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Linee Guida Rapporti di Sicurezza stoccaggi sotterranei gas
Linee Guida per la valutazione dei Rapporti di Sicurezza stoccaggi sotterranei di gas naturale, obblighi previsti dalla normativa Seveso, a cui possono esserre assoggettati per quantitivo di gas naturale ≥ a quelle indicate nell’allegato I del D.Lgs. 105/2015 (Seveso III).
MATTM Ottobre 2018
La Commissione Europea nel 2008 aveva già preannunciato l’assoggettabilità alla normativa sui rischi di incidente rilevante degli stoccaggi sotterranei di gas naturale.
In Italia la Circolare Interministeriale del 21/09/2009 ha stabilito che per le concessioni di stoccaggio già in esercizio, il Gestore era tenuto ad adempiere entro il 28 gennaio 2010 agli obblighi previsti dalla normativa Seveso, tra cui la trasmissione alle Autorità Competenti della Notifica, della Scheda di Informazione alla Popolazione e del Rapporto di Sicurezza e l’adozione di un Sistema di Gestione della Sicurezza, qualora negli stabilimenti fosse presente gas naturale in quantità uguali o superiori a quelle indicate nell’allegato I del D.Lgs. n. 334/1999, come modificato dal D.Lgs. n. 238/2005 e come successivamente confermato con il D.Lgs. 105/2015.
I depositi sotterranei di gas svolgono attività di stoccaggio di gas naturale in giacimenti sotterranei depletati dello stesso minerale.
Lo stoccaggio del gas naturale è un processo industriale che consiste nell’iniettare gas in un sistema roccioso sotterraneo, per garantirne l’accumulo e successivamente erogarlo in una seconda fase, in modo da affrontare una richiesta di mercato o per fronteggiare situazioni di mancanza/riduzione delle fonti di approvvigionamento.
In sintesi il processo in cui interviene il gas naturale è rappresentato da due fasi che si alternano durante un anno di esercizio: la fase di iniezione del gas attraverso pozzi, nel periodo primavera-estate, che consiste nello stoccare il gas naturale proveniente dalla rete di trasporto nel giacimento tramite i pozzi previa compressione, e la fase di erogazione del gas, nel periodo autunno/inverno, durante la quale il gas è erogato, disidratato, trattato e riconsegnato alla rete di trasporto.
Le aree principali coinvolte nel processo riguardano: giacimento, pozzi e aree cluster, impianti di compressione, impianti di trattamento e condotte.
L’analisi di rischio degli stoccaggi sotterranei di gas naturale, con l’individuazione degli scenari incidentali e delle relative aree di danno, come è tipico per gli stabilimenti a rischio di incidente rilevante, è condotta con riferimento agli impianti di superficie delle aree pozzi, impianti di trattamento e compressione e apparecchiature connesse. In generale gli scenari incidentali sono riconducibili a jet-fire, flash-fire, VCE per perdita di metano dalle apparecchiature di processo, e solo in caso di utilizzo di metanolo, impiegato come inibitore per evitare la formazione di idrati, sono indagati anche scenari di pool-fire e dispersione tossica.
Per tali tipologie di stabilimenti pertanto sono previsti in generale scenari incidentali che sono caratteristici in caso di rilascio di gas da tubazioni ad alta pressione. Le tecniche di analisi per l’identificazione delle ipotesi incidentali, analisi storica, analisi a indici e HAZOP, con la successiva determinazione delle frequenze di accadimento tramite “fault tree/event tree analysis”, e la simulazione mediante modelli matematici dei possibili effetti pericolosi degli scenari incidentali, sono le metodologie utilizzate normalmente nelle analisi di rischio degli stabilimenti a rischio di incidente rilevante, al fine di determinare la compatibilità territoriale e la pianificazione di emergenza esterna degli stabilimenti stessi. Il presente documento non introduce nuovi sviluppi, ma è il frutto dell’esperienza maturata negli anni a livello nazionale nella valutazione dei Rapporti di Sicurezza di questa tipologia di stabilimenti.
I criteri raccolti in questa linea guida, infatti, si riferiscono a tecniche, conoscenze e metodologie già esistenti e consolidate per la valutazione dei pericoli.
La specificità di questi stabilimenti è di realizzare lo stoccaggio del gas in sottosuolo all’interno di strutture geologiche complesse, per le quali le usuali tecniche di analisi di rischio sopra citate, non risultano applicabili. La sicurezza dello stoccaggio sotterraneo è quindi assicurata dalla stessa storia produttiva del giacimento, in quanto le strutture geologiche di copertura hanno garantito la permanenza in loco del gas per milioni di anni, ed è inoltre gestita realizzando modelli geomeccanici sito specifici e adottando particolari tecniche di monitoraggio che sono illustrate nel documento, la cui valutazione richiede competenze altamente specialistiche.
