Divisione Refining & Marketing - Raffineria di Taranto · Capitaneria di Porto); ... finalizzate alla redazione annuale del Rapporto Ambientale. ... (prima raffineria in Italia) e

Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing Dichiarazione Ambientale

Raffineria di Taranto

Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 1 di 11

Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing Raffineria di Taranto

DICHIARAZIONE AMBIENTALE (Regolamento CE 761/2001 e 196/06 EMAS)




INDICE

SEZIONE 1 (pagg. 1 – 11)

PRESENTAZIONE 4 INTRODUZIONE 1.1: L’impegno ambientale Eni S.p.A. – Divisione Refining & Marketing 5 1.2: La Politica Ambientale della Raffineria di Taranto 10

SEZIONE 2 (pagg. 1- 52)

DESCRIZIONE DELL’ORGANIZZAZIONE E DELLE SUE ATTIVITA’ 2.1: Ubicazione del Sito 1 2.2: Caratteristiche territoriali 3 2.3: Storia del Sito 6 2.4: Struttura attuale del sito 7 2.5: Caratteristiche del processo produttivo 10 2.6: Aspetti generali del sito 34 2.7: L’Organizzazione della Raffineria 49 2.8: Il Sistema di Gestione della Raffineria 51 2.9: Status autorizzativo, prescrizioni e procedimenti Aperti 52

SEZIONE 3 (pagg. 1- 55)

ASPETTI E IMPIATTI AMBIENTALI 3.1: Attività della Raffineria di interesse ambientale ed Aspetti 1 3.2: Gestione materie prime e prodotti finiti 3 3.3: Prelievo ed utilizzo di risorsa idrica 13 3.4: Scarichi Idrici 17 3.5: Emissioni atmosferiche 20 3.6: Emissioni di gas serra – Protocollo di Kyoto 29 3.7: Gestione Rifiuti 33 3.8: Protezione del suolo/sottosuolo e della falda Gestione Rifiuti 38 3.9: Emissioni acustiche 49 3.10: Elettromagnetismo e Sorgenti Radiogene 52 3.11: Aspetti ambientali derivanti da condizioni anomale di esercizio 53 3.12: Impatti ambientali e valutazione della significatività 55

SEZIONE 4 BIS (pagg. 1- 43) INTEGRAZIONE CON STABILIMENTO GPL 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

SEZIONE 4 (pagg. 1- 12) PIANO DI MIGLIORAMENTO AMBIENTALE 4.1: Interventi di miglioramento ambientale effettuati dalla Raffineria 1 4.2: Obiettivi di miglioramento ambientale 5 4.3: Indicatori di performances ambientali e target EMAS 2007 10




SEZIONE 5 (pagg. 1- 2) MODALITA’ DI AGGIORNAMENTO E DIFFUSIONE 5.1: Aggiornamento della Dichiarazione Ambientale 1 5.2: Diffusione della Dichiarazione Ambientale 1 5.3: Informazione per il pubblico 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




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.




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).




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 logistico-

operative 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.




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”).







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.




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 (R-

SGA), 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:




La Politica Ambientale della Raffineria di Taranto – 03/10/2005

li, 03 Ottobre 2005




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.




Fig. 2 - Aereofotogrammetria

3

5

9

11

12

10

8 7

6

4

12

13 14


Fig. 1 - Inquadramento territoriale




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




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 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.

Complesso dei

terreni superficiali

0,40-2 m Unità costituita da terreni sabbioso limosi o limoso sabbiosi.

Argille plioceniche

(Argille del

Bradano)

80-100 m

Unità costituita da terreni prevalentemente marnoso argillosi di colore

grigio-azzuro o grigio-verde con talora intercalazioni sabbiose.

Calcari (Calcari di

Altamura) ca. 300 m

Unità costituita da calcari compatti biancastri e grigi, con intercalati

calcarei dolomitici e dolomie compatti di colore grigio scuro.

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




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.

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

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




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.




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 .

Fig. 6 - Identificazione aree di raffineria

1

2

3

4

5

3 – Area Stoccaggio

2 – Area Impianti

1 – Area Caricamento

5 – Stabilimento GPL

4 - Pontile




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.

Le principali interfacce con le suddette realtà

terze sono sintetizzate nello schema a lato.

Figura 7 - Schema Interscambi

Centro Oli Val D'Agri

PraOil Terminale Oleodotto

ENI R&M RAFFINERIA DI TARANTO

EniPower Centrale

Termoelettrica

Acqua mare, Acqua Pozzo, F. Gas, F. Oil, Condense vapore

GreggioVapore, Energia Elettrica, Acqua Demi e Raffreddam, Scarichi fognatura

ILVA

Acqua Demi

Olio Combustibile

Eni R&MStabilimento GPL

TarantoPropanoButano

Oleodotto




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 Sotto-

Comitato 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).




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.

Schema di flusso del ciclo di produzione della Raffineria di Taranto

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:

Distillation Desulphurization Conversion Upgrading

HDS 1

HDS 2

HDT

TOPPING

VACUUM

RHU

TSTC

LPG

PLAT

GASCON

TIP

MEROX

CLAUS

H2

Products

GPL

Gas liquefatti

GASOLINES

Benzine auto

KEROSENES

Petroli vari usi

GAS OILS

Gasoli

LIQUID SULPHUR

Zolfo liquido

FUEL OILS

Oli combustibili

CAT FEED

BITUMEN

Bitume

RHU

Fuel gas

Vapore

Olio greggio

Residuo

Residuo da VB/TC

Benzina e

GPL

Benzina pesante

Gas GPL

Idrogeno solforato

Benzina leggera

Benzina pesante da Cracking

Benzina

Benzina

Idrogeno

Idrogeno

Gasoli

Gasoli

Benzina da

Reformer

Benzina leggera

Benzina da Isomerization

GPL

GPL

GPL

Idrogeno solforato

Idrogeno solforato

Residuo

Bitume

Idrogeno

Kero

Gasolio da vuoto

Gasolio da cracking

Gasoli

GPL

Cat

Feed

Idrogeno solforato

Cat

Feed

GPL

Gasoli

Zolfo

Idrogeno solforato

Gasolio

Fuel Gas

GPL




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).




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.




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 L’impianto è rappresentato nello schema di flusso dell’impianto “centralizzato” TAE A e Water Reuse (Fig. 10) 3 Prodotto di fondo da distillazione sottovuoto di un grezzo o equivalente




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 centro-

meridionale 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:




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.




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.




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 pre-trattate 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).




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).

Fig. 9 Bis – Sistema TAE di Raffineria e configurazione scarichi

ZONA B

ZONA A

ZONA C

condizioni normali

condizioni di emergenza

SCARICO B

SCARICO A

TAE C

acque zona C e acque di falda

TAE B

acque zona B e acque di falda

acque meteoriche 1° pioggia

acque meteoriche 2° pioggia

TAE A

acque zona A e acque di falda

WRacque dissalata per produzione acqua demineralizzata

scarico "Rigetto" (Scarico Parziale 1)

Vasca S6005

(fenomeni particolarmente intensi)

Variante al PDBF (Dec. Dir. Prot. n. 4396/QdV/DI/B del 28.02.08)




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.

Fig. 10 - Schema a blocchi impianto “centralizzato”

TAE A

WR

ACCUMULO E SOLLEVAMENTO

VASCHE DI SEPARAZIONE (P.P.I.)

DESOLFORAZIONE

RETE FOGNARIA OLEOSA

FLOTTAZIONE

ACQUE PROCESSO

IMPIANTI SWSIMPIANTI DESALTER

(CDU)

FILTRAZIONE

BIOFILTRAZIONE

ISPESSIMENTO FANGHI

CENTRIFUGAZIONE FANGHI

Scarico "RIGETTO" Water Reuse a Vasca S6005

FANGHI A SMALTIMENTO

ACQUE FALDA

ULTRAFILTRAZIONE

OSMOSI I STADIO

OSMOSI II STADIO

ACQUA DISSALATA A ENIPOWER

FILTRAZIONE SU CARBONI ATTIVI

DECANTAZIONE LAMELLARE

chiarificato centr. fanghi




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 n-

esano), 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.




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.




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 S-

6008).

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;




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 S-

6008.

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




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).




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.

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.

SCARICO A

TAE A + WR

Vasca S6005

Acque raffreddamento Eni R & M

Acque Raffreddamento EniPower

Rigetto

165 mc/h 5800 mc/h

440 mc/h

3550 mc/h Acque Raffreddamento EniPower




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. (S-

6003); 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).




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;




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.




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.




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).




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.




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 (ex-

Deint), 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:




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.




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




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




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 T-

3002. 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:




- 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.




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.




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.




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




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 32 h Nuove regole in materia di rifiuti e bonifica dei siti contaminati 16 h

Analisi dei rischi nelle attività produttive 40 h

Informazione/ Formazione sui rischi di incidente rilevante (D. Lgs. 334/99, DM

16/03/98, D. Lgs. 626/94)

228 h

Tematiche Ambientali per inserimento laureati 8 h

Tematiche Ambientali per inserimento diplomati 65 h

Tematiche Ambientali per riallocazione personale 88 h


2002

Informazione/ Formazione su H2S 12 h




Anno


TOTALE ORE DI FORMAZIONE 1.495 h

Gestione, classificazione e trasporto rifiuti 24 h La protezione della salute e della sicurezza dei lavoratori contro i rischi derivanti

da atmosfere esplosive (D. Lgs. 233/2003) 8 h

Regimi di Responsabilità ed Assicurabilità del Rischio Ambientale 8 h

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 (L.B.) 16 h

2003

Tematiche Ambientali per inserimento diplomati 336 h

TOTALE ORE DI FORMAZIONE 776 h

Informazione/ Formazione sui rischi di incidente rilevante (D. Lgs. 334/99, D.M.

16/03/98, D. Lgs. 626/94)

248 h

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


16/03/98, D. Lgs. 626/94)

10,5 h

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.

Lgs. 195/03)

32 h

2004

Formazione EMAS (comprese Ditte Terze) 286 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


16/03/98, D. Lgs. 626/94)

46h

Gestione delle crisi ambientali 32h

2005

Addetti servizi prevenzione e protezione 40h




Anno


Formazione ex D. Lgs. 195/03 per RSPP/APP 52h


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

2006

Corso di formazione per auditor ambientale ISO/EMAS 36 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

2007

Formazione SGS riunioni di terzo livello 4.524 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.




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.




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:

Fig. 13 – Trend MSA e RACA periodo 2002÷2007

130125 120

6558

39

65

11

52

17 20 22

0

20

40

60

80

100

120

140

2002 2003 2004 2005 2006 2007

MSA

RACA




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”.




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

Fig. 14 – Spese/Investimenti ambientali

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

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

k€

Protezione Aria Protezione Acqua Protezione Suolo Rifiuti




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).




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.




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.

Fig. 15 – Organigramma “Lean Production”

RSOI

TECON/RSGA

INV TA

REOPSPP

DIR RESP/SGAPERF

SERTEC

MAN AFF

RMSTPS

RTO

TMS

RTO G

CONS OPE

TEAM DIREZIONALE

TEAM OPERATIVO

TEAM GESTIONALE

HUB SE




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)




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.




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;




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.




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;




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%).




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).




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.

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.




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.

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”).

Indice movimentazione LEI

30,52 29,5127,5825,88 25,08

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

35,00

2003 2004 2005 2006 2007




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)".




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.



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

Indice Fuel Gas/ Combustibili utilizzati

73,4%

78,2%

80,9%

82,2%

73,8%

68,0%

70,0%

72,0%

74,0%

76,0%

78,0%

80,0%

82,0%

84,0%

2003 2004 2005 2006 2007




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.

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).

Energy Intensity Index

75,73

68,97 68,92 68,21 69,31 68,25 68,00 66,8469,33

50,00

55,00

60,00

65,00

70,00

75,00

80,00

85,00

90,00

95,00

1998 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007




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%).

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.

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.




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.

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.

Indice Prodotti ecologici (%)

4,93

7,33 7,326,87

7,76

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

2003 2004 2005 2006 2007




3.3 – Prelievo ed utilizzo di risorsa idrica


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


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.




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).




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%).

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


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.

Indice Consumo acqua pozzo (%)

22,87

18,21

14,91

10,34

7,04

0,080,51

11,43

0,811,25

0

5

10

15

20

25

2003 2004 2005 2006 2007

Consumo totale Consumo specifico (Raffineria)




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%).

Fig. 21 - Indice Prelievo acqua mare totale

(Fonte: PERF; Elaborazione: PERF; Modalità: misura diretta)



Indice Prelievo acqua mare

18,54

14,1412,39

13,71 14,36 14,53

9,419,358,517,908,33

9,96

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

2002 2003 2004 2005 2006 2007

Consumo totale Consumo specifico (Raffineria)




3.4 – Scarichi idrici


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).


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 (mg/l)Limite normativo vigente: 40 mg/l

3,19 2,95 3,37 4,31

20,72

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

2003 2004 2005 2006 2007

Scarico A - COD (mg/l)Limite normativo vigente: 160 mg/l

35,72 41,79

72,35

nd

nd0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

2003 2004 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.


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.

Scarico A - Oli Minerali (mg/l)Limite normativo vigente: 5 mg/l

0,18

0,12

0,070,08

0,06

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

2003 2004 2005 2006 2007

Scarico A - Fenoli (mg/l)Limite normativo vigente: 0,5 mg/l

0,001 0,001 0,001 0,001nd

0,0000,000

0,0000,0010,001

0,0010,001

2003 2004 2005 2006 2007

Scarico A - Azoto Ammoniacale (mg/l)Limite normativo vigente: 15 mg/l

0,393

0,492

0,339

0,1770,102

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

2003 2004 2005 2006 2007

Scarico A - BTEX (mg/l)Limite normativo vigente: 0,02 mg/l

0,0010 0,0010 0,0010

0,0030

0,0050

0,0013

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

2002 2003 2004 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.

Scarico AIndice BOD 5 (%)

7,97 7,39 8,42 10,77

51,80

0

10

20

30

40

50

60

2003 2004 2005 2006 2007

Scarico AIndice COD (%)

22,33 26,12

45,22

ndnd

0

10

20

30

40

50

2003 2004 2005 2006 2007

Scarico AIndice Azoto Ammoniacale (%)

2,623,28

2,26

1,180,68

01122334

2003 2004 2005 2006 2007

Scarico AIndice OLI (%)

3,64

2,46

1,381,68

1,28

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

2003 2004 2005 2006 2007

Scarico AIndice Fenoli (%)

0,10 0,10 0,10 0,10 0,10

nd0,00

0,02

0,04

0,06

0,08

0,10

0,12

2002 2003 2004 2005 2006 2007

Scarico AIndice BTEX (%)

0,51 0,51 0,51

1,53

2,55

0,66

0

1

1

2

2

3

3

2002 2003 2004 2005 2006 2007




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


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);




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:

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);

S 6

S 8

S 9

E1

E2

E4E7

E8

E5E6

C 1-46

S 3S 5

S 1S 4

S 7

S 2




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.




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.

SO2 H2S PST NOx NO NO2 Periodo µg/m3 µg/m3 µg/m3 ppb µg/m3 µg/m3

Stazione 1 ATB 1

Anno 2002 3,40 2,39 106,42 28,24 16,70 27,44

Anno 2003 2,68 2,22 98,91 23,94 12,90 25,29

Anno 2004 1,07 1,52 102,35 21,46 8,85 26,82

Anno 2005 1,23 3,02 77,77 19,07 7,76 23,99

Anno 2006 1,49 8,32 79,86 20,77 7,74 24,96

Anno 2007 1,56 1,46 75,10 19,76 7,99 24,93

Stazione 2 Varco Nord

Anno 2002 2,52 2,08 78,93 18,34 17,66 15,79

Anno 2003 5,01 2,20 85,63 15,06 5,64 21,92

Anno 2004 5,28 2,15 94,35 15,97 6,36 20,96

Anno 2005 4,34 0,84 76,61 19,11 10,37 23,52

Anno 2006 5,44 0,80 86,04 22,34 6,75 31,32

Anno 2007 3,73 0,96 101,11 24,68 11,60 28,63 Stazione 3 Blending

Anno 2002 3,06 0,21 84,61 22,09 11,93 23,29

Anno 2003 2,31 0,12 88,23 18,92 8,84 23,68

Anno 2004 3,29 1,01 90,79 19,12 10,25 20,35

Anno 2005 4,38 1,19 67,94 20,04 8,95 24,00

Anno 2006 2,78 2,59 73,70 21,65 8,20 28,17

Anno 2007 1,71 1,97 70,98 22,43 10,45 26,19

Limiti medi giornalieri di riferimento (D.P.R. 322/71)

390 40 300 100 190 190

Fig. 25 – Trend 2003÷2007 della qualità aria ambiente





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.




Emissioni convogliate SO2 - RAFFINERIA

2.986

2.431

2.932 2.958 2.921

-

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

2003 2004 2005 2006 2007

t/a

Emissioni convogliate NOx - RAFFINERIA

926

690

783818 816

-

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1.000

2003 2004 2005 2006 2007

t/a

Emissioni convogliate PST - RAFFINERIA

56

10087

77

160

-

20

40

60

80

100

120

140

160

180

2003 2004 2005 2006 2007

t/a

Emissioni convogliate CO - RAFFINERIA

122

127

116

112113

100

105

110

115

120

125

130

2003 2004 2005 2006 2007

t/a

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.




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);




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


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).

Fig. 27 – Indici Emissioni Convogliate in atmosfera

Indice emissioni

0,63

0,450,49 0,48 0,49

0,140,130,130,130,20

0,0130,0140,0170,0100,034-

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

2003 2004 2005 2006 2007

SO2 NOx PST




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).



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.

.

Indice qualità FO

0,139 0,144

0,211

0,133

0,106

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

2003 2004 2005 2006 2007




3.6 – Emissioni di gas serra – Protocollo di Kyoto


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.

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

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).




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.


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

0,1980,210

0,1830,167 0,175

-

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

2003 2004 2005 2006 2007

t/a

Fig. 29 – Indice Emissioni Convogliate CO2

(Fonte: TECON, Elaborazione: Operatore GHG)




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.

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.




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:

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.

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




3.7 – Gestione rifiuti


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.


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;




1/2

5

3/4

- 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;

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.




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).

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

Indici Recupero/Smaltimento

0,43

0,190,14

0,42

0,20

0,57

0,810,86

0,58

0,80

-

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

1,00

2003 2004 2005 2006 2007

IR ID




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).

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.

Indici Pericolosi/Non pericolosi

0,55

0,80

0,67

0,43

0,62

0,45

0,20

0,33

0,57

0,38

-

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

2003 2004 2005 2006 2007

INP IP




Indice di utilizzo catalizzatori (RHU): Quantità di catalizzatore (ton) dell’impianto RHU utilizzato per

ciclo, rispetto alla carica processata all’impianto RHU (kton).

Fig. 34 – Indice Utilizzo Catalizzatori

(Fonte: TPS SOI3; Elaborazione: TPS SOI3; Modalità: misura)



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.

Indice utilizzo catalizzatori

0,34

0,25

0,18

0,57

0,50

0,38

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

6° Ciclo ('00-'02) 7° Ciclo ('02-'04) 8° Ciclo ('04-'05) 9° Ciclo ('05-'06) 10° Ciclo ('06-'07) 11° Ciclo ('07)




3.8 – Protezione del suolo/sottosuolo e della falda


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




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 Claus-

Scot. 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”





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

SSbbaarrrraamm ..

NN°°11

((227700mm ))

SSbbaarrrraamm ..

NN°°55

((335500mm ))

SSbbaarrrraamm ..

NN°°88 ((221155mm )) SSbbaarrrraamm ..

NN°°99 ((110000mm ))

SSbbaarrrraamm ..

NN°°66 ((770000mm ))

SSbbaarrrraamm ..

