DICHIARAZIONE AMBIENTALE

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1 Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing DICHIARAZIONE AMBIENTALE (Regolamento CE 761/2001 e 196/06 EMAS) Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 1 di 11

2 SEZIONE 1 (pagg. 1 11) INDICE PRESENTAZIONE 4 INTRODUZIONE 1.1: L impegno ambientale Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing 5 1.2: La Politica Ambientale della 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 : Aspetti generali del sito : L Organizzazione della Raffineria : Il Sistema di Gestione della Raffineria : 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 : Scarichi Idrici : Emissioni atmosferiche : Emissioni di gas serra Protocollo di Kyoto : Gestione Rifiuti : Protezione del suolo/sottosuolo e della falda Gestione Rifiuti : Emissioni acustiche : Elettromagnetismo e Sorgenti Radiogene : Aspetti ambientali derivanti da condizioni anomale di esercizio : Impatti ambientali e valutazione della significatività 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 Status autorizzativo, prescrizioni e procedimenti Aperti Aspetti smbientali 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 Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 2 di 11

3 SEZIONE 5 (pagg. 1-2) MODALITA DI AGGIORNAMENTO E DIFFUSIONE 5.1: Aggiornamento della 1 5.2: Diffusione della 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 Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 3 di 11

4 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 , mentre l aggiornamento delle descrizioni riguardanti gli assetti impiantistici è al ; 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 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, 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 ( ), e di avere una panoramica dei traguardi di miglioramento ambientale fissati per il prossimo futuro. A tal proposito nel par 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 ) 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 Tali interventi sono stati programmati per step successivi (step annuali) per i quali è stato verificato il raggiungimento dei target annuali di intervento. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 4 di 11

5 SEZIONE 1 INTRODUZIONE 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). Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 5 di 11

6 Le aree all estero nelle quali la presenza di Eni Div. Refining & Marketing è più rilevante sono: Germania Centro-Meridionale, Spagna, Austria, Svizzera, Francia Sud-Occidentale e Repubblica Ceca. Eni intende sviluppare e consolidare la propria presenza sulla rete in tali Paesi, sfruttando le sinergie logisticooperative e facendo leva sulla notorietà del marchio Agip. Eni opera inoltre in Russia nelle attività del gas naturale, dei prodotti petroliferi e dell ingegneria e costruzioni. Eni intende rafforzare il proprio sistema di raffinazione attraverso l aumento della capacità di lavorazione primaria e della capacità di conversione, nonché l incremento della flessibilità delle raffinerie. Tutte le fasi del ciclo produttivo sono assistite da un intensa attività di Ricerca e Sviluppo, orientata alle migliori rese in prodotti pregiati e di alta qualità e ad ottenere risultati sempre più mirati all efficacia ed all efficienza della protezione ambientale, premessa fondamentale per uno sviluppo equilibrato e sostenibile, il cui perseguimento riveste da sempre per Eni Divisione R&M valore prioritario. Sin dall inizio delle proprie attività, la Politica Ambientale di Eni Divisione R&M ha dimostrato costante interesse verso le problematiche operative connesse con la sicurezza dell ambiente interno ed esterno, sviluppando, in alcuni casi in anticipo rispetto alle vigenti prescrizioni legislative, iniziative per la prevenzione degli impatti e dei rischi sulla salute umana e sulle condizioni ambientali. Risale al 1993 l adozione formale di una Politica di Settore per Sicurezza, Salute e Ambiente, che individua obiettivi strategici intesi a favorire il continuo miglioramento dei risultati e delle prestazioni della Società, concretizzatisi nel tempo in iniziative specifiche, tra cui: la realizzazione di procedure e programmi annuali di auditing interni, volti ad incrementare la consapevolezza ed il rispetto delle prescrizioni legislative vigenti in materia di Salute, Sicurezza ed Ambiente; le attività di monitoraggio e indagini ambientali tramite un laboratorio mobile di proprietà Eni; lo svolgimento di periodiche esercitazioni di simulazione dei Piani di Emergenza Interni, con il coinvolgimento di personale esterno degli Enti preposti (Vigili del Fuoco, Protezione Civile e Capitaneria di Porto); l attivazione di reti di monitoraggio (all interno e all esterno dei siti) per consentire di seguire in tempo reale l evoluzione della qualità dell aria, predisponendo apposite procedure operative per gestire il ciclo di produzione in caso di superamento delle soglie di attenzione/allarme; l introduzione di precauzioni operative per evitare sversamenti accidentali di prodotti sui suoli e realizzazione di monitoraggi e di controlli geognostici per la tutela e la qualità dei suoli e dei sottosuoli (D.Lgs. 152/06, Parte Quarta - Titolo V ed ex-d.m. 471/99 e s.m.i.); l implementazione del Sistema Informativo Ambientale (SIA), supporto informatico che raccoglie e gestisce (presso l unità centrale di Sede, HSE Health Safety Environment ) tutti i dati quali-quantitativi delle attività ambientali, sviluppando analisi degli indicatori ambientali ed esigenze di comunicazione, finalizzate alla redazione annuale del Rapporto Ambientale. Coerentemente con tali obiettivi, è stata avviata l implementazione di Sistemi di Gestione Ambientale in conformità alla Norma ISO 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. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 6 di 11

7 In particolare, tale processo ha portato la nel giugno 2001 a conseguire la Certificazione del proprio Sistema di Gestione Ambientale (SGA), ai sensi della Norma Internazionale ISO La conformità di tale SGA alla norma ISO è stata mantenuta dalla 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 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 (n registrazione elenco nazionale EMAS I ) 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 ). Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 7 di 11

8 Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 8 di 11

9 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. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 9 di 11

10 1.2 La Politica Ambientale della 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 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 : Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 10 di 11

11 Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing li, 03 Ottobre 2005 La Politica Ambientale della 03/10/2005 Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 11 di 11

12 SEZIONE 2 DESCRIZIONE DELL ORGANIZZAZIONE E DELLE SUE ATTIVITA 2.1 Ubicazione del sito Le aree di pertinenza della 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. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 1 di 52

13 Raffineria di Taranto Fig. 1 - Inquadramento territoriale Fig. 2 - Aereofotogrammetria Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 2 di 52

14 2.2 Caratteristiche territoriali Condizioni meteo-climatiche La 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 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 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 ) da intense attività di caratterizzazione del suolo e sottosuolo (vedi descrizione riportata nel box Sintesi attività effettuate ai sensi del D.M. 471/ ), le cui informazioni geologiche prodotte, unitamente a Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 3 di 52

15 Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing quelle disponibili in letteratura relative alla geologia profonda, consentono di ricostruire il seguente schema stratigrafico medio indicativo del sito; nella tabella seguente è riportato in sintesi tale schema stratigrafico, indicando gli spessori minimo e massimo delle varie unità, in maniera sequenziale, a partire da piano campagna verso le unità più profonde : Descrizione Complesso dei terreni superficiali Spessore medio Descrizione 1-5 m Unità costituita da terreni di riporto, terreni vegetali relitti e/o terreni sabbiosi (alluvioni recenti o dune costiere). 4,5 m Unità costituita da terreni a prevalenza carbonatica compatti e/o sciolti. 0,40-2 m Unità costituita da terreni sabbioso limosi o limoso sabbiosi. Argille plioceniche (Argille del m Bradano) Unità costituita da terreni prevalentemente marnoso argillosi di colore grigio-azzuro o grigio-verde con talora intercalazioni sabbiose. Calcari (Calcari di Altamura) Unità costituita da calcari compatti biancastri e grigi, con intercalati calcarei dolomitici e dolomie compatti di colore grigio scuro. ca. 300 m Fig. 3 - Inquadramento idro-geologico generale Riferimenti regionali Le rocce affioranti sono in prevalenza permeabili per porosità o per fessurazione. Il primo tipo di permeabilità si riscontra nella Calcarenite di Gravina, nelle Calcareniti di M. Castiglione, in corrispondenza delle dune costiere e nei sedimenti più grossolani, che si sviluppano nel settore sud occidentale dell Area. La permeabilità per fessurazione è invece caratteristica del Calcare di Altamura. La grande diffusione di rocce permeabili determina un rapido e completo assorbimento dell acqua meteorica, ciò determina l assenza di una vera e propria idrografia superficiale su gran parte dell area in esame. Dove affiorano i sedimenti a bassa permeabilità, si sviluppano invece modesti corsi d acqua che sfociano in mare. Riferimenti locali Lo schema concettuale idrogeologico della 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 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 Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 4 di 52

16 acquifera superficiale con gli acquiferi profondi. Il potente deposito argilloso determina, quindi, una netta, continua e chiara separazione tra i due acquiferi. Nell ambito delle attività di caratterizzazione ambientale del suolo e sottosuolo eseguite ai sensi della normativa vigente (D. Lgs. 152/06, Parte Quarta - Titolo V ed ex-d.m. 471/99), sono state effettuate prove idrauliche finalizzate alla determinazione della permeabilità dei terreni, i cui risultati sono riportati nella tabella seguente. Prova Permeabilità Max Permeabilità Min Prove Lefranc 1,5*10-2 cm/s 1,7*10-4 cm/s Slug Test 2,6* 10-2 cm/s 3,1*10-4 cm/s Fig. 4 Prove di permeabilità I dati presenti in tabella indicano sia il metodo di determinazione della permeabilità del terreno (Prova Le Franc e Slug Test) che l unità di misura. Dai risultati di tali prove si deduce che la falda su cui insiste la Raffineria si caratterizza per valori di permeabilità medio bassi. Inoltre, durante le attività di caratterizzazione ambientale eseguite fino ad oggi sono stati realizzati complessivamente n. 108 piezometri, che costituiscono la rete di monitoraggio della falda superficiale. Dallo studio delle altezze piezometriche riscontrate nei 108 piezometri, si sono ricavate le curve isofreatiche, che assumono valori tra 0 e 17 m sopra il livello medio marino. La principale direzione di flusso è indicata dalle isofreatiche che, da valori di 17 e 16 m sopra il livello medio marino, si riducono a zero sulla linea di costa. Questo andamento è marcato dalla morfologia del substrato delle argille di base che condiziona il deflusso di questa debole falda acquifera in direzione Sud-Ovest, Ovest e Sud-Est. Fig. 5 - Mappa della superficie isofreatica della falda superficiale Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 5 di 52

