali
confinanti per l'area impianti, come evidenziato dalle frecce blu riportate in figura.
2.3 – Storia del sito
La costruzione della Raffineria di Taranto risale al 1964, anno in cui si avviò la realizzazione del
Parco Serbatoi (grezzo) e l'edificazione dei primi Impianti di lavorazione su iniziativa della “Shell
Italiana”, intenzionata ad affiancare il sito di Taranto ai preesistenti stabilimenti di La Spezia e
Rhò, oltre ai numerosi Depositi di prodotti petroliferi localizzati in tutta la Penisola, per coprire il
fabbisogno del Sud-Italia.
La gestione Shell prosegue fino al 1975, quando la Raffineria passa sotto il controllo nazionale
dell'Eni, con il marchio societario di “Industria Italiana Petroli” (IP), controllata da AgipPetroli e per
piccola parte da Snam.
Nel 1987, la gestione delle Raffinerie IP in Italia passa sotto la società Agip Raffinazione.
Nel 1995, la fusione AgipPlas-AgipRaffinazione completa il passaggio di tutte le Raffinerie Eni,
Taranto compresa, sotto l'AgipPetroli.
Nel 2001, gli impianti legati alla Centrale TermoElettrica, operante all’interno del sito (CTE), sono
stati conferiti ad un’altra società del Gruppo Eni, la EniPower1, ed inoltre è stato assorbito
all’interno della Raffineria il Deposito Interno (“Deint”) confinante; le attività del Deint sono
confluite, a far data dal 12/10/2001, all'interno di una Struttura Operativa Integrata della Raffineria
(SOI4).
Nel gennaio 2003, la Società AgipPetroli è divenuta Eni S.p.A. – Divisione Refining & Marketing.
Nel marzo 2007 la Direzione della Centrale Termoelettrica di Taranto è divenuta indipendente da
quella di Raffineria Eni R & M, infatti è stato nominato un nuovo Responsabile di Stabilimento
EniPower diverso da quello di Raffineria.
Nella seconda metà del 2007 il confinante Stabilimento GPL – Eni R & M è stato integrato alla
Raffineria, e pertanto le sue attività sono confluite all’interno della SOI 4 (per tale parte d’impianto
è stata predisposto il documento “Addendum – Integrazione con Stabilimento GPL” – rif. Sez. 4
Bis).
Le ulteriori attività di sviluppo futuro del sito sono descritte al par. 2.5.2.
1
Lo Stabilimento EniPower di Taranto è dotato di proprio SGA, Certificato ISO 14001, e non rientra nel campo di
applicazione del SGA della Raffineria e, conseguentemente, della presente Dichiarazione Ambientale.
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2.4 – Struttura attuale del sito
La Raffineria assicura il rifornimento dei prodotti petroliferi, per usi industriali e civili, ad una vasta area del
Paese, coprendo un hinterland commerciale che si estende ampiamente nell’area Centro-Sud del
Territorio italiano, in particolare Puglia, Basilicata, Calabria, Campania, Abruzzo e Molise.
L’impianto ha una capacità di lavorazione autorizzata di 6,5 milioni di tonnellate annue ed ha lavorato nel
2007 greggi e semilavorati per circa 6 milioni di tonnellate.
L'attività risulta classificata come “Grande Impresa”, secondo:
Codice NACE/ISTAT: 19.20 (precedente 23.20) – “Fabbricazione di prodotti petroliferi raffinati”
(Raffineria di Taranto);
Codice NACE/ISTAT: 35.21 (precedente 40.21) – ”Produzione gas” (ex – Stabilimento GPL)
Le attività della Raffineria di Taranto oggetto della presente Dichiarazione Ambientale e soggette a
registrazione ai sensi del Regolamento EMAS sono le seguenti:
Area impianti: raggruppa gli impianti di produzione di GPL, benzina, cherosene, gasolio, Olio
combustibile e bitumi;
Area Stoccaggio: collocata nella parte sud della Raffineria, al di là della Statale 106 Jonica;
Area caricamento rete (ex-Deint): raggruppa le pensiline di carico dei prodotti a mezzo autobotti
(ATB);
Pontile e Campo Boe: il primo utilizzato per la movimentazione di materie prime e prodotti su navi fino
a 60.000 tonnellate , il secondo fino a 250.000 tonnellate .
5
2
1
1 – Area Caricamento
2 – Area Impianti
3
3 – Area Stoccaggio
4 - Pontile
5 – Stabilimento GPL
4
Fig. 6 - Identificazione aree di raffineria
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2.4.1 – Interfacce
All’interno della Raffineria non sono presenti “gestori terzi” (Organizzazioni diverse da quella di Raffineria)
di attività incluse nella Dichiarazione e nell’ambito della Registrazione EMAS.
All’interno del perimetro della Raffineria sono presenti le seguenti strutture:
Stabilimento EniPower, che comprende la Centrale Termo Elettrica (CTE) e le correlate strutture
ausiliarie, fino al 2000 gestite direttamente dalla Raffineria;
Terminale Praoil dell’Oleodotto Monte Alpi–Taranto; tale oleodotto, di proprietà e gestione della Praoil,
viene utilizzato per il trasporto del greggio proveniente dai pozzi petroliferi della Val d’Agri (“Centro Oli
Val D’Agri”) fino alla Raffineria. La struttura Praoil in Raffineria comprende il terminale finale
dell’oleodotto, il sistema di depressionamento e il sistema di ricezione scovoli (“pigs”) dell’oleodotto.
Stabilimento GPL - Eni R&M per l’imbottigliamento in bombole del GPL, collegato alla Raffineria
attraverso due gasdotti per il trasporto del propano e butano, e alla rete antincendio di Raffineria
(accorpato alla Raffineria nel giugno 2007).
Sia lo Stabilimento EniPower che il Terminale Praoil, hanno dipendenza operativa e gestionale da Settori
e Società Terze diversi rispetto alla Raffineria e, pertanto, non rientrano nel campo di applicazione del
SGA e della Registrazione EMAS. Tali Organizzazioni, peraltro, sono dotate di propri SGA conformi allo
standard UNI/EN ISO 14001/2004. L’ex-Stabilimento GPL – Eni R. & M. invece, in seguito all’integrazione
con la Raffineria, ha iniziato, a partire da luglio ’07, il processo di adeguamento del proprio SGA
ISO14001/2004 a quello EMAS di Raffineria
Ulteriori interscambi esistono tra la Raffineria e le altre realtà produttive dell’area industriale (esterne
all’ambito della Dichiarazione e Registrazione EMAS), in particolare con:
la società ILVA, attraverso un oleodotto
di collegamento con la Raffineria, per il
trasporto di olio combustibile; la società
ILVA inoltre fornisce allo Stabilimento
EniPower, Acqua Demineralizzata che
EniPower ridistribuisce alla Raffineria
insieme alla propria produzione.
Il Centro Oli Val d’Agri Eni Divisione E&P,
che raccoglie e trasferisce in Raffineria il
greggio Val D’Agri tramite l’Oleodotto
Monte Alpi– Taranto sopra descritto.
Centro Oli
Val D'Agri
Oleodotto
EniPower
PraOil Terminale
Centrale
Termoelettrica
Oleodotto
Acqua mare, Acqua Pozzo, F.
Gas, F. Oil, Condense vapore
ENI R&M
RAFFINERIA DI TARANTO
Vapore, Energia Elettrica, Acqua
Demi e Raffreddam, Scarichi
fognatura
Propano
Butano
Acqua
Demi
Greggio
Eni R&M
Stabilimento GPL
Taranto
Olio
Combustibile
ILVA
Le principali interfacce con le suddette realtà
terze sono sintetizzate nello schema a lato.
Figura 7 - Schema Interscambi
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Sono presenti, inoltre, in Raffineria dipendenti di ditte terze operanti in regime di appalto o esercenti di
servizi esterni al processo di produzione, tra cui:
imprese di manutenzione, montaggio ed assistenza meccanica, elettrica, strumentale, edile (di entità
variabile, a seconda del regime impiantistico della Raffineria, localizzabili in appositi prefabbricati di
accoglienza);
ditte terze specializzate che gestiscono impianti o sezioni di impianto con contratti di assistenza
tecnica e/o “global service”;
gestione mensa aziendale;
imprese di pulizia;
personale di portineria;
personale di vigilanza;
personale della Guardia di Finanza;
personale appartenente a UTF e Dogana.
Infine, la Raffineria interagisce con le Ditte esterne operanti nella movimentazione delle materie prime e
dei prodotti via mare e via terra (ATB), regolamentata da apposita normativa di sicurezza e protezione
dell’ambiente, presso:
- le banchine di carico/scarico navi (Pontile e campo boe);
- le pensiline di carico/scarico prodotti su ATB.
Gli aspetti ambientali indiretti relativi alle suddette ditte terze sono stati analizzati dal Sistema di Gestione
Ambientale attraverso il “Registro degli aspetti ambientali”, come descritto successivamente.
In particolare, la Raffineria al fine di garantire un’opportuna “gestione e controllo” anche dei propri Aspetti
indiretti, attribuibili essenzialmente alle attività svolte da Terzi, ha definito specifiche “modalità di
intervento” sui Terzi che operano a contatto con il sito attraverso:
la definizione di prassi operative e modelli comportamentali da seguire per tutto il personale delle
Ditte operante in Raffineria, in occasione di attività che possono dare origine ad impatti
sull’ambiente (es: carico/scarico navi, pensiline di caricamento, cantieri di lavoro/manutenzione,
fermate impianti, gestione rifiuti prodotti, perdite o spandimenti di chemicals o prodotti petroliferi),
mediante l’emissione di Procedure Ambientali ed Istruzioni di specifico interesse, che vengono
illustrate e distribuite ai Terzi mediante riunioni specifiche.
lo svolgimento di periodici incontri di formazione, informazione e partecipazione delle Ditte (Capi
Cantiere) su argomenti attinenti la sicurezza e la protezione ambientale, coordinati dal SottoComitato Terzi (vd. § 2.6.5);
il controllo continuo e la verifica di conformità delle attività svolte dalle Ditte presenti in Raffineria
(movimentazione prodotti via mare e via terra, area cantieri, interventi di manutenzione) a quanto
previsto dal SGA e dalle procedure di riferimento (Allegato 2.1 pto. 17).
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2.5 – Caratteristiche del processo produttivo
2.5.1 – Descrizione del processo di produzione
Gli impianti di Raffineria a ciclo chiuso consentono il completo processo di lavorazione del greggio e
semilavorati per la produzione di carburanti e derivati.
Con riferimento allo schema di flusso semplificato riportato di seguito, si sintetizzano le principali
caratteristiche del ciclo di produzione.
Distillation
Schema
di flusso delConversion
ciclo di produzione della Raffineria
Desulphurization
Upgrading di Taranto
Fuel Gas
GPL
Benzina pesante
Benzina e GPL
Gas GPL
HDT
Products
GPL
Gas liquefatti
LPG
Idrogeno solforato
GPL
Benzina leggera
Benzina pesante da Cracking
GPL
TIP
Benzina da
Isomerization
GPL
Benzina
GASOLINES
Benzina da
PLAT
Kero
TOPPING
Gasolio
VACUUM
GPL
HDS 1
Idrogeno
solforato
Benzina
leggera
Benzine
auto
Reformer
Idrogeno
KEROSENES
Petroli vari usi
Gasoli
Gasoli
Benzina
Residuo
RHU
GASCON
Olio
greggio
GPL
MEROX
Idrogeno solforato
Idrogeno
HDS 2
GAS OILS
Gasoli
Gasoli
Gasoli
Fuel gas
Vapore
Cat Feed
Gasolio da cracking
Zolfo
H2
Gasolio da vuoto
Residuo
TSTC
CLAUS
LIQUID SULPHUR
Zolfo liquido
Residuo da VB/TC
FUEL OILS
RHU
Oli combustibili
Idrogeno
BITUMEN
Bitume
Bitume
Idrogeno solforato
Idrogeno solforato
CAT FEED
Cat Feed
Fig. 8 - Schema di flusso del ciclo di produzione della Raffineria di Taranto
Impianto TOPPING VACUUM - CDU (Crude Distillation Unit) - Distillazione atmosferica
Il greggio, ricevuto via oleodotto, da navi cisterna e da ATB, viene inviato in Raffineria e stoccato nel
Parco Generale Serbatoi.
Il greggio stoccato alimenta l’impianto di Distillazione Primaria (TOPPING VACUUM - CDU), che
provvede alla separazione del greggio nei suoi componenti di base, mediante apporto di calore e
sfruttando le diverse volatilità relative dei vari componenti la miscela di idrocarburi; in particolare si
estraggono:
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testa colonna: fuel gas, GPL successivamente inviato a impianto MEROX, nafta successivamente
inviata all’impianto di desolforazione nafta (HDT);
tagli laterali: costituiti da cherosene (petrolio) semilavorato e gasolio semilavorato, successivamente
inviati agli impianti di desolforazione;
VGO (vacuum gasoil), inviato all’impianto di conversione termica (TSTC);
fondo colonna: residuo vacuum, inviato a successivo impianto di conversione termica (impianto
TSTC) o catalitica (impianto RHU) per una ulteriore lavorazione.
Impianto HDT (hydrotreating)
Impianto di desolforazione delle nafte ricevute dal Topping e dagli impianti di conversione. In tale impianto
le nafta vengono separate dai gas e ulteriormente frazionate per le varie utilizzazioni successive. La
desolforazione avviene in presenza di idrogeno (con formazione di idrogeno solforato - H2S) in un reattore
catalitico dell’impianto dove la reazione esotermica è favorita dalla presenza di un catalizzatore.
Impianto HDS 1/2
Impianti di desolforazione (n. 1 e n. 2) in cui i distillati medi, petroli e gasoli semilavorati provenienti dal
Topping, subiscono, in presenza di catalizzatore e di idrogeno, una profonda riduzione del contenuto di
zolfo per essere utilizzati come Cherosene per aviazione e gasoli finiti per autotrazione o per
riscaldamento. La reazione di desolforazione genera idrogeno solforato che alimenta gli impianti Claus.
Impianto RHU (Residue Hydroconversion Unit)
Impianto di conversione/desolforazione catalitica, alimentato dal residuo del Topping che è convertito in
gasoli pregiati e olio combustibile desolforato e demetallizzato (“Rhuato”) Inoltre viene prodotto un taglio
“Vacuum Gasoil (VGO) desolforato e demetallizzato che può avere le seguenti destinazioni:
- al Blending come Oli combustibili a basso tenore di zolfo (BTZ);
- come Cat Feed per utilizzo in impianti di altri siti (FCC);
- rilavorazione al Thermal Cracking (TSTC).
Impianto TSTC
L’impianto integrato di Visbreaking e Thermal Craking realizza industrialmente processi basati su reazioni
di conversione termica (craking termico); Il meccanismo con il quale avvengono prevede la rottura di
molecole ad alto peso molecolare con trasformazione dei semilavorati in componenti leggeri utilizzabili,
dopo la separazione ed opportuni trattamenti , nella formulazione di GPL, benzine, e gasoli, ad elevato
valore aggiunto.
Il complesso TSTC può essere schematizzato in quattro sezioni: sezione Visbreaker, sezione Vacuum,
sezione Thermal Cracker, sezione di Frazionamento.
Gli ingressi sono il residuo da CDU o di importazione alla sezione Visbreaker; VGO da CDU alla sezione
Vacuum o alla sezione Thermal Cracker; VGO da RHU alla sezione Thermal Cracker.
Le uscite sono: idrocarburi leggeri inviati all’unità Gascon; gasolio da desolforare all’unità HDS2; residuo
Visbroken Tar, bitume o base olio combustibile; residuo Thermal Tar, che può essere riciclato alla
sezione Visbreaker o inviato all’RHU o al mixer per la formulazione di bitumi modificati e/o basi oli
combustibili.
Oltre alla sezione di Visbreaking e Thermal Craking si distinguono nell’impianto le aree di separazione dei
distillati leggeri (Unità Gascon) e del lavaggio GPL (Unità Merox).
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Unità Gascon
L’unità Gascon è stata progettata per frazionare gli idrocarburi leggeri provenienti dal complesso TSTC in:
fuel gas, che viene inviato alla rete di Raffineria previa rimozione dell’H2S mediante assorbimento in
soluzione amminica);
GPL, che viene inviato all’unità Merox per la rimozione dell’idrogeno solforato e dei mercaptani;
nafta leggera (C5/C6), che viene inviato all’unità Merox per la rimozione dei mercaptani;
nafta pesante (C7/140°C), che viene inviata all’unità HDT.
Unità Merox (Mercaptans Oxidation)
L’unità Merox è progettata per la rimozione dello zolfo dal GPL e dalla nafta proveniente dalla Unità
Gascon e dalla CDU.
La rimozione dell’idrogeno solforato dal GPL avviene mediante assorbimento in soluzione amminica; la
soluzione amminica viene rigenerata in una apposita unità mediante strippaggio.
La rimozione dei mercaptani dal GPL e dalla nafta leggera avviene attraverso estrazione con una
soluzione di soda caustica; la soda caustica che si arricchisce di mercaptani viene rigenerata mediante
ossidazione dei mercaptani a disolfuri e separazione dei disolfuri.
Impianto TIP (Isomerizzazione)
Tale impianto riceve le frazioni più leggere delle nafte prodotte dall’impianto HDT e, per mezzo di reazioni
di isomerizzazione, ne eleva il numero di ottano (86-87), per successiva formulazione di benzine per
autotrazione.
Impianto PLAT (Platformer - Reforming catalitico)
Tale impianto riceve le frazioni più pesanti delle nafte prodotte dall’impianto HDT e, per mezzo di reazioni
catalitiche, ne eleva il numero di ottano (fino ad un valore di 98-98,5) per successiva formulazione di
benzine per autotrazione. Tale qualità è raggiunta mediante una reazione endotermica favorita dalla
presenza di catalizzatore al platino e dove vi è uno sviluppo di prodotti molto importanti per la raffineria,
come il GPL e l’idrogeno (quest’ultimo molto importante per alimentare l’impianto HDS).
Impianto LPG
Tale impianto riceve GPL da vari impianti a monte (CDU, HDT, PLAT, MEROX) e ne separa il propano,
butano e code di etano.
Impianti di recupero zolfo CLAUS e Impianto di trattamento gas di coda SCOT
La Raffineria è dotata di 3 impianti di recupero dello zolfo (CLAUS), che convertono idrogeno solforato
H2S proveniente dagli impianti di desolforazione catalitica, e di 1 impianto SCOT (Shell Claus Off-gas
Treatment) per il trattamento dei gas di coda provenienti dal recupero zolfo.
Il processo Claus prevede che il gas acido, composto essenzialmente da idrogeno solforato - H2S, venga
bruciato in un apposito bruciatore con aria (eventualmente arricchita con ossigeno per ossidare
l’ammoniaca ad Azoto), allo scopo di provocare la formazione di zolfo elementare in fase gassosa, che
viene condensato e separato.
Il processo SCOT (impianto annesso al CLAUS) è stato introdotto in Raffineria con l’obiettivo di migliorare
l’efficienza di recupero dello zolfo dai Claus, mediante un processo di “riduzione” dei composti incombusti
dello zolfo contenuti nei gas di coda Claus, convertiti in idrogeno solforato (H2S), a sua volta rimosso dal
gas in modo selettivo, mediante soluzione amminica.
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Impianti SWS2 (Sour Water Stripper)
La Raffineria è dotata di 3 unità di Sour Water Stripper (cfr. figura 10), dedicate allo strippaggio
dell’ammoniaca e dell’acido solfidrico e alla separazione degli idrocarburi presenti nelle acque di processo
in uscita dagli impianti.
Il processo si svolge in tre fasi:
degasaggio (surge drum, per la separazione della fase gassosa, degli idrocarburi liquidi e dell’acqua
priva di idrocarburi);
strippaggio (della fase liquida in colonna verticale, con recupero dei gas acidi);
iniezione soda caustica (per favorire il desorbimento dell’ammoniaca).
L’acqua depurata dagli inquinanti (essenzialmente idrocarburi, idrogeno solforato - H2S e ammoniaca NH3), viene inviata ai Desalter del Topping (CDU), e da qui al TAE;
I gas separati ricchi di idrogeno solforato - H2S e ammoniaca - NH3 vengono inviati all’unità di recupero
zolfo per essere trasformati in zolfo liquido commerciabile.
Impianto CDP/EST (Eni Slurry Technology) e Impianto Idrogeno EST
Gli impianti CDP/EST (U9400) e Idrogeno EST (U9000) sono stati autorizzati ai sensi del D.P.R. n.
420/94, Art. 5 con Det. Dirigenziale Regione Puglia rispettivamente N. 889 e N. 890 del 27/09/04.
Impianto CDP/EST (U9000)
L’impianto CDP/EST è stato realizzato, e tuttora in fase di “commissioning”, un impianto dimostrativo
basato sul processo “Eni Slurry Technology” avente lo scopo di valorizzare le frazioni petrolifere pesanti3,
attraverso idrotrattamento ad alta pressione e temperatura, in presenza di catalizzatore finemente
disperso nella miscela reagente. Il riciclo al reattore d’impianto della frazione non convertita consente di
recuperare il catalizzatore e di raggiungere alte conversioni complessive. I prodotti ottenuti sono fuel gas,
nafta, gasolio ed olio. L’unità CDP/EST, progettata per una capacità di circa 200 t/g, si propone di
trasferire su scala semi-industriale i risultati ottenuti da un impianto pilota, ai fini di una validazione della
tecnologia per un suo prossimo utilizzo su scala industriale.
La messa in esercizio dell’impianto CDP/EST per le emissioni convogliate in atmosfera è stata
comunicata alla Regione Puglia il 20 ottobre 2005. Il collaudo è datato 28/10/05.
L’impianto è stato sottoposto ad una prima campagna di test per la messa in esercizio, nel mese di
Dicembre ’05 (con l’utilizzo del residuo petrolifero “Ural”). La marcia “Ural” è terminata a Febbraio ’06. In
occasione della fermata del periodo di Marzo/Maggio ’06, sono state ispezionate tutte le apparecchiature
di rilevanza tecnologica e ripristinato l’impianto con alcune modifiche finalizzate alla realizzazione della
seconda marcia. Nella seconda marcia (periodo Giugno/Novembre ’06) è stato processato Bitume da “Oil
sands” (Borealis Heavy Blend). Al termine della fermata programmata e dei controlli ispettivi avvenuti
dopo la seconda marcia, è iniziata dal 15 aprile al 22 Ottobre dell’anno 2007 la terza marcia, in cui
l’impianto EST ha processato residuo da Basrah Light . Dopo una fase di circolazione impianto con VGO
per ripristino e verifica di alcuni circuiti è iniziata in data 9 Novembre 2007 la quarta marcia con VB Tar.
2
3
L’impianto è rappresentato nello schema di flusso dell’impianto “centralizzato” TAE A e Water Reuse (Fig. 10)
Prodotto di fondo da distillazione sottovuoto di un grezzo o equivalente
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Impianto Idrogeno EST (U9400)
L’Unità di Produzione Idrogeno EST è stata progettata per produrre un flusso continuo di idrogeno di
elevata purezza (circa 99,9%vol.), per successivo utilizzo in impianti catalitici e in impianto CDP/EST.
La miscela di gas idrogeno grezzo viene prodotta a partire da gas combustibile di raffineria (Fuel Gas)
tramite reforming catalitico con vapore.
Detta miscela viene poi inviata ad gruppo di assorbimento (PSA), che separa l’idrogeno puro tramite
opportuni cicli di Assorbimento basati sulla tecnologia del setaccio molecolare.
La messa in esercizio dell’impianto Idrogeno EST per le emissioni convogliate in atmosfera è stata
comunicata alla Regione Puglia il 27 aprile 2005. Il collaudo è datato 28/07/05.
2.5.2 – Nuovi Impianti realizzati nel corso dell’anno 2007 e/o in fase di progettazione
Nel corso dell’anno 2007 non è stato realizzato in Raffineria alcun nuovo impianto.
In seguito si elencano i progetti in corso, per la realizzazione di nuovi impianti all’interno della Raffineria:
Progetto “Impianto Hydrocracking”
Si tratta di un impianto che sarà integrato nell’unità RHU esistente ed avrà lo scopo di convertire i distillati
pesanti prodotti dal topping e dall’RHU in distillati medi e leggeri incrementando la capacità di
“conversione” complessiva della Raffineria. I prodotti ottenuti da questo impianto avranno la caratteristica
di essere privi di zolfo. La realizzazione dell’impianto è prevista per l’anno 2010.
Essa comporterà anche la realizzazione di nuovi impianti “ausiliari”:
un nuovo impianto di produzione idrogeno;
un nuovo impianto di recupero zolfo.
Per il suddetto progetto il Ministero dell’Ambiente e Tutela del Territorio e del Mare, di concerto con il
Ministero dei Beni e Attività Culturali, ha espresso parere favorevole in materia di compatibilità ambientale
(rif. nota Prot. DSA-DEC-2007-000894 del 19.01.2007).
Progetto “Taranto PLUS”
Il Progetto “Taranto PLUS” consiste nella realizzazione di nuovi impianti all’interno della Raffineria, che
comporteranno un sensibile incremento (ca. il 65 %) della capacità attualmente autorizzata di materia
prima lavorata. Tale ampliamento avverrà tramite una unità di Distillazione atmosferica e sottovuoto
integrati (Topping/Vacuum), un impianto di Desolforazione spinta dei gasoli da distillazione e cracking
termico (HDS), un impianto di Desolforazione GPL e nuovi serbatoi per aumentare la capacità di
stoccaggio. Tale progetto risponde alle necessità di soddisfare le esigenze del mercato dell’Italia centromeridionale dei carburanti, integrando le strutture già esistenti di produzione con la rete logistica
meridionale, che attraverso la costruzione di due oleodotti, collegherà la Raffineria di Taranto con l’area
campana e con lo stabilimento Eni di Brindisi.
Gli effetti di questa integrazione si concretizzeranno in una significativa riduzione degli impatti ambientali
tramite la riduzione dei trasporti via terra e via mare con vantaggi in termini di sicurezza degli stessi.
Tale progetto comporterà inoltre l’implementazione di ulteriori interventi di miglioramento ambientale
quali:
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Dichiarazione Ambientale
Adozione di bruciatori Low-NOx nei forni dei nuovi impianti che garantiranno basse emissioni di
NOx; tali forni bruceranno solo fuel gas che consentirà emissioni poco significative in termini di
polveri e SO2;
Ristrutturazione di alcune utilities di Raffineria, tra cui il recupero delle condense e delle acque
accidentalmente oleose, l’unità blow down;
Razionalizzazione dei trasporti di materie prime e prodotti finiti destinati alla commercializzazione
nelle aree centromeridionali.
La Raffineria, in data 14.03.07, ha inoltrato alle Autorità Competenti la richiesta di pronuncia di
compatibilità ambientale (rif. nota Prot. RAFFTA/DIR/GDS/64), la cui pubblicazione sui quotidiani
nazionali/ regionali, è avvenuta in data 21.03.07.
Attualmente il progetto è in fase di accertamenti tecnici da parte delle Autorità Competenti (Autorità
Territoriali e ARPA Puglia).
2.5.3 – Efficienza e controllo dei processi
Gli impianti di Raffineria lavorano a ciclo continuo, al fine di ottimizzare l’efficienza della produzione, con il
massimo coinvolgimento di tutte le unità e linee.
Gli impianti stessi sono soggetti a:
fermate impiantistiche temporanee per manutenzione programmata o rinnovamento;
fermate impiantistiche per manutenzione straordinaria od imprevisti tecnici;
modulazione della capacità in base alla richiesta del mercato.
Il controllo dei parametri operativi degli impianti di produzione è interamente gestito da sistemi
automatizzati di Distributed Control System (DCS), che consentono, tramite un monitoraggio ad alta
efficienza ed affidabilità, la raccolta continua della quasi totalità delle misure e parametri operativi degli
impianti (temperatura, pressione, flusso) ed il controllo in tempo reale del processo produttivo mediante
gestione automatizzata dei fattori di processo, anticipando le necessarie azioni correttive.
Il ciclo produttivo della Raffineria, inoltre, è ottimizzato attraverso un sistema informativo (SIPROD) in
grado di correlare, con le banche dati disponibili ed i parametri forniti dal controllo automatizzato degli
impianti (DCS), molteplici variabili, tali da controllare e gestire in tempo reale l’andamento qualitativo e
quantitativo delle produzioni, per favorire il processo decisionale e l’efficienza economica.
Il controllo del ciclo di lavorazione avviene in tre sale controllo principali, due per gli impianti di processo
ed una per la movimentazione, il blending e il trattamento delle acque affluenti.
2.5.4 – Servizi ed utilities
La struttura impiantistica della Raffineria è completata da una serie di servizi ausiliari necessari per
l’esercizio degli impianti di processo.
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Dichiarazione Ambientale
Di seguito sono riportati i principali servizi utilizzati dalla Raffineria.
2.5.4.1 - Centrale Termoelettrica
Il fabbisogno energetico degli impianti della Raffineria viene fornito dalla Centrale Termoelettrica di
proprietà EniPower, fuori dal campo di applicazione della presente Dichiarazione Ambientale.
La Centrale EniPower riceve dalla Raffineria fuel gas e fuel oil come combustibili e fornisce vapore ed
energia elettrica. Inoltre EniPower gestisce per la Raffineria i servizi di :
produzione di aria strumenti;
trattamento delle condense di vapore (esenti da idrocarburi) restituite ad Eni Power;
produzione di acqua demineralizzata/degasata a partire da acqua mare (tramite impianti di
dissalazione/demineralizzazione) e da acqua pozzi (tramite due impianti di osmosi inversa);
gestione delle prese di captazione e distribuzione acqua mare alla Raffineria.
La Raffineria trasferisce, inoltre, acqua mare e acqua di pozzo ad Eni Power per il funzionamento degli
impianti di quest’ultimo e riceve nel proprio sistema di trattamento le acque di scarico degli impianti Eni
Power. Sono presenti in area Enipower impianti di osmosi inversa per la produzione di acqua dissalata
successivamente mandata a Enipower per la produzione di acqua demineralizzata. Tali impianti sono di
proprietà di terzi che svolgono il servizio per conto di ENI R&M Raffineria di Taranto e Stabilimento
EniPower.
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2.5.4.2 - Trattamento acque effluenti
Generalità
La Raffineria di Taranto è dotata di n. 2 scarichi autorizzati (cfr. sez. 3, § 3.4.1) attualmente in uso
denominati rispettivamente “A” e “B”, mentre il terzo canale di scarico, denominato “C”, è stato
definitivamente chiuso la seconda metà dell’anno 2004 poiché la Raffineria non riceve più le acque di
zavorra delle navi alle quali lo scarico era dedicato (comunicazione a ARPA Dip. Provinciale di Taranto
con nota Prot. RAFTA/DIR/GD 151 del 19/11/04). Tali scarichi sono dotati di campionatori automatici,
gestiti secondo quanto concordato con l’ARPA Dip. Provinciale di Taranto (in particolare
l’autocampionatore dello scarico B viene azionato in occasione di eventi meteorici particolarmente
intensi). Inoltre, lo scarico A è dotato di un misuratore di portata ubicato a valle dell’impianto di
depurazione (“TAE A”), in prossimità del recapito nel corpo idrico recettore, in ottemperanza alle
prescrizioni del D. Lgs. 152/06 ed ex D.M. 367/03. Lo scarico B è interessato solo dalle acque meteoriche
non di prima pioggia, scaricata a mare solo in caso di eventi meteorici intensi4, mentre le acque di “prima
pioggia”, per il tramite del TAE B, vengono rilanciate all’impianto TAE A per essere trattate.
L’impianto di trattamento della Raffineria di Taranto, denominato “TAE” (Trattamento Acque Effluenti)
assolve la funzione di decontaminare le acque di processo e degli scarichi oleosi dei cicli di raffinazione,
operando un trattamento chimico – fisico e biologico, restituendo al bacino idrico recettore (Mar Grande),
degli scarichi che rispettino le caratteristiche e i limiti imposti dalla normativa vigente.
I bacini di afflusso delle acque che confluiscono verso il sistema TAE di Raffineria possono considerarsi
suddivisi in tre zone distinte, denominate zona A – B – C (Figura 1).
La zona A raccoglie e tratta attraverso la linea “TAE A”, la totalità delle acque di processo, le
acque meteoriche che interessano gli impianti della Raffineria, i drenaggi serbatoi, le acque pretrattate alla linea TAE B, le acque provenienti dalla vasca di accumulo presente nella zona
caricamento rete (area ex- Deint), le acque di lavaggio piazzali, le acque provenienti dagli
sbarramenti idraulici realizzati conformemente al Progetto Definitivo di Bonifica delle acque di
falda autorizzato (rif. D.M. del 02/09/2004).
La zona B raccoglie e pre-tratta nella linea TAE B le acque meteoriche e la maggior parte delle
acque di drenaggio dei serbatoi e le rilancia al TAE A;
La zona C raccoglie nella linea TAE C le acque meteoriche e le restanti acque di drenaggio dei
serbatoi della zona denominata “Valves Box Nord”, le acque meteoriche e drenaggi vari del
Pontile Petroli, rilanciandole al TAE B.
4
Lo Scarico B in data 26 settembre 2006 è stato interessato da un flusso di acque di seconda pioggia, in seguito all’evento
meteorico intenso abbattutosi su tutta l’area di Raffineria. A tal proposito la Raffineria ha tempestivamente comunicato alle
Autorità Competenti e agli Enti locali, le misure precauzionali adottate finalizzate alla prevenzione dell’inquinamento marino
(rif. Nota Prot. RAFTA/DIR/GDS/167 del 26.09.06) e, in data 29.09.2006, il termine dell’emergenza (rif. Nota Prot.
RAFTA/DIR/GDS/168 del 29.09.2006).
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ZONA A
ZONA B
ZONA C
Fig. 9 - Schema d’insieme delle unità di trattamento delle acque effluenti
Pertanto tutte le acque derivanti dalle zone B e C e pre-trattate nel TAE B e TAE C, vengono convogliate
al TAE A, che presenta lo schema di trattamento più completo, al fine di ridurre ulteriormente il carico
inquinante a livelli ben inferiori rispetto ai limiti autorizzati. Tali acque vengono successivamente inviate in
alimentazione all’impianto Water-Reuse (Fig. 9 bis).
acque zona C e acque di
falda
TAE C
acque zona B e acque di falda
acque meteoriche
1° pioggia
TAE B
acque meteoriche 2°
pioggia
(fenomeni particolarmente intensi)
acque zona A e acque di
falda
SCARICO B
TAE A
acque dissalata per
produzione acqua
demineralizzata
Variante al PDBF
(Dec. Dir. Prot. n. 4396/QdV/DI/B del 28.02.08)
WR
scarico "Rigetto"
(Scarico Parziale 1)
Vasca
S6005
condizioni normali
condizioni di emergenza
SCARICO A
Fig. 9 Bis – Sistema TAE di Raffineria e configurazione scarichi
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Dichiarazione Ambientale
Impianto TAE A e Water Reuse
L’impianto TAE A e Water Reuse (di seguito denominato impianto “centralizzato” di trattamento acque
effluenti) è costituito dalle seguenti sezioni di trattamento (fig. 10):
accumulo acque oleose e meteoriche;
disoleazione e rimozione dei solidi sospesi in separatori compatti realizzati con pacchi lamellari
paralleli del tipo Parallel Plate Interceptor (P.P.I.);
desolforazione acque acide e da desalter;
flottazione meccanica;
ispessimento e disidratazione fanghi;
filtrazione su sabbia;
sezione di trattamento biologico (biofiltrazione);
L’effluente biologico, conforme ai limiti di qualità della Tab. 3, Allegato V del D. Lgs. 152/2006, viene
inviato all’unità Water Reuse che costituisce “trattamento terziario” finalizzato a:
assicurare il trattamento acque di falda emunte dagli sbarramenti idraulici secondo quanto definito
nel “Progetto Definitivo di Bonifica acque di falda” (cfr. Decreto Ministero Ambiente del
02.09.2004);
minimizzare il prelievo di risorse idriche sotterranee attraverso l’utilizzo dell’acqua “dissalata”
proveniente dall’impianto Water Reuse, per la produzione di acqua demineralizzata;
ridurre lo scarico a mare delle acque di processo.
RETE FOGNARIA
OLEOSA
ACQUE
PROCESSO
TAE A
VASCHE DI
SEPARAZIONE (P.P.I.)
IMPIANTI SWS
IMPIANTI DESALTER
(CDU)
ACQUE FALDA
ACCUMULO E
SOLLEVAMENTO
DESOLFORAZIONE
chiarificato centr. fanghi
FLOTTAZIONE
CENTRIFUGAZIONE
FANGHI
FILTRAZIONE
ISPESSIMENTO FANGHI
FANGHI A
SMALTIMENTO
BIOFILTRAZIONE
WR
ULTRAFILTRAZIONE
DECANTAZIONE
LAMELLARE
OSMOSI I STADIO
FILTRAZIONE SU
CARBONI ATTIVI
OSMOSI II STADIO
Scarico "RIGETTO" Water
Reuse a Vasca S6005
ACQUA DISSALATA
A ENIPOWER
Fig. 10 - Schema a blocchi impianto “centralizzato”
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Dichiarazione Ambientale
L’unità TAE A è stata potenziata alla fine dell’anno 2004 con l’inserimento delle seguenti sezioni di
trattamento:
sezione di desolforazione, per l’abbattimento dei solfuri nei reflui da provenienti dalle unità
Desalter (impianto CDU) e Sour Water Stripper (SWS);
sezione di trattamento biologico, per la depurazione biologica delle acque reflue di processo;
sezione di ispessimento e disidratazione dei fanghi, prodotti principalmente dal processo
biologico.
L’impianto Water Reuse (vedi Box “Impianto Water Reuse”) è stato oggetto nel corso della seconda
metà del 2006, di una fase transitoria di avviamento, necessaria per ottimizzare sia le performances che
l’affidabilità. L’impianto, a partire dal 2007, è regolarmente in marcia, in assoluta coerenza con i criteri e le
modalità previste dal Progetto Definitivo di Bonifica Falda. Inoltre, nel corso del 2007 sono state effettuate
specifiche campagne di monitoraggio finalizzate al controllo di qualità degli stream processati al Water
Reuse, ossia:
Ingresso Water Reuse (Ingresso sezione di ultrafiltrazione);
Uscita Water Reuse (acqua dissalata e rigetto proveniente dal primo stadio di osmosi inversa che
confluisce in vasca S6005)
Tali monitoraggi hanno evidenziato il totale rispetto delle specifiche di progetto e dei limiti normativi
vigenti, sia per quanto riguarda l’acqua dissalata prodotta che per il rigetto scaricato in vasca S6005. In
particolare si evidenzia che, per quanto concerne i parametri MTBE, BTEX, TPH (espresso come nesano), la corrente di rigetto è assolutamente conforme ai limiti prescritti nel D.M. 02/09/2004, ossia:
MTBE < 500 µg/l;
BTEX < 50 µg/l;
TPH < 100 µg/l;
Impianto ” Water Reuse”
L’impianto “Water Reuse” si pone come obiettivo il riutilizzo interno delle acque provenienti dal TAE A, incluse le acque
emunte dagli sbarramenti idraulici (rif. Progetto Definitivo di Bonifica-Acqua di Falda” - vedi § 3.7), per produrre acqua
“dissalata” da alimentare agli impianti di produzione acqua demineralizzata, per successivo utilizzo in impianti di processo o
per produzione di vapore. Tale processo ha permesso quindi di perseguire i seguenti obiettivi:
minimizzazione del prelievo di acqua di pozzo (riduzione del 30% rispetto ai valori del 2003);
sostanziale riduzione dello scarico a mare delle acque di processo;
assicurare la bonifica delle acque di falda, secondo quanto stabilito dal P.D.B.F. autorizzato.
Il progetto “Water Reuse” si è sviluppato in due fasi: la prima fase del progetto, completata a fine 2004, ha comportato il
revamping dell’impianto TAE A con inserimento delle seguenti sezioni :
desolforazione per l’abbattimento dei solfuri nei reflui provenienti dagli impianti Desalter e Sour Water Stripper;
trattamento biologico per la depurazione biologica globale delle acque reflue di processo, al fine di effettuare la
rimozione spinta degli inquinanti organici e riduzione del COD dell’effluente finale;
ispessimento e disidratazione fanghi, finalizzata a dotare l’impianto T.A.E. di adeguati sistemi di trattamento ed
evacuazione dei fanghi prodotti soprattutto dal processo biologico;
La seconda fase del progetto,completata nel giugno 2006, ha comportato la costruzione dell’impianto Water Reuse costituito
da:
una sezione di ultrafiltrazione, con processo basato sul principio di “filtrazione” fisica attraverso una membrana che
arresta tutte le particelle di taglia superiore a 0,01 µm (batteri, virus, protozoi, alghe e grosse molecole organiche);
una sezione di dissalazione mediante osmosi inversa.
Per l’impianto Water Reuse è stata effettuata comunicazione di cui al D.P.R. 420/94 in data 11.03.04 e una Relazione di
NAR del 23.08.04 e Presa d’atto del Ministero Ambiente del 08.09.04 con indicazione di ottemperanza di cui all’Art. 2,
comma 4 del D.M. 09.08.00.
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Variante al Progetto Definitivo di Bonifica della Falda
Nel luglio del 2007 la Raffineria di Taranto ha presentato al MATTM la “Variante al Progetto Definitivo di Bonifica della Falda”
che prevede la realizzazione di una serie di interventi di potenziamento dell’impianto centralizzato TAE A + Water Reuse, atti
a garantire, nel pieno rispetto degli obiettivi di bonifica delle acque di falda come stabilito dal progetto approvato, una
maggiore flessibilità operativa dell’impianto centralizzato, in particolare nel caso di prolungata riduzione di capacità o fermata
(totale o parziale) dell’impianto Water Reuse e/o di condizioni di anomalo afflusso in caso di intense precipitazioni
meteoriche, ed evitando in tal modo, possibili ripercussioni sulla regolarità di marcia degli impianti di Raffineria.
Gli interventi previsti in Variante sono i seguenti:
separazione delle acque di falda mediante rete segregata: tale intervento garantisce, nell’ipotesi di prolungata
riduzione di capacità o fermata (totale o parziale) del Water Reuse, la separazione delle acque di falda rispetto a
quelle di processo, stoccandole in serbatoi dedicati per un’adeguata autonomia temporale (ca. 6 giorni),
mantenendo nel contempo l’invio al TAE A delle sole acque di processo, trattandole secondo il D. Lgs. 152/2006,
tab. 3, All. 5 – Parte III, ed inviandole direttamente allo “Scarico A”. Le acque di falda, in questo periodo transitorio,
saranno comunque alimentate direttamente al Water Reuse in accordo ai principi della Bonifica della Falda stabiliti
dal D.M. 02.09.2004.
pre-trattamento delle acque di falda segregate prima dell’invio all’impianto Water Reuse: tale intervento, costituito da
una fase di filtrazione su sabbia seguita da una filtrazione su carbone attivo granulare, è necessario per la rimozione
dei principali contaminanti presenti (idrocarburi, BTEX, MTBE).
potenziamento della sezione di ultrafiltrazione tramite l’inserimento di n. 16 moduli aggiuntivi ai n. 48 installati per
ciascuna cassetta, con un incremento complessivo del 33% dell’attuale superficie di filtrazione (assimilabile
all’inserimento di una linea di ultrafiltrazione aggiuntiva). Tale intervento è finalizzato a migliorare le prestazioni
dell’attuale trattamento di ultrafiltrazione, limitando eventuali riduzioni di capacità o up-sets del Water Reuse.
inserimento di una nuova batteria di filtrazione su carbone attivo in uscita dal TAE A, per il trattamento delle sole
acque reflue di Raffineria, che consentirà di migliorare le attuali performances della sezione di ultrafiltrazione,
riducendo la necessità di lavaggio delle linee, incrementando così la capacità di trattamento del Water Reuse.
inserimento di strumentazione di analisi on-line della qualità in uscita dal TAE A (TOC, torbidità), per la corretta
gestione di eventuali emergenze (es. up-set impianto TAE, riduzione di capacità di trattamento degli impianti a
monte) che degradino la qualità delle acque in uscita dal trattamento biologico e ne limitino la possibilità di
alimentazione al Water Reuse. In tale ipotesi, l’effluente biologico sarà scaricato direttamente a mare nel rispetto dei
limiti di cui alla tabella 3, All. 5 alla parte terza del D. Lgs.152/06. Nel caso in cui le caratteristiche delle acque non
fossero compatibili con lo scarico a mare, le stesse potranno essere ricircolate e rinviate in testa all’impianto TAE A,
per essere trattate.
potenziamento del trattamento biologico esistente.
La realizzazione dei suddetti interventi è prevista entro un anno dalla data di approvazione della Variante.
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Processi e struttura
Di seguito sono descritti i principali processi e le strutture dell’impianto “centralizzato” e delle unità di
trattamento TAE B e TAE C.
TAE A
Accumulo acque oleose e meteoriche
Le acque provenienti dalla fogna accidentalmente oleosa, e dal pre-trattamento di
disoleazione/sedimentazione nei P.P.I., vengono convogliate nelle vasche di sollevamento (S-6007 e S6008).
Dalle vasche di sollevamento, le acque sono inviate nei serbatoi di accumulo denominati T-6001, T-6003
e T-6007, aventi ciascuno un volume utile pari a 6.500 mc (per un volume totale pari a 19.500 mc) e un
tempo di permanenza di 3-11 ore. L’accumulo nei serbatoi favorisce la separazione per gravità della
frazione oleosa e dei solidi sospesi dall’acqua. La fase oleosa stratificata in superficie, viene raccolta
mediante opportuni scolmatori e reinviata al circuito di slop. I solidi sospesi sedimentati sul fondo sia delle
vasche che dei serbatoi vengono periodicamente rimossi.
La vasca S-6007 è stata progettata in maniera tale che, in caso di “troppo pieno”, sia consentito lo
stramazzo dei reflui nella S-6008. Da quest’ultima, in caso di eventi meteorici intensi, le acque reflue
stramazzano verso il serbatoio sotto-scarpata T-6008. Tale serbatoio è ubicato a quota altimetrica
inferiore rispetto all’impianto TAE A, al fine di favorire la gestione dell’impianto di trattamento in caso di
eventi meteorici intensi, a fronte di eventuali fuori servizio delle pompe di rilancio per eventuale mancanza
di energia elettrica.
Separatori P.P.I.
Nei separatori di tipo P.P.I. viene effettuata una separazione grossolana della fase oleosa dall’acqua e
una rimozione del materiale grossolano e dei solidi sospesi presenti nelle acque reflue. Il separatore
P.P.I. è costituito da una vasca di sezione rettangolare nella quale la separazione dell’olio viene effettuata
attraverso pacchi lamellari paralleli che sfruttano il principio della coalescenza e che realizzano la
stratificazione in superficie dell’olio per differenza di peso specifico tra esso e l’acqua.
Il processo comporta la formazione di una stratificazione superficiale oleosa, che si raccoglie in un
pozzetto di rilancio tramite scolmatori di superficie (schiumatori), per poi essere recuperata e riprocessata
nel ciclo di lavorazione di Raffineria (invio al circuito slop).
Sul fondo si deposita per gravità il fango che viene rimosso periodicamente e smaltito presso impianti
esterni autorizzati.
Sezione di desolforazione
Tale sezione tratta congiuntamente le sole acque provenienti dal Desalter (dissalazione del greggio), e
dagli impianti Sour Water Stripper (rimozione dei solfuri). La sezione prevede:
un separatore tipo a pacchi lamellari (P.P.I.) per la rimozione di oli e solidi sospesi. La fase oleosa
viene recuperata e riprocessata negli impianti di produzione di Raffineria; i fanghi prodotti sono
inviati al processo di disidratazione mediante centrifugazione;
una vasca di omogenizzazione che raccoglie per gravità le acque pre-trattate al P.P.I, e da qui
inviate al reattore di desolforazione;
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Dichiarazione Ambientale
un reattore di desolforazione per l’ossidazione catalitica dei solfuri a tiosolfati mediante
insufflazione di aria in presenza di un catalizzatore (soluzione di cloruro ferrico).
L’effluente della sezione di desolforazione viene inviato quindi nelle vasche di sollevamento S-6007 e S6008.
Flottazione meccanica
Per rimuovere la maggior parte della fase oleosa e dei solidi sospesi presenti sottoforma di schiume nel
refluo, viene utilizzato un flottatore ad aria indotta (WEMCO). La dispersione di bolle d’aria nell’acqua,
insieme al dosaggio di un agente disemulsionante, favorisce la separazione per flottazione dell’olio e dei
solidi sospesi. Le particelle oleose e i solidi sospesi, intrappolati nella schiuma in moto verso la superficie
libera, sono rimossi dall’acqua mediante palette scrematrici, raccolti in apposite tasche e inviati ai serbatoi
di trattamento o nei separatori P.P.I..
L’acqua trattata viene raccolta per gravità in una vasca di accumulo e da qui, mediante sistema di
sollevamento, rilanciata alla filtrazione su sabbia; mentre i fanghi provenienti dalle schiume dei flottatori,
sono trattati nella sezione di ispessimento e disidratazione fanghi.
Sezione di ispessimento e disidratazione fanghi
I fanghi prodotti dalla sezione di flottazione, dal controlavaggio effettuato nei filtri a sabbia, dal trattamento
biologico, subiscono un processo di ispessimento, per poi essere sottoposti alla disidratazione.
I fanghi provenienti dall’impianto di ultrafiltrazione, invece, prima del processo di disidratazione mediante
centrifuga, sono inviati in un decantatore lamellare tramite una pompa centrifuga orizzontale, che
favorisce l’accumulo e l’ispessimento degli stessi.
Successivamente, i fanghi provenienti sia dal trattamento di ispessimento che dal decantatore lamellare,
sono inviati alla centrifugazione per essere disidratati. Dall’operazione di centrifugazione si originano i
seguenti stream:
acque di drenaggio: tali drenaggi sono rilanciati in testa all’impianto TAE A (pre-trattamento nei
separatori P.P.I.)
fanghi centrifugati: i fanghi disidratati sono avviati a smaltimento, conformemente a quanto
previsto dalla normativa vigente, presso impianti esterni autorizzati.
Filtrazione su sabbia
L’effluente della flottazione viene successivamente inviato nei filtri a sabbia (S-6044 e S-6048). La
filtrazione su sabbia ha lo scopo di rimuovere le quantità residue di olio e di solidi sospesi non ancora
completamente eliminate. La sabbia del letto filtrante ha la funzione di trattenere, per effetto meccanico,
le particelle solide più grossolane, mentre quelle di granulometria ridotta, vengono trattenute dal materiale
filtrante, per adsorbimento capillare.
I fanghi provenienti dal controlavaggio dei filtri dai filtri a sabbia sono trattati nella sezione di ispessimento
e disidratazione fanghi.
Periodicamente vengono effettuate rigenerazioni dei filtri, durante le quali vengono rimossi sia la fase
oleosa che i solidi sospesi intrappolati nel mezzo filtrante. Tali rigenerazioni hanno lo scopo di ripristinare
l’efficienza iniziale dei filtri e vengono eseguite mediante il controlavaggio con acqua e aria in sequenza
automatica.
Sezione di trattamento biologico
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Dichiarazione Ambientale
Il trattamento biologico consente l’ulteriore abbattimento nelle acque reflue del carico organico e
inorganico.
La corrente in ingresso al trattamento biologico è sottoposta dapprima ad uno stadio di setacciatura su
griglia con spazzole autopulenti. I materiali trattenuti sono scaricati in un cestello che viene
periodicamente vuotato manualmente.
La tecnologia adottata è quella della biofiltrazione. I microrganismi che operano la degradazione delle
sostanze organiche inquinanti sono fissati ad un materiale di supporto che viene attraversato dalla
corrente liquida da trattare.
Il flusso dell’acqua in trattamento è ascensionale. L’aria di processo, necessaria alla
respirazione/assimilazione della sostanza organica da parte dei batteri, è somministrata dal basso in
equicorrente con l’acqua. L’acqua depurata in uscita dal trattamento biologico viene inviata al successivo
trattamento di Water Reuse, mentre le acque fangose prodotte sono inviate alla linea trattamento dei
fanghi.
Water Reuse
Trattamento di ultrafiltrazione
La ultrafiltrazione è un processo fisico che permette la separazione di uno o più componenti dal fluido
mediante delle membrane. Il ruolo delle membrane è di agire come barriere selettive consentendo il
passaggio attraverso di esse delle particelle di dimensioni inferiori a 0,01 m, trattenendo quindi quelle di
taglia superiore, tali membrane sono in grado di arrestare batteri, virus, protozoi, alghe e grosse molecole
organiche.
Tale sezione è costituita da quattro linee di filtrazione. Tali linee sono indipendenti tra loro in maniera tale
da assicurare un’adeguata gestione dell’impianto.
L’acqua ultrafiltrata, prima di essere inviata al processo di osmosi inversa, è recapitata in un serbatoio di
stoccaggio della capacità di 1000 mc.
I fanghi di rigetto sono inviati prima in un decantatore lamellare per l’ispessimento e poi all’impianto di
disidratazione (§1.1.1).
Trattamento di osmosi inversa
Al fine di consentire il riutilizzo interno di Raffineria, come acqua “dissalata” da alimentare agli impianti di
produzione acqua demineralizzata, è necessario ridurre la salinità della corrente ultrafiltrata; tale processo
si concretizza mediante osmosi inversa.
Con l’osmosi inversa, è possibile separare da una soluzione gli ioni e le piccole molecole indissociate.
Per aumentare l’efficacia del trattamento viene utilizzata una configurazione a doppio stadio in serie, in
cui il secondo è alimentato con il permeato del primo stadio.
Il rigetto del primo stadio è inviato alla successiva filtrazione su carbone attivo, mentre il rigetto del
secondo stadio (a salinità contenuta) è ricircolato in testa al primo.
L’impianto garantisce una salinità dell’acqua osmotizzata (“permeato” ) di 10 mg/l (parametro TDS).
Trattamento di filtrazione a carboni attivi
Il rigetto (salamoia) del trattamento di osmosi inversa, prima di essere scaricato in vasca S6005, viene
sottoposto ad un trattamento di filtrazione su carboni attivi granulari, al fine di riportare la qualità della
corrente al di sotto dei limiti imposti dal Progetto Definitivo di Bonifica delle acque di falda autorizzato (rif.
D.M. del 02.09.2004).
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Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Una volta saturo, il carbone viene sostituito e inviato a processo di recupero in appositi centri
specializzati.
I lavaggi dei filtri avvengono utilizzando l’acqua ultrafiltrata, proveniente dal serbatoio di stoccaggio a valle
del trattamento di ultrafiltrazione. Questi sono completamente automatici e avvengono in modo
temporizzato. Le acque di lavaggio dei filtri CAG sono inviate nella vasca di stoccaggio dell’effluente
biologico e successivamente ricircolate.
Vasca S-6005
La vasca S-6005 è una vasca di raccolta nella quale confluiscono le correnti che costituiscono “scarichi
parziali” di pertinenza sia della Raffineria che dello Stabilimento EniPower di Taranto (rif. figura 10 bis). In
particolare
testa vasca S6005:
rigetto da impianto Water Reuse;
acque del circuito raffreddamento scambiatori Raffineria;
acque del circuito raffreddamento scambiatori centrale termoelettrica EniPower ;
coda vasca S6005:
acque di raffreddamento dei turbogeneratori a vapore (centrale termoelettrica EniPower);
acque di overflow dei serbatoi dell’acqua di mare (centrale termoelettrica EniPower);
acque del circuito raffreddamento alcuni scambiatori Centrale termoelettrica EniPower;
Tale vasca è dotata di dispositivi di recupero di eventuali oli presenti nell’acqua.
TAE A + WR
Rigetto
165 mc/h
Acque raffreddamento Eni R & M
5800 mc/h
440 mc/h
Acque Raffreddamento EniPower
Vasca S6005
3550 mc/h
Acque Raffreddamento EniPower
SCARICO A
Fig. 10 bis - Schema a blocchi assetto scarichi parziali
TAE B
La linea “TAE B”, della zona B di Raffineria, provvede al pre-trattamento delle acque derivanti dal
drenaggio dei serbatoi e della piattaforma di discarica ATB greggio, delle acque meteoriche provenienti
dai piazzali, strade e dal parco serbatoi.
Separatori P.P.I.
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Dichiarazione Ambientale
Le acque provenienti dal drenaggio dei serbatoi e dalla piattaforma di discarica ATB greggio, confluiscono
in un sistema di disoleazione e rimozione dei solidi sospesi del tipo separatore P.P.I. (S-6001),
Vasca A.P.I.
Le acque in uscita dal suddetto trattamento sono inviate, assieme alle acque meteoriche di piazzali/strade
e quelle del parco serbatoi, ad un trattamento di disoleazione e rimozione dei solidi sospesi del tipo vasca
A.P.I. (S-6002): in tale canale l’acqua fluisce a bassa velocità, così da favorire la separazione della fase
oleosa dall’acqua e la sua stratificazione in superficie. Lo strato superficiale di olio, formatosi viene
raccolto tramite uno scolmatore di superficie ed inviato al circuito di slop. I solidi sospesi si depositano sul
fondo del separatore, dal quale sono periodicamente rimossi.
Le acque pre-trattate in vasca A.P.I. sono inviate in una vasca di sollevamento (S-6010); nella stessa
vasca confluiscono anche le acque provenienti dal TAE C. Da tale vasca S-6010 le acque sono rilanciate
verso i serbatoi di accumulo T-6001/6003/6007 del TAE A (vedi fig. 9 bis).
In caso di eventi meteorici intensi, le acque in eccesso, stramazzano per gravità in una seconda vasca di
accumulo (S-6011) della capacità di 1400 mc, per poi essere ricircolate in vasca S-6002. Nel caso in cui
gli eventi meteorici dovessero protrarsi nel tempo, l’acqua in eccesso, non di prima pioggia, fluisce per
gravità dalla S-6011 verso il canale B e quindi scaricata nel Mar Grande (vedi fig. 9 bis).
TAE C
La linea “TAE C”,provvede al trattamento delle acque di drenaggio dei serbatoi della zona “Valves Box
Nord”, di quelle meteoriche provenienti dai piazzali/strade della zona C.
Vasca A.P.I.
Tutte le acque confluiscono in un sistema di disoleazione e rimozione dei solidi sospesi del tipo A.P.I. (S6003); lo strato superficiale di olio formatosi, viene raccolto mediante scolmatore di superficie e inviato in
una vasca di sollevamento (S-6020).
Accumulo acque
Le acque in uscita dalla vasca di sollevamento S-6020, dalla vasca di sollevamento S-6021 e dal
trattamento A.P.I. S-6003 C, sono recapitate in un serbatoio di accumulo (T-9301) avente un volume
totale di 6500 mc.
Le acque in uscita dal serbatoio di accumulo vengono inviate in vasca di sollevamento S-6010 del TAE B
e da qui ai serbatoi T-6001/6003/6007 del TAE A per essere sottoposte al successivo processo di
trattamento (vedi fig. 9 bis).
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2.5.4.3 - Sistema antincendio
La Raffineria rientra nel campo d’applicazione del D. Lgs. 334/99 (Normativa sui rischi d’incidente
rilevante), e dispone pertanto del Servizio Prevenzione e Protezione e Antincendio, di cui fa parte il
Reparto Antincendio.
In Raffineria è inoltre presente una Squadra d’emergenza costituita da personale aziendale
adeguatamente addestrato, con il compito di intervenire in situazioni di emergenza.
Il sistema antincendio di Raffineria è composto da:
a) rete fissa di distribuzione acqua antincendio che si sviluppa per un totale di 20 km di tubazione e
copre l’intero sviluppo delle strade interne di raffineria e del pontile. Lungo tale rete e ad intervalli
pressoché regolari si innalzano colonnine-idranti.
b) 3 pompe acqua antincendio da 800 m3/h ciascuna, installate su una piattaforma ad Ovest della radice
del Pontile Petroli che inviano l'acqua aspirata dal mare alle reti antincendio della Raffineria e del
Pontile stesso;
c) depositi fissi di materiale antincendio, dislocati lungo le reti di distribuzione dell'acqua antincendio in
prossimità d’idranti ed in posizioni strategiche, protetti da appositi cassonetti sigillati ed a rapida
apertura;
d) idranti antincendio, mezzi mobili (carrelli schiuma, monitori per raffreddamento mobili, estintori
carrellati e portatili), manichette di vapore installati negli impianti di processo TSTC, RHU, Servizi
Ausiliari, Parco Sfere GPL e caricamento, utilizzati per lo spegnimento di fuochi di modeste
dimensioni;
e) depositi di liquido schiumogeno in raffineria;
f) parco antincendio, sede dei pompieri di raffineria, che comprende i locali contenenti i materiali, gli
equipaggiamenti antinfortunistici e i mezzi antincendio.
Il sistema antincendio relativo al pontile è descritto al § 2.5.5.2.
2.5.4.4. Ulteriori servizi ed utilities
In aggiunta a quanto sopra descritto, si evidenzia la presenza in Raffineria di numerose altre utilities, tra
cui:
laboratorio chimico in grado di svolgere, mediante apparecchiature tecnicamente idonee, il
controllo analitico su campioni d’effluenti liquidi e la valutazione qualitativa dei prodotti finiti e dei
semilavorati provenienti dai processi;
infermeria, funzionante 24 ore su 24, con annessa rimessa dell'autoambulanza;
magazzini, dove sono stoccati i materiali ed i ricambi necessari alla manutenzione delle macchine
e delle apparecchiature degli impianti;
officine, situate in area Cantieri Ditte Terze, per l’esecuzione di lavori di manutenzione e
riparazione da parte delle Ditte appaltatrici;
fabbricato uffici, con gli uffici della Direzione, dei Servizi del Personale, dell’Amministrazione, del
Tecnologico, dell'Esercizio, dei Servizi Tecnici e del Servizio Prevenzione, Protezione ed
Antincendio;
Centro Elaborazione Dati (CED);
Guardiania, dove risiede il personale della vigilanza SIECO;
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Uffici Spedizione, dove vengono elaborate le pratiche relative al carico e trasporto dei prodotti via
terra, via mare e via oleodotti;
Fabbricato mensa e spogliatoi.
2.5.5 – Sistema di movimentazione e stoccaggio
2.5.5.1 - Materie prime e prodotti petroliferi
In Raffineria sono presenti in lavorazione o in deposito diverse sostanze classificate come “materie
prime”, che costituiscono i componenti fondamentali per l'ottenimento dei "prodotti finiti" destinati alla
commercializzazione.
In particolare, si possono distinguere:
materie prime di natura petrolifera (grezzi e semilavorati);
altre materie prime di natura non petrolifera, necessarie per il ciclo di lavorazione (chemicals,
flocculanti, catalizzatori).
I principali prodotti petroliferi “finiti” commercializzati dalla Raffineria si possono distinguere in:
distillati leggeri (GPL);
distillati medi (benzine);
distillati pesanti (gasoli/oli combustibili/bitumi)
2.5.5.2 - Infrastrutture movimentazione via mare
Per la movimentazione dei prodotti e delle materie prime via mare sono attivi in Raffineria:
un Pontile, ubicato nel Mar Grande di Taranto, per lo scarico ed il carico di prodotti e semilavorati
petroliferi;
un Campo Boe, anch’esso ubicato nel Mar Grande di Taranto, per lo scarico del greggio dalle
petroliere.
Pontile
Il Pontile si estende per una lunghezza di 1 km e consta di due ormeggi per navi fino a 18.000
tonnellate di portata lorda (attracchi 1 e 2) e di due ormeggi per navi fino a 34.000 tonnellate (attracchi
3 e 4).
Sugli attracchi 3 e 4 é stato installato, inoltre, un sistema di attracco elettronico ausiliario, che consente
l’ormeggio di navi fino a 60.000 tonnellate con pescaggio massimo di 9,65 metri.
L'impianto di carico/scarico è dotato d’attrezzature che consentono di caricare e/o scaricare 4 navi
contemporaneamente, con utilizzo di linee e prodotti differenti.
Il pontile è collegato con i serbatoi di Raffineria tramite 13 tubazioni posizionate interamente fuori terra
per una lunghezza di circa 430 mt, ad eccezione del tratto di attraversamento della sede stradale e
ferroviaria, della lunghezza di circa 60 mt, in corrispondenza del quale le tubazioni sono incamiciate. Di
tali tubazioni, 10 raggiungono gli attracchi 3 e 4 e sono posizionate fuori mare per una lunghezza di
circa 540 mt, 3 raggiungono gli attracchi 1 e 2, e sono posizionate fuori mare per una lunghezza di
circa 300 mt.
Agli attracchi interni si fermano le linee di bitume e bludiesel.
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Campo Boe
Il greggio arriva in Raffineria principalmente attraverso il Campo Boe, situato al centro della rada del
Mar Grande, che viene utilizzato per l'attracco di petroliere ad elevato tonnellaggio VLCC (Very Large
Crude Carrier, fino a 250.000 tonnellate).
Il campo boe consiste di 5 boe di ormeggio dotate di corpo morto ancorato sul fondo del mare, e
sistema di aggancio cavi della nave alle boe con sgancio rapido in caso di situazioni anomale.
L'ormeggio al Campo Boe è consentito solo durante le ore diurne, mentre il disormeggio è consentito
nell'arco delle 24 ore.
Il campo boe è collegato al parco serbatoi di greggio tramite un oleodotto sottomarino (“sea-line”),
posizionato in trincea sul fondo del mare per una lunghezza di circa 3600 mt; il tratto terminale di tale
oleodotto, della lunghezza di circa 200 mt, è interrato a partire dal litorale fino all’interno del muro di
cinta di Raffineria, in prossimità dei serbatoi di greggio.
Sistemi di sicurezza e d’emergenza su linee e flessibili
Sulle linee e sui flessibili utilizzati per la spedizione e la ricezione via mare dei prodotti petroliferi
vengono eseguiti specifici controlli ispettivi periodici, secondo quanto definito dall’apposita Procedura
di Linea di Raffineria (Allegato 2.1 pto.28).
In particolare, la procedura definisce le modalità operative, le responsabilità e le frequenze per:
ispezioni interne con controllo spessimetrico e verifica mediante prova idraulica dell’oleodotto
sottomarino (“sea-line”);
collaudi manichette del Campo Boe;
ispezione e manutenzione linee Pontile Petroli;
collaudi manichette per bracci di carico agli attracchi del Pontile Petroli.
Sistemi di sicurezza e di emergenza ai pontili
Sistema antincendio
Il sistema antincendio in dotazione al Pontile è composto da :
impianti fissi e semifissi (rete fissa acqua antincendio ed idranti, depositi fissi di materiale
antincendio, depositi di liquido schiumogeno in raffineria e lungo il pontile);
mezzi mobili antincendio ( cannone lancia-schiuma e lancia acqua, estintori carrellati, estintori
portatili, materiale vario).
Sistemi di sicurezza per il caricamento
La Movimentazione e lo stoccaggio degli idrocarburi sono regolamentati da un’apposita procedura del
Sistema di Gestione Ambientale (Allegato 2.1 pto. 16); La stessa procedura disciplina le operazioni
connesse alla discarica/carica navi al Pontile e al Campo Boe.
In caso di condizioni meteo climatiche sfavorevoli per le operazioni di carico/scarico dei prodotti dalla
nave, il personale addetto alle operazioni segue le Ordinanze della Capitaneria di Porto di Taranto per
ritardare l’ingresso della nave al Pontile, se non è ancora ormeggiata, o per scollegare i bracci di
carico, se è in atto il trasferimento.
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Gestione emergenze
Il Piano di Emergenza Interno di Raffineria (PEI) prevede, fra le casistiche di ipotesi incidentali
prevedibili, anche l’emergenza presso il Pontile Petroli che potrebbe verificarsi a seguito di rilascio di
prodotto infiammabile, rilascio di prodotto tossico oppure spandimenti di prodotti petroliferi a mare.
A livello operativo la gestione di situazioni anomale e/o accidentali che potrebbero verificarsi in
conseguenza delle attività di movimentazione dei prodotti è descritta in apposita procedura SGA
(Allegato 2.1 pto. 16).
Nel dettaglio, essa descrive le misure di prevenzione e di contenimento/confinamento di eventuali
spandimenti a mare come, ad esempio, la sorveglianza antinquinamento da ditta specializzata
autorizzata dalla Capitaneria di Porto e l’adozione di barriere galleggianti come da prescrizioni del
Regolamento di Sicurezza del Porto.
2.5.5.3 - Infrastrutture movimentazione via terra
Pensiline
Parte dei prodotti viene movimentata attraverso l’impiego di autobotti (ATB), che vengono rifornite
tramite pensiline di carico/scarico dedicate, come elencato di seguito.
pensiline di carico area “rete” (benzina e gasolio) in area SOI 4;
pensiline di carico area “extrarete” (bitume e gasolio) in area SOI 4;
pensilina di carico olio combustibile in area SOI 4;
pensiline di carico zolfo in area SOI 3;
pensiline carico GPL in area SOI 4;
pensiline di scarico autobotti di greggio in area SOI 4.
La gestione delle pensiline avviene a cura del personale di Reparto interessato, con eventuale
supporto di Ditte Terze, secondo specifiche contrattuali.
Impianti recupero vapori
Al fine di limitare le emissioni durante le operazioni di stoccaggio, movimentazione e spedizione, la
Raffineria è dotata di appositi sistemi di aspirazione e abbattimento di vapori sulle pensiline di carico,
sui serbatoi di bitume e su alcuni serbatoi di olio combustibile.
La gestione di detti impianti è regolata da una apposita procedura di Linea (Allegato 2.1 pto. 19).
Recupero vapori caricamento benzine
L’unità per il recupero dei vapori di benzina è stata progettata per recuperare i vapori dalla corrente
d’aria emessa durante le operazioni di carico delle autobotti; il principio di funzionamento dell’impianto
si basa sulle seguenti fasi:
adsorbimento degli idrocarburi mediante un filtro di carboni attivi atto a separare i vapori degli
idrocarburi dall’aria;
desorbimento dei vapori di benzina dai carboni mediante vuoto;
assorbimento degli idrocarburi recuperati con una fase liquida di benzina e rimandati nel serbatoio
di stoccaggio (recupero a slop).
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Recupero vapori Bitumi (pensiline di carico e serbatoi)
Il sistema di aspirazione e abbattimento dei vapori di bitume (pensiline di carico e serbatoi di
stoccaggio) è dotato di una candela a coalescenza, per rimuovere tutte le nebbie organiche, e di un
adsorbitore a carboni attivi, che provvede alla rimozione delle sostanze organiche presenti come gas.
Tale adsorbitore permette il massimo sfruttamento del carbone grazie all’assenza nei vapori di
particelle oleose o ad alto peso molecolare, che ostruirebbero irreversibilmente le porosità del carbone.
I vapori di bitume vengono raffreddati nel collettore per dispersione termica e per diluizione con aria
ambiente, in modo da condensare tutte le sostanze alto bollenti (paraffine, ecc.).
Recupero vapori Olio combustibile (pensiline di carico e serbatoi)
Il sistema di aspirazione e di abbattimento vapori di olio combustibile (pensiline di carico e serbatoi) ha
lo scopo di convogliare i flussi di gas e vapori, che si formano nel corso di attività operative, e di trattarli
eliminando sia i trascinamenti liquidi sottoforma di nebbie, sia i gas idrocarburici inquinanti durante la
movimentazione serbatoi.
Per il buon funzionamento della sezione di trattamento del flusso gassoso dai serbatoi, l’impianto è
provvisto anche di un sistema di pulizia del pre-filtro e dell’abbattitore di nebbie e di un sistema di
drenaggio dei liquidi accumulati sul fondo dell’abbattitore.
Abbattimento vapori greggio Pontile Petroli
Il sistema di abbattimento dei vapori di greggio, ubicato presso il Pontile Petroli, ha lo scopo di
convogliare i flussi dei gas e dei vapori che si formano nel corso delle attività di carico/scarico di
prodotti da navi cisterne, verso un adsorbitore a carboni attivi, tramite il quale vengono abbattuti gli
idrocarburi presenti nei vapori stessi.
I carboni attivi, una volta esaurite le loro proprietà adsorbenti, vengono inviati ad operazioni di
rigenerazione presso impianti specializzati.
Oleodotti/ Gasdotti
Sono presenti in Raffineria i seguenti terminali di oleodotti/ gasdotti:
Oleodotto Monte Alpi–Taranto (OMAT) della lunghezza 137 Km, che permette il trasferimento di
greggio stabilizzato dal centro Olio di Monte Alpi in località Viggiano (PZ) alla Raffineria. L’OMAT è
costituito dalla condotta interrata, dalle trappole di lancio e ricevimento scovoli (pigs) in Monte Alpi
e Taranto, nonché dalle installazioni all’interno della Raffineria che operativamente sono gestite
dalla società PRAOIL in stretto coordinamento con l’operatore del Centro Olio di Monte Alpi e con
la Raffineria di Taranto;
Oleodotto sottomarino (“Sea-line”) di Raffineria, che collega il Campo Boe con il Parco Serbatoi per
la discarica del greggio: verificata secondo quanto previsto dalla dedicata Procedura di linea
(Allegato 2.1 pto. 25).
Oleodotto olio combustibile verso ILVA: sistema di collegamento fra Eni R&M e lo stabilimento
ILVA per il trasferimento dell’Olio combustibile denso, attraverso una tubazione fuori terra per il
tratto interno alla Raffineria ed una interrata per il tratto di attraversamento stradale (di competenza
ILVA). In corrispondenza di quest’ultimo tratto la tubazione è incamiciata e ritorna fuori terra una
volta all’interno dell’ILVA.
Linee per il trasferimento di prodotto allo Stabilimento Eni di Imbottigliamento GPL: 2 tubazioni
dedicate all’invio di butano e propano alle sfere presenti nello Stabilimento GPL.
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2.5.5.4 – Serbatoi e stoccaggi
In Raffineria, sono presenti diverse aree di stoccaggio materie prime, prodotti semilavorati e finiti. In
particolare, si possono distinguere 5 tipologie di stoccaggio:
Serbatoi atmosferici
o Serbatoi di categoria A, destinati allo stoccaggio di prodotti con punto di infiammabilità inferiore
a 21°C (ad es. Grezzi, Benzine, MTBE, Slops, ecc.);
o Serbatoi di categoria B, destinati allo stoccaggio di prodotti con punto di infiammabilità
compreso tra 21 e 65°C (ad es. Petroli, Slops, ecc.);
o Serbatoi di categoria C, destinati allo stoccaggio di prodotti con punto di infiammabilità
superiore a 65°C (ad es. Gasoli, Oli Combustibili, Oli Lubrificanti, Bitumi, ecc.).
Serbatoi destinati allo stoccaggio di GPL (sfere e tumulati);
Serbatoi interrati a doppia camicia in area caricamento rete.
Serbatoi atmosferici
Il Parco Serbatoi atmosferici della Raffineria comprende 135 serbatoi contenenti prodotti idrocarburici.
I serbatoi sono tutti alloggiati in bacini di contenimento, generalmente non pavimentati, ad eccezione dei
serbatoi dell’area caricamento rete (ex-Deint), alloggiati in bacini impermeabili.
Serbatoi interrati
Attualmente sono presenti in Raffineria dieci serbatoi interrati, situati nell’area caricamento rete (exDeint), tutti dotati di doppia camicia con controllo in continuo delle perdite, mediante monitoraggio del
livello del liquido di riempimento intercapedine; i segnali rilevati dai sensori sono visibili su quadro
sinottico in sala controllo.
Serbatoi GPL
La raffineria dispone di un proprio parco serbatoi per lo stoccaggio del GPL costituito da sei serbatoi
sferici, di cui tre dedicati allo stoccaggio di propano liquido e tre dedicati allo stoccaggio di butano liquido.
Il GPL fuori norma viene inviato a due serbatoi cilindrici (sigari) presenti nella stessa area. La Raffineria
ha completato nel corso del 2003 l’adeguamento del parco stoccaggio GPL secondo le prescrizioni del
D.M. 13/10/94 e D.M. 14/05/04.
Tali interventi prevedevano, in particolare, il potenziamento del sistema antincendio,
l’adeguamento/riammodernamento di una parte del piping e della strumentazione e la rilocazione dei
sigari del fuori norma che attualmente sono tumulati, in una platea delimitata da cemento armato e
disposti con assi paralleli orientati in direzione Nord-Sud.
In futuro le eventuali modifiche saranno effettuate in funzione dell’accorpamento dello Stabilimento GPL
di Taranto.
Controllo e ispezione
Allo scopo di minimizzare i possibili impatti ambientali derivanti dall’operatività dei serbatoi
(perdite/sversamenti su terreno, scarichi accidentali in fogna, emissioni diffuse), sono state anche definite
specifiche Procedure/Manuali Operativi per la conduzione delle attività considerate a maggiore rischio
(es. drenaggio serbatoi, bacini di contenimento e tetti galleggianti). In particolare, si possono citare:
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Procedura di Linea per l’Ispezione, il controllo e la manutenzione dei serbatoi atmosferici per prodotti
petroliferi (Allegato 2.1 p.to 38);
Procedura di Linea per la Gestione dei serbatoi interrati in area caricamento rete (Allegato 2.1 p.to
47);
Procedura Operativa per il drenaggio dei serbatoi.
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2.6– Aspetti generali del sito
2.6.1 – Rischi di incidente rilevante
La Raffineria rientra negli ambiti di applicazione del D. Lgs. 334/99, aggiornato dal D. Lgs. 238/05
(Seveso III), relativo al controllo dei pericoli di incidenti rilevanti connessi alla detenzione di determinate
sostanze pericolose.
In adempimento ai suddetti disposti normativi sono stati inviati alle Autorità competenti i seguenti
documenti:
Aggiornamento della Notifica, di cui all’art. 6 del D. Lgs. 334/1999 e s.m.i.;
Aggiornamento del Rapporto di Sicurezza, di cui all’art. 8 del D. Lgs. 334/1999 e s.m.i.;
la Scheda informativa, di cui in All. V al D. Lgs. 334/1999 e s.m.i..
Nella documentazione inoltrata alle Autorità sono analizzati i cicli produttivi e le probabilità che si possa
verificare un incidente rilevante, individuando i potenziali impatti sull’ambiente circostante e le precauzioni
predisposte dalla Raffineria per contenere i rischi e mitigarne le conseguenze.
In tale logica, e nel rispetto degli adempimenti previsti dal citato Decreto, la Raffineria ha adottato specifici
strumenti di gestione, tra cui:
la Politica di Prevenzione degli Incidenti rilevanti ed il Sistema di Gestione della Sicurezza (SGS),
strutturato attraverso Procedure e supporti dedicati, secondo i requisiti di cui al DM 09/08/00;
il Piano Generale di Emergenza Interna (PGEI), che codifica i comportamenti da adottare in caso di
incidente ed è correlato, all’occorrenza, al Piano di Emergenza Esterno, emanato dalla Prefettura
locale. Il PGEI viene periodicamente testato in sito attraverso esercitazioni e simulazioni;
Piani di Emergenza Specifici relativi ad ogni area operativa di Raffineria che tengono conto della
specificità degli scenari incidentali ivi ipotizzabili e della corrispondente gestione delle emergenze;
la Scheda di Informazione alla popolazione, diffusa a tutti i lavoratori operanti all’interno del sito, oltre
che agli Enti preposti, finalizzata a sintetizzare i rischi di incidente rilevante che possono essere di
interesse per l’esterno.