NN°°44 ((330000mm ))

SSbbaarrrraamm ..

NN°°33

((221100mm ))





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.





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.





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





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




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 (ex-

Deint), 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.




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

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




Si riporta di seguito la planimetria del Sito con l’ubicazione dei piezometri di monitoraggio e

l’individuazione delle 12 aree omogenee sopra elencate.

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).

B

A

C

D

E

F

G

H

I 1

I 2 L

M

M

N

I 3




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:



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.

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.

Indice situazione piezometri %

15,00%17,67%

24,55%

30,24%32,77%

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

35,00%

2003 2004 2005 2006 2007




3.9 - Emissioni acustiche


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);






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.

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

limite Leq in dB(A)

classificazione area diurno notturno

esclusivamente industriale 70 70

intensa attività umana 65 55




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.




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.




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.




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.




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.

Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing

Dichiarazione Ambientale



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.. Target 2004 (Rif. D.A. 2004)

Valore target raggiunto 2007 Note

Adeguamento TAE (inserimento biologico)

Intervento concluso Sez. 3

Riduzione del 5 % dell’indice scarichi idrici

rispetto ai valori del 2003

Recupero della sezione dei filtri a sabbia dal TAE

C al TAE A

Intervento concluso All. 3.8

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

Realizzazione di un serbatoio di accumulo

acque meteoriche TAE A

Intervento concluso All. 3.8 Fine intervento

Alla data di verifica il target è stato raggiunto

Adeguamento aree stoccaggio chemicals, additivi e olii lubrificanti (bulk) SOI allo standard

di Raffineria

Intervento concluso All. 3.8 Fine intervento


Modica Feed Effluent Reformer


Riduzione del 10% consumi specifici

dell’impianto rispetto al data-book 2004 (57,2 kg

EP/T feed)


(47,9 kgEP/t feed)

Incremento capacità PSA 6 letti per recupero H2 da

PLAT riducendo produzione H2 da impianti dedicati


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





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


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.


n. serbatoi o.c. area blending collegati a

IRV/totali da collettare


Esecuzione del Piano di Caratterizzazione

Ambientale Integrativo


Adeguamento al D.M. 471/99 e art. 17 del D.

Lgs. 22/97


Rif. par. 3.8.1

Monitoraggio su altri tre camini

(RHU, HOT OIL,TIP)


Numero camini monitorati in continuo


Realizzazione di una stazione ATB fissa per permettere il rientro del sovraccarico ATB per i

prodotti neri

Intervento in corso

Sez. 4

Riduzione del 10% rispetto al dato 2003 delle segnalazioni di sversamenti da ATB


Rif. Par. 4.2

“interventi in corso”

Interventi di messa in sicurezza del sito: realizzazione n. 9

sbarramenti idraulici


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

Razionalizzazione circuito di raccolta

drenaggi sala pompe bitume

Intervento in corso --- Realizzazione impianto

Il target è misurabile/ verificabile solo a fine

intervento

Rif. Par. 4.2


Interventi di miglioramento area

serbatoi (tetto, fondo, inserimento doppio

fondo, etc.)

Intervento in corso All. 3.8

N. serbatoi su cui è effettuato un intervento

(80%) rispetto ai serbatoi in programma (piano 2004-05) (n. 37

serbatoi)


(sostituiti 42 doppi fondi)

Rif. Par. 4.2


Sostituzione tetto e fondo T3008


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)

Intervento relativo al recupero delle condense provenienti dagli impianti

zona CLAUS/SCOT


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 Insonorizzazione

impianti: sostituzione ventilatori area SOI 1 –

2° step


Sostituzione di tutti gli impianti programmati Raggiunto

Sostituzione Bracci di carico pontile berth lato

OVEST (1° step)

Intervento in corso

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

Rif. Par. 4.2






Intervento


Intervento Rif.. Target 2004

(Rif. D.A. 2004) Valore target

raggiunto 2007 Note

Sostituzione delle doppie tenute delle pompe

critiche SOI 3

Intervento in corso All. 3.8

Sostituzione doppie tenute su n. 12 delle 68

pompe da adeguare


(n. 25 doppie tenute installate)

Rif. Par. 4.2


Sostituzione convettiva forni 1401 A/B

Intervento concluso

All. 3.8

Riduzione del 3% dei consumi specifici

impianto rispetto al data-book 2004 (31,1

kgEP/t feed) a fine 2007

Alla data di verifica (fine progetto) il target

è stato raggiunto (30,2 kgEP/t feed)

Recupero energetico Linnhoff MARCH TIP

Intervento concluso

All. 3.8


impianto rispetto al data-book 2004 (33 kgEP/t feed) a fine

2005

Alla data di verifica (fine progetto) il target

è stato raggiunto (7,8 kgEP/t feed)

Recupero energetico da studio Linnhoff per il HDT

Intervento in corso ---


impianto rispetto al data-book 2004 (7 kgEP/t feed) a fine

2005

Il target parziale raggiunto è pari a 6,8

kgEP/t feed. Tale intervento è ancora in

corso

Rif. Par. 4.2


Programma di monitoraggio finalizzato

alla rilevazione delle emissioni diffuse (Leak

Detection)

Intervento concluso Sez. 3 Non definito 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


Rif. All.

Target 2005 (Rif. D.A. 2005)


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

Alla data di verifica (settembre ’06) il

target è stato raggiunto (n. 48

serbatoi adeguati)

Revamping incremento capacità impianti Claus

2000/2100/2700

Intervento concluso

Sez. 3 Riduzione emissioni di

H2S rispetto ai livelli del 2004

Il valore di H2S monitorato è

diminuito in n. 2 centraline su n. 3

esistenti

Rif. Fig. 25, par.

3.5.1

Sostituzione delle cappe di laboratorio


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


Completamento studio entro Ottobre ‘07 Raggiunto





Intervento


Intervento

Rif. All.

Target 2005 (Rif. D.A. 2005)


Potenziamento impianto TAE B


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


Controlli multivariabili impianti TSTC e CDU

Intervento 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


Misuratori di portata in torcia

Intervento in corso Sez. 4

Completamento intervento entro il 2007

Completate le predisposizioni

impiantistiche nel 2007

Rif. Tabella


Revemping sistema di recupero gas in torcia

Intervento in corso Sez. 4

Incremento del gas recuperato (dato 2007)

rispetto al valore del 2004

Target misurabile/ verificabile solo a fine

intervento (attualmente sono

completate le predisposizioni impiantistiche)

Rif Tabella


Revamping analizzatori di gas acido carica

Claus


Conclusione del progetto entro l’anno

2006

Il completamento è stato posticipato a

fine 2009

Rif Tabella


Sostituzione analizzatori obsoleti rete di monitoraggio H2S e HC in area

impianti, parco sfere GPL, TAE

Intervento in corso --- Conclusione degli

interventi entro 2007

L’intervento è stato ampliato e pertanto il

completamento è posticipato alla fine

del 2009

Rif Tabella


Intervento Stato di


Rif. All.

Target 2006 (Rif. D.A. 2006)


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


Completamento intervento entro fine

2007 Raggiunto

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).





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.





PIANO DI MIGLIORAMENTO AMBIENTALE: “PARTE 1” – INTERVENTI IN CORSO ( OBIETTIVI 2008 – 2010 )

Ambito Intervento Obiettivo Target EMAS

2010 Stato annuale avanzamento

Fine intervento

Stato avanzamento Speso (k€)/Totale (k€)

Intervento relativo all’installazione di doppie tenute pompe critiche (*)

Riduzione delle emissioni diffuse atmosferiche da apparecchiature

Adeguamento di tutte le pompe critiche presenti

in Raffineria (n. 84)

30 % Installazione effettuata su n. 25 pompe critiche

Dic - 10 278 / 2.147

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 (*)

Monitoraggio/controllo delle emissioni diffuse

da torcia 1

Completamento intervento entro 2008

10% di gas recuperato rispetto al dato 2007

Completate le predisposizioni

(fine 2007) Dic - 08 3.246 / 4.295

18 %

Installazione misuratore di portata torcia 2 (*)

Monitoraggio/controllo delle emissioni diffuse da torcia 2 (quantità di gas bruciato in torcia)


10% di gas recuperato rispetto al dato 2007

Completata ingegneria di dettaglio per inserimento misuratori BD2

Fornitura apparecchiature

Dic - 09 36 / 200

Recupero Off – Gas V-2301 E V-2601

Riduzione emissioni in atmosfera

Diminuzione perdite di gas rispetto al valore registrato nell’anno 2007 (10 %)

Il target sarà valutato a fine 2010

In corso ingegneria di dettaglio Dic - 09 0 / 595

Protezione aria

Revamping analizzatori di gas acido carica Claus

Miglioramento del sistema di

monitoraggio qualità gas acido


In corso ingegneria di dettaglio

Emessa RdA per acquisto analizzatore

Dic - 09 0 / 325





Ambito Intervento Obiettivo

Target EMAS 2010

Stato annuale avanzamento

Fine intervento


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

Protezione aria Inserimento bracci

bilanciati recupero vapori da pensiline caricamento

rete

Riduzione delle emissioni

atmosferiche diffuse


In corso ingegneria di dettaglio Dic. 08 0 / 347

Protezione acqua 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

93 %

Razionalizzazione circuito di raccolta drenaggi sala

pompe bitume (*)

Riduzione dei rischi di sversamento prodotti


Realizzate opere civili;

Installate le pompe;

Piping prefabbricato al 100% e montato all’80%.

Dic. 11 790 / 850

95 %

Protezione suolo/sottosuolo

e falda

Realizzazione di una stazione ATB fissa per permettere il rientro del sovraccarico ATB per i

prodotti neri

Riduzione del rischio di sversamento sul

suolo dovuto a sovraccarichi ATB

Completamento intervento

Completato piping;

Completate attività di costruzione canalette e contenimenti;

Effettuata posa in opera cavi strumentali da sala pompe a DCS SOI4

Dic 08 320 / 340





Ambito Intervento Obiettivo

Target EMAS 2010

Stato annuale avanzamento

Fine intervento


Sostituzione Bracci di carico pontile berth n. 3

(2° step)



In corso ingegneria di dettaglio Dic. 10 0 / 3.900

45 % Protezione suolo/sottosuolo

e falda

Intervento di miglioramento area

serbatoi ( tetto, fondo, inserimento doppio fondo)

(*)


e riduzione delle emissioni

atmosferiche

Installazione dei doppi fondi sul totale di n. 84

serbatoi atmosferici

Installazione effettuata su n. 38 serbatoi Dic. 11 2.250 / 5.000

57 %

Intervento relativo al recupero LINNHOFF

MARCH HDT (*) Recupero energetico


impianto rispetto al data-book 2007

L’intervento deve essere effettuato con impianto fermo (maggio ’08). Entro fine maggio ‘08 saranno completate tutte le predisposizioni impiantistiche.

Ago-08 86 / 150

81 % Incremento rese CDU

tramite incremento degli scambi energetici (*)

Recupero energetico

Riduzione del 1 % del indice tep totali/t feed lavorato (data book

2007)

Intervento parzialmente eseguito. Sarà completato con impianto fermo (settembre ’08).

Set-08 2.265 / 2.800

32 %

Risparmio energetico

Controllo multivariabile impianto TSTC (*) Recupero energetico

Completamento impianto

Intervento completato (installato nuovo HW). Nel mese di giugno ’08 è previsto lo start-up.

Giu-08 160 / 500

(*) Interventi inseriti nel Piano di adeguamento alle BAT presentato in Domanda di Autorizzazione Integrata Ambientale (istanza trasmessa al MATTM in data 30 ottobre ’06).





PIANO DI MIGLIORAMENTO AMBIENTALE: “PARTE 2” - INTERVENTI IN PROGRAMMAZIONE (OBIETTIVI 2008 – 2010 )

Ambito Intervento Obiettivo Indicatore di prestazione

Importo previsto [k€]

Target EMAS

2010 Tempi indicativi inizio intervento

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

220 2008 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

1.400 2010

Inserimento filtro a carboni attivi su sfiato sezione desolforazione TAE

Riduzione delle emissioni diffuse atmosferiche da TAE

Potenziamento sistema recupero vapori serbatoi OC e

collettamento a serbatoi T3137, 35,36,33,32,21


serbatoi

Interventi realizzati / totale programmati 600

Completamento interventi.

Riduzione 1% parametri qualità aria

2008

Sostituzione analizzatori di Ossigeno forni di processo

impianti SOI 1/3

Riduzione delle emissioni di VOC convogliate

Interventi realizzati / totale programmati


(dato < di 7,20 tons)


Protezione aria

Sostituzione analizzatore di H2S inceneritore catalitico (analizzatore H2S per Fuel

Gas da V2801)

Riduzione delle emissioni di VOC diffuse


400


(dato < di 630 tons)






Ambito 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


--- Rispetto dei limiti proposti in sede

A.I.A. per gli NOx 2010

Inserimento valvole tipo “dual gravity” per ottimizzazione

drenaggio serbatoi


serbatoi

Interventi realizzati / totale programmati 600


(dato < di 85 tons) 2009 Protezione aria

Realizzazione Close Drain SOI 1


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


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





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 Indicatore di Performance Ambientale Valore 2007

Target EMAS 2008 Riferimento

Indice Movimentazione LEI 27,58%

Diminuire i valori ottenuti nel 2007 dell’1% Cfr. Sez. 3 § 3.2.3 Fig. 16

Indice utilizzo Fuel Gas 82,2% Migliorare i valori ottenuti nel 2007 (+1%) Cfr. Sez. 3 § 3.2.3 Fig. 17

Energy Intensity Index 69,33 Migliorare i valori ottenuti nel 2007 (- 1%) Cfr. Sez. 3 § 3.2.3 Fig. 18

Gestione materia Prima e Prodotti Finiti

Indice Prodotti Ecologici 7,32% Migliorare i valori ottenuti nel 2007 (+1%) Cfr. Sez. 3 § 3.2.3 Fig. 19

Indice consumo Acqua Pozzo totale/specifico

7,04/ 0,08% Migliorare i valori ottenuti nel 2007 (- 1%) Cfr. Sez. 3 §

3.3.3 Fig. 20 Prelievo ed utilizzo Risorsa Idrica

Indice prelievo Acqua Mare totale/specifico

14,53/ 5,41% Migliorare i valori ottenuti nel 2007 (- 1%) Cfr. Sez. 3 §

3.3.3 Fig. 21

Protezione Acqua

Indice di conformità allo scarico A degli inquinanti più significativi

Fig. 23 Sez. 3 Migliorare i valori ottenuti nel 2007 (- 1%) Cfr. Sez. 3 §

3.4.3 Fig. 23 Indice emissioni convogliate di SO2, NOx e PST

Fig. 27 Sez. 3 Mantenimento gli indici SO2, NOx e PST ottenuti nel 2007 Cfr. Sez. 3 §

3.5.3 Fig. 27

Indice quantità Fuel Oil 0,106 Mantenimento del valore ottenuto nel 2007 Cfr. Sez. 3 § 3.5.3 Fig. 28 Protezione Aria

Indice emissioni convogliate di CO2 0,175 Ridurre il valore registrato nel 2007 Cfr. Sez. 3 § 3.5.3 Fig. 29

Indice rifiuti a recupero/smaltimento 0,20/ 0,80 Monitoraggio dell’indicatore in quanto influenzato dalle attività operative Cfr. Sez. 3 §

3.7.3 Fig. 32

Indice rifiuti pericolosi/non pericolosi 0,38/ 0,62 Monitoraggio dell’indicatore in quanto influenzato dalle attività operative Cfr. Sez. 3 §

3.7.3 Fig. 33 Rifiuti

Indice di utilizzo catalizzatori (RHU) n.a. Migliorare il valore dell’1% rispetto al dato dell’11° ciclo Cfr. Sez. 3 § 3.7.3 Fig. 34





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.

Protezione suolo/sottosuolo e falda

Indice situazione piezometri 30,24%

Ridurre il valore dell’indice al valore ottenuto nel 2007 (variazione del 1%)

Cfr. Sez. 3 § 3.8.3 Fig. 36

Indice efficienza torce n.a. Il target da definire al termine della primo aggiornamento dei dati Cfr. Sez. 3 § 3.11.3

Indice di fermata impianti n.a. Il target da definire al termine della primo aggiornamento dei dati Cfr. Sez. 3 § 3.11.1 Nuovi Indicatori

Indice TEP / Materia prima lavorata n.a. Il target pari al 2% dei TEP/Tons lavorate rispetto al valore 2007 Cfr. Sez. 4 § 4.2. Int. In programmazione



Raffineria di Taranto Addendum integrazione 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 Raffineria di Taranto

SEZIONE 4 BIS

INTEGRAZIONE CON 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





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).





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

39.061 m2.

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





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:

a) lavaggio bombole;

b) controllo bombole;

c) selezione;

d) verniciatura bombole;

e) imbottigliamento;

f) prove finali;

g) spedizione prodotti.





Area bombole

Area stoccaggio ps pronti a uscire

Area stoccaggio rottami ferrosi

Area stoccaggio ps da ricondizionare

Impianto trattamento acque

Magazzini DPI

Mag. Oli-vernici

Mag. Tappi

Mag. PS

Archivio

Dep. Rifiuti

Rifornimento carrelli

Compressori ausiliari

Pompe oleodinamiche

Grande Manutenzione

Serbatoio GPL G.M.

Uffici

Area travaso ATB

Imbottigliamento Pesa a ponte ATB

Area stoccaggio BBL Non conformi

Area stoccaggio BBL Vuote da selezionare

Area stoccaggio BBL Vuote da ricollaudare

Area stoccaggio BBL piene

Serbatoio acqua tampone

Vasche di raccolta spandimenti

Area stoccaggio GPL

Area stoccaggio

BBL vuote

Sala compressori

Cabina elettrica

Cabina elettrica

ENEL

Fig. 1 - Planimetria dello Stabilimento GPL





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 01-

09-2003 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.

Fig. 2 – Politica Salute, Sicurezza e Ambiente Raffineria di Taranto

li, 03 Ottobre 2005





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.





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





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.





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.





ENI S.p.A. Div. R&M -

RAFFINERIA DI TARANTO

ENI S.p.A. Div. R&M - DEPOSITO GPL

FORNITURA CLIENTI

DEPOSITI TERZI

DEPOSITI ENI S.p.A. Div. R&M gasdotto e

ATB

ATB

ATB

cisternette e bombole

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.





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 APPLICAZIONE

LEGGE DI

RIFERIMENTO

RIFERIMENTO

AL DLGS 152/2006

STATUS

Esercizio dello Stabilimento GPL

Legge 367/1934 n/a

L’esercizio dello stabilimento GPL è stato autorizzato inizialmente 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 , 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:


LEGGE DI RIFERIMENTO

RIFERIMENTO AL DLGS

152/2006 STATUS

Approvvigionamento idrico

RD 1775/1933 e smi

Parte III Titolo III Capo I Art 96

L’Approvvigionamento idrico del sito è garantito in parte dall’acqua di un pozzo (autorizzazione Genio Civile n°11281 del 16 03 2004 e n° 738 del 26/01/1984 per il relativo scavo.

Approvvigionamento Raffineria

Acque per approvvigionamento servizi igienici-sanitari da rete di Raffineria

Scarichi idrici 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





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.





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: Cabina di verniciatura E2.2: Forno di preriscaldo (in) E2.3: Forno di preriscaldo (out) E2.4: Forno essiccazione E2.5: Bruciatore a GPL E3: Sabbiatrice

TRATTAMENTO ACQUE METEORICHE

TRATTAMENTO ACQUE INDUSTRIALI e IGIENICO SANITARIE

ACQUE REFLUE

DOMESTICHEACQUE

METEORICHEACQUE REFLUE

INDUSTRIALI

VASCA IMHOFF


NERE

BIOFILTRAZIONE


FLOCCULAZIONE

VASCHE DI SEDIMENTAZIONE


SCARICO CORPO RECETTORE

VASCHE DI RIUTILIZZO


VASCHE DI DISOLEAZIONE

POZZETTO DI RACCOLTA

ACQUE DI SCARICO

SCARICO CORPO

RECETTORE





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: Cabina di verniciatura E2.4: Forno essiccazione E3: 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.