17 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 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 EniPower 1, 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 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. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 6 di 52

18 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: (precedente 23.20) Fabbricazione di prodotti petroliferi raffinati (); Codice NACE/ISTAT: (precedente 40.21) Produzione gas (ex Stabilimento GPL) Le attività della oggetto della presente 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 tonnellate, il secondo fino a tonnellate Area Caricamento 1 2 Area Impianti 3 3 Area Stoccaggio 4 - Pontile 5 Stabilimento GPL 4 Fig. 6 - Identificazione aree di raffineria Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 7 di 52

19 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. EniPower Centrale Termoelettrica Acqua mare, Acqua Pozzo, F. Gas, F. Oil, Condense vapore ENI R&M RAFFINERIA DI TARANTO Vapore, Energia Elettrica, Acqua Demi e Raffreddam, Scarichi fognatura Acqua Demi ILVA Propano Butano Olio Combustibile Oleodotto Centro Oli Val D'Agri PraOil Terminale Oleodotto Figura 7 - Schema Interscambi Greggio Eni R&M Stabilimento GPL Taranto Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 8 di 52

20 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 ); 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). Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 9 di 52

21 2.5 Caratteristiche del processo produttivo 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 Distillation Desulphurization Conversion Upgrading Products Fuel Gas Benzina e GPL HDT Benzina pesante Gas GPL Idrogeno solforato LPG GPL GPL GPL Gas liquefatti TOPPING VACUUM Kero Gasolio HDS 1 Idrogeno solforato Benzina leggera Benzina pesante da Cracking GPL Benzina Gasoli Idrogeno PLAT Gasoli GPL TIP Benzina da Reformer Benzina da Isomerization GPL GASOLINES Benzine Benzina auto leggera KEROSENES Petroli vari usi Olio greggio Residuo HDS 2 Benzina Gasoli RHU GASCON Idrogeno Fuel gas Vapore GPL MEROX Idrogeno solforato Gasoli GAS OILS Gasoli Cat Feed Gasolio da cracking Gasolio da vuoto H2 CLAUS Zolfo LIQUID SULPHUR Zolfo liquido Residuo TSTC Residuo da VB/TC RHU FUEL OILS Oli combustibili Idrogeno Idrogeno solforato Bitume Idrogeno solforato BITUMEN Bitume Cat Feed CAT FEED Fig. 8 - Schema di flusso del ciclo di produzione della 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: Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 10 di 52

22 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 - H 2 S) 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). Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 11 di 52

23 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 H 2 S 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 - H 2 S, 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 (H 2 S), a sua volta rimosso dal gas in modo selettivo, mediante soluzione amminica. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 12 di 52

24 Impianti SWS 2 (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 - H 2 S e ammoniaca - NH 3 ), viene inviata ai Desalter del Topping (CDU), e da qui al TAE; I gas separati ricchi di idrogeno solforato - H 2 S e ammoniaca - NH 3 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 pesanti 3, 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 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 Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 13 di 52

25 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 Il collaudo è datato 28/07/ 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 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 del ). Progetto Taranto PLUS Il Progetto Taranto PLUS consiste nella realizzazione di nuovi impianti all interno della Raffineria, che comporteranno un sensibile incremento (ca. il 65 %) della capacità attualmente autorizzata di materia prima lavorata. Tale ampliamento avverrà tramite una unità di Distillazione atmosferica e sottovuoto integrati (Topping/Vacuum), un impianto di Desolforazione spinta dei gasoli da distillazione e cracking termico (HDS), un impianto di Desolforazione GPL e nuovi serbatoi per aumentare la capacità di stoccaggio. Tale progetto risponde alle necessità di soddisfare le esigenze del mercato dell Italia centromeridionale dei carburanti, integrando le strutture già esistenti di produzione con la rete logistica meridionale, che attraverso la costruzione di due oleodotti, collegherà la 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: Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 14 di 52

26 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 , 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 Attualmente il progetto è in fase di accertamenti tecnici da parte delle Autorità Competenti (Autorità Territoriali e ARPA Puglia) 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 Servizi ed utilities La struttura impiantistica della Raffineria è completata da una serie di servizi ausiliari necessari per l esercizio degli impianti di processo. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 15 di 52

27 Di seguito sono riportati i principali servizi utilizzati dalla Raffineria Centrale Termoelettrica Il fabbisogno energetico degli impianti della Raffineria viene fornito dalla Centrale Termoelettrica di proprietà EniPower, fuori dal campo di applicazione della presente. 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 e Stabilimento EniPower. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 16 di 52

28 Trattamento acque effluenti Generalità La 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, denominato TAE (Trattamento Acque Effluenti) assolve la funzione di decontaminare le acque di processo e degli scarichi oleosi dei cicli di raffinazione, operando un trattamento chimico fisico e biologico, restituendo al bacino idrico recettore (Mar Grande), degli scarichi che rispettino le caratteristiche e i limiti imposti dalla normativa vigente. I bacini di afflusso delle acque che confluiscono verso il sistema TAE di Raffineria possono considerarsi suddivisi in tre zone distinte, denominate zona A B C (Figura 1). La zona A raccoglie e tratta attraverso la linea TAE A, la totalità delle acque di processo, le acque meteoriche che interessano gli impianti della Raffineria, i drenaggi serbatoi, le acque pretrattate alla linea TAE B, le acque provenienti dalla vasca di accumulo presente nella zona caricamento rete (area ex- Deint), le acque di lavaggio piazzali, le acque provenienti dagli sbarramenti idraulici realizzati conformemente al Progetto Definitivo di Bonifica delle acque di falda autorizzato (rif. D.M. del 02/09/2004). La zona B raccoglie e pre-tratta nella linea TAE B le acque meteoriche e la maggior parte delle acque di drenaggio dei serbatoi e le rilancia al TAE A; La zona C raccoglie nella linea TAE C le acque meteoriche e le restanti acque di drenaggio dei serbatoi della zona denominata Valves Box Nord, le acque meteoriche e drenaggi vari del Pontile Petroli, rilanciandole al TAE B. 4 Lo Scarico B in data 26 settembre 2006 è stato interessato da un flusso di acque di seconda pioggia, in seguito all evento meteorico intenso abbattutosi su tutta l area di Raffineria. A tal proposito la Raffineria ha tempestivamente comunicato alle Autorità Competenti e agli Enti locali, le misure precauzionali adottate finalizzate alla prevenzione dell inquinamento marino (rif. Nota Prot. RAFTA/DIR/GDS/167 del ) e, in data , il termine dell emergenza (rif. Nota Prot. RAFTA/DIR/GDS/168 del ). Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 17 di 52

29 ZONA A ZONA B ZONA C Fig. 9 - Schema d insieme delle unità di trattamento delle acque effluenti Pertanto tutte le acque derivanti dalle zone B e C e pre-trattate nel TAE B e TAE C, vengono convogliate al TAE A, che presenta lo schema di trattamento più completo, al fine di ridurre ulteriormente il carico inquinante a livelli ben inferiori rispetto ai limiti autorizzati. Tali acque vengono successivamente inviate in alimentazione all impianto Water-Reuse (Fig. 9 bis). acque zona C e acque di falda TAE C acque zona B e acque di falda TAE B acque meteoriche 1 pioggia acque zona A e acque di falda acque meteoriche 2 pioggia (fenomeni particolarmente intensi) SCARICO B TAE A Variante al PDBF (Dec. Dir. Prot. n. 4396/QdV/DI/B del ) acque dissalata per produzione acqua demineralizzata WR scarico "Rigetto" (Scarico Parziale 1) Vasca S6005 condizioni normali condizioni di emergenza SCARICO A Fig. 9 Bis Sistema TAE di Raffineria e configurazione scarichi Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 18 di 52

30 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 ); minimizzare il prelievo di risorse idriche sotterranee attraverso l utilizzo dell acqua dissalata proveniente dall impianto Water Reuse, per la produzione di acqua demineralizzata; ridurre lo scarico a mare delle acque di processo. RETE FOGNARIA OLEOSA ACQUE PROCESSO TAE A VASCHE DI SEPARAZIONE (P.P.I.) IMPIANTI SWS IMPIANTI DESALTER (CDU) ACQUE FALDA ACCUMULO E SOLLEVAMENTO DESOLFORAZIONE chiarificato centr. fanghi FLOTTAZIONE CENTRIFUGAZIONE FANGHI FANGHI A SMALTIMENTO FILTRAZIONE ISPESSIMENTO FANGHI BIOFILTRAZIONE WR ULTRAFILTRAZIONE DECANTAZIONE LAMELLARE OSMOSI I STADIO FILTRAZIONE SU CARBONI ATTIVI OSMOSI II STADIO Scarico "RIGETTO" Water Reuse a Vasca S6005 ACQUA DISSALATA A ENIPOWER Fig Schema a blocchi impianto centralizzato Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 19 di 52

31 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 e una Relazione di NAR del e Presa d atto del Ministero Ambiente del con indicazione di ottemperanza di cui all Art. 2, comma 4 del D.M Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 20 di 52

32 Variante al Progetto Definitivo di Bonifica della Falda Nel luglio del 2007 la 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 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. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 21 di 52

33 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 mc (per un volume totale pari a 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 Da quest ultima, in caso di eventi meteorici intensi, le acque reflue stramazzano verso il serbatoio sotto-scarpata T 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; Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 22 di 52

34 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 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 Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 23 di 52

35 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 ). Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 24 di 52