In termini generali, in Raffineria il rischio di incidente rilevante risulta connesso da una parte alle
caratteristiche di tossicità e pericolosità delle sostanze presenti allo stato liquido o gassoso, e dall’altra ai
possibili eventi anomali primari (ipotesi di guasto su componenti) presso impianti di processo e/o
stoccaggio. Le conseguenze degli incidenti possono interessare sia le aree interne agli impianti, ed in
particolare i lavoratori esposti ai potenziali rilasci, sia l’ecosistema esterno.
I dettagli e le informazioni in merito ai possibili incidenti rilevanti individuati ed analizzati in Raffineria (Top
Event), sono descritti nel citato “Rapporto di Sicurezza”. I piani di emergenza relativi sono riportati nei
Piani di Emergenza Specifici delle diverse aree operative. Nell’Allegato 2.2 è riportato un elenco di ipotesi
incidentali rilevanti rappresentative, estratto da Rapporto di Sicurezza ed. 2005.
Al fine di monitorare e gestire tali aspetti, la Raffineria si è dotata di un apposito Sottocomitato “Indagini
su Incidenti, Near Accident e Infortuni” (SINAI) e di specifiche Procedure per la segnalazione, la gestione
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delle emergenze, l’analisi e la valutazione degli incidenti e near-accidents , tra cui anche una Procedura
del SGA, dedicata alla preparazione e gestione delle emergenze di interesse ambientale (Allegato 2.1
pto. 19).
Il Rapporto di Sicurezza Ed. 2005, dal punto di vista istruttorio, è stato esaminato dal Comitato Tecnico
Regionale della Puglia (CTR) di cui all’art. 19 del D.Lgs. 334/99, s.m.i. Il CTR in data 21/12/2006 ha preso
atto dell’impegno della Società ad eseguire entro il 2010 alcune opere di miglioramento tecnologico,
finalizzate a limitare le probabilità di accadimento di alcuni ipotetici eventi incidentali o per mitigarne le
conseguenze.
Il CTR, altresì, ha evidenziato la necessità di richiedere il chiarimento di alcune osservazioni, attraverso
un apposito documento che la Società ha trasmesso nei tempi e secondo le modalità indicate e finalizzato
al superamento delle predette osservazioni.
Ad integrazione della suddetta attività, il CTR ha disposto i sopralluoghi ai sensi dell’art. 21 del D.Lgs.
334/99 e s.m.i. a fronte dei quali ha verificato che quanto dichiarato e analizzato dalla Società, nel
Rapporto di Sicurezza, è sostanzialmente rispondente allo stato di fatto del Sito. Inoltre, a completamento
del relativo Iter Istruttorio, il CTR ha prescritto l’esecuzione di alcuni interventi di miglioramento del livello
di sicurezza, che la Società ha pianificato in appositi Action Plan comunicati in data 02.08.07 (rif. Prot.
RAFTA/DIR/GDS/sd/202), da effettuarsi entro il 2010. In seguito alla richiesta di riduzione dei tempi di
effettuazione degli Action Plan (rif. Riunione primo trimestre ’08) la Raffineria sta rivalutando la
pianificazione formulata precedentemente.
Secondo le modalità di cui agli artt. 10 e 21 del D.Lgs. 334/99 s.m.i, la Raffineria di Taranto ha avviato il
progetto esecutivo di sostituzione e rilocazione dell’esistente sistema Blow-Down 1 e relativa Torcia 1. Il
progetto ha la finalità di razionalizzare l’esistente viabilità interna e la suddivisione delle esistenti aree
impiantistiche, minimizzando gli effetti dell’irraggiamento termico indotto dalla torcia del sistema Blow
Down 1, durante gli scarichi di emergenza, sui percorsi transitabili interni alla Raffineria. Per il progetto è
stato rilasciato, dal CTR Puglia, il Nulla Osta di Fattibilità. La Raffineria ha quindi presentato per tale
progetto, il Rapporto Definitivo di Sicurezza (Aprile ’08) per l’istruttoria tecnica relativa al Parere Tecnico
Conclusivo.
Per quanto riguarda l’integrazione dell’ex – Stabilimento GPL si rimanda alla Sez. 4 Bis “Addendum –
Integrazione con Stabilimento GPL”.
2.6.2 - Emergenze ambientali pregresse
Tra i rischi connessi alle attività della Raffineria, sono da descrivere anche specifici eventi che possono
causare impatti anomali sull’ambiente circostante. In tale ambito, si sono registrati negli ultimi anni i
seguenti eventi significativi, di seguito descritti.
a) Evento verificatosi in data 29/09/2003, che ha riguardato una perdita dalla linea da 10’’, situata nei
pressi della vasca API (S-6005) in zona “TAE A”, che invia gli slop dei serbatoi T-3319/3320 in carica al
Topping. La tubazione interessata dall’evento è stata tempestivamente depressionata ed isolata dal resto
della Raffineria con contestuale attivazione delle operazioni di contenimento della perdita e mitigazione
degli effetti. Tuttavia un limitato quantitativo di idrocarburi è percolato verso il cordolo di recinzione del
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tratto terminale della vasca API dell’impianto TAE A, trovando fuoriuscita verso la condotta di scarico A.
Ciò ha comportato l’arrivo a mare di idrocarburi attraverso il punto di scarico A. Previo avvertimento della
Capitaneria di Porto e dell’ARPAP (Div. Ta) è stato immediatamente attivato il servizio di disinquinamento
a mare effettuato da ditta terza specializzata che ha provveduto alla rimozione e al recupero del prodotto
dallo specchio d’acqua interessato. Inoltre sono state attivate le operazioni di pulizia lungo la battigia. Il
materiale raccolto è stato smaltito come previsto dalla normativa vigente.
Contestualmente, si è provveduto alla sostituzione del tratto di tubazione interessato dalla perdita ed alla
Progettazione/Realizzazione di un sistema di contenimento delle perdite accidentali dalle tubazioni
limitrofe alla suddetta vasca API del TAE A.
b) Evento verificatosi in data 01/05/2006 che ha riguardato una perdita di prodotto greggio dalla parte
inferiore del mantello del serbatoio di stoccaggio T-3002. In seguito alla fuoriuscita di prodotto nel bacino
di contenimento, sono state intraprese le seguenti misure di sicurezza: è stato attivato il PEI; è stato
isolato il serbatoio; il greggio è stato trasferito nei serbatoi limitrofi e al tempo stesso si è provveduto ad
erogare una miscela schiumogena all’interno del bacino di contenimento. Inoltre è stato eseguito un
monitoraggio in continuo dell’esplosività ambientale che a fronte delle precauzioni adottate, è risultata
negativa. La Raffineria ha inoltre programmato e intrapreso un’attività di verifica dello stato di qualità delle
acque di falda in corrispondenza dei piezometri limitrofi al serbatoio in oggetto.
E’ stato presentato, approvato ed eseguito Il Piano di Caratterizzazione del bacino di contenimento del T3002. I risultati delle attività di caratterizzazione ambientale e l’Analisi di Rischio, redatta ai sensi del
Titolo V Parte IV D. Lgs. 152/06, sono stati trasmessi alle Autorità Competenti in data 04.01.2007 (vedi
box “Sintesi attività effettuate ai sensi del D.M. 471/99”, § 3.8.1).
Le azioni programmate per evitare in futuro il ripetersi dell’evento sono le seguenti:
- installazione di doppi fondi a tutti i serbatoi di categoria “A”: attualmente (rif. sezione 4) sono stati
adeguati n. 42 serbatoi con doppio fondo sul totale di n. 84 serbatoi programmati; inoltre è in corso
l’installazione su altri n. 6 serbatoi. Il completamento dell’intervento è definito nel Piano Investimenti
2008 – 2011;
- installazione di versatori di schiuma fissi con linee fisse sui bacini di contenimento (per la
pianificazione degli interventi cfr. Sezione 4 “interventi in corso” e “interventi programmati”): l’intervento
è attualmente in corso e sarà implementato a tutti i serbatoi di greggio della Raffineria. Il
completamento dell’intervento è definito nel Piano Investimenti 2008 – 2011.
c) Evento verificatosi in data 26/09/06 che ha riguardato lo scarico di un flusso di acque meteoriche di
seconda pioggia attraverso il canale B di Raffineria, in seguito all’evento meteorico intenso abbattutosi
sull’area di Raffineria. In seguito a tale imprevisto, la Raffineria ha preventivamente adottato idonee
misure precauzionali finalizzate alla prevenzione dell’inquinamento marino, attivando tempestivamente il
servizio di disinquinamento a mare effettuato da ditta terza specializzata che ha provveduto
all’installazione di sistemi oleo-assorbenti a valle dello Scarico A immediatamente a monte dell’ingresso
del corpo ricettore Mar Grande; inoltre la Raffineria ha installato i sistemi oleo-assorbenti anche in un
tratto del medesimo canale di scarico in Raffineria. Le predette misure precauzionali sono state adottate
in ragione del fatto che l’eccezionale apporto di acque in rete fognaria e nell’impianto di trattamento
avrebbero potuto comportare brevi anomalie di funzionamento dello stesso. Tale evento è stato
tempestivamente comunicato agli Enti Locali e alle Autorità Competenti, inoltre la Raffineria ha
comunicato in data 29.09.06 il termine dell’emergenza suddetta.
Le azioni correttive intraprese per evitare in futuro il ripetersi dell’evento sono le seguenti:
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potenziamento della capacità di accumulo, in caso di eventi meteorici intensi, del “TAE B”, attraverso
la realizzazione di un serbatoio di accumulo di capacità pari a 11.400 mc: l’intervento (rif. sezione 4) è
attualmente in corso di realizzazione e sarà ultimato entro Dicembre 2010;
intervento inserito nella “Variante al Progetto Definitivo di Bonifica Falda” presentata al MATT che
consiste nella realizzazione di nuove linee di collegamento da TAE A e TAE B ai serbatoi di greggio
per il trasferimento delle acque in eccesso (dovute agli eventi meteorici intensi), tramite la Sea Line.
Tale intervento è finalizzato a migliorare la risposta delle sezioni di accumulo delle acque meteoriche
in caso di eventi intensi o nell’ipotesi di disservizi che limitano la capacità di trattamento dell’impianto
Water Reuse (per pianificazione lavori cfr. Allegato 2.3).. Attualmente è in corso di definizione la gara
d’appalto per l’assegnazione del contratto di realizzazione degli interventi suddetti.
d) Evento verificatosi in data 25/03/2007 che ha riguardato il verificarsi di un contenuto incendio in
corrispondenza della guardia idraulica V6205 (area torcia 2), danneggiatasi in seguito alla rapida
depressurizzazione in torcia (sistema blow down 2) di tutti gli impianti di Raffineria, dovuta al blocco
generale degli impianti per mancanza di energia elettrica. Il predetto evento è stato gestito dal personale
aziendale e la Raffineria ha cautelativamente allertato il Comando Provinciale dei Vigili del Fuoco. La
Raffineria ha successivamente effettuato un’analisi specifica sulle possibili cause del disservizio e delle
azioni correttive da intraprendere. Sono stati, infatti, eseguiti controlli non distruttivi per l’apparecchiatura
danneggiata e quella in servizio e sono stati prodotti i rapporti ispettivi di dettaglio per verificare le
condizioni di marcia. E’ stata infine programmata a medio termine la sostituzione della guardia idraulica
compromessa (V6205).
L’evento è stato comunicato agli Enti Locali ed alle Autorità competenti, e sono state fornite agli stessi, i
chiarimenti e gli approfondimenti del caso.
Le azioni correttive programmate per evitare in futuro il ripetersi dell’evento sono state le seguenti:
elaborati idonei piani ispettivi per le apparecchiature / piping relative al sistema blow down
(timing controllo spessimetrico e ispezione esterna ogni due anni);
l’apparecchiatura V6204 è stata sostituita nel febbraio ’08 in concomitanza della fermata
dell’impianto RHU. Il nuovo Vessel è stato progettato con le stesse migliorie previste per il
V6205 (in particolare sono stati riprogettati spessore nominale apparecchiatura, livello del
rivestimento in gunite, pressione di progetto apparecchiatura, etc.).
e) Evento verificatosi in data 12/10/07 che ha riguardato la perdita da una tubazione di uscita dello
scambiatore E-4125 dell’impianto RHU del diametro di 8’’ (sistema air cooler), con conseguente rilascio di
prodotto idrocarburico, idrogeno e H2S. L’evento, prontamente gestito dal personale aziendale di
Raffineria, non ha generato danni a cose o persone e non ha provocato incendi. In tale circostanza, la
direzione aziendale ha cautelativamente allertato il Comando Provinciale dei Vigili del Fuoco.
Allo stato attuale le cause effettive dell’evento sono in fase di accertamento tecnico da parte della A.G.,
che ha posto sotto sequestro il tratto del tubo oggetto della perdita e pertanto il quadro conoscitivo di
dettaglio delle anomalie di guasto potrà essere completato solo a valle degli accertamenti suddetti.
Per tale evento sono state attivate le seguenti azioni correttive:
pulizia area pavimentata circostante la zona oggetto dell’evento e smaltimento rifiuti prodotti;
monitoraggio della qualità dell’aria circostante;
sostituzione degli altri analoghi quindici tratti di tubazione (rimossi durante il periodo di
successiva fermata dell’impianto RHU) ed effettuazione di controlli ispettivi mirati, al fine di
minimizzare il fattore di rischio e garantire la massima affidabilità possibile dell’impianto.
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La sintesi di ulteriori eventi accidentali è riportata in Allegato 2.3.
2.6.3 – Sicurezza ed infortuni
La Raffineria è da sempre fortemente impegnata, per le caratteristiche del processo e dei prodotti
impiegati, nell’osservanza degli adempimenti legislativi e normativi previsti in materia di sicurezza e igiene
del lavoro, al fine di garantire le massime condizioni di salvaguardia della salute dei propri dipendenti e
dei dipendenti terzi operanti presso le aree di Raffineria.
In particolare, l’attenzione dell’Organizzazione è rivolta verso gli aspetti di:
gestione dei fattori di rischio operativi, ai sensi del D.Lgs. 626/94 (e successive modifiche ed
integrazioni), che si riflette in aspetti di sicurezza dei processi e nella valutazione dell’esposizione dei
lavoratori al rischio chimico fisico e biologico mediante periodiche indagini ambientali;
gestione dei fattori di rischio radioattivi: tramite la registrazione e la comunicazione periodica, ai sensi
del D.Lgs. 230/95 (e successive modifiche e integrazioni), dei livelli di radioattività e dei conseguenti
obblighi connessi ai punti di potenziale emissioni radiogene;
gestione delle tecnologie, per la presenza di determinate apparecchiature, come forni di combustione,
impianti a pressione ed impianti elettrici localizzati in aree pericolose, soggetti alle varie normative
vigenti.
Di seguito sono riportati i dati degli indici di frequenza e gravità della Raffineria a fronte degli infortuni
accaduti relativamente agli ultimi anni.
Aziendali
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
Consuntivo infortuni
0
1
6
2
2
0
4
Indice di frequenza (I.F.)
0,00
1,34
7,92
2,59
2,53
0
5,77
Indice di gravità (I.G.)
0,00
2,94
62,44
21,13
13,29
0
11,54
Personale Terzo
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
Consuntivo infortuni
6
5
5
9
8
7
5
Indice di frequenza (I.F.)
11,07
4,88
3,11
4,51
4,28
4,16
3,41
Indice di gravità (I.G.)
60,87
13,27
9,27
12,23
27,66
40,88
9,97
Fig. 11 - I.F. =( n°. infortuni/ore lavorate) x 1000000 ; I.G. = (giorni persi/ore lavorate) x 100000
Dall’andamento infortunistico si rileva un incremento del numero di infortuni nel 2007 per il personale
aziendale dovuti essenzialmente a disattenzioni che hanno causato lievi infortuni, infatti a fronte di 4
eventi infortunistici l’indice di gravità è risultato pari a 11,54 con una durata media di 20 giorni per
infortunio. Relativamente al personale terzo, invece si è registrata una diminuzione del numero di infortuni
con una significativa riduzione dell’indice di gravità, essendo infortuni di lievi entità dovuti causati da
errate manovre e disattenzioni. A seguito di tali analisi sono stati predisposti specifici incontri formativi per
il personale operativo e non, in tema di Sicurezza sul lavoro e tutela dell’Ambiente con focus sugli aspetti
normativi e di prevenzione mediante audit specifici sull’adozione ed attuazione di sistemi di gestione della
sicurezza da parte delle maggiori imprese operanti nella Raffineria.
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2.6.4 – Qualità dell’ambiente di lavoro, prevenzione e protezione
In coerenza con la Linea guida di Settore sul Sistema di Gestione della Salute e nel rispetto della
normativa vigente, la Raffineria esegue periodicamente indagini ambientali sugli agenti di rischio
chimico/fisico/biologico.
Agenti chimici, cancerogeni e fisici (rumore interno)
Periodicamente l’istituto Medicina del Lavoro dell’Università di Bari, effettua indagini ambientali finalizzate
alla valutazione del rischio di esposizione a sostanze chimiche e cancerogene ai sensi del D. Lgs. 626/94
e successive modifiche. Le indagini sugli idrocarburi e sull’idrogeno solforato aerodispersi eseguite negli
ambienti di lavoro, e le determinazioni dosimetriche personali eseguite ai lavoratori per l’intero turno di
lavoro svolte ai sensi del D. Lgs. 626/94, e successive modifiche, evidenziano come tutti i valori riscontrati
siano ampiamente al di sotto dei limiti di esposizione TLV-TWA.
Il rischio fisico di esposizione al rumore interno viene valutato ai sensi del D. Lgs. 195/2006 che integra
ed aggiorna il D. Lgs. 626/94 introducendo il Titolo V bis. Tale Decreto disciplina la protezione dei
lavoratori contro i rischi di esposizione al rumore durante il lavoro e definisce l’esposizione quotidiana
personale di un lavoratore al rumore, quella espressa in dB(A) misurata, calcolata e riferita ad 8 ore
giornaliere (LEP,d). Le aree individuate rumorose, sono adeguatamente segnalate come previsto dalla
normativa di riferimento" ed i lavoratori sono forniti di idonei DPI.
Amianto e fibre ceramiche refrattarie
Per assicurare la salvaguardia della salute dei lavoratori, la Raffineria ha sempre garantito un ottimale
stato di conservazione di tutte le attrezzature e apparecchiature contenenti amianto e fibre ceramiche
refrattarie, eseguendo controlli preventivi e periodiche manutenzioni, ove ne veniva riscontrata la
presenza.
La Raffineria ha avuto un comportamento proattivo in relazione alla presenza di materiali contenenti
amianto. L’abbandono dell’utilizzo di amianto risale agli anni 80’ e negli anni 90’ si è proceduto al
censimento dei materiali contenenti amianto (MCA) presenti. Successivamente è stata avviata un’attività
di rimozione e smaltimento dell’amianto censito, che ha portato a limitare al minimo la presenza di
amianto residuo.
Per la gestione degli aspetti ambientali relativi alla presenza di materiali contenenti amianto e fibre
ceramiche refrattarie sono attive, inoltre, 2 specifiche procedure di Sede:
Procedura gestionale amianto AgipPetroli COSAM/PRES n° 48/2000
Procedura COSAM 031I del 20.02.2001 AgipPetroli “Valutazione del rischio per la salute da
esposizione a fibre ceramiche”
La Raffineria ha, infine, provveduto con apposita Comunicazione scritta del Direttore alla nomina del
Responsabile Amianto, ai sensi del D.M. 6/09/94, identificato nel Responsabile della Funzione INGEMAN
(Ingegneria di Manutenzione), per gestire le problematiche legate ai piani di bonifica ed allo smaltimento.
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Ad agosto 2007 è stato aggiornato il censimento dei materiali contenenti amianto (MCA) e delle fibre
ceramiche refrattarie (FCR), svolto a cura della ASL Viterbo (Laboratorio di Igiene Industriale - Centro
Regionale Amianto), in tutte le strutture della Raffineria.
Relativamente all’amianto, per ogni SOI sono state individuate le apparecchiature contenenti amianto, la
tipologia (friabile, compatto), nonché la quantità stimata. In totale da tale censimento 2007 risultano
presenti in Raffineria 504 kg di friabile e 239,5 kg di compatto, rispetto ad un quantitativo complessivo
inizialmente presente in Raffineria (materiale friabile e compatto) di 2.316,4 kg (rif. censimento anno
2000).
E’ stato redatto un Piano, relativo ad attività generiche di manutenzione ed approvato dalla locale ASL,
che permette di poter attivare operazioni di manipolazione su apparecchiature contenenti amianto per
quantitativi non superiori ai 200 kg per intervento. Mentre per specifiche attività di manipolazione e
rimozione di amianto sulle apparecchiature individuate, è richiesta la presentazione di specifici piani di
intervento da parte della ditta terza incaricata.
Inoltre, è previsto un monitoraggio dello stato di conservazione dell’amianto annuale o biennale, in base
alla condizione dell’amianto nelle apparecchiature.
Per quanto riguarda le FCR, presenti nelle apparecchiature di Raffineria per un totale di 25.640 kg, l’ASL
di Viterbo ha evidenziato la presenza di materiale sostanzialmente in buone condizioni e sotto controllo.
In Allegato 2.4 sono riportate le attività di rimozione dei materiali contenenti amianto attuate nel
quadriennio 2001-2007.
Apparecchiature contenenti PCB.
Ai fini della verifica ai sensi del D.Lgs n 209/99 vengono effettuate analisi di caratterizzazione degli oli
presenti nei trasformatori della Raffineria, dalle quali emergono valori sempre al di sotto di 50 ppm.
Pertanto, le apparecchiature di Raffineria contenenti PCB non sono soggette alle prescrizioni del D. Lgs.
citato.
I trasformatori presenti in Raffineria sono sottoposti a controlli/verifiche in accordo ai piani di
manutenzione di Raffineria.
Sostanze lesive dello strato di ozono.
E’ stato effettuato un censimento delle apparecchiature e delle quantità di gas, contenute in esse,
considerate lesive per lo strato di ozono ai fini del Reg. CE 2037/2000.
Sono attualmente in corso le attività di verifica ai sensi del D. Lgs. 147/06 art. 3 e 4 (redazione di un
Libretto di Impianto conforme all’Allegato I del citato Decreto e controlli periodici delle fughe).
2.6.5 – Formazione, informazione e partecipazione dei dipendenti
In Raffineria da sempre viene svolta attività di informazione, formazione ed addestramento dei lavoratori,
al fine di garantire la corretta conduzione degli impianti, nel rispetto delle norme di sicurezza, igiene del
lavoro, protezione e salvaguardia dell’ambiente ed in conformità con i requisiti e le indicazioni del Gruppo.
Nella convinzione che il coinvolgimento del personale nelle attività di tutela della sicurezza e
dell’ambiente sia la forza motrice per il raggiungimento del miglioramento continuo delle prestazioni
ambientali, nel corso degli anni, ed in particolare a partire dal 1998 ad oggi, sono stati individuati ed
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applicati specifici percorsi formativi e strumenti di partecipazione dei lavoratori, atti a massimizzare il
coinvolgimento attivo delle risorse interne, Ditte terze comprese.
Gli strumenti posti in essere hanno interessato:
- il coinvolgimento “diretto”
dei lavoratori in iniziative di informazione, formazione e
addestramento (§ 2.6.5.1)
- il coinvolgimento ”indiretto” alle scelte, strategie, prassi operative, etc, utilizzando i Comitati
interni (§ 2.6.5.2).
2.6.5.1 Formazione e addestramento
Informazione/formazione Dipendenti
Le attività di formazione sono realizzate mediante il supporto metodologico del Polo territoriale del
Personale, utilizzando l’esperienza e la professionalità di specialisti interni della Raffineria e, dove
necessario, mediante il ricorso a risorse esterne.
Il coinvolgimento è stato particolarmente attivo nella fase di implementazione del Sistema di Gestione
Ambientale a norma ISO 14001 e, successivamente, in occasione della registrazione EMAS. Un’apposita
Procedura del SGA (Allegato 2.1 pto. 4), è dedicata a disciplinare le modalità operative e le responsabilità
finalizzate ad identificare le esigenze di formazione del personale in materia ambientale e pianificare e
realizzare tali attività.
Nel dettaglio, la procedura descrive le modalità di programmazione annuale, i contenuti, le tipologie
previste per i soggetti interni ed esterni (Ditte Terze) della Raffineria, con l’obiettivo di:
garantire a tutti l’informazione e sensibilizzazione di base sulle tematiche ambientali e di sicurezza;
sviluppare, per Funzioni e gruppi omogenei, approfondimenti tecnici specifici sugli aspetti di maggiore
interesse;
assistere e supportare i neo-assunti fin dai primi impegni in sito.
I principali interventi in campo di Sicurezza e Ambiente che hanno interessato la Raffineria negli ultimi
anni sono di seguito riassunti.
Anno
Tipologia corso/ iniziativa
Coinvolgimento
Incontri di informazione SGA/ISO 14001
466 h
La realizzazione degli impianti di depurazione
Nuove regole in materia di rifiuti e bonifica dei siti contaminati
32 h
Analisi dei rischi nelle attività produttive
40 h
Informazione/ Formazione sui rischi di incidente rilevante (D. Lgs. 334/99, DM
228 h
2002
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16 h
16/03/98, D. Lgs. 626/94)
Tematiche Ambientali per inserimento laureati
8h
Tematiche Ambientali per inserimento diplomati
65 h
Tematiche Ambientali per riallocazione personale
88 h
Tematiche Ambientali per inserimento laureati
26 h
Informazione/ Formazione su H2S
12 h
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Anno
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Tipologia corso/ iniziativa
TOTALE ORE DI FORMAZIONE
2003
Coinvolgimento
1.495 h
Gestione, classificazione e trasporto rifiuti
La protezione della salute e della sicurezza dei lavoratori contro i rischi derivanti
da atmosfere esplosive (D. Lgs. 233/2003)
24 h
Regimi di Responsabilità ed Assicurabilità del Rischio Ambientale
8h
La protezione dell'ambiente, l'affidabilità dei sistemi e la sicurezza industriale
32 h
Primo intervento di pronto soccorso
288 h
Tematiche Ambientali per inserimento laureati
64 h
Tematiche Ambientali per inserimento laureati (L.B.)
16 h
Tematiche Ambientali per inserimento diplomati
336 h
TOTALE ORE DI FORMAZIONE
Informazione/ Formazione sui rischi di incidente rilevante (D. Lgs. 334/99, D.M.
8h
776 h
248 h
16/03/98, D. Lgs. 626/94)
Informazione/ Formazione su H2S
275 h
Corso di formazione per addetti al primo soccorso nelle aziende D.M. 388/03
501 h
Corso Ambiente ed Igiene Industriale
6h
Sistema di Gestione Ambientale
401 h
Fondamenti di Ambiente, salute ed Igiene del Lavoro
7,5 h
Informazione/ Formazione sui rischi di incidente rilevante (D. Lgs. 334/99, D.M.
10,5 h
16/03/98, D. Lgs. 626/94)
2004
Formazione sul Pronto Soccorso
81,5 h
Fondamenti di Ambiente, salute ed Igiene del Lavoro
3,5 h
Elementi di Igiene Industriale
201,5h
Percorso ISO 14001 2001/2003 – progetto EMAS
170,5 h
Tematiche Ambientali per inserimento diplomati
138h
Sicurezza sul lavoro e Tutela dell’ambiente
392 h
ISO 14001 Corso di formazione per auditors
320 h
Formazione per Responsabili addetti al servizio di prevenzione e protezione (D.
32 h
Lgs. 195/03)
Formazione EMAS (comprese Ditte Terze)
TOTALE ORE DI FORMAZIONE
2005
286 h
3.074 h
Aspetti Ambientali Raffineria
78h
Elementi d’igiene industriale
80h
Valutazione Impatto e novità e practies sull’ambiente
24h
Formazione Antincendio rischio elevato
40h
Formazione Antincendio
1.364h
Elementi di primo soccorso
42h
Aggiornamenti su tematiche ambientali
32h
Informazione/ Formazione sui rischi di incidente rilevante (D. Lgs. 334/99, D.M.
46h
16/03/98, D. Lgs. 626/94)
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Gestione delle crisi ambientali
32h
Addetti servizi prevenzione e protezione
40h
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Anno
Dichiarazione Ambientale
Tipologia corso/ iniziativa
Coinvolgimento
Formazione ex D. Lgs. 195/03 per RSPP/APP
52h
TOTALE ORE DI FORMAZIONE
2006
1.830 h
Formazione Antincendio con esercitazione per tutto il personale di Raffineria
3.978 h
Formazione sui rischi chimici, fisici e radiazioni ionizzanti
400 h
Formazione su “informatizzazione SGA”
228 h
Formazione del personale per l’abilitazione alla firma dei permessi di lavoro
518 h
Formazione ex D. Lgs. 195/03 per RSPP/APP
210 h
Formazione SGA riunioni di terzo livello
1.721 h
Formazione SGS riunioni di terzo livello
3.441 h
Corso di formazione per auditor ambientale ISO/EMAS
36 h
TOTALE ORE DI FORMAZIONE
2007
10.532 h
Formazione Antincendio con esercitazione per tutto il personale di Raffineria
4.138 h
Formazione sui rischi chimici, fisici e radiazioni ionizzanti
180 h
Formazione del personale aziendale/terzi per l’abilitazione alla firma dei PdL
258 h
Formazione ex D. Lgs. 195/03 per RSPP/APP
144 h
Formazione SGA riunioni di terzo livello
2.262 h
Formazione SGS riunioni di terzo livello
4.524 h
TOTALE ORE DI FORMAZIONE
11.506 h
Fig. 12 - Dettaglio su formazione/informazione personale di Raffineria
Tra le iniziative di informazione per lo sviluppo del SGA, merita evidenza la distribuzione di un apposito
“Vademecum del Sistema di Gestione Ambientale”, opuscolo tascabile che sintetizza le fasi di
implementazione e le principali caratteristiche del Sistema della Raffineria, destinato a tutti i dipendenti.
Inoltre sono state svolte riunioni periferiche tra i Responsabili di Turno e gli operatori per consolidare la
trasmissione delle informazioni relative ai Sistemi di gestione Ambientale e della Sicurezza.
Informazione/formazione Ditte terze, Autotrasportatori e Visitatori
Nel corso dell’implementazione del SGA, le attività di informazione e formazione vengono erogate ai
Responsabili delle Imprese individuate o loro delegati.
La funzione, SERTEC, coadiuvata da RSGA (Rappresentante del SGA), organizza, conformemente a
quanto previsto dalle procedure (Allegato 2.1 pto. 4), degli incontri al fine di:
verificare le registrazioni prodotte sugli interventi di informazione e formazione, svolti a cura della Ditta
Terza;
aggiornare i Responsabili delle Ditte Terze sullo stato di aggiornamento delle procedure SGA,
distribuendo le eventuali procedure di interesse revisionate rispetto al precedente incontro;
discutere riscontri emersi dalle attività di audit svolte nelle aree imprese;
Ai Responsabili delle Ditte viene inoltre consegnata copia della Politica Ambientale e le Procedure
Ambientali di interesse. I Responsabili delle Ditte Terze a loro volta devono diffondere le informazioni
acquisite ai propri dipendenti, programmando appositi incontri di informazione e formazione.
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Copia del “Vademecum del Sistema di Gestione Ambientale” viene fornita anche alle ditte terze operanti
all’interno della Raffineria.
Agli autotrasportatori operanti in Raffineria viene fornito, in occasione del loro primo ingresso, un
opuscolo “Guida del Sistema di gestione Ambientale EMAS” che illustra sinteticamente i principi del
SGA e il comportamento da attuare in un sito certificato.
Per quanto concerne l’informazione ai visitatori che entrano per la prima volta in Raffineria, viene fatto
visionare, prima dell’accesso, un multimediale contenente tutte le informazioni fondamentali per operare
in sicurezza e viene consegnato specifico materiale informativo.
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2.6.5.2 - Partecipazione e coinvolgimento
L’interesse della Raffineria a garantire la massima partecipazione dei propri lavoratori in tutte le attività
che possono implicare la Sicurezza dei luoghi di lavoro e/o l’Ambiente è testimoniato dall’adozione, fin dai
primi anni ’90, di un modello organizzativo strutturato appositamente per permettere un coinvolgimento “a
cascata” di tutti i livelli del personale.
Per le attività relative al Regolamento Comunitario EMAS CE 761/01 e 196/06 sono state sviluppate
iniziative di partecipazione ed informazione, relativamente alle fasi di:
analisi ambientale Iniziale, realizzata nel 2000 e revisionata ai sensi dei Regolamenti CE 761/01 e CE
196/06 ;
formulazione della Politica Ambientale della Raffineria;
individuazione degli Obiettivi ambientali e pianificazione dei Programmi di Miglioramento,
periodicamente verificati e revisionati da R-SGA con il supporto dei Responsabili di Unità/Funzione di
Raffineria interessati;
strutturazione ed implementazione del SGA della Raffineria, ovvero della Procedure e della
Documentazione del Sistema, che definisce in modo organico le modalità operative di ciascuno per
garantire lo svolgimento delle proprie mansioni nel rispetto dell’Ambiente e degli Obiettivi di
miglioramento prefissati;
pianificazione e realizzazione degli Audit periodici del SGA, che vedono la partecipazione di personale
di Raffineria scelto ed opportunamente formato (Auditors interni qualificati);
elaborazione annuale della Dichiarazione Ambientale.
Per garantire la comunicazione interna delle anomalie ambientali è attivo, quale strumento cardine del
processo di partecipazione e comunicazione bi-direzionale, il Modulo di Segnalazione Ambientale (MSA),
a disposizione per ogni dipendente per segnalare, anche su suggerimento esterno:
eventi che possano rappresentare un reale o potenziale impatto sull’ambiente;
suggerimenti volti a migliorare possibili rischi o aspetti critici verso l’ambiente.
Gli MSA sono uno degli strumenti di Sistema atti ad individuare le potenziali problematiche ambientali ed
eventualmente emettere le Richieste di Azioni Correttive necessarie (RACA).
Nel corso degli ultimi sei anni di applicazione del SGA, sono stati emessi 445 Moduli di segnalazione
Ambientale e 279 Richieste di Azioni Correttive suddivisi come illustrato nel grafico:
140
130125
120
120
100
80
65
65
58
MSA
52
60
RACA
39
40
11
20
17
20 22
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
Fig. 13 – Trend MSA e RACA periodo 2002÷2007
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Dichiarazione Ambientale
In particolare, nel corso del 2007, gli MSA sono stati 20 in totale, registrando quindi un decremento
rispetto all’anno precedente, mentre le RACA sono state 22, in aumento rispetto alle 17 dell’anno
precedente.
Il target EMAS fissato per il 2008 relativo all’emissione di MSA e RACA, nell’ottica del miglioramento delle
performances ambientali del sito, è di mantenere il numero di MSA e RACA registrato nel 2007.
2.6.6 – Comunicazione e rapporti con il territorio
La Raffineria di Taranto è consapevole che il rapporto con il Territorio e con le Istituzioni non può
prescindere da un corretto e trasparente svolgimento dell’attività nel sito e a tal proposito promuove
interventi e iniziative atte a coinvolgere i portatori di interesse che si affacciano alla realtà aziendale. In
particolar modo si possono evidenziare alcune delle attività finora svolte in questo ambito:
Anno 2005:
realizzazione di stage operativi destinati a studenti universitari, tramite un accordo di collaborazione
con le Università di Bari e Taranto (n. 1 stage nel 2004, n. 5 stage nel 2005);
partecipazione di personale della Raffineria a seminari ed incontri; in particolare su iniziativa della
Direzione della Raffineria, vengono periodicamente organizzati corsi di formazione sulle tematiche
della Sicurezza sul lavoro e della tutela dell'Ambiente, con focus sugli aspetti normativi e di
prevenzione;
partecipazione alle attività della locale Associazione Industriali, di cui il Direttore è Vice Presidente;
accordo di sponsorizzazione di attività culturali con il Comune di Taranto.
incontri con i rappresentanti degli enti locali responsabili in materia ambientale;
festeggiamento in occasione della registrazione EMAS con partecipazione dei principali portatori di
interesse e distribuzione della Dichiarazione Ambientale (12 Settembre 2005);
trasmissione della Dichiarazione Ambientale agli Enti territoriali comunali e provinciali (12 Settembre
2005).
Anno 2006:
realizzazione di n. 5 stage operativi destinati a n. 5 studenti universitari, tramite accordi di
collaborazione con le Facoltà di Economia Aziendale dell’Università degli studi di Bari e con la II
Facoltà di ingegneria del Politecnico di Bari;
partecipazione alle attività della locale Associazione Industriali, di cui il Direttore della Raffineria è
vicepresidente.
Anno 2007:
realizzazione di n. 1 stage finalizzato alla stesura della tesi di laurea, destinato a n. 1 studentessa
universitaria, tramite accordi di collaborazione con le Facoltà di Scienze Ambientali dell’Università
degli studi di Bari;
partecipazione alle attività della locale Associazione Industriali, di cui il Direttore della Raffineria è
vicepresidente.
A fronte di una convenzione tra Confindustria Taranto ed Università degli Studi di Bari, si sono svolte
presso la II Facoltà di Economia di Taranto, diverse attività didattiche, di supporto ai docenti del corso
di “Economia e gestione delle imprese”.
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Visita guidata in Raffineria, su richiesta dell’Autorità Portuale e della Provincia di Taranto, dei
partecipanti alla Conferenza finale del Progetto Europeo IMAPS – Gestione Integrata dei Rischi
Ambientali nelle città portuali.
Visita guidata in Raffineria degli studenti dell’Università del Salento, Dipartimento Studi Aziendali,
Giuridici ed Ambientali, nell’ambito del corso di “Cicli Produttivi e Impatto Ambientale”.
Svolgimento di un seminario di studi, tenuto presso la Facoltà di Ingegneria Chimica dell’Università
degli Studi della Calabria, sulla gestione delle problematiche impiantistiche di siti a rischio di incidente
rilevante.
Visita guidata in Raffineria degli studenti del corso di laurea in Ingegneria Chimica dell’Università degli
Studi della Calabria.
E’ inoltre utile sottolineare come la “Dichiarazione Ambientale”, nella sua prima stesura, sia stata
progettata coinvolgendo le Autorità locali nella definizione dei contenuti per recepire le eventuali esigenze
di elementi da evidenziare o approfondire. A tal fine sono stati organizzati dei “Focus Group” con
rappresentanti della Raffineria e con tecnici degli enti locali interessati, per presentare e discutere
congiuntamente lo schema e i contenuti della Dichiarazione Ambientale.
2.6.7 – Spese ed investimenti ambientali
L’attenzione dell’azienda verso il miglioramento delle proprie prestazioni ambientali è testimoniata dalle
spese sostenute per gestire gli aspetti/impatti ambientali correlati alle proprie attività e promuovendo la
salvaguardia e tutela del territorio circostante.
Le spese ambientali sono contabilizzate in sito secondo la metodologia analitica definita dalla Fondazione
Enrico Mattei – ENI (FEEM). Tali indicazioni confluiscono nel Sistema Informativo Ambientale (SIA,
gestito dalla Funzione HSE di Sede) e sono diffuse nel Rapporto Ambientale di Divisione.
In tale ambito, i comparti ambientali di interesse sono i seguenti:
Protezione dell’aria e del clima
Protezione delle acque superficiali
Protezione del suolo-sottosuolo e delle acque sotterranee
Rifiuti
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
20.000
22.000
24.000
26.000
28.000
30.000
32.000
34.000
36.000
k€
Protezione Aria
Protezione Acqua
Protezione Suolo
Rifiuti
Fig. 14 – Spese/Investimenti ambientali
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Le spese assegnate ai vari comparti sono rappresentate sia dagli investimenti, come acquisto di
attrezzature, impianti e migliorie tecnologiche, sia dalle risorse necessarie alla gestione corrente, come il
costo del lavoro, dei materiali e le prestazioni esterne.
Nel grafico è riportato l’andamento delle spese ambientali (spese capitali e spese correnti) contabilizzate
dalla Raffineria relativamente agli ultimi sette anni.
Si elencano, nel seguito, i principali investimenti/spese ambientali realizzati nel corso del 2007 :
“Protezione acque”
Nel corso del 2007 è stato concluso l’intervento di realizzazione dell’impianto Water Reuse i cui
investimenti sono stati capitalizzati nel corso dei precedenti anni 2005 – 2006. Si evidenzia, inoltre,
l’investimento per la realizzazione degli interventi di Variante al Progetto Definitivo di Bonifica delle acque
di Falda (cfr. Box “Variante al PDBF” § 2.5.4.2). ;
“Protezione aria”
In particolare nel corso del 2007 sono stati avviati e sono in fase di completamento gli interventi B.A.T.
definiti nella Domanda di A.I.A. riguardanti: l’installazione doppie tenute pompe critiche, il monitoraggio
delle emissioni diffuse/fuggitive secondo i criteri del protocollo internazionale “EPA metodo 21” e delle
procedure LDAR, la realizzazione delle predisposizioni per l’installazione della nuova torcia 1 dotata di
misuratore di portata e sistema smokeless per la riduzione della formazione del “pennacchio”, la fornitura
del misuratore di portata per la torcia 2 (1° step), la sostituzione delle cappe di laboratorio con nuove
tipologie caratterizzate da maggiore efficienza di aspirazione, l’installazione delle nuove tenute doppie su
serbatoi a T.G. secondo quanto stabilito dal relativo piano di intervento (n. 5 serbatoi effettuati nel 2007),
l’installazione dei manicotti di guarnizione attorno ai punti di campionamento di n. 2 serbatoi a T.G. per la
minimizzazione delle emissioni diffuse di VOC.
“Protezione suolo/sottosuolo”
Rifacimento del serbatoio T-3310, inserimento dei doppi fondi sui serbatoi secondo quanto previsto dallo
specifico piano di manutenzione, la razionalizzazione circuito di raccolta drenaggi della sala pompe
bitume.
Le principali attività eseguite negli anni 2004 – 2007 sono riportate nella Sezione 4.
Per completezza e confronto dei dati sono presenti anche le spese sostenute per la sicurezza e salute dei
lavoratori. (Fonte: SIA per Rapporto Ambientale).
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2.7 – L’ Organizzazione della Raffineria
L’assetto organizzativo della Raffineria prevede una forza lavoro pari a ca. 465 dipendenti (al 31/03/08).
Il ciclo produttivo della Raffineria, a regime continuo, richiede la continua presenza di personale suddiviso
in 3 turni di 8 ore, cui si aggiunge un certo numero di dipendenti operanti in orario giornaliero.
Sono, inoltre, presenti in Raffineria dipendenti di Ditte Terze o esercenti di servizi esterni al processo di
produzione, tra cui Ditte di manutenzione e/o cantieristica, servizio di vigilanza interno, Guardia di
Finanza e UTF, servizio mensa aziendale, servizio di pulizia
L’assetto organizzativo della Raffineria, a partire dal 1999, ha conosciuto significative modifiche. In
particolare, ai sensi della Lean Production (vedi box), il personale di Raffineria è attualmente strutturato
in:
1 Team Direzionale, composto dal Direttore (DIR) e dai Responsabili di Unità/Funzione (REOP, PERF,
SPP, TECON&RSGA, SERTEC, HUBSE, ACTA);
4 Strutture Operative Integrate (SOI 1, SOI 3, SOI 4 e SOI EST), corrispondenti alle aree operative di
Raffineria, che prevedono i rispettivi Team Gestionali (composti da RSOI, RTO, TPS e RMS) e Team
Operativi (RTO, CONSOL, TMS e operatori di processo).
L’attuale struttura della Raffineria prevede un ruolo di riferimento operativo e gestionale nella Direzione di
sito (DIR), che sovrintende sul complesso industriale, sulla sua operatività e funzionalità, al fine di
garantire i migliori risultati di efficienza nel rispetto delle vigenti normative e politiche societarie,
specificatamente nel campo della sicurezza e della protezione ambientale.
Nell’ambito della SOI4 è stata incorporata l’attività dell’ex – Stabilimento GPL.
Dal confronto con le “pratiche migliori” conseguenti alle evoluzioni organizzative della raffinazione mondiale, e con l’obiettivo
di assicurare una performance superiore sostenibile nel lungo termine, l’Eni ha deciso di “riprogettare” a livello globale il suo
sistema di impresa, attraverso la trasformazione del modello organizzativo di tipo tradizionale (gerarchico-funzionale) in un
nuovo modello basato su “Team Permanenti Interfunzionali” (Direzionale, Gestionale, Operativo) che costituiscono il perno
centrale e la nuova modalità di funzionamento dell’organizzazione. L’obiettivo dei team è di garantire il miglioramento globale
dei risultati e di intraprendere azioni finalizzate alla soluzione dei problemi tramite interventi di cooperazione, di integrazione
delle proprie competenze e di condivisione delle proprie responsabilità.
Per poter rendere fattibile tale processo di cambiamento, è stato necessario: ridisegnare le strutture organizzative in un ottica
di integrazione e semplificazione, ridefinire il ruolo di ciascuna funzione per garantire il migliore supporto alla gestione del
processo produttivo, trasferire le responsabilità gestionali-operative di governo del processo produttivo ai “Team
Interfunzionali”, arricchire i contenuti professionali delle risorse umane a tutti i livelli, in termini di ampiezza (capacità di
svolgere attività diverse), e di profondità (capacità di incidere, di prevenire ed assorbire le varianze nel processo), attraverso
piani mirati di formazione professionale.
Il progressivo incremento di performance che si evidenzia con la nuova “lean organization”, si determina, quindi, attraverso
il miglioramento continuo delle prassi operative di ciascun componente dell’organizzazione di Raffineria.
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In tale ottica, anche all’interno del SGA della Raffineria è stato previsto uno specifico assetto di ruoli,
compiti e responsabilità, sintetizzabile in:
il Direttore (DIR) è il Responsabile del SGA della Raffineria, della sua attuazione e funzionamento e
del rispetto dei requisiti previsti dalla Norma di riferimento;
nell’ambito delle sue funzioni, DIR ha nominato un proprio Rappresentante della Direzione per il SGA
(RSGA), nella figura del Responsabile della Funzione TECON (Comunicazione Interna 2/05 del
24/01/2005), che recepisce la Comunicazione Organizzativa n. 287/PRES del 09/02/99. Tale figura
gestisce direttamente l’implementazione del SGA in Raffineria, anche attraverso il coinvolgimento di
un Supporto Operativo ad esso dedicato (SO-RSGA).
Numerose altre Funzioni/Unità di Raffineria sono coinvolte in specifici adempimenti del SGA, secondo
quanto indicato nelle specifiche procedure.
Si riporta il funzionigramma di riferimento alla luce della “Lean Production”.
In allegato (Allegato 2.5) si riporta l’Organigramma generale della Raffineria.
DIR RESP/SGA
INV TA
TEAM
DIREZIONALE
TEAM
GESTIONALE
HUB SE
SPP
PERF
TECON/RSGA
REOP
SERTEC
RSOI
MAN AFF
TPS
RMS
RTO
RTO G
TMS
TEAM
OPERATIVO
CONS
OPE
Fig. 15 – Organigramma “Lean Production”
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2.8 – Il Sistema di Gestione della Raffineria
La Raffineria di Taranto, per fare fronte alla complessità organizzativa e dei processi, prevede un sistema
di gestione articolato su numerosi livelli differenti, finalizzati a definire correttamente le attività da svolgere
dal punto di vista gestionale, tecnico ed operativo.
In particolare, si distingue:
il sistema di gestione generale, basato su documenti di emissione Corporate5, sulle Procedure di
Linea di Raffineria e, nei vari Reparti di produzione, sui Manuali, Procedure ed Istruzioni Operative;
il Sistema di Gestione Ambientale conforme alla Norma ISO 14001 e al Regolamento EMAS;
il Sistema di Gestione della Sicurezza, implementato secondo i requisiti di cui al D.Lgs. 334/99 e D.
Lgs. 238/05.;
Il Sistema di Gestione Ambientale
Il Sistema di Gestione Ambientale della Raffineria di Taranto (SGA) è stato certificato conforme ai requisiti
della Norma ISO 14001 a partire dal giugno 2001. Nel marzo 2005 la Raffineria di Taranto ha inoltre
conseguito la registrazione EMAS.
Il SGA sovrintende a tutte le attività e operazioni svolte nell’ambito del sito che hanno o possono avere
effetto sull’ambiente circostante avvalendosi di specifici strumenti di controllo e sorveglianza; in
particolare, il SGA è documentato attraverso il Manuale e le Procedure Ambientali.
Altri documenti sono :
la Politica di Sicurezza, Salute, Ambiente e Prevenzione degli incidenti rilevanti della Raffineria;
gli obiettivi ed i programmi di miglioramento ambientale della Raffineria, inseriti nel Piano di
Miglioramento Ambientale (vd. Sezione 4);
Il Registro degli Aspetti/Effetti Ambientali (REGASP) derivanti dalle attività del sito nelle condizioni di
normale regime, anomale e di emergenza (nello specifico, inseriti nell’Allegato 3.1);
Il Registro della Legislazione Applicabile (REGLEG).
Le Procedure Ambientali esplicitano le modalità operative e gestionali attraverso le quali vengono
rispettati i requisiti della Norma descritti nel Manuale del Sistema di Gestione Ambientale.
L’elenco delle Procedure Ambientali e di Linea è riportato in Allegato 2.1;
Le modalità di gestione della Documentazione del SGA sono specificate in una specifica Procedura SGA
(Allegato 2.1 pto 06); in particolare, la distribuzione della Documentazione avviene tramite la rete Intranet
di Raffineria, consultabile tramite i Personal Computer forniti in dotazione alle Strutture Operative
Integrate (SOI) e/o ai singoli dipendenti.
5
Fonte: Eni Divisione R&M, ex-AgipPetroli, quali Ordini di Servizio, Comunicazioni Organizzative, Circolari e Norme
Quadro di Settore)
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2.9 – Status Autorizzativo, prescrizioni e procedimenti Aperti
Al fine di ottimizzare le modalità di gestione di un panorama di adempimenti e prescrizioni legislative in
campo ambientale estremamente vasto e complesso, l’Organizzazione della Raffineria ha strutturato al
proprio interno prassi consolidate per garantire:
la predisposizione della documentazione di supporto ed il puntuale rinnovo autorizzativo;
la massima disponibilità ai controlli degli Enti preposti (Provincia, Regione, ARPA, ecc.);
il monitoraggio ed il continuo aggiornamento delle proprie attività in relazione a modifiche delle
prescrizioni normative, grazie al supporto della Funzione SPP.
L’Allegato 2.6 riassume l’attuale “status autorizzativo” della Raffineria, riportando, per ciascun ambito
ambientale soggetto a prescrizioni specifiche applicabili al sito, la legislazione vigente in materia ed il
riferimento alla documentazione (autorizzazione, denuncia, comunicazione, pratica istruttiva, cc.) di
competenza della Raffineria. La documentazione è disponibile presso gli Uffici delle competenti Funzioni
di Raffineria.
Attualmente non risultano condanne di fatto dell’autorità giudiziaria in materia ambientale a carico di
personale responsabile del sito, né pendenze relative a richieste di risarcimento per danni connessi ad
eventi ambientali causati dalla Raffineria.
Si è concluso nella prima metà del 2007, il procedimento giudiziario di natura ambientale per
"inquinamento atmosferico". Il procedimento è stato rivolto in maniera generale a tutto l’insediamento
industriale presente nell’area, ed in particolare nei confronti delle tre aziende più rilevanti, ILVA,
Cementir e Agip-Petroli. In particolare il processo si è concluso con l’assoluzione piena della
Raffineria di Taranto in quanto è stato accertato che non ci sono evidenze riconducibili
specificamente alle attività della Raffineria dal momento che:
la Raffineria ha sempre operato con livello di emissioni notevolmente inferiore ai limiti prescritti
la Raffineria contribuisce alle emissioni inquinanti dell’area industriale con un contributo molto
ridotto rispetto al totale (fonte “EPER – European pollutant emission register)
il posizionamento geografico della Raffineria rispetto all’area urbana oggetto del procedimento è
tale da far considerare poco significativo il contributo specifico della Raffineria rispetto all’impatto
generale della realtà industriale limitrofa.
Sono attualmente in corso di accertamento con l’A.G. i procedimenti relativi ai seguenti eventi:
evento accidentale occorso al serbatoio di greggio T3002 (cfr. § 2.6.2) del 01.05.06;
evento accidentale del 12.10.06 in merito alla dispersione di prodotto idrocarburico, di H2 e H2S da
una tubazione di uscita dello scambiatore E-4125.
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SEZIONE 3
ASPETTI ED IMPATTI AMBIENTALI
3.1 – Attività della Raffineria di interesse ambientale ed Aspetti ambientali
La Dichiarazione Ambientale di Raffineria, predisposta in conformità alle specifiche dei Regolamenti CE
761/2001 e CE 196/06, recepisce la metodologia di individuazione e valutazione degli Aspetti e degli
Impatti Ambientali (rif. Allegato 3.1 “Registro Aspetti Ambientali” Ed. 28.02.07) correlati alle attività svolte
presso la Raffineria, introdotta nel 2001 e revisionata nel 2004 in occasione della Registrazione EMAS
iniziale.
La presente sezione della Dichiarazione Ambientale riporta il terzo aggiornamento annuale dei dati (riferiti
al 2007 e alcuni di essi al 30.04.2008), delle informazioni relative alle attività svolte in Raffineria e degli
indicatori di prestazione ambientale, secondo quanto previsto dal Regolamento EMAS.
Per l’individuazione e la valutazione degli Aspetti Ambientali sono state prese in considerazione tutte le
attività svolte nel sito, con particolare riferimento a:
ricezione (approvvigionamento e movimentazione interna), stoccaggio e distribuzione delle
materie prime in ingresso e dei prodotti in uscita;
esercizio degli Impianti di lavorazione e dei principali Impianti ausiliari di Raffineria;
altre attività di Raffineria correlate alla Funzione Tecnologico (Laboratorio) ed ai Servizi Tecnici
(Manutenzione, Ispezione/Collaudi e gestione Ditte Terze).
Per ciascuna delle attività definite come “di interesse ambientale”, sono stati individuati ed analizzati gli
Aspetti ambientali correlati, ovvero l’elemento specifico di ciascuna attività che risulta interagire con
l’ambiente, ai sensi di quanto definito nel Regolamento CE 761/2001 (vedi art. 2/f e Allegato VI).
Tale analisi si è svolta con le modalità descritte nell’apposita Procedura Ambientale (Allegato 2.1 p.to 1 Valutazione Aspetti/Effetti ambientali) ed ha interessato:
Aspetti ambientali “diretti”, ovvero legati ad attività della Raffineria sotto il proprio diretto controllo
gestionale;
Aspetti ambientali “indiretti”, sui quali, a seguito delle proprie attività, prodotti e servizi, la Raffineria
può non avere un controllo gestionale totale.
Una volta individuati gli Aspetti ambientali “diretti” ed “indiretti”, si è proceduto, ai sensi del Regolamento
EMAS, all’individuazione della loro “significatività”, mediante l’applicazione della metodologia riportata
nell’Allegato 3.2.
L’applicazione della suddetta metodologia permette l’individuazione degli Aspetti significativi, ovvero da
monitorare all’interno del SGA della Raffineria.
Nei paragrafi seguenti sono analizzati i principali Aspetti ambientali “significativi” della Raffineria,
evidenziando:
i riferimenti normativi vigenti ed i correlati adempimenti a carico del sito;
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le attività aziendali che danno origine a ciascun Aspetto;
gli indicatori di prestazione ambientale per un corretto monitoraggio dell’Aspetto e le eventuali
azioni di miglioramento proposte, secondo anche quanto definito nel Piano di Miglioramento
Ambientale (v. Sezione 4 e 4 Bis).
Tali paragrafi sono integrati e completati dalle informazioni contenute nei seguenti allegati:
- Allegato 3.1, in cui è riportato il quadro riassuntivo degli Aspetti ambientali della Raffineria individuati,
correlati a ciascuna Attività di interesse ambientale.
- Allegato 3.2, in cui è riportata la metodologia di valutazione degli Aspetti/effetti ambientali.
- Allegato 3.3 in cui è riportata la significatività degli Aspetti/effetti ambientali della Raffineria.
- Allegato 3.4, in cui sono riportati gli Aspetti/effetti ambientali significativi della Raffineria
- Allegato 3.7, in cui sono riportati tutti i dati relativi agli Aspetti ambientali significativi, in relazione al
periodo 2003 ÷ 2007.
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3.2 – Gestione materie prime e prodotti finiti
3.2.1 - Riferimenti legislativi ed adempimenti
Molti prodotti petroliferi destinati ad uso commerciale sono classificati come “pericolosi” (classe 3) per il
trasporto via terra su strada, secondo la normativa A.D.R.. In particolare, in relazione alle attività di
movimentazione della Raffineria, risultano compresi GPL, benzine, cherosene, gasoli e l’olio combustibile
(se spedito a temperatura superiore al punto di infiammabilità).
Pertanto, in fase di stoccaggio e movimentazione interna/esterna, anche se il trasporto è effettuato da
Ditte esterne e la Raffineria fornisce solo il prodotto da movimentare, sono osservati specifici
adempimenti legislativi:
tutte le sostanze manipolate all’interno del sito e/o destinate ad essere movimentate all’esterno
sono etichettate, imballate ed accompagnate da apposite “Schede di Sicurezza” strutturate “a 16
punti”, in conformità alla legislazione vigente (D.Lgs. 52/97 e s.m.i., D.M. 04/04/97, D.M. 07/09/02
e s.m.i.);
i contenitori impiegati in tali operazioni sono contrassegnati con appositi simboli ed opportune
etichette, in conformità alle specifiche internazionali;
i mezzi utilizzati per il trasporto sono di tipo omologato e contrassegnati con etichette e tabelle di
classificazione/identificazione delle sostanze presenti;
i conducenti sono qualificati con specifico patentino.
3.2.2 – Aspetti ambientali ed attività correlate
In relazione alla gestione delle materie prime e dei prodotti finiti, sono state identificate le seguenti attività,
che determinano aspetti ambientali significativi:
Carico/scarico via mare e via terra (ATB) di materie prime, semilavorati e prodotti finiti;
introduzione via terra di additivi/chemicals; a tali aspetti sono correlate potenziali criticità
ambientali, derivanti ad esempio da spandimenti di prodotto nel comparto interessato, da
emissioni fuggitive e/o rilasci, ecc. Inoltre la movimentazione dei prodotti petroliferi via ATB
comporta l’aggravio del traffico veicolare locale e conseguente inquinamento ambientale (acustico
e delle qualità dell'aria), mentre la movimentazione via nave comporta l’aggravio del traffico
marino e la modifica della qualità dell’aria locale per emissioni diffuse;
movimentazione via tubazione ed oleodotti, per il trasporto di prodotti petroliferi di varia natura,
con conseguente rischio di perdite di prodotto;
presenza ed eventuale perdita/rilascio, in condizioni di emergenza, di sostanze pericolose o
infiammabili allo stato liquido, presenti negli impianti/strutture o stoccate in serbatoi dedicati. In
particolare si citano la presenza, in numerosi impianti e strutture della Raffineria, di H2S, gestito da
una procedura dedicata del SGA, e di serbatoi interrati a doppia camicia;
l’utilizzo in impianti (forni di combustione) di fuel gas e fuel oil, di produzione interna;
il recupero energetico e di “materie prime” nel corso del processo di raffinazione;
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la produzione di prodotti considerati “ecologici”, in quanto caratterizzati da un contenuto di
sostanze inquinanti al di sotto degli standard qualitativi nazionali e delle norme di legge; fra
questi, ad esempio il gasolio a bassissimo tenore di zolfo “Bludiesel”, prodotto dalla Raffineria di
Taranto dal 2002 e la benzina a bassissimo tenore di zolfo “Blusuper” prodotta dal 2004.
Per quanto concerne le attività correlate a tali Aspetti, si rimanda alla descrizione dei processi e delle
dotazioni impiantistiche descritte nel § 2.5, relative agli Impianti presenti in Raffineria ed ai sistemi di
approvvigionamento di materie prime, distribuzione di prodotti finiti e stoccaggio interno.
Relativamente alle attività inerenti la gestione delle materie prime e dei prodotti, in termini generali:
Lavorazione (vedi Allegato 3.7 -Tabelle 1, 2 e 3):
La Raffineria ha processato nel 2007 circa 6 milioni di t/a di greggio e di semilavorati destinati a
lavorazione; a questi si aggiungono circa 0,35 milioni di t/a di semilavorati destinati a
miscelazione;
La produzione complessiva (dati 2007) si attesta a circa 6 milioni di t/a, composta principalmente
da gasolio (ca. 35,7% del totale), benzina (ca. 16,2%), olio combustibile e bitumi (ca. 32%);
La produzione è completata dai combustibili (fuel gas e fuel oil) consumati negli impianti di
produzione (ca. 5,8% del totale, incluse le perdite), dai combustibili ceduti alla Centrale
termoelettrica EniPower per la produzione di energia elettrica e vapore (ca. 1,6% del totale), e da
altri prodotti (GPL, Nafte, Gasoli pesanti da RHU, Zolfo etc).
Movimentazione (vedi Allegato 3.7 -Tabella 4):
La movimentazione relativa alle materie prime in ingresso, considerando anche gli stoccaggi, per
l’anno 2007 è di circa 8,1 milioni di t/a (di cui 6,6 milioni di t/a destinati a lavorazione/miscelazione
e 1,6 milioni di t/a destinati a stoccaggio in Raffineria per conto Terzi), mentre la movimentazione
dei prodotti in uscita è di circa 7,5 milioni di t/a (di cui 5,9 milioni di t/a rappresentati da prodotti
finiti e 1,6 milioni di t/a di materia prima di proprietà Terzi);
Riguardo le movimentazioni delle materie in ingresso, relativamente al 2007, esse avvengono
prevalentemente tramite l’oleodotto Monte Alpi (circa il 50%) e via mare (46% del totale). Minimo il
trasporto via terra delle materie in ingresso (inferiore al 3,4%), seppur in aumento rispetto al 2006.
Relativamente alle movimentazioni dei prodotti in uscita (dati 2007), queste avvengono
essenzialmente via terra (per il 38% circa del totale) e via mare (per il 59,3% circa del totale).
Esiste inoltre una quota di prodotto in uscita via oleodotto verso l’ILVA (2,6%).
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Recupero energetico e recupero materie prime (vedi Allegato 3.7 -Tabella 3 e 15):
Una quota della produzione di Raffineria è costituita da combustibili (fuel gas e fuel oil) consumati
direttamente negli impianti di produzione; tale quota costituisce in totale circa il 5,2% delle materie
prime lavorate dalla Raffineria (4,3% fuel gas e 0,9% fuel oil), mentre circa l’1% è costituito da
perdite di lavorazione.
I consumi diretti sono costituiti da fuel gas e da fuel oil; nel periodo 2003-2007 la percentuale di
Fuel gas utilizzata (in ton) in relazione alla quantità dei combustibili totali (Fuel gas e Fuel oil)
utilizzati (in ton) nei forni di processo, è progressivamente aumentata da un valore di ca. 73,4 % al
82,2 % del 2007 (cfr. Indice Utilizzo F.G.)
Da diversi anni la Raffineria è impegnata in attività di riduzione dei consumi e di recupero
energetico. In particolare, nel corso del 2001-2002 è stata effettuata una analisi su tutto il sito da
parte di una società specializzata (Linhoff), mirata a individuare specifiche aree di miglioramento
energetico (“Total site analysis”). I risultati dell’analisi sono tuttora di riferimento per i progetti di
riduzione energetica inseriti nel PMA (v. sez. 4).
L’ultima di tali iniziative è il “Progetto Total Spending”, i cui interventi fanno parte del Piano di
miglioramento ambientale (Vedi Box “Progetto Total Spending”).
I principali interventi di riduzione energetica attualmente in fase di realizzazione (cfr. Sezione 4)
riguardano il recupero delle condense provenienti dagli impianti zona CLAUS; il recupero
energetico LINNHOFF MARCH per gli impianti TIP e HDT; la sostituzione radiante forni F1401
A/B. Gli interventi programmati (inseriti nel Piano Investimenti di Raffineria) riguardano il
revamping impianto CDU per incremento rese ottenibile tramite l’ottimizzazione degli scambi
energetici, attuabile conl’implementazione di nuovi scambiatori; l’ ottimizzazione del recupero
condense impianti.
Infine, si osserva che il processo di recupero dello zolfo, che avviene nei tre impianti CLAUS e
nell’impianto SCOT, è stato realizzato per garantire una conversione operativa maggiore del
99,5%. Le prestazioni dell’impianto SCOT sono state verificate in fase di collaudo e vengono
monitorate periodicamente mediante controllo delle condizioni d’esercizio di impianti e bilanci di
materia. Nel 2006 la resa complessiva delle unità Claus/Scot è stata in linea con le aspettative (>
del 99,5%). Nel corso del 2007 è stata effettuata una campagna di test, a cura di una società
specializzata nel settore, per la verifica delle singole rese delle unità Claus di Raffineria.
Progetto Total Spending
In ottobre 2002 è stato avviato in ambito Eni il progetto “Total Spending” con l’obiettivo di promuovere ed
assicurare il miglioramento dell’efficienza dei processi. Più nel dettaglio, uno dei principali obiettivi è il controllo e
la riduzione dei consumi energetici. Tale obiettivo è di rilevanza strategica anche alla luce dei possibili sviluppi
legati alla ratifica del Protocollo di Kyoto ed alla definizione dell’Emission Trading di CO2. A livello Eni è stato
predisposto un Piano di risparmi energetici per il 2003 – 2007 al quale la Raffineria di Taranto partecipa con un
contributo significativo. Gli obiettivi contenuti nel piano di risparmi energetici verranno perseguiti mediante
opportune azioni gestionali e progetti di investimento.
Per il Progetto Total Spending sono stati quindi fissati obiettivi, Gruppi di lavoro specifici e Responsabili di
attuazione e verifica dei programmi. Tali Gruppi di Lavoro hanno il compito di definire e programmare,
controllandone l’attuazione, le azioni necessarie a garantire il raggiungimento degli obiettivi di riduzione dei
consumi energetici nel periodo considerato. Le riduzioni attese sono conseguenti sia ad azioni strutturali di
investimento, sia ad azioni gestionali. I principali interventi del progetto fanno parte del PMA (v. sez. 4).
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Relativamente all’attività di produzione di prodotti “ecologici” (Vedi box ” Carburanti a basso impatto
ambientale : BluDiesel e BluSuper”.), si sottolineano i seguenti aspetti:
Produzione di gasolio BluDiesel: la produzione di BluDiesel totalizzata nel 2007 è pari al 19,9%
dell’intera produzione di gasolio (rif. Tabella 17);
Produzione di benzina BluSuper: la produzione di BluSuper totalizzata nel 2007 è pari a 1,2%
dell’intera produzione di benzina (rif. Tabella 17);
Produzione prodotti ecologici: la produzione complessiva dei prodotti ecologici (BluDiesel e
BluSuper) totalizzata nel 2007 è del 7,32 % rispetto all’’intera produzione di prodotti finiti (cfr.
Indice Prodotti Ecologici) ed in aumento rispetto all’anno precedente (rif. Tabella 17).
Inoltre, la Raffineria produce, tramite i propri impianti di desolforazione, gasoli standard per autotrazione
con contenuto di zolfo inferiore a 50 mg/kg (limite previsto dal 2005). I gasoli esitati sono formulati in
ottemperanza alle specifiche di mercato e con tenori di biodiesel previsti dalla normativa vigente.
Carburanti a basso impatto ambientale : Bludiesel e Blusuper
Nel novembre 2002 la Divisione R&M ha posto in
commercio sulla rete Italia il nuovo gasolio “BluDiesel”.
Si tratta di un gasolio autotrazione a ridotto impatto
ambientale, che migliora le prestazioni dei motori.
Caratteristica principale di BluDiesel è un contenuto di
zolfo inferiore a 10 ppm, che anticipa di 7 anni la
normativa europea. In termini di minore impatto
ambientale, BluDiesel presenta diversi vantaggi:
assenza di anidride solforosa nelle emissioni del veicolo;
riduzione significativa delle emissioni di particolato;
migliore funzionamento del sistema di post-trattamento dei fumi di combustione, grazie all’assenza
di zolfo nel combustibile, con conseguente riduzione del particolato e delle emissioni di ossido di
carbonio.
Il BluDiesel contiene anche uno speciale additivo polifunzionale che garantisce una minore corrosione
delle parti metalliche del motore e impedisce la formazione di depositi sugli iniettori. Infine, grazie al
maggior numero di cetano rispetto al gasolio normale, BluDiesel migliora le prestazioni del motore per
ciò che riguarda l’avviamento a basse temperature, la riduzione del rumore e delle emissioni di ossido di
carbonio Nel luglio 2004 la Divisione R&M ha posto in commercio sulla rete Italia la nuova benzina
“BluSuper”. La “BluSuper” è una benzina senza zolfo che anticipa di cinque anni le regole dell'Unione
Europea: solo dal 2009 anche le altre benzine dovranno essere prive di zolfo. La BluSuper annulla,
praticamente, le emissioni dei composti dello zolfo come anidride solforosa e solfati, che contribuiscono
alla formazione delle nano-particelle nell'aria. Migliora l'efficienza ecologica dei catalizzatori.
ll numero di ottano della BluSuper è 98: più elevato di tre
punti rispetto alle comuni benzine del mercato. Inoltre, la
BluSuper contiene un additivo che impedisce la formazione
di depositi nel sistema di alimentazione del motore. L'utilizzo
costante della BluSuper garantisce la pulizia del sistema di
alimentazione del motore: un motore pulito è più efficiente
ma anche più ecologico, perché tende a mantenere nel
tempo le emissioni iniziali.
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In Allegato 3.7 sono riportati i dati del quinquennio 2003-2007 relativi a:
Lavorazione delle materie prime (Tab.1);
Prodotti finiti (Tab.2);
Consumi e perdite (Tab.3);
Bilanci di materie prime in ingresso e prodotti finiti esitati, suddivisi per mezzo di movimentazione
(nave, ATB, oleodotto) (Tab.4).
3.2.3 - Indicatori
Al fine di monitorare gli Aspetti ambientali significativi della Raffineria correlati alla gestione delle materie
prime e dei prodotti finiti, sono stati identificati i seguenti indicatori di prestazione:
Indice movimentazione LEI (Low environmental impact): indica la percentuale di materie prime e
prodotti esitati via oleodotto, in ingresso e in uscita dalla Raffineria, rispetto al totale movimentato
(comprendente anche via nave e via ATB). Gli oleodotti considerati per il calcolo del LEI sono :
“Monte Alpi” e “Sea Line” per la movimentazione delle materie prime in ingresso Raffineria;
Oleodotti ILVA, AgipGas, Bunkeraggi vari, per i prodotti finiti esitati.
In Allegato 3.7 -Tabella 14, sono riportati i dati dai quali si ricavano i valori dell’indicatore di prestazione
ambientale suddetto nel quinquennio 2003 – 2007.
Indice movimentazione LEI
35,00
30,52
30,00
25,88
25,08
2003
2004
29,51
27,58
25,00
20,00
15,00
10,00
5,00
0,00
2005
2006
2007
Fig. 16 - Indice movimentazione LEI
(Fonte: PERF; Elaborazione: SPP/AMB; Modalità: misura)
Il trasferimento via oleodotto, rispetto alle altre modalità di movimentazione, è stato considerato a basso
impatto ambientale, in quanto riduce l’entità del traffico marittimo e veicolare, migliorando la qualità
dell’aria, e riduce il rischio di potenziali sversamenti sia in mare che a terra. (Vedi Box “Movimentazione
via oleodotto : trasporto a basso impatto ambientale”).
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Movimentazione via oleodotto: trasporto a basso impatto ambientale
La movimentazione dei prodotti petroliferi via terra è correlata ad aggravio del traffico locale con
conseguente inquinamento acustico e peggioramento della qualità dell'aria per scarichi veicolari; la
movimentazione via nave comporta l’aggravio del traffico marino e la modifica della qualità dell’aria
locale per emissioni diffuse. Entrambe comportano il rischio di potenziali sversamenti sia in mare
che a terra.
La differenza di impatto ambientale, in termini di emissioni in atmosfera e di rumore, fra un
trasporto via oleodotto e via terra / via mare appare evidente.
Come fonti, possono essere citate:
- documento "Progetto Operativo Ambiente", effettuato nell'ambito del "PON Trasporti
2000÷2006" dalla Direzione Sviluppo Sostenibile del Ministero dell'Ambiente, dove sono
esaminati i principali fenomeni che caratterizzano il sistema trasporti in Italia a maggiore
impatto per la sostenibilità ambientale su scala locale e globale. In sintesi, è il movimento
dei veicoli stradali, ferroviari ed aero -navali, a determinare il maggior contributo di
inquinamento atmosferico e acustico;
- documento "Trasport innovations : an inventory on future developments in transport" del
1998 - Facoltà di Tecnologie, Politiche e Management - Università di Deft, Olanda. Nel
progetto, realizzato nell'ambito del "Dutch National Research Programme on Global Air
Pollution and Climate exchange", sono confrontati gli impatti ambientali relativi alle diverse
modalità di trasporto. Il documento conclude asserendo: “E’ fuori di dubbio che il trasporto
via oleodotto è la modalità di trasporto meno ambientalmente gravosa. Per prima cosa, non
c’è impatto visivo in quanto il trasporto avviene sottoterra. Relativamente ai consumi
energetici e alle associate emissioni di gas inquinanti, la performance del trasporto via
oleodotto è molto superiore rispetto alle alternative (Tabella 8.2). Considerando la capacità
di trasporto delle differenti modalità, si conferma quanto detto (Tabella 8.3)".
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L’obiettivo prefissato dalla Raffineria per il 2007 era il mantenimento dei valori ottenuti nel 2006
(variazione compresa entro ± 1%) pertanto è stato raggiunto.
La Raffineria si impegna per il 2008 a ridurre, rispetto al 2007, dell’1% il valore dell’indicatore in esame.
Indice utilizzo Fuel Gas: rapporto percentuale tra la quantità di Fuel gas utilizzata (in ton) in relazione
alla quantità dei Combustibili totali (Fuel gas e Fuel oil) utilizzati (in ton) nei forni di processo.
In Allegato 3.7 -Tabella 15, sono riportati i dati dai quali si ricavano i valori dell’indicatore di prestazione
ambientale suddetto nel quinquennio 2003 – 2007.
Indice Fuel Gas/ Combustibili utilizzati
84,0%
82,2%
82,0%
80,9%
80,0%
78,2%
78,0%
76,0%
74,0%
73,8%
73,4%
72,0%
70,0%
68,0%
2003
2004
2005
2006
2007
Fig. 17 - Indice utilizzo Fuel Gas
(Fonte: PERF; Elaborazione: SPP/AMB; Modalità: misura)
I combustibili utilizzati direttamente nei forni di processo degli impianti sono costituiti, come detto, da fuel
gas, che viene ottenuto come sottoprodotto dai processi di raffinazione, e da fuel oil, che viene invece
specificamente formulato per tale utilizzo, sottraendolo alla quantità di oli combustibili commercializzati
come prodotti finiti.
L'aspetto ambientale di riferimento per tale indicatore è quindi associabile al consumo di risorsa non
rinnovabile (fuel oil) rispetto ad una risorsa (fuel gas) assimilabile a rinnovabile, in quanto “recuperato” dai
processi di Raffinazione.
Inoltre, la massimizzazione dell'utilizzo del fuel gas rispetto al fuel oil è una "BAT - Best Available
Techniques” espressamente indicata nel documento di riferimento della Commissione Europea
"Reference document on for mineral oil and gas Refineries, Feb. 2003", nell’ambito della Direttiva
96/61/CE "Direttiva IPPC". In tale documento si fa riferimento esplicitamente all'aspetto di riduzione di
inquinanti nelle emissioni atmosferiche (in particolare composti dello zolfo, ma anche CO2 e NOx) legato
all’utilizzo di fuel gas.
Il valore dell’indice in crescita evidenzia un incremento della quantità di fuel gas utilizzato nei consumi
diretti rispetto al combustibile totale utilizzato. Attualmente la quantità di fuel gas utilizzata è decisamente
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rilevante; la minima quantità di fuel oil utilizzata è quella necessaria per esigenze di affidabilità sui
bruciatori a combustione mista olio / gas.
L’obiettivo prefissato dalla Raffineria per il 2007 è stato quello di attestare l’indice al valore del 2006 (±
1%), considerando lo stesso un rilevante risultato. Tale obiettivo è stato addirittura superato.
Il target EMAS per l’anno 2008 è di migliorare l’indice rispetto al valore del 2007 (+ 1%).
Energy Intensity Index (EII): rapporto tra “performance energetica” della Raffineria correlata ad una
prestazione energetica di riferimento.
In Allegato 3.7 - Tabella 16 sono riportati i valori dell’indicatore di prestazione ambientale suddetto nel
periodo 1998 – 2007.
Energy Intensity Index
95,00
90,00
85,00
80,00
75,73
75,00
70,00
68,97
68,92
68,21
69,31
68,25
68,00
66,84
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
69,33
65,00
60,00
55,00
50,00
1998
2007
Fig. 18 - Indice Energy Intensity Index (EII)
(Fonte: PERF; Elaborazione: PERF)
La metodologia di calcolo si basa su un riferimento di benchmarking a livello internazionale (a cura della
Società Solomon, detentrice della metodologia) (Vedi Box “Benchmarking & Indici SOLOMON”).
Tale indice è correlato alle prestazioni della Raffineria in termini di:
grado di conversione del greggio in prodotti finiti pregiati,
efficienza di combustione nei forni degli impianti di raffinazione,
utilizzo dei combustibili.
L’andamento dell’EII evidenzia un continuo miglioramento delle performance della Raffineria dal punto di
vista energetico, con conseguente miglioramento del consumo delle risorse e delle emissioni
nell’ambiente. Si sottolinea come negli ultimi anni la Raffineria abbia ottenuto un posizionamento nel 1°
quartile Solomon (EII inferiore a 70).
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L’obiettivo su Energy Intensity Index prefissato dalla Raffineria per il 2007 è stato quello di attestare
l’indice al valore del 2006. Sul valore consuntivato nel 2007 ha inciso particolarmente la serie di fermate
impianti, programmate e dovute a eventi esterni. A tal fine, per la valutazione della performance
energetica, nell’ambito del Progetto Leader, Energy Saving, è stato valutato l’ Energy Intensity Index
normalizzato, valutato nei giorni di marcia regolare, scorporando i giorni di fermata.
Il valore di EII normalizzato per l’anno 2007 è risultato inferiore a quello del 2006 ovvero 65,10 rispetto a
65,65 (vedi Tab. 16).
Si precisa che nel 2004 la società Solomon ha introdotto una nuova metodologia di calcolo dell’EII.
Pertanto il dato introdotto nel 2004 è stato calcolato secondo tale metodologia. La società Solomon ha,
inoltre, ricalcolato i dati relativi agli anni 2000 e 2002 secondo la nuova metodologia.1
L’obiettivo prefissato dalla Raffineria per il 2008 è quello di migliorare i valori ottenuti nel 2007 (- 1%).
BENCHMARKING & INDICI SOLOMON
Nel mondo industriale con il termine “benchmarking”, si intende l’utilizzo di Tecniche di Comparazione
mediante un programma di misurazione di dati economici di una azienda in un periodo di tempo
specifico, e successivo confronto con altri.