RIFERIMENTO AL DLGS 152/2006 STATUS

DPR 25/07/1991 Regime Transitorio:

DM 12/07/1990

Abrogati

I valori limite previsti dal DM 12/07/90 restano in vigore fino al 1/1/2008

Successivamente:

Emissioni atmosferiche convogliate

Parte Quinta Titolo I e Allegati I e II alla Parte Quinta

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 03 1996 e N°19 del 27 01 1999 che hanno scadenza il 3112 2014 ai sensi del DLgs. 152/06.

Caldaia per riscaldamento forno P.M.

DPR 412/1993 Parte Quinta Titolo I - Art. 282

Vengono effettuati controlli periodici in linea con le disposizioni vigenti

Tab. 3 – Status autorizzativo risorsa idrica





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.




Sito di interesse nazionale

DM 24/02/2003 n/a

DM 471/1999

Parte Quarta Lo Stabilimento GPL ha effettuato la Comunicazione ai sensi dell’art 9 del DM 471/99 il 12 12 2002.

DL 152/2006

Titolo V ed Allegato alla Parte Quarta Titolo V

È stato effettuato un Piano di Caratterizzazione (PdC). La Conferenza di Servizi Decisoria del 22 07 2004 ha approvato il PdC. Protezione del

suolo/sottosuolo

DLg 4/2008

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.





AMBITO DI

APPLICAZIONE

LEGGE DI

RIFERIMENTO


DLgs 22/1997 e smi (Abrogato)

Parte Quarta

Lo STABILIMENTO GPL utilizza la nuova Classificazione CER, si affida a trasportatori e smaltitori di rifiuti autorizzati ai sensi della normativa vigente.

art 190 D.Lgs. n° 152/06

Allegati alla Parte Quarta

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.

DLgs 36/2003

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.

Rifiuti

DM 3/08/2005

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 AL DLGS

152/2006 STATUS

Direttiva 1994/55/CE – ADR e smi

DM 4/09/1996 e smi (DM 3/05/2001)

DM 3/01/2007 (ADR 2007)

n/a

Lo STABILIMENTO GPL applica le disposizioni per il trasporto via terra delle merci pericolose in conformità alla normativa di riferimento.

DM 24/02/1995

DM 4/11/1996

DM 19/12/1996

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

Trasporto merci

DLgs 40/2000 n/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





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.




DLgs 257/1992

DM 6/09/1994

DLgs 114/1995

DLgs 257/2006 Amianto

(Abroga la sezione Amianto del DLgs 277/1991)

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

DLgs 209/1999

Legge 33/2000 PCB/PCT

Legge 62/2005

n/a Non è presente in STABILIMENTO GPL alcuna apparecchiatura contenente PCB/PCT

Legge 549/1993

Regolamento CEE/UE 2037/2000

DM 3/10/2001

CFC/HCFC/Halons

DPR 147/2006 Reg. CE 842/06

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.

Sostanze pericolose Legge 256/1974

(Schede di Sicurezza) DM 04/11/1996

DM 04/04/1997

DLgs 90/1998

n/a

Lo stabilimento GPL provvede alla raccolta e distribuzione delle schede di sicurezza al personale aziendale e delle ditte terze.

Tab. 7 – Status autorizzativo sostanze pericolose





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..




DLgs 195/2006

(Abroga la Sezione Rumore del DLgs 277/1991)

Lo STABILIMENTO GPL effettua la valutazione periodica dell’esposizione dei lavoratori. L’ultima indagine è stata terminata nel dicembre 2006. Rumore negli

ambienti di lavoro

n/a

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.





STATO DELLO STABILIMENTO GPL




Legge 137/1997 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)

DM 16/03/1998 n/a

Lo STABILIMENTO GPL ha curato la realizzazione periodica di corsi formativi e supporti informativi sino a giugno 2007.

Grandi rischi

DLgs 334/1999 e smi (DLgs 238/2005)

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

DM 16/02/1982

DM 04/05/1998

DM 19/03/2001

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.

Prevenzione Incendi

DM 10 03 1998 n/a Lo stabilimento GPL effettua il controllo dispositivi di prevenzione.

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.





AMBITO DI

APPLICAZIONE LEGGE DI

RIFERIMENTO RIFERIMENTO AL DLGS 152/2006 STATUS

Direttiva 1997/23/CE (PED)

DLgs 93/2000

DM 13 10 1994

Sicurezza impiantistica: apparecchiature a pressione

DM 329/2004

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.

Legge 46/1990 n/a Presenza del Certificato di conformità degli impianti elettrici Sicurezza

impiantistica: apparecchiature elettriche DPR 462/2001 n/a

Lo STABILIMENTO GPL predispone la raccolta della modulistica con aggiornamento biennale.

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

Legge 36/2001 Elettromagnetismo

DPCM 8/07/2003

n/a Non è stato effettuato nessun monitoraggio in quanto Attivita’ NON Rilevante.

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:





Ambito di

applicazione Legge di

riferimento RIFERIMENTO AL DLGS 152/2006 Status

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.

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.

Radiazioni ionizzanti

D.Lgs. 230/1995

D.Lgs. 241/2000

D.Lgs. 257/2001

D.P.R. 185/1964

D.M. 449/1990

n/a

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.





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.





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 DI RIFERIMENTO ANNO 2003

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

BUTANGAS-NAPOLI 390

69

182

0

68

DA RAFFINERIE:(Ragione sociale e località imp. Mittente)

ENI S.p.A. Div. R&M - RAFFINERIA DI TARANTO 11.455

15.747

17.250

17.181

13.277

ATB DA RAFFINERIA DI TARANTO 0

938

0

67

0

TOTALE ENTRATE

16.940

18.757

19.070

20.203

18.072

RIEPILOGO USCITE ( Tonnellate )


ANNO 2004

ANNO 2005

ANNO 2006

ANNO 2007

Imbottigliato in bombole di proprietà 13.676

15.029

15.481

16.285

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

Distribuito in ATKL d i terzi 392

375

635

1.040

1.611

TOTALE USCITE

17.266

18.564

19.502

20.202

18.222

Tab. 12 – Movimentazione GPL





RIEPILOGO PRODUZIONE ( chilogrammi )


ANNO 2004

ANNO 2005

ANNO 2006

ANNO 2007

KG di GPL imbottigliato in bombole n.d. 16.114.439

16.670.870

17.053.606

14.543.565

TOTALE KG IMBOTTIGLIATI

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

Anno 2004 Anno 2005 Anno 2006 Anno 2007 n.d.

n.d.

4.600

5.250

5.775

Q1

Indice consumo vernici

Rapporto tra la Q.tà vernice(kg) e la Produzione (kg) n.d.

n.d.

n.d.

n.d.

16670870

0,028

17053606

0,031

14543565

0,039

n.d.

1197000

1170000

1222000

1005000

Q2

Indice consumo plastica

Rapporto tra quantità tappi (numero) e la Produzione (kg) n.d.

n.d.

16114439

0,074

16670870

0,070

17053606

0,072

14543565

0,069

Tab.15 – Indice Movimentazione vernici e plastica

L’indicatore Q2 evidenzia una sensibile riduzione del consumo di plastica nelle attività svolte.

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

0,08Indiceconsumovernici Q1

Indiceconsumoplastica Q2





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.


GPL (ton) 7,5

6,6

5,5

10,6

9,85

Gasolio (ton) 19

19,1

20,5

20,5

21,8

Energia Elettrica(kWh) 712.000

770.880

672.704

647.976

573.527

Tab.16 – consumi energetici

Calcolando i TEP equivalenti con i seguenti coefficienti di conversione,

Unità di Misura

Operazione matematica

Coefficiente di conversione

Energia elettrica MW/h

0,24 Gasolio Ton.

1,02 GPL (in fase liquida) Ton

1,10

Tab.17 – Tabella dei Coefficienti di conversione per il calcolo dei TEP equivalenti

Otteniamo i seguenti valori:

2003 2004 2005 2006 2007 GPL (in fase liquida) 8

7

6

12

11

Gasolio 19

19

21

21

22

Energia elettrica 171

185

161

155

138

TOTALI ANNO

199 212 188 188 171

Tab.18 – Tabella dei TEP equivalenti





Anno 2003

Anno 2004 Anno 2005 Anno 2006 Anno 2007

199

212

188

188

171

A Indice Energetico

(Ien)

Rapporto quantitativo tra consumi energetici (Tep) e uscite (t) 17226

0,011

18564

0,011

19502

0,010

20202

0,009

18222

0,009

712000

770880

672704

647976

573527

O Indice consumi

E.E. Rapporto tra il Consumo EE (kw) e la produzione (kg) n.d.

n.d.

16114439

4,78

16670870

4,04

17053606

3,79

14543565

3,94

7,5

6,6

5,5

10,6

9,85

S Indice consumo GPL

Rapporto tra i consumi di GPL per riscaldamento e i Giorni lavorati n.d.

n.d.

258

0,25

255

0,16

250

0,23

252

0,21

n.d.

19,1

20,5

20,5

21,8

T ASPETTO INDIRETTO Indice consumi Gasolio

Rapporto tra Gasolio utilizzato per i carrelli (t) e la produzione (kg) * 100.000 n.d.

n.d.

16114439

0,12

16670870

0,12

17053606

0,12

14543565

0,15

Tab.19 – Indicatori consumi energetici

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.

0

0,002

0,004

0,006

0,008

0,01

0,012

Anno2003

Anno2004

Anno2005

Anno2006

Anno2007

Indice Energetico (A)

Indice Energetico (A)

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

4

4,5

5

Anno2003

Anno2004

Anno2005

Anno2006

Anno2007

Indice consumi E.E. (O)

Indice consumi E.E. (O)

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

Anno2003

Anno2004

Anno2005

Anno2006

Anno2007

Indice consumo GPL (S)

Indice consumo GPL (S)

0

0,02

0,04

0,06

0,08

0,1

0,12

0,14

0,16

Anno2003

Anno2004

Anno2005

Anno2006

Anno2007

Indice consumi Gasolio (T) ASPETTO INDIRETTO

Indice consumi Gasolio (T)ASPETTO INDIRETTO





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.


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


N° medio annuale Forze Lavoro n.d. 30 27 28 26

Tab.20 bis – N° Forze Lavoro

Anno 2003

Anno 2004 Anno 2005 Anno 2006 Anno 2007

n.d.

11.516

4.771

3.291

2.864

B

Indice Consumo acqua (IH2O)

Rapporto tra totale acqua prelevata (m3) e uscite GPL (t) n.d.

n.d.

18.564

0,620

19.502

0,245

20.202

0,163

18.222

0,157

n.d.

3.017

5.157

7.702

6.647

C

Indice di Ricircolo (Ir)

Rapporto tra i mc di acqua ricircolata dall’impianto di trattamento e i mc di acqua prelevata

n.d.

n.d.

11.516

0,262

4.771

1,081

3.291

2,340

2.864

2,321

n.d.

1.960

889

930

1.052

P

Indice consumo acqua servizi

Rapporto tra il Consumo acqua da rete di Raffineria e le Forze Lavoro presenti /12 mesi

n.d.

n.d.

30

5,44

27

2,74

28

2,77

26

3,37

n.d.

9.556

3.882

2.361

1.812

R

Indice consumo acqua pozzo

Rapporto tra il Consumo di acqua da pozzo (mc) e la Produzione (kg) x 100 n.d.

n.d.

16.114.439

0,06

16.670.870

0,02

17.053.606

0,01

14.543.565

0,01

Tab.21 – indicatori sui consumi idrici





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;

0

1

2

3

4

5

6

Anno2003

Anno2004

Anno2005

Anno2006

Anno2007

Indice consumo acqua servizi (P)

Indice consumo acquaservizi (P)

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

Anno2003

Anno2004

Anno2005

Anno2006

Anno2007

Indice consumo acqua pozzo ( R )

Indice consumo acquapozzo ( R )

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

Anno2003

Anno2004

Anno2005

Anno2006

Anno2007

Indice Consumo acqua (B)

Indice Consumo acqua (B)

0

0,5

1

1,5

2

2,5

Anno2003

Anno2004

Anno2005

Anno2006

Anno2007

Indice di Ricircolo ( C )

Indice di Ricircolo ( C )





- 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 2004 2005 2006 2007

U Indice scarichi idrici Rapporto tra la media dei risultati mensili di COD sul limite di legge n.d. 0,25

0,16

0,23

0,21

Qu 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. n.d. 0,917 0,750 0,667

Tab.23 – indicatori qualità scarichi idrici





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 E 1 E 3 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.

Attività Tunnel essicazione

Cabina verniciatura Sabbiatrice

Cabina verniciatura

Forno essiccazione

Natura dell'inquinante Polveri e SOV

Polveri e SOV Polveri e SOV Polveri e SOV

Polveri e SOV

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:

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

Anno2003

Anno2004

Anno2005

Anno2006

Anno2007

Indice scarichi idrici ( U )

Indice scarichi idrici ( U )

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

Anno2003

Anno2004

Anno2005

Anno2006

Anno2007

Qualità scarichi idrici ( Qu )

Qualità scarichi idrici ( Qu )





RIEPILOGO VALORI MISURATI

ANNO DI RIFERIMENTO

ANNO 2003

ANNO 2004

ANNO 2005

ANNO 2006

ANNO 2007

Limiti di legge

( mg/Nm3 ) Dati espressi in mg/Nm3

Polveri Totali ( mg/Nmc )

3 (+) 0,35 0,29 0,32 0,68 2,00

E 1.2

Tunnel di essiccazione PM

Sostanze Organiche Volatili come COT ( mg/Nmc )

40 (+) - - <1 1,01 0,84


3 (+) 1,41 1,37 1,30 1,57 2,1

E 1 Cabina di verniciatura PM


40 (+) - - <1 1,18 0,95


<20 (+) 1,22 1,32 1,39 1,05 1,10

Cromo Totale ( mg/Nmc )

5 (1) (++)

1 (2) (++) 1,60 0,85 1,05 0,52 0,61 (1)

0,10 (2)

Piombo ( mg/Nmc ) 5 (++) 2,45 0,45 0,60 0,04 0,005

Nichel ( mg/Nmc ) 1 (++) 0,73 0,80 0,37 0,02 0,04

Manganese ( mg/Nmc ) 5 (++) 2,95 1,10 0,65 0,03 0,02

E 3 Sabbiatrice GM


40 (++) - - <1 0,83 0,95


<3 (+) 1,25 1,76 1,43 1,72 1,60 E 2.1

Cabina di verniciatura GM


40 (++) - <0,005 <1 1,67 1,40


3 (++) 0,46 - 0,41 0,77 0,60 E 2.4

Forno di essiccazione GM


<10 (+) <1,00 - <1 2,66 2,40

(1) CROMO III (++) Limiti da leggi Ambientali (2) CROMO VI (+) 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:





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:


Tipo di operazione

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 )

BTG imbottigliate 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

ATB scaricate 0,312 n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. 124

38,69

210

65,52

ATKL caricate 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.

2003 2004 2005 2006 2007

GPL uscito ( Ton ) 17.266 18.564 19.502 20.202 18.222

Emissioni diffuse GPL ( kg ) n.d. n.d. n.d. 739,98 732,43

RAPPORTO GPL uscito / emissioni diffuse n.d. n.d. n.d. 27,30 24,88

Tab.27 – Indice emissioni diffuse

Anche se il dato è limitato agli ultimi 2 anni si evidenzia una riduzione dell’indice delle emissioni diffuse.

0

5

10

15

20

25

30

Anno2003

Anno2004

Anno2005

Anno2006

Anno2007

Indice EMISSIONI DIFFUSE

Indice EMISSIONI DIFFUSE





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

CODICE CER DESCRIZIONE RIFIUTO NOTE

NUOVO CODICE

CER

190812 Fanghi prodotti dal trattamento biologico delle acque reflue industriali Modificato il codice CER utilizzato 190814

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 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:





RIFIUTI NON PERICOLOSI

ANNO DI RIFERIMENTO ANNO 2003 ANNO 2004 ANNO 2005 ANNO 2006 ANNO 2007

Codice Prod (ton.)

Smal (ton.)

Rec (ton.)

Prod (ton.)

Smal (ton.)

Rec (ton.)

Prod (ton.)

Smal (ton.)

Rec (ton.)

Prod (ton.)

Smal (ton.)

Rec (ton.)

Prod (ton.)

Smal (ton.)

Rec (ton.)

190812 17,1 17,1

120117 8,84 8,84 6,65 6,65 0,31 0,31

170401 7,78 7,78 6,12 6,12 0,51 0,51

1,02

170405 101,39 101,39

65,45 65,45

26,83 26,83

36,02

36,02

19,50

19,50

060503 2,15 2,15

080120 0,49 0,49 0,32 0,32 7,20 7,20 15,08

15,08

15,01

5,97

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

16,94

0,30

16,43

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 0,14

200399 4 4

190899 3,12 3,12 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

TOTALI 144,07

35,23

109,17

86,63

15,22

71,57

60,45

32,94

26,83

59,69

20,62

37,04

71,94

27,26

35,93

191308 573,45

573,45 438,49

438,49

15,83

15,83

TOTALI 144,07 35,23

109,17

86,63 15,22

71,57

633,9 606,39 26,83

498,18 459,11 37,04

87,77 43,09 35,93

RIFIUTI PERICOLOSI

ANNO DI RIFERIMENTO ANNO 2003 ANNO 2004 ANNO 2005 ANNO 2006 ANNO 2007

Codice Prod (ton.)

Smal (ton.)

Rec (ton.)

Prod (ton.)

Smal (ton.)

Rec (ton.)t

Prod (ton.)

Smal (ton.)

Rec (ton.)

Prod (ton.)

Smal (ton.)

Rec (ton.)

Prod (ton.)

Smal (ton.)

Rec (ton.)

130208* 0,28 0,22 0,42 0,48 0,21 0,21 0,14

0,14

0,65

0,56

150202* 0,02 0 0,50 0,52 0,15 0,15 0,42

0,35

0,16

0,16

TOTALI 0,3 0,22 0 0,92 1 0 0,36 0,36 0 0,56 0,49 0 0,81 0,72 0





I dati della su esposta tabella possono essere così riepilogati:


( Ton. ) ( Ton. ) ( Ton. ) ( Ton. ) ( Ton. )

Pericolosi usciti a smaltimento

0,22

1,00

0,36

0,49

0,72

Pericolosi usciti a recupero

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Non pericolosi usciti a smaltimento

35,23

15,22

32,94

20,62

27,26

Non pericolosi usciti a recupero

109,17

71,57

26,83

37,04

35,93

TOTALE RIFIUTI PRODOTTI 144,62

87,79

60,13

58,15

63,91

Acque di falda uscite a smaltimento

573,45

438,49

15,83

RIFIUTI + ACQUA DI FALDA 144,62

87,79

633,58

496,64

79,74

Tot. rifiuti usciti a smaltimento +

35,45

16,22

33,30

21,11

27,98

Tot. rifiuti usciti a recupero +

109,17

71,57

26,83

37,04

35,93

Tot. rifiuti usciti non pericolosi +

144,40

86,79

59,77

57,66

63,19

Tot. rifiuti usciti pericolosi +

0,22

1,00

0,36

0,49

0,72

Tab.31 – produzione rifiuti

Anno 2003

Anno 2004

Anno 2005

Anno 2006 Anno 2007 144,62

87,79

60,13

58,15

63,91

D

Indice Produzione Rifiuti ( D )

Rapporto quantitativo tra rifiuti totali prodotti (t) ed il flusso produttivo totale (t) 17.266

0,008

18.564

0,005

19.502

0,003

20.202

0,003

18.222

0,004

0,22

1,00

0,36

0,49

0,72

E

Indice Produzione R.T.N. ( E )

Rapporto quantitativo tra rifiuti speciali pericolosi prodotti (t) e totale rifiuti (t) 144,62

0,002

87,79

0,011

60,13

0,006

58,15

0,008

63,91

0,011

109,17

71,57

26,83

37,04

35,93

F

Indice Recupero Rifiuti ( F )

Rapporto quantitativo tra rifiuti speciali recuperati (t) e totale rifiuti spec. prodotti (t) 144,62

0,755

87,79

0,815

60,13

0,446

58,15

0,637

63,91

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.