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Contenuto:
Sommario
1 INTRODUZIONE
2 SCOPO E CAMPO DI APPLICAZIONE
3 RIFERIMENTI NORMATIVI
4 RICOGNIZIONE DEGLI STABILIMENTI IN ITALIA
5 INFORMAZIONI RELATIVE ALLO STABILIMENTO E ALLA STRUTTURA ORGANIZZATIVA AZIENDALE
5.1 Descrizione dell’attività e dello stabilimento
5.2 Giacimento
5.3 Centrale di compressione
5.4 Centrale di trattamento
5.5 Pozzi
5.6 Flowlines di collegamento
5.7 Struttura Organizzativa
6 INFORMAZIONI RELATIVE ALLA CLASSIFICAZIONE DELLE SOSTANZE PERICOLOSE E CRITERI DI ASSOGGETTABILITÀ ALLA NORMATIVA “SEVESO”
7 SICUREZZA DELLO STABILIMENTO
7.1 Sicurezza del giacimento
7.1.1 Stato tensionale del giacimento
7.1.1.1 Geomeccanica di giacimento
7.1.1.2 Monitoraggi delle pressioni di poro
7.1.1.3 Monitoraggio del soil gas
7.1.2 Descrizione della sismicità indotta, innescata e monitoraggio microsismico
7.1.2.1 Caratteristiche delle reti di monitoraggio microsismiche
7.1.2.2 Sismicità di origine antropica
7.1.3 Subsidenza e monitoraggio deformazioni del suolo
7.1.3.1 Monitoraggio della subsidenza e delle deformazioni del suolo con tecniche SAR
7.1.4 Linee Guida Ministeriali per il monitoraggio della sismicità, delle deformazioni del suolo e delle pressioni di poro
7.2 Sicurezza dei pozzi - Rischio di perdita di integrità del giacimento e perdite da pozzo
7.2.1 Rischi connessi alla gestione dei pozzi
7.2.2 Monitoraggio pressione intercapedine
7.3 Sicurezza della centrale di stoccaggio - Rischi connessi alla formazione di Idrati
7.3.1 Procedure da attuare nel caso di presenza di idrati
7.4 Sicurezza delle flow lines - Rischi relativi alle flowlines di collegamento
7.5 Sicurezza Natech - Eventi geofisici, ceraunici e dissesti idrogeologici
7.5.1 Eventi Geofisici - Informazioni sulle caratteristiche sismiche dello stoccaggio
7.5.1.1 Classificazione sismica
7.5.1.2 Sorgenti sismogenetiche
7.5.2 Vulnerabilità sismica delle strutture
7.5.2.1 Metodologia di valutazione della vulnerabilità sismica
7.5.3 Liquefazione dei terreni
7.6 Eventi ceraunici
7.7 Dissesti idrogeologici
7.7.1 Aree esondabili
7.7.2 Fenomeni gravitativi e processi erosivi
8 APPROCCIO METODOLOGICO PER LA VALUTAZIONE DELL’ANALISI DI RISCHIO DEGLI IMPIANTI DI SUPERFICIE
8.1 Identificazione degli eventi incidentali
8.1.1 Analisi dell’esperienza storica incidentale
8.1.2 Analisi preliminare delle aree critiche D.P.C.M. 31/03/1989
8.1.3 Individuazione degli eventi incidentali iniziatori: “What if Analysis”, FMEA, FMECA e HAZOP
8.2 Stima della frequenza di accadimento degli eventi incidentali
8.2.1 La tecnica dell’albero dei guasti
8.2.1.1 L’algebra booleana negli alberi di guasto
8.2.1.2 Concetti di affidabilità applicati all’analisi di rischio
8.2.1.3 Disponibilità e indisponibilità per componenti non riparabili
8.2.1.4 Disponibilità e indisponibilità per componenti riparabili
8.2.1.5 Le banche dati affidabilistiche
8.2.2 Valori di frequenza generici di rottura per tubazioni e condotte
8.2.2.1 Purple Book 2005
8.2.2.2 Documento “Failure Rates” di HSE
8.2.2.3 Ratei di rottura delle tubazioni per diametro di rottura
8.2.2.4 Approfondimento sui ratei di rottura per le condotte di trasporto
8.2.3 Le frequenze di rottura secondo lo standard API 581
8.2.4 L’approccio integrato alla valutazione del Rischio
8.2.5 Considerazioni finali sulle frequenze di rottura per tubazioni e condotte
8.3 Stima delle frequenze degli scenari incidentali (Albero degli eventi)
8.3.1 Probabilità di innesco
8.3.2 Metodo del Purple Book “Guidelines for quantitative risk assessment” 2005 “appendice 4.A”
8.3.3 Metodo HSE 1997 “Ignition probability of flammable gas”
8.3.4 UKOOA
8.3.5 Probabilità di flash-fire /VCE
8.4 Soglia di credibilità di eventi e scenari incidentali
8.5 Stima delle conseguenze - distanze di danno associate agli scenari incidentali
8.5.1 Scelta della sostanza di riferimento – Sostanza Gas Naturale -
8.5.2 Rilascio di gas in pressione
8.5.3 Calcolo della portata di rilascio
8.5.4 Rilascio da tubazione
8.5.5 Jet Fire
8.5.6 Flash Fire
8.5.7 Esplosione (VCE)
8.5.8 Scenari incidentali in presenza di sistemi di intercettazione
8.5.9 SCENARI RIFERITI AD ALTRE SOSTANZE PRESENTI
8.5.10 Panoramica dei codici di calcolo
8.6 Valutazione dei potenziali effetti domino
8.7 Rappresentazione in planimetria delle aree di danno
9 SISTEMI DI SICUREZZA
9.1 Misure di protezione da fulminazioni
9.2 Sistemi di blocco atti a garantire la sicurezza degli impianti e dello stabilimento
10 CONSIDERAZIONI FINALI
APPENDICE A: Approfondimento sulla banca dati Oreda
APPENDICE B: La norma API RP 581 una metodologia per elaborare il piano di ispezione delle apparecchiature sulla base della valutazione del rischio
APPENDICE C: Principali normative europee per l’analisi di rischio
APPENDICE D: Flash Fire - Distanze di Danno-
APPENDICE E: Case study
APPENDICE F: Classificazione dei Luoghi con Pericolo di Esplosione
APPENDICE G: Misure di protezione antincendio
APPENDICE H: Elementi utili per l’istruttore
Bibliografia
Fonte: MATTM
Info e download
Collegati
Decreto Legislativo 17 agosto 1999 n. 334
Direttiva 2012/18/UE - Seveso III
Decreto legislativo 26 giugno 2015 n. 105
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