L’analisi SOLOMON (elaborata dalla società americana Solomon
Associates) , è una tecnica di
“benchmarking” dell’industria petrolifera internazionale, che consente di mettere a confronto le
Raffinerie Eni, con le Raffinerie dell’Europa, Nord Africa e Medio Oriente (“ popolazione” di circa 100
industrie petrolifere).
In tutte le principali aree di performance (utilizzo degli impianti, consumi energetici, rese, costi operativi,
etc.), SOLOMON stabilisce il posizionamento della singola Raffineria sulla base di una classifica
riservata, evidenziando le eventuali aree di debolezza o di forza rispetto ai competitors.
Sulla base dei valori consuntivi degli indicatori, vengono definiti i “quartili” di appartenenza delle singole
raffinerie; quelle più “performanti” sono posizionate nel primo quartile. Le raffinerie più efficienti in
assoluto sempre secondo gli indicatori SOLOMON, costituiscono i cosiddetti “pacesetter”.
INDICE SOLOMON SUI CONSUMI ENERGETICI: EII - Energy Intensity Index
La metodologia prevede che il consumo energetico della Raffineria per ogni singolo impianto, sia
rapportato ad un riferimento ideale calcolato secondo uno standard definito da SOLOMON per ogni
impianto, ed applicato al livello di lavorazione effettivo.
Il rapporto fra i consumi effettivi di raffineria e la somma di quelli standard determina l’EII.
1
La società Solomon effettua il calcolo dell’EEI ogni 2 anni, nelle annualità pari. I dati inseriti nel grafico, relativi agli anni
dispari, sono stati calcolati dalla funzione Perf di Raffineria per poter disporre di una serie storica annuale dell’EII. Per gli anni
dispari, fino al 2003, i dati sono stati calcolati secondo la metodologia Solomon del 2002. Il dato al 2005 è stato calcolato
secondo la metodologia Solomon introdotta nel 2004.
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Indice prodotti ecologici: quantità di prodotti "ecologici" ottenuti dalle attività di raffinazione, in relazione
alla quantità totale. Per prodotto “ecologico” si intende il gasolio a bassissimo tenore di zolfo “Blu Diesel”
(inferiore a 10 ppm) e la benzina a bassissimo tenore di zolfo Blusuper (inferiore a 10 ppm).
In Allegato 3.7 - Tabella 17, sono riportati i dati quantitativi dai quali si ricavano i valori dell’indicatore di
prestazione ambientale suddetto nel quinquennio 2003 – 2007.
Indice Prodotti ecologici (%)
9,00
7,76
8,00
7,33
7,32
6,87
7,00
6,00
4,93
5,00
4,00
3,00
2,00
1,00
0,00
2003
2004
2005
2006
2007
Fig. 19 - Indice prodotti ecologici
(Fonte: PERF; Elaborazione: SPP/AMB; Modalità: misura diretta)
Si osserva come nell’ultimo quinquennio ci sia un aumento notevole della produzione di prodotti ecologici.
La Raffineria di Taranto, in particolare, risulta uno dei maggiori produttori di gasolio “Bludiesel” di Eni Divisione R&M, coprendo buona parte dl mercato del Sud Italia e dell’Adriatico.
Si evidenzia che il trend dell’indice è influenzato dalla richiesta del mercato, stabilizzatosi ad oggi al 20%
come BlueDiesel e 1% di BluSuper.
L’obiettivo della Raffineria prefissato per il 2007 era quello di attestare l’Indicatore Prodotti ecologici al
valore del 2006 (± 1%). Tale obiettivo è stato ampiamente raggiunto In quanto confrontabile agli anni
precedenti.
Il Target EMAS stabilito per il 2008 è quello migliorare dell’1% l’indice rispetto a quanto ottenuto nel 2007.
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3.3 – Prelievo ed utilizzo di risorsa idrica
3.3.1 - Riferimenti legislativi ed adempimenti
Nello stabilimento sono installati 6 pozzi per l’emungimento di acqua da falda profonda (profondità
maggiore di 100 m) per uso industriale. Per il prelievo di acqua da pozzo la Raffineria è in possesso delle
autorizzazioni rilasciate dalla Regione Puglia:
Pozzo Zicari
n. 742 del 30/01/81
Pozzo S.Chiara
n. 742/861 del 30/01/81
Pozzo La Giustizia
n. 8970 del 19/09/72
Pozzo Testa
n. 8970 del 19/09/72
Pozzo “Ex deint”
n. 11285 del 27/09/94
Pozzo Praoil
n. 2160 del 9/03/92
I 6 pozzi sono stati regolarmente denunciati, ai sensi dell’art. 10 del D.Lgs. 275/93, alla Regione Puglia,
Provincia ed Ufficio Agricoltura di Taranto, nel luglio 2000.
Attualmente i pozzi Ex deint e Praoil non sono utilizzati per l’emungimento di acqua e oggetto di chiusura
a seguito provvedimenti rilasciati dalla Regione Puglia, rif. Prot. N. 2746 e 2747 del 31/03/06.
Inoltre la Raffineria di Taranto, ai sensi della L.R. 18/99, ha ottenuto in data 23.10.06 le concessioni della
Regione Puglia per utilizzazione acque sotterranee uso industriale:
n. 185/2006 Pozzo S. Chiara
n. 186/2006 Pozzo La Giustizia;
n. 187/2006 Pozzo Testa;
n. 188/2006 Pozzo Zicari
3.3.2 – Aspetti ambientali ed attività correlate
L’approvvigionamento e l’utilizzo di risorsa idrica in Raffineria avviene secondo le seguenti modalità:
acqua potabile :
prelievo dall’Acquedotto per usi igienico-sanitari;
acqua mare :
prelievo dal Mar Grande mediante pompe sommerse per utilizzo come
acqua antincendio alle reti antincendio di Raffineria e come acqua di
raffreddamento e di processo per gli Impianti; il servizio di gestione delle
prese di captazione e distribuzione acqua mare alla Raffineria è effettuato
da EniPower; EniPower utilizza inoltre parte di tale acqua mare per il
raffreddamento dei propri impianti e condensatori.
Una frazione di acqua mare viene utilizzata per la produzione di acqua
demineralizzata, impiegata negli impianti di processo, tramite due impianti
di dissalazione, integrati da un impianto di filtrazione a “letti misti”, gestiti da
EniPower; EniPower utilizza inoltre parte della produzione di acqua
demineralizzata per la produzione di vapore da distribuire alla Raffineria.
acqua pozzi :
prelievo da 4 pozzi profondi per utilizzo come acqua di processo e per
produzione di acqua demineralizzata tramite 3 impianti di osmosi inversa
gestiti da EniPower e 1 impianto gestito da Raffineria.
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In funzione delle richieste, ulteriore acqua demineralizzata viene approvvigionata dalla società ILVA allo
Stabilimento EniPower, che provvede successivamente a ridistribuirla alla Raffineria insieme alla propria
produzione.
Le acque reflue della Raffineria e di EniPower vengono convogliate, insieme alle acque meteoriche e alle
acque di drenaggio dei serbatoi, al sistema idrico di trattamento e scarico a mare della Raffineria.
Uno schema riassuntivo del bilancio idrico, con indicazione degli interscambi con EniPower, è riportato in
Allegato 3.7 (Tab. 5 - Schema).
Le modalità di gestione della risorsa idrica sono definite dalla procedura sulla Gestione e monitoraggio
prelievi e scarichi idrici (v. Allegato 2.1 pto. 9).
A tali attività sono correlati gli aspetti ambientali di utilizzo di acqua potabile, di prelievo di acqua da pozzo
e di prelievo acqua mare.
Relativamente al miglioramento degli aspetti ambientali legati al prelievo e al consumo di acqua pozzo, la
Raffineria ha realizzato l’impianto “Water Reuse” (vedi § 2.5.4.2), completato nel mese di giugno ’06.
Tale impianto garantisce il recupero di parte dell’acqua destinata allo scarico a mare, con un conseguente
sostanziale risparmio di acqua prelevata dai pozzi profondi. I dettagli del progetto sono descritti all’interno
del presente documento nella Sezione 2.
In Allegato 3.7 Tabella 5 sono riportati :
Schema del bilancio idrico, con indicazione delle interscambi con EniPower;
Consuntivo del periodo 2003 ÷ 2007 dei bilanci idrici (ingresso – uscita) della Raffineria, insieme agli
interscambi con EniPower.
3.3.3 – Indicatori
Al fine di monitorare gli Aspetti ambientali correlati all’utilizzo di risorsa idrica in Raffineria, è stato
identificato il seguente indicatore di prestazione:
Indice di consumo acqua pozzo totale (%): quantità totale di acqua prelevata da pozzo (espressa in
mc) su quantità di materia prima lavorata (espressa in ton), nell’anno, in percentuale.
Indice di consumo acqua pozzo totale specifico (%): quantità di acqua utilizzata dalla Raffineria,
prelevata da pozzo (espressa in mc), su quantità di materia prima lavorata (espressa in ton), nell’anno, in
percentuale.
L’andamento dell’indice totale è principalmente influenzato dai fabbisogni della Centrale termoelettrica
EniPower (pari circa al 95% dell’intero consumo di acqua pozzo), mentre per quanto riguarda il consumo
specifico di Raffineria si evidenzia, nell’ultimo triennio, una diminuzione della quantità di acqua pozzo
utilizzata, in linea con le politiche di riduzione degli approvvigionamenti idrici adottati (cfr. realizzazione
impianto Water Reuse).
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L’obiettivo che la Raffineria si era prefissata per il 2007 è quello di ridurre l’indice totale del 1% rispetto al
dato del 2006, mentre il target EMAS relativo all’indice specifico era di attestare l’indice al valore ottenuto
nel 2006. Entrambi gli obiettivi sono stati ampiamente traguardati, evidenziando una diminuzione di oltre il
3% dell’indice di consumo totale rispetto al 2006 e una rilevante riduzione del consumo specifico,
attribuibile al maggiore riutilizzo di acqua dissalata prodotta dall’impianto Water Reuse. Ciò dimostra che
la realizzazione dell’impianto Water Reuse ha consentito di perseguire gli obiettivi di miglioramento
ambientale che erano stati definiti in fase progettuale (rif. Sezione 2 – Box “Impianto Water Reuse”, §
2.5.4.2).
L’obiettivo EMAS per il 2008 della Raffineria è quello di migliorare i valori degli indici di consumo totale e
specifico rispetto al 2007 (-1%).
Indice Consumo acqua pozzo (%)
25
22,87
20
18,21
14,91
15
11,43
10,34
10
7,04
5
1,25
0,81
0,51
0,08
0
2003
2004
Consumo totale
2005
2006
2007
Consumo specifico (Raffineria)
Fig. 20 - Indice di consumo acqua pozzo totale - Indice di consumo acqua pozzo specifico
(Fonte: SPP; Elaborazione: SPP/AMB; Modalità: misura diretta)
In Allegato 3.7 - Tabella 18 sono riportati i dati dai quali si ricavano i valori dell’indicatore di prestazione
ambientale suddetto nel quinquennio 2003 – 2007.
Indice di prelievo acqua mare totale (%): quantità totale di acqua mare prelevata in ingresso Raffineria
(espressa in kmc) rapportata alla quantità di materia prima lavorata (espressa in ton), nell’anno, in
percentuale.
Indice di prelievo acqua mare specifico (%): quantità di acqua mare utilizzata dalla Raffineria,
prelevata in ingresso Raffineria (espressa in kmc), rapportata alla quantità di materia prima lavorata
(espressa in ton), nell’anno, in percentuale.
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Sebbene il prelievo di acqua mare nel 2007 sia inferiore rispetto al dato consuntivato nel 2006 ( ca. 1.000
Kmc), la riduzione del quantitativo di materia prima lavorata, ha conseguentemente comportato
l’incremento dei suddetti indicatori. Si evidenzia inoltre che a partire dall’anno 2005, il nuovo assetto
impianti (rif. impianti EST e Colonna DeisoPentanatrice) ha comportato un incremento dell’indice rispetto
agli anni 2003-2004.
Il target EMAS per il 2007 era quello di attestare l’indice al valore 2006 (± 1%). Tale obiettivo è stato
ampiamente raggiunto per entrambi gli indicatori ambientali.
Il target EMAS per il 2008 è quello di migliorare i valori degli indici rispetto a quelli del 2007 (- 1%).
Indice Prelievo acqua mare
20
18,54
18
16
14,14
14
12
13,71
14,36
14,53
12,39
9,96
10
8,33
8
7,90
8,51
9,41
9,35
6
4
2
0
2002
2003
Consumo totale
2004
2005
2006
2007
Consumo specifico (Raffineria)
Fig. 21 - Indice Prelievo acqua mare totale
(Fonte: PERF; Elaborazione: PERF; Modalità: misura diretta)
In Allegato 3.7 - Tabella 24 sono riportati i dati dai quali si ricavano i valori dell’indicatore di prestazione
ambientale suddetto nel quinquennio 2003 – 2007.
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3.4 – Scarichi idrici
3.4.1 - Riferimenti legislativi ed adempimenti
Il principale riferimento legislativo della Raffineria in materia di scarichi idrici è costituito dal D. Lgs.
152/06, che abroga e sostituisce il D.Lgs. 258/00 ed il D.M. 367/03, in quanto alla Parte III e suoi Allegati
detta disposizioni sulla tutela delle acque dall’inquinamento e definisce specifici limiti di scarico degli
inquinanti ed i regimi autorizzativi e di controllo degli stessi.
La Raffineria è autorizzata allo scarico di acque reflue depurate in mare con Determinazione n. 176 della
Provincia di Taranto del 18/10/04 in data 31 gennaio 2008 è stata trasmessa alla Provincia di Taranto
domanda per il rinnovo dell’autorizzazione agli scarichi idrici di Raffineria (rif. Prot. RAFTA/DIR/GDS/49).
3.4.2 – Aspetti ambientali ed attività correlate
In relazione alla gestione degli scarichi idrici, la valutazione degli aspetti ambientali ha permesso
l'identificazione del seguente aspetto ambientale significativo:
scarichi idrici in mare da TAE (in condizioni normali) con conseguente impatto relativo all’alterazione
(termica e qualitativa) del bacino di ricezione.
Grazie agli impianti di trattamento acque presenti in Raffineria, è stata garantita una qualità degli scarichi
in mare ampiamente al di sotto dei limiti prescritti dalla legislazione vigente; in Allegato 3.7 -Tabella 6 è
riportato il consuntivo 2003 ÷ 2007 della concentrazione degli inquinanti principali presenti nello scarico
idrico A, ed il consuntivo 2001 ÷ 2004 degli scarichi B e C di Raffineria (lo scarico B in data 26.09.2006, in
seguito ad un evento meteorico intenso abbattutosi sull’area di Raffineria, è stato interessato da un flusso
di acque non di “prima pioggia” - rif. Tabella 5, Allegato 3.7).
Nei grafici seguenti sono riportati in termini di concentrazione, i parametri, più indicativi dello Scarico A di
Raffineria, che si configura come l’unico scarico significativo per entità di portata e apporto inquinante:
Scarico A - BOD5 (m g/l)
Lim ite norm ativo vigente: 40 m g/l
25,0
Scarico A - COD (m g/l)
Lim ite norm ativo vigente: 160 m g/l
20,72
20,0
72,35
80,0
60,0
15,0
5,0
35,72
40,0
10,0
3,19
2,95
3,37
4,31
2003
2004
2005
2006
20,0
41,79
nd
nd
0,0
0,0
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2004
2005
2006
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Scarico A - Azoto Am m oniacale (m g/l)
Lim ite norm ativo vigente: 15 m g/l
0,6
0,5
Scarico A - Fenoli (m g/l)
Lim ite norm ativo vigente: 0,5 m g/l
0,492
0,393
0,339
0,4
0,3
0,177
0,2
0,102
0,1
0,0
2003
2004
2005
2006
0,001
0,001
0,001
0,001
0,000
0,000
0,000
2007
nd
0,001
0,001
0,001
0,001
2003
2004
2005
2006
2007
Scarico A - Oli Minerali (m g/l)
Lim ite norm ativo vigente: 5 m g/l
0,20
Scarico A - BTEX (m g/l)
Lim ite norm ativo vigente: 0,02 m g/l
0,0
0,18
0,0
0,12
0,15
0,0050
0,0
0,10
0,07
0,08
0,06
0,05
0,0030
0,0
0,0
0,0010
0,0010
0,0010
2002
2003
2004
0,0013
0,0
0,00
0,0
2003
2004
2005
2006
2007
2005
2006
2007
Fig. 22 – Trend 2003÷2007 “Scarico A”: Concentrazioni BOD5, COD, Azoto Ammoniacale,
Fenoli, Oli Minerali, BTEX
I dati in concentrazione riportati nei grafici, sono espressi come valori medi annui.
Le prestazioni dell'impianto e la qualità delle acque scaricate a mare dopo trattamento sono monitorate
secondo un apposito Piano Analitico delle Acque di Scarico, basato su analisi periodiche degli scarichi
intermedi e finali che vengono eseguite dal Laboratorio di Raffineria e da un Laboratorio esterno
qualificato. Le verifiche di conformità degli scarichi di Raffineria secondo la normativa vigente, vengono
effettuate mensilmente dall’ente di controllo ARPA Dipartimento Provinciale di Taranto.
Dal monitoraggio dei punti di scarico, vengono ricavati i dati relativi alla quantità e qualità degli scarichi in
mare.
3.4.3 – Indicatori
Al fine di monitorare gli Aspetti ambientali significativi della Raffineria correlati alla gestione degli scarichi
idrici, è stato identificato il seguente indicatore di prestazione, riferito allo Scarico A:
Indice di conformità allo scarico A delle concentrazioni degli inquinanti più significativi:
Concentrazione media dei parametri BOD5, COD, Azoto ammoniacale, Fenoli, Oli minerali, BTEX, in
rapporto alla concentrazione limite di legge vigente in percentuale.
In Allegato 3.7 - Tabella 19 sono riportati i dati dai quali si ricavano i valori degli indicatori di prestazione
ambientale suddetti nel quinquennio 2003 – 2007.
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Scarico A
Indice BOD 5 (%)
Scarico A
Indice COD (%)
60
51,80
50
50
40
40
30
30
20
10
45,22
7,97
8,42
7,39
10
nd
nd
0
0
2003
2004
2005
2006
2003
2007
2004
Scarico A
Indice Azoto Am m oniacale (%)
4
3
3
2
2
1
1
0
2005
2006
2007
Scarico A
Indice Fenoli (%)
3,28
0,12
2,62
0,10
0,10
0,10
0,10
0,10
2003
2004
2005
2006
2007
0,10
2,26
0,08
0,06
1,18
0,68
0,04
0,02
nd
0,00
2003
2004
2005
2006
2002
2007
Scarico A
Indice BTEX (%)
Scarico A
Indice OLI (%)
4,0
26,12
22,33
20
10,77
3,64
3,0
2,46
2,0
1,38
1,68
1,28
1,0
0,0
2003
2004
2005
2006
2007
3
3
2
2
1
1
0
2,55
1,53
0,51
0,51
0,51
2002
2003
2004
0,66
2005
2006
2007
Fig. 23 - Indice di conformità allo scarico A delle concentrazioni degli inquinanti più significativi
(Fonte: TECON/LABO, Laboratorio Esterno, ARPA; Elaborazione: SPP/AMB; Modalità: misura diretta)
L’indicatore fa riferimento alla qualità dei reflui scaricati rispetto ai limiti di legge. I grafici relativi ai vari
indici evidenziano che i valori misurati sono ben al di sotto dei limiti imposti dalla normativa vigente.
Gli incrementi dei parametri BOD5 e COD registrati nel 2007, sono attribuibili alla fase transitoria di
avviamento dell’impianto Water Reuse (periodo giugno ’06 – marzo ’07). L’assetto quali-quantitativo
definitivo dello scarico A è stato raggiunto nel primo trimestre del 2007 e verificato attraverso specifiche
campagne sperimentali svolte nel corso del 2007, che hanno evidenziato il rispetto di quanto definito nel
Progetto Definitivo di Bonifica della Falda.
L’incremento significativo del BOD5 e del COD è imputabile all’utilizzo nel ciclo produttivo, di una
maggiore quantità di additivi ad elevato contenuto di composti organici.
Il target EMAS prefissato dalla Raffineria per il 2007 era quello di attestare gli indici Oli, Azoto
Ammoniacale, Fenoli, COD e BOD5 ai valori registrati nel primo trimestre 2007, mentre per l’indice BTEX
riconfermare il target relativo all’anno 2005, nell’ottica del raggiungimento di una migliore performances
rispetto a quanto ottenuto nel 2006.
Tutti gli obiettivi, ad eccezione dell’indice di BOD5 e COD, sono stati raggiunti.
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Per l’anno 2008, il target EMAS fissato è quello di migliorare i risultati del 2007 (- 1%), con particolare
attenzione al miglioramento dei valori dell’indicatore BOD 5 (riduzione del 50% rispetto al dato
consuntivato nel 2007).
3.5 – Emissioni atmosferiche
3.5.1 - Riferimenti legislativi ed adempimenti
Emissioni convogliate
La Raffineria è soggetta alle prescrizioni previste dal D.Lgs. 152/06 Parte V e suoi Allegati, che abroga e
sostituisce il D.P.R. 203/88 ed il D.M. 12/07/90 (“Linee guida per il contenimento delle emissioni inquinanti
degli impianti industriali e la fissazione dei valori minimi di emissione”), in cui sono definiti, in particolare, i
valori limite di emissione per determinati composti inquinanti e dalla L.R. Puglia n°7 del 22/01/1999,
recante la disciplina delle emissioni nelle aree ad elevato rischio di crisi ambientale, che prescrive una
riduzione del 20% dei limiti delle emissioni autorizzate o previste in normativa di riferimento.
In accordo a quanto previsto dalla normativa vigente, inoltre, per l’esercizio di impianti costruiti dopo il
1989, la Regione Puglia e il Ministero dell'Ambiente hanno previsto specifici limiti, descritti nello status
autorizzativo delle emissioni convogliate in atmosfera di Raffineria in allegato 2.6 bis.
In seguito all’ultima modifica d’impianto dovuta alla cessione delle attività di produzione di energia, la
Raffineria ha terminato l’iter per la voltura delle autorizzazioni per scorporare le emissioni dell’impianto
turbogas della Centrale Termoelettrica di proprietà di EniPower, dotata di un proprio camino (E3).
Pertanto l'attuale assetto delle emissioni convogliate di Raffineria prevede 5 camini e 2 torce:
E1 - Camino Impianti Primari;
E2 - Camino Impianti Cracking termico;
E4 - Camino Impianto Hot Oil;
E5 – Torcia 1;
E6 - Torcia 2;
E7 - Camino Impianto Isomerizzazione Benzine (T.I.P.);
E8 - Camino Impianti Idroconversione Residui (R.H.U.);
In data 29.10.06 è stata presentata alle Autorità Competenti la Domanda di Autorizzazione Integrata
Ambientale ai sensi del D. Lgs. 59/05. L’assetto emissivo riportato in tale documento prevede oltre ai
punti di emissione di cui sopra, anche quelli di seguito elencati, attualmente presenti in Raffineria, relativi
alle captazioni delle emissioni diffuse:
S1: Vent atmosferico dell’ impianto recupero vapori benzine da pensiline area caricamento rete;
S2: Vent atmosferico dell’impianto recupero vapori bitume da serbatoi;
S3: Vent atmosferico dell’impianto recupero vapori bitume da pensiline;
S4: Vent atmosferico dell’impianto recupero vapori olio combustibile da serbatoi;
S5: Vent atmosferico dell’impianto recupero vapori olio combustibile da pensiline;
S6: Vent atmosferico dell’impianto abbattimento vapori greggio da caricamento Pontile;
S7: Vent atmosferico da rigenerazione ciclica dei catalizzatori impianto PLAT;
S8: Vent atmosferico della sezione di desolforazione impianto TAE A (package R-6084);
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S9: Sfiati atmosferici dei motori Diesel antincendio ubicati presso il Pontile Petroli;
Da C1 a C46: Sfiati delle cappe di laboratorio.
L'ubicazione dei punti di emissione citati è riportata nella Planimetria seguente:
S6
S9
S1
S4
S5 S3
S2
E2
E7
E8
E6
E5
S7
E1
E4
C 1-46
S8
Fig. 24 - Planimetria della Raffineria con i punti di emissione (rif. Domanda di A.I.A.)
Il dettaglio dello stato autorizzativo e dei limiti di emissione convogliate in atmosfera, per tipo di inquinante
e per ciascun camino di Raffineria, sono riportate negli Allegati 2.6 bis e 3.7.
Mentre per la richiesta di Autorizzazione Ambientale Integrata (AIA), il sito ha presentato la domanda di
AIA in data 30/10/06.
In data 11 aprile 2008 è stato controfirmato dalla Raffineria Eni di Taranto con il Ministero Ambiente,
APAT e Autorità Locali, l’Accordo di Programma relativo al rilascio delle A.I.A. per le aziende del polo
industriale di Taranto
La legislazione vigente, oltre al rispetto di limiti alle emissioni convogliate, prevede anche la periodica
comunicazione delle quantità di inquinanti emessi. In particolare la Raffineria è soggetta a:
Allegato II Parte V D.Lgs. 152/06: Grandi impianti di combustione (abroga il D.M. 08/05/89);
L. 449/97 (integrata con D.P.R. 416/01): Dichiarazione annuale a Ufficio Tecnico delle Finanze per
tassa sulle emissioni SO2 ed NOx;
Allegato X e Titolo II Parte V D.Lgs. 152/06: Comunicazione annuale all'Agenzia per la protezione
dell'ambiente e per i servizi tecnici di informazioni sui quantitativi di oli combustibili pesanti e di
gasolio, incluso il gasolio marino, prodotti o importati, nonché sul relativo tenore di zolfo, a cura
Eni Divisione R&M/Sede (abroga il D.P.C.M. 395/01);
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D.M. 23/11/01: Dati, formato e modalità della comunicazione di cui all’articolo 10 comma 1 del
D.Lgs. 372/99 (Dichiarazione “INES”); la Raffineria a partire dal 2002 effettua la Dichiarazione
“INES” secondo i tempi e modalità richiesti dal D.Lgs e successivi;
Allegato X e Titolo III Parte V D.Lgs. 152/06: Disciplina delle caratteristiche merceologiche dei
combustibili aventi rilevanza ai fini dell’inquinamento atmosferico nonché delle caratteristiche
tecnologiche degli impianti di combustione (abroga il D.P.C.M. 8/03/02);
Emissioni diffuse
Si definiscono “diffuse” le emissioni in atmosfera non derivanti da punti di emissione convogliata, ai sensi
della legislazione vigente. Per quanto concerne la Raffineria, rientrano in tale ambito i serbatoi, le vasche,
gli organi di tenuta (pompe, valvole, ecc.), le pensiline di carico, etc.
Il principale riferimento legislativo vigente è costituito dall’art 276 e Allegato VII Parte V D.Lgs. 152/06
(abroga il D.M. 107/00) che stabilisce un articolato calendario di scadenze per interventi di adeguamento
dei serbatoi, delle attrezzature per il caricamento e degli impianti di recupero vapore.
In tale ambito, i principali adempimenti a carico della Raffineria sono:
sostituzione delle tenute dei serbatoi a tetto galleggiante ricadenti nel campo di applicazione dell’art
276 e Allegato VII Parte V D.Lgs. 152/06 (abroga il D.M. 107/00) con sistemi a doppia tenuta per
assicurare un contenimento complessivo dei vapori pari o superiore al 95% di quello di un serbatoio
similare a tetto fisso;
verniciatura dei serbatoi con vernici ad elevata riflessione del calore radiante (superiore o pari al
70%);
realizzazione di impianti di recupero vapori a doppio stadio nelle aree/pensiline di caricamento dei
prodotti finiti (benzine), per garantire:
emissioni di HC dall’impianto di recupero vapori < 10 g/Nmc (media oraria) secondo l’art 276 e
Allegato VII Parte V D.Lgs. 152/06 (abroga il D.M. 107/00);
emissioni di benzene < 5 mg/Nmc secondo il Titolo I Parte V D.Lgs. 152/06 (abroga il D.M.
12/07/90).
Si riportano in Tabella 8bis Allegato 3.7 i risultati delle campagne di monitoraggio, relative al periodo
2005-2007, effettuate per gli impianti recupero vapori di Raffineria.
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Qualità dell’aria
Le emissioni di inquinanti in atmosfera afferenti alla Raffineria contribuiscono alla complessiva “qualità
dell’aria ambiente”. I riferimenti legislativi in materia di protezione e qualità dell’aria ambientale sono
rappresentati dal D.P.R. 322/71 “Regolamento per l'esecuzione della L. 13 luglio 1966, n. 615, recante
provvedimenti contro l'inquinamento atmosferico, limitatamente al settore dell'industria”, e il D.M. n. 60/02
“Recepimento della Direttiva 1999/30/CE del Consiglio del 22 aprile 1999 concernente i valori limite di
qualità dell'aria ambiente per il biossido di zolfo, il biossido di azoto, gli ossidi di azoto, le particelle e il
piombo e della direttiva 2000/69/CE relativa ai valori limite di qualità aria ambiente per il benzene ed il
monossido di carbonio”.
Il monitoraggio della qualità dell’aria all’interno della Raffineria viene effettuato per mezzo di 3 stazioni
situate al perimetro della Raffineria che rilevano in continuo la direzione e velocità dei venti, e le
concentrazioni di SO2, H2S, PST, NOx, NO e NO2 nell'atmosfera circostante, trasmettendo i dati in
Laboratorio di Raffineria per la elaborazione di report periodici mensili.
Di seguito sono riportate le concentrazioni degli inquinanti, relativamente alle tre stazioni, nel quinquennio
2003-2007.
Periodo
SO2
µg/m
3
H2S
µg/m
3
PST
µg/m
NOx
3
NO
NO2
3
µg/m
3
ppb
µg/m
28,24
23,94
21,46
19,07
20,77
19,76
16,70
12,90
8,85
7,76
7,74
7,99
27,44
25,29
26,82
23,99
24,96
24,93
18,34
15,06
15,97
19,11
22,34
24,68
17,66
5,64
6,36
10,37
6,75
11,60
15,79
21,92
20,96
23,52
31,32
28,63
22,09
18,92
11,93
8,84
23,29
23,68
Stazione 1 ATB 1
Anno 2002
Anno 2003
Anno 2004
Anno 2005
Anno 2006
Anno 2007
3,40
2,68
1,07
1,23
1,49
1,56
2,39
2,22
1,52
3,02
8,32
1,46
106,42
98,91
102,35
77,77
79,86
75,10
Stazione 2 Varco Nord
Anno 2002
Anno 2003
Anno 2004
Anno 2005
Anno 2006
Anno 2007
2,52
5,01
5,28
4,34
5,44
3,73
Anno 2002
Anno 2003
Anno 2004
Anno 2005
Anno 2006
Anno 2007
3,06
2,31
2,08
78,93
2,20
85,63
2,15
94,35
0,84
76,61
0,80
86,04
0,96
101,11
Stazione 3 Blending
0,21
84,61
0,12
88,23
3,29
1,01
90,79
19,12
10,25
20,35
4,38
1,19
67,94
20,04
8,95
24,00
2,78
2,59
73,70
21,65
8,20
28,17
1,71
1,97
70,98
22,43
10,45
26,19
390
40
300
100
190
190
Limiti medi giornalieri di
riferimento
(D.P.R. 322/71)
Fig. 25 – Trend 2003÷2007 della qualità aria ambiente
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3.5.2 – Aspetti ambientali ed attività correlate
Emissioni convogliate
La produzione di emissioni atmosferiche convogliate è direttamente correlata alla combustione ai forni
degli impianti di processo di fuel oil e/o fuel gas. L’utilizzo dei due possibili combustibili comporta una
diversificazione sulla qualità e quantità di inquinanti.
A tale attività sono correlati gli aspetti ambientali specifici di emissioni convogliate di SO2, NOX, CO2,
polveri (particolato), CO e di scarico a circuito di Blow-Down di flussi gassosi.
In Allegato 3.7 - Tabella 3, sono riportati i dati relativi al consumo dei diversi tipi di combustibili nel
quinquennio 2003-2007.
Al fine di garantire il rispetto di tale normativa, in ambito SGA sono stati definiti opportuni controlli e
monitoraggi:
la Raffineria dispone di un sistema di monitoraggio in continuo delle emissioni (contenuto di SO2,
NOx, CO, polveri, temperatura e portata dei fumi) sui camini E1 e E2. I dati del monitoraggio
continuo confluiscono su PC del Laboratorio, da cui vengono trasmesse le medie orarie, oltre che
al sistema informatico di raffineria, anche all’ARPA Puglia Dip. Prov. di Taranto.
vengono effettuate campagne analitiche per la determinazione di “macro” inquinanti tramite
l’ausilio di un Laboratorio esterno in contraddittorio con l’ARPA Dip. Provinciale di Taranto, con
frequenza e modalità stabilite secondo apposite procedure del SGA (All. 2.1, punti 11 e 47).
L’ARPA Dipartimento Provinciale TA, inoltre, effettua un servizio di laboratorio esterno per la
raffineria monitorando ai camini i “micro” inquinanti (All. 3.7, tab. 21 bis) con frequenza e modalità
stabilite sempre secondo apposite procedure del SGA.
I dati di emissione di SO2 e CO2 relativi alle torce vengono ottenuti mediante calcolo
stechiometrico, assumendo che il 30% delle perdite di Raffineria venga combusto alle stesse.
Detto valore è un dato stimato preso a riferimento dalle validazioni del “benchmarking & indici
SOLOMON” effettuato su base biennale dalla Raffineria di Taranto.
Di questo 30%, i ¾ vengono combusti dalla torcia E6 ed il rimanente ¼ dalla torcia E5. Le reazioni
di combustione in torcia infatti sono tali da trasformare gli idrocarburi in anidride carbonica ed
acqua e da convertire i limitati quantitativi di H2S in ossidi di zolfo. In particolare le due torce sono
dotate di un sistema “smokeless” in grado di aumentare l’efficienza di combustione e limitare la
fumosità delle stesse. Tale sistema, in condizioni normali di funzionamento, garantisce una
efficienza unitaria di combustione.
Nel Piano di Miglioramento Ambientale (cfr. Sezione 4) è prevista l’installazione di misuratori di
portata sulle due torce per valutare la determinazione delle perdite in torcia;
i dati relativi alle emissioni convogliate vengono elaborati in ambito SPP, che predispone le
comunicazioni ufficiali da trasmettere agli enti interessati a firma DIR, in accordo con le
prescrizioni vigenti.
In Allegato 3.7 -Tabella 7 sono riportati i dati relativi al quinquennio 2003 ÷ 2007 su quantità complessiva
dei principali inquinanti emessi dalla Raffineria; tali dati sono rappresentati sinteticamente nei grafici
seguenti.
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Emissioni convogliate SO2 - RAFFINERIA
Emissioni convogliate NOx - RAFFINERIA
t/a
t/a
1.000
3.500
2.986
2.932
3.000
2.958
2.921
926
900
816
2006
2007
690
2.431
2.500
818
783
800
700
600
2.000
500
1.500
400
1.000
300
200
500
100
-
-
2003
2004
2005
2006
2007
Emissioni convogliate PST - RAFFINERIA
130
160
160
125
140
2004
2005
Emissioni convogliate CO - RAFFINERIA
t/a
t/a
180
2003
127
122
120
120
100
100
116
87
77
80
56
60
113
115
112
110
40
105
20
-
100
2003
2004
2005
2006
2007
2003
2004
2005
2006
2007
Fig. 26 – Trend 2003÷2007 flussi di massa (t/a) SO2, NOx, PST, CO da emissioni convogliate
Dai dati riportati, oltre al rispetto dei limiti di Bolla autorizzati, si evidenzia quanto segue:
Tendenziale riduzione nel quinquennio di Polveri. In particolare, l’utilizzo di fuel oil con
caratteristiche qualitative migliori, ottenuto utilizzando componenti provenienti dal ciclo di
conversione catalitica (RHU), ha consentito di ridurre sostanzialmente la presenza di particolato
nei fumi.
Netta riduzione del parametro CO nel quinquennio; tale riduzione è dovuta a diverse azioni di
miglioramento operativo, quali ad esempio il maggior utilizzo di fuel gas rispetto al fuel oil come
combustibile agli impianti, l’ottimizzazione della conduzione dei forni di processo, la pulizia dei
sistemi di preriscaldo aria, l’efficienza, dei trattamenti di decoking ai forni dell’impianto TSTC, la
manutenzione dei bruciatori durante la fermata generale.
Sostanziale mantenimento dei parametri NOX e SO2 nell’ultimo triennio, attribuibile ad azioni
gestionali di miglioramento operativo (maggiore utilizzo di fuel gas rispetto al fuel oil, utilizzo di fuel
oil con caratteristiche qualitative migliori, etc.) e stabilizzazione dei valori nel periodo 2005-2007 in
seguito al nuovo assetto impiantistico.
Emissioni diffuse
Le emissioni diffuse sono costituite fondamentalmente da COV emessi per volatilizzazione dei prodotti
petroliferi leggeri. Tali aspetti derivano principalmente da:
serbatoi di stoccaggio a tetto flottante;
tenute di pompe per la movimentazione di prodotti leggeri;
Flange, valvole, sfiati, etc.;
vasche e apparecchiature TAE a cielo aperto;
operazioni di caricamento.
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Le quantità complessive di emissioni diffuse, riportate in Allegato 3.7-Tabella 8, sono calcolate
periodicamente, utilizzando la metodologia EPA, API, Concawe, secondo una procedura di calcolo
definita da ENI divisione R&M.
Tale criterio di valutazione delle emissioni di COV, basato sull’utilizzo di coefficienti di “stima” delle
emissioni rivenienti dagli impianti di processo, stoccaggio e movimentazione prodotti, caricamento
prodotti, vasche impianti TAE, fornisce risultati approssimativi, in quanto gli incrementi progressivi delle
t/a di COV registrati, sono attribuibili essenzialmente al corrispondente incremento delle materie in
lavorazione e di conseguenza non consente di quantificare le misure adottate dalla Raffineria per la
minimizzazione dell’impatto ambientale derivante dalle emissioni diffuse/fuggitive.
Al fine di risolvere tale evidenza e garantire un controllo più attento di tale aspetto ambientale, la
Raffineria ha condotto nel mese di settembre ’07 uno studio analitico ed un monitoraggio delle perdite da
componenti e apparecchiature (flange, valvole, vent, etc.), secondo i criteri dei programmi Leak Detection
(LDAR), definendo uno piano di interventi. Gli item oggetto del presente studio sono stati i seguenti:
impianti di processo, movimentazione/caricamento veicoli-cisterna e N/C, impianti di stoccaggio e sistemi
di trattamento TAE , compresa la sezione di collettamento acque reflue.
Per ogni item suddetto è stata determinata una stima accurata delle emissioni di VOC emessi in
atmosfera, mediante monitoraggi effettuati secondo il protocollo “EPA metodo 21” previsto dalle BAT,
utilizzando inoltre i “criteri di bilanciamento” di tipo statistico basati sui riferimenti di benchmarking tra
raffinerie (rif. “Analysis Refinery Screening Data” - American Petroleum Insitute, pubb. n. 310).
Confrontando le stime derivanti dal presente studio e quelle ottenute utilizzando le metodologie
convenzionali “EPA/API – concave” dichiarate dalla Raffineria di Taranto e relative all’anno 2006, si rileva
che le prime sono sensibilmente inferiori alle seconde.
Inoltre è attualmente in corso uno studio di fattibilità per l’esecuzione della copertura delle vasche della
sezione di disoleazione primaria delle acque di alimento all’impianto TAE A;
Inoltre, si elencano in seguito gli interventi effettuati ed in corso/programmati, per la minimizzazione delle
emissioni diffuse (rif. Sezione 4):
Interventi effettuati:
montaggio doppie tenute a tutti i serbatoi di greggio e benzine finite;
installazione di impianto recupero vapori su serbatoi bitume. I vapori di bitume vengono raffreddati
nel collettore per dispersione termica e per diluizione con aria ambiente in modo da condensare
tutte le sostanze alto bollenti (paraffine, ecc.);
installazione di impianto recupero vapori su serbatoi di olio combustibile. Il sistema di aspirazione
e di abbattimento vapori ha lo scopo di convogliare i flussi di gas e vapori che si formano nel corso
di attività operative e di trattarli eliminando sia i trascinamenti liquidi sottoforma di nebbie, sia i gas
idrocarburici inquinanti, così da scaricare in atmosfera un flusso gassoso pulito;
realizzazione di impianti per l’aspirazione e il recupero vapori provenienti dalle pensiline di carico
delle autobotti di benzina;
copertura dei 3 serbatoi di accumulo acque reflue (TAE A);
verniciatura, con vernice termo-riflettente, di tutti i serbatoi di benzine finite;
installazione di nuove tenute doppie su n. 5 serbatoi a tetto galleggiante (rif. Sezione 4);
installazione di doppie tenute su pompe critiche (rif. Sezione 4);
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Interventi in corso (rif. sezione 4):
prosecuzione della campagna di sostituzione doppie tenute sulle pompe critiche;
sostituzione cappe di laboratorio;
installazione di manicotti di guarnizione attorno ai punti di campionamento dei serbatoi a T.G.;
Interventi programmati (rif. sezione 4):
sostituzione bracci pensiline GPL e inserimento bracci bilanciati per il recupero vapori dalle
pensiline di caricamento rete;
adeguamento prese campione SOI1, SOI3, SOI4;
realizzazione di URV per spedizione greggio N/C
3.5.3 – Indicatori
Al fine di monitorare gli Aspetti ambientali significativi correlati alla gestione delle emissioni convogliate e
diffuse in atmosfera, sono stati identificati i seguenti indicatori di prestazione:
Indice emissioni convogliate: quantità di SO2, NOX, PST (in tonnellate) emessa, correlata alle quantità
(in Kton) di materia prima lavorata
La correlazione delle emissioni convogliate con le materia prime processate consente di valutare il reale
contenimento dei parametri stessi.
In Allegato 3.7 - Tabella 20 sono riportati i dati dai quali si ricavano i valori degli indicatori di prestazione
ambientale nel quinquennio 2003 – 2007.
L’andamento degli indici evidenzia:
una tendenziale riduzione nel quinquennio dell’indicatore relativo alle Polveri; tale tendenza è
stata condizionata nel 2003 dalla fermata generale di manutenzione della Raffineria, e dai
conseguenti transitori di fermata – riavviamento impianti.
I trend delle emissioni di NOx ed SO2 presentano una stabilizzazione negli ultimi 3 anni, anche a
seguito di azioni gestionali di miglioramento operativo, tra cui:
o maggior utilizzo di fuel gas rispetto al fuel oil come combustibile agli impianti;
o ottimizzazione della conduzione dei forni di processo;
o manutenzione dei bruciatori durante la fermata generale;
o utilizzo di fuel oil con caratteristiche qualitative migliori ottenuto utilizzando componenti
provenienti dal ciclo di conversione catalitica).
Indice emissioni
0,70
0,63
0,60
0,49
0,45
0,50
0,49
0,48
0,40
0,30
0,20
0,20
0,13
0,13
0,10
0,034
0,13
0,014
0,017
0,010
0,14
0,013
-
2003
2004
2005
SO2
NOx
2006
2007
PST
Fig. 27 – Indici Emissioni Convogliate in atmosfera
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L’obiettivo prefissato dalla Raffineria per il 2007 era per gli indici SO2 NOx, PST, il mantenimento dei
valori ottenuti nel 2006 (± 1%). Tale obiettivo è stato raggiunto.
L’obiettivo EMAS per l’anno 2008 sarà mantenere i valori degli indici di emissione del 2007.
Indice qualità fuel oil: contenuto di metalli nel fuel oil (in ppm) in rapporto al contenuto di metalli previsto
dalle specifiche nazionali (in ppm).
In Allegato 3.7 - Tabella 21 sono riportati i dati dai quali si ricavano i valori dell’indicatore di prestazione
ambientale suddetto nel quinquennio 2003 – 2007.
Indice qualità FO
0,25
0,211
0,20
0,15
0,139
0,144
0,133
0,106
0,10
0,05
0,00
2003
2004
2005
2006
2007
Fig. 28 - Indice Qualità Fuel Oil
(Fonte : TECON/LABO; Elaborazione TECON/LABO; Modalità : misura)
Il fuel oil è uno dei due combustibili utilizzati nei forni e nelle caldaie della Raffineria per alimentare il
processo di raffinazione. Un miglioramento dell’indice si riflette positivamente sulla qualità delle emissioni.
Il limite per il contenuto di metalli (Nichel + Vanadio) è pari a 180 ppm. L'indice metalli fuel oil si determina
con la seguente formula:
Indice : (Contenuto Vanadio nel fuel oil (ppm) + Contenuto Nichel nel fuel oil (ppm)) / 180.
Durante il 2005 si è registrato un incremento di tale indicatore in quanto, al fine di garantire l’allungamento
del 9° ciclo dell’impianto RHU da 14 a 19 mesi, si è mantenuto un determinato profilo termico dei reattori
(10÷12°C). Ciò ha comportato, di conseguenza, un profilo termico più basso della sezione di
demetallizzazione e quindi un minore assorbimento dei metalli contenuti nella carica e contestualmente
un maggior contenuto degli stessi nei prodotti di fondo (fuel oil).
Nel 2006 e nel 2007 si sono verificati sostanziali miglioramenti della qualità del FO, pari a riduzioni
percentuali annuali rispettivamente del 37% e del 20%, con conseguente raggiungimento degli obiettivi
EMAS prefissati (10% per il 2006 e 5% per il 2007) .
Il target EMAS prefissato per il 2008 è di ridurre o mantenere il valore dell’indice calcolato nel 2007.
.
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3.6 – Emissioni di gas serra – Protocollo di Kyoto
3.6.1 - Riferimenti legislativi ed adempimenti
La Raffineria di Taranto rientra tra le attività soggette alle disposizioni della Direttiva Europea
sull’Emission Trading 2003/87/CE e s.m., recepita dall’Italia con l’approvazione del D.L. n 273/04,
convertito in legge dalla L. 316/04. Tale decreto è finalizzato ad attivare le procedure necessarie per
autorizzare gli impianti ad emettere gas ad effetto serra (GHG - Green House Gas) e ad acquisire le
informazioni necessarie per il rilascio delle quote di emissioni ad ogni impianto. In ottemperanza a quanto
richiesto da tale normativa, la Raffineria ha provveduto a:
inviare domanda di autorizzazione ad emettere gas serra entro i termini imposti dal
Dec/RAS/1715/2004;
inviare le informazioni richieste per l’assegnazione delle quote di emissione di GHG con le
modalità richieste dal Dec/RAS/1877/2004.
Effetto Serra
L'effetto serra è un fenomeno naturale che permette il riscaldamento dell'atmosfera terrestre fino ad
una temperatura adatta alla vita. Senza l'effetto serra naturale, sarebbe impossibile vivere sulla Terra,
poiché la temperatura media sarebbe di circa -18 gradi Celsius. L'effetto serra è reso possibile dalla
presenza in atmosfera di alcuni gas, detti gas serra: l'anidride carbonica (CO2); il metano (CH4); il
protossido di azoto (N20); gli idrofluorocarburi (HFC); i perfluorocarburi (PFC); l'esafluoruro di zolfo
(Sf6).
La Raffineria di Taranto ha ottenuto, in data 28/12/2004, l’"Autorizzazione a emettere gas a effetto serra
ai sensi del Decreto Legge n. 273/04”, con il Decreto-Direttoriale DEC/RAS/2179/2004, e ha intrapreso le
attività di monitoraggio e contabilizzazione dei GHG previste dalla normativa. La Raffineria segue, infatti,
le Linee Guida per il monitoraggio e la comunicazione delle emissioni di gas serra istituite dal
Dec/RAS/845/2005 ed è soggetta alle ricognizioni delle autorizzazioni previste dal Dec/RAS/65/2006.
Con riferimento ai termini per la restituzione delle quote, la Raffineria si è conformata alle proroghe
previste dai D.M. 29/05/06 e D.M. 28/06/06, che hanno rinviato tale termine al 15 settembre 2006.
L’assegnazione delle quote per il periodo 2005-2007 è stata invece disposta con D.M. 23/02/06 all’art.2.
3.6.2 - Aspetti ambientali ed attività correlate
La Raffineria ha provveduto all’implementazione di un sistema di controllo e monitoraggio delle emissioni
di gas serra, attuando un sistema di gestione e raccolta dati in accordo con le disposizioni normative
sull’Emission Trading, che impongono agli operatori dei siti produttivi disciplinati dalla Direttiva
2003/87/CE di monitorare e registrare in modo appropriato le emissioni di GHG a partire dal 1° gennaio
2005.
In particolare, la Raffineria di Taranto si è dotata di una procedura (v. All. 2.1, SGA-CACO2-27) per il
controllo ed il monitoraggio delle emissioni di CO2 (anidride carbonica) che assegna, alle singole funzioni
di Raffineria, specifici compiti per il calcolo ed il reporting delle suddette emissioni, coerentemente con le
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modalità individuate dal documento-guida dell’Eni sull’argomento (“Protocollo Eni per l’Accounting ed il
Reporting dei gas serra”) ed in accordo con quanto previsto dalla normativa vigente in questo ambito.
In allegato è riportato il consuntivo 2002 ÷ 2006 della CO2 emessa dagli impianti di combustione e da
altre fonti calcolata ai fini del monitoraggio richiesto dal protocollo di Kyoto (Allegato 3.7, Tab. 20bis).
Le quote di CO2 assegnate e rilasciate dal Ministero dell’Ambiente ai sensi dell’Art. 11, paragrafo 1,
Direttiva 2003/87/CE (cfr. DEC/RAS/2179/2004, Autorizzazione n. 759), a Eni S.p.A. Div. R & M Raffineria di Taranto, per il periodo 2005÷2007, ammontano a 1.045.297 ton CO2.
La Raffineria di Taranto ha effettuato la verifica periodica annuale delle quote di emissione relative
all’anno 2007 con l’Ente accreditato DNV, e analogamente per i dati 2007, con la verifica effettuata tra
dicembre ‘07 e marzo ’08.
Il consuntivo di CO2 emessa nell’ultimo triennio è risultato pari a:
2005: 1.094.580 ton/anno;
2006: 1.028.806 ton/anno;
2007: 1.050.490 ton/anno.
In particolare negli anni 2005 e 2007 le quote di CO2 emesse in eccedenza rispetto al quantitativo di CO2
assegnato (rif. P.N.A. 1 - periodo 2005 ÷ 2007) sono state acquisite tonnellate di CO2 secondo quanto
previsto dal Protocollo di Kyoto, attraverso il mercato dell’Emission Trading.
Nel secondo Piano Nazionale Assegnazione quote CO2 relativo al triennio 2008-2012, le quote assegnate
alla Raffineria di Taranto sono pari a 848.673 ton/anno.
3.6.3 – Indicatori
Al fine di monitorare gli Aspetti ambientali significativi correlati alle emissioni di anidride carbonica, è stato
identificato il seguente indicatore di prestazione:
Indice emissioni di CO2: calcolato come CO2 complessivamente emessa (espressa in kton) rispetto al
quantitativo annuo di materie lavorate (in kton). Il valore delle emissioni di anidride carbonica è quello
calcolato ai fini del monitoraggio delle stesse, come richiesto dal recepimento nazionale della Direttiva
europea 2003/87/CE.
I dati relativi all’Indice di emissioni di CO2 sono riportati in Allegato 3.7 (Tab. 20 bis).
Emissioni convogliate CO2
t/a
0,25
0,198
0,210
0,183
0,20
0,167
0,175
2006
2007
0,15
0,10
0,05
-
2003
2004
2005
Fig. 29 – Indice Emissioni Convogliate CO2
(Fonte: TECON, Elaborazione: Operatore GHG)
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L’indice evidenzia un tendenziale miglioramento del trend nel quinquennio 2003 – 2007.
Per il 2008 L’obiettivo è quello di ridurre il valore registrato nel 2007.
Il Protocollo di Kyoto e l’Emission Trading
Cambiamenti climatici e Protocollo di Kyoto: negli scorsi decenni le attività dell'uomo, in particolare la combustione di vettori
energetici fossili e l’intensivo disboscamento, hanno provocato un aumento sempre più rapido della concentrazione dei gas serra
nell'atmosfera, alterando l'equilibrio energetico della terra e determinando un aumento della temperatura media che costituisce
la causa principale dei cambiamenti climatici.
Nell’ambito della Convenzione Quadro delle Nazioni Unite sui Cambiamenti Climatici, approvata a New York il 9 maggio 1992
sono stati istituiti degli strumenti, condivisi a livello internazionale, per contrastare e ridurre al minimo gli effetti negativi dei
cambiamenti climatici sul nostro pianeta. Il Protocollo di Kyoto, approvato nel dicembre del 1997, rappresenta lo strumento
attuativo della Convenzione. Esso prevede anche l’istituzione di meccanismi flessibili finalizzati alla riduzione dei gas serra, al
fine di diminuire il costo complessivo d'abbattimento degli stessi gas, permettendo di ridurre le emissioni lì dove sia
economicamente più conveniente pur nel rispetto degli obiettivi di tipo ambientale. Gli strumenti individuati sono:
Clean Developement Mechanism (CDM): meccanismo di collaborazione attraverso il quale le aziende o gli stati che
realizzano progetti a tecnologia pulita nei paesi in via di sviluppo ricevono crediti di emissione pari alla riduzione
ottenuta rispetto ai livelli che si sarebbero avuti senza il progetto. Tali crediti vengono chiamati Certified Emissions
Reductions ed indicati spesso con la sigla CERs;
Joint Implementation (JI): meccanismo di collaborazione tra paesi industrializzati e paesi ad economia in transizione,
per il raggiungimento dei rispettivi obiettivi di riduzione delle emissioni. Analogamente al CDM, permette di ottenere
crediti di emissione attraverso investimenti in tecnologie pulite in altri paesi. Tali crediti vengono chiamati Emissions
Reductions Units ed indicati con la sigla ERUs;
Emission Trading (ET): meccanismo che prevede l’istituzione di un sistema di scambio di quote di emissione dei gas a
effetto serra all’interno dell’Unione Europea.
Dei tre meccanismi, l’Emission Trading, che istituisce un sistema di scambi di quote di emissione, è stato sancito tramite
l’approvazione da parte del Consiglio e del Parlamento Europeo, della Direttiva 2003/87/CE. Il 1 gennaio 2005 è stato avviato il
sistema di scambio. A partire da tale data nessun impianto che ricade nel campo di applicazione della Direttiva, può emettere
gas a effetto serra, ossia può continuare ad operare, in assenza di apposita autorizzazione. La Direttiva stabilisce, inoltre, che
entro il 28 febbraio 2005 a tutti gli impianti che ricadono nel campo di applicazione della direttiva siano rilasciate quote di
emissioni di CO2 per consentire loro di partecipare allo scambio sul mercato comunitario. I meccanismi JI e CDM integreranno
l’Emission Trading, permettendo alle aziende o agli Stati di ottenere crediti di emissione per il raggiungimento degli obiettivi di
riduzione nazionali.
La Direttiva costituisce uno strumento di politica ambientale all'interno dell'Unione Europea, con lo scopo di raggiungere dei
prefissati obiettivi di riduzione delle emissioni di gas serra, variabili per ogni Stato e che per l'Italia risultano essere pari al 6,5%
rispetto ai livelli del 1990. Secondo la Direttiva gli Stati Membri dell'Unione Europea devono stabilire limiti assoluti alle emissioni
di gas ad effetto serra provenienti da alcune tipologie di siti produttivi che hanno ottenuto un'autorizzazione alle emissioni e delle
quote di emissione. Le quote di emissioni possono essere scambiate, cioè cedute o acquistate dalle imprese, mentre
l'autorizzazione resta collegata ad un impianto o sito specifico. L’ET in definitiva, introduce la possibilità per uno Stato, o
eventualmente un’azienda, di comperare o vendere ad altri stati o aziende permessi di emissione al fine di allineare le proprie
emissioni con la quota assegnata: il soggetto interessato venderà tali permessi quando le proprie emissioni sono al di sotto della
quota assegnata, mentre li comprerà quando le proprie emissioni sono al di sopra della quota assegnata. Al momento la
Direttiva prende in considerazione solamente le emissioni di anidride carbonica e metano, ma è prevista la possibilità di ampliare
successivamente la copertura del sistema ed includere sia altri gas ad effetto serra sia altri settori di attività.
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Censimento SF6
In Raffineria sono stati effettuati i censimenti di SF6 (interruttori) e di HCFC (impianti di condizionamento)
identificati dalla normativa vigente come gas a effetto serra.
Per quanto riguarda l’SF6 presente negli interruttori installati nei quadri elettrici delle sottostazioni, il
censimento ha fornito le seguenti evidenze:
Sottostazioni
N° interruttori in SF6
Ex-DEINT
1
S/S-13
22
S/S-EST
8
S/S-6
3
S/S-4
3
S/S-7
5
S/S-2
10
S/S-5
6
S/S-3
3
Fig. 30 – Censimento interruttori contenenti SF6
L’esafluoruro di zolfo contenuto negli interruttori si trova in pressione (2,5-4,8 bar); gli interruttori sono
forniti di sistemi di allarme e blocco per bassa pressione del gas. Nell’eventualità di una riduzione di
pressione, avviene il blocco dell’interruttore e il distacco elettrico dell’utenza. Il rischio di rilascio in
atmosfera è quindi minimizzato e l’evento è controllato. Gli interruttori dell’impianto EST sono in totale 8 di
cui uno è utilizzato come scorta. Il quantitativo di SF6 presente in ciascun interruttore è pari a circa 600
grammi (ca. 200 g per polo), mentre negli interruttori dell’impianto EST è pari a ca. 675 g (ca. 225 g/polo)
per un totale complessivo di ca. 37,2 kg di SF6.
Censimento HCFC
Per quanto riguarda gli HCFC degli impianti di condizionamento di Raffineria, il censimento è stato
effettuato nelle sale controllo impianti, nelle sottostazioni elettriche, nella palazzina uffici, in laboratorio
chimico, nella mensa aziendale, nelle cabine analisi impianti. Il quantitativo totale di HCFC attualmente
presente in Raffineria è pari a ca. 880 kg.
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3.7 – Gestione rifiuti
3.7.1 - Riferimenti legislativi ed adempimenti
Le modalità attuate in Raffineria per la gestione dei rifiuti sono definite in funzione dei riferimenti legislativi
attualmente vigenti in materia, costituiti dalla Parte IV e suoi Allegati del D.Lgs. 152/06 (che abroga e
sostituisce il D.Lgs. 22/97 e s.m.i.) e dai D.M. attuativi del Decreto Ronchi, D.M. 145/98 e D.M. 148/98,
temporaneamente in vigore dopo la dichiarazione di inefficacia dei Decreti di attuazione al D. Lgs. 152/06
e dal nuovo D. Lgs. 4/08.. Le operazioni di gestione rifiuti sono improntate a:
gestire il Deposito Temporaneo dei rifiuti di produzione abituale e la produzione di rifiuti
occasionali/eccezionali;
gestire la raccolta differenziata dei rifiuti all’interno della Raffineria (Uffici, Sale Controllo e rifiuti
pericolosi, quali batterie esauste);
caratterizzare e classificare i rifiuti prodotti, secondo le indicazioni legislative vigenti (Delibera
Ministeriale 27/07/84 e s.m.i., D.M. 03/08/05 e s.m.i, L. 443/01 e s.m.i.);
effettuare le registrazioni di carico e scarico (ai sensi del D.M. 148/98 e s.m.i);
individuare la corretta destinazione finale dei rifiuti prodotti o il loro eventuale recupero/riutilizzo ai
sensi della legislazione vigente (D.M. 05/02/98 e s.m.i., L. 33/00 e s.m.i., D.M. 161/02 e s.m.i.);
verificare le autorizzazioni previste per Trasportatori e Smaltitori;
compilare e gestire il Formulario di Identificazione del rifiuto (ai sensi del D.M. 145/98 e s.m.i);
compilare annualmente il MUD, secondo il modello legislativo vigente (art 189 D.Lgs. 152/06. e
D.P.C.M. 22/12/04 temporaneamente in vigore in attesa del Decreto di attuazione dell’art 189);
gestire la produzione, la raccolta e lo smaltimento di rifiuti soggetti a particolari vincoli legislativi,
quali oli usati (D.Lgs. 95/92), rifiuti contenenti PCB (D.Lgs. 209/99 e s.m.i.; vd. § 2.6.1.1), rifiuti
contenenti amianto (D.Lgs. 257/06 che abroga la Sezione Amianto del D.Lgs. 277/91, L. 257/92 e
s.m.i., D.Lgs. 114/95; vd. § 2.6.1.2), rifiuti RAE (D. Lgs. 151/05);
Regolamento Regione Puglia n°6/2006 relativo alla gestione dei rifiuti edili.
La documentazione prevista dalla legislazione vigente in materia è conservata presso l’Ufficio (SPP/AMB)
della Raffineria, in apposito archivio.
3.7.2 – Aspetti ambientali ed attività correlate
La produzione di rifiuti è correlata a tutte le principali attività che si svolgono in Raffineria, sia nell’ambito
dei vari processi produttivi, sia durante gli interventi di manutenzione, sia per il funzionamento dei servizi
ausiliari.
Da essa derivano numerosi aspetti ambientali specifici, quali la produzione di melme da serbatoi, la
raccolta differenziata di rifiuti pericolosi e non pericolosi, la produzione e l’accumulo (Deposito
Temporaneo) dei rifiuti all’interno del sito, lo smaltimento degli stessi all’esterno presso impianti
autorizzati, la gestione dei rifiuti derivante dalla presenza di amianto.
Per i Rifiuti Speciali prodotti in Raffineria, sono istituiti all’interno dello stabilimento 5 aree di deposito
temporaneo, in particolare:
A1: Area di accumulo per rottame di ferro, materiale elettrico e lana di roccia, non contaminato;
A2: Area di accumulo per legno e assimilabili agli urbani vari non contaminati;
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-
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A3: Area di accumulo per fusti e bulk vuoti contaminati;
A4: Area di accumulo fusti e cassoni scarrabili per fanghi palabili, materiali contaminatii, oli
lubrificanti esausti e rifiuti solidi speciali pericolosi;
A5: Area di accumulo per catalizzatori esausti;
1/2
3/4
5
Fig. 31 - Punti di ubicazione dei cinque depositi temporanei
Tutte le aree di deposito temporaneo dei rifiuti possiedono caratteristiche costruttive tali da evitare
eventuali contaminazioni del suolo/sottosuolo.
Nell’Allegato 3.5 è riportato l’elenco dei codici CER, dei principali rifiuti prodotti durante le attività di
raffineria.
Nell’Allegato 3.7 - Tabella 9 sono riportati i dati relativi ai rifiuti prodotti in Raffineria nel quinquennio 2003
÷ 2007, raggruppati per tipologia.
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3.7.3 - Indicatori
In Allegato 3.7 - Tabella 9 sono riportati i dati dai quali si ricavano i valori degli indicatori suddetti nel
quinquennio 2003 – 2007
Al fine di monitorare gli Aspetti ambientali significativi correlati alla gestione dei rifiuti, sono stati identificati
i seguenti indicatori di prestazione:
Indice rifiuti a recupero (IR): Quantità di rifiuti pericolosi e non, inviati a recupero (ton), rispetto al totale
rifiuti prodotti dalla raffineria (ton).
Indice rifiuti a smaltimento (ID): Quantità di rifiuti pericolosi e non, inviati a smaltimento (ton), rispetto al
totale rifiuti prodotti dalla raffineria (ton).
Indici Recupero/Sm altim ento
1,00
0,90
0,86
0,81
0,80
0,80
0,70
0,60
0,50
0,57
0,58
0,43
0,42
0,40
0,30
0,19
0,20
0,20
0,14
0,10
2003
2004
2005
IR
2006
2007
ID
Fig. 32 – Indice Recupero/Smaltimento
(Fonte: MUD; Elaborazione: SPP-AMB; Modalità: misura)
Per quanto riguarda l’andamento degli indicatori ID e IR (fig. 32) si evidenzia quanto segue:
Indicatore ID
Gli incrementi dell’indice, registrati nel corso degli anni 2004 e 2005, sono imputabili principalmente
all’acqua di falda emunta dagli sbarramenti idraulici di Raffineria (codificata con CER 191308). In
particolare nel corso del 2005, in ottemperanza a quanto previsto dalla Det. Dir. Provincia di Taranto n. 31
del 28.02.05, tale rifiuto è stato smaltito presso l’impianto “TAE A” di Raffineria.
Mentre nel corso dell’anno 2007, l’aumento dell’indicatore ID è correlato alla produzione delle Terre e
rocce da scavo non contaminate (codificate CER 170504) inviate nel primo trimestre 2007 ad operazione
di smaltimento di tipo D1 (discarica autorizzata). Tali terreni, prodotti dalle attività di scavo effettuate
nell’ambito del Progetto Hydrocracking, sono stati inizialmente gestiti come rifiuto in ottemperanza a
quanto prescritto dal MATTM in sede di Conferenza di Servizi decisoria del 2 marzo 2007. Al fine di
minimizzare le attività di smaltimento del suddetto materiale, promuovendone nel contempo il riutilizzo in
situ, la Raffineria ha presentato al Ministero dell’Ambiente un “Piano di gestione e bilancio per il riutilizzo
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delle terre da scavo provenienti dal Progetto Hydrocracking”. Con il Dec. Dir. n. 3613/QdV/Di/B del 14
maggio 2007, il MATTM ha approvato il predetto documento, autorizzando quindi il riutilizzo delle terre da
scavo, che a partire dal secondo trimestre ’07 sono state riutilizzate in situ.
Indicatore IR
L’incremento evidenziato nel 2006 è dovuto all’attività di recupero dei catalizzatori esauriti provenienti
dagli impianti di processo (codice CER 160802*), infatti fino al precedente anno 2005, tale tipologia di
rifiuto veniva conferita ad attività di smaltimento, mentre a partire dall’anno 2006 i catalizzatori esauriti
sono stati inviati a processo di recupero metalli presso impianti esteri.
Indice rifiuti non pericolosi (INP): Quantità di rifiuti non pericolosi prodotti (ton), rispetto al totale rifiuti di
raffineria (ton).
Indice rifiuti pericolosi (IP): Quantità di rifiuti pericolosi prodotti (ton), rispetto al totale rifiuti di raffineria
(ton).
Indici Pericolosi/Non pericolosi
0,90
0,80
0,80
0,67
0,70
0,60
0,50
0,57
0,55
0,45
0,62
0,43
0,40
0,33
0,30
0,38
0,20
0,20
0,10
2003
2004
2005
INP
2006
2007
IP
Fig. 33 – Indice Rifiuti Pericolosi/Non Pericolosi
(Fonte: MUD; Elaborazione: SPP-AMB; Modalità: misura)
Per quanto riguarda la produzione di rifiuti non pericolosi, nel 2007 il valore dell’indicatore INP è
influenzato dalle attività di smaltimento del terreno non contaminato (CER170504), generato in seguito
alle attività di scavo per la realizzazione del nuovo impianto Hydrocracking..
Pertanto l’aumento dei rifiuti non pericolosi prodotti nel 2007 (terre da scavo CER 170504) ha comportato
di conseguenza una riduzione dell’indice IP nel 2007 rispetto al 2006.
Si evidenzia inoltre, nell’ottica del miglioramento continuo, un decremento del valore dell’IP nel 2007,
rispetto a quanto registrato nell’anno 2006.
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Indice di utilizzo catalizzatori (RHU): Quantità di catalizzatore (ton) dell’impianto RHU utilizzato per
ciclo, rispetto alla carica processata all’impianto RHU (kton).
Indice utilizzo catalizzatori
0,57
0,60
0,50
0,50
0,38
0,40
0,34
0,30
0,25
0,18
0,20
0,10
0,00
6° Ciclo ('00-'02)
7° Ciclo ('02-'04)
8° Ciclo ('04-'05)
9° Ciclo ('05-'06)
10° Ciclo ('06-'07)
11° Ciclo ('07)
Fig. 34 – Indice Utilizzo Catalizzatori
(Fonte: TPS SOI3; Elaborazione: TPS SOI3; Modalità: misura)
In Allegato 3.7 - Tabella 22 sono riportati i dati dai quali si ricavano i valori dell’indicatore di prestazione
ambientale suddetto nel quinquennio 2003 – 2007.
L’impianto RHU è un impianto di conversione catalitica dei residui. Il catalizzatore contenuto nei reattori di
processo, una volta terminato il ciclo di lavorazione, viene scaricato e smaltito come rifiuto pericoloso.
Un incremento della durata del ciclo dell’impianto (espresso in termini di quantità processata) è correlato
quindi direttamente ad una riduzione relativa del rifiuto prodotto (catalizzatore).
L’indicatore riporta i dati relativi ai cinque cicli precedenti, da cui si evidenzia un sostanziale trend di
miglioramento, grazie sia ad azioni gestionali che a investimenti di revamping.
Il trend si è però interrotto nel 10° ciclo, in quanto un upset ha provocato una fermata anticipata, con
conseguente sostituzione del catalizzatore. Tale valore è influenzato anche dalla maggiore quantità di
catalizzatore “fresco” utilizzato in impianto RHU, dovuto all’inserimento nel 2006 del nuovo reattore di
guardia.
Il successivo ciclo dell’impianto (11° ciclo), iniziato nel mese di gennaio ’07 si è concluso dopo un anno
(gennaio ' 08). Per l’attuale ciclo dell’impianto (12° ciclo), iniziato a inizio 2008, il target fissato dalla
Raffineria è quello di migliorare il valore dell’indice dell’1% rispetto al dato totalizzato nel ciclo precedente
Si evidenzia che a partire dal 2006 è stata modificata la modalità di smaltimento dei catalizzatori esauriti,
infatti attualmente sono inviati ad operazione di recupero dei metalli in essi contenuti (operazione di tipo
R4). In particolare vengono recuperati principalmente il Nichel e il Molibdeno che costituiscono la parte
attiva del catalizzatore, ma anche il Vanadio che si accumula durante il ciclo sul catalizzatore nella
sezione di demetallizzazione dell’impianto.
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3.8 – Protezione del suolo/sottosuolo e della falda
3.8.1 - Riferimenti legislativi ed adempimenti
Il D.M. 471 del 25/10/99, attuazione dell’art. 17 del citato D.Lgs. 22/97 (Decreto Ronchi) ha stabilito le
modalità per la definizione, pianificazione e realizzazione del monitoraggio della qualità dei suoli
interessati dagli impianti industriali, e delle necessarie attività di messa in sicurezza e/o bonifica dei siti.
Successivamente all’entrata in vigore del D.Lgs. 152/06 Titolo V Parte IV e suoi Allegati, il D.M. 471/99 è
stato integralmente sostituito dalla nuova normativa.
Tale nuova normativa disciplina principalmente:
i limiti di accettabilità della contaminazione dei suoli e delle acque sotterranee in relazione alla
specifica destinazione dei Siti;
le procedure di riferimento per il prelievo e l’analisi dei campioni;
i criteri generali per la messa in sicurezza, la bonifica e il ripristino ambientale dei Siti contaminati,
nonché la redazione dei relativi progetti.
Eni – Divisione R&M ha, inoltre, definito in specifiche Norme e Procedure di Settore gli opportuni
riferimenti per la corretta applicazione dei requisiti legislativi, al fine di costituire un riferimento comune per
la gestione di tutte le attività connesse con la protezione e la salvaguardia del suolo/sottosuolo, tra cui in
particolare:
i programmi di monitoraggio della falda;
l'indagine preliminare di caratterizzazione del sito a seguito di alterazione della qualità del suolo
e/o della falda, evidenziate dall’attività di monitoraggio o compromesse in seguito a incidenti o ad
anomalie operative;
la progettazione e l’esecuzione di eventuali interventi di messa in sicurezza e bonifica e per la
gestione degli interventi di emergenza, nel caso si verifichino sversamenti di prodotto che possono
comportare per l’ambiente rischi e potenziali danni.
Il sito dove è presente la Raffineria è stato perimetrato, come sito di interesse nazionale, ai sensi della
Legge 426/98 e successivo Decreto attuativo del 10/01/00.
Ai sensi dell'art. 9 del D.M. 471/99 (ora art 242 del D.Lgs. 152/06), la Raffineria ha comunicato in data
12/6/2000 l'intenzione di avvalersi degli strumenti disposti dalla normativa per siti inquinati da eventi
pregressi, inviando comunicazione agli Enti Territoriali competenti.
Di seguito si riporta una sintesi delle attività svolte dalla Raffineria ai sensi del D.M. 471/99 (ora D.Lgs
152/06 Titolo V Parte IV e suoi Allegati).
In particolare, per quanto concerne le attività di riutilizzo interno delle terre e rocce derivanti dalle attività
di scavo effettuate nell’ambito del Progetto Hydrocracking, la Raffineria ha ottenuto l’autorizzazione dal
MATTM in data 14 maggio 2007 con Dec. Dir. Prot. n. 3613/QdV/Di/B.
Inoltre con il Dec. Dir. Prot. n. 4396/QdV/Di/B del 28 febbraio 2008 sono stati approvati: 1) la Variante al
Progetto Definitivo di Bonifica della Falda; 2) le attività di MISE da effettuarsi nel bacino di contenimento
del Serbatoio di greggio T-3002
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SINTESI ATTIVITA’ EFFETTUATE AI SENSI DEL D.M. 471/99
ATTIVITA’ DI CARATTERIZZAZIONE AMBIENTALE
GIUGNO 2000: comunicazione ai sensi dell’Art. 9 del D.M. 471/99 “dell'intenzione di avvalersi degli strumenti disposti
dalla normativa per siti inquinati da eventi pregressi”.
SETTEMBRE 2001: invio agli Enti Competenti dei seguenti elaborati tecnici:
a)
Piano di Caratterizzazione (PdC Rev. 0) relativo alla Caratterizzazione Ambientale della Raffineria di Taranto e del
Deposito Interno;
b)
Relazione Tecnico Descrittiva della caratterizzazione eseguita e relativa proposta di messa in sicurezza
d’emergenza dell’area ex - deposito PraOil di Punta Rondinella
Oss: Il PdC è stato oggetto di revisioni successive in seguito alle prescrizioni deliberate dalle conferenze dei Servizi
MARZO 2002: approvazione con prescrizioni del documento “Piano di Caratterizzazione della Raffineria, Deposito
Interno ed ex - deposito PraOil di Punta Rondinella (PdC rev. 2)”.
Oss: In seguito ad approvazione è stata effettuata l’attività di caratterizzazione
MARZO 2003: invio agli Enti Competenti dei primi risultati contenuti nel documento denominato “Preliminare Suoli”
Oss: Effettuato completamento attività di caratterizzazione
LUGLIO 2003: invio agli Enti dei risultati completi della caratterizzazione contenuti nella “Relazione Tecnico
Descrittiva “Piano di Caratterizzazione Raffineria di Taranto e Deposito di Punta Rondinella “
OTTOBRE 2003: Conferenza di Servizi decisoria, post - Conferenza dei Servizi istruttoria, nella quale si richiede
approfondimento della caratterizzazione con una maglia di indagine fino a 50x50m.
DICEMBRE 2003: Trasmissione agli Enti Competenti del “Piano di Caratterizzazione Integrativo della Raffineria di
Taranto (PdC Rev 03)” con maglia 50x50m.
APRILE 2004: Approvazione del Piano di Caratterizzazione integrativo (PdC Rev 03)
Oss: Effettuazione della caratterizzazione integrativa (maggio 2004)
SETTEMBRE 2004: Conferenza di Servizi decisoria nella quale si prende atto della conformità ai limiti della Tabella
1 del D.M. 471/99 dei risultati della caratterizzazione ambientale eseguita nell’area interessata dalle modifiche
dell’impianto TAE A, compresa l’area di realizzazione dell’impianto Water Reuse.
DICEMBRE 2004: Conferenza di Servizi decisoria nella quale si prende atto dei risultati della caratterizzazione
ambientale eseguita in alcune aree esterne alla Raffineria, nelle aree interessate dalla realizzazione della nuova
Turbogas, del serbatoio T-6008, del nuovo punto vendita carburanti, della nuova colonna Deisopentanatrice e del
Flaker Package.
MAGGIO 2005: trasmissione agli Enti Competenti dei risultati della caratterizzazione ambientale integrativa (maglia
50x50m)
SETTEMBRE 2005: Conferenza di Servizi decisoria nella quale il MATT delibera di restituire agli usi legittimi le aree
interessate dalla realizzazione inpianto Hydrocracking, Guard Reactor, raccordo ferroviario e nuovo impianto ClausScot. Delibera di approvare i risultati della Caratterizzazione Ambientale 50 x 50m.
Per gli interventi successivi vedi box “Attività di Messa in Sicurezza e bonifica suolo e sottosuolo”
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SINTESI ATTIVITA’ EFFETTUATE AI SENSI DEL D.M. 471/99
ATTIVITA’ DI MESSA IN SICUREZZA E BONIFICA ENI – RAFFINERIA DI TARANTO
A fronte dei risultati ottenuti dalla caratterizzazione ambientale si è proceduto come nel seguito descritto:
Acque di Falda superficiale:
LUGLIO 2003: invio agli Enti Competenti della “Relazione tecnico descrittiva sugli Interventi di Messa in Sicurezza
d’Emergenza del Sito” (comprensivo della “Relazione Tecnico Descrittiva del Progetto preliminare di trattamento e
riutilizzo acque di falda”) .
OTTOBRE 2003: in sede di Conferenza di Servizi istruttoria vengono espresse le seguenti prescrizioni:
a)
Estendere il sistema di sbarramento idraulico in area parco serbatoi;
b)
Accelerare gli interventi di Messa in Sicurezza d’Emergenza
MARZO 2004: trasmissione agli Enti Competenti dei seguenti elaborati tecnici:
a)
“Progetto Definitivo di Bonifica delle Acqua di Falda della Raffineria”;
b)
“Progetto Trattamento Acque Impianto per il recupero effluenti TAE A” (Realizzazione dell’impianto Water
Reuse parte integrante del PDBF di cui sopra - v. §2.5.4);
c)
Cronoprogramma per la realizzazione degli Sbarramenti Idraulici di Raffineria.
APRILE 2004: Approvazione del Progetto Definitivo di Bonifica delle Acqua di Falda (comprensivo del Progetto
Trattamento Acque Impianto per il recupero effluenti TAE A)
Oss: Realizzazione degli sbarramenti idraulici, secondo quanto definito nel PDBF
GIUGNO 2005: completamento e massa in esercizio sbarramenti idraulici relativi alle opere di messa in sicurezza
LUGLIO 2007: trasmissione al MATTM della “Variante al Progetto Definitivo di Bonifica delle acque di Falda” relativa
agli interventi di revamping/miglioramento dell’impianto “centralizzato” TAE A e Water Reuse, nel pieno rispetto di
quanto definito dal PDBF
GENNAIO 2008: Approvazione della Variante al PDBF in Conferenza di Servizi decisoria del 15/01/2008
FEBBRAIO 2008: Emanato Decreto Direttoriale Prot. n. 4396/QdV/Di/B del 28 febbraio 2008 che recepisce le
prescrizioni della Conferenza di Servizi decisoria del 15/01/2008
S b a rram .
N °1 (2 7 0 m )
S b a rra m .
N ° 8 (2 1 5 m )
S b a rra m .