0

0,002

0,004

0,006

0,008

0,01

0,012

Anno2003

Anno2004

Anno2005

Anno2006

Anno2007



0

0,001

0,002

0,003

0,004

0,005

0,006

0,007

0,008

Anno2003

Anno2004

Anno2005

Anno2006

Anno2007

Indice Produzione Rifiuti ( D )

Indice Produzione Rif iuti ( D )





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.


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

2003 2004 2005 2006 2007

J Indice inquinamento acque di falda

N° di PZ con un parametro fuori norma sul numero totale dei PZ dello stabilimento / 12 mesi.

n.d. 0,07 0,01 0,08 0,09

Tab.34 – Indice Piezometri

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

Anno2003

Anno2004

Anno2005

Anno2006

Anno2007

Indice Recupero Rifiuti ( F )

Indice Recupero Rif iuti ( F )





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

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

0,08

0,09

Anno2003

Anno2004

Anno2005

Anno2006

Anno2007

Indice inquinamento acque di falda ( J )

Indice inquinamento acque difalda ( J )





Nel Box seguente si riportano la sintesi delle attività 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.





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.





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 Anno 2004 Anno 2005 Anno 2006 Anno 2007

Formazione ambientale specifica 116

787

466

367

256

Formazione Sicurezza / Ambiente 98

1424

1082

1182

1165

Formazione Qualità 68

461

346

198

59

TOTALE ORE

282

2672

1894

1747

1480

Tab.36 – Tabella ore di formazione


N° medio annuale Forze Lavoro 31 30 27 28 26

Tab.20 bis – N° Forze Lavoro

Anno 2003

Anno 2004

Anno 2005

Anno 2006

Anno 2007

282

2.672

1.894

1.747

1.480

M

Indice di Formazione

Rapporto tra le ore dedicate alla formazione e il numero medio annuale Forze Lavoro

31

9,097

30

89,067

27

70,148

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.





8 - PROGRAMMA DI MIGLIORAMENTO AMBIENTALE

Nella tabella seguente è riportato l’andamento delle spese ambientali contabilizzate dallo Stabilimento GPL

relativamente agli ultimi due anni.

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 Periodo Obiettivo 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

Protezione

aria 2004 - 2007

Riduzione Emissioni diffuse in atmosfera

Sostituzione impianti condizionamento Fine lavori 2007

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

2006

2007

k€

Protezione Aria Protezione Acqua Rif iuti





Ambito Periodo Obiettivo Descrizione Intervento 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

Minimizzazione sversamenti su suolo/sottosuolo

Modifica delle prese campione e dei sistemi di spurgo GPL

Fine lavori

2004

Messa in sicurezza acque di falda

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

Protezione

suolo

sottosuolo

e falda

2004 - 2007

Minimizzazione sversamenti su suolo/sottosuolo

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

Protezione

dell’acqua

e risparmio

di risorsa

idrica

2004 - 2007 Risparmio risorsa

idrica

Installazione di una sonda di rilevazione PH delle acque in uscita dal TAE

Fine lavori

2006

Rumore 2004 -2007 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)

2004





Ambito Periodo Obiettivo Descrizione Intervento Target

Fine intervento

Montaggio di n°2 valvole di sicurezza su due tratti di tubazioni intercettabili contenenti GPL liquido

Fine lavori 2005

Realizzare, in cemento armato, delle protezioni alle linee GPL della rampa di carico ATB e della sala

pompe.

Fine lavori 2004

Lavori vari sul gasdotto che collega la Raffineria di Taranto allo Stabilimento GPL (Edili, rilevamenti

spessimetrici, carpenteria metallica, coibentazioni e protezioni).

Fine lavori 2004

Verifica e ispezione attraversamenti stradali del gasdotto dello Stabilimento GPL di Taranto (Rilevamenti spessimetrici, coibentazioni e

protezioni, copertura con sabbia).

Fine lavori 2004

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).

Fine lavori

2004

Manutenzione Fire-Proofing Fine lavori 2006

Sostituzione tele-livelli serbatoi GPL e sonda termometrica serbatoio GPL V1

Fine lavori

2007

Riduzione

dei rischi

correlati

alla

presenza

di

sostanze

pericolose

2004 – 2007

Riduzione dei rischi da utilizzo di

sostanze pericolose

Sostituzione sonda termometrica serbatoio GPL V1 Fine lavori

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.

Ambito Indicatore di performance Ambientale

Valore 2007

Target EMAS 2010 Riferimento


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.




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 PERIODICITÀ NOTE

1 – Introduzione triennale salvo modifiche a documenti di Politica Ambientale o SGA (Gruppo o Raffineria)

2 - Descrizione dell’Organizzazione e delle sue attività

annuale salvo sostanziali modifiche all’Organizzazione ed alle sue attività

3 - Aspetti ambientali significativi annuale revisione integrale della Sezione, compresi gli Allegati

4 - Programma di Miglioramento Ambientale annuale aggiornamento/avanzamento obiettivi ed inserimento nuovi interventi

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:




- 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 Nome: Ing. Giovanni Batisti

Tel.: 099/4782210 Tel.: 099/4782233

Fax: 099/4782494 ; [email protected] Fax : 099/4700471; [email protected]




-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 dell’Ambiente Puglia

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




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 &

Marketing (Eni – Divisione R&M)

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

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.




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




totali, Idrogeno solforato, Sostanze organiche volatili convogliate in

atmosfera, Monossido di carbonio.

max Massimo

mc (m3) 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




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




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




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)

Eni S.p.A.

Divisione Refining & Marketing


DICHIARAZIONE AMBIENTALE (Regolamento EMAS CE 761/2001 e 196/06)

ALLEGATI

EDIZIONE 4 del 30/04/08 REVISIONE 6 del 30/04/08



Raffineria di Taranto 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”





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





ALLEGATO 2.1

ELENCO PROCEDURE AMBIENTALI

1) SGA - VAAEA – 01 Valutazione aspetti/effetti ambientali

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 Attività di sorveglianza e misurazione

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





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





ALLEGATO 2.2

ELENCO IPOTESI INCIDENTALI (TOP EVENT) RAPPRESENTATIVE

(ESTRATTE DA RAPPORTO DI SICUREZZA )

IPOTESI INCIDENTALI DESCRIZIONE

Frequenza di accadimento

(occasioni/ anno)*

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.

2,6 * 10-2

(1 volta ogni 38 anni)

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.

1,8 * 10-3


ROTTURA SERPENTINO FORNO TOPPING

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.

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.

3,4 * 10-5


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.

1,8 * 10-4

(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.

5,2 * 10-5


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.

3,7 * 10-5


RILASCIO DI H2S DA IMPIANTO RECUPERO ZOLFO

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.

2 * 10-4


PERDITA DI IDROGENO DA CIRCUITO REATTORI IMPIANTO PLATFORMER

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.

6 * 10-6


ROTTURA CATASTROFICA DI UN SERBATOIO CONTENENTE PRODOTTO DI CATEGORIA "A"

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.

2,64* 10-4






* 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).

IPOTESI INCIDENTALI DESCRIZIONE

Frequenza di

accadimento top in occasioni/ anno

ROTTURA TUBAZIONE DI PICCOLO DIAMETRO IN AREA STOCCAGGIO GPL

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


ROTTURA BRACCIO DI CARICO ATB PROPANO

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.

1,7* 10-4


SOVRARIEMPIMENTO NAVE CISTERNA AL PONTILE

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.

> 10-5






ALLEGATO 2.3

SINTESI DI EVENTI INCIDENTALI ACCADUTI DAL 2000 AD OGGI

Data Eventi incidentali Descrizione Azioni intraprese

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.

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

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

Invio della pompa danneggiata alla Nuovo Pignone per una esecuzione congiunta dell’analisi del guasto e revisione della macchina

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.

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.

01/05/2006 Rottura fondo serbatoio T-3002

Fuoriuscita di prodotto greggio dalla parte inferiore del mantello del serbatoio di greggio T-3002

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






pianificazione interventi cfr. Sezione 4 “interventi in corso” e interventi programmati” ).

26/09/06

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.

La Raffineria ha tempestivamente attivato il servizio antinquinamento a mare tramite 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;

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).

25/03/07

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

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






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)





ALLEGATO 2.4

ELENCO ATTIVITA’ RIMOZIONE MATERIALI CONTENENTE AMIANTO

PERIODO 2001-2007

Elenco Attività rimozione materiali contenenti amianto 2001-2006 Fine

lavori

Rimozione lance di spegnimento coibentate con corda di amianto in diverse aree di Raffineria

Agosto 01


Agosto 01


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 scambiatori E 5241A/B in C.T.E

Aprile 02

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 Agosto 04





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 Sett. 05

Rimozione guarnizione del serbatoio T-3207 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





ALLEGATO 2.5

ORGANIGRAMMA GENERALE DELLA RAFFINERIA

Personale e Organizzazione

Servizi Ammistrativi DIRETTOREServizi Generali

Performance Acquisti e Appalti

PERSTA Eniservizi rvizi SOFID DIR

INV TA

PERF

HUB SE

Caricamento

SOI 4

Terminale MarinoProgrammazione

SpedizioniBlending/

Movimentazione

Tecnologico e Rappres. SGA

Laboratorio

Programmazione

Sviluppo Budget Investimenti

Automazione di Processo

Tecnologo di Processo

Assistenza Tecnica

TECON & RSGA

LABO

PROG

ASTEC

TPS

APROC

SVIL

Servizio Prevenzione Protezione

Ambiente

Sicurezza Processi

Antincendio e Infortuni

Igiene Industriale

SPP

AMB

SIC

ANTIN

IGI

AC TA

Servizi Tecnici

Manutenzione elettrostrumentale

Responsabili di Manutenzione

Ingegneria di Manutenzione

Ispezioni

Manutenzione meccanico-edile

Migliorie Modifiche Impianti

SERTEC

MMI

MAN AFF

RMS

ING AFF

MAG. Q

MEC-EDI

Magazzino e Qualifiche

ELE-STRUM

Operation

Consegnatario di Turno

SOI 1

SOI 3

SOI EST

REOP

CDT

Caricamento

Stab. GPL

ALLEGATO 2.5.1 ORGANIGRAMMA STABILIMENTO GPL

RSOI4

Resp. Team Operativo GPL

Addetto GPL Polivante

Stab. GPL

Add. GPL Polival. / Monoval





ALLEGATO 2.6

STATUS AUTORIZZATIVO DELLA RAFFINERIA

AMBITO LEGGE RIF. STATUS

L. 367/34

L. 239/04

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

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

27/12/04. Incremento della capacità di lavorazione da 5.000.000 a

6.500.000 tonnellate.

Esercizio della

Raffineria

Regio Decreto n

327 del 30/03/42

Concessione demaniale n 15/67 (oleodotto sottomarino e campo

boe)

Concessione demaniale n 16/70 (scarico a mare)

Concessione demaniale n 14/67 (pontile petroli)

Vari

(Sito di interesse

nazionale)

D.M. 10/01/00 Perimetrazione delle aree per i primi interventi di bonifica del Comune

di Taranto ex Legge 426/98

Scarichi idrici

D.Lgs. 152/99

(ora D.Lgs.

152/06 Parte III)

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)

Richiesta di rinnovo effettuata in data 29/12/03

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.

Del. Prov. n

33519 del

19/12/84

Denuncia annuale (entro 28/02) approvvigionamento idrico alla

Provincia Settore Ecologia e Ambiente

Approvvigionamento

idrico

D.Lgs. 275/93 e

s.m.i.

Denuncia pozzi a Regione/Provincia e Dichiarazione degli usi idrici

effettuate in data 27/07/00.






R.D. 1775/33

s.m.i.

D. Lgs. 152/99

s.m.i.(ora D.Lgs.

152/06 Parte III)

Nello stabilimento sono presenti 6 pozzi profondi (profondità maggiore

di 100 m da p.c.), di cui 4 sono attualmente utilizzati per l’emungimento

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

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

L.R. 05/05/99

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.

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.

N 1391/70 (da

coordinare con

Titolo II Parte V

D.Lgs. 152/06)

Patentino di II° grado per operatori caldaie

D.P.R. 203/88

(ora D.Lgs.

152/06 Parte V)

Vedi all. 2.6 bis

D.M. 12/07/90

(ora D.Lgs.

152/06 Titolo I

Parte V)

Piano di Adeguamento inviato ai Ministeri Ind, Amb, Sanità e Regione

Puglia il 26/03/91.

D.M. 21/12/95

(ora D.Lgs.

152/06 Titolo I

Parte V)

Delib. Giunta Regionale n 3430 del 31/07/98

Delib. Giunta Regionale n 7189 del 31/08/98: Controllo emissioni in

continuo camini E1,E2 e trasmissione on-line al P.M.P (oggi ARPA

Puglia Dipartimento Provinciale di Taranto)

Emissioni atmosferiche

convogliate

L. 449 27/12/97

D.P.R. 416/01 Denuncia annuale a UTF per tassa SO2 e NOx






D.M. 08/05/89

(ora D.Lgs.

152/06 Titolo II

Parte V)

Comunicazione annuale emissioni NOx e SO2 al MINAMB

D.P.C.M. n 395 del 7/09/01 (ora D.Lgs. 152/06 Titolo II Parte V)

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

D.P.C.M. 08/03/02 (ora D.Lgs. 152/06 Titolo III Parte V)

Utilizzo di combustibile conforme

(F.G. di Raffineria e O.C. BTZ < 1% in zolfo)

L.R. n 7/1999 Riduzione del 20% sui limiti di emissione nazionali

Emissioni atmosferiche

diffuse (serbatoi /

recupero vapori)

D.M. 107/00 (ora

art 276 D.Lgs.

152/06 Parte V)

Programma azioni in corso, sec. prescrizioni/scadenze

Qualità dell’aria D.P.R. n 322/71 e

s.m.i.

Regolamento per l'esecuzione della Legge 615/66, recante

provvedimenti contro l'inquinamento atmosferico, limitatamente al

settore dell'industria

Qualità dell’aria D.M. 02/04/02

n 60

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

Protocollo di Kyoto

(emissioni di gas ad

effetto serra)

D.L. 273/04

(Direttiva

2003/87/CE)

L. 316 del

30/12/04

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/1877/04.

La Raffineria di Taranto ha ottenuto l’autorizzazione in data 28/12/04

con il Decreto-Direttoriale DEC/RAS/2179/2004, "Autorizzazione a

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.

Protezione del

suolo/sottosuolo

D. Lgs 152/06

Titolo V Parte IV

(ex- D.M. 471/99)

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

quanto disposto dal Decreto Interministeriale del 02.09.2004

- caratterizzazione integrativa maglia 50x50 (come da PdC Rev 03

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);






D.Lgs. 22/97 e s.

m. i. (ora D.Lgs.

152/06 Parte IV)

L. 443/01 e s.m.i.

Nuova classificazione CER

Utilizzo trasportatori/smaltitori autorizzati

Registri Carico/Scarico rifiuti

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”.

Rifiuti

L. 70/94 s.m.i. MUD, invio annuale (entro 30/04) a CCIAA

PCB/PCT

D.Lgs. 209/99 e

decreti applicativi

L62/05

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.

Sostanze Lesive dello

Strato di Ozono

Regolamento CE

2037/2000

DPR 147/2006

Ai fini della predisposizione di Libretti di Impianto per tutte le

apparecchiature contenenti gas lesivi dello strato di Ozono e per

l’esecuzione di controlli periodici delle fughe,la Raffineria sta

eseguendo tutte le attività di verifica necessarie.

Amianto

D.Lgs. 277/91

(ora D.Lgs.

257/06)

L. 257/92 s.m.i.

D.M. 06/09/94

Censimento dell’amianto realizzato nel febbraio-marzo 2001

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.

08/07/2003,

norme CEI

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

Sorgenti radiogene D.Lgs. 203/95

Le sorgenti radiogene presenti in Raffineria sono detenute a seguito di

Nulla Osta Prefettizio del 6 maggio 2004.

E’ stata effettuata una prima verifica delle sorgenti installate

nell’impianto EST/CDP a novembre 2005.

Sostanze pericolose

(Schede di Sicurezza)

L. 256/74

D.M. 04/11/96

D.M. 04/04/97

D.Lgs. 90/98

D.M. 07/09/02

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






Armi chimiche L. 496 18/11/95

D.Lgs. 380/80

Denuncia annuale preventiva

Denuncia annuale a consuntivo

Rumore negli ambienti di lavoro

D.Lgs. 277/91 (ora D.Lgs. 1956/06)

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

Rumore al perimetro L. 447/95 s.m.i. D.P.C.M. 04/11/97

Ultimo monitoraggio rumore al perimetro: anno 2001

L. 137/97 Predisposta ed inviata “Scheda informativa” per Enti e popolazione (vd.

Anche All. V D.Lgs. 334/99)

D.M. 16/03/98 Realizzazione periodica di corsi formativi e supporti informativi

Grandi rischi

D.Lgs. 334/99

s.m.i. (D.Lgs.

238/05)

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

D.M. 12/09/58 Registro Infortuni

D.Lgs. 626/94 e

s.m.i. Valutazione del rischio (ultimo aggiornamento del Febbraio 2002) Sicurezza

D. Lgs. 230/95

s.m.i.

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

D.M. 19/03/01

24/09/98: Presentazione domanda di rinnovo CPI al Comando

Provinciale dei VVFF collegata a Rapporto di Sicurezza ex-D.Lgs.

334/99 e s.m.i. Prevenzione Incendi

L. 606/96 Corso di formazione con VV.FF. e abilitazione addetti

L. 46/90 Certificato conformità impianti elettrici (c/o SERTEC) Apparecchiature

elettriche D.P.R. 462/01 Verifiche periodiche impianti di terra (SERTEC)






D.M. 02/08/05 Schede di Sicurezza prodotti ed Istruzioni per autisti

Trasporto merci D.Lgs. 40/00

Nomina del Consulente per la Sicurezza del Trasporto di merci

pericolose (lettera di nomina Eni Div. R & M del 07/07/2006)

Mobilità sostenibile

aree urbane D.M. 27/03/98

Lettera Nomina del Mobility Manager Aziendale

(Comunic. del 07/07/03)

Risparmio energetico L. 9/91

E’ stato comunicato al Ministero dell’Industria, del Commercio e

dell’Artigianato il nominativo del tecnico responsabile per la

conservazione e l’uso razionale dell’energia in data 30/04/05.

HSE D.M. 388/03

Individuati addetti al pronto soccorso;

Effettuata formazione per addetti al pronto soccorso;

Comunicazione appartenenza gruppo A

IPPC

D.M. 23/11/01

(attuativo del

D.Lgs. 372/99 e

modificato dal

D.M. 26/04/02)

D.Lgs. 59/05 e

D.M. 19/04/06

La Raffineria trasmette annualmente all’APAT la dichiarazione INES

(Dichiarazione da trasmettere entro 30/04 di ogni anno o quando

previsto da eventuali proroghe),

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 Ambientel, APAT e Autorità Locali, l’Accordo di

Programma relativo al rilascio delle A.I.A. per le aziende del polo

industriale di Taranto.