36 Una volta saturo, il carbone viene sostituito e inviato a processo di recupero in appositi centri specializzati. I lavaggi dei filtri avvengono utilizzando l acqua ultrafiltrata, proveniente dal serbatoio di stoccaggio a valle del trattamento di ultrafiltrazione. Questi sono completamente automatici e avvengono in modo temporizzato. Le acque di lavaggio dei filtri CAG sono inviate nella vasca di stoccaggio dell effluente biologico e successivamente ricircolate. Vasca S-6005 La vasca S-6005 è una vasca di raccolta nella quale confluiscono le correnti che costituiscono scarichi parziali di pertinenza sia della Raffineria che dello Stabilimento EniPower di Taranto (rif. figura 10 bis). In particolare testa vasca S6005: rigetto da impianto Water Reuse; acque del circuito raffreddamento scambiatori Raffineria; acque del circuito raffreddamento scambiatori centrale termoelettrica EniPower ; coda vasca S6005: acque di raffreddamento dei turbogeneratori a vapore (centrale termoelettrica EniPower); acque di overflow dei serbatoi dell acqua di mare (centrale termoelettrica EniPower); acque del circuito raffreddamento alcuni scambiatori Centrale termoelettrica EniPower; Tale vasca è dotata di dispositivi di recupero di eventuali oli presenti nell acqua. TAE A + WR Rigetto Acque raffreddamento Eni R & M 165 mc/h 5800 mc/h 440 mc/h Acque Raffreddamento EniPower Vasca S mc/h Acque Raffreddamento EniPower SCARICO A Fig. 10 bis - Schema a blocchi assetto scarichi parziali TAE B La linea TAE B, della zona B di Raffineria, provvede al pre-trattamento delle acque derivanti dal drenaggio dei serbatoi e della piattaforma di discarica ATB greggio, delle acque meteoriche provenienti dai piazzali, strade e dal parco serbatoi. Separatori P.P.I. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 25 di 52

37 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 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). Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 26 di 52

38 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 m 3 /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 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; Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 27 di 52

39 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 Sistema di movimentazione e stoccaggio 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) 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 tonnellate di portata lorda (attracchi 1 e 2) e di due ormeggi per navi fino a 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 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. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 28 di 52

40 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 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. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 29 di 52

41 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 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). Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 30 di 52

42 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 ; 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. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 31 di 52

43 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: Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 32 di 52

44 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. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 33 di 52

45 2.6 Aspetti generali del sito 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 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 Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 34 di 52

46 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 (rif. Prot. RAFTA/DIR/GDS/sd/202), da effettuarsi entro il 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 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 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 Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 35 di 52

47 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 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 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 (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 ; - 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 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 il termine dell emergenza suddetta. Le azioni correttive intraprese per evitare in futuro il ripetersi dell evento sono le seguenti: Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 36 di 52

48 - 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 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. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 37 di 52

49 La sintesi di ulteriori eventi accidentali è riportata in Allegato 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 Consuntivo infortuni 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, ,54 Personale Terzo Consuntivo infortuni 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 I.F. =( n. infortuni/ore lavorate) x ; I.G. = (giorni persi/ore lavorate) x 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. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 38 di 52

50 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 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. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 39 di 52

51 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 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 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) 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 Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 40 di 52

52 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 ( ) - il coinvolgimento indiretto alle scelte, strategie, prassi operative, etc, utilizzando i Comitati interni ( ) 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 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 2002 Incontri di informazione SGA/ISO La realizzazione degli impianti di depurazione Nuove regole in materia di rifiuti e bonifica dei siti contaminati Analisi dei rischi nelle attività produttive Informazione/ Formazione sui rischi di incidente rilevante (D. Lgs. 334/99, DM 16/03/98, D. Lgs. 626/94) Tematiche Ambientali per inserimento laureati Tematiche Ambientali per inserimento diplomati Tematiche Ambientali per riallocazione personale Tematiche Ambientali per inserimento laureati Informazione/ Formazione su H 2 S 466 h 32 h 16 h 40 h 228 h 8 h 65 h 88 h 26 h 12 h Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 41 di 52

53 Anno Tipologia corso/ iniziativa Coinvolgimento TOTALE ORE DI FORMAZIONE Gestione, classificazione e trasporto rifiuti La protezione della salute e della sicurezza dei lavoratori contro i rischi derivanti da atmosfere esplosive (D. Lgs. 233/2003) Regimi di Responsabilità ed Assicurabilità del Rischio Ambientale La protezione dell'ambiente, l'affidabilità dei sistemi e la sicurezza industriale Primo intervento di pronto soccorso Tematiche Ambientali per inserimento laureati Tematiche Ambientali per inserimento laureati (L.B.) Tematiche Ambientali per inserimento diplomati TOTALE ORE DI FORMAZIONE Informazione/ Formazione sui rischi di incidente rilevante (D. Lgs. 334/99, D.M. 16/03/98, D. Lgs. 626/94) Informazione/ Formazione su H2S Corso di formazione per addetti al primo soccorso nelle aziende D.M. 388/03 Corso Ambiente ed Igiene Industriale Sistema di Gestione Ambientale Fondamenti di Ambiente, salute ed Igiene del Lavoro Informazione/ Formazione sui rischi di incidente rilevante (D. Lgs. 334/99, D.M. 16/03/98, D. Lgs. 626/94) Formazione sul Pronto Soccorso Fondamenti di Ambiente, salute ed Igiene del Lavoro h 24 h 8 h 8 h 32 h 288 h 64 h 16 h 336 h 776 h 248 h 275 h 501 h 6h 401 h 7,5 h 10,5 h 81,5 h 3,5 h Elementi di Igiene Industriale 201,5h Percorso ISO /2003 progetto EMAS Tematiche Ambientali per inserimento diplomati Sicurezza sul lavoro e Tutela dell ambiente ISO Corso di formazione per auditors Formazione per Responsabili addetti al servizio di prevenzione e protezione (D. Lgs. 195/03) Formazione EMAS (comprese Ditte Terze) TOTALE ORE DI FORMAZIONE Aspetti Ambientali Raffineria Elementi d igiene industriale Valutazione Impatto e novità e practies sull ambiente Formazione Antincendio rischio elevato 170,5 h 138h 392 h 320 h 32 h 286 h h 78h 80h 24h 40h Formazione Antincendio 1.364h Elementi di primo soccorso Aggiornamenti su tematiche ambientali Informazione/ Formazione sui rischi di incidente rilevante (D. Lgs. 334/99, D.M. 16/03/98, D. Lgs. 626/94) Gestione delle crisi ambientali Addetti servizi prevenzione e protezione 42h 32h 46h 32h 40h Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 42 di 52

54 Anno Tipologia corso/ iniziativa Coinvolgimento Formazione ex D. Lgs. 195/03 per RSPP/APP TOTALE ORE DI FORMAZIONE Formazione Antincendio con esercitazione per tutto il personale di Raffineria Formazione sui rischi chimici, fisici e radiazioni ionizzanti Formazione su informatizzazione SGA Formazione del personale per l abilitazione alla firma dei permessi di lavoro Formazione ex D. Lgs. 195/03 per RSPP/APP Formazione SGA riunioni di terzo livello Formazione SGS riunioni di terzo livello Corso di formazione per auditor ambientale ISO/EMAS TOTALE ORE DI FORMAZIONE Formazione Antincendio con esercitazione per tutto il personale di Raffineria Formazione sui rischi chimici, fisici e radiazioni ionizzanti Formazione del personale aziendale/terzi per l abilitazione alla firma dei PdL Formazione ex D. Lgs. 195/03 per RSPP/APP Formazione SGA riunioni di terzo livello Formazione SGS riunioni di terzo livello TOTALE ORE DI FORMAZIONE 52h h h 400 h 228 h 518 h 210 h h h 36 h h h 180 h 258 h 144 h h h h Fig 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. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 43 di 52

55 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. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 44 di 52

56 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. 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: MSA RACA Fig. 13 Trend MSA e RACA periodo Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 45 di 52

57 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 Comunicazione e rapporti con il territorio La 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 (12 Settembre 2005); trasmissione della 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. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 46 di 52

58 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, 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 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 k Protezione Aria Protezione Acqua Protezione Suolo Rifiuti Fig. 14 Spese/Investimenti ambientali Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 47 di 52

59 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 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 ). ; 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 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). Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 48 di 52

60 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. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 49 di 52

61 Eni S.p.A. Divisione Refining & Marketing In tale ottica, anche all interno del SGA della Raffineria è stato previsto uno specifico assetto di ruoli, compiti e responsabilità, sintetizzabile in: il Direttore (DIR) è il Responsabile del SGA della Raffineria, della sua attuazione e funzionamento e del rispetto dei requisiti previsti dalla Norma di riferimento; nell ambito delle sue funzioni, DIR ha nominato un proprio Rappresentante della Direzione per il SGA (RSGA), nella figura del Responsabile della Funzione TECON (Comunicazione Interna 2/05 del 24/01/2005), che recepisce la Comunicazione Organizzativa n. 287/PRES del 09/02/99. Tale figura gestisce direttamente l implementazione del SGA in Raffineria, anche attraverso il coinvolgimento di un Supporto Operativo ad esso dedicato (SO-RSGA). Numerose altre Funzioni/Unità di Raffineria sono coinvolte in specifici adempimenti del SGA, secondo quanto indicato nelle specifiche procedure. Si riporta il funzionigramma di riferimento alla luce della Lean Production. In allegato (Allegato 2.5) si riporta l Organigramma generale della Raffineria. DIR RESP/SGA INV TA TEAM DIREZIONALE TEAM GESTIONALE HUB SE SPP PERF TECON/RSGA REOP SERTEC RSOI MAN AFF TPS RMS RTO RTO G TMS TEAM OPERATIVO CONS OPE Fig. 15 Organigramma Lean Production Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 50 di 52

62 2.8 Il Sistema di Gestione della Raffineria La, 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 5, 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 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 (SGA) è stato certificato conforme ai requisiti della Norma ISO a partire dal giugno Nel marzo 2005 la 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) Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 51 di 52