N ° 9 (1 0 0 m )
S b a rram .
N °3 (2 1 0 m )
S b a rram .
N °4 (3 0 0 m )
S b a rra m . N °5
(3 5 0 m )
S b arra m .
N ° 6 (7 0 0 m )
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SINTESI ATTIVITA’ EFFETTUATE AI SENSI DEL D.M. 471/99
ATTIVITA’ DI MESSA IN SICUREZZA E BONIFICA
Suolo e sottosuolo:
LUGLIO 2003: trasmissione agli Enti Competenti del “Progetto Preliminare di Bonifica suolo e sottosuolo”;
OTTOBRE 2003: la Conferenza dei Servizi decisoria esprime, relativamente al Progetto Preliminare di Bonifica
suolo/sottosuolo, la seguente prescrizione: “il Progetto definitivo di bonifica suolo dovrà essere predisposto sulla base
degli esiti dei test pilota e comunque a valle dei risultati che emergeranno dalle attività di Caratterizzazione integrative
di cui al PdC Rev.3 (maglia 50x50m)”
Oss: Esecuzione test di bonifica (febbraio/marzo 2004)
LUGLIO 2004: invio agli Enti Competenti risultati dei test di bonifica, in attesa del completamento delle attività
integrative di caratterizzazione.
DICEMBRE 2004: la Conferenza di Servizi decisoria prende atto dei risultati dei Test di bonifica, inoltre prescrive che:
“il Progetto Definitivo di Bonifica suolo/sottosuolo dovrà essere trasmesso contemporaneamente ai riusltati della
caratterizzazione integrativa (maglia 50 x 50 m)”;
MAGGIO 2005: trasmesso agli Enti Competenti il “Progetto Definitivo di Bonifica suolo/sottosuolo di Raffineria”
(contestualmente ai risultati della caratterizzazione integrativa )
AGOSTO 2005: la Conferenza di Servizi decisoria emana le seguenti prescrizioni in merito al PDBS:
a) Richiesta di estensione delle tecnologie “Soil Vapor Extraction” e Air Sparging” nelle altre aree in cui si è riscontrata
contaminazione (la CdS fa riferimento ai risultati ottenuti attraverso i Test di bonifica - febbraio 2004);
b) Ripetere l’Analisi di Rischio secondo le indicazioni fornite dal MATT (riportate nel documento preparatorio alla CdS);
c) Verificare l’influenza che il sistema di bonifica del suolo potenziato con il sistema air sparging può esercitare in fase
di costruzione e di esercizio delle opere di Sbarramento Idraulico.
SETTEMBRE 2005: Trasmissione agli Enti Competenti del “Progetto Definitivo di Bonifica –suolo e sottosuolo Revisione 2”;
NOVEMBRE 2005: Trasmissione agli Enti competenti del “Progetto Definitivo di Bonifica – suolo e sottosuolo
Revisione 3” che annulla e sostituisce le precedenti revisioni del progetto.
GENNAIO 2006: la Conferenza di Servizi istruttoria emana ulteriori prescrizioni sul PDBS a fronte delle quali la
Raffineria nel febbraio 2006 trasmette agli Enti preposti la seguente documentazione:
a) “Integrazione tecnica relativa agli interventi da eseguirsi nelle aree 3 e 5”;
b) “Schemi meccanici strumentati degli impianti proposti nel PDBS”;
MARZO 2006: la Conferenza di Servizi decisoria delibera di ritenere approvabile il PDBS della Raffineria di Taranto a
condizione che quest’ultima trasmetta risposte puntuali alle osservazioni formulate dall’APAT.
LUGLIO 2006: Trasmissione agli Enti Competenti dell’elaborato tecnico “Nota tecnica relativa alle osservazioni di cui
alla C.d.S. decisoria del marzo 2006”.
OTTOBRE 2006: la Conferenza di Servizi decisoria (verbale trasmesso in data 07/12/06) delibera che, “ai fini
dell’elaborazione del decreto di approvazione del PDBS, la Raffineria deve trasmettere entro 30 gg una nota relativa ai
risultati delle attività di controllo degli interventi di messa in sicurezza d’emergenza di cui alla relazione tecnico
descrittiva trasmessa a Luglio 2003”
GENNAIO 2007: Trasmissione agli Enti Competenti della “Relazione sullo stato degli interventi di bonifica della falda e
del monitoraggio idrochimico aggiornata a novembre 2006”.
MARZO 2007: Inviato il documento tecnico “Piano di Gestione e Bilancio delle terre e rocce da scavo provenienti dalle
attività di cui al Progetto Hydrocracking”, per il riutilizzo in situ delle terre provenienti da scavi.
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SINTESI ATTIVITA’ EFFETTUATE AI SENSI DEL D.M. 471/99
ATTIVITA’ DI MESSA IN SICUREZZA E BONIFICA
Suolo e sottosuolo:
MAGGIO 2007: Approvato dal MATTM con decreto ministeriale (rif. 14 maggio ’07) il “Piano di Gestione e Bilancio
delle terre e rocce da scavo provenienti dalle attività di cui al Progetto Hydrocracking” che consente il riutilizzo in situ
delle terre provenienti dagli scavi realizzati nell’ambito del Progetto HDC.
GIUGNO 2007: invio al MATTM della richiesta di autorizzazione in via provvisoria all’avvio dei lavori di bonifica del
suolo-sottosuolo della Raffineria di Taranto, ai sensi dell’art. 252, comma 8 del D. Lgs. 152/06.
LUGLIO 2007: Autorizzazione del MATTM, in attesa del perfezionamento del provvedimento di autorizzazione di cui
all’art. 252, comma 4 del D. Lgs. 152/06, all’avvio delle attività di bonifica suolo-sottosuolo della Raffineria di Taranto,
ai sensi dell’art. 252, comma 8 del D. Lgs. 152/06.
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SINTESI ATTIVITA’ EFFETTUATE AI SENSI DEL D.M. 471/99
ATTIVITA’ EFFETTUATE A SEGUITO DELL’EVENTO INCIDENTALE OCCORSO AL SERBATOIO T3002
2 MAGGIO 2006: La Raffineria comunica agli Enti Competenti l’evento accidentale occorso al T3002 con relativa
situazione di potenziale contaminazione/danno ambientale ai sensi dell’art. 242 comma 1 e dell’art. 304 comma 2 del
D.Lgs. 152/06;
4 MAGGIO 2006: La Raffineria comunica agli Enti Competenti le attività di Messa in Sicurezza d’Emergenza adottate;
29 MAGGIO 2006: trasmissione della “Proposta di Piano di Caratterizzazione bacino serbatoio T3002”
27 LUGLIO 2006: la Conferenza di Servizi istruttoria approva il “Piano di Caratterizzazione bacino T3002” con le
seguenti prescrizioni:
a)
realizzazione di un nuovo piezometro ubicato in prossimità dell’area del T3002 e a valle idrogeologica rispetto alle
direttrici preferenziali del deflusso idrico sotterraneo;
b)
Effettuazione di campagne di monitoraggio in corrispondenza dei piezometri a monte e valle idrogeologica
rispetto al T3002.
4 AGOSTO 2006: trasmissione agli Enti Competenti del “documento di recepimento delle prescrizioni del Ministero
dell’Ambiente della Tutela del Territorio di cui alla Conferenza dei Servizi istruttoria del 27 luglio 2006”;
30 AGOSTO 2006: Effettuazione attività di caratterizzazione secondo quanto definito nel PdC e in ottemperanza alle
prescrizioni della Conferenza di Servizi istruttoria del 27/07/06;
26 GENNAIO 2007: trasmissione agli Enti Competenti dei “Risultati della caratterizzazione ambientale e dell’Analisi di
Rischio sanitario sito - specifica” sulla base delle risultanze dell’investigazione iniziale.
01 AGOSTO 2007: la Conferenza di Servizi istruttoria prescrive alla Raffineria l’adozione di idonee azioni di Messa in
Sicurezza d’Emergenza del bacino di contenimento del T3002, procedendo pertanto alla rimozione della sorgente di
contaminazione;
4 DICEMBRE 2007: trasmissione agli Enti Competenti del documento di “Messa in Sicurezza d’Emergenza del bacino
di contenimento del T-3002”
15 GENNAIO 2008: la Conferenza di Servizi decisoria approva con prescrizioni, gli interventi di MISE del bacino di
contenimento del serbatoio T-3002.
29 FEBBRAIO 2008: Emanato Decreto Direttoriale Prot. n. 4396/QdV/Di/B del 28 febbraio 2008 che recepisce le
prescrizioni della Conferenza di Servizi decisoria del 15/01/2008
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3.8.2 – Aspetti ambientali ed attività correlate
La potenziale perdita di prodotti inquinanti è correlata a tutte le principali attività e apparecchiature della
Raffineria.
Si possono distinguere le seguenti tipologie di aspetti ambientali ad esse correlati:
presenza di prodotto su suolo da eventi pregressi;
perdite di prodotti chimici (additivi, materie ausiliarie o solventi);
perdite di prodotti petroliferi, liquidi, solidi da linee/apparecchiature di impianti, servizi e di
movimentazione;
perdite di prodotti petroliferi da sistema fognario;
perdite di prodotti petroliferi da serbatoi di stoccaggio.
Relativamente alle perdite legate a tubazioni di trasferimento, in termini generali :
tutte le tubazioni della Raffineria sono fuori terra, poggiate su pipe-rack e permettono l’ispezione
visiva in qualunque momento da parte del personale di Raffineria; inoltre, le linee di trasferimento
sono soggette a condizioni operative definite e controllate in continuo con sistemi automatizzati
(DCS e PLC), dotati di segnalazioni di allarme, protezione e/o blocco in automatico.
in corrispondenza degli attraversamenti stradali e ferroviari, le tubazioni sono incamiciate ed è
adottato un apposito sistema di protezione catodica attiva, sottoposta a verifica semestrale;
inoltre, in corrispondenza dell’attraversamento ferroviario, è stato previsto il percorso delle linee
all’interno di tubi-guaina in cemento, che terminano all’interno delle “Valve Box” di Raffineria,
presso le quali è effettuata la verifica visiva di eventuali perdite su turno continuo (24 ore).
Le uniche linee di trasferimento prodotto parzialmente interrate sono:
o Oleodotto Monte Alpi: gestito dalla Società PRAOIL, che ha definito ed adottato specifiche
procedure di controllo periodico della tenuta;
o Tratto terminale dell’oleodotto sottomarino (“Sea-line” di Raffineria), prima del
collegamento con i serbatoi: verificato in accordo con procedure dedicate (Allegato 2.1 pto.
28). Dai controlli periodici effettuati non sono mai risultate anomalie (ultimo controllo
effettuato a dicembre 2002). In generale i controlli spessimetrici vengono effettuati ogni 10
anni se però a seguito dell’ultimo controllo effettuati si rilevassero cali di spessore della
linea, il successivo controllo viene programmato dopo 5 anni
Relativamente alle perdite legate ad apparecchiature di processo, in termini generali :
Le apparecchiature statiche di Raffineria sono tutte fuori terra, ubicate su terreno pavimentato ed
ispezionate visivamente dal personale di Raffineria su turno continuo. Tali apparecchiature, ove
previsto dalla legislazione vigente, sono soggette ai controlli ispettivi degli Enti preposti (ASL,
ISPESL).
Le apparecchiature sono controllate in continuo con sistemi automatizzati di processo (DCS e
PLC), dotati di segnalazioni di allarme, protezione e/o blocco in automatico.
Relativamente alle perdite di prodotti chimici (additivi, materie ausiliarie o solventi) :
La Raffineria ha adottato sistemi di contenimento delle potenziali perdite dei principali prodotti
chimici dai contenitori di stoccaggio (bulk), in parte costruendo apposite piazzole pavimentate e
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cordolate, in parte sostituendo i bulk presenti in Raffineria con nuovi contenitori dotati di doppio
fondo, in grado di raccogliere il prodotto in caso di rottura o sversamento.
Da quanto sopra, le principali apparecchiature critiche sotto l’aspetto di potenziali perdite di prodotti
inquinanti, con interessamento del suolo/sottosuolo di Raffineria, sono quindi rappresentati dai serbatoi
(atmosferici e interrati) e dal sistema fognario.
Per entrambi è prevista un’attenta verifica preventiva dello stato di conservazione.
Serbatoi atmosferici:
La Raffineria ha adottato protocolli di verifica dello stato conservativo dei serbatoi, mutuati dalle prassi
internazionali e dai codici di “buona pratica” di settore, quali le Norme Standard dell’American Petroleum
Institute (in particolare, API STD 653 e s.m.i. “Tank Inspection, Repair, Alteration and Reconsctruction”).
La Società ENI – Divisione Refining and Marketing recependo le raccomandazioni dei migliori riferimenti
tecnici internazionali ha emesso l’istruzione operativa NT-ISP-SA-1100-04 “Guida all’ispezione dei
serbatoi atmosferici per prodotti petroliferi” (Allegato 1) che applica in tutti i suoi insediamenti industriali
connessi al processo di Raffinazione.
I protocolli prevedono, in particolare, che la frequenza e la tipologia delle attività di verifica siano
programmate/pianificate in funzione di specifici criteri, legati alla tipologia costruttiva del serbatoio, al
contenuto dello stesso ed al periodo di esercizio.
In generale per l’ispezione esterna non è raccomandabile un intervallo di tempo superiore a 5 anni, per
l’ispezione interna non è raccomandabile un intervallo di tempo superiore a 20 anni.
La Raffineria sta introducendo, per tutti i serbatoi di greggio e prodotti petroliferi leggeri (benzine,
cherosene e gasolio), nuove metodiche costruttive per la prevenzione dell’inquinamento, all’avanguardia
nel Settore petrolifero, tra cui la dotazione di “doppio fondo” e/o tetto galleggiante a doppia guarnizione.
Al 30 aprile 2008 la situazione è la seguente:
n°42 serbatoi sono stati dotati di sistema “doppio Fondo”, su un totale di n. 84 serbatoi
atmosferici interessati. Si prevede il completamento di tutti i serbatoi entro il 2011 (rif. Piano
Investimenti 2008 – 2011);
su tutti i n. 48 serbatoi a tetto galleggiante risulta installato il sistema a doppia guarnizione,
l’intervento è stato ultimato nel corso dell’anno 2007.
Il programma di installazione dei doppi fondi previsto per i prossimi tre anni è riportato nel Piano di
Miglioramento Ambientale del SGA di Raffineria e nel Piano Investimenti 2008 – 2011 (rif. Sez. 4).
Serbatoi interrati
Nel periodo 2001-2003 sono stati effettuati una serie di interventi sui serbatoi interrati, mirati alla
prevenzione dell’inquinamento.
Attualmente sono presenti in Raffineria dieci serbatoi interrati, situati nell’area caricamento rete (exDeint), tutti dotati di doppia camicia con controllo in continuo delle perdite, mediante monitoraggio del
livello del liquido di riempimento intercapedine; i segnali rilevati dai sensori sono visibili su quadro
sinottico in sala controllo.
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Rete fognaria
Al fine di minimizzare i rischi di dilavamento di inquinanti in falda, gran parte delle Aree di Esercizio sono
pavimentate e/o delimitate da cordoli di contenimento, che convogliano gli eventuali spandimenti alla rete
fognaria della Raffineria.
Il sistema fognario di Raffineria è lungo circa 24 km ed è stato oggetto, a partire dal 1999, di un piano
progressivo di monitoraggio finalizzato alla verifica della tenuta dei manufatti che lo compongono.
La Raffineria ha sottoposto a verifica, secondo lo standard UNI EN 1610/99 recepito in una dedicata
Procedura Gestionale (Allegato 2.1 pto. 27), tutte le linee costituenti la rete fognaria di Raffineria. In base
ai risultati ottenuti, si è provveduto immediatamente al rifacimento/impermeabilizzazione di alcuni tratti
deteriorati e di alcuni pozzetti che non garantivano la tenuta idraulica. A giugno 2005 sono stati effettuati i
collaudi relativi agli allacci fognari del nuovo impianto EST.
E’ stata avviata nel corso del 2005 un’attività di georeferenziazione dei pozzetti fognari (circa 1.500), che
è stata completata nel 2006.
Sistema di monitoraggio
Al fine di monitorare la qualità delle acque di falda afferenti alla Raffineria, è stata realizzata negli anni
una articolata rete di piezometri, soggetta a rilievi periodici di tipo freatimetrico (presenza acqua ed
eventuale surnatante) ed idrochimico (qualità delle acque, ai sensi degli Allegati al Titolo V Parte IV del
D.Lgs. 152/06 che abroga e sostituisce il D.M. 471/99). La rete piezometrica attualmente è costituita da
108 piezometri distribuiti in 12 aree omogenee elencate nella tabella sottostante:
Area Descrizione
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A
Deposito interno
B
Area libera e pensiline di carico
C
Area ricreativa
D
Parco stoccaggio
E
Area impianti
F
Uffici, officine e magazzini
G
Trattamento acque – zona A
H
Area libera
I
Parco stoccaggio
L
Trattamento acque – zona C
M
Aree esterne
N
Deposito dismesso ex-Praoil P.ta Rondinella
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Si riporta di seguito la planimetria del Sito con l’ubicazione dei piezometri di monitoraggio e
l’individuazione delle 12 aree omogenee sopra elencate.
A
C
B
I1
D
L
I2
E
F
N
I3
G
H
M
M
Fig. 35 – Aree Omogenee di Raffineria
Attraverso la rete di monitoraggio sopra descritta, realizzata in fase di caratterizzazione ambientale ai
sensi degli Allegati al Titolo V Parte IV del D.Lgs. 152/06 che abroga e sostituisce il D.M. 471/99, la
Raffineria monitora la qualità della falda superficiale. Tali attività di monitoraggio sono eseguite con
frequenza e modalità definite in apposite procedure del S.G.A. e di Linea (Allegato 2.1 pto 8 - 42).
I risultati che ne derivano vengono utilizzati per implementare il Sistema Informativo Territoriale (G.I.S.)
ad orientazione ambientale, in dotazione alla Raffineria di Taranto. Il G.I.S. dispone di una banca dati
informatizzata che permette la precisa archiviazione di tutti i dati relativi al sito e all’ambiente circostante,
ottenuti in seguito alle attività di caratterizzazione o di monitoraggio periodico della falda superficiale.
Inoltre il software permette di correlare i profili di qualità dei suoli e delle acque, ottenuti in forma grafica o
tabellare, ad altri input ambientali, quali ad esempio i dati strutturali dell’insediamento (natura e
disposizione dei serbatoi e dei prodotti stoccati).
Periodicamente la Raffineria monitora, inoltre, attraverso i 4 pozzi in uso per approvvigionamento idrico,
la qualità della falda profonda, per la quale ad oggi non sono mai stati evidenziati fenomeni di
contaminazione.
In Allegato 3.7 si riportano :
Planimetria di Raffineria con la rappresentazione del monitoraggio della qualità dell’acqua di falda
relativo a gennaio 2008, con indicazione della concentrazione degli idrocarburi (Tabella 10);
Planimetrie di Raffineria con la rappresentazione della distribuzione dei parametri analitici nel
suolo, relative al piano di caratterizzazione maglia 50 x 50m (Tabelle 11-13).
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3.8.3 - Indicatori
Al fine di monitorare gli Aspetti ambientali significativi correlati alla gestione dei suolo sottosuolo e acqua
di falda, è stato identificato il seguente indicatore di prestazione:
In Allegato 3.7 -Tabella 23, sono riportati i dati dai quali si ricavano i valori dell’indicatore di prestazione
ambientale suddetto nel quinquennio 2003 – 2007.
Indice situazione piezometri: numero di piezometri nei quali le analisi sull’acqua di falda ha evidenziato
un superamento del parametro Idrocarburi totali rispetto ai limiti stabiliti dagli Allegati al Titolo V Parte IV
del D.Lgs. 152/06 che abroga e sostituisce il D.M. 471/99, in relazione al numero piezometri totali
esaminati.
Indice situazione piezometri %
35,00%
32,77%
30,24%
30,00%
24,55%
25,00%
20,00%
17,67%
15,00%
15,00%
10,00%
5,00%
0,00%
2003
2004
2005
2006
2007
Fig. 36 – Indice Situazione Piezometri
(Fonte: SPP/AMB; Elaborazione: SPP/AMB; Modalità: rilevazioni analitiche)
La Raffineria ha adottato a partire dalla metà dell’anno 2004 idonee azioni di Messa in Sicurezza
d’Emergenza (realizzazione degli sbarramenti idraulici) e nel corso del 2005 la Bonifica della Falda
secondo quanto definito nel progetto approvato con D.M. 02.09.2004. La tecnica di bonifica adottata
(“pump & treat”), permette alla Raffineria di traguardare l’obiettivo prefissato, che consiste nella “totale”
captazione delle contaminazioni presenti nelle acque di falda ed il conseguente risanamento
dell’acquifero superficiale. E’ stato constatato, inoltre, che il “richiamo” delle contaminazioni operato dai
sistemi di captazione degli sbarramenti idraulici, determina l’incremento delle concentrazioni dei parametri
inquinanti nelle acque dei piezometri posti in prossimità dei suddetti sbarramenti. Tale andamento è
evidenziato dal “trend” dell’indicatore riportato in figura 36.
L’obiettivo previsto per l’anno 2008 è quello di continuare la bonifica della falda come previsto dal
progetto approvato, cercando di diminuire dell’1% il valore dell’indicatore relativo al 2007, quale
dimostrazione dell’efficacia di contenimento e recupero dei contaminanti da parte degli sbarramenti
idraulici.
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3.9 - Emissioni acustiche
3.9.1 - Riferimenti legislativi ed adempimenti
La legge-quadro sull’inquinamento acustico (L. 447/95) prescrive al datore di lavoro di effettuare studi e
misurazioni sul rumore udibile sia internamente che esternamente, in modo da salvaguardare la salute
del dipendente e non recare fastidio alle persone che vivono nel territorio limitrofo.
In tale ambito, la Raffineria è sottoposta:
per il rumore negli ambienti di lavoro (rumore interno), ai limiti espositivi, definiti dal D.Lgs.
195/2006 (titolo V bis del D.Lgs. 626/94). Le misure vengono effettuate per aree operative di
Raffineria con frequenza triennale;
per il rumore esterno, ai limiti di emissione al perimetro del sito, definiti dall’ Allegato C del
D.P.C.M. 14/11/1997. Le campagne di monitoraggio si svolgono seguendo le modalità, la
strumentazione e le metodologie analitiche previste dalla legislazione vigente e vengono eseguite
con frequenza triennale.
Il Comune di Taranto non ha effettuato la zonizzazione del Territorio, per cui il limite di emissione
rumorosa risulta pari a 70 dB (A) (ai sensi del D.P.C.M. 01/03/91) essendo l’area ad uso esclusivamente
industriale.
Il D.P.C.M. 01/03/1991 sancisce e regola i “Limiti massimi di esposizione al rumore negli ambienti abitativi
e nell’ambiente esterno” e demanda la competenza per la fissazione della zonizzazione territoriale
all’Autorità Comunale locale, stabilendo limiti di emissione (Leq espressi in Db(A)) per le specifiche zone
individuate, prevedendo, per quanto concerne le realtà industriali:
- la fissazione di limiti massimi di esposizione e la suddivisione, a cura dei Comuni, del territorio sulla
base di indicazioni allegate al Decreto;
- la facoltà per le aziende interessate di presentare Piani di risanamento e/o l’obbligo di adeguarsi ai
contenuti del D.P.C.M. (art. 3);
- l’obbligo di previsione di impatto acustico per i nuovi impianti (art. 5).
3.9.2. Attività e aspetti ambientali correlati
Rumore interno
La Raffineria Eni R&M di Taranto, ai sensi del panorama legislativo vigente, ha realizzato la mappatura
della rumorosità interna per singola SOI che viene aggiornata con cadenza triennale; in caso di
sostanziali modifiche impiantistiche, la mappatura viene ripetuta per le singole aree interessate.
In particolare, sono state eseguite le seguenti attività:
nel 2001 il monitoraggio delle componenti microclimatiche e del rumore in SOI1
nel 2002 il monitoraggio delle componenti microclimatiche e del rumore in SOI3;
nel giugno-luglio 2003 il monitoraggio delle componenti microclimatiche e del rumore nelle aree SOI4,
SOI1 (impianti CDU ed LPG che hanno subito revamping in occasione della fermata generale del
2003), SOI3 (impianto Merox che ha subito revamping in occasione della fermata generale del 2003)
e altre funzioni (Laboratorio, SPP, SERTEC);
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Dichiarazione Ambientale
nel 2004 il monitoraggio delle componenti microclimatiche e del rumore in SOI1;
nel 2005 il monitoraggio delle componenti microclimatiche e del rumore in SOI3;
nel 2006 il monitoraggio delle componenti microclimatiche e del rumore in SOI4 ed altre funzioni di
Raffineria (TECON, SPP, SERTEC).
nel 2007 il monitoraggio delle componenti microclimatiche e del rumore in SOI 1.
L’attività di monitoraggio si basa sulla misurazione mediata della rumorosità nelle principali postazioni di
lavoro del sito e le dosimetrie per le diverse mansioni per la valutazione dell’esposizione quotidiana del
personale, considerando in particolare le situazioni potenzialmente variate a causa di modifiche strutturali
e/o funzionali in specifici Reparti. Le misurazioni sono effettuate a cura dell’Istituto Medicina del Lavoro
Università di Bari. Dai dati delle misurazioni effettuate non si evidenziano esposizioni individuali maggiori
di 90 dB.
Rumore esterno
Il Comune di Taranto ha recentemente elaborato il Piano di Zonizzazione Acustica previsto dall’art. 8 del
DPCM 14/11/1997, ma non è stato ancora approvato in via definitiva. A tal proposito, la Raffineria applica
i limiti previsti dal D.P.C.M. 01/03/91 di 70 dB (A) sia di giorno che di notte, essendo l'area in cui risulta
inserita la Raffineria "esclusivamente industriale" e lo Stabilimento confinante con strade statali e linee
ferroviarie.
limite Leq in dB(A)
classificazione area
esclusivamente industriale
diurno
70
notturno
70
intensa attività umana
65
55
Fig. 37 – Limiti Leq per area industriale
Al fine di verificare il rispetto dei valori limite massimi del livello sonoro equivalente definiti dalla
legislazione, nel 2001 sono state effettuate in Raffineria misure di rumorosità al perimetro dello
Stabilimento.
Nel giugno 2007 sono state ripetute le misure di emissione acustica del sito anche a valle delle modifiche
impiantistiche e delle nuove realizzazione (impianto EST CDP e nuovo impianto Idrogeno 9400).
Sono state effettuati i rilievi in 23 postazioni di misura ai confini doganali dello stabilimento sia nel periodo
diurno che notturno in condizioni impiantistiche stabili ed in marcia normale, con tempi di misura diversi in
funzione della variabilità delle rilevazioni fonometriche osservate, da pochi minuti fino ad 1 ora ed
utilizzando stumentazione standardizzata e certificata (fonometro rivelatore di precisione di classe 1),
conforme alle norme IEC 60551 e software specifici per rilievi fonometrici di base, analisi di frequenza ed
il monitoraggio acustico, completi di microfono e calibratore.
Sono stati effettuati in tutto 40 rilievi, con intensità variabile a seconda dell'importanza della Raffineria
verso l'ambiente.
È riportata di seguito la planimetria della Raffineria con i punti di monitoraggio
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Fig. 38 – Punti di monitoraggio del rumore esterno
Negli allegati (rif. Tab. 25 e 26) sono riportati, rispettivamente per il periodo diurno e per quello notturno, i
valori rilevati nei punti di monitoraggio.
Sulla base dei rilievi eseguiti, in considerazione delle condizioni di stazionarietà del rumore generato dalle
attività della Raffineria, ed in relazione alle condizioni di esercizio degli impianti, si può affermare che le
emissioni di rumore al confine del sito, non superano i rispettivi limiti di zona previsti sia in condizioni
diurne che notturne secondo quanto definito dagli artt. 4 ed 8 del DPCM 14/11/1997 e della Legge
447/95.
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3.10 – Elettromagnetismo e Sorgenti Radiogene
Elettromagnetismo
In Raffineria non sono presenti rilevanti fonti di emissioni elettromagnetiche in quanto:
- non ci sono linee aeree di alta tensione;
- l’elettrodotto (l'insieme delle linee elettriche, dei collegamenti delle sottostazioni e delle cabine
di trasformazione) è quasi totalmente interrato;
- le linee di trasmissione che risultano fuori terra solo per tratti minimali sono in corrispondenza
delle apparecchiature, delle sale macchine e delle sale controllo; in tali tratti esse sono
schermate.
La valutazione dei campi elettromagnetici a bassa ed alta frequenza, eseguita nel mese di febbraio 2005
dall’Unità ENI-RADI, presenta valori inferiori ai limiti di legge (ex D.P.C.M. 23/04/92, D.M. 381/98,
D.P.C.M. 08/07/03, norme CEI).
Sorgenti radiogene
Gli adempimenti per l’impiego di sostanze radioattive e/o macchine radiogene in Raffineria sono definiti
dal D.Lgs. 230/95. In particolare, la legge prevede la registrazione e la comunicazione periodica dei livelli
di radioattività delle macchine impiegate, con conseguenti obblighi.
Sono presenti in sito sorgenti di radiazioni ionizzanti (per un maggiore dettaglio v. Allegato 3.7).
In particolare:
24 sorgenti radioattive (cesio 137, complessivamente autorizzate per 74 GBq, di 59,72 GBq
effettivi) localizzate nell’impianto EST/CDP attualmente in avviamento;
3 sorgenti radioattive di Carbonio 14, contenute nelle centraline periferiche di rilevamento polveri
ambientali, con attività complessiva di 11,4 MBq.
Tali sorgenti sono detenute a seguito di Nulla Osta Prefettizio del 6 maggio 2004.
Le fonti sono sigillate e confinate, sottoposte rispettivamente, semestralmente ed annualmente a verifica
da parte di Eni RADI.
La prima verifica delle sorgenti installate nell’impianto EST/CDP da parte del RADI è stata effettuata a
novembre 2005. Al momento in impianto sono presenti 2 lavoratori esposti, classificati di categoria “B”.
In Raffineria è inoltre presente un servizio di dosimetria ambientale per la valutazione delle dosi
all’esterno delle zone controllate (zone, recintate e lucchettate, in cui è possibile il superamento del limite
di esposizione dei lavoratori, pari a 1 mSv/anno). Tutti i lavoratori che accedono alle zone controllate sono
preventivamente dotati di un dosimetro personale. La determinazione e valutazione delle dosi è eseguita
dal RADI.
Radon
Il RADI ha recentemente operato un monitoraggio per la valutazione del Radon nei seminterrati della
Raffineria (n. 12 locali). Nel marzo 2006 è stata presentata la relazione tecnica del monitoraggio che ha
interessato tutti i locali seminterrati della Raffineria per un periodo di osservazione di 13 mesi. Nell’arco di
tale periodo è stato rilevato un valore medio di concentrazione pari a 28 Bq/mc, ben distante dalla soglia
dell’80 % del livello di azione (400 Bq/mc) e, a maggior ragione, dal livello di azione (500 Bq/mc) stabilito
dalla normativa vigente.
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3.11 - Aspetti ambientali derivanti da condizioni anomale di esercizio
Le strutture operative della Raffineria che contengono sostanze infiammabili (HC, H2) o tossiche (H2S)
non risultano essere soggette a rilasci significativi nell’ambiente esterno, sotto forma di liquido e/o di gas,
in condizione anomale di funzionamento, in cui sono compresi gli avviamenti e le fermate.
L’unico contatto con l’ambiente avviene attraverso la torcia che è destinata a contenere gli effetti di
eventuali sovrapressioni che si dovessero creare nelle apparecchiature.
3.11.1 Fermata impianti per interventi di manutenzione
Per quanto concerne in generale le operazioni di fermata impianti si possono individuare due distinte
tipologie:
- fermata con impianti pronti per la ripartenza (ovvero lasciati in pressione e con i livelli di idrocarburi
nelle varie apparecchiature), che accade in concomitanza con interventi di manutenzione
su
apparecchiature sezionabili rispetto al resto dell’impianto e comunque per interventi che non richiedano
l’ingresso in apparecchiature
- fermata prolungata per interventi di notevole entità (riparazione e manutenzioni in corrispondenza di
fermata generale della Raffineria e/o di condizioni particolari), che comporta la depressurizzazione e lo
svuotamento totale delle apparecchiature.
L’operazione di svuotamento degli impianti avviene secondo apposite procedure che, a seconda del tipo
di processo , prevedono le opportune modalità per ridurre al minimo l’eventuale rilascio di sostanze
inquinanti, tuttavia:
- durante le operazioni di fermata si rende necessario drenare dall’impianto liquidi che inizialmente
contengono, oltre alle condense di vapore, tracce di idrocarburi. Tutto viene inviato ad un apposito
serbatoio di slop. Eventuali fuoriuscite di liquido da apparecchiature secondarie sono in genere contenute,
perché le aree impianti sono pavimentate, e con opportune pendenze vengono convogliate verso pozzetti
opportunamente ubicati nelle zone di ogni impianto e collegati al sistema fognario di Raffineria per lo
scarico al trattamento effluenti delle acque oleose.
- dalle operazioni di fermata per manutenzione di impianti, inoltre, possono derivare residui solidi di vario
genere: morchie di ruggine, residui di carbone provenienti da tubazioni ed apparecchiature, sali di
ammonio /ferro, rottami scarti di riempimenti (piatti, pacchi). In questa occasione vengono scaricati anche
i catalizzatori ed i reagenti esausti, come resine e carboni attivi.
Un indicatore ambientale che sarà implementato nelle prossime edizioni della Dichiarazione Ambientale
di Raffineria è l’indice di marcia impianti.
3.11.2 Fermate di emergenza per mancanza di energia e vapore e altro
La necessità di fermare gli Impianti di Raffineria a fronte di mancanza improvvisa di energia elettrica e/o
vapore è caratterizzata oggi da una probabilità di accadimento molto bassa.
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Gli aspetti ambientali correlati a tale situazione sono riconducibili al rilascio di idrocarburi verso la torcia,
dovuto all’eventuale intervento delle valvole di sicurezza degli impianti. Tali idrocarburi vengono combusti
e si genera la produzione di CO2 ed SO2. Dai camini dei forni non risultano invece emissioni, poiché
l’alimentazione dei combustibili va automaticamente in blocco.
Nell’ultimo triennio 2005 – 2007 si è verificato un solo evento di questo tipo, ed in particolare in data 25
marzo 2007 (rif. par. 2.6.2 – Sezione 2), a fronte del quale sono state adottate tutte le misure di sicurezza
con l’obiettivo di ripristinare il normale assetto degli impianti di Raffineria.
3.11.3 Sistema di blow down e torce
Per garantire la massima sicurezza operativa degli impianti, tutti i recipienti che lavorano sotto pressione
sono dotati di valvole di scarico automatiche, secondo le norme di legge (valvole di sicurezza, valvole di
depressionamento rapido,).
Tutti gli scarichi funzionali degli impianti (sia di tipo gassoso che liquido) sono convogliati attraverso i
collettori di Blow-Down al Sistema Torcia. I collettori di raccolta confluiscono in appositi recipienti per la
separazione ed il recupero di idrocarburi liquidi, mentre i gas incondensabili, attraverso una tenuta
idraulica di sicurezza, vengono bruciati in quota attraverso apposite torce, che costituiscono un mezzo per
la riduzione degli inquinanti mediante la combustione completa.
Il sistema è dimensionato in modo tale da consentire, nella più grave delle situazioni di emergenza, lo
scarico contemporaneo e la combustione completa di tutti i vapori e gas provenienti dagli impianti di
Raffineria.
Sono presenti due linee separate di raccolta e convogliamento (alle relative torce) di scarichi gassosi
contenenti idrocarburi.
Le torce di Raffineria sono:
1. TORCIA 1 costituita da 2 terminali adiacenti dell'altezza di 82 m
2. TORCIA 2 costituita da 3 terminali adiacenti dell'altezza di 132 m, di cui n. 2 idrocarburiche e n. 1
acida, racchiuse in un traliccio metallico,
Pertanto la presenza dei punti di emissione delle torcie e la loro visibilità a lunga distanza, fattore estetico
negativo per la Raffineria ed impattante sulla realtà sociale circostante, risulta a tutti gli effetti garante
delle massime condizioni di sicurezza e tutela dell'ambiente da parte dell'intero processo di raffinazione.
Il livello della fiamma deve essere tale da garantire la completa combustione nel caso di
depressurizzazioni rapide degli impianti. Ogni torcia possiede piloti a gas con possibilità di accensione
automatica a distanza (sistema piezoelettrico o generatore di fronte di fiamma), le torce, inoltre, sono
dotate di sistema "smokeless", dosaggio automatico di vapore (controllato da Sala Controllo), al centro ed
in prossimità della sommità della torcia, in modo da generare turbolenza nella massa del gas da bruciare,
con contemporanea aspirazione di aria comburente al centro della fiamma, rallentando la velocità di
condensazione delle particelle carboniose e determinandone un raffreddamento in grado di bloccare la
formazione di nerofumo durante la combustione.
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Per quanto concerne una valutazione degli aspetti/effetti ambientali, si osserva come le quantità di
idrocarburi scaricati in torcia non siano quantificabili a priori perché dipendono dalla durata
dell’emergenza.
Le uniche evidenze di sfiaccolamenti sensibili sono quelli legate alle sole fermate impianti in caso di
emergenza o in caso di interventi di manutenzione programmata degli stessi.
Con l’introduzione di un sistema di compressione (GARO) dei gas idrocarburici eccedenti la quantità
relativa alle normali condizioni di marcia impianti, e riutilizzo degli stessi come combustibile nei forni del
complesso TSTC, si è ottenuta una riduzione dell'altezza della fiamma per quanto riguarda la Torcia 2, in
condizioni anomale d'esercizio.
Un indicatore ambientale che sarà implementato nelle prossime edizioni della Dichiarazione Ambientale
di Raffineria è l’indice di efficienza torce ricavabile come rapporto tra i m3 di gas scaricato in torcia e la
quantità di materia prima lavorata negli impianti di Raffineria.
La Raffineria ha inserito nel Piano di Miglioramento Ambientale (rif. Sez. 4) specifici interventi finalizzati al
miglioramento del monitoraggio/controllo delle emissioni da torce ed alla riduzione delle emissioni diffuse
in atmosfera. In particolare:
- Revamping Torcia 1: che prevede l’installazione di una nuova torcia 1 dotata di misuratore di
portata, sistema smokeless e di compressore per il recupero gas sul sistema blow down 1;
- Revamping Torcia 2: che prevede l’installazione di un misuratore di portata in torcia 2;
3.11.4 Altre anomalie di processi
Per quanto concerne, infine, la variazione dei livelli di inquinamento acustico all’interno della Raffineria
correlate specificatamente a particolari situazioni di fermata impianti ed avviamento e messa a regime
degli impianti non risultano effettuati specifici rilevamenti fonometrici, ma la struttura impiantistica dello
stabilimento garantisce sostanzialmente il rispetto della norma.
3.12 – Impatti ambientali e valutazione della significatività
Le considerazioni sintetizzate nei paragrafi precedenti hanno consentito di individuare gli Aspetti
ambientali relativi alle Attività della Raffineria, considerando le condizioni operative a regime (normali),
anomale (comprensive delle fasi di avviamento/fermata e manutenzione impianti) e le dinamiche di
emergenza, legate ad eventi accidentali rilevanti.
La rilevanza degli Aspetti individuati, ai fini di una corretta strutturazione del SGA di Raffineria, è
determinata in funzione della “significatività” degli Impatti sull’ecosistema da essi prodotti, individuando
pertanto gli Aspetti che meritano particolare attenzione in termini di “controllo operativo” e “sorveglianza e
misurazione” all’interno del SGA.
Con riferimento alla metodologia di valutazione riportata in Allegato 3.2, la valutazione del “grado di
influenza” è finalizzata a determinare l’effettivo controllo gestionale che la Raffineria ha sull’Aspetto
indiretto individuato, rispetto ad un Terzo cui è correlato il manifestarsi dello stesso, permettendo quindi di
individuare e distinguere il livello di controllo gestionale che la Raffineria può avere su tali Aspetti,
secondo quanto previsto dal Regolamento CE 761/01 e Regolamento CE 196/06.
In allegato (Allegato 3.3) sono riportati i risultati ottenuti dall’applicazione della metodologia, da cui è
possibile osservare:
gli Aspetti ambientali diretti ed indiretti ed i correlati Impatti della Raffineria;
il livello di significatività di ciascun Aspetto/Impatto;
il grado di influenza che la Raffineria può esercitare su ciascun Aspetto indiretto.
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SEZIONE 4
PIANO DI MIGLIORAMENTO AMBIENTALE
4.1 – Interventi di miglioramento ambientale effettuati in Raffineria
Come già sottolineato nel paragrafo 2.3, la Raffineria nel corso degli anni ha promosso numerosi
interventi di adeguamento ed innovazione tecnologica, apportando miglioramenti agli impianti di
produzione ed alle modalità di gestione/conduzione degli stessi, al fine di ottimizzare le proprie
prestazioni nell’ottica del rispetto dell’ambiente anticipando ed eccellendo sui limiti e le prescrizioni
legislative.
In particolare, in tale ottica, si sottolineano i seguenti interventi di miglioramento già eseguiti dal
sito, nel periodo compreso tra il 2001 e 2007, per i diversi aspetti ambientali, sintetizzati nella
tabella seguente:
4.1.1 Stato raggiungimento obiettivi 2004 ÷ 2007
Con riferimento alla dichiarazione ambientale 2004 (emessa nel corso dell’anno 2005), si riporta lo
stato di avanzamento delle attività/obiettivi prefissati per il periodo 2004 – 2007 (prima
registrazione EMAS della Raffineria di Taranto).
Il dettaglio di conclusione delle attività è riportato nell’Allegato 3.8.
Intervento
Stato di
completamento
Intervento
Rif..
Adeguamento TAE
(inserimento biologico)
Intervento
concluso
Sez. 3
Recupero della sezione
dei filtri a sabbia dal TAE
C al TAE A
Intervento
concluso
All. 3.8
Realizzazione di un
serbatoio di accumulo
acque meteoriche TAE A
Intervento
concluso
Adeguamento aree
stoccaggio chemicals,
additivi e olii lubrificanti
(bulk) SOI allo standard
di Raffineria
Intervento
concluso
Modica Feed Effluent
Reformer
Incremento capacità PSA
6 letti per recupero H2 da
PLAT riducendo
produzione H2 da
impianti dedicati
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Intervento
concluso
Intervento
concluso
Target 2004
(Rif. D.A. 2004)
Valore target
raggiunto 2007
Note
Riduzione del 5 %
dell’indice scarichi idrici
rispetto ai valori del
2003
Riduzione del 5 %
dell’indice scarichi idrici
rispetto ai valori del
2003
Alla data di verifica il
target è stato raggiunto
per gli indici Oli, Azoto
ammoniacale, Fenoli.
Rif. Fig.
22, par.
3.4.2
All. 3.8
Fine intervento
Alla data di verifica il
target è stato raggiunto
All. 3.8
Fine intervento
Alla data di verifica il
target è stato raggiunto
All. 3.8
Riduzione del 10%
consumi specifici
dell’impianto rispetto al
data-book 2004 (57,2 kg
EP/T feed)
Alla data di verifica il
target è stato raggiunto
(47,9 kgEP/t feed)
All. 3.8
Riduzione del 5%
consumi specifici
dell’impianto rispetto al
data-book 2004 (6768
kg EP/H2 prodotto)
L’intervento in oggetto
è stato valutato con
“l’ottimizzazione PSA
12 letti” il cui target era
il completamento
impianto entro dic. ‘05
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Intervento
Stato di
completamento
Intervento
Rif..
Target 2004
(Rif. D.A. 2004)
Valore target
raggiunto 2007
Note
Realizzazione di un
impianto di Osmosi
inversa e Ultrafiltrazione
che tratti tutte le acque
provenienti dal TAE, al
fine di produrre acqua
demineralizzata
Intervento
concluso
Sez. 3
Riduzione del 30%
dell’indice consumo
acqua pozzo relativo ai
dati 2003
Alla data di verifica
(dicembre 2006) il
target è stato raggiunto
(riduzione del 94,5%)
Rif. Fig.
20 par.
3.3.3
Adeguamento sistema di
recupero vapori serbatoi
O.C.
Intervento
concluso
All. 3.8
n. serbatoi o.c. area
blending collegati a
IRV/totali da collettare
Alla data di verifica il
target è stato raggiunto
Esecuzione del Piano di
Caratterizzazione
Ambientale Integrativo
Intervento
concluso
Sez. 3
Adeguamento al D.M.
471/99 e art. 17 del D.
Lgs. 22/97
Alla data di verifica il
target è stato raggiunto
Monitoraggio su altri tre
camini
(RHU, HOT OIL,TIP)
Intervento
concluso
All. 3.8
Numero camini
monitorati in continuo
Alla data di verifica il
target è stato raggiunto
Sez. 4
Riduzione del 10%
rispetto al dato 2003
delle segnalazioni di
sversamenti da ATB
Alla data di verifica il
target è stato raggiunto
Rif. Par.
4.2
“interventi
in corso”
Sez. 3
Riduzione del 3%
dell’indice situazione
piezometri relativo ai
dati 2003
Alla data di verifica il
target non è stato
raggiunto
Rif. Fig.
36 e
commenti
par. 3.8.3
Realizzazione impianto
Il target è misurabile/
verificabile solo a fine
intervento
Rif.
Par. 4.2
“interventi
in corso”
Alla data di verifica il
target è stato raggiunto
(sostituiti 42 doppi
fondi)
Rif. Par.
4.2
“interventi
in corso”
Realizzazione di una
stazione ATB fissa per
permettere il rientro del
sovraccarico ATB per i
prodotti neri
Interventi di messa in
sicurezza del sito:
realizzazione n. 9
sbarramenti idraulici
Razionalizzazione
circuito di raccolta
drenaggi sala pompe
bitume
Interventi di
miglioramento area
serbatoi (tetto, fondo,
inserimento doppio
fondo, etc.)
Sostituzione tetto e fondo
T3008
Intervento in
corso
Intervento
concluso
Intervento in
corso
Intervento in
corso
Intervento
concluso
Intervento relativo al
recupero delle condense
provenienti dagli impianti
zona CLAUS/SCOT
Intervento
concluso
Insonorizzazione
impianti: sostituzione
ventilatori area SOI 1 –
2° step
Intervento
concluso
Sostituzione Bracci di
carico pontile berth lato
OVEST (1° step)
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Intervento in
corso
---
All. 3.8
All. 3.8
N. serbatoi su cui è
effettuato un intervento
(80%) rispetto ai
serbatoi in programma
(piano 2004-05) (n. 37
serbatoi)
N. serbatoi su cui è
effettuato un intervento
(80%) rispetto ai
serbatoi in programma
(piano 2004-05) (n. 37
serbatoi)
Alla data di verifica
(giugno ‘06) il target è
stato raggiunto
(sostituiti 42 doppi
fondi)
All. 3.8
Incremento del 5%
delle acque condense
recuperate rispetto al
dato 2003
Alla data di verifica
(gennaio ’07) il target è
stato raggiunto in
quanto le attività
impiantistiche sono
state completate nei
tempi previsti
All. 3.8
Sostituzione di tutti gli
impianti programmati
Raggiunto
Sez. 4
Sostituzione del 25 %
del numero totale di
bracci programmati nel
triennio 2004-2007
Alla data di verifica
(fine progetto) il target
è stato raggiunto. Il 1°
step è stato completato
dic.‘07
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Rif. par.
3.8.1
Rif. Par.
4.2
“interventi
in corso”
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Intervento
Stato di
completamento
Intervento
Sostituzione delle doppie
tenute delle pompe
critiche SOI 3
Intervento in
corso
Sostituzione convettiva
forni 1401 A/B
Intervento
concluso
Recupero energetico
Linnhoff MARCH TIP
Intervento
concluso
Dichiarazione Ambientale
Rif..
Target 2004
(Rif. D.A. 2004)
Valore target
raggiunto 2007
Note
All. 3.8
Sostituzione doppie
tenute su n. 12 delle 68
pompe da adeguare
Alla data di verifica il
target è stato raggiunto
(n. 25 doppie tenute
installate)
Rif. Par.
4.2
“interventi
in corso”
All. 3.8
All. 3.8
Recupero energetico da
studio Linnhoff per il HDT
Intervento in
corso
---
Programma di
monitoraggio finalizzato
alla rilevazione delle
emissioni diffuse (Leak
Detection)
Intervento
concluso
Sez. 3
Riduzione del 3% dei
consumi specifici
impianto rispetto al
data-book 2004 (31,1
kgEP/t feed) a fine
2007
Riduzione del 10% dei
consumi specifici
impianto rispetto al
data-book 2004 (33
kgEP/t feed) a fine
2005
Riduzione del 10% dei
consumi specifici
impianto rispetto al
data-book 2004 (7
kgEP/t feed) a fine
2005
Non definito
Alla data di verifica
(fine progetto) il target
è stato raggiunto
(30,2 kgEP/t feed)
Alla data di verifica
(fine progetto) il target
è stato raggiunto
(7,8 kgEP/t feed)
Il target parziale
raggiunto è pari a 6,8
kgEP/t feed. Tale
intervento è ancora in
corso
Rif. Par.
4.2
“interventi
in corso”
Non applicabile
Rif. Par.
3.5.2
Di seguito si riporta lo stato di avanzamento degli interventi di miglioramento ambientale e degli
obiettivi riportati nelle successive Dichiarazioni Ambientali 2005 e 2006 (le cui edizioni sono state
emesse rispettivamente negli anni ’06 e ’07), prefissati per il periodo della prima registrazione
EMAS di Raffineria (anni 2005 – 2007).
Intervento
Stato di
completamento
Intervento
Rif.
All.
Target 2005
(Rif. D.A. 2005)
Valore target
raggiunto 2007
Alla data di verifica
(settembre ’06) il
target è stato
raggiunto (n. 48
serbatoi adeguati)
Il valore di H2S
monitorato è
diminuito in n. 2
centraline su n. 3
esistenti
Installazione di nuove
tenute doppie serbatoi
a tetto galleggiante
Intervento
concluso
All. 3.8
Numero serbatoi su cui
è effettuato l’intervento
rispetto ai serbatoi in
programma
Revamping incremento
capacità impianti Claus
2000/2100/2700
Intervento
concluso
Sez. 3
Riduzione emissioni di
H2S rispetto ai livelli del
2004
Sostituzione delle
cappe di laboratorio
Intervento
concluso
All. 3.8
Completamento
intervento entro fine
ottobre ‘07
Raggiunto
Studio di fattibilità per
l'esecuzione della
copertura delle vasche
della sezione di
disoleazione primaria
delle acque di alimento
all'impianto TAE
Intervento
concluso
All. 3.8
Completamento studio
entro Ottobre ‘07
Raggiunto
Edizione 4 del 30/04/08
Revisione 6 del 30/04/08
Note
Rif. Fig.
25, par.
3.5.1
pag. 3 di 12
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Intervento
Stato di
completamento
Intervento
Potenziamento
impianto TAE B
Intervento in
corso
Dichiarazione Ambientale
Rif.
All.
Target 2005
(Rif. D.A. 2005)
Valore target
raggiunto 2007
Note
---
Miglioramento indice
scarichi idrici con
traguardo del
consuntivo anno
precedente
Il canale B è adibito a
scarico di emergenza
in occasione di eventi
meteorici
particolarmente
intensi
Rif.
Tabella
“interventi
in corso”
---
Riduzione consumi
specifici impianto
rispetto al data-book
2004 (33 kgEP / t
feed)
Alla data di verifica il
target è stato
raggiunto
(8,89 kgEP / t feed)
Rif.
Tabella
“interventi
in corso”
Sez. 4
Completamento
intervento entro il 2007
Rif.
Tabella
“interventi
in corso”
Sez. 4
Incremento del gas
recuperato (dato 2007)
rispetto al valore del
2004
Completate le
predisposizioni
impiantistiche nel
2007
Target misurabile/
verificabile solo a fine
intervento
(attualmente sono
completate le
predisposizioni
impiantistiche)
---
Conclusione del
progetto entro l’anno
2006
Il completamento è
stato posticipato a
fine 2009
Rif
Tabella
“interventi
in corso”
L’intervento è stato
ampliato e pertanto il
completamento è
posticipato alla fine
del 2009
Rif
Tabella
“interventi
in corso”
Note
Controlli multivariabili
impianti TSTC e CDU
Intervento in
corso
Misuratori di portata in
torcia
Intervento in
corso
Revemping sistema di
recupero gas in torcia
Intervento in
corso
Revamping analizzatori
di gas acido carica
Claus
Intervento in
corso
Sostituzione
analizzatori obsoleti
rete di monitoraggio
H2S e HC in area
impianti, parco sfere
GPL, TAE
Intervento in
corso
---
Conclusione degli
interventi entro 2007
Intervento
Stato di
completamento
Intervento
Rif.
All.
Target 2006
(Rif. D.A. 2006)
Valore target
raggiunto 2007
Installazione di
manicotti attorno ai
punti di
campionamento di n. 2
serbatoi di benzina a
T.G.
Intervento
concluso
All. 3.8
Completamento
intervento entro ottobre
‘07
Raggiunto
Rifacimento serbatoio
T3144
Intervento
concluso
All. 3.8
Completamento
intervento entro fine
2007
Raggiunto
Rif
Tabella
“interventi
in corso”
Prendendo in adeguata considerazione, quindi, il livello tecnologico e le prestazioni raggiunte
grazie agli investimenti promossi negli anni, la Direzione di Raffineria alla luce dell’individuazione
dei propri Aspetti/Impatti ambientali significativi (v. Sezione 3) e dell’attuazione della Politica
Ambientale del sito (v. Sezione 1), ha definito e posto in attuazione il Piano di Miglioramento
Ambientale - PMA (ultima revisione al dicembre 2007), disciplinato da una specifica Procedura del
SGA (Allegato 2.1 pto. 3).
Edizione 4 del 30/04/08
Revisione 6 del 30/04/08
pag. 4 di 12
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Si evidenzia come, ai sensi del SGA della Raffineria, esiste una correlazione tra la significatività
degli Aspetti ambientali individuati e gli Obiettivi e Programmi di miglioramento messi in atto dalla
Raffineria; in particolare:
gli Aspetti/Impatti caratterizzati da una soglia di significatività risultante “molto alta“, “alta” o
“media” (v. Allegato 3.4) possono essere soggetti ad interventi di miglioramento ed inseriti
in PMA;
vanno prese tuttavia in considerazione quelle aree dove i miglioramenti siano
maggiormente urgenti per prevenire rischi di inquinamento o altri Impatti significativi e che,
contemporaneamente, siano identificati in base ad un’adeguata analisi costi/benefici e della
migliore tecnologia economicamente disponibile.
4.2 – Obiettivi di miglioramento ambientale 2008 - 2010
Si riporta di seguito la sintesi degli interventi riportati nel Piano di Miglioramento Ambientale (PMA),
raggruppati per i diversi aspetti ambientali della Raffineria, distinti fra :
“Interventi in corso” (“Parte 1” del PMA), che sono definiti come quelli che alla data di
emissione della presente Dichiarazione sono già in fase di realizzazione.
“Interventi in programmazione” (“Parte 2” del PMA), che sono inseriti nel Budget
investimenti di Raffineria, ma per i quali non è stata ancora aperta una commessa specifica
di realizzazione, in quanto il loro avvio è fissato in anni successivi al 2007.
Alcuni di questi interventi, data la loro complessità, saranno sviluppati anche oltre il 2010.
Sia per gli interventi in “corso”, che per quelli in “programmazione” sono stati definiti degli obiettivi
di miglioramento specifici (definiti “target EMAS”), legati ove possibile agli indicatori di performance
ambientale della Raffineria e/o al miglioramento atteso dall’attuazione dell’intervento.
Nella tabella seguente sono rappresentate le due parti del PMA; in particolare per la Parte 1 è
riportato anche lo stato di avanzamento delle singole attività in corso.
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Revisione 6 del 30/04/08
pag. 5 di 12
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
PIANO DI MIGLIORAMENTO AMBIENTALE: “PARTE 1” – INTERVENTI IN CORSO
Ambito
Intervento
Intervento relativo
all’installazione di doppie
tenute pompe critiche (*)
Protezione aria
Installazione nuova torcia
1 dotata di misuratore di
portata e sistema
smokeless (*)
Installazione compressore
per il recupero gas in
torcia su sistema blow
down 1 (*)
Target EMAS
2010
Obiettivo
Riduzione delle
emissioni diffuse
atmosferiche da
apparecchiature
Adeguamento di tutte le
pompe critiche presenti
in Raffineria (n. 84)
Monitoraggio/controllo
delle emissioni diffuse
da torcia 1
Completamento
intervento entro 2008
10% di gas
recuperato rispetto al
dato 2007
Stato annuale
avanzamento
( OBIETTIVI 2008 – 2010 )
Fine
intervento
Stato avanzamento
Dic - 10
278 / 2.147
Dic - 08
3.246 / 4.295
Dic - 09
36 / 200
In corso ingegneria di
dettaglio
Dic - 09
0 / 595
In corso ingegneria di
dettaglio
Emessa RdA per
acquisto analizzatore
Dic - 09
0 / 325
Speso (k€)/Totale (k€)
30 %
Installazione effettuata
su n. 25 pompe critiche
Completate le
predisposizioni
(fine 2007)
18 %
Installazione misuratore di
portata torcia 2 (*)
Recupero Off – Gas
V-2301 E V-2601
Monitoraggio/controllo
delle emissioni diffuse
da torcia 2 (quantità di
gas bruciato in torcia)
Riduzione emissioni in
atmosfera
Completamento
intervento entro 2009
10% di gas
recuperato rispetto al
dato 2007
Diminuzione perdite
di gas rispetto al
valore registrato
nell’anno 2007 (10 %)
Completata ingegneria
di dettaglio per
inserimento misuratori
BD2
Fornitura
apparecchiature
Il target sarà valutato
a fine 2010
Revamping analizzatori di
gas acido carica Claus
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Miglioramento del
sistema di
monitoraggio qualità
gas acido
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Completamento
intervento entro 2009
pag. 6 di 12
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Ambito
Intervento
Obiettivo
Target EMAS
2010
Stato annuale
avanzamento
Fine
intervento
Stato avanzamento
Speso (k€)/Totale (k€)
Sostituzione analizzatori
obsoleti rete di
monitoraggio H2S e HC in
area impianti, parco sfere
GPL, TAE
Miglioramento del
sistema di
monitoraggio delle
emissioni in atmosfera
Completamento
intervento entro 2009
56 %
Dic - 09
171 / 304
Inserimento bracci
bilanciati recupero vapori
da pensiline caricamento
rete
Riduzione delle
emissioni
atmosferiche diffuse
Completamento
intervento entro 2008
In corso ingegneria di
dettaglio
Dic. 08
0 / 347
Potenziamento impianto
TAE B
Riduzione dei rischi di
afflussi inquinanti in
bacino naturale in
caso di eventi
meteorici intensi
Incremento capacità di
accumulo da 1.400 mc a
11.400 mc
40 %
Dic. 10
776 / 2.000
Dic. 11
790 / 850
Protezione aria
Protezione acqua
Protezione
suolo/sottosuolo
e falda
Dichiarazione Ambientale
93 %
Realizzate opere civili;
Razionalizzazione circuito
di raccolta drenaggi sala
pompe bitume (*)
Riduzione dei rischi di
sversamento prodotti
Completamento
intervento entro 2011
Installate le pompe;
Piping prefabbricato al
100% e montato
all’80%.
95 %
Completato piping;
Realizzazione di una
stazione ATB fissa per
permettere il rientro del
sovraccarico ATB per i
prodotti neri
Edizione 4 del 30/04/08
Riduzione del rischio
di sversamento sul
suolo dovuto a
sovraccarichi ATB
Completamento
intervento
Completate attività di
costruzione canalette e
contenimenti;
Effettuata posa in
opera cavi strumentali
da sala pompe a DCS
SOI4
Revisione 6 del 30/04/08
pag. 7 di 12
Dic 08
320 / 340
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Ambito
Protezione
suolo/sottosuolo
e falda
Dichiarazione Ambientale
Intervento
Obiettivo
Target EMAS
2010
Stato annuale
avanzamento
Fine
intervento
Stato avanzamento
Dic. 10
0 / 3.900
Dic. 11
2.250 / 5.000
Ago-08
86 / 150
Set-08
2.265 / 2.800
Giu-08
160 / 500
Sostituzione Bracci di
carico pontile berth n. 3
(2° step)
Riduzione dei rischi di
sversamento prodotti
Completamento
intervento
In corso ingegneria di
dettaglio
Intervento di
miglioramento area
serbatoi ( tetto, fondo,
inserimento doppio fondo)
(*)
Riduzione dei rischi di
sversamento prodotti
e riduzione delle
emissioni
atmosferiche
Installazione dei doppi
fondi sul totale di n. 84
serbatoi atmosferici
Installazione effettuata
su n. 38 serbatoi
Speso (k€)/Totale (k€)
45 %
57 %
Intervento relativo al
recupero LINNHOFF
MARCH HDT (*)
Risparmio
energetico
Incremento rese CDU
tramite incremento degli
scambi energetici (*)
Recupero energetico
Riduzione del 10% dei
consumi specifici
impianto rispetto al
data-book 2007
Recupero energetico
Riduzione del 1 % del
indice tep totali/t feed
lavorato (data book
2007)
L’intervento deve essere
effettuato con impianto
fermo (maggio ’08).
Entro fine maggio ‘08
saranno completate tutte
le predisposizioni
impiantistiche.
81 %
Intervento parzialmente
eseguito. Sarà
completato con impianto
fermo (settembre ’08).
32 %
Controllo multivariabile
impianto TSTC (*)
Recupero energetico
Completamento
impianto
Intervento completato
(installato nuovo HW).
Nel mese di giugno ’08 è
previsto lo start-up.
(*) Interventi inseriti nel Piano di adeguamento alle BAT presentato in Domanda di Autorizzazione Integrata Ambientale (istanza trasmessa al MATTM in data 30
ottobre ’06).
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Revisione 6 del 30/04/08
pag. 8 di 12
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
PIANO DI MIGLIORAMENTO AMBIENTALE: “PARTE 2” - INTERVENTI IN PROGRAMMAZIONE
(OBIETTIVI 2008 – 2010 )
Intervento
Obiettivo
Indicatore di
prestazione
Importo
previsto [k€]
Realizzazione impianto
recupero vapori spedizione
greggio N/C Pontile Petroli
Riduzione delle emissioni
diffuse/fuggitive da
caricamento navi
Interventi realizzati/totale
interventi programmati
1710
2008
Realizzazione di ulteriori 2
centraline perimetrali di
monitoraggio della qualità
dell’aria
Miglioramento del sistema di
monitoraggio delle emissioni
in atmosfera
Interventi realizzati/totale
interventi programmati
----
Piano investimenti
2008-2011
Adeguamento prese campione
SOI1, SOI3,
SOI 4 tramite implementazione
di tecnologia “fast loop” a ciclo
chiuso
Riduzione delle emissioni
diffuse atmosferiche da
apparecchiature
Interventi realizzati/totale
interventi programmati
Inserimento filtro a carboni
attivi su sfiato sezione
desolforazione TAE
Riduzione delle emissioni
diffuse atmosferiche da TAE
Ambito
Protezione aria
1.400
Interventi realizzati / totale
programmati
Potenziamento sistema
recupero vapori serbatoi OC e
collettamento a serbatoi
T3137, 35,36,33,32,21
Riduzione delle emissioni
diffuse atmosferiche da
serbatoi
Sostituzione analizzatori di
Ossigeno forni di processo
impianti SOI 1/3
Riduzione delle emissioni di
VOC convogliate
220
Target EMAS
2010
Completamento
interventi.
Riduzione 1%
parametri qualità aria
600
Interventi realizzati / totale
programmati
Tempi indicativi
inizio intervento
2008
2010
2008
Completamento
intervento
(dato < di 7,20 tons)
Piano investimenti
2008-2011
Completamento
intervento
(dato < di 630 tons)
Piano investimenti
2008-2011
400
Sostituzione analizzatore di
H2S inceneritore catalitico
(analizzatore H2S per Fuel
Gas da V2801)
Edizione 4 del 30/04/08
Riduzione delle emissioni di
VOC diffuse
Revisione 6 del 30/04/08
Interventi realizzati / totale
programmati
pag. 9 di 12
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Intervento
Obiettivo
Indicatore di
prestazione
Importo
previsto [k€]
Target EMAS
2010
Tempi indicativi
inizio intervento
Adozione bruciatori Low-NOx
nei forni dei nuovi impianti
“Progetto Ta-Plus”
Riduzione delle emissioni
atmosferiche convogliate
Interventi realizzati / totale
programmati
---
Rispetto dei limiti
proposti in sede
A.I.A. per gli NOx
2010
Inserimento valvole tipo “dual
gravity” per ottimizzazione
drenaggio serbatoi
Riduzione delle emissioni
diffuse atmosferiche da
serbatoi
Interventi realizzati / totale
programmati
600
Completamento
intervento
(dato < di 85 tons)
2009
Realizzazione Close Drain
SOI 1
Riduzione delle emissioni
diffuse atmosferiche da
drenaggi prese campione e
pompe SOI 1
Interventi realizzati/totale
interventi programmati
800
Completamento
intervento
2009
Protezione
suolo/sottosuolo
e falda
Realizzazione interventi di
Bonifica suolo/sottosuolo –
Interventi di mitigazione dei
Rischi (rif. PDBS)
Riduzione della
contaminazione nel
suolo/sottosuolo
Interventi realizzati / totale
programmati
---
100%
2008/2009
Risparmio
energetico
Ristrutturazione utilities
Raffineria “Progetto Ta-Plus”
(sistema recupero condense,
acque accidentalmente oleose,
unità blow-down)
Riduzione consumi
energetici
Numero di interventi
realizzati /totale interventi
programmati
---
100%
(riduzione del 2% dei
TEP/tons lavorate)
2009
Ambito
Protezione aria
Edizione 4 del 30/04/08
Revisione 6 del 30/04/08
pag. 10 di 12
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
4.3 – Indicatori di performance ambientale e target EMAS 2008
Nella tabella di seguito riportata sono riepilogati i dati degli obiettivi che la Raffineria si è prefissata per il 2008 e relativi agli indicatori di
monitoraggio ambientali riportati in Sezione 3, divisi per comparti:
Ambito
Gestione materia
Prima e Prodotti
Finiti
Prelievo ed
utilizzo Risorsa
Idrica
Protezione Acqua
Protezione Aria
Indicatore di Performance Ambientale
Valore
2007
Indice Movimentazione LEI
27,58%
Diminuire i valori ottenuti nel 2007 dell’1%
Indice utilizzo Fuel Gas
82,2%
Migliorare i valori ottenuti nel 2007 (+1%)
Energy Intensity Index
69,33
Migliorare i valori ottenuti nel 2007 (- 1%)
Indice Prodotti Ecologici
7,32%
Migliorare i valori ottenuti nel 2007 (+1%)
Indice consumo Acqua Pozzo
totale/specifico
Indice prelievo Acqua Mare
totale/specifico
Indice di conformità allo scarico A
degli inquinanti più significativi
Indice emissioni convogliate di SO2,
NOx e PST
7,04/
0,08%
14,53/
5,41%
Fig. 23
Sez. 3
Fig. 27
Sez. 3
Indice quantità Fuel Oil
0,106
Mantenimento del valore ottenuto nel 2007
Indice emissioni convogliate di CO2
0,175
Ridurre il valore registrato nel 2007
Indice rifiuti a recupero/smaltimento
Rifiuti
Indice rifiuti pericolosi/non pericolosi
Indice di utilizzo catalizzatori (RHU)
Edizione 4 del 30/04/08
0,20/
0,80
0,38/
0,62
n.a.
Revisione 6 del 30/04/08
Target EMAS 2008
Migliorare i valori ottenuti nel 2007 (- 1%)
Migliorare i valori ottenuti nel 2007 (- 1%)
Migliorare i valori ottenuti nel 2007 (- 1%)
Mantenimento gli indici SO2, NOx e PST ottenuti nel 2007
Monitoraggio dell’indicatore in quanto influenzato dalle attività operative
Monitoraggio dell’indicatore in quanto influenzato dalle attività operative
Migliorare il valore dell’1% rispetto al dato dell’11° ciclo
pag. 11 di 12
Riferimento
Cfr. Sez. 3 §
3.2.3 Fig. 16
Cfr. Sez. 3 §
3.2.3 Fig. 17
Cfr. Sez. 3 §
3.2.3 Fig. 18
Cfr. Sez. 3 §
3.2.3 Fig. 19
Cfr. Sez. 3 §
3.3.3 Fig. 20
Cfr. Sez. 3 §
3.3.3 Fig. 21
Cfr. Sez. 3 §
3.4.3 Fig. 23
Cfr. Sez. 3 §
3.5.3 Fig. 27
Cfr. Sez. 3 §
3.5.3 Fig. 28
Cfr. Sez. 3 §
3.5.3 Fig. 29
Cfr. Sez. 3 §
3.7.3 Fig. 32
Cfr. Sez. 3 §
3.7.3 Fig. 33
Cfr. Sez. 3 §
3.7.3 Fig. 34
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Protezione
suolo/sottosuolo
e falda
Nuovi Indicatori
Dichiarazione Ambientale
Indice situazione piezometri
30,24%
Ridurre il valore dell’indice al valore ottenuto nel 2007 (variazione del
1%)
Indice efficienza torce
n.a.
Il target da definire al termine della primo aggiornamento dei dati
Indice di fermata impianti
n.a.
Il target da definire al termine della primo aggiornamento dei dati
Indice TEP / Materia prima lavorata
n.a.
Il target pari al 2% dei TEP/Tons lavorate rispetto al valore 2007
Cfr. Sez. 3 §
3.8.3 Fig. 36
Cfr. Sez. 3 §
3.11.3
Cfr. Sez. 3 §
3.11.1
Cfr. Sez. 4 § 4.2.
Int. In
programmazione
Per gli anni successivi al 2008 saranno ridefiniti i nuovi target EMAS in funzione degli scenari di evoluzione impiantistiche di Raffineria.
Ulteriori indicatori saranno sviluppati in fase di verifica dell’istanza di rilascio dell’Autorizzazione Integrata Ambientale da parte del MATTM.
N.B.: Gli obiettivi di miglioramento e gli indicatori proposti per lo Stabilimento GPL sono riportati nella Sezione 4 Bis.
Edizione 4 del 30/04/08
Revisione 6 del 30/04/08
pag. 12 di 12
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Dichiarazione Ambientale
Raffineria di Taranto
Addendum integrazione STABILIMENTO GPL
Eni S.p.A.
Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
SEZIONE 4 BIS
INTEGRAZIONE CON STABILIMENTO GPL
Edizione 4 del 30/04/08
Revisione 6 del 30/04/08
pag 1 di 45
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Dichiarazione Ambientale
Raffineria di Taranto
Addendum integrazione STABILIMENTO GPL
INDICE
1:
Introduzione
3
2:
Inquadramento generale
4
3:
Impegno ambientale – Sistema di Gestione Ambientale
7
4:
Organizzazione dello Stabilimento GPL
9
5:
Struttura e caratteristiche del processo produttivo
11
6:
Status autorizzativo, prescrizioni e procedimenti Aperti
14
7:
Aspetti smbientali
24
8:
Programma di miglioramento
43
Edizione 4 del 30/04/08
Revisione 6 del 30/04/08
pag 2 di 45
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Dichiarazione Ambientale
Raffineria di Taranto
Addendum integrazione STABILIMENTO GPL
1 – Introduzione
Le attività dell’ENI S.p.A Div. Refining & Marketing nell’area industriale di Taranto comprendono, oltre alla
Raffineria, registrata EMAS nel 2 marzo 2005, anche altre attività tra le quali lo Stabilimento GPL di Taranto
(nel seguito denominato STABILIMENTO GPL) adibito a stoccaggio di gas di petrolio liquefatto, alla
distribuzione GPL via autobotti e al riempimento e distribuzione GPL in bombole.
L’esercizio dello stabilimento GPL è stato autorizzato con Decreto N. 9894 del 07/06/1971 dal Ministero
dell’Industria, Commercio e Artigianato, modificato dal D.M. N°15611 del 24/11/1993 valido fino all’anno
2011, modificato con DM N° 16101 del 15 07 1997 e dal DM N°221541 del 27 12 2002 attualmente in
essere. Tale attività è stata svolta fino al 26/06/2007 da una organizzazione indipendente e autonoma
rispetto alla Raffineria e dotata di un proprio Sistema di Gestione Ambientale certificato conforme allo
standard ISO 14001 dal 29/12/2003.
Nell’ambito del processo di integrazione operativa dei propri siti industriali l’ENI S.p.A, con Comunicazione
Organizzativa ENI R&M n° 42/2007 del 26/06/2007 ha disposto che, lo Stabilimento GPL di Taranto, è
confluito nell’ambito della contigua Raffineria di Taranto.
Nell’ambito del processo di riorganizzazione ed unificazione delle due realtà è iniziato ed è attualmente in
corso di attuazione anche il processo di integrazione dei due Sistemi di Gestione Ambientali (SGA), in
precedenza anch’essi indipendenti anche se impostati secondo i comuni criteri ENI R&M, che vedrà
convergere il SGA dello stabilimento GPL, già certificato ISO 14001, nonchè le attività ad esso inerenti, nel
sistema di gestione della Raffineria, certificato ISO 14001 ed EMAS.
Al fine di presentare fin da subito la realtà dello Stabilimento GPL in maniera chiara ed esaustiva, le attività
da esso svolte, gli aspetti ambientali significativi, le prestazioni ambientali ed il programma di miglioramento
ambientale, è stato predisposto il presente “addendum”, quale completamento ideale delle informazioni già
inserite nella Dichiarazione Ambientale edizione 2008 della Raffineria di Taranto.
L’addendum è stato strutturato al fine di contenere tutte le informazioni specifiche relative allo stabilimento
GPL, mentre per tutti gli aspetti di interesse già dettagliatamente descritti nell’ambito della D.A. ed
immediatamente estendibili allo Stabilimento GPL, ci si è limitati a riportare un rimando al punto della
Dichiarazione Ambientale in cui poter reperire tali informazioni.
A partire dal prossimo aggiornamento annuale della DA le informazioni ed i dati presentati nell’addendum
saranno invece diffusi unitamente a quelli di Raffineria, della quale lo stabilimento GPL rappresenta oggi uno
degli impianti facenti capo alla SOI 4 della Raffineria (per maggiori dettagli vedi organigramma di seguito
riportato).
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Raffineria di Taranto
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2 – INQUADRAMENTO GENERALE
ENI
STABILIMENTO GPL TARANTO
Ubicazione del
sito
Lo stabilimento GPL è situato in località Foggione ed è di proprietà della Società Eni S.p.A., Divisione
Refining & Marketing, ex AgipPetroli S.p.A. - ex AgipGas S.p.A. – ex Covengas S.p.A., con sede Sociale
in ROMA, P. le E. Mattei 1.
L’impianto, la cui costruzione fu iniziata negli anni ‘70 e l’apertura nel 1971 è stato progettato dalla
COVENGAS Spa Milano allora proprietaria del Complesso. Lo Stabilimento GPL occupa un’area di
2
39.061 m .
In particolare i reparti di lavorazione ubicati in aree coperte, per un totale di circa 2000 mq, comprendono:
-
Capannone imbottigliamento G.P.L. (1150 mq)
-
Cabina verniciatura con attiguo forno di essiccazione per la piccola manutenzione (100 mq)
-
Locale grande manutenzione bombole (650 mq) attualmente non operativo
-
Officina
Mentre le seguenti lavorazioni si svolgono all’aperto:
-
Stoccaggio
-
Movimentazione
-
Spedizione
Lo stabilimento GPL sorge su un’area pianeggiante, collocata nella zona industriale di Taranto, confinante
con:
Nord:
Terreni di proprietà della Riva;
Est:
Terreni Riva;
Sud:
Raffineria di Taranto a circa 200 metri;
Ovest: La ferrovia Bari – Taranto.
Per quanto riguarda le condizioni metereologiche-climatiche e le condizioni geologiche-idrogeologiche,
essendo lo Stabilimento GPL adiacente alla Raffineria, non si evidenziano particolari differenze rispetto a
quest’ultima, pertanto per la descrizione delle stesse si rimanda ai § 2.2.1 e 2.2.2 della Sezione 2 della
Dichiarazione Ambientale della Raffineria.
Autorizzazione
all’esercizio
Stabilimento GPL
E’ in vigore il DM del Ministero delle Attività Produttive n° 221541 del 27/12/2002 rilasciato a ENI Spa
valido sino al 6/06/2011. Precedentemente lo stabilimento è stato autorizzato dal Ministero
dell’Industria, Commercio e Artigianato con il Decreto N. 9894 del 07/06/1971, dal D.M.
N°15611 del 24/11/1993 e dal DM N° 16101 del 15 07 1997
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Classificazione
dell’attività
Le attività produttive, che prevedono lo stoccaggio, la movimentazione e l'imbottigliamento di gas G.P.L.
(Gas di Petrolio Liquefatto), sono catalogabili:
Secondo i codici NACE 35.21 ex 40.21;
Secondo quanto indicato al punto due del questionario dell’OM 21 febbraio 1985 del Ministero della
Sanità (All. IV), come “Produzione e distribuzione di gas” con il codice attività 5.02 ;
Secondo CTI (classificazione ONU) col 410.2.
Ambito di
applicazione del
SGA
Attività di ricevimento, Deposito, Carico automezzi, imbottigliamento in bombole, ricollaudo e
manutenzione Bombole e spedizione di gas di petrolio liquefatto (GPL), attraverso le seguenti fasi:
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a)
lavaggio bombole;
b)
controllo bombole;
c)
selezione;
d)
verniciatura bombole;
e)
imbottigliamento;
f)
prove finali;
g)
spedizione prodotti.
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Impianto trattamento acque
Area stoccaggio rottami ferrosi
Magazzini DPI
Area stoccaggio ps pronti a uscire
Area stoccaggio
BBL vuote
Area stoccaggio ps da ricondizionare
Mag. Oli-vernici
Mag. Tappi
Mag. PS
Archivio
Dep. Rifiuti
Area bombole
Rifornimento
carrelli
Area stoccaggio GPL
Vasche di raccolta
spandimenti
Compressori
ausiliari
Pompe oleodinamiche
Area stoccaggio BBL
Non conformi
Area stoccaggio BBL
Vuote da selezionare
Area travaso ATB
Pesa a ponte
ATB
Area stoccaggio BBL
Vuote da ricollaudare
Imbottigliamento
Serbatoio GPL
G.M.
Grande
Manutenzione
Uffici
Area stoccaggio BBL piene
Sala compressori
Serbatoio acqua tampone
Cabina elettrica
Cabina elettrica
ENEL
Fig. 1 - Planimetria dello Stabilimento GPL
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3 - IMPEGNO AMBIENTALE – SISTEMA DI GESTIONE AMBIENTALE
Impegno ambientale
Lo Stabilimento GPL di Taranto, coerentemente con le politiche del Gruppo Eni, ha adottato a partire dal 0109-2003 un Sistema di Gestione Ambientale conforme alla norma ISO 14001 il cui ambito di applicazione,
così come risulta dal Certificato di ISO 14001 N° CERT-870-2003-AE-BRI-SINCERT concerne il:
Ricevimento, deposito, carico automezzi ed imbottigliamento in bombole e spedizione di gas di petrolio
liquefatto (GPL). Il Sistema di Gestione Ambientale (SGA) dello Stabilimento GPL di Taranto è certificato e
conforme ai requisiti della Norma ISO 14001:2004 dal 15/11/2005.