EMAS Regolamento CE

N 761/01

Registrazione EMAS della Raffineria di Taranto in data 02/03/05,

Numero di registrazione I – 000290 nell’elenco italiano delle

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





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

Anno 1989

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):

PUNTO DI EMISSIONE

SO2

(mg/Nmc) NOx

(mg/Nmc) Polveri

(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)

Richiesta di autorizzazione

ex art. 12 D.P.R. 203 per gli

impianti esistenti (camini E1, E2,

E3, E4)

Anno 1991

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 Valore Di Emissione (Mg/Nmc) SOx 1.700 NOx 500

Polveri 80 CO 250

COV 300 H2S 5

NH3 e composti del Cl 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

SO2

(mg/Nmc) NOx

(mg/Nmc) Polveri

(mg/Nmc) CO

(mg/Nmc) E1 1700 500 80 250 E2 1700 369 61 250 E3 1700 500 80 250 E4 472 434 80 250

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





stabilito dall’art. 12 D.P.R. 203/88.

Anno 1989

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

Inserimento impianto Isomerizzazione Benzine Leggere TIP e relativo Camino E7

Anno 1993

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)

Anno 1991

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

Anno 1993

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) :

PUNTO DI EMISSIONE

SO2

(mg/Nmc) NOx

(mg/Nmc) Polveri

(mg/Nmc)

E8 35 170÷200 2÷5

CLAUS 2700:

Conversione > 99.5 % (analizzatore H2S) H2S < 5 mg/Nm3 (uscita post-combustore)

Inserimento impianto RHU e Ancillari (Claus 2700 e SCOT) e relativo Camino E8

Anno 1995

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





Anno 1993

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):

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

Inserimento Turbogas e modifiche CTE esistente (Camino E3)

Anno 1993

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)

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:

Flusso di massa : - SO2 = 8.200 Ton/a - NOx = 2.000 “ - PST = 400 “

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 “

Aumento Capacità di lavorazione Anno

1996

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.





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

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

Legge Regionale Puglia

Anno 1999

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):

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 : 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

Trasferimento di ramo d’azienda da AGIP Petroli S.p.A. ad EniPower S.p.A. (Camino E3)

Anno 2001

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





Inserimento impianti CDP/Est e Idrogeno

Anno 2004

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:

IMP. SO2 (mg/Nmc)

NOx

(mg/Nmc)

CO

(mg/Nmc)

PST

(mg/Nmc)

COV

(mg/Nmc)

H2S

(mg/Nmc)

NH3

(mg/Nmc)

U9000 CDP/ EST

1360

400

200 64

240

4

20

U9400 Idrog. EST

1360

400

200 64 --- --- ---

Aumento capacità di lavorazione

Anno 2004

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

E2

E4

1360 400

200

64

E7

E8 28 160 --- 4

Flusso di massa:

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





ALLEGATO 3.1

ASPETTI AMBIENTALI DELLA RAFFINERIA ATTIVITA’ AZIENDALI DI INTERESSE AMBIENTALE

ESERCIZIO DI RAFFINERIA ASPETTI AMBIENTALI SOI 4 SOI 1

SOI 3

TECNOLOGICO E SERVIZI TECNICI

N° Descrizione PO OL PE Blending/Parco

Generale Serbatoi

TAE Stab.to GPL Impianti Laboratorio Manutenzioni

ed Ispezioni

Magazzino ed Aree di deposito

Ditte Terze NOTE

1.

Movimentazione esterna prodotti su strada

x X 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 2.

Recupero materie prime x

3.

Produzione di "prodotti ecologici" x

Comprende gasolio e Benzine BBTZ (<10

ppm), benzina a basso Benzene (inferiore all’1

%) e aromatici (inferiore al 35 %)

5.

Recupero energetico impianti x

6.

Consumo di combustibile (Fuel Gas e Fuel Oil)

x

7.

-------------------------- --------------------------

8.

Emissioni convogliate di SO2 da impianti primari/thermal e da altri

impianti(aspetto 8 Bis) x

9.

Emissioni convogliate di NOx da Impianti

x

10.

Emissioni convogliate di CO2 x

11.

Emissioni convogliate di particolato da impianti primari/thermal e da altri

impianti(aspetto11 bis) x

12.

Emissioni convogliate di CO x

13.

Movimentazione esterna prodotti via mare

x x Ditta Terza di trasporto via mare

14.

Prelievi idrici da pozzo x x x Comprende l’aspetto

N. 2 dello stabilimento GPL

15.

Utilizzo di acqua potabile x Servizi e mensa





ATTIVITA’ AZIENDALI DI INTERESSE AMBIENTALE ESERCIZIO DI RAFFINERIA ASPETTI AMBIENTALI

SOI 4 SOI 1 SOI 3



Generale Serbatoi


ed Ispezioni


Ditte Terze NOTE

16.

Scarichi idrici in mare da TAE (COD,

Oli, SST, T) x x x

Gli scarichi sono compresinvi delle

acque reflue di EPSTA.

Comprende l’aspetto N.7 dello stabilimento

GPL

17.

Recupero acque reflue x da SWS a desalter

18.

Emissione da linee ed apparecchiature di composti volatili organici (COV) ed

inorganici (H2S e acidi) x x x x x

19.

Emissione da vasche e serbatoi TAE di composti volatili organici (COV)

x x

19Bis Emissione da vasche e serbatoi TAE di composti volatili inorganici

x x

20.

Emissione da serbatoi a tetto galleggiante di composti volatili

organici (COV) ed inorganici x

21.

Emissione da serbatoi a tetto fisso di composti volatili organici (COV)

x

21Bis Emissione da serbatoi a tetto fisso di composti volatili inorganici

x

22.

Emissione da pensiline di carico di composti volatili organici (COV)

x

22Bis Emissione da pensiline di carico di composti volatili inorganici

x

23.

Emissione da pensiline scarico greggio di composti volatili organici (COV)

x

23Bis Emissione da pensiline scarico greggio di composti volatili inorganici

x

24.

Produzione melme e fondami serbatoi x x x x x

fondami serbatoi fanghi nuovo

trattamento biologico. Fondami desalter

25.

Raccolta differenziata di rifiuti non pericolosi

x x x x x x x x Comprende l’aspetto

N. 12 dello Stabilimento GPL

26.

Raccolta differenziata di rifiuti pericolosi x x x x x x x x

Comprende l’aspetto E. 7 dello Stabilimento

GPL






SOI 4 SOI 1 SOI 3



Generale Serbatoi


ed Ispezioni


Ditte Terze NOTE

27.

Produzione e accumulo temporaneo

rifiuti x x x x x x x x

Comprende gli aspetti N. 10 e A.5 dello Stabilimento GPL

27 Bis

Produzione e accumulo temporaneo di rifiuti da Ditte Terze

x x x x x x x

Ditte Terze per attività di manutenzione

Comprende gli aspetto A. 8, N.18 e A.5 dello

Stabilimento GPL

28.

Presenza di prodotto su suolo da eventi pregressi

x x x Comprende l’aspetto


29.

Emissione di rumore all’interno x x x x

Raffineria e Ditte Terze per attività di

manutenzione. Comprende gliaspetti N. 13, A.3 e A.4 dello

Stabilimento GPL

30.

Emissione di rumore all’esterno da aree critiche (SS Jonica) e da altre

aree (aspetto 30 bis) x x x

Comprende l’aspetto N. 14 dello

Stabilimento GPL

31.

Impiego di elementi radioattivi x x x x x x

Impianto EST/CDP in area SOI 3 e Centraline di monitoraggio

perimetrali in area SOI 4.

Comprende l’aspetto N. 15 dello

Stabilimento GPL

32.

Presenza della raffineria sul territorio x x x x x x x x Comprende l’aspetto


33.

Rilascio di sostanze pericolose in caso di incendio/esplosione, emissioni,

sversamenti x x x x x x x x

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

34.

Presenza di H2S x






SOI 4 SOI 1 SOI 3



Generale Serbatoi


ed Ispezioni


Ditte Terze NOTE

35.

Presenza di amianto e fibre ceramiche

x x x x

Vedi censimento SERTEC

Comprende l’aspetto E. 9 , E.13 dello

Stabilimento GPL 36.

-------------------------- --------------------------

37.

Stoccaggio/utilizzo di prodotti chimici (additivi, soda, zolfo, acido solforico, materie ausiliarie, batteri impianto

biologico)

x x x x x x x Comprende l’aspetto

E. 2 dello Stabilimento GPL

38.

Impiego di catalizzatori x

39.

Perdite di prodotto petrolifero da linee e apparecchiature impianti di

produzione e utilities con interessamento aree

pavimentate/terreno nudo (aspetto 39 bis)

x x

40.

Perdite di prodotto petrolifero da linee e apparecchiature in area

movimentazione con interessamento aree pavimentate/terreno nudo

(aspetto 40 bis)

x x x x x

41.

Perdite di prodotto petrolifero da serbatoi con bacino pavimentato (41) - con bacino non pavimentato (41 bis)

x x

42.

Scarichi gassosi verso sistemi di blow-down

x

43.

Perdite da rete fognaria x x x 44.

Perdite da rete acqua potabile x

45.

Perdite da rete acqua antincendio x x x x x x x x Comprende l’aspetto

E. 20 dello Stabilimento GPL

46.

Perdite da rete distribuzione vapore x 47.

-------------------------- --------------------------

48.

Produzione, raccolta e smaltimento catalizzatori esausti

x x x x Smaltitore esterno

49.

Perdite di prodotto per corrosione piping/serbatoi

x x x X x

50.

Perdite di MTBE da stoccaggio in serbatoi

X






SOI 4 SOI 1 SOI 3



Generale Serbatoi


ed Ispezioni


Ditte Terze NOTE

51.

Sversamenti accidentali di prodotto da attività di drenaggio serbatoi (greggio)

X x

52.

-------------------------- --------------------------

53.

Attività di Raffineria impattanti sullo

stato della costa x x X x x

54.

-------------------------- -------------------------- 55.

-------------------------- --------------------------

56.

Stoccaggio catalizzatori su aree non pavimentate

X x x

57.

Perdita di prodotto petrolifero da punti "critici" (flange, tenute, valvole….) su

aree non pavimentate x x x X x x x

58.

Perdita di prodotto petrolifero da punti "critici" (flange, tenute, valvole….) su

aree pavimentate x x X x x x

59.

Perdite da serbatoi interrati x

60.

Sversamenti o perdite dalla vasca di raccolta/rilancio acque reflue

X x

61.

Perdite di CFC (FREON R 22 - bombola antincendio candela a freddo

impianto recupero vapori) x x

Comprende l’aspetto E 5 dello Stabilimento

GPL

62.

Consumo di energia elettrica e vapore prodotto da Eni Power/Enel

x x x X x x x x x x x

EPSTA/ENEL Comprende l’aspetto N

5 dello Stabilimento GPL

63.

Emissione di sostanze organiche volatili da impianti recupero vapori

x X x

64.

Emissioni convogliate da caldaia uso civile X x x

Comprende gli aspetti N. 25 e N9 dello Stabilimento GPL

65.

Smaltimento di rifiuti all'esterno del sito

x x x x

Comprende l’aspetto N11 dello Stabilimento

GPL Smaltitore esterno

66.

Produzione, rigenerazione e smaltimento di carboni attivi esausti da

impianto recupero vapori x x x

67.

Emissioni diffuse organiche/ inorganiche da attività di sabbiatura/verniciatura

X x x






SOI 4 SOI 1 SOI 3



Generale Serbatoi


ed Ispezioni


Ditte Terze NOTE

68.

Produzione e smaltimento di rifiuti

(sabbie e latte) da attività di sabbiatura/verniciatura

X x x Smaltitore esterno

69.

Spandimento accidentale di prodotto

nel parcheggio autobotti x x Ditta terza di trasporto Integra l’aspetto E.16

dello Stabilimento GPL

70.

Rottura/perdita linea SLOP in corrispondenza della testata

dell’impianto TAE A x

71.

Presenza di SF6 come isolante in parti dell’impianto elettrico

x x

72.

Consumo di acqua Demi fornita da ENIPOWER

x EPSTA

73.

Trattamento scarichi idrici Enipower x x EPSTA

73Bis Trattamento reflui per attività svolte da/in area ditte terze

x x

74.

Prelievo di acqua mare x x x

Fornita ad EPSTA ed utilizzata in Raffineria per uso antincendio e

raffreddamento impianti

Comprende l’aspetto E. 18 dello

Stabilimento GPL

75.

Aspetti generati dalla produzione di acqua DEMI da ENIPOWER

x

76.

Aspetti generati dalla produzione di Energia elettrica e vapore da

ENIPOWER x

77.

Emissioni derivanti dal sistema di abbattimento dall’impianto

desolforazione TAE A x

78.

Emissione di GPL in fase di avvio delle pompe e compressori per la movimentazione del prodotto

x E’ l’aspetto A.1 dello

Stabilimento GPL

79.

Pulizia dei filtri dell'impianto di grande manutenzione dello Stabilimento GPL

x E’ l’aspetto A.6 dello Stabilimento GPL






SOI 4 SOI 1 SOI 3



Generale Serbatoi


ed Ispezioni


Ditte Terze NOTE

80.

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.

x E’ l’aspetto A.7 dello

Stabilimento GPL

81.

Presenza di: vasche interrate del TAE, tubazioni interrate della rete fognaria, serbatoi gasolio gruppo elettrogeno e

carrelli

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

84.

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

x

Rappresenta gli aspetti N.8, A.2 e E.6


85.

Gestione e Funzionamento dell’Impianto di trattamento e

depurazione chimico-fisico e biologico dell’impianto GPL

x

E’ l’aspetto N.6, E.4 E 10 e E 11


86.

Svuotamento marmitte ad acqua nel pozzetto di raccolta verso l'impianto di

trattamento x

E’ l’aspetto N.21 dello Stabilimento

GPL






SOI 4 SOI 1 SOI 3



Generale Serbatoi


ed Ispezioni


Ditte Terze NOTE

87.

Rottura marmitta ad acqua dei carrelli x

E’ l’aspetto E.12 dello Stabilimento

GPL

88.

Perdite di olio dai carrelli x

E’ l’aspetto E.14 dello Stabilimento

GPL





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 OBIETTIVO

1 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.





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 CRITERIO

1 Molto basso Impatto caratterizzato da una probabilità che si verifichi molto bassa 2 Basso Impatto con bassa probabilità d’accadimento

3 Significativo Le condizioni operative che causano l’Impatto sono discretamente probabili e poco controllabili

4 Alto La probabilità di accadimento dell’Impatto è molto estesa ed ampia

5 Certo 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





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:

Criterio di valutazione Grado di influenza

(G) 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)

2

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.

1

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.

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.





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

CP1 CP2 CP3

Livello di significatività dell’Aspetto

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;

oppure

Non sono state fatte valutazioni aggiornate sulla migliorabilità del processo/tecnologia

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.

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.

Classe di priorità da Tabella 4 GRADO DI INFLUENZA 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.





CLASSE

DI PRIORITÀ

COMMENTI

DA CONSIDERARE PER POSSIBILI

OBIETTIVI AMBIENTALI

DA CONSIDERARE PER PROCEDURE

OPERATIVE DOCUMENTATE

PI0 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

P1/PI1 Gli aspetti sono oggetto di attività di controllo operativo e sorveglianza e misurazione volte a garantire il mantenimento dell’attuale situazione.

PI1 SI

P2/PI2 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.

Possibilmente1 SI SI

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.

SI SI





ALLEGATO 3.3 SIGNIFICATIVITÀ ASPETTI/IMPATTI AMBIENTALI DELLA RAFFINERIA

ASPETTI Grado di Influenza

EFFETTI Criteri di Significatività

N. Descrizione D/I G Cod. Descrizione P/N

a b c d e f g Ip

Significativi

tà Note

N1.1 aggravio del traffico locale (ATB)

N + + + 2 M

I 1 / 2 N1.2

Inquinamento ambientale (acustico e delle qualità

dell'aria) da scarichi veicolari N + + + 2 M

L’impatto negativo viene attenuato dal maggiore o minore ricorso a movimentazione via oleodotto prodotti in ingresso

1.

Movimentazione esterna prodotti

su strada

I 2 E.1.1

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 + + + + + 4 AA

2.

Recupero materie prime

D NA N2.1

risparmio economico/ambientale nell’impiego di risorse

(prodotti petroliferi, acqua)

P + + + 5 A slop, condense

3.

Produzione di "prodotti

ecologici" I 2 N3.1 riduzione dei rischi di

contaminazione dell’aria P + + + 5 A

Comprende gasolio e Benzine BBTZ (<10 ppm), benzina a basso Benzene (inferiore all’1 %) e aromatici (inferiore al 35 %)

4.

----------------- ----- ----------------------

5.

Recupero energetico

impianti D NA N5.1 riduzione dei consumi energetici

(risorse non rinnovabili) P + + 5 A comprende recupero calore impianti

6.

Consumo di combustibile

(Fuel Gas e Fuel Oil - area Impianti)

D NA N6.1 riduzione dei consumi di risorse

non rinnovabili (combustibili fossili)

P

N + + + 5 A

I consumi sono quantificati e monitorati per singoli impianti l’olio combustibile che viene bruciato è BTZ e qualitativamente pregiato (bassi metalli)

N8.1 N + + + + + 2 A 8.

Emissioni convogliate di

D NA A8.1

modifica della qualità dell’aria esterna N + + + + + 2 A

Emissioni delle realtà industriali circostanti pari a 10








a b c d e f g Ip

Significativi

tà Note

SO2 da impianti primari e thermal

(combustione f.o.)

N8.2 alterazione dell’ambiente esterno a livello locale e globale (piogge

acide, nubi, irritazioni). N + + + + 1

B - 20 vv ca.

N8b.1 N + + + + + 1 M A8b.1

modifica della qualità dell’aria esterna N + + + + + 1 M

8 bis

Emissioni

convogliate di SO2 da altri

impianti (combustione

f.g.)

D NA N8b.2

alterazione dell’ambiente esterno a livello locale e globale (piogge

acide, nubi, irritazioni) N + + + + + 1 M

effetto ridotto per l'impiego di combustibile a basso impatto

N9.1 N + + + + + 2 A

A9.1 Modifica della qualità dell’aria

N + + + + + 1 M da transitori avviamento/fermata Impianti 9.


NOx da Impianti

D NA

N9.2 alterazione dell’ambiente esterno a livello locale e globale (piogge

acide) N + + + + + 1 M

N10.1 modifica della qualità dell’aria globale (effetto serra) N + + + + 2 M

10.


CO2

D NA A10.1 modifica della qualità dell’aria

globale (effetto serra) N + + + + 2 M Ad esempio per rigenerazione catalizzatore in discontinuo

N11.1 N + + + + + 2 A

A11.1

modifica della qualità dell’aria (interna)

N + + + + + 1 M da transitori avviamento/fermata Impianti

11.

Emissioni convogliate di particolato da

impianti primari e thermal

(combustione f.o.)

D NA

N11.2 alterazione dell’ambiente

esterno/vegetazione a livello locale

N + + + + + 1 M

N11. b.1

N + + + 2 M

A11. b.1

modifica della qualità dell’aria (interna)

N + + + + + 1 M da transitori avviamento/fermata Impianti

11 bis

Emissioni convogliate di particolato da altri impianti

(combustione f.g.)

D NA

N11. b.2

alterazione dell’ambiente esterno/vegetazione a livello

locale N + + + 1 B








a b c d e f g Ip

Significativi

tà Note

12.