63 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 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 ) del ; evento accidentale del in merito alla dispersione di prodotto idrocarburico, di H2 e H2S da una tubazione di uscita dello scambiatore E Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 52 di 52

64 SEZIONE 3 ASPETTI ED IMPATTI AMBIENTALI 3.1 Attività della Raffineria di interesse ambientale ed Aspetti ambientali La 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 ) correlati alle attività svolte presso la Raffineria, introdotta nel 2001 e revisionata nel 2004 in occasione della Registrazione EMAS iniziale. La presente sezione della riporta il terzo aggiornamento annuale dei dati (riferiti al 2007 e alcuni di essi al ), 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; Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 1 di 55

65 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 Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 2 di 55

66 3.2 Gestione materie prime e prodotti finiti 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 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 H 2 S, 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; Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 3 di 55

67 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 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 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%). Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 4 di 55

68 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 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 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 CO 2. A livello Eni è stato predisposto un Piano di risparmi energetici per il al quale la 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). Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 5 di 55

69 Relativamente all attività di produzione di prodotti ecologici (Vedi box Carburanti a basso impatto ambientale : BluDiesel e BluSuper.), si sottolineano i seguenti aspetti: Produzione di gasolio BluDiesel: la produzione di BluDiesel totalizzata nel 2007 è pari al 19,9% dell intera produzione di gasolio (rif. Tabella 17); Produzione di benzina BluSuper: la produzione di BluSuper totalizzata nel 2007 è pari a 1,2% dell intera produzione di benzina (rif. Tabella 17); Produzione prodotti ecologici: la produzione complessiva dei prodotti ecologici (BluDiesel e BluSuper) totalizzata nel 2007 è del 7,32 % rispetto all intera produzione di prodotti finiti (cfr. Indice Prodotti Ecologici) ed in aumento rispetto all anno precedente (rif. Tabella 17). Inoltre, la Raffineria produce, tramite i propri impianti di desolforazione, gasoli standard per autotrazione con contenuto di zolfo inferiore a 50 mg/kg (limite previsto dal 2005). I gasoli esitati sono formulati in ottemperanza alle specifiche di mercato e con tenori di biodiesel previsti dalla normativa vigente. Carburanti a basso impatto ambientale : Bludiesel e Blusuper Nel novembre 2002 la Divisione R&M ha posto in commercio sulla rete Italia il nuovo gasolio BluDiesel. Si tratta di un gasolio autotrazione a ridotto impatto ambientale, che migliora le prestazioni dei motori. Caratteristica principale di BluDiesel è un contenuto di zolfo inferiore a 10 ppm, che anticipa di 7 anni la normativa europea. In termini di minore impatto ambientale, BluDiesel presenta diversi vantaggi: assenza di anidride solforosa nelle emissioni del veicolo; riduzione significativa delle emissioni di particolato; migliore funzionamento del sistema di post-trattamento dei fumi di combustione, grazie all assenza di zolfo nel combustibile, con conseguente riduzione del particolato e delle emissioni di ossido di carbonio. Il BluDiesel contiene anche uno speciale additivo polifunzionale che garantisce una minore corrosione delle parti metalliche del motore e impedisce la formazione di depositi sugli iniettori. Infine, grazie al maggior numero di cetano rispetto al gasolio normale, BluDiesel migliora le prestazioni del motore per ciò che riguarda l avviamento a basse temperature, la riduzione del rumore e delle emissioni di ossido di carbonio Nel luglio 2004 la Divisione R&M ha posto in commercio sulla rete Italia la nuova benzina BluSuper. La BluSuper è una benzina senza zolfo che anticipa di cinque anni le regole dell'unione Europea: solo dal 2009 anche le altre benzine dovranno essere prive di zolfo. La BluSuper annulla, praticamente, le emissioni dei composti dello zolfo come anidride solforosa e solfati, che contribuiscono alla formazione delle nano-particelle nell'aria. Migliora l'efficienza ecologica dei catalizzatori. ll numero di ottano della BluSuper è 98: più elevato di tre punti rispetto alle comuni benzine del mercato. Inoltre, la BluSuper contiene un additivo che impedisce la formazione di depositi nel sistema di alimentazione del motore. L'utilizzo costante della BluSuper garantisce la pulizia del sistema di alimentazione del motore: un motore pulito è più efficiente ma anche più ecologico, perché tende a mantenere nel tempo le emissioni iniziali. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 6 di 55

70 In Allegato 3.7 sono riportati i dati del quinquennio 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) 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 Indice movimentazione LEI 35,00 30,00 25,88 25,08 30,52 29,51 27,58 25,00 20,00 15,00 10,00 5,00 0, Fig 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 ). Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 7 di 55

71 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 " 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 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)". Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 8 di 55

72 L obiettivo prefissato dalla Raffineria per il 2007 era il mantenimento dei valori ottenuti nel 2006 (variazione compresa entro ± 1%) pertanto è stato raggiunto. La Raffineria si impegna per il 2008 a ridurre, rispetto al 2007, dell 1% il valore dell indicatore in esame. Indice utilizzo Fuel Gas: rapporto percentuale tra la quantità di Fuel gas utilizzata (in ton) in relazione alla quantità dei Combustibili totali (Fuel gas e Fuel oil) utilizzati (in ton) nei forni di processo. In Allegato 3.7 -Tabella 15, sono riportati i dati dai quali si ricavano i valori dell indicatore di prestazione ambientale suddetto nel quinquennio Indice Fuel Gas/ Combustibili utilizzati 84,0% 82,0% 80,9% 82,2% 80,0% 78,0% 78,2% 76,0% 74,0% 72,0% 70,0% 73,4% 73,8% 68,0% Fig 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 CO 2 e NO x ) 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 Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 9 di 55

73 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 Tabella 16 sono riportati i valori dell indicatore di prestazione ambientale suddetto nel periodo Energy Intensity Index 95,00 90,00 85,00 80,00 75,00 70,00 75,73 68,97 68,92 68,21 69,31 68,25 68,00 66,84 69,33 65,00 60,00 55,00 50, Fig 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). Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 10 di 55

74 L obiettivo su Energy Intensity Index prefissato dalla Raffineria per il 2007 è stato quello di attestare l indice al valore del Sul valore consuntivato nel 2007 ha inciso particolarmente la serie di fermate impianti, programmate e dovute a eventi esterni. A tal fine, per la valutazione della performance energetica, nell ambito del Progetto Leader, Energy Saving, è stato valutato l Energy Intensity Index normalizzato, valutato nei giorni di marcia regolare, scorporando i giorni di fermata. Il valore di EII normalizzato per l anno 2007 è risultato inferiore a quello del 2006 ovvero 65,10 rispetto a 65,65 (vedi Tab. 16). Si precisa che nel 2004 la società Solomon ha introdotto una nuova metodologia di calcolo dell EII. Pertanto il dato introdotto nel 2004 è stato calcolato secondo tale metodologia. La società Solomon ha, inoltre, ricalcolato i dati relativi agli anni 2000 e 2002 secondo la nuova metodologia. 1 L obiettivo prefissato dalla Raffineria per il 2008 è quello di migliorare i valori ottenuti nel 2007 (- 1%). BENCHMARKING & INDICI SOLOMON Nel mondo industriale con il termine benchmarking, si intende l utilizzo di Tecniche di Comparazione mediante un programma di misurazione di dati economici di una azienda in un periodo di tempo specifico, e successivo confronto con altri. L analisi SOLOMON (elaborata dalla società americana Solomon Associates), è una tecnica di benchmarking dell industria petrolifera internazionale, che consente di mettere a confronto le Raffinerie Eni, con le Raffinerie dell Europa, Nord Africa e Medio Oriente ( popolazione di circa 100 industrie petrolifere). In tutte le principali aree di performance (utilizzo degli impianti, consumi energetici, rese, costi operativi, etc.), SOLOMON stabilisce il posizionamento della singola Raffineria sulla base di una classifica riservata, evidenziando le eventuali aree di debolezza o di forza rispetto ai competitors. Sulla base dei valori consuntivi degli indicatori, vengono definiti i quartili di appartenenza delle singole raffinerie; quelle più performanti sono posizionate nel primo quartile. Le raffinerie più efficienti in assoluto sempre secondo gli indicatori SOLOMON, costituiscono i cosiddetti pacesetter. INDICE SOLOMON SUI CONSUMI ENERGETICI: EII - Energy Intensity Index La metodologia prevede che il consumo energetico della Raffineria per ogni singolo impianto, sia rapportato ad un riferimento ideale calcolato secondo uno standard definito da SOLOMON per ogni impianto, ed applicato al livello di lavorazione effettivo. Il rapporto fra i consumi effettivi di raffineria e la somma di quelli standard determina l EII. 1 La società Solomon effettua il calcolo dell EEI ogni 2 anni, nelle annualità pari. I dati inseriti nel grafico, relativi agli anni dispari, sono stati calcolati dalla funzione Perf di Raffineria per poter disporre di una serie storica annuale dell EII. Per gli anni dispari, fino al 2003, i dati sono stati calcolati secondo la metodologia Solomon del Il dato al 2005 è stato calcolato secondo la metodologia Solomon introdotta nel Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 11 di 55

75 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 Tabella 17, sono riportati i dati quantitativi dai quali si ricavano i valori dell indicatore di prestazione ambientale suddetto nel quinquennio Indice Prodotti ecologici (%) 9,00 8,00 7,00 7,76 7,33 7,32 6,87 6,00 5,00 4,93 4,00 3,00 2,00 1,00 0, Fig 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, 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 Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 12 di 55