Il Sistema di Gestione Ambientale dello Stabilimento GPL da Gennaio 2008 è integrato in quello della
Raffineria e come tale anche la Politica Ambientale sarà quella della Raffineria.
Di seguito si riporta la Politica di Sicurezza, Salute, Ambiente e Prevenzione degli incidenti rilevanti di
Raffineria partecipata ai dipendenti dello stabilimento GPL in data 18 03 2008.
li, 03 Ottobre 2005
Fig. 2 – Politica Salute, Sicurezza e Ambiente Raffineria di Taranto
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Il Sistema di Gestione della Raffineria
La Raffineria di Taranto, per fare fronte alla complessità organizzativa e dei processi, prevede un sistema di
gestione articolato su numerosi livelli differenti, finalizzati a definire correttamente le attività da svolgere dal
punto di vista gestionale, tecnico ed operativo.
In particolare, si distingue:
il sistema di gestione generale, basato su documenti di emissione Corporate, sulle Procedure di Linea
della Raffineria e, nei vari Reparti di produzione, sui Manuali, Procedure ed Istruzioni Operative;
il Sistema di Gestione Ambientale conforme alla Norma ISO 14001 e al Regolamento EMAS;
il Sistema di Gestione della Sicurezza, implementato secondo i requisiti di cui al D.Lgs. 334/99 e D. Lgs.
238/05.;
Il Sistema di Gestione Ambientale della Raffineria di Taranto (SGA) è stato certificato conforme ai requisiti
della Norma ISO 14001 a partire dal giugno 2001. Nel marzo 2005 la Raffineria di Taranto ha inoltre
conseguito la registrazione EMAS. Il Sistema di Gestione Ambientale dello Stabilimento GPL è stato
certificato conforme ai requisiti della Norma ISO 14001 a partire dal 29 12 2003 ed è stato recepito dal SGA
di Raffineria a partire da 01 Gennaio 2008
Il SGA sovrintende a tutte le attività e operazioni svolte nell’ambito del sito che hanno o possono avere effetto
sull’ambiente circostante avvalendosi di specifici strumenti di controllo e sorveglianza; in particolare, il SGA è
documentato attraverso il Manuale e le Procedure Ambientali.
Altri documenti sono :
la Politica di Sicurezza, Salute, Ambiente e Prevenzione degli incidenti rilevanti della Raffineria (cfr. fig.
2);
gli obiettivi ed i programmi di miglioramento ambientale della Raffineria, inseriti nel Piano di
Miglioramento Ambientale (vd. Sezione 4 della Dichiarazione Ambientale di Raffineria);
Il Registro degli Aspetti/Effetti Ambientali (REGASP) derivanti dalle attività del sito nelle condizioni di
normale regime, anomale e di emergenza;
Il Registro della Legislazione Applicabile (REGLEG).
Le Procedure Ambientali esplicitano le modalità operative e gestionali attraverso le quali vengono rispettati i
requisiti della Norma descritti nel Manuale del Sistema di Gestione Ambientale.
L’elenco delle Procedure Ambientali e di Linea è riportato nella Dichiarazione Ambientale di Raffineria;
Le modalità di gestione della Documentazione del SGA sono specificate in una specifica Procedura SGA; in
particolare, la distribuzione della Documentazione avviene tramite la rete Intranet di Raffineria, consultabile
tramite i Personal Computer forniti in dotazione alle Strutture Operative Integrate (SOI) e/o ai singoli
dipendenti.
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4 - ORGANIZZAZIONE DEL SITO
Lo Stabilimento GPL di Taranto, l’Eni S.p.A. Div. R. & M. effettua lavorazioni di imbottigliamento GPL, con
una produzione complessiva di circa 18.000 tonnellate l’anno, verniciatura e collaudo bombole (attualmente
non operativo).
Il lavoro è organizzato su turno unico di 7 ore e 42 minuti giornalieri, per complessivi 240 giorni all’anno circa.
Il personale di stabilimento GPL è di 22 addetti, distribuiti nei seguenti reparti lavorativi:
Uffici tecnico-amministrativo;
Capannone imbottigliamento G.P.L.;
Cabina verniciatura e piccola manutenzione;
Capannone ricollaudo e grande manutenzione bombole;
Stoccaggio;
Trattamento delle acque reflue.
Sono inoltre presenti in Stabilimento GPL, dipendenti di Ditte Terze o esercenti di servizi esterni al processo
di produzione (circa 20 - 30 persone), tra cui ditte di manutenzione e/o cantieristica, servizio di vigilanza
interno, servizio di pulizia.
Come si evince dalla comunicazione organizzativa n° 42/2007 del 26/06/2007 lo Stabilimento GPL è stato
integrato, nell’ambito della Raffineria, nella Struttura Operativa Integrata 4 (SOI 4 ).
La struttura attuale è la seguente:
Il responsabile del “Progetto Integrazione Stabilimento GPL” che era il Responsabile dello
Stabilimento GPL, ha assicurato il necessario contributo all’integrazione operativa; attualmente è alle
dipendenze del Responsabile Operations di Raffineria (REOP);
Alle dirette dipendenze del Responsabile SOI 4 dipendono:
il Responsabile Tecnico Operativo che ricopre molti dei compiti ambientali, sia di natura gestionale
che operativa e svolgono alcune importanti mansioni con risvolti ambientali significativi quali: la
gestione dei rifiuti, la gestione delle attività di manutenzione ordinaria e straordinaria degli impianti di
rilancio reflui presenti nello Stabilimento GPL, la compilazione mensile dei rapporti sui consumi di
materie prime, energia e acqua e la gestione, nell’ambito della manutenzione degli impianti, dei
sistemi di abbattimento delle emissioni in atmosfera;
l’Addetto Prevenzione Protezione e attività Qualità Tecnico Fiscali (APP) che è alle dipendenze dirette
della funzione SPP-AMB della Raffineria ;
ADDETTI GPL Polivalenti con compiti operativi relativi alla gestione del processo produttivo e tenuti a
condurre alcune attività che possono avere diretta influenza sulla gestione degli effetti ambientali del
sito quali: l’esecuzione dei controlli e dei lavori di manutenzione sia di tipo programmato che di pronto
intervento, l’esecuzione delle lubrificazioni delle apparecchiature, l’effettuazione di smontaggi e
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sostituzioni di parti meccaniche e/o elettriche e operazioni di movimentazione (ricezione e spedizione)
e imbottigliamento GPL;
Addetti Monovalenti che svolgono le operazioni d’imbottigliamento GPL e di verniciatura bombole.
Per maggiori dettagli relativi all’Organigramma di Raffineria si rimanda all’Allegato 2.5 e 2.5.1 della Sezione
Allegati della Dichiarazione Ambientale di Raffineria Taranto.
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5 - STRUTTURA E CARATTERISTICHE DEL PROCESSO PRODUTTIVO
Le attività operative e di esercizio dello stabilimento GPL riguardano:
1. Ricevimento con rifornimento primario tramite:
gasdotto di collegamento tra la raffineria e lo stabilimento GPL;
trasporto via strada con appositi mezzi
2. Stoccaggio:
stoccaggio nei serbatoi tipici collegati ai terminali direttamente o tramite centrale di spinta;
stoccaggio temporaneo di bombole (piene in attesa di spedizione e vuote in attesa di riempimento).
3. Imbottigliamento:
Prelievo dai serbatoi e tramite pompe, trasferimento del prodotto in apparecchiature per il
riempimento di bombole di varia capacità. Queste possono essere temporaneamente stoccate o
direttamente spedite.
4. Spedizione Prodotto sfuso:
Prelievo dai serbatoi con l'ausilio di pompe per il caricamento sui mezzi di trasporto stradale.
Spedizione di bombole piene, entro apposite gabbie metalliche, mediante tipici mezzi di trasporto
stradale.
Inoltre, nello stabilimento GPL vengono svolte le seguenti attività secondarie:
Attività di piccola manutenzione bombole
Lavaggio esterno delle bombole;
Riverniciatura delle bombole dove risulti necessaria in apposita cabina e forno di essiccazione;
Attività di grande manutenzione bombole.
Ha funzionato sino al 2004 e successivamente solo per attività occasionali perché tutta l’attività è
stata terziarizzata. La Direzione aziendale dovrebbe definire se riprendere tale attività in loco o se
assegnarla in outsourcing.
Interfacce rifornimento/spedizione GPL
Lo stabilimento GPL è situato appena fuori il perimetro di Raffineria ed ha degli interscambi commerciali e
non, sia con la Raffineria che con altre realtà: In particolare lo Stabilimento GPL si interfaccia con:
la Raffineria ENI Divisione R&M (tramite gasdotto costituito da due tubazioni da 6” - 150 mm);
terzi che gestiscono il trasporto stradale su appositi automezzi.
Di seguito riportiamo uno schema semplificato riassuntivo relativo agli interscambi commerciali.
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ENI S.p.A. Div. R&M RAFFINERIA DI TARANTO
DEPOSITI ENI S.p.A. Div.
R&M
ATB
gasdotto e
ATB
ENI S.p.A. Div. R&M DEPOSITO GPL
FORNITURA CLIENTI
cisternette e
bombole
ATB
DEPOSITI TERZI
Fig. 3 – Schema interscambi dello stabilimento GPL
6 - STATUS AUTORIZZATIVO, PRESCRIZIONI E PROCEDIMENTI APERTI DEGLI ASPETTI AMBIENTALI
Al fine di ottimizzare le modalità di gestione di un panorama di adempimenti/prescrizioni legislative in campo
ambientale estremamente vasto e complesso, l’Organizzazione della Stabilimento GPL ha strutturato al
proprio interno prassi consolidate per garantire:
la predisposizione della documentazione di supporto ed il puntuale rinnovo autorizzativo;
la massima disponibilità ai controlli degli Enti preposti (Provincia, Regione, ARPA, ecc.);
il monitoraggio ed il continuo aggiornamento delle proprie attività in relazione a modifiche delle
prescrizioni normative, grazie al supporto della Funzione SPP di Raffineria
Di seguito si riassume l’attuale “status autorizzativo” dello Stabilimento GPL riportando, per ciascun ambito
ambientale soggetto a prescrizioni specifiche applicabili al sito, la legislazione vigente in materia ed il
riferimento alla documentazione (autorizzazione, denuncia, comunicazione, pratica istruttiva, ecc.) di
competenza dello Stabilimento GPL. Viene riportato inoltre, dove applicabile, il riferimento al D. Lgs.
152/2006, nuovo Testo Unico Ambiente, ai fini di evidenziare il regime transitorio cui i siti produttivi, quali lo
Stabilimento GPL di Taranto, sono sottoposti nel passaggio a tale nuova legislazione. La documentazione è
disponibile presso gli Uffici delle competenti Funzioni dello Stabilimento GPL.
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Esercizio dello Stabilimento GPL
I principali adempimenti che lo Stabilimento GPL ha ottemperato per poter garantire l’esercizio del sito
comprendono, per la particolare ubicazione del sito, anche adempimenti di carattere demaniale e riferiti alla
tutela delle aree di interesse nazionale.
AMBITO DI
LEGGE DI
APPLICAZIONE
RIFERIMENTO
RIFERIMENTO
AL DLGS
STATUS
152/2006
L’esercizio dello stabilimento GPL è stato
autorizzato inizialmente con Decreto N. 9894
Esercizio
dello
Stabilimento
GPL
Legge
367/1934
n/a
del 07/06/1971 dal Ministero dell’Industria,
Commercio e Artigianato, modificato dal
D.M. N°15611 del 24/11/1993 , modificato
dal DM N° 16101 del 15 07 1997 e dal DM
N°221541 del 27 12 2002 che attualmente è
in essere ed è valido sino all’anno 2011.
Tab. 1 – Status autorizzativo Esercizio dello Stabilimento GPL
Tutela della risorsa idrica
Di seguito sono riportati gli atti principali che consentono allo Stabilimento GPL l’utilizzo della risorsa idrica e
lo scarico dei reflui:
AMBITO DI
LEGGE DI
APPLICAZIONE
RIFERIMENTO
RD
Approvvigionamento
1775/1933 e
idrico
smi
RIFERIMENTO
AL DLGS
L’Approvvigionamento idrico del sito è
Parte III Titolo garantito in parte dall’acqua di un pozzo
III Capo I Art (autorizzazione Genio Civile n°11281 del
96
16 03 2004 e n° 738 del 26/01/1984 per il
relativo scavo.
Acque per approvvigionamento
servizi igienici-sanitari da rete di
Raffineria
Approvvigionamento
Raffineria
Scarichi idrici
STATUS
152/2006
DLgs
152/2006
Parte Terza
Sez.II Capo
III Allegato V
L’autorizzazione allo scarico dei reflui
industriali, domestici e di prima pioggia
dello Stabilimento GPL è rilasciata dalla
Provincia di Taranto (rif. Determina
Dirigenziale n. 204 del 16.12.2003). Con
nota 55/06 del 05 12 2006, nei tempi
indicati dal comma 8 dell’art. 124 del
Dlg.152/06 è stata formulata domanda di
rinnovo.
Con nota N° 261T del 05 11 2007 è stato
comunicato che il Direttore della
Raffineria di Taranto, è divenuto Direttore
anche delle attività dello stabilimento GPL
subentrando al precedente Gestore ed al
precedente responsabile del sito.
Tab. 2 – Status autorizzativo Risorse idriche
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Scarichi idrici
Lo stabilimento GPL dispone di un proprio impianto per il trattamento delle acque reflue igienico sanitarie,
industriali e meteoriche di prima pioggia.
L’intero impianto ha caratteristiche strutturali e funzionali rispondenti alle necessità depurative di medi
insediamenti produttivi, con soluzioni di provata efficacia nel trattamento dei reflui industriali, ottenendo degli
alti rendimenti depurativi.
L’impianto installato si avvale di mezzi depurativi che consentono di ottenere vari vantaggi tra cui:
ridotto controllo per l’esercizio,
particolare efficacia a soddisfare le esigenze delle leggi antinquinamento,
fanghi prodotti perfettamente ossidati e stabilizzati.
Date le differenti caratteristiche delle acque da trattare, l’impianto di trattamento dello stabilimento GPL è
suddiviso in due speciali sezioni che operano specifici cicli di trattamento appositamente progettati che di
seguito vengono descritte.
L’impianto di trattamento acque industriali è composto dal:
trattamento delle acque reflue igienico – sanitarie con un processo a fanghi attivi con sistema a biodischi
rotanti e successiva sedimentazione della sostanza organica prodotta. Il trattamento assicura un
abbattimento della carica organica pressoché totale essendo i rendimenti di abbattimento compresi tra il 95 e
98 %.
La depurazione di tali reflui prosegue con trattamento chimico-fisico congiuntamente alle acque reflue
industriali.
trattamento delle acque reflue industriali (congiuntamente alle acque reflue domestiche parzialmente
depurate con trattamento di tipo biologico) che si realizza in un impianto che opera un processo di tipo
chimico-fisico. L’abbattimento degli inquinanti avviene in una unità di coagulazione flocculazione con il
dosaggio di reattivi quali: policloruro di alluminio ed altri polielettroliti, inoltre si ossida la sostanza organica
mediante il dosaggio di ipocloruro di sodio. All’uscita di questa sezione il liquido passa attraverso un
sedimentatore ed un filtro a carboni attivi che trattiene il materiale residuo.
Per il trattamento delle acque meteoriche di prima pioggia viene utilizzato un impianto indipendente costituito
da un impianto di disoleazione a pacchi lamellari in grado di separare e recuperare gli oli dispersi in acqua
avente peso specifico inferiore a quello dell’acqua, presenti in fase libera e non emulsionata.
Parte delle acque depurate provenienti dall’impianto di trattamento chimico-fisico delle acque reflue industriali
e domestiche, vengono riutilizzate nel processo di produzione dello stabilimento GPL, previo ulteriore
trattamento di affinamento con filtro a carbone attivo per l’eliminazione di eventuali residui di materiale
organico inquinante.
L’intero impianto costituito dalle sezioni di trattamento sopra illustrate ed approfondite nel seguito, scarica in
un pozzetto di raccolta acque di scarico finale e da qui si immette nel canale dell’ASI per lo scarico finale.
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ACQUE REFLUE
INDUSTRIALI
ACQUE REFLUE
DOMESTICHE
ACQUE
METEORICHE
VASCA IMHOFF
TRATTAMENTO
ACQUE METEORICHE
ACCUMULO E
SOLLEVAMENTO
NERE
ACCUMULO E
SOLLEVAMENTO
BIOFILTRAZIONE
FLOCCULAZIONE
VASCHE DI
SEDIMENTAZIONE
TRATTAMENTO ACQUE
INDUSTRIALI e
IGIENICO SANITARIE
FILTRAZIONE SU
CARBONI ATTIVI
VASCHE DI
DISOLEAZIONE
VASCHE DI
RIUTILIZZO
POZZETTO
DI
SCARICO
CORPO
RACCOLTA
RECETTORE
ACQUE DI SCARICO
FILTRAZIONE SU
CARBONI ATTIVI
SCARICO
CORPO
RECETTORE
Fig. 4 - Schema Impianto di trattamento acque reflue
Emissioni in atmosfera
Nello Stabilimento GPL sono presenti N° 11 punti di emissione, di cui :
n°2 (due) rientrano nella Delibera Regionale 860 del 18 03 1996 riferita al Reparto di Imbottigliamento
e piccola manutenzione:
E1:
Cabina di verniciatura
E1.2: Tunnel di essiccazione
n°6 (sei) rientrano nella Delibera Regionale N. 19 del 27 01 1999 riferita al Reparto di Grande
Manutenzione (GM)
E2.1:
E2.2:
E2.3:
E2.4:
E2.5:
E3:
Cabina di verniciatura
Forno di preriscaldo (in)
Forno di preriscaldo (out)
Forno essiccazione
Bruciatore a GPL
Sabbiatrice
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n°3 (tre) rientravano tra le attività ad inquinamento atmosferico poco significativo secondo quanto
indicato nell’allegato II del DPR 25/07/1991 (rif. Comunicazione dello Stabilimento GPL Prot. 183/03
del 15/12/2003 ):
E1.3: Caldaia a GPL per l’alimentazione di acqua calda al forno di essiccazione Reparto di
Imbottigliamento e piccola manutenzione.
E4: Motore a gasolio del generatore di corrente in caso di emergenza.
E5: Camino della caldaia per il riscaldamento degli uffici e dei servizi.
In accordo con quanto disposto nelle Delibere della Regione Puglia n° 860 del 18/03/1996 e n° 19 del
27/01/1999, lo Stabilimento GPL effettua annualmente indagini sulla qualità delle emissioni convogliate per
cinque degli undici punti di emissione, che di seguito elenchiamo:
Reparto di Grande Manutenzione Bombole
E2.1:
E2.4:
E3:
Cabina di verniciatura
Forno essiccazione
Sabbiatrice
Reparto di Imbottigliamento e piccola manutenzione:
E1:
Cabina di verniciatura
E1.2: Tunnel di essiccazione
Attualmente, il reparto delle GM viene messo in funzione esclusivamente per effettuare le misurazioni delle
emissioni convogliate. Conseguentemente i punti di emissione E2.1 - E2.4 - E3 risultano in operativi.
Nello stabilimento GPL è presente anche una caldaia da 187 kW, per il riscaldamento del forno della Piccola
manutenzione la cui gestione viene condotta conformemente all’art. 282 del DLgs. 152/06.
Per quanto attiene le emissioni diffuse dello Stabilimento GPL, l’azienda provvederà a chiedere
autorizzazione entro l’anno 2011 in accordo con l’articolo 270 e 281 comma 2 del D.Lgs. 152/06 e della
Legge n° 248 del 31/12/2007.
AMBITO DI
APPLICAZIONE
LEGGE DI
RIFERIMENTO
DPR 25/07/1991
DM 12/07/1990
Emissioni
atmosferiche
convogliate
Abrogati
Caldaia per
riscaldamento DPR 412/1993
forno P.M.
RIFERIMENTO AL
DLGS 152/2006
STATUS
Regime Transitorio:
I valori limite previsti
dal DM 12/07/90
restano in vigore fino
al 1/1/2008
Lo Stabilimento GPL effettua un
monitoraggio annuale ai fini del rispetto
dei limiti della normativa vigente e delle
prescrizioni riportate nelle
autorizzazioni Regionali N. 860 del 18
Successivamente:
03 1996 e N°19 del 27 01 1999 che
Parte Quinta Titolo I e hanno scadenza il 3112 2014 ai sensi
del DLgs. 152/06.
Allegati I e II alla
Parte Quinta
Parte Quinta Titolo I - Vengono effettuati controlli periodici in
Art. 282
linea con le disposizioni vigenti
Tab. 3 – Status autorizzativo risorsa idrica
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Dichiarazione Ambientale
Raffineria di Taranto
Addendum integrazione STABILIMENTO GPL
Tutela del suolo e del sottosuolo
Con riferimento alla tutela del suolo e del sottosuolo, lo Stabilimento GPL ha applicato il DM 471 del
25/10/1999, attuazione dell’art 17 del DLgs 22/1997 (Decreto Ronchi), finchè entrambe le norme non sono
state in parte integrate e sostituite dal DLgs 152/2006 (nuovo Testo Unico Ambiente), che nella Parte IV
disciplina gli adempimenti concernenti la tutela del suolo e la gestione dei rifiuti. Tale Decreto, con riferimento
in particolare al suolo, ha stabilito le modalità per la definizione, pianificazione e realizzazione del
monitoraggio della qualità dei suoli sottostanti gli impianti industriali e delle necessarie attività di messa in
sicurezza e/o bonifica dei siti.
Il Decreto disciplina principalmente:
i limiti di accettabilità della contaminazione dei suoli, delle acque superficiali e delle acque sotterranee
in relazione alla specifica destinazione dei Siti;
le procedure di riferimento per il prelievo e l’analisi dei campioni;
i criteri generali per la messa in sicurezza, la bonifica e il ripristino ambientale dei Siti inquinati,
nonché la redazione dei relativi progetti.
AMBITO DI
APPLICAZIONE
Sito di interesse
nazionale
LEGGE DI
RIFERIMENTO
DM
24/02/2003
RIFERIMENTO AL
DLGS 152/2006
n/a
DM 471/1999 Parte Quarta
DL 152/2006
Protezione del
suolo/sottosuolo
DLg 4/2008
STATUS
Titolo V ed
Allegato alla Parte
Quarta Titolo V
Lo Stabilimento GPL ha effettuato la
Comunicazione ai sensi dell’art 9 del
DM 471/99 il 12 12 2002.
È stato effettuato un Piano di
Caratterizzazione (PdC).
La Conferenza di Servizi Decisoria
del 22 07 2004 ha approvato il PdC.
Lo Stabilimento GPL ha effettuati gli
adempimenti relativi alla tutela del
suolo e sottosuolo realizzando due
pozzi di emungimento Pump & Treat.
Successivamente emunge acque di
falda che smaltisce come Rifiuto con
codice CER 191308
Tab. 4 – Status autorizzativo suolo e sottosuolo
Rifiuti
Le prassi attuate in Stabilimento GPL per la gestione dei rifiuti sono definite in funzione dei riferimenti
legislativi attualmente vigenti in materia. Tali riferimenti sono costituiti dalla Parte IV del DLgs 152/2006, che
abroga e sostituisce il DLgs 22/1997 e dal DLgs 36/2003 attuato con DM 37/8/2005, relativamente ai criteri di
ammissibilità dei rifiuti in discarica.
I DM 145/1998 e 148/1998, attuativi del Decreto Ronchi (DLgs 22/1997), restano temporaneamente in vigore,
in attesa dell’emanazione dei Decreti Attuativi del DLgs 152/2006.
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Dichiarazione Ambientale
Raffineria di Taranto
Addendum integrazione STABILIMENTO GPL
AMBITO DI
LEGGE DI
APPLICAZIONE RIFERIMENTO
DLgs
22/1997 e
smi
(Abrogato)
art 190
D.Lgs. n°
152/06
Rifiuti
RIFERIMENTO AL
DLGS 152/2006
Parte Quarta
Allegati alla Parte
Quarta
DLgs
36/2003
DM
3/08/2005
STATUS
Lo STABILIMENTO GPL utilizza la
nuova Classificazione CER, si affida a
trasportatori e smaltitori di rifiuti
autorizzati ai sensi della normativa
vigente.
Lo STABILIMENTO GPL ha gestito sino
al 31/12/2007 i Registri Carico/Scarico
rifiuti ed i Formulari di Identificazione dei
rifiuti conformemente alla normativa
vigente. Dal 01/01/2008 tale attività è a
cura di SPP/AMB di Raffineria ENI spa
di taranto.
Lo STABILIMENTO GPL ha inviato il
MUD 2007 il 23 aprile 2008.
Dal 2008 tale attività è a cura di
SPP/AMB di Raffineria Eni Taranto.
Lo STABILIMENTO GPL provvede alla
classificazione dei rifiuti secondo la
normativa vigente. Dal 01/01/2008 tale
attività è a cura di SPP/AMB di
Raffineria. (vedi pag. 30). Ai sensi del
Regolamento comunale di Taranto
approvato con delibera 28 02 2002 lo
stabilimento GPL conferisce i rifiuti
assimilabili agli urbani al Comune di
Taranto a fronte del pagamento della
TARSU.
Tab. 5 – Status autorizzativo rifiuti
Trasporti di merci pericolose
Lo Stabilimento GPL è soggetto, con riferimento al trasporto di merci pericolose, agli adempimenti previsti in
regime ADR (trasporto di merci pericolose su strada).
RIFERIMENTO
AMBITO DI
LEGGE DI
APPLICAZIONE
RIFERIMENTO
Direttiva
1994/55/CE – ADR
e smi
DM 4/09/1996 e
smi (DM 3/05/2001)
STATUS
AL DLGS
152/2006
n/a
Lo STABILIMENTO GPL applica le
disposizioni per il trasporto via terra
delle merci pericolose in conformità alla
normativa di riferimento.
DM 3/01/2007
(ADR 2007)
Trasporto
merci
DM 24/02/1995
DM 4/11/1996
n/a
DM 19/12/1996
DLgs 40/2000
n/a
Lo STABILIMENTO GPL distribuisce le
Schede di Sicurezza dei prodotti e le
Istruzioni per gli autisti emesse dalle
funzioni preposte di E N I s p a
E’ presente in Stabilimento GPL la
Nomina del Consulente ADR per la
sicurezza delle merci pericolose sino a
giugno 2007. Da Luglio 2007 il
consulente ADR è quello nominato per
tutte le attività di Trasporto da
Raffineria.
Tab. 6 – Status autorizzativo trasporto merci pericolose
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Addendum integrazione STABILIMENTO GPL
Sostanze pericolose
Con il riferimento generico a sostanze pericolose, si vuole raggruppare tutta l’area normativa che disciplina
particolari tipologie di sostanze di natura particolare, quali amianto, oli contaminati da PCB/PCT, HCFC, CFC
ed Halon, soggette, per ragioni di tutela dell’ambiente e della salute umana, a prescrizioni o scadenze riferite
ai limiti di utilizzo.
AMBITO DI
APPLICAZIONE
LEGGE DI
RIFERIMENTO
RIFERIMENTO AL
DLGS 152/2006
STATUS
n/a
È stato completato il censimento
della presenza di materiali contenenti
amianto in data 10 10 2000 mentre le
attività di rimozione TOTALE
dell’amianto si sono concluse in data
05 01 2004
n/a
Non è presente in STABILIMENTO
GPL alcuna apparecchiatura
contenente PCB/PCT
DLgs 257/1992
DM 6/09/1994
DLgs 114/1995
Amianto
DLgs 257/2006
(Abroga la
sezione Amianto
del DLgs
277/1991)
DLgs 209/1999
PCB/PCT
Legge 33/2000
Legge 62/2005
Legge 549/1993
Regolamento
CEE/UE
CFC/HCFC/Halons 2037/2000
n/a
DM 3/10/2001
DPR 147/2006
Reg. CE 842/06
Sostanze
pericolose
Legge 256/1974
(Schede di
Sicurezza)
DM 04/11/1996
DM 04/04/1997
n/a
L’ultimo censimento e controllo
periodico delle apparecchiature
contenenti gas lesivo allo strato di
ozono è stato effettuato fino alla
messa fuori servizio dell’impianto
(giugno 2007). A dicembre 2007, le
apparecchiature sono state sostituite
con 12 gruppi di condizionamento
indipendenti con una carica di gas
refrigerante R-410A inferiore a 3 kg.
Lo stabilimento GPL provvede alla
raccolta e distribuzione delle schede
di sicurezza al personale aziendale e
delle ditte terze.
DLgs 90/1998
Tab. 7 – Status autorizzativo sostanze pericolose
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Addendum integrazione STABILIMENTO GPL
Rumore
I principali adempimenti concernenti le emissioni acustiche possono essere sintetizzati in due categorie:
Rumore negli ambienti di lavoro, relativamente alla tutela dei lavoratori dalle emissioni acustiche che
superano i limiti previsti dalla normativa, nonché al corretto utilizzo dei dispositivi di protezione;
Rumore al perimetro, relativamente alle emissioni che lo Stabilimento GPL genera all’esterno del
perimetro di sito e che sono soggette al rispetto dei limiti notturni e diurni identificati con riferimento
alla zonizzazione comunale..
AMBITO DI
APPLICAZIONE
LEGGE DI
RIFERIMENTO
RIFERIMENTO AL
DLGS 152/2006
STATUS
DLgs 195/2006
Rumore negli
ambienti di
lavoro
(Abroga la
Sezione Rumore
del DLgs
277/1991)
n/a
Lo STABILIMENTO GPL effettua la
valutazione periodica dell’esposizione
dei lavoratori. L’ultima indagine è stata
terminata nel dicembre 2006.
Per il personale che opera nel sito,
vengono effettuate regolari visite
mediche ed esami periodici mirati.
Rumore al
perimetro
DPCM
14/11/1997
DPCM
01/03/1991
Legge 477/1995
n/a
Nel rispetto dei limiti di legge, per le
aree industriali , è stata approvata da
parte del Comune di Taranto una
zonizzazione acustica dell’area (<70).
Lo stabilimento GPL di Taranto effettua
regolare monitoraggio, ultimo in data
dicembre 2006
Tab. 8 – Status autorizzativo rumore
Grandi Rischi e Radiazioni Ionizzanti, Sicurezza Impiantistica, Prevenzione Incendi
Con riferimento alle tematiche concernenti la Sicurezza, lo Stabilimento GPL è soggetto alla normativa sui
Grandi Rischi, alla normativa sulla sicurezza impiantistica nonché a quella relativa alla prevenzione incendi
Di seguito sono elencati i principali adempimenti cui lo Stabilimento GPL deve periodicamente sottostare per
poter essere conforme alla normativa in esame.
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Dichiarazione Ambientale
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Addendum integrazione STABILIMENTO GPL
STATO DELLO STABILIMENTO GPL
AMBITO DI
APPLICAZIONE
LEGGE DI
RIFERIMENTO
RIFERIMENTO AL
DLGS 152/2006
Legge 137/1997
n/a
DM 16/03/1998
n/a
Lo STABILIMENTO GPL ha
predisposto ed inviato la “Scheda
informativa” per gli Enti e la
popolazione sino a Giugno 2007.
Ultimamente la scheda è stata
predisposta dalla RAFFINERIA di
Taranto (vedi anche DLgs 334/1999)
Lo STABILIMENTO GPL ha curato la
realizzazione periodica di corsi
formativi e supporti informativi sino a
giugno 2007.
n/a
Con nota prot. 6993 del 11 Nov. 2002
il CTR approva il RdS edizione
Gennaio 2002. In data 27 12 2004 lo
stabilimento GPL ha dato riscontro alle
condizioni indicateci dal CTR nella
nota sopraindicata e a cui hanno fatto
seguito le note CTR N. 630 del 12 01
06 e Stab. GPL Taranto N. 21/06 del
29 01 06. Lo STABILIMENTO GPL in
data 09 Gennaio 2007 ha presentato
l’aggiornamento del Rds edizione
Genn. 2007. In data 05 11 07 è stato
comunicato il cambio del Gestore il
quale ha dichiarato di far proprio il RdS
dello stabilimento GPL ai sensi dell’art.
6 del Dlgs.334/99. In data 05 12 2007
il CTR con nota 8909 ha comunicato di
aver esaminato il RdS edizione
Gennaio 2007
n/a
Lo STABILIMENTO GPL non è in
possesso del CPI e attende
l’approvazione del CTR in merito alla
nuova versione del RdS presentato a
Gennaio 2007.
Lo stabilimento GPL effettua regolari
controlli sui dispositivi ed impianti di
prevenzione incendi secondo le attuali
norme vigenti.
Legge 606/1996
n/a
Effettuazione del Corso di formazione
con VVFF e abilitazione degli addetti.
DM 10 03 1998
n/a
Lo stabilimento GPL effettua il
controllo dispositivi di prevenzione.
Grandi rischi
DLgs 334/1999 e
smi (DLgs
238/2005)
DM 16/02/1982
DM 04/05/1998
Prevenzione
Incendi
STATUS
DM 19/03/2001
Sicurezza dei
lavoratori
DLgs 626/1994 e
smi
n/a
Lo STABILIMENTO GPL provvede
all’aggiornamento della Valutazione
del Rischio in base alla periodicità
prevista dalla normativa. L’ultimo
aggiornamento risale a Giugno 2007
Sicurezza
impiantistica:
Direttiva ATEX
Direttiva
1994/9/CE
(ATEX)
n/a
Lo STABILIMENTO GPL ha
predisposto nel giugno 2007 il
documento sulla protezione contro le
esplosioni.
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Dichiarazione Ambientale
Raffineria di Taranto
Addendum integrazione STABILIMENTO GPL
AMBITO DI
APPLICAZIONE
LEGGE DI
RIFERIMENTO
RIFERIMENTO AL
DLGS 152/2006
Direttiva
1997/23/CE
(PED)
Sicurezza
impiantistica:
DLgs 93/2000
apparecchiature
a pressione
DM 13 10 1994
STATUS
n/a
Lo STABILIMENTO GPL esegue con
la periodicità prevista dalla normativa
vigente la verifica periodica delle
apparecchiature e la taratura delle
relative valvole di sicurezza.
n/a
Presenza del Certificato di conformità
degli impianti elettrici
n/a
Lo STABILIMENTO GPL predispone la
raccolta della modulistica con
aggiornamento biennale.
DM 329/2004
Legge 46/1990
Sicurezza
impiantistica:
apparecchiature
DPR 462/2001
elettriche
Tab. 9 – Status autorizzativo Grandi Rischi,Sicurezza Impiantistica,Prevenzione Incendi
Elettromagnetismo
Nello Stabilimento GPL è presente una sola cabina di trasformazione MT/BT e parzializzazione, localizzata
nell’area NORD-EST dello Stabilimento GPL.
Ambito di
applicazione
Legge di
riferimento
RIFERIMENTO AL
DLGS 152/2006
Status
n/a
Non è stato effettuato nessun
monitoraggio in quanto Attivita’ NON
Rilevante.
Legge 36/2001
Elettromagnetismo
DPCM
8/07/2003
Tab. 10 – Status autorizzativo elettromagnetismo
Sorgenti Radioattive
Lo Stabilimento GPL utilizza n°2 sorgenti radioattive fisse al CESIO -137 (gruppo B/B1 – media tossicità) per
il controllo del livello di riempimento delle bombole imbottigliate.
I principali adempimenti che lo Stabilimento GPL ha adottato in tema di tutela dalle radiazioni ionizzanti
possono essere sintetizzati come segue:
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Dichiarazione Ambientale
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Addendum integrazione STABILIMENTO GPL
Ambito di
applicazione
Legge di
riferimento
RIFERIMENTO AL
DLGS 152/2006
Per lo Stabilimento GPL, da parte
dell’ENI spa è stato nominato quale
Esperto Qualificato l’Istituto di
radioprotezioni “RADI”, il quale con
lettera prot. N° 139/RFF del
21/02/2002 accettava l’incarico.
L’Istituto di Radioprotezione è
autorizzato ai sensi del DM 23/5/84.
Ai sensi del DPR 185/64 e del DM
449/90 è stato istituito il Registro
delle valutazioni definito anche
registro di radioprotezione.
D.Lgs.
230/1995
D.Lgs.
241/2000
Radiazioni
ionizzanti
D.Lgs.
257/2001
D.P.R.
185/1964
D.M.
449/1990
Status
n/a
L’esperto qualificato ( RADI ) effettua
n° 2 controlli annuali che vengono
indicati sul Registro di
radioprotezione.
Ai sensi dei DLgs 230/95, DLgs
241/2000 e DLgs 257/2001 RADI ha
redatto la relazione di
radioprotezione.
L’analisi di rischio relativa alle
sorgenti radioattive è stata redatta
nel marzo 2007.
Lo stabilimento GPL dispone del
NULLA OSTA n.2969/2003 rilasciato
in data 16 Luglio 2004 dal Prefetto
della Provincia di Taranto,
successivamente è stato rinnovato
(vedi lettera prot. 04133/Prot.Civ.
dell’08/01/2008) ed è valido fino al
08/01/2013.
Tab. 11 – Status autorizzativo sorgenti radioattive
Eventi incidentali e procedimenti aperti
Tra i rischi connessi alle attività dello Stabilimento GPL, sono da considerare specifici eventi che possono
causare impatti sull’ambiente circostante e/o violazioni dei limiti e delle prescrizioni legislative in materia. In
tale ambito. Nello STABILIMENTO GPL, dalla sua costruzione, non si è registrato alcun evento incidentale
e/o emergenza di tipo ambientale e al momento NON ha procedimenti aperti con le Autorità Giudiziarie.
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Dichiarazione Ambientale
Raffineria di Taranto
Addendum integrazione STABILIMENTO GPL
7 - ASPETTI AMBIENTALI
In Stabilimento GPL, per l’individuazione e la valutazione degli Aspetti Ambientali sono state prese in
considerazione tutte le attività svolte nel sito, con particolare riferimento a:
Attività di ricevimento, Deposito, Carico automezzi, imbottigliamento in bombole, ricollaudo e
manutenzione Bombole e spedizione di gas di petrolio liquefatto (GPL), attraverso le seguenti fasi:
lavaggio bombole; controllo bombole; selezione; verniciatura bombole; imbottigliamento; prove finali;
spedizione prodotti.
esercizio degli Impianti di lavorazione e dei principali Impianti ausiliari dello Stabilimento GPL;
altre attività dello Stabilimento GPL correlate alle attività legate ai servizi tecnici (Piccola
Manutenzione, Ispezione/Collaudi e gestione Ditte Terze).
Per ciascuna delle attività definite come “di interesse ambientale”, sono stati individuati ed analizzati gli
Aspetti ambientali correlati.
Tale analisi è stata svolta con le modalità descritte nell’apposita Procedura Ambientale di Stabilimento GPL
ed ha interessato:
Aspetti ambientali “diretti”, ovvero legati ad attività dello Stabilimento GPL sotto il proprio diretto
controllo gestionale;
Aspetti ambientali “indiretti”, sui quali, a seguito delle proprie attività, prodotti e servizi, lo Stabilimento
GPL può non avere un controllo gestionale totale.
Una volta individuati gli Aspetti ambientali “diretti” ed “indiretti” nelle condizioni operative a regime (normali),
anomale e di emergenza, legate ad eventi accidentali rilevanti, si è proceduto, all’individuazione della loro
“significatività”.
La metodologia utilizzate per la determinazione della significatività degli aspetti ambientali è in linea con
quella applicata in tutti i siti dell’ENI certificati secondo gli standard della ISO 14001 e, quindi, risulta essere
analoga a quella applicata presso la Raffineria di Taranto e riportata nella Dichiarazione Ambientale
all’allegato 3.3.
Gli aspetti ambientali dello Stabilimento GPL, che sono risultati significativi dalla valutazione, sono riportati
insieme a quelli di Raffineria nell’allegato 3.4.
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Dichiarazione Ambientale
Raffineria di Taranto
Addendum integrazione STABILIMENTO GPL
Gestione materie prime e prodotti finiti
Nel processo produttivo in atto nello stabilimento GPL è utilizzato G.P.L., sia imbottigliato che sfuso, che è
costituito essenzialmente di Propano o di Miscela di Propano e Butano; le modalità di approvvigionamento
sono:
Raffineria mediante gasdotto diretto;
Autobotti che scaricano la materia prima, soprattutto Propano, all’interno del sito presso apposita
rampa di travaso;
La Miscela contenuta nelle bombole è in genere costituita da:
70% butano;
30% propano.
I serbatoi di stoccaggio del GPL previsti nella configurazione del rapporto di sicurezza sono 4, di cui DUE di
tipo cilindrico e DUE a fondo sferico, come di seguito indicato:
1 serbatoio sferico di capacità geometrica pari a 1000 m3 (Butano Commerciale)
1 serbatoio sferico di capacità geometrica pari a 500 m3 (Propano Commerciale).
1 serbatoio cilindrico orizzontale di capacità geometrica pari a 150 m3
1 serbatoio cilindrico orizzontale di capacità geometrica pari a 150 m3
Di seguito un riepilogo delle entrate ed uscite di prodotto movimentato dallo Stabilimento GPL e della
produzione effettuata.
RIEPILOGO ENTRATE
( Tonnellate )
ANNO
2003
ANNO DI RIFERIMENTO
ANNO
2004
ANNO
2005
ANNO
2006
ANNO
2007
DA DEPOSITI:(Ragione sociale e località imp. Mittente)
DEPOSITO NAPOLI - ENI S.p.A. Div. R&M
5.095
2.003
1.638
2.955
4.727
390
69
182
0
68
11.455
15.747
17.250
17.181
13.277
0
938
0
67
0
16.940
18.757
19.070
20.203
18.072
ANNO
2003
13.676
ANNO
2004
15.029
ANNO
2005
15.481
ANNO
2006
16.285
ANNO
2007
13.771
Imbottigliato in bombole di terzi
1.215
1.085
1.190
768
773
Distribuito in ATKL di proprietà
1.983
2.075
2.196
2.109
2.067
392
375
635
1.040
1.611
17.266
18.564
19.502
20.202
18.222
BUTANGAS-NAPOLI
DA RAFFINERIE:(Ragione sociale e località imp. Mittente)
ENI S.p.A. Div. R&M - RAFFINERIA DI TARANTO
ATB DA RAFFINERIA DI TARANTO
TOTALE ENTRATE
RIEPILOGO USCITE ( Tonnellate )
ANNO DI RIFERIMENTO
Imbottigliato in bombole di proprietà
Distribuito in ATKL d i terzi
TOTALE USCITE
Tab. 12 – Movimentazione GPL
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pag 25 di 45
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Dichiarazione Ambientale
Raffineria di Taranto
Addendum integrazione STABILIMENTO GPL
RIEPILOGO PRODUZIONE ( chilogrammi )
ANNO DI RIFERIMENTO
KG di GPL imbottigliato in bombole
TOTALE KG IMBOTTIGLIATI
ANNO
2003
n.d.
ANNO
2004
ANNO
2005
ANNO
2006
ANNO
2007
16.114.439
16.670.870
17.053.606
14.543.565
n.d.
16.114.439
16.670.870
17.053.606
14.543.565
Tab. 13 – Imbottigliamento GPL
Il processo produttivo non comprende per sua natura particolari possibilità o necessità di recupero di materie
prime.
Le quantità in gioco essendo esigue per ogni singola bombola, rappresentano un valore poco significativo se
rapportato alla produzione annuale e pertanto anche una possibile stima risulterebbe difficoltosa da condurre.
Di seguito si riporta una tabella di sintesi delle altre materie prime significative, diverse dal GPL, movimentate
presso lo stabilimento GPL:
Anno 2003
Anno 2004
Anno 2005
Anno 2006
Anno 2007
VERNICI ( Kg )
n.d.
925 (1)
4.600
5.250
5.775
PLASTICA ( Numero tappi )
n.d.
1.197.000
1.170.000
1.222.000
1.005.000
(1)
dato parziale (riferito agli ultimi quattro mesi del 2004)
Tab.14 – Movimentazione vernici e plastica
Anno 2003
Q1
Indice
consumo
vernici
Rapporto tra la Q.tà
vernice(kg) e la Produzione
(kg)
n.d.
Q2
Indice
consumo
plastica
Rapporto tra quantità tappi
(numero) e la Produzione
(kg)
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Anno 2004
n.d.
n.d.
1197000
n.d.
Anno 2005
4.600
0,028
16670870
0,074
16114439
1170000
Anno 2006
5.250
0,031
17053606
0,070
16670870
1222000
Anno 2007
5.775
0,072
17053606
1005000
14543565
Tab.15 – Indice Movimentazione vernici e plastica
Indice
consumo
vernici Q1
Indice
consumo
plastica Q2
0,08
0,07
0,06
0,05
0,04
0,03
0,02
0,01
0
L’indicatore Q2 evidenzia una sensibile riduzione del consumo di plastica nelle attività svolte.
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0,039
14543565
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0,069
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Dichiarazione Ambientale
Raffineria di Taranto
Addendum integrazione STABILIMENTO GPL
L’indicatore Q1 ha evidenziato nel 2007, un aumento del consumo di vernice. La causa è certamente
imputabile al peggioramento della qualità esteriore delle bombole rientrate per il riempimento, dovuta alla
longevità della stesse ed all’acquisizione di nuovo interland che precedentemente non veniva rifornito dallo
Stabilimento GPL di Taranto.
Le bombole vengono riverniciate secondo le indicazioni riportate in una specifica istruzione operativa
dell’SGQ.
Consumi energetici
Le modalità di approvvigionamento di energia per gli utilizzi di esercizio sono espresse in forma quantitativa
nelle sottostanti tabelle che si riferiscono a :
Consumo di gasolio utilizzato per la quasi totalità (99%) per il funzionamento dei carrelli elevatori e
per il restante 1 % nel gruppo elettrogeno. Da gennaio 2006, l’attività di movimentazione bombole con
i carrelli elevatori è stata terziarizzata, pertanto essendo nullo il consumo “diretto” di gasolio da parte
dello Stabilimento GPL, i valori riportati sono riferiti ai consumi “indiretti” di gasolio da parte della ditta
appaltatrice.
Consumo di G.P.L. per uso riscaldamento uffici, produzione acqua calda servizi, per la caldaia in uso
per il preriscaldo del tunnel di verniciatura e per il bruciatore in GM attualmente non utilizzato.
Consumo d’energia elettrica dalla rete ENEL correlato prevalentemente al funzionamento di tutte le
apparecchiature di esercizio.
Anno 2003
Anno 2005
Anno 2006
Anno 2007
7,5
6,6
5,5
10,6
9,85
19
19,1
20,5
20,5
21,8
712.000
770.880
672.704
647.976
573.527
GPL (ton)
Gasolio (ton)
Energia Elettrica(kWh)
Anno 2004
Tab.16 – consumi energetici
Calcolando i TEP equivalenti con i seguenti coefficienti di conversione,
Unità di
Misura
MW/h
Energia elettrica
Gasolio
GPL (in fase liquida)
Operazione
matematica
Coefficiente di
conversione
0,24
1,02
1,10
Ton.
Ton
Tab.17 – Tabella dei Coefficienti di conversione per il calcolo dei TEP equivalenti
Otteniamo i seguenti valori:
2003
GPL (in fase liquida)
Gasolio
Energia elettrica
TOTALI ANNO
199
2004
2005
2006
2007
8
7
6
12
11
19
19
21
21
22
171
185
161
155
138
212
188
188
171
Tab.18 – Tabella dei TEP equivalenti
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Dichiarazione Ambientale
Raffineria di Taranto
Addendum integrazione STABILIMENTO GPL
Anno 2003
A
Indice Energetico
(Ien)
Rapporto quantitativo tra
consumi energetici (Tep) e
uscite (t)
O
Indice consumi
E.E.
Rapporto tra il Consumo EE
(kw) e la produzione (kg)
S
Indice consumo
GPL
Rapporto tra i consumi di
GPL per riscaldamento e i
Giorni lavorati
7,5
Rapporto tra Gasolio
utilizzato per i carrelli (t) e la
produzione (kg) * 100.000
n.d.
T
ASPETTO
INDIRETTO
Indice consumi
Gasolio
199
0,011
17226
712000
n.d.
n.d.
n.d.
Anno 2004
212
Anno 2005
188
0,011
18564
n.d.
770880
16114439
n.d.
6,6
258
672704
5,5
255
19,1
n.d.
4,04
16114439
171
0,009
647976
0,16
10,6
3,79
573527
3,94
14543565
9,85
0,23
250
252
20,5
0,21
21,8
0,12
16670870
0,009
18222
17053606
20,5
0,12
Anno 2007
20202
16670870
0,25
188
0,010
19502
4,78
Anno 2006
0,12
17053606
0,15
14543565
Tab.19 – Indicatori consumi energetici
Indice consumi E.E. (O)
Indice Energetico (A)
Indice Energetico (A)
0,012
Indice consumi E.E. (O)
5
4,5
0,01
4
3,5
0,008
3
0,006
2,5
0,004
1,5
2
1
0,002
0,5
0
0
Anno
2003
Anno
2004
Anno
2005
Anno
2006
Anno
2003
Anno
2007
Indice consumo GPL (S)
Anno
2005
Anno
2006
Anno
2007
Indice consumi Gasolio (T) ASPETTO INDIRETTO
Indice consumo GPL (S)
0,25
Anno
2004
Indice consumi Gasolio (T)
ASPETTO INDIRETTO
0,16
0,14
0,2
0,12
0,1
0,15
0,08
0,1
0,06
0,04
0,05
0,02
0
0
Anno
2003
Anno
2004
Anno
2005
Anno
2006
Anno
2007
Anno
2003
Anno
2004
Anno
2005
Anno
2006
Anno
2007
Gli indici mostrano una diminuzione dei consumi energetici generici e dell’energia elettrica utilizzata.
Il dato sul consumo di GPL, che è principalmente influenzato dalle condizioni ambientali e dalla quantità di
bombole verniciate, evidenzia una diminuzione rispetto all’anno precedente. Da febbraio 2006 è stata
terziarizzata l’attività di movimentazione bombole con carrelli elevatori, pertanto i consumi di gasolio
appartengono a terzi. Lo Stabilimento si limita ad analizzare tale consumo.
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Dichiarazione Ambientale
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Addendum integrazione STABILIMENTO GPL
Consumi idrici
L’Approvvigionamento idrico del sito è garantito in parte dall’acqua di un pozzo (autorizzazione Genio Civile
n° 738 del 26/01/1984), in parte dal prelievo di acqua potabile dalla rete della Raffineria Eni S.p.A. Div. R. &
M., in parte dalle acque reflue industriali e domestiche depurate nell’impianto di trattamento acque dello
Stabilimento GPL stesso.
L’approvvigionamento dell’acqua potabile nel 2007 è avvenuta in misura di circa 1.000 mc mediante la
tubazione da ¾ di pollice che collega la condotta della rete potabile della vicina Raffineria per
l’approvvigionamento dei servizi igienici dello Stabilimento GPL; 1.800 mc circa attinti dal pozzo di falda
profonda (acqua non potabile) ubicato all’interno dello Stabilimento GPL di Taranto e circa 6.600 mc sono
stati riciclati dall’impianto di trattamento acque ubicato all’interno del sito per un totale di circa 9.500 mc di
fabbisogno annuo.
Anno 2003
Anno 2004
Anno 2005
Anno 2006
Anno 2007
Quantità acqua prelevata da pozzo
(kmc)
n.d.
9.556
3.882
2.361
1.812
Quantità acqua prelevata dalla rete
Raffineria (kmc)
n.d.
1.960
889
930
1.052
TOTALI ACQUA PRELEVATA
n.d.
11.516
4.771
3.291
2.864
Quantità acqua ricircolata dall'impianto
di trattamento (kmc)
n.d.
3.017
5.157
7.702
6.647
TOTALE ACQUA UTILIZZATA
n.d.
14.533
9.928
10.993
9.511
Tab.20 – consumi idrici
Anno 2003
Anno 2004
Anno 2005
Anno 2006
Anno 2007
n.d.
30
27
28
26
N° medio annuale Forze Lavoro
Tab.20 bis – N° Forze Lavoro
Anno 2003
B
Indice
Rapporto tra totale acqua
Consumo
prelevata (m3) e uscite
acqua (IH2O) GPL (t)
C
Indice di
Ricircolo (Ir)
P
Indice
consumo
acqua servizi
R
Indice
consumo
acqua pozzo
Rapporto tra i mc di acqua
ricircolata dall’impianto di
trattamento e i mc di acqua
prelevata
Rapporto tra il Consumo
acqua da rete di Raffineria
e le Forze Lavoro presenti
/12 mesi
Rapporto tra il Consumo di
acqua da pozzo (mc) e la
Produzione (kg) x 100
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
11.516
18.564
Anno 2005
4.771
0,620
19.502
3.017
n.d.
n.d.
n.d.
Anno 2004
11.516
5.157
0,262
4.771
1.960
n.d.
n.d.
30
9.556
16.114.439
0,245
27
3.882
0,06
16.670.870
3.291
20.202
0,163
7.702
1,081
889
5,44
Anno 2006
3.291
0,02
28
2.361
17.053.606
2.864
18.222
2.864
Revisione 6 del 31/03/08
2,321
1.052
2,77
0,01
26
1.812
14.543.565
Tab.21 – indicatori sui consumi idrici
Edizione 4 del 31/03/08
0,157
6.647
2,340
930
2,74
Anno 2007
pag 29 di 45
3,37
0,01
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Dichiarazione Ambientale
Raffineria di Taranto
Addendum integrazione STABILIMENTO GPL
Indice Consumo acqua (B)
Indice di Ricircolo ( C )
Indice Consumo acqua (B)
0,7
Indice di Ricircolo ( C )
2,5
0,6
2
0,5
1,5
0,4
0,3
1
0,2
0,5
0,1
0
0
Anno
2003
Anno
2004
Anno
2005
Anno
2006
Anno
2007
Anno
2003
Anno
2004
Indice consumo acqua servizi (P)
Anno
2006
Anno
2007
Indice consumo acqua pozzo ( R )
Indice consumo acqua
servizi (P)
6
Anno
2005
Indice consumo acqua
pozzo ( R )
0,06
5
0,05
4
0,04
3
0,03
2
0,02
1
0,01
0
0
Anno
2003
Anno
2004
Anno
2005
Anno
2006
Anno
2007
Anno
2003
Anno
2004
Anno
2005
Anno
2006
Anno
2007
L’analisi degli indici evidenzia come negli ultimi 3 anni, a fronte di un fabbisogno annuo costante, sia
aumentato costantemente l’indice di ricircolo delle acque trattate con un conseguente decremento dei prelievi
di acqua da pozzo. Tale risultato scaturisce dalla precisa ed attenta politica di risparmio delle risorse idriche,
intrapresa dallo stabilimento GPL che ha privilegiato il ricircolo delle acque trattate rispettando le indicazioni
fornite dai vari Enti.
Nell’analisi effettuata non sono stati presi in esame i dati relativi al 2004, poiché questi sono comprensivi dei
consumi registrati con le attività della GM che negli anni successivi non figurano in quanto l’ attività è stata
sospesa.
Per quanto riguarda l’indicatore consumo acqua servizi si evidenzia un aumento del valore (ca. 120 mc)
derivante dal maggiore utilizzo dei sevizi per il personale diretto e indiretto, unitamente alla riduzione della
forza lavoro.
Scarichi idrici
Gli scarichi delle acque prodotti della Eni S.p.A. Div. R. & M., stabilimento GPL di Taranto, derivano:
dai cicli produttivi relativi al lavaggio esterno delle bombole, dalla bonifica, dalla verniciatura per attività
manutentive con l’utilizzo di vernici idrosolubili, dal collaudo delle bombole e dal raffreddamento della
centralina oleodinamica;
dalle attività umane all’interno dello stabilimento GPL;
dalla raccolta delle acque meteoriche;
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dalla raccolta delle acque di lavaggio (lavaggio periodico di carrelli elevatori, acque erogate
dall’impianto idrico antincendio per prove periodiche).
Si possono quindi individuare:
acque sanitarie o acque reflue domestiche;
acque tecnologiche o acque reflue industriali;
acque di prima pioggia o di lavaggio;
acque meteoriche diverse da quelle di prima pioggia.
Il punto di immissione dello scarico nel canale artificiale ricettore è unico e vengono convogliate tutte le citate
tipologie di acque reflue.
A fine 2006 è stato installato un contatore per la misura del quantitativo di acque reflue in uscita all’impianto
di trattamento chimico-fisico. Nel 2007 sono stati scaricati 488 mc di acque reflue industriali e sanitare.
-
Relativamente alla qualità delle acque in uscita dall’impianto di trattamento dello Stabilimento GPL, di seguito
riportiamo una tabella con i principali inquinanti e le relative concentrazioni medie:
Limiti Legge
152/06
Media dei valori sui 12 mesi dell’anno di riferimento
Acque Superficiali
Anno 2003
Anno 2004
Anno 2005
Anno 2006
Anno 2007
Fosforo Tot
10
n.d.
n.d.
7,31
5,88
6,06
Azoto Nitroso
0,6
n.d.
n.d.
0,27
0,24
0,33
Azoto Nitrico
20
n.d.
n.d.
1,8
7,15
5,21
Ammoniaca
15
n.d.
n.d.
2,4
0,84
2,03
Idrocarburi
5
n.d.
n.d.
0,04
0,4
0,08
SST
80
n.d.
n.d.
21,88
45,57
23,25
COD
160
n.d.
39.8
24,84
36,04
34,05
BOD5
40
n.d.
n.d.
7,09
10,93
12,9
Tab.22 – qualità scarichi idrici
2003
U
Qu
Indice scarichi idrici
Rapporto tra la media dei risultati
mensili di COD sul limite di legge
n.d.
Qualità scarichi idrici
N° dei parametri, misurati
mensilmente sulle acque di scarico,
che superano il 90% del loro limite di
legge sui 12 mesi
n.d.
2004
0,25
n.d.
2005
0,16
0,917
2006
0,23
0,750
2007
0,21
0,667
Tab.23 – indicatori qualità scarichi idrici
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Qualità scarichi idrici ( Qu )
Indice scarichi idrici ( U )
1
Indice scarichi idrici ( U )
0,25
Qualità scarichi idrici ( Qu )
0,9
0,8
0,2
0,7
0,6
0,15
0,5
0,4
0,1
0,3
0,05
0,2
0,1
0
0
Anno
2003
Anno
2004
Anno
2005
Anno
2006
Anno
2007
Anno
2003
Anno
2004
Anno
2005
Anno
2006
Anno
2007
Anche se le variazioni dell’indice relativo al COD sono di piccola entità e quindi non permettono di effettuare
valutazioni concrete, l’indice sulla qualità degli scarichi idrici, evidenzia un graduale miglioramento della
qualità totale degli scarichi dello Stabilimento GPL.
Emissioni Atmosferiche Convogliate
Come già detto, annualmente vengono eseguite indagini sulla qualità delle emissioni convogliate secondo
quanto disposto dalle Delibere della Regione Puglia n° 860 del 18/03/1996 e n° 19 del 27/01/1999 sui
seguenti punti di emissione:
Reparto di Grande Manutenzione Bombole
E2.1: Cabina di verniciatura
E3:
Sabbiatrice
E2.4: Forno essiccazione
Reparto di Imbottigliamento e piccola manutenzione
E1:
Cabina di verniciatura
E1.2: Tunnel di essiccazione
Attualmente, il reparto delle GM viene messo in funzione esclusivamente per effettuare le misurazioni delle
emissioni convogliate. Conseguentemente i punti di emissione E3 - E2.1 - E2.4 risultano in operativi.
Caratteristiche
E 1.2
E1
E3
E 2.1
E 2.4
Altezza da terra (mt)
7,5
7,5
7,5
7,5
7,5
Superficie sezione di sbocco (cmq)
900
2.450
358
1.962
314
Altezza bocca di prelievo (mt)
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Tunnel
essicazione
Cabina
verniciatura
Sabbiatrice
Cabina
verniciatura
Forno
essiccazione
Polveri e SOV
Polveri e SOV
Polveri e SOV
Polveri e SOV
Polveri e SOV
Attività
Natura dell'inquinante
Tab.24 – dati tecnici punti di emissioni convogliate
I risultati delle analisi sui punti di emissione degli ultimi anni, oggetto di monitoraggio, sono riportati nelle
tabelle seguenti:
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RIEPILOGO VALORI MISURATI
ANNO
2003
ANNO DI RIFERIMENTO
ANNO
2004
Limiti di legge
( mg/Nm3 )
E
1.2
Tunnel di
essiccazione PM
E1
Cabina di
verniciatura PM
Polveri Totali ( mg/Nmc )
Sostanze Organiche
Volatili come COT
( mg/Nmc )
Polveri Totali ( mg/Nmc )
Sostanze Organiche
Volatili come COT
( mg/Nmc )
Polveri Totali ( mg/Nmc )
Cromo Totale
( mg/Nmc )
Piombo ( mg/Nmc )
E3
Sabbiatrice GM
E
2.1
Manganese ( mg/Nmc )
Sostanze Organiche
Volatili come COT
( mg/Nmc )
Polveri Totali ( mg/Nmc )
Cabina di
Sostanze Organiche
verniciatura GM Volatili come COT
( mg/Nmc )
Polveri Totali ( mg/Nmc )
Forno di
Sostanze Organiche
essiccazione GM Volatili come COT
( mg/Nmc )
E
2.4
(1) CROMO III
(2) CROMO VI
(++)
(+)
Nichel ( mg/Nmc )
ANNO
2005
ANNO
2006
ANNO
2007
Dati espressi in mg/Nm3
3 (+)
0,35
0,29
0,32
0,68
2,00
40 (+)
-
-
<1
1,01
0,84
3 (+)
1,41
1,37
1,30
1,57
2,1
40 (+)
-
-
<1
1,18
0,95
<20 (+)
5 (1) (++)
1 (2) (++)
5 (++)
1 (++)
5 (++)
1,22
1,32
1,39
1,05
1,10
0,61
0,10
(1)
(2)
1,60
0,85
1,05
0,52
2,45
0,45
0,60
0,04
0,005
0,73
0,80
0,37
0,02
0,04
2,95
1,10
0,65
0,03
0,02
40 (++)
-
-
<1
0,83
0,95
<3 (+)
1,25
1,76
1,43
1,72
1,60
40 (++)
-
<0,005
<1
1,67
1,40
3 (++)
0,46
-
0,41
0,77
0,60
<10 (+)
<1,00
-
<1
2,66
2,40
Limiti da leggi Ambientali
Limiti da Delibere Regionali
Tab.25 – analisi monitoraggio emissioni convogliate
Dai dati sopra riportati, si evince che i limiti di legge sono stati rispettati. I dati relativi al 2007 evidenziano un
incremento dei valori relativi ai parametri delle Polveri. Poichè l’indagine è stata effettuata da laboratori
diversi, saranno predisposte considerazioni analitiche per valutare le condizioni di marcia dell’impianto
durante le attività di monitoraggio.
Emissioni diffuse
Le emissioni diffuse che interessano lo stabilimento GPL sono riassumibili negli odori, polveri e vapori.
Le principali cause di tali emissioni sono ascrivibili alle attività di imbottigliamento, alle attività presso la
rampa di carico ATB e alla verniciatura.
Le quantità in gioco sono comunque limitate. Al momento si può stimare:
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Addendum integrazione STABILIMENTO GPL
Per le Rampe di Travaso: una quantità di circa 60 cc per ogni operazione di carico scarico ATB/ATKL
di emissione diffusa di GPL in fase liquida (contenuta tra gli accoppiamenti flangiati del mezzo e del
braccio di carico).
Per l’imbottigliamento: una quantità di circa 0,08 cc di GPL in fase liquida emessa per ogni distacco
della pinza di riempimento dalla bombola in fase di riempimento.
Per cui, si possono ipotizzare le seguenti quantità in kg di GPL in fase liquida emessi nel corso dell’anno di
riferimento:
Anno 2003
Tipo di
operazione
BTG
imbottigliate
ATB
scaricate
ATKL
caricate
Anno 2004
Anno 2005
Anno 2006
Anno 2007
Q.tà emessa
per singola
operazione
( kg )
n°
operazioni
Q.tà
emissione
( kg )
n°
operazioni
Q.tà
emissione
( kg )
n°
operazioni
Q.tà
emissione
( kg )
n°
operazioni
Q.tà
emissione
( kg )
n°
operazioni
Q.tà
emissione
( kg )
0,000416
1.073.779
446,69
1.139.102
473,87
1.168.891
486,26
1.206.550
501,92
1.030.896
428,85
0,312
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
124
38,69
210
65,52
0,312
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
639
199,37
763
238,06
TOTALI
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
1.207.313
739,98
1.031.869
732,43
Tab.26 – emissioni diffuse
Dal 2003 al 2005 non si dispone del dato relativo al numero di ATB/ATKL caricate o scaricate dallo
Stabilimento GPL per cui il dato riportato non è completo.
GPL uscito ( Ton )
Emissioni diffuse GPL ( kg )
RAPPORTO
GPL uscito / emissioni diffuse
2003
2004
2005
2006
2007
17.266
18.564
19.502
20.202
18.222
n.d.
n.d.
n.d.
739,98
732,43
n.d.
n.d.
n.d.
27,30
24,88
Tab.27 – Indice emissioni diffuse
Indice EMISSIONI DIFFUSE
Indice EMISSIONI DIFFUSE
30
25
20
15
10
5
0
Anno
2003
Anno
2004
Anno
2005
Anno
2006
Anno
2007
Anche se il dato è limitato agli ultimi 2 anni si evidenzia una riduzione dell’indice delle emissioni diffuse.
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Gestione dei rifiuti
Lo Stabilimento GPL produce sia rifiuti pericolosi che non pericolosi gestiti in regime di deposito temporaneo.
Tali rifiuti sono stati classificati ai sensi del Decreto 22/97 “Ronchi” così come modificato dal D.Lgs. 152/06.
L’Elenco dei CODICI CER dei rifiuti NON PERICOLOSI prodotti dallo Stabilimento GPL è il seguente:
CODICE CER
DESCRIZIONE RIFIUTO
170401
Ottone.
170405
Rottame ferroso.
080120
Sospensioni acquose contenenti pitture e vernici.
150104
Imballaggi in metallo.
150203
Assorbenti, materiali filtranti, stracci e indumenti protettivi.
050110
Fanghi prodotti dal trattamento in loco degli effluenti.
190899
Liquami civili / Carboni attivi.
191308
Acque di falda.
080114
Fanghi prodotti da pitture e vernici di scarto.
190814
Fanghi prodotti dal altri trattamenti delle acque reflue industriali
200139
Plastica da produzione.
200304
Liquami civili / fosse settiche.
Tab.28 – Elenco rifiuti non pericolosi attualmente prodotti
NUOVO
CODICE
CER
190814
CODICE
CER
DESCRIZIONE RIFIUTO
190812
Fanghi prodotti dal trattamento biologico delle acque reflue industriali
Modificato il codice CER utilizzato
120117
Materiale abrasivo di scarto
Rifiuto legato all’attività di GM
060503
Fanghi prodotti dal trattamento in loco degli effluenti
Modificato il codice CER utilizzato
190814
070299
rifiuti non specificati altrimenti (tappi e catene di plastica)
Modificato il codice CER utilizzato
200139
190904
Carboni attivi esauriti
Modificato il codice CER utilizzato
190899
160103
Pneumatici usati
L’attività di movimentazione BTG
su gomme è stata terziarizzato
080112
pitture e vernici di scarto (Vernice in polvere)
Rifiuto legato all’attività di GM
170904
rifiuti misti dell'attività di costruzione e demolizione
Rifiuto occasionale
200399
Liquami
Modificato il codice CER utilizzato
NOTE
200304
Tab.29 – Elenco altri rifiuti non pericolosi
L’elenco dei CODICI CER dei rifiuti PERICOLOSI prodotti dallo Stabilimento GPL è il seguente:
CODICE CER
DESCRIZIONE RIFIUTO
130208*
Olio Esausto.
150110*
Imballaggi in metallo contaminati da sostanze pericolose.
150202*
Assorbenti, materiali filtranti, stracci, indumenti
protettivi, contaminati da olio.
Tab.30 – Elenco rifiuti pericolosi prodotti
Le quantità in tonnellate dei rifiuti smaltiti e recuperati dallo Stabilimento GPL negli anni 2003 – 2007 sono
riportati nelle tabelle seguenti:
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RIFIUTI NON PERICOLOSI
ANNO DI
RIFERIMENTO
ANNO 2003
ANNO 2004
Rec
(ton.)
Prod
(ton.)
Smal
(ton.)
6,65
6,65
Rec
(ton.)
ANNO 2005
Prod
(ton.)
Smal
(ton.)
0,31
0,31
ANNO 2006
Codice
Prod
(ton.)
Smal
(ton.)
Rec
(ton.)
190812
17,1
17,1
120117
8,84
8,84
170401
7,78
7,78
6,12
6,12
0,51
170405
101,39
101,39
65,45
65,45
26,83
060503
2,15
2,15
080120
0,49
0,49
0,32
0,32
7,20
7,20
15,08
15,08
070299
1,52
1,52
1,20
1,20
0,73
0,73
0,70
0,70
150104
0,2
0,32
0,13
0,13
0,23
0,20
0,34
0,20
190904
2,31
2,31
1,28
1,28
2,61
2,61
0,73
0,73
150203
0,42
0,42
160103
0,29
0,29
080112
0,78
1,15
0,38
0,38
0,27
0,27
050110
0,68
0,52
170904
0,12
0,12
050110
1,10
1,26
18,64
18,50
200399
4
4
3,12
3,12
26,83
Prod
(ton.)
Smal
(ton.)
ANNO 2007
Rec
(ton.)
0,51
1,02
36,02
36,02
Prod
(ton.)
Smal
(ton.)
19,50
19,50
15,01
5,97
16,94
0,30
1,71
0,83
1,71
080114
0,52
1,50
1,27
190814
0,09
17,23
17,25
200139
0,89
0,67
0,93
0,76
200304
3,10
3,10
59,69
20,62
71,94
27,26
438,49
438,49
15,83
15,83
498,18
459,11
87,77
43,09
190899
TOTALI
144,07
35,23 109,17
86,63
15,22
71,57
191308
TOTALI
144,07
35,23 109,17
86,63
15,22
71,57
60,45
32,94
573,45
573,45
633,9
606,39
Rec
(ton.)
16,43
0,14
26,83
26,83
37,04
37,04
35,93
35,93
RIFIUTI PERICOLOSI
ANNO DI
RIFERIMENTO
ANNO 2003
Codice
Prod
(ton.)
Smal
(ton.)
130208*
0,28
150202*
TOTALI
ANNO 2004
Prod
(ton.)
Smal
(ton.)
0,22
0,42
0,02
0
0,3
0,22
Edizione 4 del 31/03/08
Rec
(ton.)
0
Rec
(ton.)t
ANNO 2005
ANNO 2006
Prod
(ton.)
Smal
(ton.)
0,48
0,21
0,21
0,14
0,50
0,52
0,15
0,15
0,42
0,92
1
0,36
0,36
0
Rec
(ton.)
Revisione 6 del 31/03/08
0
Prod
(ton.)
0,56
Smal
(ton.)
ANNO 2007
Prod
(ton.)
Smal
(ton.)
0,14
0,65
0,56
0,35
0,16
0,16
0,49
Rec
(ton.)
0
0,81
0,72
pag 36 di 45
Rec
(ton.)
0
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I dati della su esposta tabella possono essere così riepilogati:
Pericolosi usciti a smaltimento
Pericolosi usciti a recupero
Non pericolosi usciti a smaltimento
Non pericolosi usciti a recupero
TOTALE RIFIUTI PRODOTTI
Anno 2003
Anno 2004
Anno 2005
Anno 2006
Anno 2007
( Ton. )
( Ton. )
( Ton. )
( Ton. )
( Ton. )
0,22
0,00
35,23
109,17
144,62
1,00
0,00
15,22
71,57
87,79
144,62
35,45
109,17
144,40
0,22
87,79
16,22
71,57
86,79
1,00
0,36
0,00
32,94
26,83
60,13
573,45
633,58
33,30
26,83
59,77
0,36
Acque di falda uscite a smaltimento
RIFIUTI + ACQUA DI FALDA
Tot. rifiuti usciti a smaltimento
+
Tot. rifiuti usciti a recupero
+
Tot. rifiuti usciti non pericolosi
+
Tot. rifiuti usciti pericolosi
+
0,49
0,00
20,62
37,04
58,15
438,49
496,64
21,11
37,04
57,66
0,49
0,72
0,00
27,26
35,93
63,91
15,83
79,74
27,98
35,93
63,19
0,72
Tab.31 – produzione rifiuti
Anno 2003
D
Indice
Produzione
Rifiuti ( D )
Rapporto quantitativo tra
rifiuti totali prodotti (t) ed il
flusso produttivo totale (t)
144,62
E
Indice
Produzione
R.T.N. ( E )
Rapporto quantitativo tra
rifiuti speciali pericolosi
prodotti (t) e totale rifiuti (t)
0,22
F
Indice
Recupero
Rifiuti ( F )
Rapporto quantitativo tra
rifiuti speciali recuperati (t) e
totale rifiuti spec. prodotti (t)
17.266
144,62
109,17
144,62
0,008
0,002
0,755
Anno 2004
87,79
18.564
1,00
87,79
71,57
87,79
Anno 2005
60,13
0,005
19.502
0,36
0,011
60,13
26,83
0,815
60,13
0,003
0,006
0,446
Anno 2006
58,15
20.202
0,49
58,15
37,04
58,15
Anno 2007
0,003
0,008
0,637
63,91
18.222
0,72
63,91
35,93
63,91
0,004
0,011
0,562
Tab.32 – Indici produzione rifiuti
NB: Gli indici D, E ed F sopra riportati non tengono conto della quantità di acqua di falda smaltita.
Indice Produzione Rifiuti ( D )
Indice Produzione R.T.N. ( E )
Indice Produzione Rifiuti ( D )
0,008
0,007
Indice Produzione R.T.N. ( E )
0,012
0,01
0,006
0,008
0,005
0,004
0,006
0,003
0,004
0,002
0,002
0,001
0
0
Anno
2003
Anno
2004
Anno
2005
Edizione 4 del 31/03/08
Anno
2006
Anno
2007
Anno
2003
Revisione 6 del 31/03/08
Anno
2004
Anno
2005
Anno
2006
Anno
2007
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Addendum integrazione STABILIMENTO GPL
Indice Recupero Rifiuti ( F )
Indice Recupero Rifiuti ( F )
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
Anno
2003
Anno
2004
Anno
2005
Anno
2006
Anno
2007
L’indice relativo alla produzione dei rifiuti, evidenzia globalmente una minore quantità di rifiuti prodotti dallo
Stabilimento GPL mentre nel 2007 l’aumento registrato è relativo al rifiuto CER 190814 (fanghi acque reflue).
Per la produzione di rifiuti pericolosi (olio e stracci contaminati da olio) è dovuto alla manutenzione
straordinaria delle pompe oleodinamiche.
Suolo/sottosuolo e della falda
Lo stabilimento, attualmente, effettua un campionamento semestrale su tutti i piezometri (vedi figura allegata)
e un campionamento mensile sui due pozzi di emungimento delle acque di falda. Inoltre smaltisce come
rifiuto codice CER 190408 le acque che emunge in continuo dai pozzi RW01 e RW02.
Dai risultati delle analisi effettuate in occasione dei campionamenti semestrali è stato costruito un indice che
mette in relazione il numero di piezometri che evidenziano valori fuori norma sul totale dei piezometri presenti
nello Stabilimento GPL.
Anno 2003
Anno 2004
Anno 2005
Anno 2006
Anno 2007
N° dei piezometri con valori fuori
norma
n.d.
8
2
11
13
N° dei piezometri totale
n.d.
10
12
12
12
Tab.33 – Tabella Piezometri
J
Indice inquinamento
acque di falda
N° di PZ con un parametro fuori
norma sul numero totale dei PZ
dello stabilimento / 12 mesi.
2003
2004
2005
2006
2007
n.d.
0,07
0,01
0,08
0,09
Tab.34 – Indice Piezometri
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Addendum integrazione STABILIMENTO GPL
Indice inquinamento acque di falda ( J )
Indice inquinamento acque di
falda ( J )
0,09
0,08
0,07
0,06
0,05
0,04
0,03
0,02
0,01
0
Anno
2003
Anno
2004
Anno
2005
Anno
2006
Anno
2007
Le analisi e i rilievi topografici, mostrano che a causa dei continui emungimenti la direzione di scorrimento
delle acque sotterranee è totalmente cambiata. Inoltre trovandosi, lo stabilimento GPL, nel punto più basso
dell’area industriale si registra una confluenza di acque di falda particolarmente contaminate, che dimostrano
il peggioramento dell’indice.
Fig. 5 – Ubicazione piezometri e pozzi di emungimento
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Addendum integrazione STABILIMENTO GPL
Nel Box seguente si riportano la sintesi delle attività effettuate ai sensi del D.M. 471/99.
SINTESI ATTIVITA’ EFFETTUATE AI SENSI DEL D.M. 471/99
ATTIVITA’ DI CARATTERIZZAZIONE AMBIENTALE
GIUGNO 2000: comunicazione ai sensi dell’Art. 9 del D.M. 471/99 “dell'intenzione di avvalersi degli strumenti disposti dalla
normativa per siti inquinati da eventi pregressi”.
GIUGNO 2000: invio agli Enti Competenti dei seguenti elaborati tecnici:
a) Piano di Caratterizzazione Rev. 0 relativo alla Caratterizzazione Ambientale dello Stabilimento GPL di Taranto;
GIUGNO 2001: invio agli Enti Competenti dei seguenti elaborati tecnici:
a) Piano di Caratterizzazione Rev. 1 relativo alla Caratterizzazione Ambientale dello Stabilimento GPL di Taranto;
MARZO 2002: approvazione con prescrizioni del documento “Piano di Caratterizzazione dello Stabilimento GPL di Taranto
Rev. 0 ( maggio 2000 ) così come integrato dal documento Rev 1 ( giugno 2001 )”.