Emissioni

convogliate di CO

D NA A12.1 modifica della qualità dell’aria

con tempi di persistenza elevati

N + + + + + 2 A

condizioni minime di emissione per dotazioni di controllo automatico della combustione

N13.1 aggravio traffico marino N + + + 1 B

Impatto attenuato dal maggiore o minore ricorso a movimentazione via oleodotto PRAOIL per materie prime in ingresso

N13.2 modifica della qualità dell’aria

locale (per emissioni diffuse) con rischio di danni a salute umana

N + + 2 B vd. anche Aspetto 23. 13.

Movimentazione prodotti via mare

D/I 2

E13.1 inquinamento marino derivante

da spandimento prodotti per incidenti (1)

N + + + + + 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

14.

Prelievi idrici da pozzo

D NA N14.1 alterazione dell'equilibrio dell'ecosistema circostante

(falda) N + + + 1 B

15.

Utilizzo acqua potabile

D NA A15.1 consumo di risorsa naturale scarsa (in condizioni anomale di scarso afflusso meteorico)

N + 1 BB servizi e mensa

N16.1 alterazione (termica e qualitativa) del bacino di ricezione

N + + + + + 2 A Sono comprese le acque reflue di provenienza ENIPOWER

16.

Scarichi idrici in mare da TAE

(COD, Oli, SST, T)

D/I 2

A16.1 incremento del carico inquinante

(in condizioni anomale di funzionamento TAE)

N + + + + 1 B

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








a b c d e f g Ip

Significativi

tà Note

E16.1 incremento del carico inquinante allo scarico a mare N + + + + 1 B

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

17.

Recupero acque reflue

D NA N17.1 riduzione del consumo di risorsa idrica

P + + + + 5 A si intende: - da SWS a desalter


locale (ambienti interni e limitrofi)

N + + + + + 1 M

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

18.

Emissione da linee ed

apparecchiature di composti

volatili organici (COV) ed

inorganici (H2S, acidi)

D NA

E18.1 modifica della qualità dell’aria locale

N + + + + 1 B

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








a b c d e f g Ip

Significativi

tà Note

N19.1 modifica della qualità dell’aria locale N + + + + 2 M

19.

Emissione da

vasche e serbatoi TAE di composti volatili organici (COV)

D NA

N19.2 modifica della qualità dell’aria locale (odori) N + + + + + 3 A

Impatto sull’immagine della Raffineria sono comprese anche le emissioni dalla vasca di raccolta/rilancio acque piazzale in area caricamento rete.

N19 b.1

modifica della qualità dell’aria locale

N + + + + 1 B 19 bis

Emissione da vasche e

serbatoi TAE di composti volatili

inorganici

D NA N19 b.2

modifica della qualità dell’aria locale (odori) N + + + + 1 B

N20.1 N + + + 2 M

Impatto sull’immagine della Raffineria Programma di installazione doppie tenute serbatoi (vedi PMA)

A20.1

modifica della qualità dell’aria locale

N + + 1 BB Effetto deirvato da attività di manutenzione serbatoi 20.

Emissione da serbatoi a tetto galleggiante di

composti volatili organici (COV) ed inorganici

D NA

E20.1

modifica della qualità dell'aria con possibili coinvolgimento degli

operatori (incendio) per affondamento tetto e/o rottura

guarnizioni

N + + + 2 M l'evento è gestito da PEI, ipotesi incidentale n° 13

N21.1 modifica dell’aria locale odori (respirazione serbatoi) N + + + + 3 A Collettamento vapori a

impianti di abbattimento 21.

Emissione da serbatoi a tetto

fisso di composti volatili organici

(COV)

D NA A21.1

modifica della qualità dell’aria locale (operazioni di

manutenzione) N + + 1 BB

21 bis

Emissione da serbatoi a tetto

fisso di composti volatili inorganici

D NA N21. b.1

modifica dell’aria locale odori (respirazione serbatoi) N + + + 1 B

22.

Emissione da pensiline di

carico di composti volatili organici (COV)

D NA N22.1 modifica della qualità dell’aria


N + + + 2 M

sono stati attuati e pianificati interventi di riduzione (sistemi di recupero vapori benzina e bitumi)








a b c d e f g Ip

Significativi

tà Note

22 bis

Emissione da pensiline di

carico di composti volatili

inorganici

D NA N22. b.1

modifica della qualità dell’aria locale (ambienti interni e

limitrofi) N + + + 1 B

23.

Emissione da

pensiline scarico greggio di

composti volatili organici (COV)

D NA E23.1 modifica qualità aria N + + 2 B

23 bis

Emissione da pensiline scarico

greggio di composti volatili

inorganici

D NA E23. b.1

modifica qualità aria N + + 1 BB

evento possibile soltanto in seguito a spandimenti

A24.1 potenziale rischio di

inquinamento di suolo e falda da depositi interni

N + + + 1 B 24.

Produzione melme e

fondami serbatoi

D NA

A24.2 modifica della qualità dell'aria locale (odori) N + 3 B

fondami serbatoi fanghi nuovo trattamento biologico. Fondami desalter

25.

Raccolta differenziata di

rifiuti non pericolosi

I 2 N25.1 riduzione dei flussi in discarica e recupero risorse P + + + 5 A

N26.1 riduzione dei volumi in discarica per attività di recupero P + + + + + 5 AA

26.

Raccolta differenziata di rifiuti pericolosi

D/I 2 A26.1

rischio di inquinamento di suolo e falde per anomalie di deposito

temporaneo N + + + + + 1

B

M

D NA N27.1 potenziale rischio di inquinamento di suolo e falde

N + + + + 2 M

L’aspetto comprende anche i fanghi generati dall’impianto TAE Si consiglia di considerare tale espetto anche in condizioni “anomale”.

27.

Produzione e accumulo

temporaneo rifiuti

D NA A27.1 Generazioni di rifiuti da bonifica (acqua e residui)

N + 5 M








a b c d e f g Ip

Significativi

tà Note

I 1 N.27.b.1

potenziale rischio di inquinamento di suolo e falde N + + 2 B

27. bis

Produzione e accumulo

temporaneo di rifiuti in area Ditte Terze

D NA A.27.b.1

Generazioni di rifiuti da bonifica (acqua e residui) N + 5 M

28.

Presenza di prodotto su

suolo da eventi pregressi

D NA N28.1 rischio di inquinamento di suolo, sottosuolo e falda N + + + + + 3 A

D NA N29.1

Variazione dell’ambiente di lavoro interno (modifica delle

percezioni sonore degli operatori e rischio di danni

progressivi alla salute

N + + + + 2 M

emissioni monitorate ai sensi del DPR 277/91 e lontane dai limiti di legge effettuati investimenti di insonorizzazione impianti

29.

Emissione di rumore

all’interno

D NA A.29.1

Possibili danni progressivi alla salute dei lavoratori con modifica delle percezioni sonore degli operatori e variazioni del microclima

interno

N + + 5 A

Tale aspetto si applica in condizioni anomale al fermo

dei compressori aria del GPL

30.

Emissione di rumore

all’esterno del perimetro da aree critiche (verso SS

Jonica)

D NA N30.1 alterazione dell’ambiente limitrofo

N + + + + + 1 M dai rilievi fonometrici emerge come area critica, ma nei limiti di legge

30 bis

Emissione di rumore

all’esterno da altre aree

D NA N30.b.1

alterazione dell’ambiente limitrofo

N + + + + 1 BB

31.

Impiego di elementi

radioattivi D / I 2 N31.1 rischio di ricaduta sulla salute

umana N + + 2 B

Impianto EST/CDP in area SOI 3 e Centraline di monitoraggio perimetrali in area SOI 4








a b c d e f g Ip

Significativi

tà Note

A31.1 rischio di ricaduta sulla salute

umana da attività di manutenzione

N + + + + 2 M

Radiografie/tarature per interventi di manutenzione/ispezione svolte da ditte terze (compreso analizzatori polveri in cabine di monitoraggio al perimetro).

E31.1 ricaduta sulla salute umana da attività di manutenzione N + + + + 2 M Evento gestito ad PEI - ipotesi

incidentale n° 20 –

32.

Presenza della raffineria sul

territorio D NA N32.1 impatto visivo N + 4 B si comprendono: torce,

ciminiere, impianti, serbatoi.

E33.1

incidenza sulla sicurezza dei lavoratori e sull’ambiente limitrofo

N + + + + + 3 A

E33.2 ricaduta sulla qualità dell’aria locale N + + + + + 3 A 33.

Rilascio di sostanze

pericolose in caso di

incendio/esplosione, emissioni, sversamenti (2)

D NA

E33.3 contaminazione del suolo/sottosuolo

N + + + + + 3 A

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

E34.1 modifica della qualità dell’aria

(interna/esterna) per elevata tossicità

N + + + + 3 A

34.

Presenza di H2S (3) D NA

E34.2 ricaduta sulla salute umana ed

alterazione dell’ambiente naturale

N + + + + 3 A

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

N35.1 Emissioni (fibre libere) ad alta

tossicità con possibili danni alla salute degli operatori

N + + + + 2 M

A35.1 rischio di emissioni (fibre libere)

ad alta tossicità con possibili danni alla salute degli operatori

N + + + + 2 M 35.

Presenza di amianto

D NA

E35.1 rischio di emissioni (fibre libere)

ad alta tossicità con possibili danni alla salute degli operatori

N + + + + 1 B

Cfr. censimento del 13 giugno 2005








a b c d e f g Ip

Significativi

tà Note

N37.1

rischio di inquinamento fogne e/o suolo per stoccaggio,

movimentazione e utilizzo prodotti chimici

N + + 2 B

A37.1

inquinamento fogne e/o suolo durante operazioni di

approvvigionamento/manutenzione

N + + + 4 A 37.

Stoccaggio/utilizzo di prodotti

chimici (additivi, soda, zolfo,

acido solforico, materie

ausiliarie, batteri impianto

biologico, oli lubrificanti,

schiumogeni, coloranti, ecc.)

D/I 2

E37.1 inquinamento fogne e/o suolo da

rottura serbatoi, linee, apparecchiature, fusti e bulk

N + + 3 M

- aree pavimentate (impatto su rete fognaria)

- aree non pavimentate (impatto su suolo/sottosuolo

- trasporto chemicals per impianti

38. Impiego di catalizzatori

D NA A38.1

alterazione qualità dell’aria (emissione polveri) da

operazioni di carico/scarico reattori

N + + 2 B

39.

Perdite di prodotto

petrolifero da linee e

apparecchiature impianti di

produzione e utilities con

interessamento di aree

pavimentate/cunicoli

D NA E39.1 aggravio di carico inquinante al TAE N + + 2 B

A39. b.1

contaminazione suolo da bonifiche/manutenzioni N + + + 2 M

39. bis

Perdite di prodotto


apparecchiature impianti di

produzione e utilities con

interessamento di terreno nudo

D NA E39. b.1

contaminazione suolo da eventi accidentali N + + + + 2 M








a b c d e f g Ip

Significativi

tà Note

40.

Perdite di prodotto


apparecchiature in area

movimentazione con

interessamento di aree

pavimentate

D NA E40.1 aggravio di carico inquinante al TAE N + + 2 B evento gestito da PEI ipotesi

incidentale n° 15, 16, 17

A40.1 Bis

contaminazione suolo da bonifiche/manutenzioni N + + + + 2 M

40. bis

Perdite di prodotto


apparecchiature in area

movimentazione con

interessamento di terreno nudo

D NA E40. b.1

inquinamento suolo/sottosuolo e falda da eventi accidentali N + + + + + 3 A

A41.1 contaminazione fogna da bonifiche/manutenzioni N + + + 1 B

41.

Perdite di prodotto

petrolifero da serbatoi con

bacino pavimentato

D NA E41.1 aggravio a TAE da eventi accid. N + + + + 3 A

A41. b.1

contaminazione suolo/sottosuolo da bonifiche/manutenzioni N + + + 1 B

41 bis

Perdite di prodotto

petrolifero da serbatoi con bacino non

pavimentato

D NA E41. b.1

inquinamento suolo/sottosuolo e falda da eventi accidentali

N + + + + + 2 A

evento gestito da PEI ipotesi incidentale n° 2

42.

Scarichi gassosi verso sistemi di

D NA N42.1 riduzione emissioni inquinanti dirette in atmosfera P + + + + 4 A








a b c d e f g Ip

Significativi

tà Note

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)

blow-down

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

43.

Perdite da rete fognaria

D NA E43.1 contaminazione del sottosuolo N + + + 3 M

44.

Perdite da rete acqua potabile

D NA E44.1 spreco di risorsa naturale N + + 2 B

45.

Perdite da rete acqua

antincendio D NA E45.1 degrado House-Keeping N + 3 B

46.

Perdite da rete distribuzione

vapore D NA E46.1 spreco di risorsa naturale N + + 2 B

N48.1 Recupero metalli da catalizzatore al platino P + + 5 A

48.

Produzione raccolta e

smaltimento catalizzatori

esausti

D/I 1 N48.2

Potenziale rischio di inquinamento da smaltimento

in discarica N + + + + 1 B

E49.1 carico eccezionale in rete fognaria e a TAE

N + + 1 BB

49.

Perdite di prodotto per corrosione

piping/serbatoi (su aree

pavimentate o terreno)

D NA E49.2 contaminazione suolo/sottosuolo

N + + + + 1 B

50.

Perdite di MTBE da stoccaggio in

serbatoi D NA E50.1 inquinamento della falda N + + + + + 2 A

51.

Sversamenti accidentali di

D NA E51.1 carico eccezionale in rete fognaria e a TAE N + + 2 B Completato intervento inserito

nel PMA (scheda n°13)








a b c d e f g Ip

Significativi

tà Note

prodotto da attività di drenaggio serbatoi (greggio)

E51.2 Contaminazione suolo (parte superficiale) N + + + 1 B

53.

Attività di Raffineria

impattanti sullo stato della costa

D NA N53.1 alterazione fisico-biologica dei fondali

N + + + + 1 B

A seguito dell'indagine biocenotica effettuata dall'Università di Bari (1999), non si è rilevata una situazione di aggravio in corso.

56.

Stoccaggio catalizzatori su

aree non pavimentate

D NA E56.1

rischio di inquinamento suolo/falda da metalli per

rottura/perdite in area stoccaggio

N + + + 1 B sono compresi anche i catalizzatori stoccati in area coperta

57.

Perdita di prodotto

petrolifero da punti "critici"

(flange, tenute, valvole….) su

aree non pavimentate

D NA E57.1 rischio di inquinamento di suolo e falda

N + + + + 3 A

58.

Perdita di prodotto

petrolifero da punti "critici"

(flange, tenute, valvole….) su

aree pavimentate

D NA E58.1 aggravio di carico inquinante al TAE N + + 2 B

59.

Perdite da serbatoi interrati

D NA E59.1 rischio di inquinamento di suolo e falda N + + + 2 M

E’ stata rivista la significatività in quanto sono stati realizzati interventi di modifica strutturale dei serbatoi (doppia camicia, basamento in c.a.).








a b c d e f g Ip

Significativi

tà Note

60.

Perdite dalla

vasca di raccolta/rilancio

acque reflue

D NA E60.1 rischio di inquinamento di suolo e falda N + + + 1 B

Sono stati realizzati interventi di modifica strutturale della vasca (raddoppio vasca, impermeabilizzazione, pompa di rilancio)

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 + + + 1 B

62.

Consumo di energia elettrica

e vapore prodotto da Eni Power/ENEL

D NA N62.1

inquinamento atmosferico da emissioni di sostanze

inquinanti (SO2, NOx, CO, PST, ecc.) da Centrali

Elettriche (EniPower/ENEL)

N + + 2 B

la vicina CTE EniPower è dotata di Turbogas funzionante a F.G. di Raffineria

N63.1 riduzione/assorbimento degli inquinanti che contribuiscono

alle emissioni diffuse P + + + + + 3 A

N63.2 modifica della qualità dell'aria locale N + + + + 3 M inteso nel punto di

convogliamento dopo assorb. 63.

Emissione di sostanze

organiche volatili da impianti

recupero vapori

D NA

E63.1 aggravio temporaneo della qualità dell'aria locale N + + + 4 A

64.

Emissioni convogliate da

caldaia uso civile

D NA N64.1 alterazione della qualità dell'aria locale N + + 3 B

65.

Smaltimento di rifiuti all'esterno

del sito D NA E65.1

inquinamento sottosuolo/falda da anomalie di smaltimento in

discarica esterna N + + + 2 B








a b c d e f g Ip

Significativi

tà Note

66.

Produzione,

rigenerazione e smaltimento di carboni attivi esausti da impianto

recupero vapori

D NA A66.1 impatto sulla qualità dell'aria locale (emissione di COV) N + 2 BB

67.

Emissioni diffuse organiche/

inorganiche da attività di

sabbiatura/verniciatura

D NA A67.1 impatto sulla qualità dell'aria locale N + + + + 1 B

68.

Produzione e smaltimento di rifiuti (sabbie e latte) da attività

di sabbiatura/verni

ciatura

I 1 A68.1 inquinamento sottosuolo/falda da

anomalie di smaltimento in discarica esterna

N + + + 2 M

I 2 E69.1 apporto di inquinanti in fognatura comunale N + + 1 Bb

69.

Spandimento accidentale di prodotto nel parcheggio autobotti sia

della Raffineria che dello

stabilimento GPL

E69.2



N + + + + 4 A

70.

Rottura/perdita linea SLOP in

corrispondenza della testata dell’impianto

TAE A

D NA E70.1 aggravio di carico inquinante al TAE

N + + + 1 B








a b c d e f g Ip

Significativi

tà Note

71.

Presenza di SF6 come isolante in

parti dell’impianto

elettrico

D NA N71.1 modifica della qualità dell’aria globale (effetto serra) N + + 2 B

72.

Consumo di acqua DEMI

fornita da ENIPOWER

D NA N72.1 Utilizzo di risorsa naturale N + + + 2 M

73.

Trattamento scarichi idrici

Enipower I 2 N73.1 aggravio di carico inquinante al

TAE N + + 2 B Gli scarichi della Centrale sono ridotti e di composizione mediamente stabile.

73 Bis

Trattamento reflui per attività da/in area ditte

terze

I 2 N73. b.1

aggravio di carico inquinante al TAE N + + 2 B

Scarichi civili da area ditte terze ed industriali da ditta OSMO SISTEMI e IONIC ITALBA

74. Prelievo di acqua mare

D NA N74.1 alterazione dell'equilibrio dell'ecosistema circostante

(mare, costa) N + + + + + 3 A per uso antincendio e

raffreddamento impianti

75.

Aspetti generati dalla produzione di acqua DEMI da ENIPOWER

I 2 N75.1 Impatti generati dalla produzione di acqua DEMI da ENIPOWER

N + + + + 4 A Cfr. REGASP ENIPOWER








a b c d e f g Ip

Significativi

tà Note

76.

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 + + + + 5 A Cfr. REGASP ENIPOWER



N + + + + 1 B

N.77.2 rischio di danni per la salute umana N + + + + 1 B

A.77.1 modifica della qualità dell’aria

locale (bonifiche e campionamenti)

N + + + + 1 B

77.

Emissioni derivanti dal sistema di

abbattimento dell’impianto

desolforazione TAE A

D NA

E.77.1 modifica della qualità dell’aria locale

N + + + + 1 B








a b c d e f g Ip

Significativi

tà Note

78

Emissione di GPL in fase di

avvio delle pompe e

compressori per la

movimentazione del prodotto

D NA A.78.1 Emissione di odori a livello locale

N 1 BB

79

Pulizia dei filtri dell'impianto di

grande manutenzione

dello Stabilimento

GPL

D NA A.79.1 Rilascio di polveri in atmosfera N + + 2 B

D NA A.80.1


peggioramento condizioni di vita di flora e fauna

N + 3 B

80

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.