76 3.3 Prelievo ed utilizzo di risorsa idrica Riferimenti legislativi ed adempimenti Nello stabilimento sono installati 6 pozzi per l emungimento di acqua da falda profonda (profondità maggiore di 100 m) per uso industriale. Per il prelievo di acqua da pozzo la Raffineria è in possesso delle autorizzazioni rilasciate dalla Regione Puglia: Pozzo Zicari n. 742 del 30/01/81 Pozzo S.Chiara n. 742/861 del 30/01/81 Pozzo La Giustizia n del 19/09/72 Pozzo Testa n del 19/09/72 Pozzo Ex deint n del 27/09/94 Pozzo Praoil n 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 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 e 2747 del 31/03/06. Inoltre la, ai sensi della L.R. 18/99, ha ottenuto in data 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 Aspetti ambientali ed attività correlate L approvvigionamento e l utilizzo di risorsa idrica in Raffineria avviene secondo le seguenti modalità: acqua potabile : prelievo dall Acquedotto per usi igienico-sanitari; acqua mare : prelievo dal Mar Grande mediante pompe sommerse per utilizzo come acqua antincendio alle reti antincendio di Raffineria e come acqua di raffreddamento e di processo per gli Impianti; il servizio di gestione delle prese di captazione e distribuzione acqua mare alla Raffineria è effettuato da EniPower; EniPower utilizza inoltre parte di tale acqua mare per il raffreddamento dei propri impianti e condensatori. Una frazione di acqua mare viene utilizzata per la produzione di acqua demineralizzata, impiegata negli impianti di processo, tramite due impianti di dissalazione, integrati da un impianto di filtrazione a letti misti, gestiti da EniPower; EniPower utilizza inoltre parte della produzione di acqua demineralizzata per la produzione di vapore da distribuire alla Raffineria. acqua pozzi : prelievo da 4 pozzi profondi per utilizzo come acqua di processo e per produzione di acqua demineralizzata tramite 3 impianti di osmosi inversa gestiti da EniPower e 1 impianto gestito da Raffineria. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 13 di 55

77 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 ), 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 dei bilanci idrici (ingresso uscita) della Raffineria, insieme agli interscambi con EniPower 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). Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 14 di 55

78 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 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, ). L obiettivo EMAS per il 2008 della Raffineria è quello di migliorare i valori degli indici di consumo totale e specifico rispetto al 2007 (-1%). Indice Consumo acqua pozzo (%) 25 22, , ,43 14,91 10,34 7, ,25 0,81 0,51 0, Consumo totale Consumo specifico (Raffineria) Fig Indice di consumo acqua pozzo totale - Indice di consumo acqua pozzo specifico (Fonte: SPP; Elaborazione: SPP/AMB; Modalità: misura diretta) In Allegato Tabella 18 sono riportati i dati dai quali si ricavano i valori dell indicatore di prestazione ambientale suddetto nel quinquennio 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. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 15 di 55

79 Sebbene il prelievo di acqua mare nel 2007 sia inferiore rispetto al dato consuntivato nel 2006 ( ca 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 Il target EMAS per il 2007 era quello di attestare l indice al valore 2006 (± 1%). Tale obiettivo è stato ampiamente raggiunto per entrambi gli indicatori ambientali. Il target EMAS per il 2008 è quello di migliorare i valori degli indici rispetto a quelli del 2007 (- 1%). Indice Prelievo acqua mare ,54 14,14 13,71 14,36 14,53 12,39 9,96 8,33 7,90 8,51 9,35 9, Consumo totale Consumo specifico (Raffineria) Fig Indice Prelievo acqua mare totale (Fonte: PERF; Elaborazione: PERF; Modalità: misura diretta) In Allegato Tabella 24 sono riportati i dati dai quali si ricavano i valori dell indicatore di prestazione ambientale suddetto nel quinquennio Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 16 di 55

80 3.4 Scarichi idrici Riferimenti legislativi ed adempimenti Il principale riferimento legislativo della Raffineria in materia di scarichi idrici è costituito dal D. Lgs. 152/06, che abroga e sostituisce il D.Lgs. 258/00 ed il D.M. 367/03, in quanto alla Parte III e suoi Allegati detta disposizioni sulla tutela delle acque dall inquinamento e definisce specifici limiti di scarico degli inquinanti ed i regimi autorizzativi e di controllo degli stessi. La Raffineria è autorizzata allo scarico di acque reflue depurate in mare con Determinazione n. 176 della Provincia di Taranto del 18/10/04 in data 31 gennaio 2008 è stata trasmessa alla Provincia di Taranto domanda per il rinnovo dell autorizzazione agli scarichi idrici di Raffineria (rif. Prot. RAFTA/DIR/GDS/49) Aspetti ambientali ed attività correlate In relazione alla gestione degli scarichi idrici, la valutazione degli aspetti ambientali ha permesso l'identificazione del seguente aspetto ambientale significativo: scarichi idrici in mare da TAE (in condizioni normali) con conseguente impatto relativo all alterazione (termica e qualitativa) del bacino di ricezione. Grazie agli impianti di trattamento acque presenti in Raffineria, è stata garantita una qualità degli scarichi in mare ampiamente al di sotto dei limiti prescritti dalla legislazione vigente; in Allegato 3.7 -Tabella 6 è riportato il consuntivo della concentrazione degli inquinanti principali presenti nello scarico idrico A, ed il consuntivo degli scarichi B e C di Raffineria (lo scarico B in data , 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 Scarico A - COD (mg/l) Limite normativo vigente: 160 mg/l 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 0,0 3,19 2,95 3,37 4,31 20, ,0 60,0 40,0 20,0 0,0 72,35 35,72 41,79 nd nd Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 17 di 55

81 Scarico A - Azoto Ammoniacale (mg/l) Limite normativo vigente: 15 mg/l Scarico A - Fenoli (mg/l) Limite normativo vigente: 0,5 mg/l 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0 0,492 0,393 0,339 0,177 0, ,001 0,001 0,001 0,001 0,000 0,000 0,000 nd 0,001 0,001 0,001 0, Scarico A - Oli Minerali (mg/l) Limite normativo vigente: 5 mg/l Scarico A - BTEX (mg/l) Limite normativo vigente: 0,02 mg/l 0,20 0,18 0,0 0,0 0,0050 0,15 0,10 0,05 0,12 0,07 0,08 0,06 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0010 0,0010 0,0010 0,0030 0,0013 0, , Fig. 22 Trend 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 Indicatori Al fine di monitorare gli Aspetti ambientali significativi della Raffineria correlati alla gestione degli scarichi idrici, è stato identificato il seguente indicatore di prestazione, riferito allo Scarico A: Indice di conformità allo scarico A delle concentrazioni degli inquinanti più significativi: Concentrazione media dei parametri BOD 5, COD, Azoto ammoniacale, Fenoli, Oli minerali, BTEX, in rapporto alla concentrazione limite di legge vigente in percentuale. In Allegato Tabella 19 sono riportati i dati dai quali si ricavano i valori degli indicatori di prestazione ambientale suddetti nel quinquennio Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 18 di 55

82 Scarico A Indice BOD 5 (%) Scarico A Indice COD (%) ,97 7,39 8,42 10,77 51, ,22 22,33 26,12 nd nd Scarico A Indice Azoto Ammoniacale (%) Scarico A Indice Fenoli (%) ,28 2,62 2,26 1,18 0, ,12 0,10 0,08 0,06 0,04 0,02 0,00 nd 0,10 0,10 0,10 0,10 0, Scarico A Indice OLI (%) Scarico A Indice BTEX (%) 4,0 3,0 2,0 1,0 0,0 3,64 2,46 1,38 1,68 1, ,55 1,53 0,51 0,51 0,51 0, Fig 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 Tutti gli obiettivi, ad eccezione dell indice di BOD5 e COD, sono stati raggiunti. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 19 di 55

83 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 Riferimenti legislativi ed adempimenti Emissioni convogliate La Raffineria è soggetta alle prescrizioni previste dal D.Lgs. 152/06 Parte V e suoi Allegati, che abroga e sostituisce il D.P.R. 203/88 ed il D.M. 12/07/90 ( Linee guida per il contenimento delle emissioni inquinanti degli impianti industriali e la fissazione dei valori minimi di emissione ), in cui sono definiti, in particolare, i valori limite di emissione per determinati composti inquinanti e dalla L.R. Puglia n 7 del 22/01/1999, recante la disciplina delle emissioni nelle aree ad elevato rischio di crisi ambientale, che prescrive una riduzione del 20% dei limiti delle emissioni autorizzate o previste in normativa di riferimento. In accordo a quanto previsto dalla normativa vigente, inoltre, per l esercizio di impianti costruiti dopo il 1989, la Regione Puglia e il Ministero dell'ambiente hanno previsto specifici limiti, descritti nello status autorizzativo delle emissioni convogliate in atmosfera di Raffineria in allegato 2.6 bis. In seguito all ultima modifica d impianto dovuta alla cessione delle attività di produzione di energia, la Raffineria ha terminato l iter per la voltura delle autorizzazioni per scorporare le emissioni dell impianto turbogas della Centrale Termoelettrica di proprietà di EniPower, dotata di un proprio camino (E3). Pertanto l'attuale assetto delle emissioni convogliate di Raffineria prevede 5 camini e 2 torce: E1 - Camino Impianti Primari; E2 - Camino Impianti Cracking termico; E4 - Camino Impianto Hot Oil; E5 Torcia 1; E6 - Torcia 2; E7 - Camino Impianto Isomerizzazione Benzine (T.I.P.); E8 - Camino Impianti Idroconversione Residui (R.H.U.); In data 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); Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 20 di 55

84 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: S 6 S 1 S 4 S 9 E2 E7 E8 S 5 S 7 S 3 S 2 E1 E4 C 1-46 E6 E5 S 8 Fig 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 SO 2 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); Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 21 di 55

85 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 , effettuate per gli impianti recupero vapori di Raffineria. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 22 di 55