MARZO 2002: invio agli Enti Competenti dei seguenti elaborati tecnici:
a) Piano di Caratterizzazione Rev. 2 relativo alla Caratterizzazione Ambientale dello Stabilimento GPL di Taranto revisionato
secondo le prescrizioni riportate nei verbali della conferenza di Servizi del 15 gennaio2002 e in quella “decisoria” del 15
marzo 2002 ;
GIUGNO 2003: invio agli Enti dei risultati completi della caratterizzazione contenuti nel documento “Risultati del Piano di
Caratterizzazione dell’area dello Stabilimento GPL di Taranto“;
AGOSTO 2003: Approvazione con prescrizioni del documento “Risultati del Piano di Caratterizzazione dell’area dello
Stabilimento GPL di Taranto“ in Conferenza di Servizi del 05/08/2003;
SETTEMBRE 2003: Trasmissione agli Enti Competenti del documento “Risposte alle prescrizioni contenute nel verbale delle
CdS “decisoria” sul Sito di Interesse Nazionale di Taranto del 05/08/2003 – Stabilimento GPL di Taranto”;
LUGLIO 2004: Approvazione con prescrizioni del documento “Risposte alle prescrizioni contenute nel verbale delle CdS
“decisoria” sul Sito di Interesse Nazionale di Taranto del 05/08/2003 – Stabilimento GPL di Taranto” in Conferenza di Servizi
del 22/07/2004;
LUGLIO 2004: invio agli Enti Competenti dei seguenti elaborati tecnici:
a) Interventi di messa in sicurezza d’emergenza e delle attività di monitoraggio effettuati nello Stabilimento GPL di Taranto;
SETTEMBRE 2004: Approvazione con prescrizioni del documento “Interventi di messa in sicurezza d’emergenza e delle
attività di monitoraggio effettuati nello Stabilimento GPL di Taranto” in Conferenza di Servizi “decisoria” del 22/09/2004;
OTTOBRE 2006: invio agli Enti Competenti dei seguenti elaborati tecnici:
a) Analisi di Rischio di sito ai sensi del D.Lgs. 152/06 per lo Stabilimento GPL di Taranto;
ANNI 2006-2007: Nel periodo indicato, è stato effettuato l’emungimento in continuo delle acque di falda e il loro smaltimento
come rifiuto speciale presso impianti autorizzati. Le relative quantità sono state dichiarate nel MUD dell’anno di riferimento.
Inoltre, si effettua campionamenti ed analisi mensili ai due pozzi di emungimento e un campionamento completo semestrale per
tutti gli altri piezometri dello Stabilimento GPL.
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Dichiarazione Ambientale
Raffineria di Taranto
Addendum integrazione STABILIMENTO GPL
Emissioni acustiche
La Stabilimento GPL ha provveduto ad effettuare una campagna di misura delle emissioni sonore verso
l’esterno nel dicembre 2006. La campagna si è svolta seguendo le modalità, la strumentazione e le
metodologie analitiche previste dalla legislazione vigente,
Esaminando tutti i rilievi effettuati risulta che l’attività non supera i limiti fissati relativi al periodo diurno.
Si ricorda che l’azienda svolge la propria attività esclusivamente durante il periodo diurno e più precisamente
dalle ore 06.50 alle ore 15.30
Le ultime indagini fonometriche hanno evidenziato i seguenti livelli di rumorosità verso l’esterno sui quattro
lati del perimetro dello stabilimento GPL:
Rumore Ambientale
dB(A)
LATO INGRESSO
54.1
LATO FERROVIA
59.0
LATO POSTERIORE
60.5
LATO GRANDE MANUTENZIONE
55.1
Tab.35 – Tabella livelli di rumorosità
L’analisi dei dati sopra riportati permette di affermare che i limiti di legge sono rispettati e non si riscontrano
valori rilevanti su cui intervenire.
Moduli di Segnalazione Ambientale (MSA)
Lo stabilimento GPL non ha ricevuto nel corso del 2007 segnalazioni ambientali né dall’esterno, né
dall’interno del sito.
Non sono mai giunte in stabilimento segnalazioni ambientali provenienti dall’esterno del sito.
Dall’avvio del Sistema di Gestione Ambientale ad oggi sono state fatte n° 6 segnalazioni ambientali (MSA) da
parte di dipendenti dello Stabilimento a cui ha fatto seguito una sola RACA chiusa positivamente.
Richiesta di Azioni Correttiva Ambientale (RACA)
Dall’avvio del SGA a dicembre 2007, lo stabilimento GPL ha emesso n° 61 RACA, tutte regolarmente chiuse
nei tempi prestabiliti. Tutte le RACA sono state emesse a seguito di non conformità o osservazioni rilevate
durante lo svolgimento degli Audit SGA interni ed esterni (sette da parte dell’Ente Certificatore DNV e quattro
interni), tranne una emessa a fronte di un MSA.
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Raffineria di Taranto
Addendum integrazione STABILIMENTO GPL
Formazione del personale
Lo stabilimento GPL effettua formazione, formazione e addestramento a tutto il personale aziendale e terzo
in materia di Sicurezza, Salute, Ambiente e Qualità.
Negli anni dal 2003 al 2007 la formazione si è così articolata:
RIEPILOGO ORE DI FORMAZIONE:
N° ORE FORMAZIONE
AREA
Anno 2003
Formazione ambientale specifica
Formazione Sicurezza / Ambiente
Formazione Qualità
TOTALE ORE
Anno 2004
Anno 2005
Anno 2006
Anno 2007
116
98
68
787
1424
461
466
1082
346
367
1182
198
256
1165
59
282
2672
1894
1747
1480
Tab.36 – Tabella ore di formazione
Anno 2003
Anno 2004
Anno 2005
Anno 2006
Anno 2007
31
30
27
28
26
N° medio annuale Forze Lavoro
Tab.20 bis – N° Forze Lavoro
Anno 2003 Anno 2004 Anno 2005
M
Indice di
Formazione
Rapporto tra le ore dedicate
alla formazione e il numero
medio annuale Forze Lavoro
282
31
9,097
2.672
30
89,067
1.894
27
70,148
Anno 2006
Anno 2007
1.747
1.480
28
62,393
27
56,923
Tab.36 bis – Indicatore di formazione
Dall’analisi dei dati sopra riportati, si può riscontrare che le ore impiegate per la formazione sono state
maggiori nel periodo 2004/2005 poiché riferite al periodo di implementazione ed avviamento del SGA.
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Raffineria di Taranto
Addendum integrazione STABILIMENTO GPL
8 - PROGRAMMA DI MIGLIORAMENTO AMBIENTALE
Nella tabella seguente è riportato l’andamento delle spese ambientali contabilizzate dallo Stabilimento GPL
relativamente agli ultimi due anni.
2007
2006
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000 12.000 14.000 16.000 18.000 20.000 22.000 24.000 26.000 28.000 30.000 32.000 34.000 36.000 38.000 40.000
k€
Protezione Aria
Protezione Acqua
Rifiuti
Tab.37 – Spese ed investimenti ambientali
Sulla base dei Programmi di Miglioramento Ambientale dello Stabilimento GPL relativi agli anni 2004 – 2007,
è possibile sintetizzare gli interventi, conclusi e in corso, suddivisi per comparto ambientale di interesse:
Interventi effettuati
Ambito
Protezione
aria
Periodo
2004 - 2007
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Obiettivo
Riduzione Emissioni
diffuse in atmosfera
Descrizione Intervento
Target
Fine
intervento
Montaggio di un sistema di filtraggio aggiuntivo sulla
linea aria compressa in ingresso all’imbottigliamento.
Fine
lavori
2004
Sostituzione di n° 3 pistole con relativi quadri
elettronici di comando all’impianto di verniciatura a
polvere della Grande Manutenzione
Fine
lavori
2004
Realizzazione protezione volante da polveri di
vernice in GM
Fine
lavori
2004
Realizzazione nuovo impianto di verniciatura
bombole in sala imbottigliamento.
Fine
lavori
2005
Effettuazione di Indagine ambientale sul Rischio
Biologico legato all’impianto di trattamento acque.
Fine
lavori
2005
Misurazione dei valori di esposizione giornaliera dei
lavoratori alle radiazioni ionizzanti delle sorgenti
mediante l’utilizzo di dosimetri personali.
Fine
lavori
2006
Sostituzione impianti condizionamento
Fine
lavori
2007
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Addendum integrazione STABILIMENTO GPL
Ambito
Periodo
Obiettivo
Minimizzazione
sversamenti su
suolo/sottosuolo
Protezione
suolo
sottosuolo
Target
Fine
intervento
Realizzazione, in sala imbottigliamento, di canalina
per la raccolta acque intorno al tunnel di lavaggio
bombole
Fine
lavori
2004
Realizzazione, sotto i nastri trasportatori della sala
imbottigliamento, di canalina per la raccolta delle
acque di lavaggio
Fine
lavori
2004
Convogliare gli scarichi delle valvole di sicurezza
poste sulla tubazioni GPL all’interno del bacino di
contenimento serbatoi
Fine
lavori
2004
Modifica delle prese campione e dei sistemi di
spurgo GPL
Fine
lavori
2004
Avvio delle operazioni di messa in sicurezza delle
acque di falda mediante Sistema Pump & Treat
Fine
lavori
2004
Prova di tenuta impianto fognante
Fine
lavori
2005
Rifacimento tratti deteriorati sia nel piazzale che nelle
strade di servizio. Realizzazione pavimentazione in
cemento armato nell’area ingresso/uscita
pallettizzatrici frequentata dai carrelli della sala
imbottigliamento.
Fine
lavori
2004
Riutilizzo interno delle acque trattate dall’impianto di
trattamento reflui
60%
2007
Sostituzione di n°3 idranti antincendio a quattro
bocche UNI 70 ciascuno in sostituzione delle
esistenti UNI 45
Fine
lavori
2004
Installazione contatore a caduta per il monitoraggio
della quantità di acqua scaricata in corpo ricettore
Fine
lavori
2006
Perforazione di n°3 piezometri aggiuntivi
Fine
lavori
2005
Installazione di un analizzatore TOC in continuo delle
acque in uscita dal TAE
Fine
lavori
2006
Installazione di una sonda di rilevazione PH delle
acque in uscita dal TAE
Fine
lavori
2006
2004 - 2007
Messa in sicurezza
acque di falda
e falda
Minimizzazione
sversamenti su
suolo/sottosuolo
Protezione
dell’acqua
e risparmio
Descrizione Intervento
2004 - 2007
Risparmio risorsa
idrica
di risorsa
idrica
Rumore
2004 -2007
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Riduzione emissioni
acustiche
Interventi di riduzione delle emissioni acustiche per
usura parti (sostituzioni e manutenzioni di catene,
ruote dentate e polizene, cuscinetti ammortizzatori,
silenziatori sfiati valvole, rivestimento in vulkolan di
alcuni rulli della pallettizzatrice in ingresso)
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Raffineria di Taranto
Addendum integrazione STABILIMENTO GPL
Ambito
Periodo
Obiettivo
Riduzione
dei rischi
correlati
alla
2004 – 2007
presenza
Riduzione dei rischi
da utilizzo di
sostanze pericolose
di
sostanze
pericolose
Descrizione Intervento
Target
Fine
intervento
Montaggio di n°2 valvole di sicurezza su due tratti di
tubazioni intercettabili contenenti GPL liquido
Fine
lavori
2005
Fine
lavori
2004
Fine
lavori
2004
Fine
lavori
2004
Fine
lavori
2004
Realizzare, in cemento armato, delle protezioni alle
linee GPL della rampa di carico ATB e della sala
pompe.
Lavori vari sul gasdotto che collega la Raffineria di
Taranto allo Stabilimento GPL (Edili, rilevamenti
spessimetrici, carpenteria metallica, coibentazioni e
protezioni).
Verifica e ispezione attraversamenti stradali del
gasdotto dello Stabilimento GPL di Taranto
(Rilevamenti spessimetrici, coibentazioni e
protezioni, copertura con sabbia).
Miglioramento e potenziamento dell'impianto fisso
antincendio, per la diluizione della nube di gas
relativa ai rilasci indicati con R6 e R12; considerando
per R12 una sezione di efflusso con diam.
Equivalente di 3" (Barriera acqua nebulizzata).
Manutenzione Fire-Proofing
Sostituzione tele-livelli serbatoi GPL e sonda
termometrica serbatoio GPL V1
Sostituzione sonda termometrica serbatoio GPL V1
Fine
lavori
Fine
lavori
Fine
lavori
2006
2007
2007
Altri Interventi in corso
Attualmente sono in corso le attività di formazione/informazione di seguito elencate, finalizzate principalmente
all’adeguamento del SGA ISO14001 alla Registrazione EMAS. In particolare:
Miglioramento del sistema di valutazione dell’efficacia della formazione svolta;
Orientamento alla Normativa e certificazione ambientale EMAS secondo il programma di integrazione
del sito con la Raffineria di Taranto;
Sensibilizzazione/Formazione del personale dello Stabilimento GPL alla Raccolta Differenziata e al
corretto Smaltimento dei rifiuti.
OBIETTIVI DI MIGLIORAMENTO AMBIENTALE 2008 – 2010 e TARGET EMAS 2010
Nella tabella sono riepilogati i dati dei target EMAS che l’ex Stabilimento GPL si è prefissato per il 2008 con i
relativi indicatori di monitoraggio ambientale.
Indicatore di performance
Ambientale
Ambito
Valore
2007
Target
EMAS 2010
Riferimento
Risparmio
energetico
Indice consumi Energia
Elettrica ( O )
3,94
3,80
Rapporto tra il Consumo EE (kw) e la produzione
(kg)
Prelievo e utilizzo
della risorsa idrica
Indice di Ricircolo ( C )
2,321
2,300
Rapporto tra i mc di acqua ricircolata dall’impianto
di trattamento e i mc di acqua prelevata da risorse
idriche diverse.
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Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
SEZIONE 5
MODALITA’ DI AGGIORNAMENTO E DIFFUSIONE
5.1 - Aggiornamento della Dichiarazione Ambientale
Ai sensi di quanto previsto dal Regolamento EMAS CE 761/01 e 196/06, la Raffineria si impegna
ad aggiornare periodicamente i contenuti della presente Dichiarazione Ambientale. Ogni
aggiornamento sarà sottoposto al previsto processo di convalida da parte del Verificatore
accreditato. In particolare, la tempistica di aggiornamento è sintetizzabile come segue:
SEZIONE
1 – Introduzione
PERIODICITÀ
NOTE
triennale
salvo modifiche a documenti di Politica
Ambientale o SGA (Gruppo o Raffineria)
2 - Descrizione dell’Organizzazione e delle sue annuale
attività
salvo sostanziali modifiche
all’Organizzazione ed alle sue attività
revisione integrale della Sezione, compresi
gli Allegati
aggiornamento/avanzamento obiettivi ed
inserimento nuovi interventi
3 - Aspetti ambientali significativi
annuale
4 - Programma di Miglioramento Ambientale
annuale
4 bis - Integrazione GPL
Annuale
Revisione integrale del documento
5 - Modalità di aggiornamento e diffusione
annuale
a cura Verificatore
6 - Glossario, definizioni e sintesi delle sigle
annuale
salvo necessità specifiche
Allegati
annuale
revisione integrale della Sezione, compresi
gli Allegati
Gli aggiornamenti annuali sono sottoposti a convalida secondo il Programma di Verifica definito
dall’Ente Accreditato.
La presente Dichiarazione Ambientale contiene i dati aggiornati all’anno 2007 e l’addendum
comprensivo dell’integrazione dello Stabilimento GPL mentre, tutte le descrizioni/informazioni
riguardanti gli assetti impiantistici, sono aggiornate alla data dell’ultima revisione (30 aprile 2008).
La presente Dichiarazione Ambientale verificata e convalidata dal Verificatore Ambientale
Accreditato Det Norske Veritas (DNV) Italia con numero di accreditamento IT-V-003.
La prossima Dichiarazione Ambientale relativa al primo aggiornamento dopo il rinnovo triennale
sarà emessa, conformemente a quanto previsto dal Regolamento APAT, entro aprile ’09.
5.2 - Diffusione della Dichiarazione Ambientale
Ai sensi di quanto previsto dal Regolamento EMAS CE 761/01 e 196/06, ogni emissione e/o
aggiornamento della Dichiarazione Ambientale viene messa a disposizione del pubblico. In
particolare, si sottolinea che:
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Revisione 6 del 30/04/08
pag. 1 di 2
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Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
- la Dichiarazione viene direttamente inviata ad una selezione di portatori di interesse individuati a
livello locale (Istituzioni, Associazioni non governative, tra cui quelle Ambientaliste, Operatori
economici operanti nell'area), a cura dell’Organizzazione di Raffineria;
- la Dichiarazione viene diffusa nel contesto nazionale e internazionale, a cura Eni – Divisione
R&M/Sede;
- la Dichiarazione aggiornata è resa disponibile presso gli Uffici competenti della Raffineria (DIR e
R-SGA) e sarà inviata a tutti coloro che ne facciano richiesta al riferimento.
5.3 - Informazioni per il pubblico
Per informazioni contattare:
Direttore di Raffineria Responsabile SGA
Rappresentante della Direzione R-SGA
Nome: Ing. Gaetano De Santis
Tel.: 099/4782210
Nome: Ing. Giovanni Batisti
Tel.: 099/4782233
Fax: 099/4782494 ; [email protected]
Edizione 4 del 30/04/08
Fax : 099/4700471; [email protected]
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Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
-SEZIONE 6
GLOSSARIO, DEFINIZIONI E SINTESI DELLE SIGLE
ADR (A.D.R.)
Normativa Internazionale per il trasporto di merci pericolose su
strada (compresi i rifiuti), Accordo recepito con Direttiva 2001/7/CE,
a livello Comunitario, e con L. 1839/62 e D.M. 3/05/01 (modificato
con D.M. 21/12/01) a livello nazionale
Acqua Demi
Acqua demineralizzata
Antifouling
Additivo utilizzato per limitare sporcamenti e quindi migliorare
scambio termico.
A.P.I. (API)
American Petroleum Institute
ARPA
Agenzia Regionale per la Protezione dell’Ambiente
ARPAP
Agenzia Regionale per la Protezione dell’Ambiente Puglia
ARPA Div. Ta (ARPAP Div Ta)
Agenzia Regionale per la Protezione
Dipartimento Provinciale di Taranto
ATB
autobotti
ATZ
olio combustibile ad alto tenore di zolfo
A.G.
Autorità Giudiziaria
BAT
"Best Available Techniques", Migliore Tecnologia Disponibile.
L'acronimo viene utilizzato per indicare l'indirizzo di scelta
progettuale e realizzativa, mirata a selezionare e utilizzare, a parita'
di altre condizioni, la migliore soluzione tecnologica disponibile sul
mercato. Un documento di riferimento importante nel campo
ambientale e costituito dal "Reference document on Best Available
Techniques for mineral oil and gas Refineries, Feb. 2003, EU
Commision", Direttiva 96/61/CE "Direttiva IPPC".
BBTZ (bbTZ)
Fuel gas a bassissimo tenore di zolfo
blending
miscelazione di semilavorati per la produzione di prodotti finiti
commerciabili come benzine, gasoli e oli combustibili. Con tale
termine si identifica un’area impiantistica di Raffineria nella quale
vengono effettuate le miscelazioni di cui sopra.
blow-down
circuito di recupero ed invio a combustione in torcia delle sostanze
gassose scaricate dagli impianti (da valvole di sicurezza per sfiati di
emergenza, interventi di manutenzione, ecc.)
BTEX
valore di concentrazione degli aromatici totali nelle acque di falda
(Benzene, Toluene, Etilbenzene, Xilene)
BTZ
olio combustibile a basso tenore di zolfo
C
n° di molecole di carbonio negli idrocarburi
Cat Feed
“Catalityc Feed” ovvero prodotto idrocarburico di lavorazione
utilizzabile come carica per l’alimentazione di opportuni impianti
catalitici
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Revisione 6 del 30/04/08
dell’Ambiente
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Puglia
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Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
cm/s
centimetri al secondo
CO
ossido di carbonio
CO2
anidride carbonica
Coalescenza
fenomeno per cui le gocce più piccole di un liquido disperso in un
gas o in un altro liquido non miscibile tendono a unirsi dando origine
ad aggregati.
COV
Composti Organici Volatili
CSSA
Comitato Centrale di Salute, Sicurezza e Ambiente
CTE
Centrale Termo-Elettrica dello Stabilimento EniPower
dB e dB(A)
Il decibel dB è l'unità di misura logaritmica della pressione acustica
di un fenomeno sonoro (ampiezza sonora), il dB(A) è l'unità di
misura del rumore ponderata secondo una scala di normalizzazione
di “tipo A" ("curva A" - norma I.E.C. n. 651) che più si avvicina alla
sensibilità dell'orecchio umano.
DCS
Distributed Control System, sistema automatizzato di controllo dei
parametri operativi degli impianti di produzione
DIR
Direttore della Raffineria; nell’ambito del SGA-ISO 14001, DIR è il
Responsabile del SGA
Distribuzione prodotti “rete”
Sistema distribuzione dei prodotti petroliferi direttamente a punti
vendita (stazioni di servizio)
Distribuzione prodotti “extrarete”
Sistema distribuzione dei prodotti petroliferi a grossisti o a Società
tramite accordi contrattuali specifici
D.Lgs.
Decreto Legislativo
D.M. (DM)
Decreto Ministeriale
DPCM
Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri
D.P.R. (DPR)
Decreto del Presidente della Repubblica
EMAS
Eco-Management and Audit Scheme: Regolamento CE 761/2001,
approvato il 19 marzo 2001, sull’adesione volontaria delle
organizzazioni a un “sistema comunitario di ecogestione e audit”
Eni S.p.A. Divisione Refining &
Divisione dell’Eni, colosso italiano dell’energia, che si occupa delle
attività di acquisto, approvvigionamento e lavorazione di materie
prime di origine petrolifera, e delle operazioni di raffinazione e
commercializzazione dei prodotti ottenuti
Marketing (Eni – Divisione R&M)
E.S.T.
Eni Slurry Tecnology, impianto di distillazione basato su tecnologia
Eni
“Feed – Effluent” Reformer
Scambiatore a fascio tubiero per recupero energetico tra carica
impianto Reformer ed effluente dello stesso impianto.
FFSS
Ferrovie dello Stato
Fuel gas (FG, f.g.)
Combustibile allo stato gassoso per la produzione di calore. Tale
miscela è costituita prevalentemente da idrocarburi C1÷C4 e
idrogeno.
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pag. 2 di 7
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Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Fuel oil (FO, f.o.)
Combustibile allo stato liquido per la produzione di calore. Tale
miscela è ottenuta come taglio pesante dei processi di raffinazione
ed è costituita da idrocarburi a partire da C13 (tipicamente maggiori
di C20).
GARO
Compressore per recupero del gas di torcia e reimmissione nella
rete fuel gas di Raffineria
gg
giorni
G.I.S.
Sistema informativo Territoriale Georeferenziato
GLICOLE
Alcoli alifatici bivalenti. Il glicolo etilenico, o etandiolo, è il più
semplice e il più importante: si usa come liquido di raffreddamento
nei motori, come anticongelante, come solvente di resine, lacche
ecc.
GPL
Gas di Petrolio Liquefatto
GRINV
Funzione di Raffineria che si occupa dei grandi investimenti
h
ora
h/uomo
ore per uomo
H2
idrogeno
H2S (H2S)
idrogeno solforato
HC
idrocarburi
HSE
Funzione di sede, che ha come obiettivo quello di assicurare, in
modo coordinato, il massimo coinvolgimento di tutto il personale e la
più ampia partecipazione alla gestione delle tematiche connesse
con la tutela della salute dei lavoratori, la prevenzione e la
protezione ambientale.
ILVA S.p.A.
Stabilimento Siderurgico di Taranto
IPA
Idrocarburi Policiclici Aromatici
ISO 14001
UNI EN ISO 14001: Sistemi di gestione ambientale – requisiti e
guida per l’uso, Norma Internazionale per la Certificazione di SGA,
approvata con Delibera UNI il 18 novembre 1996
L.
Legge Ordinaria del Parlamento
Lefranc (Prova)
Prova idraulica finalizzata alla determinazione della permeabilità del
terreno
LIMS
Sistema Informatico di programmazione, registrazione ed
archiviazione delle analisi del Laboratorio Chimico di Raffineria
(acque, qualità prodotti, ecc.)
Leq
Livello equivalente: livello di pressione sonora continuo e costante
che ha lo stesso contenuto di energia del livello fluttuante reale,
misurato nello stesso intervallo temporale
L.R.
Legge Regionale
m
metri
m/s
metri al secondo
Macroinquinanti
Sono i seguenti inquinanti: Ossidi dello zolfo, Ossidi di azoto, Polveri
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Revisione 6 del 30/04/08
pag. 3 di 7
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Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
totali, Idrogeno solforato, Sostanze organiche volatili convogliate in
atmosfera, Monossido di carbonio.
max
Massimo
3
mc (m )
metro cubo
mc/h
metro cubo per ora
mg/l
milligrammi per litro
mg/mc
milligrammi per metro cubo
mg/Nmc
milligrammi per normal metro cubo
MSA
Modulo di Segnalazione Ambientale
MSGA
Manuale del Sistema di Gestione Ambientale della Raffineria,
realizzato in conformità ai requisiti della ISO 14001
MTBE
Metil Ter Butil Etere; booster ottanico per il blending benzine
MUD
Modello Unico di Dichiarazione al Catasto Rifiuti della quantità di
rifiuti prodotti/destinati a smaltimento
MW
megaWatt
MWh
megaWatt per ora
Nafta
Prodotto idrocarburico leggero (intervallo distillazione 40 -180 °C),
ottenuto direttamente dalla distillazione primaria (Topping), o dai
processi di conversione, che deve essere sottoposto a processi di
“upgrading” (ad. es. Isomerizzazione e Reforming catalitico) per
fornire componenti da utilizzare nelle miscele benzina
NH3
ammoniaca
NH4
azoto ammoniacale
NOx
ossidi (bi-triossido) di azoto
Numero di ottano
Indicatore del potere antidetonante della benzina
o.c. (OC)
olio combustibile
O2
Ossigeno
O3
Ozono
p.c.
piano campagna
PdC
Piano di Caratterizzazione Ambientale
PEE
Piano di Emergenza Esterno, a cura della Prefettura locale
PEI
Piano di Emergenza Interno della Raffineria
PERF
Servizio Pianificazione esercizio e controllo performance
Permeabilità (Conducibilità
idraulica)
Si definisce permeabilità intrinseca o conducibilità idraulica
intrinseca di un mezzo poroso, la sua capacità di trasmettere un
fluido. Essa è una caratteristica del mezzo, indipendente dalle
proprietà del fluido
PERS TA
Servizio Personale e Organizzazione di Raffineria
PMA
PMA: Piano di Miglioramento Ambientale della Raffineria di Taranto
POLAMB
POLAMB: Politica di Sicurezza, Salute, Ambiente e prevenzione
incidenti rilevanti della Raffineria di Taranto
Edizione 4 del 30/04/08
Revisione 6 del 30/04/08
pag. 4 di 7
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
PRAOIL
Praoil Oleodotti Italiani - Società del gruppo Eni S.p.A.
Processo di conversione
Processo di raffineria mirato a trasformare le frazioni idrocarburiche
pesanti in frazioni più leggere
Processo di “Cracking” termico
Processo di conversione mediante “rottura”, ad elevata temperatura,
dei legami chimici delle molecole idrocarburiche complesse.
Processo di “Cracking” catalitico
Processo analogo al cracking termico; la reazione avviene in
presenza di un catalizzatore, a più bassa temperatura,
generalmente in presenza di idrogeno.
Processo di upgrading
Processo di raffineria mirato a migliorare le qualità dei prodotti
semilavorati (ad es le caratteristiche ottaniche)
PST
polveri totali
PSV
valvola di sicurezza dedicata alla veloce depressurizzazione di
impianti in caso di sfiati di emergenza (destinati a blow-down)
RACA
Richiesta di Azione di Commessa Ambientale
Raffineria
si intende, salvo dove diversamente indicato, la Raffineria Eni –
Divisione R&M sito di Taranto
REOP
Responsabile Operation di Raffineria da cui dipendono le SOI, e
Consegnatari di Turno (CDT)
Rapporto di Sicurezza (RdS)
Rapporto di Sicurezza secondo l’art. 8 del D.Lgs.334/99
R-SGA
Rappresentante della Direzione per il Sistema di Gestione
ambientale (R-SGA), ruolo assunto per delega di DIR della
Funzione TECON di Raffineria
R-SOI
Funzione di Raffineria responsabile della Struttura Operativa
Integrata. Le SOI 1 e 3 sono le aree impianti, la SOI 4 è il parco
serbatoi
Rumore ambientale
Il rumore ambientale o “livello di rumore ambientale” è il livello
continuo equivalente di pressione sonora ponderato "A" prodotto da
tutte le sorgenti di rumore esistenti in un dato luogo e durante un
determinato tempo. Il rumore ambientale è costituito dall'insieme del
rumore residuo e da quello prodotto dalle specifiche sorgenti
disturbanti
Rumore residuo
Il rumore residuo o “livello di rumore residuo” è il livello continuo
equivalente di pressione sonora ponderato "A" che si rileva quando
si escludono le specifiche sorgenti disturbanti
Sabbia limosa, limo sabbioso
Dizione tecnica basata sulle indicazioni del CNR-UNI. La
denominazione è quella della frazione predominante (limo, sabbia o
argilla), cui si aggiunge "con" e il nome della frazione eventualmente
rappresentata se questa è presente per una quota tra il 50 ed il 25
%, oppure l'aggettivo "...oso" se la frazione è presente per il 25 - 10
%, oppure lo stesso aggettivo preceduto da "debolmente" per una
percentuale del 10 - 5 %.
Scambiatore di calore
Apparecchiatura che permette un trasferimento di energia tra una
corrente ad una determinata temperatura ed una o piu' correnti a
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temperature diverse; in generale in uno scambiatore non si ha
miscelazione : le correnti, normalmente allo stato liquido o gassoso,
sono isolate tra loro, una delle correnti puo' essere costituita dall'aria
ambiente.
SERTEC
Servizio Tecnico di Raffineria; si suddivide nelle seguenti Unità:
Ingegneria di Manutenzione (INGEMAN), Manutenzione di SOI
(RM/TMS),
Appalti
e
Materiali(MAT),
Manutenzione
elettrostrumentale (ELESTRU), Manutenzione meccanico – edile
(MEC - EDI) – Migliorie e Modifiche (MMI)
SF6
Esafluoruro di zolfo
SGA
Sistema di Gestione Ambientale
SGS
Sistema di Gestione della Sicurezza della Raffineria, implementato
in conformità ai requisiti del D.Lgs. 334/99
SIA
Sistema Informativo Ambientale Eni – Divisione R&M
SIECO
Società del Gruppo ENI che cura i Servizi Generali di Raffineria
SLOP
Reflui/sostanze liquide di origine idrocarburica, scartati da processi
o attività di manutenzione, destinati ad essere recuperati per usi
interni di Raffineria (a serbatoio di slop, quindi miscelati nei grezzi in
ingresso), tramite circuito di pump-out
Slug Test
Prova idrauliche finalizzate alla determinazione della permeabilità
del terreno
SO2
Bi-ossido di zolfo
SOFID
Servizio Amministrativo di Raffineria
SOI
Strutture Operative Integrate. Le SOI 1 e 3 sono le aree impianti, la
SOI 4 è il parco serbatoi.
SPP
Servizio di Prevenzione, Protezione e Antincendio della Raffineria; si
suddivide nelle Funzioni Ambiente (AMB), Sicurezza (SIC),
Antincendio (ANTIN), Igiene Industriale (IGI)
SWS
Sour Water Stripper, unità produttiva della Raffineria
t (ton)
tonnellate
kt (kton)
migliaia di tonnellate
t/a
tonnellate per anno
t/g
tonnellate per giorno
t/h
tonnellate per ora
T
Lettera utilizzata per codificare il nome dei serbatoi di raffineria
TAE
Impianto di Trattamento delle Acque Effluenti di Raffineria
TECON
Servizio Tecnologico di Raffineria, si suddivide nelle seguenti Unità:
Laboratorio Chimico (LABO), Programmazione (PROG), Assistenza
Tecnica (ASTEC), Automazione di Processo (APROC), Sviluppo
Budget investimenti (SVIL), Tecnologici di Processo di SOI (TPS).
Tep
Tonnellate petrolio equivalente
Tiosolfati
Composti dello zolfo tradizionalmente indicati come iposolfiti e che
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sono i sali dell'instabile acido tiosolforico. Molto noto è il tiosolfati di
sodio, usato per eliminare il cloro dai tessuti sbiancati e, in
fotografia, come agente fissante.
Top event
Incidente rilevante
TPH
valore di concentrazione degli idrocarburi totali nelle acque di falda
Utilities
fluidi ausiliari quali aria compressa, azoto, vapore, acqua trattata,
ecc. necessari al funzionamento degli Impianti di processo (primari)
della Raffineria
ug/mc
microgrammi per metro cubo
Ural
Particolare tipo di greggio proveniente da URAL
VLCC
Very Large Crude Carrier (petroliere ad elevato tonnellaggio)
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DICHIARAZIONE AMBIENTALE
(Regolamento EMAS CE 761/2001 e 196/06)
ALLEGATI
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REVISIONE 6 del 30/04/08
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Dichiarazione Ambientale
Allegati
INDICE ALLEGATI
Allegato 2.1:
Elenco delle Procedure Ambientali del SGA …………………………………………………….4
Elenco delle Procedure di Linea…………………………………………………………………..5
Allegato 2.2:
Elenco ipotesi incidentali rilevanti (Top Event) rappresentative
(estratto da Rapporto di Sicurezza)………………….…………………………………………...6
Allegato 2.3:
Sintesi di eventi incidentali accaduti dal 2000 ad oggi…..……………………………………...8
Allegato 2.4:
Elenco attività rimozione materiali contenente amianto periodo 2001-2007……………..…11
Allegato 2.5:
Organigramma generale della Raffineria……………………………………………………….13
Allegato 2.6:
Status autorizzativo della Raffineria……………………………………………………………..14
Allegato 2.6 bis: Sintesi stato autorizzativo “emissioni convogliate” della Raffineria…………….………….…20
Allegato 3.1:
Aspetti ambientali della Raffineria……………………………………………………………….25
Allegato 3.2:
Metodologia di valutazione della significatività ………………………….……………………..33
Allegato 3.3:
Significatività Aspetti/Impatti ambientali della Raffineria………………………………………38
Allegato 3.4:
Aspetti/Impatti ambientali significativi della Raffineria…………………………………………60
Allegato 3.5:
Elenco dei principali rifiuti (codici CER) prodotti durante le attività di Raffineria (Mud ’07). 64
Allegato 3.6:
Elenco delle sorgenti Radiogene………………………………………………………………...65
Allegato 3.7:
Tabelle………………………………………………………………………………………………67
Tabelle dati quali-quantitati relativi agli Aspetti ambientali “significativi”
Tab.1 Lavorazione materie prime
Tab.2 Prodotti finiti
Tab.3 Consumi diretti e perdite
Tab.4 Movimentazione materie prime e prodotti
Tab.5 Bilanci idrici – Schema e Dati quantitativi
Tab.6 Qualità scarichi idrici
Tab.7 Emissioni convogliate in atmosfera – “Macroinquinanti
Tab. 7 bis Emissioni convogliate in atmosfera – “Altri composti”
Tab.7 ter Emissioni convogliate in atmosfera – “Principali microinquinanti come flusso di
massa”
Tab.7 quater Emissioni convogliate in atmosfera – “Frequenza monitoraggi e tipologie di
inquinanti monitorate ai camini”
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Allegati
Tab.7 quinter Emissioni convogliate in atmosfera – “Principali microinquinanti come
concentrazione”
Tab.7 sester Monitoraggio emissioni convogliate impianti CDP/EST e Idrogeno EST
Tab.8 Emissioni COV da impianti
Tab.8bis Monitoraggio URV
Tab.9 Produzione rifiuti
Tab.9 bis Trattamento acque di falda in impianto TAE A
Tab.10 Concentrazioni idrocarburi totali (monitoraggio Gennaio 2007)
Tab.11 Concentrazioni idrocarburi C<12
Tab.12 Concentrazioni idrocarburi C 12 ÷ 25
Tab.13 Concentrazioni idrocarburi C>12
Tab. 13 bis Attività di caratterizzazione terre da scavo – concentrazioni di idrocarburi
tottali C < 12 e C > 12
Tab. 13 ter Risultati analisi terre da scavo
Tabelle dati indicatori di prestazione ambientale
Tab.14 Indice movimentazione LEI (Low Enviromental Index)
Tab.15 Indice Fuel gas
Tab.16 Indice EII (Energy Intensity Index)
Tab.17 Indice Prodotti Ecologici
Tab.18 Indice consumo acqua pozzo
Tab.19 Indice scarichi idrici
Tab.20 Indice emissioni convogliate
Tab.21 Indice qualità fuel oil
Tab.22 Indice utilizzo catalizzatori
Tab.23 Indice situazione piezometri
Tab. 24 Indice di prelievo acqua mare
Tab 25 Rumore ambientale diurno lungo il perimetro della Raffineria
Tab. 26 Rumore ambientale notturno lungo il perimetro della Raffineria
All. 3.8 Interventi di miglioramento ambientale effettuati dalla Raffineria………………95
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Allegati
ALLEGATO 2.1
ELENCO PROCEDURE AMBIENTALI
1)
SGA - VAAEA – 01
2)
SGA – GEPLE – 02 Gestione delle prescrizioni legislative
3)
SGA - GEPMA – 03 Gestione del Piano di Miglioramento Ambientale
4)
SGA - IFOAP – 04
Informazione, formazione ed addestramento del personale
5)
SGA - GECIE – 05
Gestione della comunicazione interna ed esterna
6)
SGA - GECDO – 06 Gestione e controllo della documentazione
7)
SGA - CONOP - 07 Controllo operativo
8)
SGA - PRAFS - 08
Protezione delle acque di falda e del sottosuolo
9)
SGA - GMPSI - 09
Gestione e monitoraggio prelievi e scarichi idrici
10)
SGA - GERIF - 10
Gestione rifiuti
11)
SGA - MOEMA - 11 Monitoraggio emissioni in atmosfera
12)
SGA - GAARE - 12
Gestione aree e attività a rischio emissioni H2S
13)
SGA - GEUCH - 13
Gestione ed utilizzo chemical/additivi
14)
SGA - BOIMP - 14
Bonifica impianti
15)
SGA - ISCMA - 15
Ispezione, Controllo e Manutenzione Attrezzature
16)
SGA - MOSTI - 16
Movimentazione e stoccaggio idrocarburi
17)
SGA - GETER - 17
Gestione terzi (appaltatori, fornitori)
18)
SGA - MOCOR - 18 Monitoraggio e controllo del rumore
19)
SGA - EMAMB - 19 Emergenze ambientali
20)
SGA - ASOMI - 20
21)
SGA - COTAS - 21 Controllo e taratura strumentazione
22)
SGA - GNCAA - 22
Gestione delle NCA e delle azioni correttive/preventive
23)
SGA - GEREG - 23
Gestione delle registrazioni
24)
SGA - GEIAS - 24
Gestione ed implementazione degli audit del Sistema
25)
SGA - PRERD - 25
Pianificazione e realizzazione del Riesame della Direzione
26)
SGA - GIEPR - 26
Gestione Interfacce tra Stabilimento EP e Raffineria Eni Div. R & M
27)
SGA – CACO2 – 27 Calcolo emissioni di CO2
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Valutazione aspetti/effetti ambientali
Attività di sorveglianza e misurazione
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Allegati
ELENCO PROCEDURE AZIENDALI DI LINEA
28)
LI-REFIM-04
Reti Fognarie - Ispezione e Manutenzione
29)
LI-MOVIM-05
Movimentazione via mare- Ispezione e Manutenzione linee e flessibili
30)
LI-MTZAA-06
Manutenzione analizzatori ambientali
31)
LI-CANAM-07
Calibrazione Analizzatori Ambientali
32)
LI-MITAE-08
Manutenzione Impianto trattamento Acque Effluenti (TAE)
33)
LI-RECVA-09
Impianti di recupero vapori - Ispezione e Manutenzione unità
34)
LI–AMBUL-10
Gestione dell'autoambulanza di raffineria
35)
LI-MAPOL-11
Manutenzione Analizzatori di polveri
36)
LI-MGARO-12
Manutenzione Impianto Recupero Gas di Torcia
37)
LI-MSCOT-13
Manutenzione Impianto SCOT
38)
LI-IMSAT-14
Ispezione, Controllo e Manutenzione Serbatoi atmosferici per prodotti petroliferi
39)
LI-RADIN-15
Esecuzione di controlli non distruttivi mediante radiazioni ionizzanti
40)
LI-GEIRV-16
Gestione degli impianti di recupero vapori
41)
LI-MAMPR-17
Esercizio e manutenzione analizzatori di monitoraggio perimetro di raffineria
42)
LI–GEGIS-19
Gestione del sistema informativo territoriale (G.I.S.) ad orientazione ambientale
43)
LI–GCSSF-20
Gestione delle criticità derivanti dallo stato delle acque di falda superficiale
44)
LI–GAASI-21
Gestione archivio ambiente, sicurezza e igiene industriale gestito su base
informatica
45)
LI-IMMAF-22
Movimentazione via terra (rete)– ispezione e manutenzione delle manichette
flessibili
46)
LI-EMTAE-23
Gestione delle Emergenze Trattamento Acque Effluenti in Concomitanza di
Eventi Meteorici Intensi
47)
LI-GEINT-24
Gestione Serbatoi Interrati Area Caricamento Rete
48)
LI-GEEMA-25
Procedura per l’elaborazione dei dati relativi al monitoraggio delle emissioni
atmosferiche convogliate
49)
LI-GETDM-26
Gestione delle terre e/o rocce provenienti da attività di scavo
50)
LI-GEGAT-27
Procedura operativa in caso di arrivo di greggio con elevata quantità di acqua al
Topping
51)
LI-GESI-28
Procedura per l’elaborazione dei dati relativi al monitoraggio degli scarichi idrici
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Allegati
ALLEGATO 2.2
ELENCO IPOTESI INCIDENTALI (TOP EVENT) RAPPRESENTATIVE
(ESTRATTE DA RAPPORTO DI SICUREZZA )
Frequenza di
accadimento
(occasioni/ anno)*
IPOTESI INCIDENTALI
DESCRIZIONE
ROTTURA TENUTA MECCANICA
POMPA FONDO COLONNA C –
150
L’evento ipotizzato è correlato a possibili anomalie del livello di fondo
nella colonna con conseguente rottura delle tenute meccaniche delle
stesse.
ROTTURA TENUTA MECCANICA
POMPA CALDA TSTC
L'incidente può verificarsi per difetto della tenuta meccanica o per
errore di montaggio o vibrazioni. La conseguenza è un rilascio in fase
liquido-vapore che, a contatto con l'ossigeno dell'aria, si accende.
(1 volta ogni 555 anni)
La rottura può verificarsi per surriscaldamento anomalo dei serpentini
oppure per parziale ostruzione dei serpentini stessi in seguito alla
formazione di carbone all'interno dei tubi.
(1 volta ogni 285 anni)
ROTTURA SERPENTINO
FORNO TOPPING
2,6 * 10-2
(1 volta ogni 38 anni)
1,8 * 10-3
3,5 * 10-3
MISCELA ESPLOSIVA IN
CAMERA DI COMBUSTIONE
FORNO
VISBREAKER
Questa ipotesi può verificarsi per errate operazioni in fase di
accensione o riaccensione del forno o per afflusso di gas dopo
spegnimento per intervento del sistema automatico di blocco.
(1 volta ogni 29400 anni)
ROTTURA VAPOR-LINE
COLONNA TOPPING
L'ipotesi in oggetto è valida, per tutte le colonne frazionatrici,
stabilizzatrici, ecc. Nel caso della colonna TOPPING in esame, la
rottura può essere provocata da corrosione per condensa acida in
zone fredde della linea.
(1 volta ogni 5.555 anni)
RILASCIO DI GPL DA
DRENAGGIO IMPIANTO LPG
L'incidente può verificarsi per rottura di un drenaggio o per errore
operativo; Questa ipotesi, formulata per l'impianto LPG, è valida
anche per l'impianto di Trattamento GPL e per le apparecchiature di
testa stabilizzatori.
(1 volta ogni 19.230 anni)
ROTTURA CILINDRO
COMPRESSORE GAS
CONCENTRATION
L'incidente può essere causato da arrivo di liquido al compressore
alternativo. Data l'incomprimibilità dei liquidi, s'ipotizza una rottura del
cilindro del compressore con fuoriuscita di idrocarburi in fase mista
liquido-gas.
(1 volta ogni 27.027 anni)
RILASCIO DI H2S DA IMPIANTO
RECUPERO ZOLFO
PERDITA DI IDROGENO DA
CIRCUITO REATTORI IMPIANTO
PLATFORMER
ROTTURA CATASTROFICA DI
UN SERBATOIO CONTENENTE
PRODOTTO DI CATEGORIA "A"
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Sono interessati a questa ipotesi oltre agli impianti recupero zolfo, gli
impianti di lavaggio amminico e gli impianti di desolforazione. Si
sottolinea tuttavia che l'esistenza di rilevatori nelle aree interessate a
possibili rilasci di H2S, con segnalazione locale e nelle Sale Controllo
in caso di presenza anche minima del gas, è garanzia per un
tempestivo intervento al verificarsi di condizioni anomale.
Questa ipotesi può verificarsi anche agli impianti di desolforazione e
di produzione idrogeno. La perdita può essere causata dalla rottura di
un componente provocata da sollecitazioni anomale o erroneo
impiego di materiali o per difetti di saldature, o per stress termici da
accoppiamenti flangiati.
L'incidente può verificarsi in seguito all'affondamento o inclinazione
del tetto galleggiante con possibile innesco per attrito meccanico dello
stesso tetto, oppure in seguito ad un sovrariempimento.
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3,4 * 10-5
1,8 * 10-4
5,2 * 10-5
3,7 * 10-5
2 * 10-4
(1 volta ogni 5.000 anni)
6 * 10-6
(1 volta ogni 166.666 anni)
2,64* 10-4
(1 volta ogni 3.787 anni)
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IPOTESI INCIDENTALI
ROTTURA TUBAZIONE DI
PICCOLO DIAMETRO IN AREA
STOCCAGGIO GPL
ROTTURA BRACCIO DI CARICO
ATB PROPANO
SOVRARIEMPIMENTO NAVE
CISTERNA AL PONTILE
Dichiarazione Ambientale
Allegati
Frequenza di
accadimento top in
occasioni/ anno
DESCRIZIONE
Questa ipotesi può verificarsi per sollecitazioni anomale su drenaggi o
stacchi manometrici, per sovrappressioni o per urti accidentali durante
la manutenzione. La conseguenza di tale ipotesi è un rilascio di GPL
con possibile innesco immediato o ritardato. La presenza di rilevatori
automatici di gas con allarme in zona presidiata consente di poter
intervenire tempestivamente al verificarsi di una tale ipotesi.
5,2* 10-4
(1 volta ogni 1.923 anni)
Questa ipotesi può verificarsi per movimenti imprevisti della ATB
mentre effettua le operazioni di carico (strappo del braccio). In una
tale evenienza dovrebbe entrare in funzione il sistema di blocco per
eccesso di flusso, con intercettazione automatica del rilascio, sia sulla
linea di carico (chiusura valvola oleodinamica) che sull'ingresso
autobotte.
Questa ipotesi si può verificare durante la fase di completamento
della caricazione della nave: per errore di manovra degli operatori a
bordo, per guasto della valvola di intercettazione o per mancata
fermata della pompa di carico. Questo incidente provoca
conseguenze diverse secondo il prodotto che la nave sta caricando.
1,7* 10-4
(1 volta ogni 5882 anni)
> 10-5
(1 volta ogni 100.000 anni)
* Frequenza di accadimento calcolata con metodologia “Fault Tree Analysis” (Albero dei guasti), e “Analisi storica”,
utilizzando diverse banche dati riconosciute internazionalmente (esp. MIDHAS, OREDA, ENI).
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Dichiarazione Ambientale
Allegati
ALLEGATO 2.3
SINTESI DI EVENTI INCIDENTALI ACCADUTI DAL 2000 AD OGGI
Data
Eventi incidentali
Descrizione
06/09/2000
(*)
Circoscritta fusione
del mantello forno
reattore Claus
Non adeguata installazione di
materiale refrattario sulla volta
superiore di F-2701 che generava
una fusione circoscritta del mantello
per sovratemperatura con
conseguente fuoriuscita di vapori di
zolfo e idrogeno solforato.
07/03/2001
(*)
Rottura giunto della
pompa P-506 B
Rottura del giunto pompa P-506 che
originava una perdita di residuo da
vuoto con conseguente innesco e
29/09/2003
Rottura linea slop
limitrofa al TAE/A
Perdita dalla linea da 10’’ situata nei
pressi della vasca API (S-6005) in
zona “TAE A”, che invia gli slop dei
serbatoi T-3319/3320 in carica alla
CDU. In particolare, a causa del
dislivello esistente tra la tubazione
interessata e la vasca API, parte della
perdita è percolata verso il cordolo di
recinzione del tratto terminale della
vasca trovando fuoriuscita verso la
condotta di scarico A.
01/05/2006
Rottura fondo
serbatoio T-3002
Fuoriuscita di prodotto greggio dalla
parte inferiore del mantello del
serbatoio di greggio T-3002
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Azioni intraprese
Adeguato e corretto rifacimento
totale dei refrattari del forno reattore
Claus F-2701
Installazione di ulteriori termocoppie
per il monitoraggio delle
temperature di pelle della parte
superiore del mantello di F-2701
Invio della pompa danneggiata alla
Nuovo Pignone per una esecuzione
congiunta dell’analisi del guasto e
revisione della macchina
Immediato sezionamento della linea
che si è quindi pressurizzata
Azioni di contenimento del prodotto
sversato
Tempestivo allertamento delle
Autorità marittime e della impresa
ECOTARAS di disinquinamento a
mare
Sostituzione del tratto di tubazione
interessato dalla perdita
Progettazione e realizzazione di
sistema di contenimento perdite
accidentali da tubazioni limitrofe alla
vasca API del TAE A.
Attivamento dell PEI;
Isolamento del serbatoio;
Trasferimento del greggio nei
serbatoi limitrofi e al tempo stesso si
è provveduto ad erogare una
miscela schiumogena all’interno del
bacino di contenimento.
Esecuzione monitoraggio in
continuo dell’esplosività ambientale
che a fronte delle precauzioni
adottate. La stessa è risultata
negativa.
La Raffineria ha inoltre
programmato e intrapreso un’attività
di verifica dello stato di qualità delle
acque di falda in corrispondenza dei
piezometri limitrofi al serbatoio in
oggetto.
E’ stato presentato, approvato ed
eseguito Il Piano di
Caratterizzazione del bacino di
contenimento del T-3002. I risultati
delle attività di caratterizzazione
ambientale e l’Analisi di Rischio,
redatta ai sensi del D. Lgs. 152/06,
sono stati trasmessi alle Autorità
Competenti in data 04.01.2007.
Le azioni programmate per evitare il
ripetersi in futuro dell’evento sono le
seguenti: 1) installazione di doppi
fondi su tutti i serbatoi di categoria
“A”; 2) installazione di versatori di
schiuma fissi con linee fisse sui
bacini di contenimento (per
pag 8 di 98
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Raffineria di Taranto
Data
26/09/06
25/03/07
Eventi incidentali
Dichiarazione Ambientale
Allegati
Descrizione
Afflusso di acqua
meteorica di
seconda pioggia
attraverso lo
Scarico B di
Raffineria
Evento meteorico intenso
abbattutosi sull’area di Raffineria.
che ha comportato lo scarico di
un flusso di acque meteoriche di
seconda pioggia attraverso il
Canale B di Raffineria. Le misure
precauzionali (cfr. Sezione 2 - §
2.6.2.) sono state adottate in
ragione del fatto che l’eccezionale
apporto di acque in rete fognaria
e nell’impianto di trattamento
avrebbero potuto comportare
brevi anomalie di funzionamento
dello stesso.
Danneggiamento
del V6205 e
conseguente
incendio presso
area torcia 2
Una anomalia elettrica, presso la
CTE, comportava il blocco
generale degli impianti per
mancanza di E.E. e
depressurizzazione in torcia. Nel
corso di tale depressurizzazione,
si verificava una rottura
meccanica presso un recipiente
(V-6205), costituente una delle
guardie idrauliche della torcia
idrocarburica della SOI-3. La
rottura causava la fuoriuscita di
una porzione di gas infiammabile,
che si incendiava
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Azioni intraprese
pianificazione interventi cfr. Sezione
4 “interventi in corso” e interventi
programmati” ).
La Raffineria ha tempestivamente
attivato il servizio antinquinamento a
mare tramite ditta terza
specializzata che ha provveduto
all’installazione di sistemi oleoassorbenti a valle dello Scarico A,
immediatamente a monte
dell’ingresso del corpo ricettore Mar
Grande;
Installati sistemi oleo-assorbenti in
un tratto dello Scarico A all’interno
dell’area di Raffineria;
Le azioni correttive intraprese per
evitare in futuro il ripetersi di tale
evento sono le seguenti: 1)
potenziamento della capacità di
accumulo, in caso di eventi
meteorici intensi, del TAE B,
attraverso la realizzazione di un
serbatoio di capacità pari a 11.400
mc (fine lavori dicembre ‘08); 2)
intervento inserito nella “richiesta di
Variante al Progetto Definitivo di
Bonifica Falda” presentato al MATT,
relativo alla installazione di linee da
TAE A e TAE B ai serbatoi di
greggio per il trasferimento delle
acque meteoriche in eccesso,
tramite Sea Line. Tale intervento è
finalizzato a migliorare la risposta
delle sezioni di accumulo delle
acque meteoriche in caso di eventi
intensi o disservizi che limitano la
capacità di trattamento dell’impianto
Water Reuse (fine lavori entro 12
mesi dall’approvazione della
Variante al PDBF).
L’evento è stato gestito dal
personale specializzato di Raffineria
e cautelativamente è stato allertato
il Comando Provinciale dei Vigili del
Fuoco di Taranto;
Effettuata accurata analisi delle
cause che hanno ingenerato
l’evento incidentale;
Effettuati controlli non distruttivi per
l’apparecchiatura danneggiata da
società specializzate a livello
internazionale, e sono stati prodotti i
rapporti ispettivi di dettaglio;
Il recipiente V-6205 è stato sostituito
con uno nuovo, sul quale sono stati
apportati i seguenti miglioramenti:
a) E’ stato alzato il rivestimento
interno in gunite;
b) La parte terminale della gunite
interna è stata realizzata inclinata;
c) E’ stato incrementato il
sovraspessore di corrosione
dell’apparecchiatura da 3 mm a 6
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Data
Eventi incidentali
Dichiarazione Ambientale
Allegati
Descrizione
Azioni intraprese
Le azioni correttive programmate
per evitare in futuro il ripetersi
dell’evento sono le seguenti: 1)
realizzazione di idonei piani ispettivi
per le apparecchiature e piping
relative al sistema blow down
(controllo spessimetrico e ispezione
esterna ogni 2 anni);
12/10/2007
Perdita da
tubazione uscita
E-4125 (Imp. RHU)
La rottura di uno dei 16 tubi in
uscita dalla scambiatore E-4125
comportava la dispersione
controllata di un flusso di HC, H2
e H2S
Sono in corso di accertamento le
cause della rottura che una volta
identificate consentiranno di
stabilire eventuali azioni
(*) eventi riportati nella “Analisi dell’esperienza operativa” presentata alla Commissione Ministeriale (2001)
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Dichiarazione Ambientale
Allegati
ALLEGATO 2.4
ELENCO ATTIVITA’ RIMOZIONE MATERIALI CONTENENTE AMIANTO
PERIODO 2001-2007
Fine
lavori
Elenco Attività rimozione materiali contenenti amianto 2001-2006
Rimozione lance di spegnimento coibentate con corda di amianto in diverse aree di
Agosto 01
Raffineria
Rimozione lance di spegnimento coibentate con corda di amianto in diverse aree di
Agosto 01
Raffineria
Rimozione lance di spegnimento coibentate con corda di amianto in diverse aree di
Raffineria
Sett. 01
Rimozione guarnizioni su apparecchiature e tubazioni in zona Plat
Ottobre
01
Rimozione guarnizioni da serbatoi T 3208 T 3104
Ottobre
01
Rimozione coibentazioni contenenti fibra di amianto relative alle tubazioni dei
turbogeneratori n° 1 e n° 2C.T.E
Feb. 02
Rimozione pannelli della baracca in zona CTE, e lastre in eternit e pluviali in zona
pontile e blending
Feb. 02
Rimozione coibentazioni contenenti fibra di amianto relative alle coibentazioni degli
Aprile 02
scambiatori E 5241A/B in C.T.E
Rimozione coibentazioni contenenti amianto locale condizionamento adiacente sala
CED
Maggio
02
Rimozione guarnizioni da serbatoi T 3237 T 3233 T3232 T3003
Set. 02
Rimozione pannelli in cemento amianto cabina ubicata in CTE
Set. 02
Rimozione materiali con amianto locali caldaia uffici
Ottobre
02
Rimozione guarnizioni contenenti amianto dalle condotte fumi F 307
Feb. 03
Rimozione guarnizioni da serbatoi T 3204
Maggio
03
Rimozione piccoli manufatti e lance di spegnimento rivestite con corda di amianto in
SOI 3
Maggio
03
Rimozione guarnizioni da accoppiamenti flangiati zona CTE
Set. 03
Rimozione guarnizioni in amianto da E 1601
Maggio
04
Rimozione guarnizioni da serbatoi T 3149
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Agosto 04
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Allegati
Elenco Attività rimozione materiali contenenti amianto 2001-2006
Fine lavori
Rimozione guarnizioni su linea vapore
Aprile 05
Rimozione guarnizione di VDR su linea vapore
Aprile 05
Rimozione guarnizione da serbatoio T-3008
Giugno 05
Rimozione rivestimento di tubazione 1‘’ vapore c/o laboratorio chimico
Maggio 05
Rimozione lance di spegnimento rivestite con corda di amianto su unità TSTC
Luglio 05
Rimozione coibentazione apparecchiature su unità TSTC
Agosto 05
Rimozione guarnizioni su tubazioni su Reforming Unità 300
Rimozione guarnizione del serbatoio T-3207
Sett. 05
Ottobre 05
Rimozione guarnizioni su tubazioni in area serbatoio T-3239
Nov. 05
Rimozione guarnizioni su collettori ormeggio N. 1 Pontile Petroli
Nov. 05
Rimozione guarnizioni su E-322
Marzo 06
Rimozione guarnizioni su E-5804C
Marzo 06
Rimozione piccoli manufatti contenenti amianto F-2201
Aprile 06
Rimozione guarnizione da serbatoio T-3113
Giugno 06
Rimozione guarnizioni da serbatoio T-3105
Giugno 06
Rimozione guarnizioni su tubazioni aspirazione e mandata P-310 A
Sett. 06
Rimozione guarnizioni su tubazioni aspirazione e mandata P-506 A
Ott. 06
Rimozione guarnizioni su tubazioni e mandata P-6011
Nov. 06
Rimozione guarnizioni da P6001/3
Gen. 07
Rimozione coibentazione da T3136
Giu.07
Rimozione coibentazione presso Area inpianti SOI1 “tacchetti compressi” da linee
dismesse
Ago. 07
Rimozione manufatto da cabina ENEL presso varco 3
Set. 07
Rimozione materiale da camino DP 6501/C (interno) – Pontile petroli
Set.07
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Dichiarazione Ambientale
Allegati
ALLEGATO 2.5
ORGANIGRAMMA GENERALE DELLA RAFFINERIA
PERSTA
Eniservizi rvizi
Personale e
Organizzazione
TECON & RSGA
Tecnologico e
Rappres. SGA
HUB SE
LABO
Caricamento
SOI 4
Laboratorio
Servizi Generali
SOFID
DIR
Servizi Ammistrativi
REOP
SERTEC
Operation
CDT
Consegnatario di
Turno
INV TA
DIRETTORE
PERF
SPP
Servizi Tecnici
Servizio
Prevenzione
Protezione
Performance
AC TA
Acquisti e Appalti
MMI
Migliorie Modifiche
Impianti
AMB
Ambiente
MAG. Q
PROG
Caricamento
Stab.
GPL
Programmazione
Magazzino e
Qualifiche
SOI 1
SIC
Sicurezza Processi
ASTEC
Spedizioni
Blending/
Movimentazione
Assistenza Tecnica
MAN AFF
SOI 3
Ingegneria di
Manutenzione
TPS
Programmazione
Terminale Marino
Tecnologo di
Processo
ING AFF
SOI EST
Ispezioni
ANTIN
Antincendio e
Infortuni
IGI
Igiene Industriale
APROC
RMS
Automazione di
Processo
Responsabili di
Manutenzione
MEC-EDI
SVIL
Sviluppo Budget
Investimenti
Manutenzione
meccanico-edile
ELE-STRUM
Manutenzione
elettrostrumentale
ALLEGATO 2.5.1 ORGANIGRAMMA STABILIMENTO GPL
RSOI4
Stab.
GPL
Resp. Team
Operativo GPL
Addetto
GPL
Add. GPL
Polivante
Polival. / Monoval
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Dichiarazione Ambientale
Allegati
ALLEGATO 2.6
STATUS AUTORIZZATIVO DELLA RAFFINERIA
AMBITO
LEGGE RIF.
STATUS
D.M. n 6710 del 22/02/64 Autorizzazione esercizio Raffineria con
scadenza 11/08/97 (v. proroga D.M. n 13191 del 19/05/84)
D.M. n 16159 del 31/10/96 MININD Incremento capacità da
L. 367/34
L. 239/04
Esercizio della
3.900.000 a 5.000.000
D.M. n 16342 del 30/07/97 è stato concesso il rinnovo della
concessione ad esercire la Raffineria per un periodo ventennale
Determinazione Dirigenziale della Regione Puglia n 1039 del
Raffineria
27/12/04. Incremento della capacità di lavorazione da 5.000.000 a
6.500.000 tonnellate.
Concessione demaniale n 15/67 (oleodotto sottomarino e campo
Regio Decreto n
327 del 30/03/42
boe)
Concessione demaniale n 16/70 (scarico a mare)
Concessione demaniale n 14/67 (pontile petroli)
Vari
(Sito di interesse
D.M. 10/01/00
Perimetrazione delle aree per i primi interventi di bonifica del Comune
di Taranto ex Legge 426/98
nazionale)
Determinazione Dirigenziale della Provincia di Taranto n 154 del
01/12/00 (valida per prelievo acqua mare per raffreddamento e
scarico a mare)
Voltura ad Eni S.p.A. Div. R.&M. (Determinazione Dirigenziale della
Provincia di Taranto n 179 del 21/10/03)
D.Lgs. 152/99
Scarichi idrici
Richiesta di rinnovo effettuata in data 29/12/03
(ora D.Lgs.
152/06 Parte III)
Autorizzazione definitiva allo scarico in Mar Grande delle acque
reflue provenienti dagli impianti di trattamento ubicati presso lo
stabilimento, n 176 del 18/10/04 (Determina Dirigenziale Servizio
Ecologia Ambiente della Provincia di Taranto). La Raffineria è
dotata di due scarichi denominati rispettivamente “A” e “B”, dotati di
campionatori automatici, gestiti secondo quanto concordato con
ARPA Dip. Prov di Taranto.
Approvvigionamento
idrico
Del. Prov. n
33519 del
19/12/84
D.Lgs. 275/93 e
s.m.i.
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Denuncia annuale (entro 28/02) approvvigionamento idrico alla
Provincia Settore Ecologia e Ambiente
Denuncia pozzi a Regione/Provincia e Dichiarazione degli usi idrici
effettuate in data 27/07/00.
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Raffineria di Taranto
AMBITO
LEGGE RIF.
Dichiarazione Ambientale
Allegati
STATUS
Nello stabilimento sono presenti 6 pozzi profondi (profondità maggiore
di 100 m da p.c.), di cui 4 sono attualmente utilizzati per l’emungimento
R.D. 1775/33
s.m.i.
di acqua di falda profonda utilizzata per usi industriali.
Pozzo Zicari
autorizz. n 742 del 30/01/81
Pozzo S.Chiara autorizz. n 742/861 del 30/01/81
D. Lgs. 152/99
s.m.i.(ora D.Lgs.
152/06 Parte III)
Pozzo La Giustizia
autorizz. n 8970 del 19/09/72
Pozzo Testa
autorizz. n 8970 del 19/09/72
Pozzo “Ex deint” autorizz. n 11285 del 27/09/94
Pozzo Praoil
autorizz. n 2160 del 09/03/92
Richiesta concessione per utilizzo acque sotterranee del 08/07/00.
Invio sollecito a Regione Puglia per rilascio concessione utilizzo acque
sotterranee per uso industriale del 31/01/05
Invio di ulteriore documentazione in merito alla richiesta di concessione,
come da richiesta effettuata dalla Regione Puglia in data 17/02/05, a
seguito del sollecito inoltrato dalla Raffineria.
L.R. 05/05/99
Concessioni della Regione Puglia per utilizzazione acque sotterranee
uso industriale del 23.10.2006:
n 185/2006 Pozzo S. Chiara
n 186/2006 Pozzo La Giustizia;
n 187/2006 Pozzo Testa;
n 188/2006 Pozzo Zicari
D.P.R.
Emissioni atmosferiche
convogliate
N 1391/70 (da
coordinare con
Patentino di II° grado per operatori caldaie
Titolo II Parte V
D.Lgs. 152/06)
D.P.R. 203/88
(ora D.Lgs.
Vedi all. 2.6 bis
152/06 Parte V)
D.M. 12/07/90
(ora D.Lgs.
Piano di Adeguamento inviato ai Ministeri Ind, Amb, Sanità e Regione
152/06 Titolo I
Puglia il 26/03/91.
Parte V)
D.M. 21/12/95
Delib. Giunta Regionale n 3430 del 31/07/98
(ora D.Lgs.
Delib. Giunta Regionale n 7189 del 31/08/98: Controllo emissioni in
152/06 Titolo I
continuo camini E1,E2 e trasmissione on-line al P.M.P (oggi ARPA
Parte V)
Puglia Dipartimento Provinciale di Taranto)
L. 449 27/12/97
Denuncia annuale a UTF per tassa SO2 e NOx
D.P.R. 416/01
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Raffineria di Taranto
AMBITO
LEGGE RIF.
Dichiarazione Ambientale
Allegati
STATUS
D.M. 08/05/89
(ora D.Lgs.
152/06 Titolo II
Comunicazione annuale emissioni NOx e SO2 al MINAMB
Parte V)
D.P.C.M.
n 395 del 7/09/01
(ora D.Lgs.
152/06 Titolo II
Parte V)
D.P.C.M. 08/03/02
(ora D.Lgs.
152/06 Titolo III
Parte V)
L.R. n 7/1999
Emissioni atmosferiche
per i servizi tecnici di informazioni sui quantitativi di oli combustibili
pesanti e di gasolio, incluso il gasolio marino, prodotti o importati,
nonché sul relativo tenore di zolfo
Utilizzo di combustibile conforme
(F.G. di Raffineria e O.C. BTZ < 1% in zolfo)
Riduzione del 20% sui limiti di emissione nazionali
D.M. 107/00 (ora
diffuse (serbatoi /
art 276 D.Lgs.
recupero vapori)
152/06 Parte V)
Qualità dell’aria
Comunicazione annuale all'Agenzia per la protezione dell'ambiente e
D.P.R. n 322/71 e
s.m.i.
Programma azioni in corso, sec. prescrizioni/scadenze
Regolamento per l'esecuzione della Legge 615/66, recante
provvedimenti contro l'inquinamento atmosferico, limitatamente al
settore dell'industria
Recepimento della direttiva 1999/30/CE del Consiglio del 22 aprile 1999
Qualità dell’aria
D.M. 02/04/02
n 60
concernente i valori limite di qualità dell'aria ambiente per il biossido di
zolfo, il biossido di azoto, gli ossidi di azoto, le particelle e il piombo e
della direttiva 2000/69/CE relativa ai valori limite di qualità aria
ambiente per il benzene ed il monossido di carbonio
la Raffineria ha provveduto a:
D.L. 273/04
Protocollo di Kyoto
(Direttiva
(emissioni di gas ad
2003/87/CE)
effetto serra)
inviare domanda di autorizzazione ad emettere gas serra entro i
termini imposti dal Dec/RAS/1715/2004;
inviare le informazioni richieste per l’assegnazione delle quote di
emissione di GHG con le modalità richieste dal Dec/RAS/1877/04.
La Raffineria di Taranto ha ottenuto l’autorizzazione in data 28/12/04
L. 316 del
con il Decreto-Direttoriale DEC/RAS/2179/2004, "Autorizzazione a
30/12/04
emettere gas a effetto serra ai sensi del Decreto Legge 273/04” e,
come stabilito, ha intrapreso le attività di monitoraggio e
contabilizzazione dei GHG.
Comunicazione ai sensi dell’art. 9 del D.M. 471/99 (15 giugno 2000) e
successivo ITER fino ad attività attualmente in corso:
- Esecuzione degli interventi di bonifica della falda in ottempreranza a
Protezione del
suolo/sottosuolo
D. Lgs 152/06
quanto disposto dal Decreto Interministeriale del 02.09.2004
Titolo V Parte IV
- caratterizzazione integrativa maglia 50x50 (come da PdC Rev 03
(ex- D.M. 471/99)
approvato), i cui risultati sono stati approvati dalla Conferenza dei
Servizi il 15 settembre 2005;
- Approvazione del Progetto Definitvo di Bonifica del Suolo/sottosuolo di
Raffineria (CdS decisoria del 7 dicembre 2006);
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Raffineria di Taranto
AMBITO
LEGGE RIF.
Dichiarazione Ambientale
Allegati
STATUS
Nuova classificazione CER
Utilizzo trasportatori/smaltitori autorizzati
Registri Carico/Scarico rifiuti
D.Lgs. 22/97 e s.
m. i. (ora D.Lgs.
152/06 Parte IV)
Rifiuti
L. 443/01 e s.m.i.
Formulari di Identificazione
Autorizzazione, ai sensi dell’art. 28 del D.Lgs.22/97, al trattamento
delle acque di falda presso l’impianto “TAE A”, n 31 del 28/02/05
(Determina Dirigenziale Settore Ecologia e Ambiente della
Provincia di Taranto). Trattasi di autorizzazione in fase transitoria
(per un periodo, stimato in ca. 24 mesi, necessario alla
realizzazione del sistema “Water Reuse”.
L. 70/94 s.m.i.
MUD, invio annuale (entro 30/04) a CCIAA
Ai fini della verifica ai sensi del D.Lgs n 209/99 vengono effettuate
PCB/PCT
D.Lgs. 209/99 e
analisi di caratterizzazione degli oli presenti nei trasformatori della
decreti applicativi
Raffineria, dalle quali emergono valori sempre al di sotto di 50 ppm.
L62/05
Pertanto, le apparecchiature di Raffineria contenenti PCB non sono
soggette alle prescrizioni del D. Lgs citato.
Sostanze Lesive dello
Regolamento CE
Ai fini della predisposizione di Libretti di Impianto per tutte le
2037/2000
apparecchiature contenenti gas lesivi dello strato di Ozono e per
Strato di Ozono
l’esecuzione di controlli periodici delle fughe,la Raffineria sta
DPR 147/2006
eseguendo tutte le attività di verifica necessarie.
Censimento dell’amianto realizzato nel febbraio-marzo 2001
D.Lgs. 277/91
(ora D.Lgs.
Amianto
257/06)
L. 257/92 s.m.i.
D.M. 06/09/94
Nomina Responsabile Amianto (Comunic. del 27/12/2004)
A giugno 2005 è stato aggiornato il censimento dei materiali
contenenti amianto (MCA) e delle fibre ceramiche refrattarie (FCR),
svolto a cura della ASL Viterbo (Centro Regionale Amianto), in tutte
le strutture della Raffineria.
Elettromagnetismo
D.P.C.M.
La valutazione dei campi elettromagnetici a bassa ed alta frequenza,
08/07/2003,
eseguita nel mese di febbraio 2005 dall’Unità ENI-RADI, presenta valori
norme CEI
inferiori ai limiti di legge
Le sorgenti radiogene presenti in Raffineria sono detenute a seguito di
Nulla Osta Prefettizio del 6 maggio 2004.
Sorgenti radiogene
D.Lgs. 203/95
E’ stata effettuata una prima verifica delle sorgenti installate
nell’impianto EST/CDP a novembre 2005.
L. 256/74
D.M. 04/11/96
Sostanze pericolose
D.M. 04/04/97
(Schede di Sicurezza)
D.Lgs. 90/98
Verifica delle Schede di Sicurezza “a 16 punti” dei nuovi prodotti chimici
e dei nuovi catalizzatori prima del loro ingresso in Raffineria e
successiva distribuzione
D.M. 07/09/02
Edizione 2 del 31/03/07
Revisione 5 del 31/03/07
pag 17 di 98
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
AMBITO
LEGGE RIF.
L. 496 18/11/95
Armi chimiche
D.Lgs. 380/80
Rumore negli ambienti
di lavoro
Rumore al perimetro
D.Lgs. 277/91 (ora
D.Lgs. 1956/06)
L. 447/95 s.m.i.
D.P.C.M.
04/11/97
L. 137/97
D.M. 16/03/98
Grandi rischi
D.Lgs. 334/99
s.m.i. (D.Lgs.
238/05)
Dichiarazione Ambientale
Allegati
STATUS
Denuncia annuale preventiva
Denuncia annuale a consuntivo
La Raffineria, a partire dal 2001 ha realizzato la mappatura della
rumorosità interna per singola SOI che viene aggiornata con
cadenza triennale; in caso di sostanziali modifiche impiantistiche, la
mappatura viene ripetuta per le singole aree interessate.
Visite mediche ed esami periodici del personale
Ultimo monitoraggio rumore al perimetro: anno 2001
Predisposta ed inviata “Scheda informativa” per Enti e popolazione (vd.
Anche All. V D.Lgs. 334/99)
Realizzazione periodica di corsi formativi e supporti informativi
La Raffineria ha adottato specifici strumenti di gestione, tra cui:
Politica di prevenzione degli incidenti rilevanti ed il Sistema di
Gestione della Sicurezza (SGS),
il Piano Generale di Emergenza Interna (PGEI), aggiornato a luglio
2005;
Piani di Emergenza Specifici relativi ad ogni area operativa di
Raffineria;
Piano di Emergenza Esterno (PEE) redatto in via provvisoria e
consegnato alla Prefettura di Taranto il 21 novembre 2003.
la Scheda di informazione alla popolazione
In adempimento ai disposti normativi e contestualmente
all’aggiornamento quinquennale del Rapporto di Sicurezza (Ed. ottobre
2005) sono stati inviati alle Autorità competenti i seguenti documenti:
la Notifica, di cui all’art. 6 del D. Lgs. 334/99 e s.m.i.;
il Rapporto di Sicurezza, di cui all’art. 8 del D. Lgs. 334/99 e s.m.i.;
- la Scheda informativa, di cui in All. V al D. Lgs. 334/99 e s.m.i..
D.P.R. 547/55
Registro Infortuni
D.M. 12/09/58
D.Lgs. 626/94 e
Sicurezza
s.m.i.
D. Lgs. 230/95
s.m.i.
Valutazione del rischio (ultimo aggiornamento del Febbraio 2002)
Nomina di sorveglianza Fisica della Protezione da Radiazioni Ionizzanti
per l’impiego di fonti radiogene (Comunic. del 11/03/2002 prot.
RAFTA/DIR/BC37)
D.M. 16/02/82
D.M. 04/05/98
24/09/98: Presentazione domanda di rinnovo CPI al Comando
Provinciale dei VVFF collegata a Rapporto di Sicurezza ex-D.Lgs.
Prevenzione Incendi
D.M. 19/03/01
334/99 e s.m.i.
L. 606/96
Corso di formazione con VV.FF. e abilitazione addetti
L. 46/90
Certificato conformità impianti elettrici (c/o SERTEC)
D.P.R. 462/01
Verifiche periodiche impianti di terra (SERTEC)
Apparecchiature
elettriche
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Revisione 5 del 31/03/07
pag 18 di 98
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
AMBITO
LEGGE RIF.
D.M. 02/08/05
Trasporto merci
D.Lgs. 40/00
Mobilità sostenibile
aree urbane
Dichiarazione Ambientale
Allegati
STATUS
Schede di Sicurezza prodotti ed Istruzioni per autisti
Nomina del Consulente per la Sicurezza del Trasporto di merci
pericolose (lettera di nomina Eni Div. R & M del 07/07/2006)
Lettera Nomina del Mobility Manager Aziendale
D.M. 27/03/98
(Comunic. del 07/07/03)
E’ stato comunicato al Ministero dell’Industria, del Commercio e
Risparmio energetico
L. 9/91
dell’Artigianato il nominativo del tecnico responsabile per la
conservazione e l’uso razionale dell’energia in data 30/04/05.
Individuati addetti al pronto soccorso;
Effettuata formazione per addetti al pronto soccorso;
HSE
D.M. 388/03
Comunicazione appartenenza gruppo A
D.M. 23/11/01
La Raffineria trasmette annualmente all’APAT la dichiarazione INES
(attuativo del
(Dichiarazione da trasmettere entro 30/04 di ogni anno o quando
D.Lgs. 372/99 e
previsto da eventuali proroghe),
modificato dal
D.M. 26/04/02)
IPPC
Richiesta di Autorizzazione Ambientale Integrata (AIA): il sito ha
presentato la domanda di AIA in data 30/10/06.
In data 11 aprile 2008 è stato controfirmato dalla Raffineria Eni di
D.Lgs. 59/05 e
Taranto con il Ministero Ambientel, APAT e Autorità Locali, l’Accordo di
D.M. 19/04/06
Programma relativo al rilascio delle A.I.A. per le aziende del polo
industriale di Taranto.
Registrazione EMAS della Raffineria di Taranto in data 02/03/05,
Numero di registrazione I – 000290 nell’elenco italiano delle
EMAS
Regolamento CE
N 761/01
Organizzazioni registrate EMAS.
Regolamento Europeo CE n. 196/2006;
Procedura APAT per la Registrazione delle organizzazioni ai sensi
del Regolamento CE n. 761/01 – revisione 7 del gennaio 2008
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Revisione 5 del 31/03/07
pag 19 di 98
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Allegati
ALLEGATO 2.6 BIS
SINTESI STATO AUTORIZZATIVO EMISSIONI CONVOGLIATE DELLA RAFFINERIA
La Raffineria Eni R&M di Taranto dispone attualmente di 5 punti di emissioni convogliate (Camini E1, E2, E4, E7,
E8), cui afferiscono diversi impianti, e di 2 torce (E5 ed E6), alle quali convergono tutti gli scarichi funzionali degli
impianti attraverso i collettori di Blow-Down. Nel sito di Taranto è presente inoltre la Centrale termoelettrica
Enipower con un punto di emissione convogliato (Camino E3).
Di seguito si riporta una sintesi degli eventi autorizzativi relativi alle emissioni convogliate, a partire dal 1989, anno in
cui è stata effettuata la richiesta di autorizzazione ai sensi del D.P.R. 203/88, riportando la variazioni di
configurazione degli impianti e le relative autorizzazioni. La configurazione del sito nel 1989 prevedeva :
Camino E1: CDU, HDT, HDS1, PLAT
Camino E2: TSTC, HDS2, CLAUS (U2000/2100)
Camino E3: Centrale termoelettrica, nel 1989 parte integrante della Raffineria, oggi Stabilimento
Enipower di Taranto
Camino E4: Hot Oil
In data 27 giugno 1989 la Raffineria (Agip Raffinazione) ha presentato
domanda alla Regione Puglia, ai sensi dell’art. 12 D.P.R. 203/88, per
l’autorizzazione alla continuazione delle emissioni in atmosfera derivanti
dalle attività di Raffinazione dei prodotti petroliferi.
La relazione tecnica allegata alla domanda riportava tabella riepilogativa dei
valori globali di emissione in atmosfera per tipo di inquinante, per ciascun
camino al tempo attivo (al 3% O2):
Anno
1989
Richiesta di
autorizzazione
ex art. 12 D.P.R.