D NA A.80.2 Rischio di incidenti operativi e di incendio

N + + + 1 B








a b c d e f g Ip

Significativi

tà Note

81

Presenza di: vasche interrate

del TAE, tubazioni

interrate della rete fognaria,

serbatoi gasolio gruppo

elettrogeno e carrelli

D NA E.81.1 Contaminazione suolo e sottosuolo in caso di rotture N + 3 B

Perdite da vasche interrate del TAE GPL, tubazioni e rete fognaria, serbatoio gasolio, gruppo elettrogeno e carrelli

D NA E.82.1



N 2 BB 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

D NA N.82.2 Rischio di incendi operativi e/o di incendio

N + + + 1 B

Aspetto risultante dalla fusione degli aspetti E 16, N 22, N 23, N 24, A 1 del regASP dello Stabilimento GPL








a b c d e f g Ip

Significativi

tà Note

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

D NA A.82.3 Emissione di odori a livello

locale N 1 BB

83

Utilizzo di Combustibili

liquidi (Gasolio) nei muletti e nei

gruppi elettrogeni

D NA N.83.1 Emissioni di polveri, CO2, SOx, NOx N 5 B

84

Emissione di S.O.V., CO2, NOx, SOx,

Polveri, Odori dal Reparto di

Grande e

D NA N.84.1



N + + + + 3 A








a b c d e f g Ip

Significativi

tà Note

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

Piccola Manutenzione e dall’Impianto di

Imbottigliamento

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 85

Gestione e Funzionamento dell’Impianto di trattamento e depurazione

chimico-fisico e

biologico dell’impianto

GPL

D NA 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








a b c d e f g Ip

Significativi

tà Note

D NA E.85.2

Incremento nel consumo di acqua per deficienza nel riciclo e

conseguente contributo all’impoverimento della risorsa

N + 4 B

D NA N.85.2 Emissioni odorigene N + 2 BB

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 + + 5 A

87 Rottura marmitta

ad acqua dei carrelli

D NA E.87.1 Spandimento su piazzali con eventuale inquinamento del

suolo N + 2 Bb

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 + + + + 4 A





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





ALLEGATO 3.4

ASPETTI/IMPATTI AMBIENTALI SIGNIFICATIVI DELLA RAFFINERIA


EFFETTI Criteri di Significatività Signific

atività CP P/PI


a b c d e f g Ip

N1.1 aggravio del traffico locale

(ATB) N + + + 2 M CP1 P1/PI1

1. Movimentazione esterna

prodotti su strada I 1 / 2

N1.2

inquinamento ambientale (acustico e delle qualità

dell'aria) da scarichi veicolari

N + + + 2 M CP1 P1

6. Consumo di combustibili (Fuel Gas e Fuel Oils)

D NA N6.1 consumo di risorse naturali

non rinnovabili (combustibili fossili)

N + + + 5 A CP1 P2

N8.1 modifica della qualità

dell’aria esterna N + + + + + 2 A CP2 P2

8.

Emissioni convogliate di SO2 da impianti primari e Thermal (combustione di

f.o.)

D NA N.8.2

Alterazione dell’ambiente esterno a livello locale e

globale (piogge acide, nubi, irritazioni)

N + + + + + 1 M CP2 P1

N.8. b.1

modifica della qualità dell’aria esterna

N + + + + + 1 M CP2 P1

8. bis

Emissioni convogliate di SO2 da altri impianti (combustione di f.g.)

D NA N.8. b.2

Alterazione dell’ambiente esterno a livello locale e

globale (piogge acide, nubi, irritazioni)

N + + + + + 1 M CP2 P1

9. Emissioni convogliate di

NOx da Impianti D

NA N9.1

modifica della qualità dell’aria esterna

N + + + + + 2 A CP2 P2


CO2 I 2 N10.1

modifica della qualità dell’aria globale (effetto

serra) N + + + + 2 M CP2 P1/PI1


D NA N11.1 modifica della qualità

dell’aria N + + + + + 2 A CP2 P2







atività CP P/PI


a b c d e f g Ip

particolato da impianti primari e Thermal

(combustione di f.o.) N11.2

alterazione dell’ambiente esterno/vegetazione a

livello locale N + + + + + 2 M CP1 P1

11. bis

Emissioni convogliate di particolato da impianti

primari e Thermal (combustione di f.g.)

D NA N11. b.1

modifica della qualità dell’aria

N + + + + + 2 M CP1 P1

16. Scarichi idrici in mare da

TAE (COD, Oli, SST, T)

D/I 2 N16.1 alterazione (termica e

qualitativa) del bacino di ricezione

N + + + + + 2 A CP2 P2/PI2

18.

Emissione da linee e apparecchiature di

composti volatili organici (COV) ed inorganici (H2S,

acidi)


dell’aria locale ambienti interni e limitrofi)

N + + + + + 1 M CP2 P1

N19.1 modifica della qualità

dell’aria locale N + + + + 2 M CP2 P1

19. Emissione da vasche e

serbatoi TAE di composti volatili organici (COV)

D NA N19.2

modifica della qualità dell’aria locale (odori)

N + + + + + 3 A CP2 P2

20.

Emissione da serbatoi a tetto galleggiante di

composti volatili organici (COV) ed inorganici


dell’aria locale N + + + 2 M CP2 P1

21. Emissione da serbatoi a tetto fisso di composti

volatili organici (COV) D NA N21.1

modifica dell’aria locale odori (respirazione serbatoi)

N + + + + 3 A CP2 P2

22. Emissione da pensiline di carico di composti volatili

organici (COV) D NA N22.1

modifica della qualità dell’aria locale (ambienti

interni e limitrofi) N + + + 2 M CP2 P1

27. Produzione e accumulo

temporaneo rifiuti D NA N27.1

potenziale rischio di inquinamento di suolo e

falde N + + + + 2 M CP1 P1

28. Presenza di prodotto su

suolo da eventi pregressi D NA N28.1

rischio di inquinamento di suolo, sottosuolo e falda

N + + + + 3 A CP2 P2







atività CP P/PI


a b c d e f g Ip

29. Emissioni di rumore

all’interno D NA N29.1

variazione dell’ambiente di lavoro interno (modifica delle percezioni sonore degli operatori e rischio di danni progressivi alla

salute

N + + + + 2 M CP1 P1

30.

Emissione di rumore all’esterno del perimetro da

aree critiche (verso SS Jonica)

D NA N30.1 alterazione dell’ambiente

limitrofo N + + + + + 1 M CP1 P1

35. Presenza di amianto D NA N35.1

Emissioni (fibre libere) ad alta tossicità con possibili

danni alla salute degli operatori

N + + + + 2 M CP1 P1

63. Emissione di sostanze organiche volatili da

impianti recupero vapori D NA N63.2

modifica della qualità dell'aria locale

N + + + 3 M CP2 P1

72. Consumo di acqua DEMI

fornita da ENIPOWER D NA N72.1 Utilizzo di risorsa naturale N + + + 2 M CP1 P1

74. Prelievo di acqua mare D NA N74.1 Alterazione dell’equilibrio

dell’ecosistema circostante (mare, costa)

N + + + + + 3 A CP1 P2

75. Aspetti generati dalla

produzione di acqua DEMI da ENIPOWER

D NA N75.1 Impatti generati dalla

produzione di acqua DEMI da ENIPOWER

N + + + + 4 A CP1 P2

76.

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 + + + + 5 A CP1 P2/PI1/2

84

Emissione di S.O.V., CO2, NOx, SOx, Polveri, Odori dal Reparto di Grande e Piccola Manutenzione e

dall’Impianto di Imbottigliamento

D NA 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 CP2 P2







atività CP P/PI


a b c d e f g Ip

D NA N.84.2 Piogge acide ed effetto

serra N + + + + 3 A CP2 P2

85

Gestione e Funzionamento dell’Impianto di trattamento

e depurazione chimico-fisico e biologico

dell’impianto GPL

D NA N.85.1 Generazione di rifiuti (fanghi, carboni attivi) e

chemicals N + + 5 A CP1 P2

86

Svuotamento marmitte ad acqua nel pozzetto di

raccolta verso l'impianto di trattamento

D NA N.86.1 Aggravio sull’impianto di

trattamento delle acque N + + 5 A CP1 P2





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 Oli minerali isolanti e termoconduttori non clorurati

CER 150110 Imballaggi contaminati vari (vetro, plastica, fusti, latte metalliche, legno)

CER 150202 Indumenti e stracci contaminati da olio Filtri a sabbia da impianto TAE A Filtri da impianto ultrafiltrazione WR

CER 160305 Rifiuti organici, contenenti sostanze pericolose (Carbon Coke)

CER 160507 Sostanze chimiche inorganiche di scarto contenenti o costituite da sostanze pericolose (Zolfo contaminato)

CER 160602 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 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.





ALLEGATO 3.6

ELENCO DELLE SORGENTI RADIOGENE

UBICAZIONE ED IDENTIFICAZIONE CABINE

Attività al 4/2001 Ubicazione Cabina

Analizzatore n.

Sorgente n.

Produzione n.

Nuclide MBq µCi

Varco Nord n. 2 739 1346 EBRH 30 C -14 3,66 99

Zona Blending 740 1348 EBRH 30 C -14 3,66 99

Zona Parco Sfere 741 1349 EBRH 30 C -14 3,66 99

Attività totale

10,98 297

UBICAZIONE ED IDENTIFICAZIONE SORGENTI AREA IMPIANTO EST/CDP

VVeesssseell AAttttiivviittàà

nnoommiinnaallee GGBBqq

ddaattaa ddii rriiffeerriimmeennttoo

TTiippoollooggiiaa iinnssttaallllaazziioonnee 11

SSeerriiaall nnuummbbeerr ssoorrggeennttee

ccoonntteenniittoorree sscchheerrmmaannttee

TTiippoo 99005500--CC--0011 00,,3377 55 NNoovv 22000044 EEsstteerrnnaa 44111166CCMM SSHH--FF22

99110000--RR--0011AA 1111,,1100 1100 ddiicc 22000033 IInntteerrnnaa 44880055CCMM SSHHLLMM ––CCPPSS44

99110000--RR--0011AA 1111,,1100 1100 ddiicc 22000033 IInntteerrnnaa 44882233CCMM SSHHLLMM ––CCPPSS44

99110000--RR--0011AA 00,,7744 55 nnoovv 22000044 IInntteerrnnaa 44445511CCMM SSHHLLMM ––CCPPSS44

99110000--RR--0011AA 00,,7744 2211 ootttt 22000033 IInntteerrnnaa 44446622CCMM SSHHLLMM ––CCPPSS44

99110000--RR--0011BB 1111,,1100 2288 ggeenn 22000044 IInntteerrnnaa 44882244CCMM SSHHLLMM ––CCPPSS44

99110000--RR--0011BB 1111,,1100 88 ootttt 22000044 IInntteerrnnaa 66668811CCMM SSHHLLMM ––CCPPSS44

99110000--RR--0011BB 00,,7744 33 nnoovv 22000044 IInntteerrnnaa 77662288CCMM SSHHLLMM ––CCPPSS44

99110000--RR--0011BB 00,,7744 33 nnoovv 22000044 IInntteerrnnaa 77663366CCMM SSHHLLMM ––CCPPSS44

99110000--RR--0011CC 00,,7744 22 FFeebb 22000044 IInntteerrnnaa 44883344CCMM SSHHLLMM--CCPP44



99110000--VV--0011 11,,8855 22 FFeebb 22000044 IInntteerrnnaa // AAllttoo 44885522CCMM SSHHLLMM -- BBRR11

99110000--VV--0011 11,,8855 22 FFeebb 22000044 IInntteerrnnaa // BBaassssoo 44885566CCMM SSHHLLMM –– BBRR11

99110000--VV--0077 00,,7744 22 FFeebb 22000044 EEsstteerrnnaa 44883322CCMM SSHH--FF11BB

99110000--VV--0088 00,,3377 55 NNoovv 22000044 EEsstteerrnnaa // AAllttoo 44111188CCMM SSHH--FF11BB

99110000--VV--0088 00,,3377 55 NNoovv 22000044 EEsstteerrnnaa//MMeeddiioo 44112255CCMM SSHH--FF11BB

99110000--VV--0088 00,,3377 55 NNoovv 22000044 EEsstteerrnnaa//FFoonnddoo 44113366CCMM SSHH--FF11BB

99220000--CC--0011 00,,7744 1188 NNoovv 22000044 EEsstteerrnnaa 55884466CCMM SSHH--FF22

99220000--CC--0022 00,,3377 55 NNoovv 22000044 EEsstteerrnnaa 44113377CCMM SSHH--FF22

99330000--CC--0022 00,,3377 55 NNoovv 22000044 EEsstteerrnnaa 44114422CCMM SSHH--FF22 99330000--CC--0033 00,,118855 2266 OOtttt 22000044 IInntteerrnnaa // AAllttoo 77661199CCMM SSHHLLMM--BB11 99330000--CC--0033 00,,118855 2266 OOtttt 22000044 IInntteerrnnaa // BBaassssoo 77662200CCMM SSHHLLMM--BB11

99330000--VV--0022 11,,8855 1177 MMaagg 22000044 EEsstteerrnnaa 55228822CCMM SSHH--FF22

6622,,5533 AAttttiivviittàà ttoottaallee

11 IInntteerrnnaa:: ssoorrggeennttee ccoollllooccaattaa iinn uunn ccoonnddoottttoo iinnsseerriittoo aallll’’iinntteerrnnoo ddeell vveesssseell EEsstteerrnnaa:: ssoorrggeennttee iinnsseerriittaa iinn ccoonntteenniittoorree sscchheerrmmaannttee ccoollllooccaattoo aallll’’eesstteerrnnoo ddeell vveesssseell





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 µSv/h Valori ambientali indicati dallo strumento 0,08

Apparecchiatura HORIBA:

Durante le misure (10KVp) Misure a contatto struttura esterna analizzatore (qualunque punto considerato)

Fondo ambientale

Sul piano di apertura della camera analisi Fondo ambientale

Apparecchiatura ASOMA:

Durante le misure Misure a contatto struttura esterna analizzatore (qualunque punto considerato) Fondo ambientale


Apparecchiatura Venux 200 Minilab:

Durante le misure (50 KV – 4 mA) Misure a contatto struttura esterna analizzatore (qualunque punto considerato)

Fondo ambientale






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 3.724 4.502 4.780 5.123 5.014

Semilavorati a lavorazione 981 958 1.203 1.040 1.003

TOTALE MATERIE IN LAVORAZIONE 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

TOTALE CONSUMI & PERDITE 301 332 366 347 354

dati espressi in kton

CONSUMI DIRETTI E PERDITE (Tab.3)

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

20072006200520042003

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

Combustili totali (FG+FO) 268,9

294,5

326,0

311,9

318

Indice Fuel gas / Combustibili totali 73,4%

73,8%

78,2%

80,9%

82,2%

Fonte: PERF “Bilancio di Raffineria” - tipologia: misurazione






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

di cui:

Benzina 10 ppm S 0 16 9 17 12

Petroli e jet fuel 57 48 66 64 67

Gasoli 1.668 1.944 2.168 2.208 2.147

di cui:

Gasolio 10 ppm S 232 389 451 408 428

Gasolio Autotrazione 1.316 1.451 1.594 1.676 1.587

Gasolio Bunker 26 33 33 32 31

Gasolio Riscaldamento 93 71 89 92 101

Olio combustibile 1.039 1.288 1.572 1.666 1.647

di cui:

Olio Combustile ATZ 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

TOTALE PRODOTTI 4.713 5.534 5.928 6.190 6.009

Nota: Il totale prodotti è al netto di consumi interni e perdite





INDICE PRODOTTI ECOLOGICI (Tab. 17)

2003 2004 2005 2006 2007

Gasolio "Bludiesel" (kton.) 232

389

451

408

428

Benzina “Blusuper” (kton)

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

Totale prodotti finiti (kton) 4.713

5.534

5.927

6.190

6.008

Indice “BlueDiesel” (%) 13,9

20,0

20,8

18,5

19,9

Indice “BluSuper” (%) 0

1,4

0,9

1,6

1,2

Indice prodotti ecologici (%) 4,93

7,33

7,76

6,87

7,32

Indice “Biocarburante” (%) 0

0

0

0

0

Dati espressi in kton - Fonte: PERF “ Bilancio di Raffineria” - tipologia: misurazione


MOVIMENTAZIONE MATERIE PRIME E PRODOTTI (Tab.4)

MEZZI [numero]

Quantità [kton]

Quantità [%]

MEZZI [numero]

Quantità [kton]

Quantità [%]

MEZZI [numero]

Quantità [kton]

Quantità [%]

MEZZI [numero]

Quantità [kton]

Quantità [%]

MEZZI [numero]

Quantità [kton]

Quantità [%]

Via Mare 145 2.957 47,0 152 3.626 51,3 134 3.080 41,0 169 3.473 44,3 168 3.758 46,1

Via Strada (Autobotte) 8.698 244 3,9 6.631 186 2,6 4.326 121 1,6 3.156 88 1,1 10.016 278 3,4

Via Oleodotto 3.088 49,1 3.257 46,1 4.311 57,4 4.282 54,6 4.124 50,5

TOTALE 6.289 100,0 7.069 100,0 7.512 100,0 7.843 100,0 8.160 100,0

TOTALE al netto greggio SHELL esitato via mare 5.400 6.096 6.377 6.670 6.575

Movimentazione Materie Prime in ingresso20072003 200620052004

MEZZI [numero]

Quantità [kton]

Quantità [%]

MEZZI [numero]

Quantità [kton]

Quantità [%]

MEZZI [numero]

Quantità [kton]

Quantità [%]

MEZZI [numero]

Quantità [kton]

Quantità [%]

MEZZI [numero]

Quantità [kton]

Quantità [%]

Via Mare 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

Via Oleodotto (Vs AGIP GAS, ILVA, Bunkeraggi) 46 0,8 164 2,5 144 2,0 203 2,8 193 2,6

TOTALE 5.825 100,0 6.571 100,0 7.082 100,0 7.356 100,0 7.492 100,0

TOTALE al netto greggio SHELL esitato via mare 4.935 5.599 5.947 6.183 5.906

Movimentazione Prodotti in uscita20072003 2004 2005 2006

*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.





INDICE DI MOVIMENTAZIONE LEI (Low Environmental Impact) (Tab. 14)

2003 2004 2005 2006 2007

Mov OUT via terra (kt) 2.904

3.240

3.156

3.053

2.857

Mov IN via terra (kt) 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

Totale IN – OUT 12.114

13.640

14.594

15.199

15.652

Indice movimentazione LEI 25,88

25,08

30,52

29,51

27,58

Fonte: PERF “Bilancio di Raffineria” - tipologia: misurazione

EII (Energy Intensity Index) (Tab. 16)

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

EII 68,97 68,92

68,21

69,31

68,25

68,00

66,84

69,33

EII norm. * * * * * * 65,65

65,10

(*) dati non disponibili





RISORSA IDRICA

BILANCI IDRICI – SCHEMA BILANCI CON INTERFACCE ENIPOWER (Tab.5 - Schema)





BILANCI IDRICI – DATI QUANTITATIVI (Tab.5)

INTRODUZIONE RAFFINERIA 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

8 Acqua demi da ILVA 70.767 119.886 177.376 94.418 96.116

22 Acqua di falda emunta da S.I. 213.845 273.802 333.710

TOTALE 67.994.644 69.171.830 83.647.496 89.864.260 88.670.340

USCITE RAFFINERIA 2003 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

21 Perdite Acqua & Vapore 2.653.804 759.282 456.148 2.409.130 2.390.611

TOTALE 67.994.644 69.171.830 83.647.496 89.864.260 88.599.859

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

2003 2004 2005 2006 2007

Acqua mare per raffreddamento impianti e circuito antincendio 39.213.482 43.135.835 50.934.321 57.631.406 56.617.383

Acqua pozzo per impianti di processo 538.019 68.035 48.741 31.137 4.529

Dati espressi in mc





INDICE PRELIEVO ACQUA MARE (Tab. 24)

2003 2004 2005 2006 2007

Prelievo acqua mare totale ingresso Raffineria (kmc)

66.510,8

67.680,2

82.045,5

88.507,5

87.415,8

Prelievo acqua mare per uso Raffineria (kmc)

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

Indice prelievo acqua mare “specifico” 8,33

7,90

8,51

9,35

9,41

INDICE CONSUMO ACQUA POZZO (Tab.18)

2003 2004 2005 2006 2007

Quantità acqua da pozzo totale prelevata (kmc) 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

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 Acqua mare per raffreddamento 7 Acqua Pozzo a impianto Osmosi 1-2 9 Acqua Demi + Degasata 10 Condense Raffineria a EniPower 11 Vapore A.P. 12 Vapore M.P. 13 Vapore B.P. 14 Acqua Raffr. Condensatori e Acqua di Salamoia Dissalatori 15 Acqua controlavaggio impianto let 16 Acqua Raffr. Macchine EP e Acqua di Salamoia Dissalatori





QUALITA’ SCARICHI IDRICI (Tab.6)

SCARICO A 2003 2004 2005 2006 2007 Fonte dati

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

COD n.d.