86 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 SO 2, H 2 S, PST, NOx, NO e NO 2 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 Periodo SO 2 H 2 S PST NOx NO NO 2 µg/m 3 µg/m 3 µg/m 3 ppb µg/m 3 µg/m 3 Stazione 1 ATB 1 Anno ,40 2,39 106,42 28,24 16,70 27,44 Anno ,68 2,22 98,91 23,94 12,90 25,29 Anno ,07 1,52 102,35 21,46 8,85 26,82 Anno ,23 3,02 77,77 19,07 7,76 23,99 Anno ,49 8,32 79,86 20,77 7,74 24,96 Anno ,56 1,46 75,10 19,76 7,99 24,93 Stazione 2 Varco Nord Anno ,52 2,08 78,93 18,34 17,66 15,79 Anno ,01 2,20 85,63 15,06 5,64 21,92 Anno ,28 2,15 94,35 15,97 6,36 20,96 Anno ,34 0,84 76,61 19,11 10,37 23,52 Anno ,44 0,80 86,04 22,34 6,75 31,32 Anno ,73 0,96 101,11 24,68 11,60 28,63 Stazione 3 Blending Anno ,06 0,21 84,61 22,09 11,93 23,29 Anno ,31 0,12 88,23 18,92 8,84 23,68 Anno ,29 1,01 90,79 19,12 10,25 20,35 Anno ,38 1,19 67,94 20,04 8,95 24,00 Anno ,78 2,59 73,70 21,65 8,20 28,17 Anno ,71 1,97 70,98 22,43 10,45 26,19 Limiti medi giornalieri di riferimento (D.P.R. 322/71) Fig. 25 Trend della qualità aria ambiente Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 23 di 55

87 3.5.2 Aspetti ambientali ed attività correlate Emissioni convogliate La produzione di emissioni atmosferiche convogliate è direttamente correlata alla combustione ai forni degli impianti di processo di fuel oil e/o fuel gas. L utilizzo dei due possibili combustibili comporta una diversificazione sulla qualità e quantità di inquinanti. A tale attività sono correlati gli aspetti ambientali specifici di emissioni convogliate di SO 2, NO X, CO 2, polveri (particolato), CO e di scarico a circuito di Blow-Down di flussi gassosi. In Allegato Tabella 3, sono riportati i dati relativi al consumo dei diversi tipi di combustibili nel quinquennio 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 SO 2, NO x, 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 SO 2 e CO 2 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. 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 su quantità complessiva dei principali inquinanti emessi dalla Raffineria; tali dati sono rappresentati sinteticamente nei grafici seguenti. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 24 di 55

88 t/a Emissioni convogliate SO2 - RAFFINERIA t/a Emissioni convogliate NOx - RAFFINERIA t/a Emissioni convogliate PST - RAFFINERIA t/a 130 Emissioni convogliate CO - RAFFINERIA Fig. 26 Trend 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 NO X 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 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. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 25 di 55

89 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 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); Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 26 di 55

90 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 Indicatori Al fine di monitorare gli Aspetti ambientali significativi correlati alla gestione delle emissioni convogliate e diffuse in atmosfera, sono stati identificati i seguenti indicatori di prestazione: Indice emissioni convogliate: quantità di SO 2, NO X, 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 Tabella 20 sono riportati i dati dai quali si ricavano i valori degli indicatori di prestazione ambientale nel quinquennio 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 SO 2 presentano una stabilizzazione negli ultimi 3 anni, anche a seguito di azioni gestionali di miglioramento operativo, tra cui: o maggior utilizzo di fuel gas rispetto al fuel oil come combustibile agli impianti; o ottimizzazione della conduzione dei forni di processo; o manutenzione dei bruciatori durante la fermata generale; o utilizzo di fuel oil con caratteristiche qualitative migliori ottenuto utilizzando componenti provenienti dal ciclo di conversione catalitica). Indice emissioni 0,70 0,60 0,50 0,40 0,63 0,45 0,49 0,48 0,49 0,30 0,20 0,10-0,20 0,13 0,13 0,13 0,14 0,034 0,010 0,017 0,014 0, SO2 NOx PST Fig. 27 Indici Emissioni Convogliate in atmosfera Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 27 di 55

91 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 Indice qualità fuel oil: contenuto di metalli nel fuel oil (in ppm) in rapporto al contenuto di metalli previsto dalle specifiche nazionali (in ppm). In Allegato Tabella 21 sono riportati i dati dai quali si ricavano i valori dell indicatore di prestazione ambientale suddetto nel quinquennio Indice qualità FO 0,25 0,211 0,20 0,15 0,10 0,139 0,144 0,133 0,106 0,05 0, Fig 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 Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 28 di 55

92 3.6 Emissioni di gas serra Protocollo di Kyoto Riferimenti legislativi ed adempimenti La rientra tra le attività soggette alle disposizioni della Direttiva Europea sull Emission Trading 2003/87/CE e s.m., recepita dall Italia con l approvazione del D.L. n 273/04, convertito in legge dalla L. 316/04. Tale decreto è finalizzato ad attivare le procedure necessarie per autorizzare gli impianti ad emettere gas ad effetto serra (GHG - Green House Gas) e ad acquisire le informazioni necessarie per il rilascio delle quote di emissioni ad ogni impianto. In ottemperanza a quanto richiesto da tale normativa, la Raffineria ha provveduto a: inviare domanda di autorizzazione ad emettere gas serra entro i termini imposti dal Dec/RAS/1715/2004; inviare le informazioni richieste per l assegnazione delle quote di emissione di GHG con le modalità richieste dal Dec/RAS/1877/2004. Effetto Serra L'effetto serra è un fenomeno naturale che permette il riscaldamento dell'atmosfera terrestre fino ad una temperatura adatta alla vita. Senza l'effetto serra naturale, sarebbe impossibile vivere sulla Terra, poiché la temperatura media sarebbe di circa -18 gradi Celsius. L'effetto serra è reso possibile dalla presenza in atmosfera di alcuni gas, detti gas serra: l'anidride carbonica (CO2); il metano (CH4); il protossido di azoto (N20); gli idrofluorocarburi (HFC); i perfluorocarburi (PFC); l'esafluoruro di zolfo (Sf6). La 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 L assegnazione delle quote per il periodo è stata invece disposta con D.M. 23/02/06 all art 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 In particolare, la 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 Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 29 di 55

93 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 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 -, per il periodo , ammontano a ton CO2. La 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: ton/anno; 2006: ton/anno; 2007: 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 ) 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 , le quote assegnate alla sono pari a ton/anno Indicatori Al fine di monitorare gli Aspetti ambientali significativi correlati alle emissioni di anidride carbonica, è stato identificato il seguente indicatore di prestazione: Indice emissioni di CO2: calcolato come CO2 complessivamente emessa (espressa in kton) rispetto al quantitativo annuo di materie lavorate (in kton). Il valore delle emissioni di anidride carbonica è quello calcolato ai fini del monitoraggio delle stesse, come richiesto dal recepimento nazionale della Direttiva europea 2003/87/CE. I dati relativi all Indice di emissioni di CO 2 sono riportati in Allegato 3.7 (Tab. 20 bis). Emissioni convogliate CO2 t/a 0,25 0,20 0,198 0,210 0,183 0,167 0,175 0,15 0,10 0, Fig. 29 Indice Emissioni Convogliate CO2 (Fonte: TECON, Elaborazione: Operatore GHG) Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 30 di 55

94 L indice evidenzia un tendenziale miglioramento del trend nel quinquennio Per il 2008 L obiettivo è quello di ridurre il valore registrato nel 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 CO 2 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 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. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 31 di 55

95 Censimento SF6 In Raffineria sono stati effettuati i censimenti di SF6 (interruttori) e di HCFC (impianti di condizionamento) identificati dalla normativa vigente come gas a effetto serra. Per quanto riguarda l SF6 presente negli interruttori installati nei quadri elettrici delle sottostazioni, il censimento ha fornito le seguenti evidenze: Sottostazioni N interruttori in SF6 Ex-DEINT 1 S/S S/S-EST 8 S/S-6 3 S/S-4 3 S/S-7 5 S/S-2 10 S/S-5 6 S/S-3 3 Fig. 30 Censimento interruttori contenenti SF6 L esafluoruro di zolfo contenuto negli interruttori si trova in pressione (2,5-4,8 bar); gli interruttori sono forniti di sistemi di allarme e blocco per bassa pressione del gas. Nell eventualità di una riduzione di pressione, avviene il blocco dell interruttore e il distacco elettrico dell utenza. Il rischio di rilascio in atmosfera è quindi minimizzato e l evento è controllato. Gli interruttori dell impianto EST sono in totale 8 di cui uno è utilizzato come scorta. Il quantitativo di SF6 presente in ciascun interruttore è pari a circa 600 grammi (ca. 200 g per polo), mentre negli interruttori dell impianto EST è pari a ca. 675 g (ca. 225 g/polo) per un totale complessivo di ca. 37,2 kg di SF6. Censimento HCFC Per quanto riguarda gli HCFC degli impianti di condizionamento di Raffineria, il censimento è stato effettuato nelle sale controllo impianti, nelle sottostazioni elettriche, nella palazzina uffici, in laboratorio chimico, nella mensa aziendale, nelle cabine analisi impianti. Il quantitativo totale di HCFC attualmente presente in Raffineria è pari a ca. 880 kg. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 32 di 55