203 per gli
impianti esistenti
(camini E1, E2,
E3, E4)
Anno
1991
PUNTO DI
SO2
NOx
Polveri
EMISSIONE (mg/Nmc)
(mg/Nmc)
(mg/Nmc)
E1
3200
541
145
E2
2022
369
61
E3
3033
651
146
E4
472
434
132
E5
---E6
---Flusso di massa SO2 : 1.243 kg/h (10.889 t/a)
In seguito all’emanazione del D.M. 12/07/90, la raffineria ha inviato al
Ministero dell’industria (lettera 26 marzo 1991), e per conoscenza ai
Ministeri Ambiente e della Sanità, nonché alla Regione Puglia, il Progetto di
Adeguamento delle emissioni ai sensi dell’art. 12 D.P.R. 203/88.
Si riportano di seguito i valori di emissione per tipo di inquinante ai sensi del
D.M. 12/07/90
Inquinante
SOx
NOx
Polveri
CO
COV
H2S
NH3 e composti del Cl
Valore Di Emissione (Mg/Nmc)
1.700
500
80
250
300
5
30
Applicando per i camini E1, E2, E3, E4 di raffineria i valori di emissione più
restrittivi (desunti dalla relazione tecnica e dal D.M. 12/07/90), si
determinano i seguenti valori di riferimento (al 3% in O2):
PUNTO DI
EMISSIONE
E1
E2
E3
E4
SO2
(mg/Nmc)
1700
1700
1700
472
NOx
(mg/Nmc)
500
369
500
434
Polveri
(mg/Nmc)
80
61
80
80
CO
(mg/Nmc)
250
250
250
250
A seguito della presentazione della domanda di autorizzazione e del
Progetto di Adeguamento, il Ministero dell’Industria non ha ancora
provveduto ad emanare il provvedimento autorizzativo specifico come
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pag 20 di 98
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Dichiarazione Ambientale
Allegati
stabilito dall’art. 12 D.P.R. 203/88.
Inserimento
impianto
Isomerizzazione
Benzine
Leggere TIP e
relativo Camino
E7
Anno
1989
Anno
1993
Anno
1991
Inserimento
impianto RHU e
Ancillari (Claus
2700 e SCOT) e
relativo Camino
E8
Con Deliberazione della Giunta Regionale prot. 8707 del 28 dicembre 1989,
la Regione Puglia ha espresso parere favorevole alla richiesta di
autorizzazione alle emissioni in atmosfera per l’impianto T.I.P. ai sensi
dell’art. 6 D.P.R. 203/88 subordinatamente al rispetto dei seguenti limiti di
emissione (al 3% in O2):
PUNTO DI
EMISSIONE
SO2
(mg/Nmc)
NOx
(mg/Nmc)
Polveri
(mg/Nmc)
E7
35
200
5
Con lettera prot. n. 696459 del 3 luglio 1993 (trasmissione verbale di
Collaudo della Commissione Interministeriale – maggio 1993), il Ministero
dell’Industria esprime regolare autorizzazione all’esercizio dell’impianto
Isomerizzazione Benzine Leggere (TIP)
Con Deliberazione della Giunta Regionale n. 4851 del 28 ottobre 1991 la
Regione Puglia ha espresso parere favorevole alla richiesta di
autorizzazione alle emissioni in atmosfera ai sensi dell’art. 17 D.P.R. 203/88
con riferimento all’installazione dell’impianto R.H.U e recupero zolfo liquido e
trattamento gas di coda. Il parere favorevole era subordinato al monitoraggio
trimestrale delle emissioni e al rispetto dei seguenti limiti di emissione (al 3%
in O2) :
PUNTO DI
EMISSIONE
SO2
(mg/Nmc)
NOx
(mg/Nmc)
Polveri
(mg/Nmc)
E8
35
170÷200
2÷5
Con nota prot. 4430/93/009/CCL del 5 aprile 1993 il Ministero dell’Ambiente
ha espresso parere favorevole alla richiesta di autorizzazione alle emissioni
in atmosfera per l’impianto R.H.U e recupero zolfo liquido e trattamento gas
di coda, subordinatamente al rispetto delle seguenti prescrizioni (al 3% in
O2) :
Anno
1993
PUNTO DI
EMISSIONE
E8
CLAUS
2700:
Anno
1995
Edizione 2 del 31/03/07
SO2
(mg/Nmc)
NOx
(mg/Nmc)
Polveri
(mg/Nmc)
35
170÷200
2÷5
Conversione > 99.5 % (analizzatore H2S)
H2S < 5 mg/Nm3 (uscita
post-combustore)
Con lettera prot. n. 800243 del 18 ottobre 1995 (trasmissione verbale di
Collaudo della Commissione Interministeriale – maggio 1995), il Ministero
dell’Industria esprime regolare autorizzazione all’esercizio dell’impianto
R.H.U. e recupero zolfo e trattamento gas di coda
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Dichiarazione Ambientale
Allegati
Presentato al Ministero dell’Ambiente richiesta di parere favorevole ai fini
autorizzativi ex. Art. 17 DPR 203/88 di un progetto di risanamento
ambientale e potenziamento Centrale Termoelettrica, con inserimento
impianto Turbogas. La relativa Relazione Tecnica “Progetto di risanamento
e potenzialmento CTE – ottobre 1991” riportava i seguenti limiti di emissione
da applicare al Camino E3 (al 15% in O2):
Anno
1993
Inserimento
Turbogas e
modifiche CTE
esistente
(Camino E3)
PUNTO DI
EMISSIONE
SO2
(mg/Nmc)
NOx
(mg/Nmc)
Polveri
(mg/Nmc)
E3
450
170
50
Flusso di massa : SO2 = 1.750 Ton/a
NOx = 625 Ton/a
Polveri = 150 Ton/a
Con Lettera prot. n. 5476/93/005/CCL del 1 settembre 1993 il Ministero
dell’Ambiente esprime parere favorevole agli interventi di risanamento
ambientale previsti nel progetto di adeguamento della CTE, condizionato al
rispetto del controllo in continuo delle emissioni di: SO2, NOx , O2 e delle
seguenti condizioni (al 15% in O2)
Anno
1993
PUNTO DI
EMISSIONE
SO2
(mg/Nmc)
NOx
(mg/Nmc)
Polveri
(mg/Nmc)
E3
450
170
50
Flusso di massa SO2 = 1.750 Ton/a
Anno
1993
Presentata al Ministero dell’Industria la richiesta di incremento di capacità di
lavorazione da 3.900.000 a 5.000.000 ton/anno ai sensi ex. Art. 17 DPR
203/88.
Con Deliberazione della Giunta Regionale n. 297 del 26 febbraio 1996, la
Regione Puglia esprime parere favorevole all’incremento di capacità da
3.900.000 a 5.000.000 ton/anno fatte salve le prescrizioni del Ministero
dell’Ambiente.
Con il Provvedimento prot. 2713/96/SIAR del 26 luglio 1996 il ministero
dell’Ambiente visto il parere favorevole della Regione Puglia esprime parere
favorevole all’incremento di capacità da 3.900.000 a 5.000.000 ton/anno
che è subordinato al rispetto dei seguenti valori di emissione, espressi come
flusso di massa dell’intera raffineria in condizioni di massimo carico:
Aumento
Capacità di
lavorazione
Flusso di massa :
Anno
1996
- SO2 = 8.200
- NOx = 2.000
- PST = 400
Ton/a
“
“
I flussi di massa applicabili ai camini di Raffineria (E1 – E2 – E4 – E7 – E8) ,
escludendo il camino della CTE e Turbogas (E3), sono quindi determinati
per sottrazione da tali valori con quelli indicati nella relazione tecnica
“Progetto di risanamento e potenziamento della CTE” - ottobre 1991” :
Flusso di massa:
- SO2 = 8.200 - 1.750 = 6.450 Ton/a
- NOx = 2.000 – 625 = 1.375 “
- PST = 400 – 150
= 250
“
Con D.M. n. 16159/96 il Ministero dell’Industria esprime regolare
autorizzazione all’incremento di capacità da 3.900.000 a 5.000.000
ton/anno, recependo i pareri del Ministero dell’Ambiente ed altri ministeri e
della Regione Puglia.
Edizione 2 del 31/03/07
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pag 22 di 98
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Raffineria di Taranto
Richiesta da
Ministero
dell’Industria
della
documentazione
per il rilascio
autorizzazione
definitiva per
impianti
esistenti ai sensi
art. 17 D.P.R.
203/88 (prot.
204038 del 27
febbraio 1998)
Anno
1998
Dichiarazione Ambientale
Allegati
Invio della relazione sullo stato di adeguamento della raffineria al Ministero
dell’Industria, Ministero dell’Ambiente, Ministero della Sanità, Regione Puglia
in data 24 giugno 1998
Con L. R. n. 7 del 22 gennaio 1999 la Regione Puglia ha dato attuazione al
D.P.R. 203/88, prescrivendo, nelle aree dichiarate ad elevato rischio di crisi
ambientale (ai sensi art. 7 L. n. 349 del 8 luglio 1986), limiti di emissione in
atmosfera più bassi del 20% di quelli autorizzati o previsti in normativa.
Applicando per i camini E1, E2, E4, E7, E8 di raffineria i valori di emissione
più restrittivi, e applicando la riduzione suddetta, si determinano i seguenti
valori di riferimento (al 3% in O2):
Legge
Regionale
Puglia
Anno
1999
PUNTO DI
EMISSIONE
SOx
(mg/Nmc)
NOx
(mg/Nmc)
CO
(mg/Nmc)
Polveri
(mg/Nmc)
E1
1.360
400
200
64
E2
1.360
295
200
49
E4
378
347
200
64
E7
28
160
----
4
E8
28
160
----
4
Flusso di massa :
Trasferimento di
ramo d’azienda
da AGIP Petroli
S.p.A. ad
EniPower S.p.A.
(Camino E3)
Edizione 2 del 31/03/07
Anno
2001
SO2 = 5.160 ton/a
NOx = 1.100
“
PST = 200
“
Con lettera del 5 aprile 2001, AGIP Petroli – Raffineria di Taranto comunica
al Ministero dell’Industria, Ministero dell’Ambiente e Regione Puglia il
trasferimento di ramo d’azienda da AGIP Petroli S.p.A. ad EniPower S.p.A
della CTE (camino E3), considerando tale variazione nell’ambito del
procedimento di rilascio dell’autorizzazione definitiva ai sensi art. 17 D.P.R.
203/88
Con lettera del 5 aprile 2001 EniPower presenta al Ministero dell’Industria,
Ministero dell’Ambiente e Regione Puglia, richiesta di autorizzazione
prevista da art. 17 D.P.R. 203/88
Revisione 5 del 31/03/07
pag 23 di 98
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Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Allegati
In accordo con quanto previsto dalla normativa vigente (autorizzazione
rilasciata dalla Regione Puglia con Det. Dirigenziale n. 889 e n. 890 del
27/09/04), sono state autorizzate le emissioni convogliate, espresse in
termini di concentrazione (mg/Nmc), provenienti dagli impianti U9000 e
U9400 ed afferenti al camino E2, secondo i seguenti limiti di emissione:
Inserimento
impianti
CDP/Est e
Idrogeno
I MP.
SO2
NOx
CO
PST
COV
H2S
NH3
(mg/Nmc)
(mg/Nmc)
(mg/Nmc)
(mg/Nmc)
(mg/Nmc)
(mg/Nmc)
(mg/Nmc)
Anno
2004
U9000
CDP/
EST
1360
400
200
64
240
U9400
Idrog.
EST
1360
400
200
64
---
4
20
---
---
Con l’autorizzazione rilasciata dalla Regione Puglia (Determinazione
Dirigenziale n 1039 del 27/12/04) sull’incremento di capacità di lavorazione
della Raffineria (da 5.000.000 ton a 6.500.000 ton di materie prime), è
previsto il rispetto di specifici valori delle emissioni convogliate in atmosfera,
espressi sia in termini di concentrazioni (mg/Nmc) che in termini di flussi di
massa (ton/anno),
Concentrazioni:
PUNTO DI
EMISSIONE
SO2
(mg/Nmc)
NOx
(mg/Nmc)
CO
(mg/Nmc)
Polveri
(mg/Nmc)
E1
Aumento
capacità di
lavorazione
Anno
2004
E2
1360
400
200
64
28
160
---
4
PUNTI DI
EMISSIONE
SO2
(t/a)
NOx
(t/a)
CO
(t/a)
PST
(t/a)
E1, E2, E4,
E7, E8
2.986
926
160
122
E4
E7
E8
Flusso di massa:
Edizione 2 del 31/03/07
Revisione 5 del 31/03/07
pag 24 di 98
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Allegati
ALLEGATO 3.1
ASPETTI AMBIENTALI DELLA RAFFINERIA
ATTIVITA’ AZIENDALI DI INTERESSE AMBIENTALE
ESERCIZIO DI RAFFINERIA
TECNOLOGICO E SERVIZI TECNICI
SOI 1
SOI 4
SOI 3
ASPETTI AMBIENTALI
N°
Descrizione
1.
Movimentazione esterna prodotti su
strada
2.
Recupero materie prime
PO
OL
PE
Blending/Parco
Generale
Serbatoi
x
TAE
Stab.to
GPL
Impianti
X
Produzione di "prodotti ecologici"
x
5.
Recupero energetico impianti
Consumo di combustibile (Fuel Gas e
Fuel Oil)
x
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
Prelievi idrici da pozzo
15.
Utilizzo di acqua potabile
Edizione 2 del 31/03/07
Magazzino
ed Aree di
deposito
Ditte
Terze
NOTE
x
È stata modificata la
descrizione togliendo
ATB per tenere conto
del trasporto di GPL
Ditta Terza di trasporto
Integra gli aspetti E.17
e N.17 dello
Stabilimento GPL
Comprende gasolio e
Benzine BBTZ (<10
ppm), benzina a basso
Benzene (inferiore all’1
%) e aromatici
(inferiore al 35 %)
x
-------------------------Emissioni convogliate di SO2 da
impianti primari/thermal e da altri
impianti(aspetto 8 Bis)
Emissioni convogliate di NOx da
Impianti
Emissioni convogliate di CO2
Emissioni convogliate di particolato da
impianti primari/thermal e da altri
impianti(aspetto11 bis)
Emissioni convogliate di CO
Movimentazione esterna prodotti via
mare
Manutenzioni
ed Ispezioni
x
3.
6.
Laboratorio
-------------------------x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
Revisione 5 del 31/03/07
pag 25 di 98
Ditta Terza di trasporto
via mare
Comprende l’aspetto
N. 2 dello stabilimento
GPL
Servizi e mensa
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Allegati
ATTIVITA’ AZIENDALI DI INTERESSE AMBIENTALE
ESERCIZIO DI RAFFINERIA
TECNOLOGICO E SERVIZI TECNICI
SOI 1
SOI 4
SOI 3
ASPETTI AMBIENTALI
N°
Descrizione
17.
18.
19.
19Bis
20.
21.
21Bis
22.
22Bis
23Bis
OL
PE
Blending/Parco
Generale
Serbatoi
Scarichi idrici in mare da TAE (COD,
Oli, SST, T)
16.
23.
PO
Recupero acque reflue
Emissione da linee ed apparecchiature
di composti volatili organici (COV) ed
inorganici (H2S e acidi)
Emissione da vasche e serbatoi TAE
di composti volatili organici (COV)
Emissione da vasche e serbatoi TAE
di composti volatili inorganici
Emissione da serbatoi a tetto
galleggiante di composti volatili
organici (COV) ed inorganici
Emissione da serbatoi a tetto fisso di
composti volatili organici (COV)
Emissione da serbatoi a tetto fisso di
composti volatili inorganici
Emissione da pensiline di carico di
composti volatili organici (COV)
Emissione da pensiline di carico di
composti volatili inorganici
Emissione da pensiline scarico greggio
di composti volatili organici (COV)
Emissione da pensiline scarico greggio
di composti volatili inorganici
TAE
x
Stab.to
GPL
Impianti
Laboratorio
Manutenzioni
ed Ispezioni
Magazzino
ed Aree di
deposito
x
Ditte
Terze
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
Gli scarichi sono
compresinvi delle
acque reflue di
EPSTA.
Comprende l’aspetto
N.7 dello stabilimento
GPL
da SWS a desalter
x
x
x
x
x
x
x
x
24.
Produzione melme e fondami serbatoi
25.
Raccolta differenziata di rifiuti non
pericolosi
x
x
x
x
x
x
x
x
26.
Raccolta differenziata di rifiuti
pericolosi
x
x
x
x
x
x
x
x
Edizione 2 del 31/03/07
NOTE
x
Revisione 5 del 31/03/07
x
x
x
pag 26 di 98
x
fondami serbatoi
fanghi nuovo
trattamento biologico.
Fondami desalter
Comprende l’aspetto
N. 12 dello
Stabilimento GPL
Comprende l’aspetto
E. 7 dello Stabilimento
GPL
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Allegati
ATTIVITA’ AZIENDALI DI INTERESSE AMBIENTALE
ESERCIZIO DI RAFFINERIA
TECNOLOGICO E SERVIZI TECNICI
SOI 1
SOI 4
SOI 3
ASPETTI AMBIENTALI
PE
Blending/Parco
Generale
Serbatoi
TAE
Stab.to
GPL
Impianti
Laboratorio
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
N°
Descrizione
PO
27.
Produzione e accumulo temporaneo
rifiuti
27
Bis
Produzione e accumulo temporaneo di
rifiuti da Ditte Terze
28.
Presenza di prodotto su suolo da
eventi pregressi
29.
Emissione di rumore all’interno
30.
Emissione di rumore all’esterno da
aree critiche (SS Jonica) e da altre
aree (aspetto 30 bis)
31.
Impiego di elementi radioattivi
32.
Presenza della raffineria sul territorio
x
x
x
x
33.
Rilascio di sostanze pericolose in caso
di incendio/esplosione, emissioni,
sversamenti
x
x
x
x
34.
Presenza di H2S
Edizione 2 del 31/03/07
OL
x
x
x
x
x
Magazzino
ed Aree di
deposito
Ditte
Terze
x
x
x
x
x
x
x
x
x
Revisione 5 del 31/03/07
Manutenzioni
ed Ispezioni
pag 27 di 98
x
NOTE
Comprende gli aspetti
N. 10 e A.5 dello
Stabilimento GPL
Ditte Terze per attività
di manutenzione
Comprende gli aspetto
A. 8, N.18 e A.5 dello
Stabilimento GPL
Comprende l’aspetto
N. 16 dello
Stabilimento GPL
Raffineria e Ditte
Terze per attività di
manutenzione.
Comprende gliaspetti
N. 13, A.3 e A.4 dello
Stabilimento GPL
Comprende l’aspetto
N. 14 dello
Stabilimento GPL
Impianto EST/CDP in
area SOI 3 e
Centraline di
monitoraggio
perimetrali in area SOI
4.
Comprende l’aspetto
N. 15 dello
Stabilimento GPL
Comprende l’aspetto
N. 19 dello
Stabilimento GPL
Ditta Terza di trasporto
Comprende l’aspetto
E. 1 e la parte relativa
all’aspetto E 8 (vasche
di stoccaggio del GPL)
dello Stabilimento GPL
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Allegati
ATTIVITA’ AZIENDALI DI INTERESSE AMBIENTALE
ESERCIZIO DI RAFFINERIA
TECNOLOGICO E SERVIZI TECNICI
SOI 1
SOI 4
SOI 3
ASPETTI AMBIENTALI
N°
Descrizione
35.
Presenza di amianto e fibre ceramiche
36.
43.
44.
-------------------------Stoccaggio/utilizzo di prodotti chimici
(additivi, soda, zolfo, acido solforico,
materie ausiliarie, batteri impianto
biologico)
Impiego di catalizzatori
Perdite di prodotto petrolifero da linee
e apparecchiature impianti di
produzione e utilities con
interessamento aree
pavimentate/terreno nudo (aspetto 39
bis)
Perdite di prodotto petrolifero da linee
e apparecchiature in area
movimentazione con interessamento
aree pavimentate/terreno nudo
(aspetto 40 bis)
Perdite di prodotto petrolifero da
serbatoi con bacino pavimentato (41) con bacino non pavimentato (41 bis)
Scarichi gassosi verso sistemi di blowdown
Perdite da rete fognaria
Perdite da rete acqua potabile
45.
Perdite da rete acqua antincendio
46.
47.
Perdite da rete distribuzione vapore
-------------------------Produzione, raccolta e smaltimento
catalizzatori esausti
Perdite di prodotto per corrosione
piping/serbatoi
Perdite di MTBE da stoccaggio in
serbatoi
37.
38.
39.
40.
41.
42.
48.
49.
50.
Edizione 2 del 31/03/07
PO
OL
PE
x
Blending/Parco
Generale
Serbatoi
TAE
x
Stab.to
GPL
x
Impianti
Laboratorio
Manutenzioni
ed Ispezioni
Magazzino
ed Aree di
deposito
Ditte
Terze
NOTE
Vedi censimento
SERTEC
Comprende l’aspetto
E. 9 , E.13 dello
Stabilimento GPL
x
-------------------------x
x
x
x
x
x
x
Comprende l’aspetto
E. 2 dello Stabilimento
GPL
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
Comprende l’aspetto
E. 20 dello
Stabilimento GPL
x
x
-------------------------x
x
x
x
X
x
x
X
Revisione 5 del 31/03/07
pag 28 di 98
x
x
Smaltitore esterno
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Allegati
ATTIVITA’ AZIENDALI DI INTERESSE AMBIENTALE
ESERCIZIO DI RAFFINERIA
TECNOLOGICO E SERVIZI TECNICI
SOI 1
SOI 4
SOI 3
ASPETTI AMBIENTALI
N°
51.
52.
53.
54.
55.
56.
57.
58.
59.
60.
61.
Descrizione
Sversamenti accidentali di prodotto da
attività di drenaggio serbatoi (greggio)
-------------------------Attività di Raffineria impattanti sullo
stato della costa
--------------------------------------------------Stoccaggio catalizzatori su aree non
pavimentate
Perdita di prodotto petrolifero da punti
"critici" (flange, tenute, valvole….) su
aree non pavimentate
Perdita di prodotto petrolifero da punti
"critici" (flange, tenute, valvole….) su
aree pavimentate
Perdite da serbatoi interrati
Sversamenti o perdite dalla vasca di
raccolta/rilancio acque reflue
Perdite di CFC (FREON R 22 bombola antincendio candela a freddo
impianto recupero vapori)
62.
Consumo di energia elettrica e vapore
prodotto da Eni Power/Enel
63.
Emissione di sostanze organiche
volatili da impianti recupero vapori
64.
Emissioni convogliate da caldaia uso
civile
65.
Smaltimento di rifiuti all'esterno del sito
66.
67.
Produzione, rigenerazione e
smaltimento di carboni attivi esausti da
impianto recupero vapori
Emissioni diffuse organiche/
inorganiche da attività di
sabbiatura/verniciatura
Edizione 2 del 31/03/07
PO
OL
PE
Blending/Parco
Generale
Serbatoi
TAE
Stab.to
GPL
Impianti
Laboratorio
X
Manutenzioni
ed Ispezioni
Magazzino
ed Aree di
deposito
Ditte
Terze
NOTE
x
--------------------------
x
x
X
x
x
---------------------------------------------------
X
x
x
x
x
x
X
x
x
x
x
x
X
x
x
x
X
x
x
x
x
x
x
x
X
x
X
X
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
x
X
Revisione 5 del 31/03/07
x
Comprende l’aspetto E
5 dello Stabilimento
GPL
EPSTA/ENEL
Comprende l’aspetto N
5 dello Stabilimento
GPL
pag 29 di 98
x
x
x
x
x
x
Comprende gli aspetti
N. 25 e N9 dello
Stabilimento GPL
Comprende l’aspetto
N11 dello Stabilimento
GPL
Smaltitore esterno
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Allegati
ATTIVITA’ AZIENDALI DI INTERESSE AMBIENTALE
ESERCIZIO DI RAFFINERIA
TECNOLOGICO E SERVIZI TECNICI
SOI 1
SOI 4
SOI 3
ASPETTI AMBIENTALI
N°
Descrizione
68.
Produzione e smaltimento di rifiuti
(sabbie e latte) da attività di
sabbiatura/verniciatura
69.
Spandimento accidentale di prodotto
nel parcheggio autobotti
70.
71.
72.
73.
73Bis
74.
75.
76.
77.
78.
79.
PO
OL
PE
Blending/Parco
Generale
Serbatoi
Impianti
Laboratorio
Manutenzioni
ed Ispezioni
x
x
Magazzino
ed Aree di
deposito
Ditte
Terze
NOTE
x
Smaltitore esterno
Ditta terza di trasporto
Integra l’aspetto E.16
dello Stabilimento GPL
x
x
x
x
x
EPSTA
x
x
x
x
x
x
Aspetti generati dalla produzione di
acqua DEMI da ENIPOWER
Aspetti generati dalla produzione di
Energia elettrica e vapore da
ENIPOWER
Emissioni derivanti dal sistema di
abbattimento dall’impianto
desolforazione TAE A
Emissione di GPL in fase di avvio delle
pompe e compressori per la
movimentazione del prodotto
Pulizia dei filtri dell'impianto di grande
manutenzione dello Stabilimento GPL
Edizione 2 del 31/03/07
Stab.to
GPL
X
Rottura/perdita linea SLOP in
corrispondenza della testata
dell’impianto TAE A
Presenza di SF6 come isolante in parti
dell’impianto elettrico
Consumo di acqua Demi fornita da
ENIPOWER
Trattamento scarichi idrici Enipower
Trattamento reflui per attività svolte
da/in area ditte terze
Prelievo di acqua mare
TAE
EPSTA
Fornita ad EPSTA ed
utilizzata in Raffineria
per uso antincendio e
raffreddamento
impianti
Comprende l’aspetto
E. 18 dello
Stabilimento GPL
x
x
x
x
Revisione 5 del 31/03/07
x
E’ l’aspetto A.1 dello
Stabilimento GPL
x
E’ l’aspetto A.6 dello
Stabilimento GPL
pag 30 di 98
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Allegati
ATTIVITA’ AZIENDALI DI INTERESSE AMBIENTALE
ESERCIZIO DI RAFFINERIA
TECNOLOGICO E SERVIZI TECNICI
SOI 1
SOI 4
SOI 3
ASPETTI AMBIENTALI
N°
Descrizione
PO
OL
PE
Blending/Parco
Generale
Serbatoi
Emissione in atmosfera di GPL, azoto,
vapore dalle attività di bonifica per la
manutenzione straordinaria delle linee
dei gasdotti delle tubazioni GPL
esistenti all’interno dello Stabilimento.
Presenza di: vasche interrate del TAE,
tubazioni interrate della rete fognaria,
serbatoi gasolio gruppo elettrogeno e
carrelli
TAE
Stab.to
GPL
Impianti
Laboratorio
Manutenzioni
ed Ispezioni
Magazzino
ed Aree di
deposito
Ditte
Terze
NOTE
x
E’ l’aspetto A.7 dello
Stabilimento GPL
x
E’ l’aspetto E.8 dello
Stabilimento GPL
82.
Perdite di GPL da Sfiati delle valvole di
sicurezza poste sulle linee GPL,
drenaggi dei polmoni di aspirazione
compressori e pompe, sfiati in
atmosfera dei tratti di manichetta tra la
valvola del braccio di carico e l’ATB ed
in sala imbottigliamento, tra la pistola
erogatrice e il rubinetto della bombola,
da attività di movimentazione,
lavorazione e imbottigliamento GPL, in
fase di avvio delle pompe e dei
compressori per la movimentazione
del prodotto
x
Comprende gli aspetti
E.16, N 22, N 23, N
24, A 1 dello
Stabilimento GPL
83.
Utilizzo di Combustibili liquidi (Gasolio)
nei muletti e nei gruppi elettrogeni
x
E’ l’aspetto N.3
dello Stabilimento
GPL
x
Rappresenta gli aspetti
N.8, A.2 e E.6
dello Stabilimento
GPL
80.
81.
84.
85.
86.
Emissione di S.O.V., CO2, NOx, SOx,
Polveri, Odori dal Reparto di Grande e
Piccola Manutenzione e dall’Impianto
di Imbottigliamento. Compreso avvio
ed esercizio gruppo elettrogeno
Gestione e Funzionamento
dell’Impianto di trattamento e
depurazione chimico-fisico e biologico
dell’impianto GPL
Svuotamento marmitte ad acqua nel
pozzetto di raccolta verso l'impianto di
trattamento
Edizione 2 del 31/03/07
E’ l’aspetto N.6, E.4 E
10 e E 11
dello Stabilimento
GPL
E’ l’aspetto N.21
dello Stabilimento
GPL
x
x
Revisione 5 del 31/03/07
pag 31 di 98
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ESERCIZIO DI RAFFINERIA
TECNOLOGICO E SERVIZI TECNICI
SOI 1
SOI 4
SOI 3
ASPETTI AMBIENTALI
OL
PE
87.
Rottura marmitta ad acqua dei carrelli
x
88.
Perdite di olio dai carrelli
x
Revisione 5 del 31/03/07
TAE
Stab.to
GPL
Descrizione
Edizione 2 del 31/03/07
PO
Blending/Parco
Generale
Serbatoi
N°
Impianti
Laboratorio
Manutenzioni
ed Ispezioni
Magazzino
ed Aree di
deposito
Ditte
Terze
NOTE
E’ l’aspetto E.12
dello Stabilimento
GPL
E’ l’aspetto E.14
dello Stabilimento
GPL
pag 32 di 98
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Dichiarazione Ambientale
Allegati
ALLEGATO 3.2
METODOLOGIA DI VALUTAZIONE DELLA SIGNIFICATIVITA’ E DELLA CLASSE DI
PRIORITA’
Il processo di individuazione è articolato su 5 fasi, nel seguito sinteticamente sviluppate.
FASE
1
OBIETTIVO
Definizione degli Impatti ambientali corrispondenti
ad ogni Aspetto ambientale individuato
2
Determinazione dei criteri di significatività
3
Calcolo del livello di significatività
4
Determinazione dell’indice di influenza per i soli
Impatti connessi ad Aspetti ambientali indiretti
5
Valutazione della priorità di intervento di
miglioramento
FASE 1:
Definizione degli Impatti ambientali corrispondenti ad ogni Aspetto ambientale individuato
In questo step per ciascun Aspetto ambientale sono associati i rispettivi Impatti, distinti nelle
condizioni operative Normali (N), Anomale (A) e di Emergenza (E).
FASE 2: DETERMINAZIONE DEI CRITERI DI SIGNIFICATIVITÀ
Per effettuare la valutazione della significatività degli Aspetti/Impatti ambientali individuati sono
utilizzati i seguenti criteri:
Criteri parametrici
Con criterio parametrico si intende una particolare condizione/situazione che, qualora applicabile,
comporta l'avvio del processo di classificazione definito in fase 3.
Si identificano, in particolare, i seguenti criteri parametrici:
a) Effetto/impatto soggetto ad attuali o future regolamentazioni legislative e/o normative
b) Effetto/impatto che coinvolge risorse significative per l’ambiente circostante (corsi d’acqua, falde
acquifere, suolo, risorse naturali o del sito in generale)
c) Effetto/impatto soggetto a specifica attenzione/controllo da parte dell’opinione pubblica (interna ed
esterna) o di Enti istitutivi
d) Effetto/impatto caratterizzato da rilevante sinergia con altre attività presenti nelle vicinanze del sito
(particolari danni, specifici rischi comuni)
e) Effetto/impatto significativamente ridotto in aziende o realtà imprenditoriali simili, nazionali od
europee.
f) Effetto/impatto legato ad una rilevante ricaduta sull’immagine societaria.
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pag 33 di 98
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Raffineria di Taranto
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g) Effetto/impatto particolarmente dannoso a causa delle specifiche caratteristiche del sito (vicinanza
di centri abitati o realtà sociali particolari).
N.B. La casistica applicativa dei criteri parametrici prevede:
+ = criterio particolarmente rilevante
- (bianco) = criterio non applicabile e/o non particolarmente rilevante
Criterio numerico
Con criterio numerico (o indice di probabilità) si intende la probabilità di accadimento dell’Impatto
oggetto della valutazione, secondo la seguenti statistica:
ip
DESCRIZIONE
1
2
Molto basso
Basso
3
Significativo
4
Alto
5
Certo
CRITERIO
Impatto caratterizzato da una probabilità che si verifichi molto bassa
Impatto con bassa probabilità d’accadimento
Le condizioni operative che causano l’Impatto sono discretamente
probabili e poco controllabili
La probabilità di accadimento dell’Impatto è molto estesa ed ampia
Continuo verificarsi dell’Impatto a causa delle attività operative cui è
strettamente correlato
Il risultato dell'applicazione del criterio numerico viene considerato nel processo di classificazione
definito in fase 3.
FASE 3: DETERMINAZIONE DELLA SIGNIFICATIVITÀ
La combinazione del numero di criteri parametrici applicabili con il corrispondente valore del criterio
numerico, permette di individuare la significatività dell’Aspetto/Impatto secondo la matrice di relazione:
indice di probabilità (ip)
1
2
3
4
5
n° criteri
1
bb
bb
B
b
m
applicabili
2
bb
b
M
m
a
(a-g)
3
b
m
M
a
a
4
b
m
A
a
aa
5
m
a
A
aa
aa
6
m
a
Aa
aa
aa
7
A
aa
Aa
aa
aa
in cui:
bb = significatività molto bassa
b = significatività bassa
m = significatività media
a = significatività alta
aa = significatività molto alta
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FASE 4. DETERMINAZIONE DEL GRADO DI INFLUENZA
Una volta effettuata la valutazione di significatività degli Aspetti/Impatti, si propone un modello di
valutazione del “Grado di influenza” che la Raffineria ha rispetto ai Soggetti Terzi (Ditte, fornitori,
destinatari, …), cui è eventualmente correlato il manifestarsi di un Aspetto Indiretto.
Con la determinazione del grado di influenza si intende, in conformità al Regolamento CE 761/01
(EMAS), valutare le tipologie di Aspetti/Effetti indiretti individuate e stabilire il livello di controllo
operativo e gestionale che la Raffineria può avere su di esse.
Il grado di influenza viene definito attraverso un indice numerico (Grago di influenza - G), sintetizzabile
in:
Grado di
influenza
(G)
Criterio di valutazione
La Raffineria non ha il pieno controllo gestionale dell'aspetto, ma è in grado di
influenzare notevolmente i soggetti Terzi che lavorano per lei attraverso:
L’imposizione di regole in ambito contrattuale o di accordo volontario;
La conduzione di azioni dicontrollo operativo o sorveglianza (ad esempio,
mediante audit e/o procedure/istruzioni operative)
L’azienda non ha la gestione dell’aspetto, ma può, rispetto a soggetti Terzi,interessati,
agire solamente mediante iniziative di sensibilizzazione, informazione o
incentivazione/disincentivazione, tali da favorirne un comportamento in linea con i
principi del SGA aziendale.
L’azienda non ha la gestione dell’aspetto, e non ha alcuna possibilità, rispetto a
soggetti Terzi interessati, di agire neanche solamente mediante iniziative di
sensibilizzazione, informazione o incentivazione/disincentivazione, tali da favorirne un
comportamento in linea con i principi del SGA aziendale.
2
1
0
il Grado di influenza, associato alla significatività dell'Aspetto/Impatto indiretto, esprime il grado di
controllo operativo o gestionale che la Raffineria ha nei confronti del Soggetto Terzo che lo genera.
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FASE 5. VALUTAZIONE DELLA PRIORITÀ DI INTERVENTO DI MIGLIORAMENTO
Il livello di priorità di intervento viene valutato, per i soli aspetti significativi, applicando la matrice
“Classe di priorità P” riportata di seguito.
Calcolo della classe di Priorità P
Livello di
significatività
dell’Aspetto
CP1
CP2
CP3
L’aspetto/impatto in
esame è di rilievo rispetto
alle Politiche ambientali
aziendali, ma non risulta
significativamente
migliorabile mediante
interventi teoricamente o
economicamente
praticabili
L’aspetto/impatto in esame
è di rilievo rispetto alle
Politiche ambientali
aziendali e risulta
migliorabile in modo
chiaramente individuato,
con interventi (tecnici ed
organizzativi)
economicamente praticabili;
L’aspetto/impatto in esame
è di rilievo rispetto alla
Politica ambientale
sottoscritta dall’impresa,
risulta in modo inaccettabile
al di sotto dei livelli
standard del settore ed è
migliorabile in modo
determinante, individuato
ed economicamente
praticabile.
oppure
Non sono state fatte
valutazioni aggiornate sulla
migliorabilità del
processo/tecnologia
M
P1
P1
P2
A
P2
P2
P3
AA
P2
P3
P3
I valori P1, P2, P3 rappresentano il livello di priorità definitivo per gli Aspetti significativi diretti. Per gli
Aspetti ambientali significativi indiretti, la Classe di Priorità (PI) si ottiene combinando la Classe di
Priorità (individuata applicando all’aspetto i criteri della tabella precedente), con il Grado di Influenza
(G), utilizzando la tabella riportata di seguito.
Calcolo della classe di priorità PI di un Aspetto ambientale indiretto.
GRADO DI
INFLUENZA
Classe di priorità da Tabella 4
P1
P2
P3
0
PI0
PI0
PI0
1
PI1
PI1
PI2
2
PI1
PI2
PI3
In funzione della Classe di Priorità (P) ottenuta per ciascun aspetto ambientale si procede a
determinare l’eventuale necessità di intervento, utilizzando la Tabella riportata di seguito “Classi di
priorità ed azioni conseguenti”, si procede a determinare l’eventuale necessità d’intervento.
Edizione 2 del 31/03/07
Revisione 5 del 31/03/07
pag 36 di 98
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
COMMENTI
DA CONSIDERARE
PER POSSIBILI
OBIETTIVI
AMBIENTALI
DA CONSIDERARE
PER PROCEDURE
OPERATIVE
DOCUMENTATE
Gli aspetti ambientali indiretti non
possono essere in alcun modo sotto
il controllo della Raffineria ne
essere mitigati con azioni od
interventi verso Terzi.
NO
NO
Gli aspetti sono oggetto di attività di
controllo operativo e sorveglianza e
misurazione volte a garantire il
mantenimento dell’attuale
situazione.
PI1
SI
Possibilmente1 SI
SI
SI
SI
CLASSE
DI
PRIORITÀ
PI0
P1/PI1
P2/PI2
Dichiarazione Ambientale
Allegati
Gli aspetti sono considerati nella
definizione degli obiettivi e
programmi di miglioramento
ambientale, adeguati alla diversa
gravità ed urgenza della situazione
riscontrata.
Dovranno comunque essere oggetto
di controllo operativo e di
sorveglianza e misurazione.
P3/PI3
Dovranno essere considerati nella
definizione degli obiettivi e
programmi di miglioramento
ambientale, adeguati alla diversa
gravità ed urgenza della situazione
riscontrata.
Dovranno essere oggetto di
controllo operativo e di sorveglianza
e misurazione.
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Revisione 5 del 31/03/07
pag 37 di 98
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Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Allegati
ALLEGATO 3.3
SIGNIFICATIVITÀ ASPETTI/IMPATTI AMBIENTALI DELLA RAFFINERIA
Grado di
Influenza
ASPETTI
N.
Descrizione
D/I
G
EFFETTI
Cod.
N1.1
I
1.
Recupero
materie prime
3.
Produzione di
"prodotti
ecologici"
5.
6.
8.
N1.2
Movimentazione
esterna prodotti
su strada
2.
4.
1/2
----------------Recupero
energetico
impianti
Consumo di
combustibile
(Fuel Gas e Fuel
Oil - area
Impianti)
Emissioni
convogliate di
Edizione 2 del 31/03/07
I
2
E.1.1
D
NA
N2.1
I
D
2
NA
Descrizione
Criteri di Significatività
P/N
aggravio del traffico locale (ATB) N
Inquinamento ambientale
(acustico e delle qualità
dell'aria) da scarichi veicolari
N
Peggioramento della qualità
dell’aria degli ambienti interni e
limitrofi, odori non graditi dalla
N
popolazione e dai lavoratori,
peggioramento delle condizioni
di vita di flora e fauna
risparmio
economico/ambientale
P
nell’impiego di risorse
(prodotti petroliferi, acqua)
N3.1
riduzione dei rischi di
contaminazione dell’aria
-----
----------------------
N5.1
riduzione dei consumi energetici
(risorse non rinnovabili)
D
NA
N6.1
riduzione dei consumi di risorse
non rinnovabili (combustibili
fossili)
D
NA
N8.1
A8.1
modifica della qualità dell’aria
esterna
Revisione 5 del 31/03/07
a
+
+
+
+
N
N
N
d
e
f
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
M
2
M
+
4
AA
+
5
A
slop, condense
5
A
Comprende gasolio e Benzine
BBTZ (<10 ppm), benzina a
basso Benzene (inferiore all’1
%) e aromatici (inferiore al 35
%)
5
A
comprende recupero calore
impianti
+
+
+
+
+
+
pag 38 di 98
Note
2
+
+
+
g
+
+
P
P
c
+
+
P
b
Signif
icativi
tà
Ip
+
+
5
A
2
2
A
A
L’impatto negativo viene
attenuato dal maggiore o
minore ricorso a
movimentazione via oleodotto
prodotti in ingresso
I consumi sono quantificati e
monitorati per singoli impianti
l’olio combustibile che viene
bruciato è BTZ e
qualitativamente pregiato
(bassi metalli)
Emissioni delle realtà
industriali circostanti pari a 10
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Grado di
Influenza
ASPETTI
N.
Descrizione
D/I
G
8 bis
EFFETTI
Cod.
Descrizione
N8.2
alterazione dell’ambiente esterno
a livello locale e globale (piogge
acide, nubi, irritazioni).
N
+
+
+
+
N8b.1
A8b.1
modifica della qualità dell’aria
esterna
N
N
+
+
+
+
+
+
+
+
D
N8b.2
alterazione dell’ambiente esterno
a livello locale e globale (piogge
acide, nubi, irritazioni)
NA
N9.1
9.
10.
11.
11 bis
Emissioni
convogliate di
NOx da Impianti
Emissioni
convogliate di
CO2
Emissioni
convogliate di
particolato da
impianti primari
e thermal
(combustione
f.o.)
Emissioni
convogliate di
particolato da
altri impianti
(combustione
f.g.)
Edizione 2 del 31/03/07
Criteri di Significatività
P/N
a
b
c
d
e
f
g
Signif
icativi
tà
Ip
Note
- 20 vv ca.
SO2 da impianti
primari e thermal
(combustione
f.o.)
Emissioni
convogliate di
SO2 da altri
impianti
(combustione
f.g.)
Dichiarazione Ambientale
Allegati
A9.1
D
NA
N9.2
N10.1
D
NA
A10.1
N11.1
A11.1
D
NA
N11.2
N11.
b.1
D
NA
A11.
b.1
N11.
b.2
Modifica della qualità dell’aria
alterazione dell’ambiente esterno
a livello locale e globale (piogge
acide)
modifica della qualità dell’aria
globale (effetto serra)
modifica della qualità dell’aria
globale (effetto serra)
modifica della qualità dell’aria
(interna)
alterazione dell’ambiente
esterno/vegetazione a livello
locale
modifica della qualità dell’aria
(interna)
alterazione dell’ambiente
esterno/vegetazione a livello
locale
Revisione 5 del 31/03/07
1
+
+
1
1
B
M
M
N
+
+
+
+
+
1
M
N
+
+
+
+
+
2
A
N
+
+
+
+
+
1
M
N
+
+
+
+
+
1
M
N
+
+
+
+
2
M
N
+
+
+
+
2
M
N
+
+
+
+
+
2
A
N
+
+
+
+
+
1
M
N
+
+
+
+
+
1
M
N
+
+
+
2
M
N
+
+
+
1
M
N
+
+
+
1
B
+
+
pag 39 di 98
effetto ridotto per l'impiego di
combustibile a basso impatto
da transitori
avviamento/fermata Impianti
Ad esempio per rigenerazione
catalizzatore in discontinuo
da transitori
avviamento/fermata Impianti
da transitori
avviamento/fermata Impianti
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Grado di
Influenza
ASPETTI
N.
Descrizione
12.
Emissioni
convogliate di CO
13.
Movimentazione
prodotti via mare
Dichiarazione Ambientale
Allegati
D/I
D
D/I
G
NA
2
EFFETTI
Cod.
A12.1
Descrizione
modifica della qualità dell’aria
con tempi di persistenza elevati
Criteri di Significatività
P/N
a
b
N
+
+
N13.1
aggravio traffico marino
N
+
+
N13.2
modifica della qualità dell’aria
locale (per emissioni diffuse) con
rischio di danni a salute umana
N
+
+
E13.1
inquinamento marino derivante
da spandimento prodotti per
incidenti (1)
alterazione dell'equilibrio
dell'ecosistema circostante
(falda)
consumo di risorsa naturale
scarsa (in condizioni anomale
di scarso afflusso meteorico)
c
+
d
e
+
+
+
+
+
N
+
+
+
+
14.
Prelievi idrici da
pozzo
D
NA
N14.1
15.
Utilizzo acqua
potabile
D
NA
A15.1
D/I
2
N16.1
alterazione (termica e qualitativa)
del bacino di ricezione
N
+
+
+
+
A16.1
incremento del carico inquinante
(in condizioni anomale di
funzionamento TAE)
N
+
+
+
+
16.
Scarichi idrici in
mare da TAE
(COD, Oli, SST,
T)
Edizione 2 del 31/03/07
Revisione 5 del 31/03/07
g
+
N
N
f
+
+
pag 40 di 98
+
Signif
icativi
tà
Ip
Note
condizioni minime di
emissione per dotazioni di
controllo automatico della
combustione
Impatto attenuato dal
maggiore o minore ricorso a
movimentazione via oleodotto
PRAOIL per materie prime in
ingresso
2
A
1
B
2
B
vd. anche Aspetto 23.
2
A
Attività a "rischio di incidente
rilevante"; si rimanda alla
Valutazione Rischi (ex-DPR
175/88 e D.Lgs. 334/99) (1)
evento gestito da PEI - ipotesi
incidentale n° 18
1
B
1
BB
2
A
1
B
servizi e mensa
Sono comprese le acque
reflue di provenienza
ENIPOWER
si intende comrprensivo di
sovraccarichi anomali di flussi
al TAE per eventi meteorici
eccezionali e per perdita
prodotto (vd. anche n° 58)
Sono comprese le acque
reflue di provenienza
ENIIPOWER
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Grado di
Influenza
ASPETTI
N.
17.
18.
Descrizione
Recupero acque
reflue
Emissione da
linee ed
apparecchiature
di composti
volatili organici
(COV) ed
inorganici (H2S,
acidi)
Edizione 2 del 31/03/07
Dichiarazione Ambientale
Allegati
D/I
D
D
G
NA
EFFETTI
Cod.
Descrizione
Criteri di Significatività
P/N
a
b
c
d
e
f
g
Signif
icativi
tà
Ip
E16.1
incremento del carico inquinante
allo scarico a mare
N
+
+
N17.1
riduzione del consumo di risorsa
idrica
P
+
+
N18.1
modifica della qualità dell’aria
locale (ambienti interni e
limitrofi)
N
+
+
N18.2
rischio di danni per la salute
umana
N
+
+ +
+
1
B
A18.1
modifica della qualità dell’aria
locale (bonifiche e
campionamenti)
N
+
+
+
+
1
B
E18.1
modifica della qualità dell’aria
locale
N
+
+
+
+
1
B
+
+
+
+
+
+
+
1
B
5
A
1
M
NA
Revisione 5 del 31/03/07
pag 41 di 98
Note
si intende comrprensivo di
sovraccarichi anomali di flussi
al TAE per eventi meteorici
eccezionali e per perdita
prodotto (vd. anche n° 58)
Sono comprese le acque
reflue di provenienza
ENIIPOWER
si intende:
- da SWS a desalter
Compreso compressori,
pompe e stoccaggi solventi,
vasca zolfo Imp. TSTC, sfiati.
Interventi in progetto (tenute
doppie per fluidi critici), tenute
a secco compressori, prese
campione a loop chiuso)
evento gestito da PEI - ipotesi
incidentale n° 1
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Grado di
Influenza
ASPETTI
N.
Descrizione
19.
Emissione da
vasche e
serbatoi TAE di
composti volatili
organici (COV)
19
bis
Emissione da
vasche e
serbatoi TAE di
composti volatili
inorganici
Dichiarazione Ambientale
Allegati
D/I
D
D
G
EFFETTI
Cod.
Descrizione
P/N
a
b
N19.1
modifica della qualità dell’aria
locale
N
+
+
N19.2
modifica della qualità dell’aria
locale (odori)
N
+
+
N19
b.1
modifica della qualità dell’aria
locale
N
+
N19
b.2
modifica della qualità dell’aria
locale (odori)
N
+
NA
NA
N20.1
20.
21.
21
bis
22.
Emissione da
serbatoi a tetto
galleggiante di
composti volatili
organici (COV)
ed inorganici
Emissione da
serbatoi a tetto
fisso di composti
volatili organici
(COV)
Emissione da
serbatoi a tetto
fisso di composti
volatili inorganici
Emissione da
pensiline di
carico di
composti volatili
organici (COV)
Edizione 2 del 31/03/07
D
NA
N21.1
NA
A21.1
D
D
NA
NA
modifica della qualità dell’aria
locale
A20.1
E20.1
D
Criteri di Significatività
N21.
b.1
N22.1
modifica della qualità dell'aria
con possibili coinvolgimento degli
operatori (incendio) per
affondamento tetto e/o rottura
guarnizioni
modifica dell’aria locale odori
(respirazione serbatoi)
modifica della qualità dell’aria
locale (operazioni di
manutenzione)
modifica dell’aria locale odori
(respirazione serbatoi)
modifica della qualità dell’aria
locale (ambienti interni e
limitrofi)
Revisione 5 del 31/03/07
e
f
+
+
2
M
+
+
3
A
+
+
+
1
B
+
+
+
1
B
N
+
+
N
+
+
N
+
+
N
+
+
N
+
+
N
+
+
N
+
+
c
+
d
g
Signif
icativi
tà
Ip
+
+
+
+
+
pag 42 di 98
+
Note
Impatto sull’immagine della
Raffineria
sono comprese anche le
emissioni dalla vasca di
raccolta/rilancio acque
piazzale in area caricamento
rete.
Impatto sull’immagine della
Raffineria Programma di
installazione doppie tenute
serbatoi (vedi PMA)
Effetto deirvato da attività di
manutenzione serbatoi
2
M
1
BB
2
M
l'evento è gestito da PEI,
ipotesi incidentale n° 13
3
A
Collettamento vapori a
impianti di abbattimento
1
BB
1
B
2
M
sono stati attuati e pianificati
interventi di riduzione (sistemi
di recupero vapori benzina e
bitumi)
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Grado di
Influenza
ASPETTI
N.
22
bis
23.
23
bis
24.
25.
26.
27.
Descrizione
Emissione da
pensiline di
carico di
composti volatili
inorganici
Emissione da
pensiline scarico
greggio di
composti volatili
organici (COV)
Emissione da
pensiline scarico
greggio di
composti volatili
inorganici
Cod.
Descrizione
P/N
a
b
D
NA
N22.
b.1
modifica della qualità dell’aria
locale (ambienti interni e
limitrofi)
N
+
+
D
NA
E23.1
modifica qualità aria
N
+
+
c
d
e
f
g
+
Signif
icativi
tà
Ip
1
B
2
B
Note
evento possibile soltanto in
seguito a spandimenti
D
NA
E23.
b.1
A24.1
Raccolta
differenziata di
rifiuti non
pericolosi
I
Edizione 2 del 31/03/07
Criteri di Significatività
G
D
Produzione e
accumulo
temporaneo
rifiuti
EFFETTI
D/I
Produzione
melme e
fondami serbatoi
Raccolta
differenziata di
rifiuti pericolosi
Dichiarazione Ambientale
Allegati
NA
A24.2
2
N25.1
N26.1
D/I
2
A26.1
modifica qualità aria
potenziale rischio di
inquinamento di suolo e falda
da depositi interni
modifica della qualità dell'aria
locale (odori)
riduzione dei flussi in discarica e
recupero risorse
riduzione dei volumi in discarica
per attività di recupero
rischio di inquinamento di suolo e
falde per anomalie di deposito
temporaneo
N
+
+
N
+
+
N
+
P
+
+
+
P
+
+
+
N
+
+
+
D
NA
N27.1
potenziale rischio di
inquinamento di suolo e falde
N
+
D
NA
A27.1
Generazioni di rifiuti da bonifica
(acqua e residui)
N
+
Revisione 5 del 31/03/07
+
+
+
+
pag 43 di 98
+
+
+
+
1
BB
1
B
3
B
5
A
5
AA
1
B
M
2
M
5
M
fondami serbatoi
fanghi nuovo trattamento
biologico. Fondami desalter
L’aspetto comprende anche i
fanghi generati dall’impianto
TAE
Si consiglia di considerare
tale espetto anche in
condizioni “anomale”.
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Grado di
Influenza
ASPETTI
N.
27.
bis
28.
Descrizione
Produzione e
accumulo
temporaneo di
rifiuti in area
Ditte Terze
Presenza di
prodotto su
suolo da eventi
pregressi
30.
30 bis
31.
EFFETTI
D/I
G
Cod.
I
1
N.27.b.
1
D
NA
D
NA
D
29.
Dichiarazione Ambientale
Allegati
NA
P/N
a
potenziale rischio di
inquinamento di suolo e falde
N
+
A.27.b.
1
Generazioni di rifiuti da bonifica
(acqua e residui)
N
+
N28.1
rischio di inquinamento di suolo,
sottosuolo e falda
N
+
N29.1
Emissione di
rumore
all’interno
Emissione di
rumore
all’esterno del
perimetro da
aree critiche
(verso SS
Jonica)
Emissione di
rumore
all’esterno da
altre aree
Impiego di
elementi
radioattivi
Edizione 2 del 31/03/07
D
NA
A.29.1
D
NA
N30.1
D
NA
D/I
2
Descrizione
Criteri di Significatività
Variazione dell’ambiente di
lavoro interno (modifica delle
percezioni sonore degli
operatori e rischio di danni
progressivi alla salute
Possibili danni progressivi alla
salute dei lavoratori con
modifica delle percezioni
sonore degli operatori e
variazioni del microclima
interno
N
b
+
+ +
+ +
alterazione dell’ambiente limitrofo
N
+
+
N30.b.1 alterazione dell’ambiente limitrofo
N
+
+
N31.1
Revisione 5 del 31/03/07
N
+
d
e
f
g
+
N
rischio di ricaduta sulla salute
umana
c
+
+
+
+
pag 44 di 98
+
+
+
Signif
icativi
tà
Ip
2
B
5
M
3
A
2
M
5
A
+
+
1
M
+
+
1
BB
2
B
Note
emissioni monitorate ai sensi
del DPR 277/91 e lontane dai
limiti di legge effettuati
investimenti di
insonorizzazione impianti
Tale aspetto si applica in
condizioni anomale al fermo
dei
compressori
aria del GPL
dai rilievi fonometrici emerge
come area critica, ma nei
limiti di legge
Impianto EST/CDP in area
SOI 3 e Centraline di
monitoraggio perimetrali in
area SOI 4
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Grado di
Influenza
ASPETTI
N.
32.
33.
Descrizione
Presenza della
raffineria sul
territorio
Rilascio di
sostanze
pericolose in
caso di
incendio/esplosi
one, emissioni,
sversamenti (2)
Dichiarazione Ambientale
Allegati
D/I
D
G
NA
EFFETTI
Cod.
NA
Presenza di H2S
(3)
D
f
g
+
2
M
E31.1
ricaduta sulla salute umana da
attività di manutenzione
N
+
+
+
+
2
M
N32.1
impatto visivo
N
+
4
B
E33.2
A35.1
E35.1
Edizione 2 del 31/03/07
e
+
NA
NA
d
+
N35.1
Presenza di
amianto
c
+
E34.2
35.
b
N
E33.3
D
a
rischio di ricaduta sulla salute
umana da attività di
manutenzione
E34.1
34.
P/N
Signif
icativi
tà
Ip
A31.1
E33.1
D
Descrizione
Criteri di Significatività
incidenza sulla sicurezza dei
lavoratori e
sull’ambiente
limitrofo
ricaduta sulla qualità dell’aria
locale
contaminazione del
suolo/sottosuolo
modifica della qualità dell’aria
(interna/esterna) per elevata
tossicità
ricaduta sulla salute umana ed
alterazione dell’ambiente
naturale
Emissioni (fibre libere) ad alta
tossicità con possibili danni alla
salute degli operatori
rischio di emissioni (fibre libere)
ad alta tossicità con possibili
danni alla salute degli operatori
rischio di emissioni (fibre libere)
ad alta tossicità con possibili
danni alla salute degli operatori
Revisione 5 del 31/03/07
N
+
+
+
+
+
3
A
N
+
+
+
+
+
3
A
N
+
+
+
+
+
3
A
N
+
+
+
+
3
A
N
+
+
+
+
3
A
N
+
+
+
+
2
M
N
+
+
+
+
2
M
N
+
+
+
+
1
B
pag 45 di 98
Note
Radiografie/tarature per
interventi di
manutenzione/ispezione
svolte da ditte terze
(compreso analizzatori polveri
in cabine di monitoraggio al
perimetro).
Evento gestito ad PEI - ipotesi
incidentale n° 20 –
si comprendono: torce,
ciminiere, impianti, serbatoi.
attività a "rischio di incidente
rilevante"; si rimanda alla
Valutazione Rischi (ex-DPR
175/88 e D.Lgs. 334/99) ed
alle schede di sicurezza delle
sostanze petrolifere (2) eventi
normati da PEI - ipotesi
incidentali n° 1; 2;3, 4, 5, 6; 7;
8; 9; 10; 11;12, 13, 14; 15; 16;
17; 18; 19
Attività a "rischio di incidente
rilevante"; si rimanda alla
Valutazione Rischi (ex-DPR
175/88 e D.Lgs. 334/99) (3)
eventi normati da PEI - ipotesi
incidentali n° 9, 10, 11; 12
Cfr. censimento del 13 giugno
2005
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Grado di
Influenza
ASPETTI
N.
37.
38.
39.
39.
bis
Descrizione
Stoccaggio/utiliz
zo di prodotti
chimici (additivi,
soda, zolfo,
acido solforico,
materie
ausiliarie, batteri
impianto
biologico, oli
lubrificanti,
schiumogeni,
coloranti, ecc.)
Impiego di
catalizzatori
Perdite di
prodotto
petrolifero da
linee e
apparecchiature
impianti di
produzione e
utilities con
interessamento
di aree
pavimentate/cun
icoli
Perdite di
prodotto
petrolifero da
linee e
apparecchiature
impianti di
produzione e
utilities con
interessamento
di terreno nudo
Edizione 2 del 31/03/07
Dichiarazione Ambientale
Allegati
D/I
G
EFFETTI
Cod.
N37.1
D/I
2
A37.1
Descrizione
rischio di inquinamento fogne e/o
suolo per stoccaggio,
movimentazione e utilizzo
prodotti chimici
inquinamento fogne e/o suolo
durante operazioni di
approvvigionamento/manutenzi
one
Criteri di Significatività
P/N
a
b
N
+
+
c
f
g
B
N
+
+
+
4
A
-
E37.1
inquinamento fogne e/o suolo da
rottura serbatoi, linee,
apparecchiature, fusti e bulk
N
+
+
3
M
N
+
+
2
B
2
B
2
M
2
M
NA
A38.1
D
NA
E39.1
aggravio di carico inquinante al
TAE
N
contaminazione suolo da
bonifiche/manutenzioni
N
+
+
+
contaminazione suolo da eventi
accidentali
N
+
+
+
A39.
b.1
E39.
b.1
Revisione 5 del 31/03/07
Note
-
D
NA
e
2
alterazione qualità dell’aria
(emissione polveri) da
operazioni di carico/scarico
reattori
D
d
Signif
icativi
tà
Ip
+
+
pag 46 di 98
+
aree pavimentate (impatto
su rete fognaria)
aree non pavimentate
(impatto su
suolo/sottosuolo
trasporto chemicals per
impianti
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Grado di
Influenza
ASPETTI
N.
40.
40.
bis
41.
41
bis
42.
Descrizione
Perdite di
prodotto
petrolifero da
linee e
apparecchiature
in area
movimentazione
con
interessamento
di aree
pavimentate
Perdite di
prodotto
petrolifero da
linee e
apparecchiature
in area
movimentazione
con
interessamento
di terreno nudo
Perdite di
prodotto
petrolifero da
serbatoi con
bacino
pavimentato
Perdite di
prodotto
petrolifero da
serbatoi con
bacino non
pavimentato
Scarichi gassosi
verso sistemi di
Edizione 2 del 31/03/07
Dichiarazione Ambientale
Allegati
EFFETTI
Criteri di Significatività
D/I
G
Cod.
Descrizione
P/N
D
NA
E40.1
aggravio di carico inquinante al
TAE
N
A40.1
Bis
contaminazione suolo da
bonifiche/manutenzioni
N
+
+
+
+
inquinamento suolo/sottosuolo e
falda da eventi accidentali
N
+
+
+
+
A41.1
contaminazione fogna da
bonifiche/manutenzioni
N
+
+
+
E41.1
aggravio a TAE da eventi accid.
N
+
+
+
A41.
b.1
contaminazione suolo/sottosuolo
da bonifiche/manutenzioni
N
+
+
+
D
D
D
D
NA
E40.
b.1
a
b
c
d
+
+
e
f
g
+
Signif
icativi
tà
Ip
2
B
2
M
3
A
1
B
3
A
1
B
Note
evento gestito da PEI ipotesi
incidentale n° 15, 16, 17
NA
NA
NA
+
E41.
b.1
inquinamento suolo/sottosuolo e
falda da eventi accidentali
N
+
+
+
+
N42.1
riduzione emissioni inquinanti
dirette in atmosfera
P
+
+
+
+
Revisione 5 del 31/03/07
pag 47 di 98
+
2
A
4
A
evento gestito da PEI ipotesi
incidentale n° 2
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Grado di
Influenza
ASPETTI
N.
Descrizione
Dichiarazione Ambientale
Allegati
D/I
G
EFFETTI
Cod.
Descrizione
Criteri di Significatività
P/N
a
b
c
d
e
f
g
Signif
icativi
tà
Ip
A42.1
modifica della qualità dell’aria
locale per combustione in
torcia
N
+
+
+
+
+
2
M
A
Si intendono emissioni
anomale derivanti da:
bonifiche impianti
interventi di
manutenzione su impianti
(GARO)
E42.1
modifica della qualità dell’aria
locale per combustione in
torcia (scarichi di emergenza)
N
+
+
+
+
+
3
A
Comprensivo di emissioni di
SO2, NOx, CO2 e Particolato
+
3
M
blow-down
43.
44.
45.
46.
48.
49.
50.
51.
Perdite da rete
fognaria
Perdite da rete
acqua potabile
Perdite da rete
acqua
antincendio
Perdite da rete
distribuzione
vapore
Produzione
raccolta e
smaltimento
catalizzatori
esausti
Perdite di
prodotto per
corrosione
piping/serbatoi
(su aree
pavimentate o
terreno)
Perdite di MTBE
da stoccaggio in
serbatoi
Sversamenti
accidentali di
Edizione 2 del 31/03/07
D
NA
E43.1
contaminazione del sottosuolo
N
+
+
D
NA
E44.1
spreco di risorsa naturale
N
+
+
2
B
D
NA
E45.1
degrado House-Keeping
N
+
3
B
D
NA
E46.1
spreco di risorsa naturale
N
+
2
B
5
A
1
B
1
BB
+
1
B
+
2
A
2
B
1
P
+
+
N
+
+
E49.2
contaminazione suolo/sottosuolo
N
+
+
+
+
+
+
N48.2
E49.1
D
+
Recupero metalli da catalizzatore
al platino
Potenziale rischio di
inquinamento da smaltimento
in discarica
carico eccezionale in rete
fognaria e a TAE
N48.1
D/I
Note
N
+
+
+
+
NA
D
NA
E50.1
inquinamento della falda
N
D
NA
E51.1
carico eccezionale in rete
fognaria e a TAE
N
Revisione 5 del 31/03/07
+
+
+
pag 48 di 98
Completato intervento inserito
nel PMA (scheda n°13)
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Grado di
Influenza
ASPETTI
N.
Descrizione
D/I
G
prodotto da
attività di
drenaggio
serbatoi
(greggio)
53.
56.
57.
58.
59.
Attività di
Raffineria
impattanti sullo
stato della costa
Stoccaggio
catalizzatori su
aree non
pavimentate
Perdita di
prodotto
petrolifero da
punti "critici"
(flange, tenute,
valvole….) su
aree non
pavimentate
Perdita di
prodotto
petrolifero da
punti "critici"
(flange, tenute,
valvole….) su
aree
pavimentate
Perdite da
serbatoi interrati
Edizione 2 del 31/03/07
Dichiarazione Ambientale
Allegati
D
NA
EFFETTI
Cod.
Descrizione
P/N
a
b
c
E51.2
Contaminazione suolo (parte
superficiale)
N
+
+
+
N53.1
D
NA
E56.1
D
NA
E57.1
D
NA
E58.1
D
NA
Criteri di Significatività
E59.1
alterazione fisico-biologica dei
fondali
rischio di inquinamento
suolo/falda da metalli per
rottura/perdite in area
stoccaggio
N
+
N
+
+
rischio di inquinamento di suolo e
falda
N
+
+
aggravio di carico inquinante al
TAE
N
rischio di inquinamento di suolo e
falda
Revisione 5 del 31/03/07
N
e
f
g
1
+
+
+
+
+
+
+
d
Signif
icativi
tà
Ip
+
+
+
pag 49 di 98
+
Note
B
1
B
A seguito dell'indagine
biocenotica effettuata
dall'Università di Bari (1999),
non si è rilevata una
situazione di aggravio in
corso.
1
B
sono compresi anche i
catalizzatori stoccati in area
coperta
3
A
2
B
2
M
E’ stata rivista la significatività
in quanto sono stati realizzati
interventi di modifica
strutturale dei serbatoi
(doppia camicia, basamento
in c.a.).
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Allegati
Grado di
Influenza
ASPETTI
Descrizione
60.
Perdite dalla
vasca di
raccolta/rilancio
acque reflue
D
NA
E60.1
rischio di inquinamento di suolo e
falda
N
+
+
61.
Perdite di CFC
(FREON R 22)
da bombola
antincendio
candela a freddo
impianto
recupero vapori
D
NA
E61.1
rilascio in atmosfera di sostanze
lesive della fascia dell'ozono
N
+
+
62.
Consumo di
energia elettrica
e vapore
prodotto da Eni
Power/ENEL
63.
Emissione di
sostanze
organiche volatili
da impianti
recupero vapori
64.
65.
Edizione 2 del 31/03/07
D
G
NA
Cod.
N62.1
N63.1
D
NA
N63.2
E63.1
Descrizione
Criteri di Significatività
N.
Emissioni
convogliate da
caldaia uso
civile
Smaltimento di
rifiuti all'esterno
del sito
D/I
EFFETTI
inquinamento atmosferico da
emissioni di sostanze
inquinanti (SO2, NOx, CO,
PST, ecc.) da Centrali
Elettriche (EniPower/ENEL)
riduzione/assorbimento degli
inquinanti che contribuiscono
alle emissioni diffuse
modifica della qualità dell'aria
locale
aggravio temporaneo della
qualità dell'aria locale
P/N
a
c
P
+
+
+
N
+
+
+
N
+
+
+
N64.1
alterazione della qualità dell'aria
locale
N
+
D
NA
E65.1
inquinamento sottosuolo/falda da
anomalie di smaltimento in
discarica esterna
N
+
e
f
+
+
NA
d
g
+
N
D
Revisione 5 del 31/03/07
b
+
+
+
pag 50 di 98
Signif
icativi
tà
Ip
1
B
1
B
2
B
+
3
A
+
3
M
4
A
+
3
B
+
2
B
Note
Sono stati realizzati interventi
di modifica strutturale della
vasca (raddoppio vasca,
impermeabilizzazione, pompa
di rilancio)
la vicina CTE EniPower è
dotata di Turbogas
funzionante a F.G. di
Raffineria
inteso nel punto di
convogliamento dopo assorb.
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Grado di
Influenza
ASPETTI
N.
66.
67.
68.
69.
70.
Descrizione
Produzione,
rigenerazione e
smaltimento di
carboni attivi
esausti da
impianto
recupero vapori
Emissioni diffuse
organiche/
inorganiche da
attività di
sabbiatura/verni
ciatura
Produzione e
smaltimento di
rifiuti (sabbie e
latte) da attività
di
sabbiatura/verni
ciatura
Spandimento
accidentale di
prodotto nel
parcheggio
autobotti sia
della Raffineria
che dello
stabilimento
GPL
Rottura/perdita
linea SLOP in
corrispondenza
della testata
dell’impianto
TAE A
Edizione 2 del 31/03/07
Dichiarazione Ambientale
Allegati
EFFETTI
Criteri di Significatività
D/I
G
Cod.
Descrizione
P/N
a
D
NA
A66.1
impatto sulla qualità dell'aria
locale (emissione di COV)
N
+
D
NA
A67.1
impatto sulla qualità dell'aria
locale
N
+
+
I
1
A68.1
inquinamento sottosuolo/falda da
anomalie di smaltimento in
discarica esterna
N
+
+
I
2
E69.1
apporto di inquinanti in fognatura
comunale
N
+
+
E69.2
Peggioramento della qualità
dell’aria degli ambienti interni e
limitrofi, odori non graditi dalla
popolazione e dai lavoratori,
peggioramento delle condizioni
di vita di flora e fauna
N
+
+
+
N
+
+
+
D
NA
E70.1
aggravio di carico inquinante al
TAE
Revisione 5 del 31/03/07
b
c
d
e
f
+
pag 51 di 98
+
g
Signif
icativi
tà
Ip
2
BB
+
1
B
+
2
M
1
Bb
4
A
1
B
Note
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Allegati
Grado di
Influenza
ASPETTI
EFFETTI
Criteri di Significatività
N.
Descrizione
D/I
G
Cod.
Descrizione
P/N
a
b
71.
Presenza di SF6
come isolante in
parti
dell’impianto
elettrico
D
NA
N71.1
modifica della qualità dell’aria
globale (effetto serra)
N
+
+
72.
Consumo di
acqua DEMI
fornita da
ENIPOWER
D
NA
N72.1
Utilizzo di risorsa naturale
N
+
+
73.
Trattamento
scarichi idrici
Enipower
I
2
N73.1
aggravio di carico inquinante al
TAE
N
+
+
73
Bis
Trattamento
reflui per attività
da/in area ditte
terze
I
2
N73.
b.1
74.
Prelievo di
acqua mare
D
NA
N74.1
75.
Aspetti generati
dalla produzione
di acqua DEMI
da ENIPOWER
I
2
N75.1
Edizione 2 del 31/03/07
aggravio di carico inquinante al
TAE
alterazione dell'equilibrio
dell'ecosistema circostante
(mare, costa)
Impatti generati dalla produzione
di acqua DEMI da ENIPOWER
Revisione 5 del 31/03/07
c
d
e
f
g
+
N
+
+
N
+
+
+
N
+
+
+
+
pag 52 di 98
Signif
icativi
tà
Ip
2
B
2
M
2
B
2
B
+
3
A
+
4
A
Note
Gli scarichi della Centrale
sono ridotti e di composizione
mediamente stabile.
Scarichi civili da area ditte
terze ed industriali da ditta
OSMO SISTEMI e IONIC
ITALBA
per uso antincendio e
raffreddamento impianti
Cfr. REGASP ENIPOWER
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Grado di
Influenza
ASPETTI
N.
76.
77.
Dichiarazione Ambientale
Allegati
g
Signif
icativi
tà
Ip
+
5
A
+
1
B
+ +
+
1
B
+
+
+
+
1
B
+
+
+
+
1
B
EFFETTI
Criteri di Significatività
Descrizione
D/I
G
Cod.
Descrizione
P/N
a
b
c
Aspetti generati
dalla produzione
di energia
elettrica e
vapore da
ENIPOWER
I
1/2
N76.1
Impatti generati dalla produzione
di energia elettrica e vapore da
ENIPOWER
N
+
+
+
N77.1
modifica della qualità dell’aria
locale (ambienti interni e
limitrofi)
N
+
+
+
N.77.2
rischio di danni per la salute
umana
N
+
A.77.1
modifica della qualità dell’aria
locale (bonifiche e
campionamenti)
N
E.77.1
modifica della qualità dell’aria
locale
N
Emissioni
derivanti dal
sistema di
abbattimento
dell’impianto
desolforazione
TAE A
Edizione 2 del 31/03/07
D
d
e
f
NA
Revisione 5 del 31/03/07
pag 53 di 98
Note
Cfr. REGASP ENIPOWER
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Grado di
Influenza
ASPETTI
N.
78
79
80
Descrizione
Emissione di
GPL in fase di
avvio delle
pompe e
compressori per
la
movimentazione
del prodotto
Pulizia dei filtri
dell'impianto di
grande
manutenzione
dello
Stabilimento
GPL
Emissione in
atmosfera di
GPL, azoto,
vapore dalle
attività di
bonifica per la
manutenzione
straordinaria
delle linee dei
gasdotti delle
tubazioni GPL
esistenti
all’interno dello
Stabilimento.
Edizione 2 del 31/03/07
Dichiarazione Ambientale
Allegati
EFFETTI
Criteri di Significatività
D/I
G
Cod.
Descrizione
P/N
D
NA
A.78.1
Emissione di odori a livello locale
N
D
NA
A.79.1
Rilascio di polveri in atmosfera
N
+
N
+
N
+
D
NA
A.80.1
Peggioramento della qualità
dell’aria degli ambienti interni e
limitrofi, odori non graditi dalla
popolazione e dai lavoratori,
peggioramento condizioni di vita
di flora e fauna
D
NA
A.80.2
Rischio di incidenti operativi e di
incendio
Revisione 5 del 31/03/07
a
b
c
d
e
f
+
+
pag 54 di 98
+
g
Signif
icativi
tà
Ip
1
BB
2
B
3
B
1
B
Note
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Grado di
Influenza
ASPETTI
N.
81
82
Descrizione
Presenza di:
vasche interrate
del TAE,
tubazioni
interrate della
rete fognaria,
serbatoi gasolio
gruppo
elettrogeno e
carrelli
Perdite di GPL
da Sfiati delle
valvole di
sicurezza poste
sulle linee GPL,
drenaggi dei
polmoni di
aspirazione
compressori e
pompe, sfiati in
atmosfera dei
tratti di
Edizione 2 del 31/03/07
Dichiarazione Ambientale
Allegati
D/I
D
G
NA
EFFETTI
Criteri di Significatività
Cod.
Descrizione
E.81.1
Contaminazione suolo e
sottosuolo in caso di rotture
N
N
D
NA
E.82.1
Peggioramento della qualità
dell’aria degli ambienti interni e
limitrofi, odori non graditi dalla
popolazione e dai lavoratori,
peggioramento delle condizioni di
vita di flora e fauna
D
NA
N.82.2
Rischio di incendi operativi e/o di
incendio
Revisione 5 del 31/03/07
P/N
N
a
b
c
d
e
f
+
+
g
Signif
icativi
tà
Ip
3
+
pag 55 di 98
+
B
2
BB
1
B
Note
Perdite da vasche interrate
del TAE GPL, tubazioni e rete
fognaria, serbatoio gasolio,
gruppo elettrogeno e carrelli
Aspetto risultante dalla
fusione degli aspetti E 16, N
22, N 23, N 24, A 1 del
regASP dello Stabilimento
GPL
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Grado di
Influenza
ASPETTI
N.
Descrizione
manichetta tra la
valvola del
braccio di carico
e l’ATB ed in
sala
imbottigliamento
, tra la pistola
erogatrice e il
rubinetto della
bombola, da
attività di
movimentazione
, lavorazione e
imbottigliamento
GPL, in fase di
avvio delle
pompe e dei
compressori per
la
movimentazione
del prodotto
83
84
Utilizzo di
Combustibili
liquidi (Gasolio)
nei muletti e nei
gruppi
elettrogeni
Emissione di
S.O.V., CO2,
NOx, SOx,
Polveri, Odori
dal Reparto di
Grande e
Edizione 2 del 31/03/07
Dichiarazione Ambientale
Allegati
EFFETTI
Criteri di Significatività
D/I
G
Cod.
Descrizione
P/N
D
NA
A.82.3
Emissione di odori a livello
locale
N
1
BB
D
NA
N.83.1
Emissioni di polveri, CO2, SOx,
NOx
N
5
B
N.84.1
Peggioramento della qualità
dell’aria degli ambienti interni e
limitrofi, odori non graditi dalla
popolazione e dai lavoratori,
peggioramento delle condizioni di
vita di flora e fauna
N
3
A
D
NA
Revisione 5 del 31/03/07
a
+
b
c
+
d
e
+
pag 56 di 98
f
+
g
Signif
icativi
tà
Ip
Note
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Grado di
Influenza
ASPETTI
N.
85
Dichiarazione Ambientale
Allegati
EFFETTI
Criteri di Significatività
Descrizione
D/I
G
Cod.
Descrizione
P/N
a
Piccola
Manutenzione e
dall’Impianto di
Imbottigliamento
D
NA
A.84.1
Limitazione locale della salubrità
dell’area temporanea
N
+
2
BB
D
NA
E.84.1
Emissioni atmosferiche anomale
di inquinanti
N
+
3
B
D
NA
N.84.2
Piogge acide ed effetto serra
N
+
3
A
D
NA
N.85.1
Generazione di rifiuti (fanghi,
carboni attivi) e chemicals
N
+
5
A
E.85.1
Aggravio sullo scarico idrico a
mare o cause malfunzionamento
pompa di rilancio delle acque di
riutilizzo industriale e pompe
additivazione chemicals
N
+
2
BB
Gestione e
Funzionamento
dell’Impianto di
trattamento e
depurazione
chimico-fisico e
biologico
dell’impianto
GPL
D
Edizione 2 del 31/03/07
NA
Revisione 5 del 31/03/07
b
c
+
d
e
+
+
pag 57 di 98
f
+
g
Signif
icativi
tà
Ip
Note
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Grado di
Influenza
ASPETTI
N.
Descrizione
Dichiarazione Ambientale
Allegati
D/I
G
EFFETTI
Criteri di Significatività
Cod.