15,18

35,72

41,79

72,35

Labo est.

160

Fenoli 0,001

0,001

0,001

0,001

0,001

ARPA 1

Fluoruri 0,796

0,946

1,535

1,468

1,155

Labo est.

6

IPA 0,0001

0,0001

0,0001

0,0001

0,0001

Labo est.

---

Oli Minerali 0,182

0,123

0,069

0,084

0,064

Labo int.

5

SCARICO B

2001 2002 2003 2004 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.

--- 160

Fenoli n.d.

n.d.

0,001

0,001

ARPA 1

Fluoruri 1,041

0,513*

0,850

1,589

Labo est.

6

IPA 0,0001

0,0001

0,0001

0,0001

Labo est.

---

Oli Minerali 0,418

0,154

0,434

0,442

Labo int.

5

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





SCARICO C

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

Azoto nitrico 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.

--- 160

Fenoli n.d.

n.d.

0,001

0,001

ARPA 1

Fluoruri 0,995

0,679*

0,867

0,138

Labo est.

6

IPA 0,0001

0,0001

0,0001

0,0001

Labo est.

---

Oli Minerali 0,714

0,164

0,419

0,068

Labo int.

5

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

COD ---

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

Indice COD (%) ---

9,49

22,33

26,12

45,22

Indice Fenoli (%) 0,10

0,10

0,10

0,10

0,10

Indice Fluoruri (%) 13,27

15,77

25,58

24,47

19,26

Indice Oli minerali (%) 3,64

2,46

1,38

1,68

1,28

Fonte: SPP/AMB - tipologia: misurazioni dirette effettuate da Laboratorio esterno, Laboratorio interno di Raffineria, ARPA Dip. Prov. Taranto.





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

ALTRI COMPOSTI (Tab. 7 bis)


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 2004 2005 2006 2007

Materie prime lavorate (kt) 4.705

5.460

5.983

6.163

6.017

Emissioni

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

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





INDICI EMISSIONI CONVOGLIATE CO2 (Tab. 20 bis)

2003 2004 2005 2006 2007

Materie prime lavorate (kt) 4.705

5.460

5.983

6.163

6.017

CO2 (kton) 932 1

1.147 2

1.095 2 1.029 2

1.050 2

CO2 0,198

0,210

0,183

0,167

0,175

PRINCIPALI MICROINQUINANTI SITO (totale camini di Raffineria E1 – E2 – E4 – E7 – E8) (Tab. 7 ter)


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

Specifica FO: ppm autorizzato 180

180

180

180

180

Indice qualità FO (metalli) 0,139

0,144

0,211

0,133

0,106

Frequenza di monitoraggio e tipologie di inquinanti monitorate ai singoli camini: (Tab. 7 quater)

Controlli: Continuo Trimestrale Semestrale

Tipo Inquinanti:

“Macro: SO2, NOx, PST, CO”

“Macro” + COV+HCFC+

N2O+CH4 “Micro”

CAMINI

E1

x x X E2

x x X E4

x X E7

x X E8

x X





PRINCIPALI MICROINQUINANTI (dati espressi in concentrazione con i relativi limiti normativi) (Tab. 7 quinter)

CAMINI E1 E2 E4 E7 E8 E1 E2 E4 E7 E8

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 0,015 0,042 0,098 10

2003

APRILE SETTEMBRELimite 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 0,01 0,008 0,122 0,017 0,025 0,203 0,056 3

Cu e composti 0,03 0,002 0,154 0,035 0,135 0,009 0,272 0,152 0,278 0,165 10

2004



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

2005



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 10

2006

APRILE OTTOBRELimite 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 0,008 0,012 0,06 0,1 0,082 0,022 0,010 0,08 0,071 3

Cu e composti 0,001 0,049 0,03 0,03 0,019 0,001 0,001 0,001 0,001 0,019 10

2007

APRILE OTTOBRELimite D.M. 12/07/90

Dati espressi in mg/Nmc

Fonte dati macroinquinanti: Laboratorio Esterno – Elaborazione: SPP/AMB Fonte dati microinquinanti: ARPAP Dip. Prov. Ta – Elaborazione: SPP/AMB





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.





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

Impianti di processo 380,7

457,1

479,6

512,8

502,5

Impianti di trattamento effluenti liquidi 32,3

31,3

31,3

31,3

31,3

TOTALE 554,5

617,3

632,8

657,9

650,1

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

COV P + D 559,0

622,9

639,0

666,6

657,4

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

BENZENE P + D 5,0

5,6

5,7

5,9

5,85

Dati espressi in ton Fonte: SPP/AMB - tipologia: Calcolo da procedura HSE “Health Safety Enviroment”

Legenda: P = Puntuali D = Diffuse





MONITORAGGIO URV (Tab. 8bis)

S1 – URV caricamento Rete (carburanti) 2005 2006 2007 Fonte Dati

Parametri monitorati Limiti Kg/h

(1) mg/Nmc

(1)

Kg/h

(1) mg/Nmc

(1)

Kg/h

(1) mg/Nmc

(1)

Idrocarburi Totali 10.000 1,34 6.700 0,46 2.178 0,60 2.971 Labo

Esterno

Benzene 5 0,00042 2,11 0,00031 1,39 0,00021 1,06 Labo Esterno

1,3 butadiene 5 - < 1 - < 1 - < 1 Labo Esterno

S2 – URV serbatoi bitume 2005 2006 2007 Fonte Dati

Parametri monitorati Limiti Kg/h (2) mg/Nmc Kg/h

(2) mg/Nmc Kg/h (2) mg/Nmc

H2S Nd < 0,0056 1,3 < 0,0056 1 < 0,0056 1,4 Labo Interno

S3 – URV caricamento pensiline bitume 2005 2006 2007 Fonte Dati

Parametri monitorati Limiti Kg/h (2) mg/Nmc Kg/h

(2) mg/Nmc Kg/h (2) mg/Nmc

H2S Nd < 0,032 ND < 0,032 ND ND ND Labo Interno

S4 – URV serbatoi Olio combustibile 2005 2006 2007 Fonte Dati

Parametri monitorati Limiti Kg/h mg/Nmc Kg/h mg/Nmc Kg/h mg/Nmc

Idrocarburi Totali 10.000 *

ND 0,04 ND 0,13 ND 0,03 Labo

Interno

H2S Nd ND 0,26 ND 0,27 ND 0,18 Labo

Interno * Limite non normato

S5 – URV caricamento pensiline OC 2005 2006 2007 Fonte Dati

Parametri monitorati Limiti Kg/h(2) mg/

Nmc Kg/h(2) mg/Nmc Kg/h

(2) Mg/Nmc

Idrocarburi Totali 10.000 *

< 65,2 0,12 < 65,2 0,09 < 65,2 0,07 Labo Interno

H2S Nd < 0,032 1,44 < 0,032 0,63 < 0,032 0,31 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)





GESTIONE RIFIUTI PRODUZIONE RIFIUTI (Tab. 9)

2003 2004 2005 2006 2007

Pericolosi a smaltimento 4.370

3.168

3.291

3.390

4.076

Pericolosi a recupero 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

Dati espressi in ton

INDICE UTILIZZO CATALIZZATORI (RHU) (Tab. 22)

6° Ciclo (’00-’02)

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” (Tab. 9 bis)

2003 2004 2005 2006 2007

Acqua di falda (CER 191308) --- --- 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)





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

Indice superamento totale (%)

32,37

15,00

17,67

24,55

30,24

* (102 PZ + 18 Pozzi Trincea)





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






MONITORAGGIO SUOLO - CONCENTRAZIONE DI IDROCARBURI TOTALI C < 12 (PdC integrativo 2004) (Tab. 11)






MONITORAGGIO SUOLO - CONCENTRAZIONE DI IDROCARBURI TOTALI 12 < C < 25 (PdC integrativo 2004) (Tab. 12)






MONITORAGGIO SUOLO - CONCENTRAZIONE DI IDROCARBURI TOTALI C > 25 (PdC integrativo 2004) (Tab. 13)






ATTIVITA’ DI CARATTERIZZAZIONE TERRE DA SCAVO ,CONCENTRAZIONE DI IDROCARBURI TOTALI C < 12 e C > 12 (Tab.13b)

Q

R

S

T

U

V





RISULTATI ANALISI CARATTERIZZAZIONE TERRE DA SCAVO (Tab. 13 ter)

Valori HC [mg/kg]

C<12 C>12 Periodo Scavo Attività di riferimento Riutilizzo/ Smaltimento

Limite

250 Limite

750

Dicembre 2007 R – Area E Apertura scavi per Interconnecting HDC R < 0,1 4,3

Settembre 2007 S – Area E Apertura scavo per realizzazione basamenti per struttura Hydrocracking blocco D (area cantiere 1)

R 1,8 63,4

2,1 10 Settembre 2007 R – Area E Apertura scavo per posa tubi e cavidotti

progetto Hydrocracking (strada 226/227) R 1,3 24,2

Agosto 2007 V – Area H Apertura scavo per realizzazione fondazioni nuova stazione di riduzione gas naturale HDC R 3,5 27,5

Agosto 2007 S – Area E Area nuovo Claus/Scot U - 2900 R 3,8 30,2

Agosto 2007 Q - Area E Apertura scavo per realizzazione impianto Hydrocracking (area 1 – E2/E3) R 2 29,3

Marzo 2007 V – Area H Apertura scavo per realizzazione fondazioni nuova stazione di riduzione gas naturale HDC S --- ---

Marzo 2007 S – Area E Apertura scavo per realizzazione basamenti per struttura Hydrocracking blocco D S --- ---

Marzo 2007 R – Area E Apertura scavo per posa tubi e cavidotti progetto Hydrocracking S --- ---

Marzo 2007 Q - Area E Apertura scavo per realizzazione impianto Hydrocracking S --- ---

Febbraio 2007 U – Area H Apertura scavo per realizzazione basamenti pipe-rack nuovo impianto Hydrocracking S --- ---

Novembre 2006 T – Area E Apertura scavo per ampliamento SS 13 e nuovo impianto Hydrocracking R < 5 35

Febbraio 2006 A - Area E Apertura scavo percorso cavi verso SS/13 R < 5 35

Febbraio 2006 B - Area F Apertura scavo per posa cavi e tubazioni di fogna lungo la strada 204 a nuovo impianto Water Reuse

R < 5 330

Gennaio 2006 C - Area G/F

Apertura percorso cavi da cabina elettrica TAE A a nuovo impianto Water Reuse R < 5 330

Novembre 2005 D - Area H Sbancamento per nuovo parcheggio automezzi interno alla Raffineria, c/o uffici ex Snam

R < 5 30

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

Ottobre 2005 G - Area E Scavo per nuova vasca di raccolta acque di falda da trattare (progetto PON) R < 0,1 0,5

Agosto 2005 H - Area F Scavo per realizzazione vasca nuovo impianto Water Reuse e sbancamento area R < 5 330

Maggio 2005 I - Area E Scavo per percorso cavi per alimentazione nuovo impianto OSMOSI R < 5 180

Aprile 2005 L - Area E Scavo per realizzazione Basamento reattore di guardia RHU R < 5 20

Febbraio 2005 M - Area G/E

Scavo per posa tubo di scarico acqua mare(C304) R < 5 330

Gennaio 2005 N - Area N Scavo e rimozione del tubo di scarico impianto TAE C R < 5 45

Marzo 2005 O - Area I3 Ampliamento strada 101 R < 5 85

Ottobre 2005 P - Area E Apertura percorso cavi da SS/13 a P6201/B e P6202/B R < 5 37





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





RUMORE AMBIENTALE DIURNO LUNGO IL PERIMETRO DELLA RAFFINERIA (Tab.25)

Codice Misura Descrizione Postazione

Laeq (dBA)

LAF90 (dBA) Autovetture

Mezzi

pesanti Motocicli

Laeq (dBA) depurato delle sorgenti esterne

P01-1 Ubicato all'interno dell'area Impianti - adiacente alla Ferrovia TA-BA 63,40 57,50 1 60,80

P01-2 Ubicato all'interno dell'area Impianti - adiacente alla Ferrovia TA-BA 62,70 60,50 62,70

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 59,40

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 58,20

P07-1 Ubicato all'esterno-sulla strada Consortile 64,00 55,60 61 28 1 57,10

P07-2 Ubicato all'esterno-sulla strada Consortile 61,00 56,30 13 57,70

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 1(treno) 63,00






Laeq (dBA)


Mezzi

pesanti Motocicli


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


49,50 48,20 49,50






46,40 43,20 46,40


59,00 58,60 59,00


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 2 1 61,80





RUMORE AMBIENTALE NOTTURNO LUNGO IL PERIMETRO DELLA RAFFINERIA (Tab.26)


Laeq (dBA)


Mezzi

pesanti Motocicli


P01-n1 Ubicato all'interno dell'area Impianti - adiacente

alla Ferrovia TA-BA 58,90 57,70 58,90

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


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


P19-n1 Ubicato all'interno dell'area Stoccaggio - vicino alla SS106 57,10 55,40 57,10

P20-n1 Ubicato all'interno dell'area Stoccaggio - adiacente alla Ferrovia TA-BA e di fronte alla Sala Pompe

65,40 64,30 65,40

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





ALLEGATO 3.8 – Interventi di miglioramento ambientale effettuati nel periodo 2001÷2007

Periodo 2001 – 2003

Ambito Obiettivo

Descrizione Intervento

Importo speso [k€]

Fine intervento

Ottimizzazione del processo di recupero zolfo

Incremento conversione

Impianto Claus 3 3099 Mag - 2003

Riduzione delle emissioni atmosferiche diffuse da serbatoi ed

apparecchiature

Ammodernamento serbatoi a tetto galleggiante e

pompe

980 Gen - 2002

Riduzione delle emissioni atmosferiche diffuse da serbatoi ed

apparecchiature

Ricondizionamento serbatoio T3208 800 Gen - 2002

Riduzione delle emissioni atmosferiche da Impianti

Passaggio a gas forni catalitici 206,6 Gen - 2002

Monitoraggio emissioni camino E2

300 Gen - 2002 Incremento capacità di controllo

emissioni convogliate 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

Riduzione delle emissioni diffuse da aree Impianti e Serbatoi

Sostituzione tenute K101;

Copertura serbatoio T6003 (TAE);

Inserimento nuove tenute a secco K 401 A/B

258,2

206,6

83 Apr - 2003


Interventi vari in zona Torcia TSTC 915 Mag - 2003

Protezione

aria


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

Protezione

suolo

sottosuolo

e falda

Minimizzazione dei rischi di sversamento prodotti su

suolo/sottosuolo

Ricondizionamento serbatoio MTBE

(T3114) 413 Gen - 2002





Ambito Obiettivo 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

Pavimentazione aree critiche (drenaggi serbatoi, pompe, valvole, flange) e collettamento a sistema fognario

206,6 Gen – 2003

Protezione

suolo

sottosuolo

e falda

Minimizzazione dei rischi di sversamento prodotti su

suolo/sottosuolo

Sostituzione di un serbatoio interrato a

camicia singola e installazione allarmi su serbatoi a doppia

camicia

170,4 Gen – 2003

Protezione

dell’acqua e

risparmio di

risorsa

idrica

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

Riduzione dei rischi da utilizzo chemicals

Adeguamento sistema

additivazione chemicals

300 Nov - 2001

Riduzione dei rischi da utilizzo chemicals

Adeguamento sistema di

additivazione chemicals SOI3

154,9 Gen - 2003

Riduzione

dei rischi

correlati

alla

presenza di

sostanze

pericolose Riduzione dei rischi da utilizzo

chemicals Revamping Merox 4408 Mag – 2003

(*) Interventi B.A.T. definiti e conclusi secondo quanto previsto dal Piano di Adeguamento della Domanda di A.I.A. della Raffineria di Taranto.





Periodo 2004 – 2007

Ambito Obiettivo

Descrizione Intervento


Fine intervento

Riduzione delle emissioni atmosferiche diffuse da serbatoi ed apparecchiature

Adeguamento sistema di recupero vapori benzina (area Caricamento Rete)

531 Gen 2004


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


Installazione di manicotti di guarnizione attorno ai

punti di campionamento di n. 2 serbatoi a T.G.

40 Ott – 2007

(*)

Riduzione delle emissioni atmosferiche diffuse da apparecchiature

Sostituzione cappe di laboratorio 254

Ott – 2007

(*)


Installazione nuove tenute doppie su serbatoi T.G. (n. 48 serbatoi adeguati)

250 Ott – 2007

(*)


Implementazione di studio analitico delle emissioni diffuse/fuggitive (LDAR)

40 Ott – 2007

(*)


Installazione doppie tenute su pompe critiche

(n. 12 pompe adeguate su 84 totali)

497 Dic – 2007

(*)

Monitoraggio e controllo delle emissioni da torcia 1

Completamento predisposizioni interventi

(1° Step) 4295

Ott – 2007

(*)

Monitoraggio e controllo delle emissioni da torcia 2

Completamento predisposizioni interventi

(1° Step) 200

Ott – 2007

(*)

Protezione

aria

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

--- Ott – 2007

(*)


Eliminazione serbatoi interrati a camicia singola in area caricamento rete

50 Giu - 2004


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


Rifacimento serbatoio T3144 --- Dic- 2007

Protezione

suolo

sottosuolo

e falda


Sostituzione tetto e fondo T-3008 3680 Dic - 2006





Ambito Obiettivo Descrizione Intervento


Fine intervento


Realizzazione stazione ATB fissa per permettere il

rientro del sovraccarico ATB per i prodotti neri

300 Dic - 2007


Interventi di miglioramento serbatoi (tetto, fondo,

inserimento doppio fondo) (n. 38 serbatoi adeguati)

2250 Ott - 2007

Protezione

suolo

sottosuolo

e falda


Sostituzione bracci di carico Pontile Berth lato

ovest (1° step) 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

Protezione

dell’acqua

e risparmio

di risorsa

idrica

Riduzione dei rischi di afflussi inquinanti in bacino naturale

Adeguamento TAE (inserimento biologico) 4648 Dic - 2004

Rumore Riduzione emissioni rumore Insonorizzazione

apparecchiature impianti SOI 1

1° step: 103

2° step: 450

Dic- 2004

Giu 2006

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

correlati

alla

presenza

di sostanze

pericolose

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

Risparmio

energetico

Recupero energetico Sostituzione radiante forni

1401 A/B 4700 Dic. 07 – Gen

08

Documents

Divisione Refining & Marketing - Raffineria di Taranto · Capitaneria di Porto); ... finalizzate alla redazione annuale del Rapporto Ambientale. ... (prima raffineria in Italia) e