96 3.7 Gestione rifiuti Riferimenti legislativi ed adempimenti Le modalità attuate in Raffineria per la gestione dei rifiuti sono definite in funzione dei riferimenti legislativi attualmente vigenti in materia, costituiti dalla Parte IV e suoi Allegati del D.Lgs. 152/06 (che abroga e sostituisce il D.Lgs. 22/97 e s.m.i.) e dai D.M. attuativi del Decreto Ronchi, D.M. 145/98 e D.M. 148/98, temporaneamente in vigore dopo la dichiarazione di inefficacia dei Decreti di attuazione al D. Lgs. 152/06 e dal nuovo D. Lgs. 4/08.. Le operazioni di gestione rifiuti sono improntate a: gestire il Deposito Temporaneo dei rifiuti di produzione abituale e la produzione di rifiuti occasionali/eccezionali; gestire la raccolta differenziata dei rifiuti all interno della Raffineria (Uffici, Sale Controllo e rifiuti pericolosi, quali batterie esauste); caratterizzare e classificare i rifiuti prodotti, secondo le indicazioni legislative vigenti (Delibera Ministeriale 27/07/84 e s.m.i., D.M. 03/08/05 e s.m.i, L. 443/01 e s.m.i.); effettuare le registrazioni di carico e scarico (ai sensi del D.M. 148/98 e s.m.i); individuare la corretta destinazione finale dei rifiuti prodotti o il loro eventuale recupero/riutilizzo ai sensi della legislazione vigente (D.M. 05/02/98 e s.m.i., L. 33/00 e s.m.i., D.M. 161/02 e s.m.i.); verificare le autorizzazioni previste per Trasportatori e Smaltitori; compilare e gestire il Formulario di Identificazione del rifiuto (ai sensi del D.M. 145/98 e s.m.i); compilare annualmente il MUD, secondo il modello legislativo vigente (art 189 D.Lgs. 152/06. e D.P.C.M. 22/12/04 temporaneamente in vigore in attesa del Decreto di attuazione dell art 189); gestire la produzione, la raccolta e lo smaltimento di rifiuti soggetti a particolari vincoli legislativi, quali oli usati (D.Lgs. 95/92), rifiuti contenenti PCB (D.Lgs. 209/99 e s.m.i.; vd ), 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 ), 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 Aspetti ambientali ed attività correlate La produzione di rifiuti è correlata a tutte le principali attività che si svolgono in Raffineria, sia nell ambito dei vari processi produttivi, sia durante gli interventi di manutenzione, sia per il funzionamento dei servizi ausiliari. Da essa derivano numerosi aspetti ambientali specifici, quali la produzione di melme da serbatoi, la raccolta differenziata di rifiuti pericolosi e non pericolosi, la produzione e l accumulo (Deposito Temporaneo) dei rifiuti all interno del sito, lo smaltimento degli stessi all esterno presso impianti autorizzati, la gestione dei rifiuti derivante dalla presenza di amianto. Per i Rifiuti Speciali prodotti in Raffineria, sono istituiti all interno dello stabilimento 5 aree di deposito temporaneo, in particolare: - A1: Area di accumulo per rottame di ferro, materiale elettrico e lana di roccia, non contaminato; - A2: Area di accumulo per legno e assimilabili agli urbani vari non contaminati; Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 33 di 55

97 - A3: Area di accumulo per fusti e bulk vuoti contaminati; - A4: Area di accumulo fusti e cassoni scarrabili per fanghi palabili, materiali contaminatii, oli lubrificanti esausti e rifiuti solidi speciali pericolosi; - A5: Area di accumulo per catalizzatori esausti; 1/2 3/4 5 Fig 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 Tabella 9 sono riportati i dati relativi ai rifiuti prodotti in Raffineria nel quinquennio , raggruppati per tipologia. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 34 di 55

98 Indicatori In Allegato Tabella 9 sono riportati i dati dai quali si ricavano i valori degli indicatori suddetti nel quinquennio Al fine di monitorare gli Aspetti ambientali significativi correlati alla gestione dei rifiuti, sono stati identificati i seguenti indicatori di prestazione: Indice rifiuti a recupero (IR): Quantità di rifiuti pericolosi e non, inviati a recupero (ton), rispetto al totale rifiuti prodotti dalla raffineria (ton). Indice rifiuti a smaltimento (ID): Quantità di rifiuti pericolosi e non, inviati a smaltimento (ton), rispetto al totale rifiuti prodotti dalla raffineria (ton). Indici Recupero/Smaltimento 1,00 0,90 0,80 0,70 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10-0,81 0,86 0,80 0,57 0,58 0,43 0,42 0,19 0,14 0, IR ID Fig. 32 Indice Recupero/Smaltimento (Fonte: MUD; Elaborazione: SPP-AMB; Modalità: misura) Per quanto riguarda l andamento degli indicatori ID e IR (fig. 32) si evidenzia quanto segue: Indicatore ID Gli incrementi dell indice, registrati nel corso degli anni 2004 e 2005, sono imputabili principalmente all acqua di falda emunta dagli sbarramenti idraulici di Raffineria (codificata con CER ). In particolare nel corso del 2005, in ottemperanza a quanto previsto dalla Det. Dir. Provincia di Taranto n. 31 del , 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 ) 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 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 Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 35 di 55

99 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 *), infatti fino al precedente anno 2005, tale tipologia di rifiuto veniva conferita ad attività di smaltimento, mentre a partire dall anno 2006 i catalizzatori esauriti sono stati inviati a processo di recupero metalli presso impianti esteri. Indice rifiuti non pericolosi (INP): Quantità di rifiuti non pericolosi prodotti (ton), rispetto al totale rifiuti di raffineria (ton). Indice rifiuti pericolosi (IP): Quantità di rifiuti pericolosi prodotti (ton), rispetto al totale rifiuti di raffineria (ton). Indici Pericolosi/Non pericolosi 0,90 0,80 0,70 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10-0,80 0,67 0,55 0,57 0,62 0,45 0,43 0,33 0,38 0, INP IP Fig. 33 Indice Rifiuti Pericolosi/Non Pericolosi (Fonte: MUD; Elaborazione: SPP-AMB; Modalità: misura) Per quanto riguarda la produzione di rifiuti non pericolosi, nel 2007 il valore dell indicatore INP è influenzato dalle attività di smaltimento del terreno non contaminato (CER170504), generato in seguito alle attività di scavo per la realizzazione del nuovo impianto Hydrocracking.. Pertanto l aumento dei rifiuti non pericolosi prodotti nel 2007 (terre da scavo CER ) ha comportato di conseguenza una riduzione dell indice IP nel 2007 rispetto al Si evidenzia inoltre, nell ottica del miglioramento continuo, un decremento del valore dell IP nel 2007, rispetto a quanto registrato nell anno Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 36 di 55

100 Indice di utilizzo catalizzatori (RHU): Quantità di catalizzatore (ton) dell impianto RHU utilizzato per ciclo, rispetto alla carica processata all impianto RHU (kton). Indice utilizzo catalizzatori 0,60 0,50 0,57 0,50 0,40 0,38 0,34 0,30 0,20 0,25 0,18 0,10 0,00 6 Ciclo ('00-'02) 7 Ciclo ('02-'04) 8 Ciclo ('04-'05) 9 Ciclo ('05-'06) 10 Ciclo ('06-'07) 11 Ciclo ('07) Fig. 34 Indice Utilizzo Catalizzatori (Fonte: TPS SOI3; Elaborazione: TPS SOI3; Modalità: misura) In Allegato Tabella 22 sono riportati i dati dai quali si ricavano i valori dell indicatore di prestazione ambientale suddetto nel quinquennio 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. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 37 di 55

101 3.8 Protezione del suolo/sottosuolo e della falda Riferimenti legislativi ed adempimenti Il D.M. 471 del 25/10/99, attuazione dell art. 17 del citato D.Lgs. 22/97 (Decreto Ronchi) ha stabilito le modalità per la definizione, pianificazione e realizzazione del monitoraggio della qualità dei suoli interessati dagli impianti industriali, e delle necessarie attività di messa in sicurezza e/o bonifica dei siti. Successivamente all entrata in vigore del D.Lgs. 152/06 Titolo V Parte IV e suoi Allegati, il D.M. 471/99 è stato integralmente sostituito dalla nuova normativa. Tale nuova normativa disciplina principalmente: i limiti di accettabilità della contaminazione dei suoli e delle acque sotterranee in relazione alla specifica destinazione dei Siti; le procedure di riferimento per il prelievo e l analisi dei campioni; i criteri generali per la messa in sicurezza, la bonifica e il ripristino ambientale dei Siti contaminati, nonché la redazione dei relativi progetti. Eni Divisione R&M ha, inoltre, definito in specifiche Norme e Procedure di Settore gli opportuni riferimenti per la corretta applicazione dei requisiti legislativi, al fine di costituire un riferimento comune per la gestione di tutte le attività connesse con la protezione e la salvaguardia del suolo/sottosuolo, tra cui in particolare: i programmi di monitoraggio della falda; l'indagine preliminare di caratterizzazione del sito a seguito di alterazione della qualità del suolo e/o della falda, evidenziate dall attività di monitoraggio o compromesse in seguito a incidenti o ad anomalie operative; la progettazione e l esecuzione di eventuali interventi di messa in sicurezza e bonifica e per la gestione degli interventi di emergenza, nel caso si verifichino sversamenti di prodotto che possono comportare per l ambiente rischi e potenziali danni. Il sito dove è presente la Raffineria è stato perimetrato, come sito di interesse nazionale, ai sensi della Legge 426/98 e successivo Decreto attuativo del 10/01/00. Ai sensi dell'art. 9 del D.M. 471/99 (ora art 242 del D.Lgs. 152/06), la Raffineria ha comunicato in data 12/6/2000 l'intenzione di avvalersi degli strumenti disposti dalla normativa per siti inquinati da eventi pregressi, inviando comunicazione agli Enti Territoriali competenti. Di seguito si riporta una sintesi delle attività svolte dalla Raffineria ai sensi del D.M. 471/99 (ora D.Lgs 152/06 Titolo V Parte IV e suoi Allegati). In particolare, per quanto concerne le attività di riutilizzo interno delle terre e rocce derivanti dalle attività di scavo effettuate nell ambito del Progetto Hydrocracking, la Raffineria ha ottenuto l autorizzazione dal MATTM in data 14 maggio 2007 con Dec. Dir. Prot. n. 3613/QdV/Di/B. Inoltre con il Dec. Dir. Prot. n. 4396/QdV/Di/B del 28 febbraio 2008 sono stati approvati: 1) la Variante al Progetto Definitivo di Bonifica della Falda; 2) le attività di MISE da effettuarsi nel bacino di contenimento del Serbatoio di greggio T-3002 Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 38 di 55

102 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 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 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 Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 39 di 55