Descrizione
P/N
a
N
+
D
NA
E.85.2
Incremento nel consumo di
acqua per deficienza nel riciclo e
conseguente contributo
all’impoverimento della risorsa
D
NA
N.85.2
Emissioni odorigene
N
86
Svuotamento
marmitte ad
acqua nel
pozzetto di
raccolta verso
l'impianto di
trattamento
D
NA
N.85.1
Aggravio sull’impianto di
trattamento delle acque
N
+
87
Rottura marmitta
ad acqua dei
carrelli
D
NA
E.87.1
Spandimento su piazzali con
eventuale inquinamento del
suolo
N
+
88
Perdite di olio
dai carrelli
D
NA
E.88.1
Peggioramento scarichi idrici in
mare e peggioramento delle
condizioni di vita marina locali
N
+
Edizione 2 del 31/03/07
Revisione 5 del 31/03/07
b
c
d
e
f
+
+
+
+
pag 58 di 98
+
g
Signif
icativi
tà
Ip
4
B
2
BB
5
A
2
Bb
4
A
Note
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Allegati
NOTE
(1): comprende gli "incidenti credibili" identificati nel Rapporto di Sicurezza elaborato ai sensi del D.Lgs. 334/99 (ex-DPR 175/88, vd. anche
APRTA/RAAI - Allegato 2.2), ovvero:
- sovrariempimento nave cisterna al pontile;
- rottura del braccio di carico pontile o campo boe
(2): comprende gli "incidenti credibili" identificati nel Rapporto di Sicurezza elaborato ai sensi del D.Lgs. 334/99 (ex-DPR 175/88 vd. anche
APRTA/RAAI - Allegato 2.2), ovvero:
- scatto PSV testa colonna Topping
- rottura tenuta meccanica pompa di greggio o pompa calda
- rottura tenuta pompa impianto frazionamento GPL
- incendio di serbatoio a tetto galleggiante
- rottura tubazione di piccolo diametro o braccio di carico ATB in area stoccaggio GPL
(3): comprende gli "incidenti credibili" identificati nel Rapporto di Sicurezza elaborato ai sensi del D.Lgs. 334/99 (ex-DPR 175/88 vd. anche
APRTA/RAAI - Allegato 2.2), ovvero:
- rottura vapor-line colonna Topping
- rottura cilindro compressore Gas Concentration
- rilascio di H2S da impianto Recupero Zolfo (rottura tubazione)
- rottura tenuta pompa wash-oil impianto RHU
Edizione 2 del 31/03/07
Revisione 5 del 31/03/07
pag 59 di 98
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Allegati
ALLEGATO 3.4
ASPETTI/IMPATTI AMBIENTALI SIGNIFICATIVI DELLA RAFFINERIA
Grado di
Influenza
ASPETTI
N.
1.
Descrizione
Movimentazione esterna
prodotti su strada
D/I
I
G
Consumo di combustibili
(Fuel Gas e Fuel Oils)
8.
Emissioni convogliate di
SO2 da impianti primari e
Thermal (combustione di
f.o.)
D
NA
D
NA
Emissioni convogliate di
SO2 da altri impianti
(combustione di f.g.)
D
9.
Emissioni convogliate di
NOx da Impianti
D
10.
Emissioni convogliate di
CO2
8.
bis
11.
Emissioni convogliate di
Edizione 2 del 31/03/07
NA
+
N
+
+
+
2
M
CP1
P1
N
+
+
+
5
A
CP1
P2
modifica della qualità
dell’aria esterna
N
+
+
+
+
+
2
A
CP2
P2
Alterazione dell’ambiente
esterno a livello locale e
globale (piogge acide, nubi,
irritazioni)
N
+
+
+
+
+
1
M
CP2
P1
modifica della qualità
dell’aria esterna
N
+
+
+
+
+
1
M
CP2
P1
Alterazione dell’ambiente
esterno a livello locale e
globale (piogge acide, nubi,
irritazioni)
N
+
+
+
+
+
1
M
CP2
P1
NA
N9.1
modifica della qualità
dell’aria esterna
N
+
+
+
+
+
2
A
CP2
P2
N10.1
modifica della qualità
dell’aria globale (effetto
serra)
I
2
N
+
+
+
2
M
CP2
P1/PI1
D
NA
N11.1
modifica della qualità
dell’aria
N
+
+
+
2
A
CP2
P2
N.8.
b.2
Revisione 5 del 31/03/07
+
P1/PI1
N
N.8.
b.1
+
+
+
+
pag 60 di 98
g
CP1
aggravio del traffico locale
(ATB)
N.8.2
f
M
N1.1
N8.1
e
2
a
N6.1
d
P/PI
P/N
inquinamento ambientale
(acustico e delle qualità
dell'aria) da scarichi
veicolari
consumo di risorse naturali
non rinnovabili
(combustibili fossili)
c
CP
Descrizione
1/2
b
Signific
atività
Cod.
N1.2
6.
Criteri di Significatività
EFFETTI
Ip
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Grado di
Influenza
ASPETTI
N.
Descrizione
Dichiarazione Ambientale
Allegati
D/I
G
particolato da impianti
primari e Thermal
(combustione di f.o.)
11.
bis
16.
18.
19.
20.
21.
22.
Emissioni convogliate di
particolato da impianti
primari e Thermal
(combustione di f.g.)
Scarichi idrici in mare da
TAE
(COD, Oli, SST, T)
Emissione da linee e
apparecchiature di
composti volatili organici
(COV) ed inorganici (H2S,
acidi)
Emissione da vasche e
serbatoi TAE di composti
volatili organici (COV)
Emissione da serbatoi a
tetto galleggiante di
composti volatili organici
(COV) ed inorganici
Emissione da serbatoi a
tetto fisso di composti
volatili organici (COV)
Emissione da pensiline di
carico di composti volatili
organici (COV)
Cod.
Descrizione
P/N
a
b
c
d
N11.2
alterazione dell’ambiente
esterno/vegetazione a
livello locale
N
+
+
+
modifica della qualità
dell’aria
N
+
+
+
D
NA
N11.
b.1
D/I
2
N16.1
alterazione (termica e
qualitativa) del bacino di
ricezione
N
+
+
+
D
NA
N18.1
modifica della qualità
dell’aria locale ambienti
interni e limitrofi)
N
+
+
+
N
+
+
N
+
+
N19.1
D
NA
N19.2
modifica della qualità
dell’aria locale
modifica della qualità
dell’aria locale (odori)
f
CP
P/PI
g
Ip
+
+
2
M
CP1
P1
+
+
2
M
CP1
P1
+
2
A
CP2
P2/PI2
+
1
M
CP2
P1
+
e
Signific
atività
+
+
+
+
2
M
CP2
P1
+
+
3
A
CP2
P2
+
2
M
CP2
P1
+
3
A
CP2
P2
2
M
CP2
P1
D
NA
N20.1
modifica della qualità
dell’aria locale
N
+
+
D
NA
N21.1
modifica dell’aria locale
odori (respirazione serbatoi)
N
+
+
+
D
NA
N22.1
N
+
+
+
N
+
+
+
+
2
M
CP1
P1
N
+
+
+
+
3
A
CP2
P2
27.
Produzione e accumulo
temporaneo rifiuti
D
NA
N27.1
28.
Presenza di prodotto su
suolo da eventi pregressi
D
NA
N28.1
Edizione 2 del 31/03/07
Criteri di Significatività
EFFETTI
modifica della qualità
dell’aria locale (ambienti
interni e limitrofi)
potenziale rischio di
inquinamento di suolo e
falde
rischio di inquinamento di
suolo, sottosuolo e falda
Revisione 5 del 31/03/07
pag 61 di 98
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Grado di
Influenza
ASPETTI
N.
29.
30.
35.
63.
72.
74.
75.
76.
84
Descrizione
Emissioni di rumore
all’interno
Emissione di rumore
all’esterno del perimetro da
aree critiche (verso SS
Jonica)
Presenza di amianto
Emissione di sostanze
organiche volatili da
impianti recupero vapori
Consumo di acqua DEMI
fornita da ENIPOWER
Prelievo di acqua mare
Aspetti generati dalla
produzione di acqua DEMI
da ENIPOWER
Aspetti generati dalla
produzione di energia
elettrica e vapore da
ENIPOWER
Emissione di S.O.V., CO2,
NOx, SOx, Polveri, Odori
dal Reparto di Grande e
Piccola Manutenzione e
dall’Impianto di
Imbottigliamento
Edizione 2 del 31/03/07
Dichiarazione Ambientale
Allegati
D/I
G
Criteri di Significatività
EFFETTI
Cod.
Descrizione
P/N
a
b
c
d
e
f
N
+
+
+
+
D
NA
N29.1
variazione dell’ambiente di
lavoro interno (modifica
delle percezioni sonore
degli operatori e rischio
di danni progressivi alla
salute
D
NA
N30.1
alterazione dell’ambiente
limitrofo
N
+
+
+
+
N
+
+
+
+
Signific
atività
CP
P/PI
2
M
CP1
P1
1
M
CP1
P1
2
M
CP1
P1
3
M
CP2
P1
2
M
CP1
P1
+
3
A
CP1
P2
g
+
Ip
D
NA
N35.1
Emissioni (fibre libere) ad
alta tossicità con possibili
danni alla salute degli
operatori
D
NA
N63.2
modifica della qualità
dell'aria locale
N
+
+
D
NA
N72.1
Utilizzo di risorsa naturale
N
+
+
D
NA
N74.1
N
+
+
+
D
NA
N75.1
N
+
+
+
+
4
A
CP1
P2
I
1/2
N76.1
N
+
+
+
+
5
A
CP1
P2/PI1/
2
D
NA
N.84.1
N
+
3
A
CP2
P2
Alterazione dell’equilibrio
dell’ecosistema
circostante (mare, costa)
Impatti generati dalla
produzione di acqua
DEMI da ENIPOWER
Impatti generati dalla
produzione di energia
elettrica e vapore da
ENIPOWER
Peggioramento della qualità
dell’aria degli ambienti
interni e limitrofi, odori
non graditi dalla
popolazione e dai
lavoratori, peggioramento
delle condizioni di vita di
flora e fauna
Revisione 5 del 31/03/07
+
+
+
+
+
pag 62 di 98
+
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Grado di
Influenza
ASPETTI
N.
85
86
Descrizione
Gestione e Funzionamento
dell’Impianto di trattamento
e depurazione chimicofisico e biologico
dell’impianto GPL
Svuotamento marmitte ad
acqua nel pozzetto di
raccolta verso l'impianto di
trattamento
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Dichiarazione Ambientale
Allegati
Criteri di Significatività
EFFETTI
D/I
G
Cod.
Descrizione
P/N
a
D
NA
N.84.2
Piogge acide ed effetto
serra
N
+
D
NA
N.85.1
Generazione di rifiuti
(fanghi, carboni attivi) e
chemicals
N
+
D
NA
N.86.1
Aggravio sull’impianto di
trattamento delle acque
N
+
Revisione 5 del 31/03/07
b
c
d
+
+
+
+
pag 63 di 98
e
f
+
g
Signific
atività
CP
P/PI
3
A
CP2
P2
5
A
CP1
P2
5
A
CP1
P2
Ip
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Allegati
ALLEGATO 3.5
ELENCO DEI PRINCIPALI RIFIUTI (CODICI CER) PRODOTTI DURANTE LE
ATTIVITA’ DI RAFFINERIA (MUD 2007)
CODICI CER
DESCRIZIONE
CER 050103
Morchie depositate sul fondo dei serbatoi
CER 050106
Fanghi da MTZ apparecchiature
CER 050109
Fanghi da impianto di ispessimento TAE A
CER 050117
Bitume
CER 061302
Carbone attivo esaurito
CER 080318
Cartucce toner esaurite
CER 100123
Fanghi acquosi da operazioni di pulizia
CER 130208
Olio usato
CER 130307
CER 160602
Oli minerali isolanti e termoconduttori non clorurati
Imballaggi contaminati vari (vetro, plastica, fusti, latte metalliche,
legno)
Indumenti e stracci contaminati da olio
Filtri a sabbia da impianto TAE A
Filtri da impianto ultrafiltrazione WR
Rifiuti organici, contenenti sostanze pericolose (Carbon Coke)
Sostanze chimiche inorganiche di scarto contenenti o costituite da
sostanze pericolose (Zolfo contaminato)
Batterie
CER 160802
Catalizzatori esauriti contenenti metalli di transizione pericolosi
CER 160807
Catalizzatori esauriti contaminati da sostanze pericolose
CER 161106
Materiali refrattari non pericolosi
CER 170402
Rottami di alluminio
CER 170405
Rottami ferrosi
CER 170409
Rifiuti metallici contaminati da sostanze pericolose
CER 170411
Rottami di cavi
CER 170503
Terre e rocce contaminate
CER 170504
Terra e rocce non contaminate
CER 170601
Materiali isolanti contenenti amianto
CER 170603
Lana di roccia e guaina isolante
CER 180103
Rifiuto sanitario
CER 190899
Liquami civili
CER 191308
Acqua di falda
CER 200101
Carta e cartone
CER 200121
Tubi fluorescenti al neon
CER 150110
CER 150202
CER 160305
CER 160507
CER 200301
Rifiuti urbani non differenziati
L’elenco di cui sopra è indicativo e non esaustivo in quanto in occasione di particolari attività sono state
prodotte UNA TANTUM altre tipologie di rifiuti.
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Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Allegati
ALLEGATO 3.6
ELENCO DELLE SORGENTI RADIOGENE
UBICAZIONE ED IDENTIFICAZIONE CABINE
Ubicazione
Cabina
Varco Nord
n. 2
Zona
Blending
Zona
Parco Sfere
Analizzatore
n.
Sorgente
n.
Produzione
n.
Nuclide
Attività al 4/2001
MBq
µCi
739
1346
EBRH 30
C -14
3,66
99
740
1348
EBRH 30
C -14
3,66
99
741
1349
EBRH 30
C -14
3,66
99
Attività totale
10,98
297
UBICAZIONE ED IDENTIFICAZIONE SORGENTI AREA IMPIANTO EST/CDP
Vessel
Attività
nominale
GB q
data di
riferimento
Tipologia
installazione 1
9050-C-01
0,37
5 Nov 2004
Esterna
4116CM
SH-F2
9100-R-01A
11,10
10 dic 2003
Interna
4805CM
SHLM –CPS4
9100-R-01A
11,10
10 dic 2003
Interna
4823CM
SHLM –CPS4
9100-R-01A
0,74
5 nov 2004
Interna
4451CM
SHLM –CPS4
9100-R-01A
0,74
21 ott 2003
Interna
4462CM
SHLM –CPS4
9100-R-01B
11,10
28 gen 2004
Interna
4824CM
SHLM –CPS4
9100-R-01B
11,10
8 ott 2004
Interna
6681CM
SHLM –CPS4
9100-R-01B
0,74
3 nov 2004
Interna
7628CM
SHLM –CPS4
9100-R-01B
0,74
3 nov 2004
Interna
7636CM
SHLM –CPS4
9100-R-01C
0,74
2 Feb 2004
Interna
4834CM
SHLM-CP4
9100-R-01C
0,74
2 Feb 2004
Interna
4835CM
SHLM-CP4
9100-R-01C
0,74
2 Feb 2004
Interna
4837CM
SHLM-CP4
9100-V-01
1,85
2 Feb 2004
Interna / Alto
4852CM
SHLM - BR1
9100-V-01
1,85
2 Feb 2004
Interna / Basso
4856CM
SHLM – BR1
9100-V-07
0,74
2 Feb 2004
SH-F1B
0,37
5 Nov 2004
Esterna
Esterna / Alto
4832CM
9100-V-08
4118CM
SH-F1B
9100-V-08
0,37
5 N ov 2004
Esterna/Medio
4125CM
SH-F1B
9100-V-08
0,37
5 Nov 2004
Esterna/Fondo
4136CM
SH-F1B
9200-C-01
0,74
18 Nov 2004
Esterna
5846CM
SH-F2
9200-C-02
0,37
5 Nov 2004
Esterna
4137CM
SH-F2
5 N ov 2004
Esterna
4142CM
SH-F2
26 Ott 2004
Interna / Alto
7619CM
SHLM-B1
7620CM
SHLM-B1
5282CM
SH-F2
9300-C-02
9300-C-03
0,37
0,185
9300-C-03
0,185
26 Ott 2004
Interna / Basso
9300-V-02
1,85
17 Mag 2004
Esterna
62,53
1
Serial
number
sorgente
contenitore
schermante
Tipo
Attività totale
Interna: sorgente collocata in un condotto inserito all’interno del vessel
Esterna: sorgente inserita in contenitore schermante collocato all’esterno del vessel
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Dichiarazione Ambientale
Allegati
ESPOSIZIONI DOSI ASSORBITE
Al fine di verificare eventuali problematiche di irraggiamento, sono state effettuate misure di intensità di
equivalente di dose ambientale con strumento portatile AUTOMESS 6150 modello AD6 collegato alla
sonda portatile a scintillatore plastico 6150 ADB. I risultati ambientali, comprensivi del fondo ambientale,
sono indicati di seguito:
ANALIZZATORI DI LABORATORIO – FONTI RADIOGENE
FONDO AMBIENTALE
Valori ambientali indicati dallo strumento
µSv/h
0,08
Apparecchiatura HORIBA:
Durante le misure (10KVp)
Misure a contatto struttura esterna analizzatore
(qualunque punto considerato)
Sul piano di apertura della camera analisi
Fondo ambientale
Fondo ambientale
Apparecchiatura ASOMA:
Durante le misure
Misure a contatto struttura esterna analizzatore
(qualunque punto considerato)
Sul piano di apertura della camera analisi
Fondo ambientale
Fondo ambientale
Apparecchiatura Venux 200 Minilab:
Durante le misure (50 KV – 4 mA)
Misure a contatto struttura esterna analizzatore
(qualunque punto considerato)
Sul piano di apertura della camera analisi
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Fondo ambientale
Fondo ambientale
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Allegati
ALLEGATO 3.7
TABELLE DATI QUALI/QUANTITATIVI
RELATIVI AGLI ASPETTI AMBIENTALI “SIGNIFICATIVI”
GESTIONE MATERIE PRIME E PRODOTTI FINITI
LAVORAZIONE MATERIE PRIME
(Tab.1)
2003
2004
2005
2006
2007
Carica impianti
Grezzi
Semilavorati a lavorazione
TOTALE MATERIE IN LAVORAZIONE
3.724
4.502
4.780
5.123
5.014
981
958
1.203
1.040
1.003
4.705
5.460
5.983
6.163
6.017
A Blending
Semilavorati a miscelazione
309
406
311
374
346
TOTALE MATERIE PRIME
5.014
5.867
6.294
6.537
6.363
TOTALE PRODOTTI
4.713
5.534
5.928
6.190
6.009
301
332
366
347
354
TOTALE CONSUMI & PERDITE
dati espressi in kton
CONSUMI DIRETTI E PERDITE
(Tab.3)
2003
2004
2005
2006
2007
Quantità
[kton]
Quantità
su totale
lavorazione
[%]
Quantità
[kton]
Quantità
su totale
lavorazione
[%]
Quantità
[kton]
Quantità
su totale
lavorazione
[%]
Quantità
[kton]
Quantità
su totale
lavorazione
[%]
Quantità
[kton]
Quantità
su totale
lavorazione
[%]
Consumi Fuel Gas
197,4
4,2
217,3
4,0
254,9
4,3
252,4
4,1
261,3
4,3
Consumi Fuel Oil
71,4
1,5
77,1
1,4
71,1
1,2
59,5
1,0
56,7
0,9
Perdite
32,1
0,7
37,8
0,7
39,7
0,7
35,0
0,6
36,2
0,6
TOTALE C & P
301,0
6,4
332,3
6,1
365,7
6,2
346,9
5,7
354,2
5,8
INDICE FUEL GAS
(Tab. 15)
2003
2004
2005
2006
2007
FG consumato (migliaia di ton)
197,4
217,3
254,9
252,4
261,3
FO consumato (migliaia di ton)
71,4
77,1
71,1
59,5
56,7
268,9
294,5
326,0
311,9
318
73,4%
73,8%
78,2%
80,9%
82,2%
Combustili totali (FG+FO)
Indice Fuel gas / Combustibili totali
Fonte: PERF “Bilancio di Raffineria” - tipologia: misurazione
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Allegati
GESTIONE MATERIE PRIME E PRODOTTI FINITI
PRODOTTI FINITI
(Tab.2)
2003
2004
2005
2006
2007
GPL
121
148
108
92
69
Virgin nafta
206
208
298
280
315
Benzine
934
1.185
938
1046
971
0
16
9
17
12
57
48
66
64
67
1.668
1.944
2.168
2.208
2.147
232
389
451
408
428
1.316
1.451
1.594
1.676
1.587
Gasolio Bunker
26
33
33
32
31
Gasolio Riscaldamento
93
71
89
92
101
1.039
1.288
1.572
1.666
1.647
375
664
762
904
1.056
Olio combustibile MTZ
55
42
0
0
46
Olio combustibile BTZ
405
387
524
442
332
Olio combustibile Bunker
148
149
230
272
166
Fuel Oil a CTE
55
46
56
48
49
Fuel Gas a CTE
78
72
84
97
97
Bitumi
218
336
313
288
271
Gasolio pesante da Vacuum e altri
335
237
300
370
349
Zolfo
59
68
80
78
76
4.713
5.534
5.928
6.190
6.009
di cui: Benzina 10 ppm S
Petroli e jet fuel
Gasoli
di cui: Gasolio 10 ppm S
Gasolio Autotrazione
Olio combustibile
di cui: Olio Combustile ATZ
TOTALE PRODOTTI
Nota: Il totale prodotti è al netto di consumi interni e perdite
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Allegati
(Tab. 17)
INDICE PRODOTTI ECOLOGICI
2003
Gasolio "Bludiesel" (kton.)
2004
232
Benzina “Blusuper” (kton)
2005
2006
2007
389
451
408
428
16
8
16
12
Totale Gasolio prodotto (kton)
1.668
1.944
2.168
2.208
2.147
Totale Benzina prodotta (kton)
934
1.185
938
1.045
971
4.713
5.534
5.927
6.190
6.008
13,9
20,0
20,8
18,5
19,9
0
1,4
0,9
1,6
1,2
4,93
7,33
7,76
6,87
7,32
0
0
0
0
0
Totale prodotti finiti (kton)
Indice “BlueDiesel” (%)
Indice “BluSuper” (%)
Indice prodotti ecologici (%)
Indice “Biocarburante” (%)
Dati espressi in kton - Fonte: PERF “ Bilancio di Raffineria” - tipologia: misurazione
GESTIONE MATERIE PRIME E PRODOTTI FINITI
MOVIMENTAZIONE MATERIE PRIME E PRODOTTI
2003
Movimentazione Materie Prime in ingresso
2004
MEZZI
[numero]
Quantità
[kton]
Quantità
[%]
145
2.957
8.698
244
Via Oleodotto
3.088
49,1
TOTALE
6.289
TOTALE al netto greggio SHELL esitato via mare
5.400
Via Mare
Via Strada (Autobotte)
2005
MEZZI
[numero]
Quantità
[kton]
Quantità
[%]
47,0
152
3.626
3,9
6.631
186
3.257
46,1
100,0
7.069
Quantità
[kton]
Quantità
[%]
51,3
134
3.080
2,6
4.326
121
4.311
7.512
100,0
Quantità
[kton]
Quantità
[%]
Quantità
[kton]
Quantità
[%]
41,0
169
3.473
1,6
3.156
88
57,4
4.282
100,0
7.843
Quantità
[kton]
Quantità
[%]
MEZZI
[numero]
Quantità
[kton]
44,3
168
3.758
1,1
10.016
278
3,4
54,6
4.124
50,5
100,0
8.160
100,0
6.670
2005
MEZZI
[numero]
2007
MEZZI
[numero]
6.377
2004
MEZZI
[numero]
2006
MEZZI
[numero]
6.096
2003
Movimentazione Prodotti in uscita
(Tab.4)
Quantità
[kton]
Quantità
[%]
MEZZI
[numero]
Quantità
[kton]
46,1
6.575
2006
MEZZI
[numero]
Quantità [%]
2007
Quantità
[%]
MEZZI
[numero]
Quantità
[kton]
Quantità [%]
588
2.875
49,4
631
3.167
48,2
634
3.782
53,4
653
4.100
55,7
622
4.442
59,3
Via Strada (Autobotte)
43.500
969
16,6
39.861
1.116
17,0
45.598
1.277
18,0
115.368
3.053
41,5
107.551
2.857
38,1
Via Oleodotto
69.093
1.935
33,2
75.846
2.124
32,3
67.128
1.880
26,5
46
0,8
164
2,5
144
2,0
203
2,8
193
2,6
7.082
100,0
7.356
100,0
7.492
100,0
Via Mare
Via Oleodotto (Vs AGIP GAS, ILVA, Bunkeraggi)
TOTALE
5.825
TOTALE al netto greggio SHELL esitato via mare
4.935
100,0
6.571
100,0
5.599
5.947
6.183
5.906
*Dal 2006 il deposito interno è stato accorpato alla Raffineria, di conseguenza non viene più effettuata l’uscita via
oleodotto dalla Raffineria al deposito.
**Il trasporto via strada comprende sia rete che extrarete.
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Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Allegati
INDICE DI MOVIMENTAZIONE LEI (Low Environmental Impact)
2003
2004
(Tab. 14)
2005
2006
2007
2.904
3.240
3.156
3.053
2.857
244
186
121
88
278
Mov IN + OUT (via TERRA)
3.147
3.425
3.277
3.141
3.135
Mov OUT via mare (kt)
2.875
3.167
3.782
4.100
4.442
Mov IN via mare (kt)
2.957
3.626
3.080
3.473
3.758
Mov IN + OUT (via MARE)
5.832
6.793
6.862
7.573
8.200
Mov OUT via oleodotto (kt)
46
164
144
203
193
Mov IN via oleodotto (kt)
3.088
3.257
4.311
4.282
4.124
Mov IN + OUT (via Oleodotto)
3.135
3.421
4.455
4.485
4.317
12.114
13.640
14.594
15.199
15.652
25,88
25,08
30,52
29,51
27,58
Mov OUT via terra (kt)
Mov IN via terra (kt)
Totale IN – OUT
Indice movimentazione LEI
Fonte: PERF “Bilancio di Raffineria” - tipologia: misurazione
EII (Energy Intensity Index)
EII
EII norm.
(Tab. 16)
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
68,97
68,92
68,21
69,31
68,25
68,00
66,84
69,33
65,65
65,10
*
*
*
*
*
*
(*) dati non disponibili
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Dichiarazione Ambientale
Allegati
RISORSA IDRICA
BILANCI IDRICI – SCHEMA BILANCI CON INTERFACCE ENIPOWER
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(Tab.5 - Schema)
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Allegati
BILANCI IDRICI – DATI QUANTITATIVI
INTRODUZIONE RAFFINERIA
(Tab.5)
2003
2004
2005
2006
2007
1 Acqua di mare
66.510.840
67.680.236
82.045.536
88.507.505
87.415.855
2 Acqua da pozzi
1.076.039
994.199
892.311
637.428
423.334
3 Acqua potabile (da acquedotto)
108.067
130.022
120.106
92.585
68.086
4 Acque meteoriche zona A
137.468
146.133
111.089
147.678
191.219
4 Acque meteoriche zona B
75.427
80.181
60.954
81.029
104.920
4 Acque meteoriche zona C
8.968
9.533
7.247
9.634
12.474
5 Acqua drenaggio serbatoi
7.068
11.641
19.032
20.181
24.625
70.767
119.886
177.376
94.418
96.116
213.845
273.802
333.710
83.647.496
89.864.260
88.670.340
8 Acqua demi da ILVA
22 Acqua di falda emunta da S.I.
TOTALE
USCITE RAFFINERIA
67.994.644
2003
69.171.830
2004
2005
2006
2007
18 Scarico A
63.720.240
67.481.469
82.977.504
87.445.130
86.209.248
19 Scarico B
1.576.800
923.880
0
ND*
0
20 Scarico C
43.800
7.200
0
0
0
2.653.804
759.282
456.148
2.409.130
2.390.611
67.994.644
69.171.830
83.647.496
89.864.260
88.599.859
21 Perdite Acqua & Vapore
TOTALE
RISORSE IDRICHE UTILIZZATE
DA ENIPOWER PER IMPIANTI
PROPRI
2003
2004
2005
2006
2007
(1) Acqua mare per
raffreddamento condensatori e
macchine EP
27.297.358
24.544.401
31.111.215
30.876.099
30.798.472
Acqua pozzo per produzione di
acqua demi per produzione di
vapore da generatori EP
538.020
926.164
843.570
606.291
418.805
(1) Quantità pari alla totalità dell’acqua mare introdotta meno l’acqua mare utilizzata per il raffreddamento impianti
di raffineria e circuito antincendio.
RISORSE IDRICHE UTILIZZATE
DA RAFFINERIA PER IMPIANTI
PROPRI
Acqua mare per raffreddamento
impianti e circuito antincendio
Acqua pozzo per impianti di
processo
2003
2004
2005
2006
2007
39.213.482
43.135.835
50.934.321
57.631.406
56.617.383
538.019
68.035
48.741
31.137
4.529
Dati espressi in mc
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Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Allegati
INDICE PRELIEVO ACQUA MARE
(Tab. 24)
2003
Prelievo acqua mare totale ingresso
Raffineria (kmc)
Prelievo acqua mare per uso Raffineria
(kmc)
2004
2005
2006
2007
66.510,8
67.680,2
82.045,5
88.507,5
87.415,8
39.213,5
43.135,8
50.934,3
57.631,4
56.617,4
Materie prime lavorate (kton)
4.705
5.460
5.983
6.163
6.017
Indice prelievo acqua mare totale
14,14
12,39
13,71
14,36
14,53
8,33
7,90
8,51
9,35
9,41
Indice prelievo acqua mare “specifico”
INDICE CONSUMO ACQUA POZZO
(Tab.18)
2003
2004
2005
2006
2007
1.076,0
994,2
892,3
637,4
423,3
Quantità acqua da pozzo per uso Raffineria (kmc)
538,0
68,0
48,7
31,1
4,5
Materie prime lavorate (ton)
4.705
5.460
5.983
6.163
6.017
Indice consumo acqua pozzo totale (%)
22,87
18,21
14,91
10,34
7,04
Indice consumo acqua pozzo “specifico” (%)
11,43
1,25
0,81
0,51
0,08
Quantità acqua da pozzo totale prelevata (kmc)
Fonte: PERF/COIN – SPP - LABO ; Tipologia: misurazione diretta (contatori e misuratori di portata) e indiretta.
*
Lo Scarico B in data 26 settembre 2006 è stato interessato da un flusso di acque di seconda pioggia, non
determinabile in termini quantitativi, in seguito all’evento meteorico intenso abbattutosi su tutta l’area di
Raffineria. A tal proposito la Raffineria ha tempestivamente comunicato quanto sopra alle Autorità Competenti e
agli Enti locali (rif. Nota Prot. RAFTA/DIR/167 del 26.09.06).
Legenda ulteriori flussi dello schema:
6
9
11
13
15
Acqua mare per raffreddamento
Acqua Demi + Degasata
Vapore A.P.
Vapore B.P.
Acqua controlavaggio impianto let
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7
10
12
14
16
Acqua Pozzo a impianto Osmosi 1-2
Condense Raffineria a EniPower
Vapore M.P.
Acqua Raffr. Condensatori e Acqua di Salamoia Dissalatori
Acqua Raffr. Macchine EP e Acqua di Salamoia Dissalatori
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Dichiarazione Ambientale
Allegati
QUALITA’ SCARICHI IDRICI
SCARICO A
(Tab.6)
2003
2004
2005
2006
Fonte dati
2007
Limiti
(D. Lgs.
152/06)
Azoto ammoniacale
0,393*
0,492*
0,339
0,177
0,102 Labo est.
15
Azoto nitroso
0,012*
0,011*
0,040
0,038
0,039 Labo est.
1
Azoto nitrico
0,085*
0,092*
0,312
0,095
0,23 Labo est.
20
BOD5
3,19
2,95
3,37
4,31
20,72 Labo est.
40
BTEX
0,0010
0,0010
0,0030
0,0050
0,0013 Labo est.
0,02
n.d.
15,18
35,72
41,79
72,35 Labo est.
160
Fenoli
0,001
0,001
0,001
0,001
0,001
Fluoruri
0,796
0,946
1,535
1,468
1,155 Labo est.
6
0,0001
0,0001
0,0001
0,0001
0,0001 Labo est.
---
0,182
0,123
0,069
0,084
0,064 Labo int.
5
COD
IPA
Oli Minerali
SCARICO B
2001
2002
2003
2004
ARPA
1
Fonte dati
Limiti
(D. Lgs.
152/06)
Azoto ammoniacale
0,930
0,797
0,534
0,653
ARPA
15
Azoto nitroso
0,170
0,121
0,032
0,010
ARPA
1
Azoto nitrico
0,048
0,021
0,100
0,050
ARPA
20
BOD5
3,117
2,664
2,721
2,481 Labo est.
40
BTEX
n.d.
0,001
0,001
0,001 Labo est.
0,02
COD
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Fenoli
n.d.
n.d.
0,001
0,001
1,041
0,513*
0,850
1,589 Labo est.
6
0,0001
0,0001
0,0001
0,0001 Labo est.
---
0,418
0,154
0,434
0,442 Labo int.
5
Fluoruri
IPA
Oli Minerali
---
160
ARPA
1
Dati espressi in concentrazione ( mg/l)
(*) Dati analitici fonte ARPA Dip. Prov. di Taranto
Note:
Lo scarico B a partire dal mese di settembre 2004 non è più in esercizio. Attualmente scarica a mare le
acque meteoriche, non di prima pioggia, solo in caso di eventi meteorici intensi, mentre le acque di prima
pioggia sono recuperate ed inviate all’impianto “TAE A” per essere trattate.
Lo scarico C è stato chiuso e tale chiusura è stata comunicata all’ARPAP Dip. Provinciale di Taranto in data
19.11.2004
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Revisione 5 del 31/03/07
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Raffineria di Taranto
SCARICO C
Dichiarazione Ambientale
Allegati
2001
2002
2003
2004
Fonte dati
Limiti
(D. Lgs.
152/06)
Azoto ammoniacale
0,240
0,790
0,415
0,005
ARPA
15
Azoto nitroso
0,003
0,004
0,018
0,001
ARPA
1
n.d.
0,175
0,045
0,202
ARPA
20
BOD5
1,633
1,464
1,977
0,210 Labo est.
40
BTEX
n.d.
3,5E-5
3,7E-4
0,001 Labo est.
0,02
COD
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Fenoli
n.d.
n.d.
0,001
0,001
0,995
0,679*
0,867
0,138 Labo est.
6
0,0001
0,0001
0,0001
0,0001 Labo est.
---
0,714
0,164
0,419
0,068 Labo int.
5
Azoto nitrico
Fluoruri
IPA
Oli Minerali
---
160
ARPA
1
Dati espressi in concentrazione ( mg/l)
(*) Dati analitici fonte ARPA Dip. Prov. di Taranto
INDICI SCARICHI IDRICI
(Tab.19)
2003
2004
2005
2006
2007
Azoto Ammoniacale
0,39
0,49
0,34
0,18
0,102
BOD5
3,19
2,95
3,37
4,31
20,72
BTEX
0,001
0,001
0,003
0,005
0,001
---
15,18
35,72
41,79
72,35
Fenoli
0,001
0,001
0,001
0,001
0,001
Fluoruri
0,796
0,946
1,535
1,468
1,155
Oli minerali
0,18
0,12
0,07
0,08
0,064
Indice Azoto ammoniacale (%)
2,62
3,28
2,26
1,18
0,68
Indice BOD5 (%)
7,97
7,39
8,42
10,77
51,80
Indice BTEX (%)
0,51
0,51
1,53
2,55
0,65
---
9,49
22,33
26,12
45,22
0,10
0,10
0,10
0,10
0,10
13,27
15,77
25,58
24,47
19,26
3,64
2,46
1,38
1,68
1,28
COD
Indice COD (%)
Indice Fenoli (%)
Indice Fluoruri (%)
Indice Oli minerali (%)
Fonte: SPP/AMB - tipologia: misurazioni dirette effettuate da Laboratorio esterno, Laboratorio interno di Raffineria,
ARPA Dip. Prov. Taranto.
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Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Allegati
EMISSIONI ATMOSFERICHE
EMISSIONI CONVOGLIATE IN ATMOSFERA
(Tab. 7)
MACROINQUINANTI SITO (totale camini di Raffineria E1 – E2 – E4 – E7 – E8)
Procedura
di determ.
2003
2004
2005
2006
2007
Valore di
riferim.
Autorizz.
SO2
M
2.986
2.431
2.932
2.958
2.921
2.986
CO
M
122
127
116
112
113
122
NOx Raffineria
M
926
690
783
818
816
926
PST Raffineria
M
160
56
100
87
77
160
(Tab. 7 bis)
ALTRI COMPOSTI
Procedura
di determ.
2003
2004
2005
2006
2007
COVNM
M
4,45
5,62
6,24
8,68
7,31
Benzene
M
3,37E-4
1,76E-4
1,56E-4
1,55E-4
1,67E-4
Dati espressi in ton
Nota: Procedura di determinazione M = misurazione diretta, C = calcolo
INDICI EMISSIONI CONVOGLIATE
(Tab. 20)
2003
Materie prime lavorate (kt)
2004
2005
2006
2007
4.705
5.460
5.983
6.163
6.017
SO2 (ton)
2.986
2.431
2.932
2.958
2.921
NOx (ton)
926
690
783
818
816
PST (ton)
160
56
100
87
77
Emissioni
CO2 (kton)
932
1
1.147
2
1.095
2
1.029
2
1.050
2
Indice di emissione
SO2
0,635
0,445
0,490
0,480
0,485
NOx
0,197
0,126
0,131
0,133
0,136
PST
0,034
0,010
0,017
0,014
0,013
1 Dati calcolati mediante metodologia interna di Raffineria
2 Dati calcolati mediante metodologia in accordo con EUETS
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Dichiarazione Ambientale
Allegati
INDICI EMISSIONI CONVOGLIATE CO2
(Tab. 20 bis)
2003
2004
Materie prime lavorate (kt)
4.705
CO2 (kton)
932
CO2
0,198
2005
5.460
1
1.147
2006
5.983
2
1.095
0,210
2007
6.163
2
1.029
0,183
6.017
2
1.050
0,167
2
0,175
PRINCIPALI MICROINQUINANTI SITO (totale camini di Raffineria E1 – E2 – E4 – E7 – E8) (Tab. 7 ter)
Procedura di
determ.
2003
2004
2005
2006
2007
Cr e composti
M
0,0843
0,3892
0,0479
0,0448
0,0906
Cu e composti
M
0,1090
0,3222
0,0227
0,0179
0,0593
Ni e composti
M
0,0516
0,1198
0,1895
0,0631
0,0967
Zn e composti
M
0,8181
1,6446
0,0470
3,9558
0,0602
Dati espressi in ton
Nota: Procedura di determinazione M = misurazione diretta, C = calcolo
INDICE QUALITA’ FUEL OIL
(Tab. 21)
2003
2004
2005
2006
2007
Vanadio (ppm)
10
17
29
14
10
Nichel (ppm)
15
9
9
10
9
180
180
180
180
180
0,139
0,144
0,211
0,133
0,106
Specifica FO: ppm autorizzato
Indice qualità FO (metalli)
Frequenza di monitoraggio e tipologie di inquinanti monitorate ai singoli camini: (Tab. 7 quater)
CAMINI
E1
E2
E4
E7
E8
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Controlli:
Continuo
Trimestrale
Semestrale
Tipo Inquinanti:
“Macro:
SO2, NOx,
PST, CO”
“Macro” +
COV+HCFC+
N2O+CH4
“Micro”
x
x
x
x
x
x
x
X
X
X
X
X
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Dichiarazione Ambientale
Allegati
PRINCIPALI MICROINQUINANTI (dati espressi in concentrazione con i relativi limiti normativi) (Tab. 7
quinter)
2003
APRILE
CAMINI
E1
E2
E4
SETTEMBRE
E7
E8
E1
E2
E4
E7
E8
Limite D.M. 12/07/90
Cr e composti
0,019 0,010 0,006
0,013
0,011
0,008 0,017 0,007
0,012
0,011
10
Zn e composti
0,107 0,081 0,055
0,027
0,029
0,160 0,210 0,056
0,011
0,020
---
Ni e composti
0,013 0,002 0,003
0,007
0,009
0,029 0,003 0,007
0,036
0,009
3
Cu e composti 0,029 0,016 0,028 0,077
0,11
0,004 0,001
0,042
0,098
10
0,015
2004
APRILE
CAMINI
E1
E2
E4
SETTEMBRE
E7
E8
E1
E2
E4
E7
E8
Limite D.M. 12/07/90
Cr e composti
0,433 0,002 0,001 0,007 0,008 0,083 0,021 0,038 0,057 0,051
10
Zn e composti
0,012 0,012 0,050 0,027 0,009 0,330 1,418 1,773 0,011 0,163
---
Ni e composti
0,012 0,002 0,004
3
Cu e composti
0,03
0,01
0,008 0,122 0,017 0,025 0,203 0,056
0,002 0,154 0,035 0,135
0,009 0,272 0,152 0,278 0,165
10
2005
APRILE
CAMINI
E1
E2
E4
SETTEMBRE
E7
E8
E1
E2
E4
E7
E8
Limite D.M. 12/07/90
Cr e composti
0,011 0,009 0,032 0,014 0,026 0,048 0,004 0,002 0,002 0,003
10
Zn e composti
0,004 0,006 0,007 0,010 0,001 0,046 0,015 0,014 0,002 0,001
---
Ni e composti
0,071 0,016 0,079 0,083 0,041 0,208 0,015 0,029 0,007 0,001
3
Cu e composti 0,002 0,001 0,008 0,009 0,001 0,030 0,003 0,019 0,019 0,001
10
2006
APRILE
CAMINI
E1
E2
E4
OTTOBRE
E7
E8
E1
E2
E4
E7
E8
Limite D.M. 12/07/90
Cr e composti
0,003 0,001 0,007 0,001 0,005 0,001 0,048 0,018 0,027 0,010
10
Zn e composti
0,001 0,007 0,001 0,120 0,001 0,468 4,292 3,612 0,437 0,001
---
Ni e composti
0,034 0,001 0,001 0,001 0,001 0,024 0,019 0,209 0,056 0,005
3
Cu e composti 0,001 0,001 0,055 0,001 0,048 0,009 0,004 0,025 0,021 0,001
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Allegati
2007
CAMINI
E1
E2
APRILE
E4
E7
E8
E1
E2
OTTOBRE
E4
E7
E8
Limite D.M. 12/07/90
Cr e composti
0,023 0,030 0,120 0,030 0,018 0,011 0,022 0,090 0,013 0,018
10
Zn e composti
0,001 0,010 0,010 0,522 0,260 0,001 0,010 0,010 0,120 0,260
---
Ni e composti
0,03
3
0,008 0,012
Cu e composti 0,001 0,049
0,03
0,06
0,03
0,1
0,082 0,022 0,010
0,08
0,071
0,019 0,001 0,001 0,001 0,001 0,019
10
Dati espressi in mg/Nmc
Fonte dati macroinquinanti: Laboratorio Esterno – Elaborazione: SPP/AMB
Fonte dati microinquinanti: ARPAP Dip. Prov. Ta – Elaborazione: SPP/AMB
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Allegati
MONITORAGGIO EMISSIONI CONVOGLIATE IMPIANTI CDP/EST E IDROGENO EST
IMPIANTO CDP/EST (U 9000)
(Tab. 7 sester)
Procedura di
determ.
2006
Luglio
2007
Dicembre
2007
Valore di
riferim.
autorizz.
SO2
M
11,75
28,3
32,2
1.360
CO
M
94,12
187,7
72,6
200
NOx
M
137,17
218,3
278,7
400
PST
M
4,31
2,3
6,7
64
Dati espressi in mg/Nmc e riferiti al 3% di O2
Nota: Procedura di determinazione M = misurazione diretta, C = calcolo.
La campagna di monitoraggio è stata effettuata nel periodo luglio – agosto 2006 ai sensi dell’ art. 8 ex - D.P.R.
203/88
IMPIANTO IDROGENO EST (U 9400)
Procedura di
determ.
2005
Luglio
2007
Dicembre
2007
Valore di
riferim.
autorizz.
SO2
M
<1
<1
15,5
1.360
CO
M
9,6
11,8
32,3
200
NOx
M
109,51
69,9
59,3
400
PST
M
2,71
2,8
7,1
64
Dati espressi in mg/Nmc e riferiti al 3% di O2
Nota: Procedura di determinazione M = misurazione diretta, C = calcolo
La campagna di monitoraggio è stata effettuata nel periodo ottobre – novembre 2005 ai sensi dell’ art. 8 ex - D.P.R.
203/88
A partire dal 2007 la Raffineria ha definito nel proprio SGA una frequenza di controllo semestrale delle emissioni
derivanti da tali impianti.
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Allegati
EMISSIONI DIFFUSE
(Tab.8)
COV
2003
2004
2005
2006
2007
Impianti movimentazione e stoccaggio
102,1
90,7
85,7
80,2
86,8
Impianti di caricamento cisterne mobili
39,4
38,2
36,2
33,5
29,5
380,7
457,1
479,6
512,8
502,5
32,3
31,3
31,3
31,3
31,3
554,5
617,3
632,8
657,9
650,1
Impianti di processo
Impianti di trattamento effluenti liquidi
TOTALE
BENZENE
2003
2004
2005
2006
2007
Impianti movimentazione e stoccaggio
0,92
0,82
0,77
0,72
0,78
Impianti di caricamento cisterne mobili
0,36
0,34
0,33
0,30
0,27
Impianti di processo
3,43
4,11
4,32
4,62
4,52
Impianti di trattamento effluenti liquidi
0,29
0,28
0,28
0,28
0,28
TOTALE
5,00
5,55
5,70
5,92
5,85
EMISSIONI COV(NM) E BENZENE (CONVOGLIATE + DIFFUSE)
Tipo
Emiss.
2003
2004
2005
2006
2007
COV
D
554,5
617,3
632,8
657,9
650,1
COVNM (cfr. Tab. 7 bis)
P
4,5
5,6
6,2
8,7
7,3
559,0
622,9
639,0
666,6
657,4
COV
P+D
BENZENE
D
5,0
5,6
5,7
5,9
5,85
BENZENE (cfr. Tab. 7 bis)
P
3,37E-4
1,76E-4
1,56E-4
1,55E-4
1,67E-4
5,0
5,6
5,7
5,9
5,85
BENZENE
P+D
Dati espressi in ton
Fonte: SPP/AMB - tipologia: Calcolo da procedura HSE “Health Safety Enviroment”
Legenda:
P = Puntuali
D = Diffuse
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Allegati
MONITORAGGIO URV
(Tab. 8bis)
S1 – URV caricamento
Rete (carburanti)
Parametri monitorati
Limiti
2005
Kg/h
(1)
mg/Nmc
(1)
Kg/h
(1)
mg/Nmc
0,60
2.971
5
0,00042
2,11
0,00031
1,39
0,00021
1,06
5
-
<1
-
<1
-
<1
S2 – URV serbatoi
bitume
Parametri monitorati
2005
Limiti
Nd
Kg/h
(2)
Parametri monitorati
Limiti
Nd
2006
mg/Nmc
< 0,0056
S3 – URV caricamento
pensiline bitume
1,3
Kg/h
(2)
Kg/h
(2)
< 0,032
mg/Nmc
1
Kg/h
(2)
ND
Kg/h
(2)
< 0,032
2005
Fonte Dati
ND
Kg/h
(2)
mg/Nmc
ND
2006
Fonte Dati
Labo
Interno
ND
2007
Kg/h
Fonte Dati
Kg/h
mg/Nmc
Kg/h
mg/Nmc
10.000 *
ND
0,04
ND
0,13
ND
0,03
Nd
ND
0,26
ND
0,27
ND
0,18
Limiti
Labo
Interno
1,4
2007
mg/Nmc
Labo
Esterno
Labo
Esterno
Labo
Esterno
mg/Nmc
< 0,0056
2006
mg/Nmc
(1)
2007
< 0,0056
2005
S4 – URV serbatoi
Olio combustibile
H2S
(1)
2.178
1,3 butadiene
Idrocarburi Totali
Kg/h
0,46
Benzene
Parametri monitorati
(1)
Fonte Dati
6.700
10.000
H2S
mg/Nmc
2007
1,34
Idrocarburi Totali
H2S
2006
mg/Nmc
Labo
Interno
Labo
Interno
* Limite non normato
S5 – URV caricamento
pensiline OC
Parametri monitorati
Limiti
Idrocarburi Totali
10.000 *
H2S
Nd
2005
2006
2007
Fonte Dati
(2)
mg/
Nmc
Kg/h
< 65,2
0,12
< 65,2
0,09
< 65,2
0,07
< 0,032
1,44
< 0,032
0,63
< 0,032
0,31
Kg/h
(2)
mg/Nmc
Kg/h
(2)
Mg/Nmc
Labo
Interno
Labo
Interno
* Limite non normato
(1) Dati ottenuti come media dei valori determinati nelle due campagne semestrali di monitoraggio previste
annualmente (giugno – dicembre)
(2) non essendo disponibile un valore di portata misurato, il flusso di massa è stato determinato utilizzando la
portata massima di progetto
Fonte: Domanda di Autorizzazione Integrata Ambientale (trasmessa agli Enti Competenti in data 29.10.2006)
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Allegati
GESTIONE RIFIUTI
PRODUZIONE RIFIUTI
(Tab. 9)
2003
2004
2005
2006
2007
4.370
3.168
3.291
3.390
4.076
18
37
26
1.394
1.684
Non pericolosi a smaltimento
1.266
9.778
5.346
1.428
8.090
Non pericolosi a recupero
4.170
2.903
1.376
2.158
1,362
TOTALE
9.824
15.886
10.038
8.370
15.212
Rifiuti a smaltimento
5.636
12.946
8.637
4.818
12.166
Rifiuti a recupero
4.188
2.940
1.402
3.552
3.046
Rifiuti non pericolosi
5.436
12.681
6.722
3.586
9.452
Rifiuti pericolosi
4.388
3.205
3.317
4.784
5.760
Indice rifiuti a smaltimento (ID)
0,57
0,81
0,86
0,58
0.80
Indice rifiuti a recupero (IR)
0,43
0,19
0,14
0,42
0.20
Indice rifiuti non pericolosi (INP)
0,55
0,80
0,67
0,43
0.62
Indice rifiuti pericolosi (IP)
0,45
0,20
0,33
0,57
0,38
Pericolosi a smaltimento
Pericolosi a recupero
Dati espressi in ton
INDICE UTILIZZO CATALIZZATORI (RHU)
6° Ciclo
(’00-’02)
(Tab. 22)
7° Ciclo
(’02-’04)
8° Ciclo
(’04-’05)
9° Ciclo
(’05-’06)
10° Ciclo
(’06-’07)
11° Ciclo
(’07)
Carica lavorata RHU (kton)
912
1.014
1.408
1.924
884
1010
Quantità di catalizzatore RHU (ton)
345
345
345
345
508
508
Indice utilizzo catalizzatore
0,38
0,34
0,25
0,18
0,58
0,50
TRATTAMENTO ACQUE DI FALDA IN IMPIANTO “TAE A”
2003
2004
---
---
Acqua di falda (CER 191308)
(Tab. 9 bis)
2005
2006
2007
213.845
273.802
333.710
Dati espressi in mc
Note:
Nel 2002 sono stati riclassificati alcuni codici CER. La classificazione della pericolosità relativa al 2001 non
necessariamente corrisponde con la classificazione degli anni successivi. In particolare alcuni rifiuti a
seguito della transcodifica (Legge 443/01) sono passati da non pericolosi a pericolosi.
L’acqua di falda emunta dagli sbarramenti idraulici viene inviata a smaltimento presso l’impianto di
trattamento “TAE A” di Raffineria in seguito a specifica autorizzazione rilasciata dalla Provincia di Taranto
(rif. Det. Dir. Provincia di Taranto n. 31 del 28/02/05).
Fonte: SPP/AMB - tipologia: CALCOLO (MUD)
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Allegati
INDICE SITUAZIONE PIEZOMETRI
(Tab. 23)
2003
2004
2005
2006*
2007
Totale PZ monitorati (1°sem)
84
98
125
100
103
Totale PZ superiori (1°sem)
21
17
14
28
24
Totale PZ monitorati (2°sem)
93
102
124
120
102
Totale PZ superiori (2°sem)
37
13
30
26
38
32,37
15,00
17,67
24,55
30,24
Indice superamento totale (%)
* (102 PZ + 18 Pozzi Trincea)
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Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Allegati
PROTEZIONE DEL SUOLO/SOTTOSUOLO E DELLA FALDA
MONITORAGGIO ACQUE DI FALDA - CONCENTRAZIONE DI IDROCARBURI TOTALI - Gennaio 2008
(Tab. 10)
Legenda
Valore
Idrocarburi totali C < 10
Idrocarburi totali 10 < C < 350
Idrocarburi Totali C > 350
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Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Allegati
PROTEZIONE DEL SUOLO/SOTTOSUOLO E DELLA FALDA
MONITORAGGIO SUOLO - CONCENTRAZIONE DI IDROCARBURI TOTALI C < 12 (PdC integrativo 2004) (Tab. 11)
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pag 86 di 98
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Dichiarazione Ambientale
Allegati
PROTEZIONE DEL SUOLO/SOTTOSUOLO E DELLA FALDA
MONITORAGGIO SUOLO - CONCENTRAZIONE DI IDROCARBURI TOTALI 12 < C < 25
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(PdC integrativo 2004) (Tab. 12)
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Dichiarazione Ambientale
Allegati
PROTEZIONE DEL SUOLO/SOTTOSUOLO E DELLA FALDA
MONITORAGGIO SUOLO - CONCENTRAZIONE DI IDROCARBURI TOTALI C > 25 (PdC integrativo 2004)
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(Tab. 13)
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Dichiarazione Ambientale
Allegati
PROTEZIONE DEL SUOLO/SOTTOSUOLO E DELLA FALDA
ATTIVITA’ DI CARATTERIZZAZIONE TERRE DA SCAVO ,CONCENTRAZIONE DI IDROCARBURI TOTALI C < 12 e C > 12 (Tab.13b)
S
Q
R
T
U
V
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Allegati
RISULTATI ANALISI CARATTERIZZAZIONE TERRE DA SCAVO
Periodo
Scavo
Dicembre 2007
R – Area E
Settembre 2007
S – Area E
Settembre 2007
R – Area E
Agosto 2007
V – Area H
Agosto 2007
S – Area E
Agosto 2007
Q - Area E
Marzo 2007
V – Area H
Marzo 2007
S – Area E
Marzo 2007
R – Area E
Marzo 2007
Q - Area E
Febbraio 2007
U – Area H
Novembre 2006
T – Area E
Febbraio 2006
A - Area E
Febbraio 2006
B - Area F
Gennaio 2006
C - Area
G/F
Attività di riferimento
Apertura scavi per Interconnecting HDC
Apertura scavo per realizzazione basamenti
per struttura Hydrocracking blocco D (area
cantiere 1)
Apertura scavo per posa tubi e cavidotti
progetto Hydrocracking (strada 226/227)
Apertura scavo per realizzazione fondazioni
nuova stazione di riduzione gas naturale HDC
Area nuovo Claus/Scot U - 2900
Apertura scavo per realizzazione impianto
Hydrocracking (area 1 – E2/E3)
Apertura scavo per realizzazione fondazioni
nuova stazione di riduzione gas naturale HDC
Apertura scavo per realizzazione basamenti
per struttura Hydrocracking blocco D
Apertura scavo per posa tubi e cavidotti
progetto Hydrocracking
Apertura scavo per realizzazione impianto
Hydrocracking
Apertura scavo per realizzazione basamenti
pipe-rack nuovo impianto Hydrocracking
Apertura scavo per ampliamento SS 13 e
nuovo impianto Hydrocracking
Apertura scavo percorso cavi verso SS/13
Apertura scavo per posa cavi e tubazioni di
fogna lungo la strada 204 a nuovo impianto
Water Reuse
Apertura percorso cavi da cabina elettrica
TAE A a nuovo impianto Water Reuse
Sbancamento per nuovo parcheggio
automezzi interno alla Raffineria, c/o uffici ex
Snam
(Tab. 13 ter)
Riutilizzo/
Smaltimento
Valori HC
[mg/kg]
C<12
C>12
Limite
Limite
250
750
R
< 0,1
4,3
R
1,8
63,4
R
2,1
1,3
10
24,2
R
3,5
27,5
R
3,8
30,2
R
2
29,3
S
---
---
S
---
---
S
---
---
S
---
---
S
---
---
R
<5
35
R
<5
35
R
<5
330
R
<5
330
R
<5
30
Novembre 2005
D - Area H
Novembre 2005
E - Area H
Sbancamento per futuro impianto zolfo
R
<5
30
Agosto 2005
F - Area I3
Scavo per posa cavo da SS/4 a P3005
R
<5
600
R
< 0,1
0,5
R
<5
330
R
<5
180
R
<5
20
R
<5
330
R
<5
45
R
<5
85
R
<5
37
Ottobre 2005
G - Area E
Agosto 2005
H - Area F
Maggio 2005
I - Area E
Aprile 2005
L - Area E
Febbraio 2005
M - Area
G/E
Gennaio 2005
N - Area N
Marzo 2005
O - Area I3
Ottobre 2005
P - Area E
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Scavo per nuova vasca di raccolta acque di
falda da trattare (progetto PON)
Scavo per realizzazione vasca nuovo impianto
Water Reuse e sbancamento area
Scavo per percorso cavi per alimentazione
nuovo impianto OSMOSI
Scavo per realizzazione Basamento reattore
di guardia RHU
Scavo per posa tubo di scarico acqua
mare(C304)
Scavo e rimozione del tubo di scarico impianto
TAE C
Ampliamento strada 101
Apertura percorso cavi da SS/13 a P6201/B e
P6202/B
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pag 90 di 98
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Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Allegati
Note:
1) Le aree di scavo evidenziate in colore verde azzurro sono relative ai lavori di scavo effettuati nel corso del
primo trimestre 2007, quelle in colore verde sono relative alle principali attività eseguite nel corso del 2006,
mentre quelle in colore giallo sono relative alle principali attività effettuate nel corso del 2005;
2) Durante la prima metà del 2007, le analisi di caratterizzazione dei terreni da scavo prodotti nell’ambito del
“Progetto Hydrocraking” , sono state effettuate conformemente alla normativa rifiuti ai fini del loro successivo
smaltimento (secondo prescrizione della CdS decisoria del dicembre ’06) con codice CER 170504, e
pertanto in tal caso non sono stati determinati gli Idrocarburi totali come C < 12 e C < 12 (determinazioni
necessarie per operazioni di riutilizzo).
A partire dal mese di Agosto 2007, in seguito all’approvazione da parte del MATTM del “Piano di bilancio e
gestione delle terre da scavo” relativa al progetto Hydrocracking (rif. D.M. 14.05.07), le terre da scavo sono
state analizzate ai fini del loro riutilizzo interno in Raffineria, ai sensi dell’ex-D.M. 471/99 e s.m.i.
Legenda:
R = riutilizzo, S = smaltimento
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Dichiarazione Ambientale
Allegati
RUMORE AMBIENTALE DIURNO LUNGO IL PERIMETRO DELLA RAFFINERIA
Codice
Misura
Descrizione Postazione
Laeq
(dBA)
LAF90
(dBA)
Autovetture
Mezzi
pesanti
Motocicli
(Tab.25)
Laeq (dBA) depurato
delle sorgenti esterne
P01-1
Ubicato all'interno dell'area Impianti - adiacente
alla Ferrovia TA-BA
63,40
57,50
P01-2
Ubicato all'interno dell'area Impianti - adiacente
alla Ferrovia TA-BA
62,70
60,50
P02-1
Ubicato all'esterno di fronte all'entrata principale e
adiacente alla SS106
65,20
57,90
205
49
4
60,80
P02-2
Ubicato all'esterno di fronte all'entrata principale e
adiacente alla SS106
66,70
55,50
280
45
3
58,60
P03-1
Ubicato all'esterno nel parcheggio e adiacente alla
SS106
67,10
60,70
1030
210
8
62,30
P03-2
Ubicato all'esterno nel parcheggio e adiacente alla
SS106
67,70
59,60
240
30
1
62,70
P04-1
Ubicato all'esterno nell'area di distribuzione AGIP
e adiacente alla SS106
62,50
57,80
225
21
P04-2
Ubicato all'esterno nell'area di distribuzione AGIP
e adiacente alla SS106
68,10
62,50
240
21
9
64,00
P06-1
Ubicato all'esterno-sulla strada Consortile
60,50
54,10
15
4
1
55,70
P06-2
Ubicato all'esterno-sulla strada Consortile
62,40
57,20
7
2
P07-1
Ubicato all'esterno-sulla strada Consortile
64,00
55,60
61
28
P07-2
Ubicato all'esterno-sulla strada Consortile
61,00
56,30
13
P08-1
Ubicato all'interno dell'area Caricamento rete
56,10
55,50
56,10
P09-1
Ubicato all'interno dell'area Impianti
61,10
54,30
56,00
P09-2
Ubicato all'interno dell'area Impianti
58,10
57,40
58,10
P10-1
Ubicato all'interno dell'area Impianti - di fronte
all'isola D
66,10
65,00
65,60
P10-2
Ubicato all'interno dell'area Impianti - di fronte
all'isola D
65,30
64,70
65,20
P11-1
Ubicato all'interno dell'area Impianti - di fronte al
deposito COVENGAS
53,10
50,50
53,10
P11-2
Ubicato all'interno dell'area Impianti - di fronte al
deposito COVENGAS
54,00
52,10
54,00
P12-1
Ubicato all'interno dell'area Impianti - adiacente
alla Ferrovia TA-BA
55,90
52,60
55,90
P12-2
Ubicato all'interno dell'area Impianti - adiacente
alla Ferrovia TA-BA
58,00
56,60
58,00
P13-1
Ubicato all'interno dell'area Impianti - adiacente
alla Ferrovia TA-BA e di fronte all'Antincendio
Training Area
64,10
61,30
Edizione 2 del 31/03/07
1
60,80
62,70
Revisione 5 del 31/03/07
59,40
58,20
1
57,10
57,70
1(treno)
63,00
pag 92 di 98
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Codice
Misura
Dichiarazione Ambientale
Allegati
Descrizione Postazione
Laeq
(dBA)
LAF90
(dBA)
Autovetture
Mezzi
pesanti
Motocicli
Laeq (dBA) depurato
delle sorgenti esterne
P13-2
Ubicato all'interno dell'area Impianti - adiacente
alla Ferrovia TA-BA e di fronte all'Antincendio
Training Area
65,00
63,30
64,70
P14-1
Ubicato all'interno dell'area Stoccaggio - adiacente
alla Ferrovia TA-BA
57,90
52,60
55,00
P14-2
Ubicato all'interno dell'area Stoccaggio - adiacente
alla Ferrovia TA-BA
56,40
52,20
54,10
P15-1
Ubicato all'interno dell'area Stoccaggio - adiacente
alla Ferrovia TA-BA
49,50
48,20
49,50
P15-2
Ubicato all'interno dell'area Stoccaggio - adiacente
alla Ferrovia TA-BA
52,50
51,70
52,40
P16-1
Ubicato all'interno dell'area Stoccaggio - adiacente
alla Ferrovia TA-BA
45,00
43,10
45,00
P16-2
Ubicato all'interno dell'area Stoccaggio - adiacente
alla Ferrovia TA-BA
46,40
44,10
46,40
P17-1
Ubicato all'interno dell'area Stoccaggio - adiacente
alla Ferrovia TA-BA
48,70
44,30
48,70
P17-2
Ubicato all'interno dell'area Stoccaggio - adiacente
alla Ferrovia TA-BA
46,40
43,20
46,40
P18-1
Ubicato all'interno dell'area Stoccaggio - adiacente
alla Ferrovia TA-BA
59,00
58,60
59,00
P18-2
Ubicato all'interno dell'area Stoccaggio - adiacente
alla Ferrovia TA-BA
53,40
52,50
53,40
P19-1
Ubicato all'interno dell'area Stoccaggio - vicino alla
SS106
56,00
53,40
55,70
P19-2
Ubicato all'interno dell'area Stoccaggio - vicino alla
SS106
56,50
54,20
56,40
P20-1
Ubicato all'interno dell'area Stoccaggio - adiacente
alla Ferrovia TA-BA e di fronte alla Sala Pompe
52,60
51,90
52,60
P20-2
Ubicato all'interno dell'area Stoccaggio - adiacente
alla Ferrovia TA-BA e di fronte alla Sala Pompe
65,00
64,60
65,00
P21-1
Ubicato all'interno dell'area Impianti - adiacente
alla Ferrovia TA-BA
62,90
59,90
62,90
P22-1
Ubicato all'interno dell'area Impianti - adiacente
alla Cabina ENEL
59,40
58,00
59,40
P23-1
Ubicato all'interno dell'area Impianti - di fronte
all'isola C
63,40
60,90
Edizione 2 del 31/03/07
Revisione 5 del 31/03/07
2
1
61,80
pag 93 di 98
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Allegati
RUMORE AMBIENTALE NOTTURNO LUNGO IL PERIMETRO DELLA RAFFINERIA (Tab.26)
Codice
Misura
Descrizione Postazione
Laeq
(dBA)
LAF90
(dBA)
Autovetture
Mezzi
pesanti
Motocicli
Laeq (dBA) depurato
delle sorgenti esterne
P01-n1
Ubicato all'interno dell'area Impianti - adiacente
alla Ferrovia TA-BA
58,90
57,70
P02-n1
Ubicato all'esterno di fronte all'entrata principale e
adiacente alla SS106
62,70
54,90
37
13
58,30
P03-n1
Ubicato all'esterno nel parcheggio e adiacente
alla SS106
67,50
60,60
7
5
61,40
P04-n1
Ubicato all'esterno nell'area di distribuzione AGIP
e adiacente alla SS106
62,60
56,00
5
2
56,80
P06-n1
Ubicato all'esterno-sulla strada Consortile
60,50
59,70
60,30
P07-n1
Ubicato all'esterno-sulla strada Consortile
63,30
61,70
62,10
P08-n1
Ubicato all'interno dell'area Caricamento rete
58,80
58,10
58,80
P09-n1
Ubicato all'interno dell'area Impianti
59,70
59,30
59,60
P10-n1
Ubicato all'interno dell'area Impianti - di fronte
all'isola D
63,40
63,00
63,40
P11-n1
Ubicato all'interno dell'area Impianti - di fronte al
deposito COVENGAS
54,30
52,90
54,30
P12-n1
Ubicato all'interno dell'area Impianti - adiacente
alla Ferrovia TA-BA
56,30
54,40
56,30
P13-n1
Ubicato all'interno dell'area Impianti - adiacente
alla Ferrovia TA-BA e di fronte all'Antincendio
Training Area
64,60
63,80
64,60
P14-n1
Ubicato all'interno dell'area Stoccaggio adiacente alla Ferrovia TA-BA
53,60
51,30
53,60
P15-n1
Ubicato all'interno dell'area Stoccaggio adiacente alla Ferrovia TA-BA
47,30
46,10
47,30
P16-n1
Ubicato all'interno dell'area Stoccaggio adiacente alla Ferrovia TA-BA
47,00
45,70
47,00
P17-n1
Ubicato all'interno dell'area Stoccaggio adiacente alla Ferrovia TA-BA
46,20
45,30
46,20
P18-n1
Ubicato all'interno dell'area Stoccaggio adiacente alla Ferrovia TA-BA
49,70
49,20
49,70
P19-n1
Ubicato all'interno dell'area Stoccaggio - vicino
alla SS106
Ubicato all'interno dell'area Stoccaggio adiacente alla Ferrovia TA-BA e di fronte alla Sala
Pompe
57,10
55,40
57,10
65,40
64,30
65,40
P20-n1
58,90
P21-n1
Ubicato all'interno dell'area Impianti - adiacente
alla Ferrovia TA-BA
61,40
60,50
61,40
P22-n1
Ubicato all'interno dell'area Impianti - adiacente
alla Cabina ENEL
59,00
58,20
59,00
P23-n1
Ubicato all'interno dell'area Impianti - di fronte
all'isola C
61,90
61,40
61,90
Edizione 2 del 31/03/07
Revisione 5 del 31/03/07
pag 94 di 98
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Allegati
ALLEGATO 3.8 – Interventi di miglioramento ambientale effettuati nel periodo 2001÷2007
Periodo 2001 – 2003
Ambito
Descrizione
Intervento
Obiettivo
Ottimizzazione del processo di
recupero zolfo
Riduzione delle emissioni
atmosferiche diffuse da serbatoi ed
apparecchiature
980
Gen - 2002
Gen - 2002
Riduzione delle emissioni
atmosferiche da Impianti
Passaggio a gas
forni catalitici
206,6
Gen - 2002
Monitoraggio
emissioni camino E2
300
Gen - 2002
Monitoraggio
perimetro
430
Gen - 2002
Incremento efficienza di controllo
emissioni diffuse e qualità dell'aria
Acquisto analizzatori
300
Mag - 2001
Riduzione delle emissioni
atmosferiche diffuse di COV
Realizzazione di
sistemi di recupero
vapori, nell'area di
caricamento olio
combustibile
400
Set - 2001
Riduzione delle emissioni diffuse
atmosferiche da Impianti
Copertura serbatoio
T 6001
(Impianto TAE)
300
Gen - 2003
Sostituzione
tenute K101;
Copertura
serbatoio T6003
(TAE);
Inserimento
nuove tenute a
secco K 401 A/B
258,2
206,6
83
Apr - 2003
Riduzione delle emissioni
atmosferiche da Impianti
Interventi vari in
zona Torcia TSTC
915
Mag - 2003
Riduzione delle emissioni
atmosferiche da Impianti
Recupero gas di
torcia TSTC a VB
fermo
52
Mag - 2003
Monitoraggio suolo/sottosuolo e
falda
Monitoraggio suoli e
falde (conf.
Protocollo MINAMB)
825,8
Gen - 2003
Demolizione e
bonifica impianto
dissalatori orizzontali
area Impianti CTE
314
Set - 2000
Bonifica e
impermeabilizzazion
e parco lavaggio
scambiatori e vessel
360
Set - 2000
Ricondizionamento
serbatoio MTBE
(T3114)
413
Gen - 2002
Protezione
suolo
Edizione 2 del 31/03/07
Mag - 2003
800
Riduzione delle emissioni diffuse da
aree Impianti e Serbatoi
e falda
3099
Ricondizionamento
serbatoio T3208
Protezione
sottosuolo
[k€]
Fine
intervento
Riduzione delle emissioni
atmosferiche diffuse da serbatoi ed
apparecchiature
Incremento capacità di controllo
emissioni convogliate
aria
Incremento
conversione
Impianto Claus 3
Ammodernamento
serbatoi a tetto
galleggiante e
pompe
Importo speso
Minimizzazione dei rischi di
sversamento prodotti su
suolo/sottosuolo
Revisione 5 del 31/03/07
pag 95 di 98
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Ambito
Dichiarazione Ambientale
Allegati
Descrizione
Intervento
Fine
intervento
Bonifica Area
pensiline di carico
258,2
Set - 2001
Bonifica area
pensiline discarica
greggio
100
Set - 2001
Bonifica fogne
impianto TSTC
361,5
Gen - 2003
Bonifica area
serbatoi greggio
206,6
Feb - 2003
Bonifica piazzale
parcheggio esterno
autobotti
100
Giu - 2003
Bonifica area Valve
Box
439
Giu - 2003
Bonifica bacini di
contenimento
serbatoi olio
combustibile
263,4
Giu - 2003
Bonifica area
serbatoi T 3128/29 e
T 3220/23
206,6
Dic - 2003
Bonifica area Main
Trench a sud SS
Jonica
568
Giu - 2003
Bonifica area
trattamento acque
zona A e area
imprese
413,2
Giu - 2003
Rifacimento tratti di
fogna area Blending
361,5
Gen . 2003
206,6
Gen – 2003
170,4
Gen – 2003
Riduzione consumi acqua potabile
Sostituzione acqua
potabile per
raffreddamento
glicole IRV con
acqua di pozzo
10,3
Gen - 2004
Riduzione dei rischi da presenza
serbatoi GPL
Adeguamento Parco
GPL
4132
Giu - 2001
300
Nov - 2001
154,9
Gen - 2003
4408
Mag – 2003
Protezione
suolo
sottosuolo
Importo speso
[k€]
Obiettivo
Minimizzazione dei rischi di
sversamento prodotti su
suolo/sottosuolo
e falda
Pavimentazione aree
critiche (drenaggi
serbatoi, pompe,
valvole, flange) e
collettamento a
sistema fognario
Sostituzione di un
serbatoio interrato a
camicia singola e
installazione allarmi
su serbatoi a doppia
camicia
Protezione
dell’acqua e
risparmio di
risorsa
idrica
Riduzione
dei rischi
correlati
Riduzione dei rischi da utilizzo
chemicals
alla
presenza di
sostanze
Riduzione dei rischi da utilizzo
chemicals
pericolose
Riduzione dei rischi da utilizzo
chemicals
Adeguamento
sistema
additivazione
chemicals
Adeguamento
sistema di
additivazione
chemicals SOI3
Revamping Merox
(*) Interventi B.A.T. definiti e conclusi secondo quanto previsto dal Piano di Adeguamento della Domanda di A.I.A. della Raffineria di Taranto.
Edizione 2 del 31/03/07
Revisione 5 del 31/03/07
pag 96 di 98
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Allegati
Periodo 2004 – 2007
Obiettivo
Descrizione
Intervento
Riduzione delle emissioni atmosferiche
diffuse da serbatoi ed apparecchiature
Importo speso
[k€]
Fine
intervento
Adeguamento sistema di
recupero vapori benzina
(area Caricamento Rete)
531
Gen 2004
Riduzione delle emissioni atmosferiche
diffuse da serbatoi ed apparecchiature
Adeguamento sistema di
recupero vapori serbatoi
O.C.
585
Gen 2004
Incremento capacità di controllo emissioni
convogliate
Monitoraggio su altri tre
camini
(RHU, HOT OIL,TIP)
500
Mar 2006
Riduzione delle emissioni atmosferiche
diffuse da serbatoi ed apparecchiature
Installazione di manicotti di
guarnizione attorno ai
punti di campionamento di
n. 2 serbatoi a T.G.
40
Riduzione delle emissioni atmosferiche
diffuse da apparecchiature
Sostituzione cappe di
laboratorio
254
Riduzione delle emissioni atmosferiche
diffuse da serbatoi ed apparecchiature
Installazione nuove tenute
doppie su serbatoi T.G.
(n. 48 serbatoi adeguati)
250
Riduzione delle emissioni atmosferiche
diffuse da apparecchiature
Implementazione di studio
analitico delle emissioni
diffuse/fuggitive (LDAR)
40
Riduzione delle emissioni atmosferiche
diffuse da apparecchiature
Installazione doppie tenute
su pompe critiche
(n. 12 pompe adeguate su
84 totali)
497
Monitoraggio e controllo delle emissioni da
torcia 1
Completamento
predisposizioni interventi
(1° Step)
4295
Monitoraggio e controllo delle emissioni da
torcia 2
Completamento
predisposizioni interventi
(1° Step)
200
Riduzione delle emissioni atmosferiche
diffuse da impianto TAE
Studio di fattibilità per
l’esecuzione della
copertura delle vasche
della sezione di
disoleazione primaria delle
acque di alimento
all’impianto TAE
---
Riduzione dei rischi di sversamento
prodotti
Eliminazione serbatoi
interrati a camicia singola
in area caricamento rete
50
Giu - 2004
Riduzione dei rischi di sversamento
prodotti
Esecuzione del Piano di
Caratterizzazione
Ambientale Integrativo
500
Dic- 2004
Minimizzazione dei rischi di inquinamento
del suolo/sottosuolo e falda
Verifica tenuta rete
fognaria in area
caricamento rete
181
Gen. 2005
Riduzione dei rischi di sversamento
prodotti
Manutenzione T 3006
1200
Giu - 2005
Messa in sicurezza del sito (D.M. 471/99)
Realizzazione n. 9
sbarramenti idraulici
4130
Lug - 2005
Riduzione dei rischi di sversamento
prodotti
Sostituzione T3310
800
Dic - 2005
Riduzione dei rischi di sversamento
prodotti
Rifacimento serbatoio
T3144
---
Dic- 2007
Riduzione dei rischi di sversamento
prodotti
Sostituzione tetto e fondo
T-3008
3680
Dic - 2006
Ambito
Ott – 2007
(*)
Ott – 2007
(*)
Ott – 2007
(*)
Protezione
aria
Protezione
suolo
sottosuolo
e falda
Edizione 2 del 31/03/07
Revisione 5 del 31/03/07
Ott – 2007
(*)
Dic – 2007
(*)
Ott – 2007
(*)
Ott – 2007
(*)
Ott – 2007
(*)
pag 97 di 98
Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing
Raffineria di Taranto
Dichiarazione Ambientale
Allegati
Descrizione
Intervento
Ambito
Obiettivo
Protezione
Riduzione dei rischi di sversamento
prodotti
suolo
sottosuolo
e falda
Protezione
dell’acqua
e risparmio
Riduzione dei rischi di sversamento
prodotti
300
Dic - 2007
2250
Ott - 2007
4000
Dic - 2007
Riduzione consumi/approvvigionamento
acqua mare
Rifacimento rete
antincendio
(area Blending)
580
Dic- 2004
Riduzione dei rischi di afflussi inquinanti in
bacino naturale
Modifica sistema acque
acide SOI 1
410
Giu - 2005
Riduzione dei rischi di afflussi inquinanti in
bacino naturale in caso di eventi meteorici
intensi
Realizzazione di un
serbatoio di accumulo
acque meteoriche TAE A
1100
Feb - 2005
Riduzione dei rischi di afflussi inquinanti in
bacino naturale durante la normale
operatività
Recupero della sezione
dei filtri a sabbia dal TAE
C al TAE A
5717
Dic - 2004
Riduzione dell’emungimento dell’acqua dei
pozzi profondi; Bonifica acque di falda;
Realizzazione di un
impianto di Osmosi inversa
e Ultrafiltrazione che tratti
tutte le acque provenienti
dal TAE, al fine di produrre
acqua demi.
24800
Giu - 2006
Riduzione consumi acqua
Rifacimento rete
antincendio (area
Blending)
580
Gen - 2006
Riduzione dei rischi di afflussi inquinanti in
bacino naturale
Adeguamento TAE
(inserimento biologico)
4648
Dic - 2004
Riduzione emissioni rumore
Insonorizzazione
apparecchiature impianti
SOI 1
1° step: 103
2° step: 450
Eliminazione dei rischi correlati alla
presenza di Piombo tetraetile
Bonifica e smantellamento
Impianto di stoccaggio e
additivazione Piombo
Tetraetile
640
Mag – 2004
Riduzione dei rischi di sversamento
chemicals/ additivi/ oli lubrificanti
Adeguamento aree
stoccaggio chemicals,
additivi e olii lubrificanti
(BULK) SOI allo Standard
di Raffineria
150
Giu – 2004
Giut - 2004
Giu - 2004
Riduzione dei consumi energetici
Modifica Feed Effluent
Reformer
5390
Feb - 2006
Recupero energetico
Ottimizzazzione del PSA
12
461
Dic.- 2005
Recupero energetico
Recupero energetico
Linhoff MARCH TIP
175
Ott - 2007
Recupero energetico
Intervento relativo al
recupero condense
provenienti dagli impianti
zona Claus / Scot
250
Giu - 2007
Recupero energetico
Sostituzione radiante forni
1401 A/B
4700
Dic. 07 – Gen
08
Riduzione
correlati
Fine
intervento
Sostituzione bracci di
carico Pontile Berth lato
ovest (1° step)
Rumore
dei rischi
[k€]
Riduzione dei rischi di sversamento
prodotti
di risorsa
idrica
Realizzazione stazione
ATB fissa per permettere il
rientro del sovraccarico
ATB per i prodotti neri
Interventi di miglioramento
serbatoi (tetto, fondo,
inserimento doppio fondo)
(n. 38 serbatoi adeguati)
Importo speso
Dic- 2004
Giu 2006
alla
presenza
di sostanze
pericolose
Risparmio
energetico
Edizione 2 del 31/03/07
Revisione 5 del 31/03/07
pag 98 di 98