103 SINTESI ATTIVITA EFFETTUATE AI SENSI DEL D.M. 471/99 ATTIVITA DI MESSA IN SICUREZZA E BONIFICA ENI RAFFINERIA DI TARANTO A fronte dei risultati ottenuti dalla caratterizzazione ambientale si è proceduto come nel seguito descritto: Acque di Falda superficiale: LUGLIO 2003: invio agli Enti Competenti della Relazione tecnico descrittiva sugli Interventi di Messa in Sicurezza d Emergenza del Sito (comprensivo della Relazione Tecnico Descrittiva del Progetto preliminare di trattamento e riutilizzo acque di falda ). OTTOBRE 2003: in sede di Conferenza di Servizi istruttoria vengono espresse le seguenti prescrizioni: a) Estendere il sistema di sbarramento idraulico in area parco serbatoi; b) Accelerare gli interventi di Messa in Sicurezza d Emergenza MARZO 2004: trasmissione agli Enti Competenti dei seguenti elaborati tecnici: a) Progetto Definitivo di Bonifica delle Acqua di Falda della Raffineria ; b) Progetto Trattamento Acque Impianto per il recupero effluenti TAE A (Realizzazione dell impianto Water Reuse parte integrante del PDBF di cui sopra - v ); 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 Sbarram. N 1 (270m) Sbarram. N 8 (215m) Sbarram. N 9 (100m) Sbarram. N 3 (210m) Sbarram. N 4 (300m) Sbarram. N 5 (350m) Sbarram. N 6 (700m) Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 40 di 55

104 SINTESI ATTIVITA EFFETTUATE AI SENSI DEL D.M. 471/99 ATTIVITA DI MESSA IN SICUREZZA E BONIFICA Suolo e sottosuolo: LUGLIO 2003: trasmissione agli Enti Competenti del Progetto Preliminare di Bonifica suolo e sottosuolo ; OTTOBRE 2003: la Conferenza dei Servizi decisoria esprime, relativamente al Progetto Preliminare di Bonifica suolo/sottosuolo, la seguente prescrizione: il Progetto definitivo di bonifica suolo dovrà essere predisposto sulla base degli esiti dei test pilota e comunque a valle dei risultati che emergeranno dalle attività di Caratterizzazione integrative di cui al PdC Rev.3 (maglia 50x50m) Oss: Esecuzione test di bonifica (febbraio/marzo 2004) LUGLIO 2004: invio agli Enti Competenti risultati dei test di bonifica, in attesa del completamento delle attività integrative di caratterizzazione. DICEMBRE 2004: la Conferenza di Servizi decisoria prende atto dei risultati dei Test di bonifica, inoltre prescrive che: il Progetto Definitivo di Bonifica suolo/sottosuolo dovrà essere trasmesso contemporaneamente ai riusltati della caratterizzazione integrativa (maglia 50 x 50 m) ; MAGGIO 2005: trasmesso agli Enti Competenti il Progetto Definitivo di Bonifica suolo/sottosuolo di Raffineria (contestualmente ai risultati della caratterizzazione integrativa ) AGOSTO 2005: la Conferenza di Servizi decisoria emana le seguenti prescrizioni in merito al PDBS: a) Richiesta di estensione delle tecnologie Soil Vapor Extraction e Air Sparging nelle altre aree in cui si è riscontrata contaminazione (la CdS fa riferimento ai risultati ottenuti attraverso i Test di bonifica - febbraio 2004); b) Ripetere l Analisi di Rischio secondo le indicazioni fornite dal MATT (riportate nel documento preparatorio alla CdS); c) Verificare l influenza che il sistema di bonifica del suolo potenziato con il sistema air sparging può esercitare in fase di costruzione e di esercizio delle opere di Sbarramento Idraulico. SETTEMBRE 2005: Trasmissione agli Enti Competenti del Progetto Definitivo di Bonifica suolo e sottosuolo - Revisione 2 ; NOVEMBRE 2005: Trasmissione agli Enti competenti del Progetto Definitivo di Bonifica suolo e sottosuolo Revisione 3 che annulla e sostituisce le precedenti revisioni del progetto. GENNAIO 2006: la Conferenza di Servizi istruttoria emana ulteriori prescrizioni sul PDBS a fronte delle quali la Raffineria nel febbraio 2006 trasmette agli Enti preposti la seguente documentazione: a) Integrazione tecnica relativa agli interventi da eseguirsi nelle aree 3 e 5 ; b) Schemi meccanici strumentati degli impianti proposti nel PDBS ; MARZO 2006: la Conferenza di Servizi decisoria delibera di ritenere approvabile il PDBS della 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 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 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. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 41 di 55

105 SINTESI ATTIVITA EFFETTUATE AI SENSI DEL D.M. 471/99 ATTIVITA DI MESSA IN SICUREZZA E BONIFICA Suolo e sottosuolo: MAGGIO 2007: Approvato dal MATTM con decreto ministeriale (rif. 14 maggio 07) il Piano di Gestione e Bilancio delle terre e rocce da scavo provenienti dalle attività di cui al Progetto Hydrocracking che consente il riutilizzo in situ delle terre provenienti dagli scavi realizzati nell ambito del Progetto HDC. GIUGNO 2007: invio al MATTM della richiesta di autorizzazione in via provvisoria all avvio dei lavori di bonifica del suolo-sottosuolo della, 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, ai sensi dell art. 252, comma 8 del D. Lgs. 152/06. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 42 di 55

106 SINTESI ATTIVITA EFFETTUATE AI SENSI DEL D.M. 471/99 ATTIVITA EFFETTUATE A SEGUITO DELL EVENTO INCIDENTALE OCCORSO AL SERBATOIO T 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 T 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 T 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 GENNAIO 2008: la Conferenza di Servizi decisoria approva con prescrizioni, gli interventi di MISE del bacino di contenimento del serbatoio T 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 Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 43 di 55

107 3.8.2 Aspetti ambientali ed attività correlate La potenziale perdita di prodotti inquinanti è correlata a tutte le principali attività e apparecchiature della Raffineria. Si possono distinguere le seguenti tipologie di aspetti ambientali ad esse correlati: presenza di prodotto su suolo da eventi pregressi; perdite di prodotti chimici (additivi, materie ausiliarie o solventi); perdite di prodotti petroliferi, liquidi, solidi da linee/apparecchiature di impianti, servizi e di movimentazione; perdite di prodotti petroliferi da sistema fognario; perdite di prodotti petroliferi da serbatoi di stoccaggio. Relativamente alle perdite legate a tubazioni di trasferimento, in termini generali : tutte le tubazioni della Raffineria sono fuori terra, poggiate su pipe-rack e permettono l ispezione visiva in qualunque momento da parte del personale di Raffineria; inoltre, le linee di trasferimento sono soggette a condizioni operative definite e controllate in continuo con sistemi automatizzati (DCS e PLC), dotati di segnalazioni di allarme, protezione e/o blocco in automatico. in corrispondenza degli attraversamenti stradali e ferroviari, le tubazioni sono incamiciate ed è adottato un apposito sistema di protezione catodica attiva, sottoposta a verifica semestrale; inoltre, in corrispondenza dell attraversamento ferroviario, è stato previsto il percorso delle linee all interno di tubi-guaina in cemento, che terminano all interno delle Valve Box di Raffineria, presso le quali è effettuata la verifica visiva di eventuali perdite su turno continuo (24 ore). Le uniche linee di trasferimento prodotto parzialmente interrate sono: o Oleodotto Monte Alpi: gestito dalla Società PRAOIL, che ha definito ed adottato specifiche procedure di controllo periodico della tenuta; o Tratto terminale dell oleodotto sottomarino ( Sea-line di Raffineria), prima del collegamento con i serbatoi: verificato in accordo con procedure dedicate (Allegato 2.1 pto. 28). Dai controlli periodici effettuati non sono mai risultate anomalie (ultimo controllo effettuato a dicembre 2002). In generale i controlli spessimetrici vengono effettuati ogni 10 anni se però a seguito dell ultimo controllo effettuati si rilevassero cali di spessore della linea, il successivo controllo viene programmato dopo 5 anni Relativamente alle perdite legate ad apparecchiature di processo, in termini generali : Le apparecchiature statiche di Raffineria sono tutte fuori terra, ubicate su terreno pavimentato ed ispezionate visivamente dal personale di Raffineria su turno continuo. Tali apparecchiature, ove previsto dalla legislazione vigente, sono soggette ai controlli ispettivi degli Enti preposti (ASL, ISPESL). Le apparecchiature sono controllate in continuo con sistemi automatizzati di processo (DCS e PLC), dotati di segnalazioni di allarme, protezione e/o blocco in automatico. Relativamente alle perdite di prodotti chimici (additivi, materie ausiliarie o solventi) : La Raffineria ha adottato sistemi di contenimento delle potenziali perdite dei principali prodotti chimici dai contenitori di stoccaggio (bulk), in parte costruendo apposite piazzole pavimentate e Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 44 di 55

108 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 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 ); 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 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 (rif. Sez. 4). Serbatoi interrati Nel periodo 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. Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 45 di 55

109 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 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 Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 46 di 55

110 Si riporta di seguito la planimetria del Sito con l ubicazione dei piezometri di monitoraggio e l individuazione delle 12 aree omogenee sopra elencate. A B C I 1 H E D G F I 2 I 3 L N M M Fig. 35 Aree Omogenee di Raffineria Attraverso la rete di monitoraggio sopra descritta, realizzata in fase di caratterizzazione ambientale ai sensi degli Allegati al Titolo V Parte IV del D.Lgs. 152/06 che abroga e sostituisce il D.M. 471/99, la Raffineria monitora la qualità della falda superficiale. Tali attività di monitoraggio sono eseguite con frequenza e modalità definite in apposite procedure del S.G.A. e di Linea (Allegato 2.1 pto 8-42). I risultati che ne derivano vengono utilizzati per implementare il Sistema Informativo Territoriale (G.I.S.) ad orientazione ambientale, in dotazione alla. 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). Edizione 4 del 30/04/08 Revisione 6 del 30/04/08 pag. 47 di 55

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