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ESSO Italiana S.r.l.

RAFFINERIA DI AUGUSTA

AUTORIZZAZIONE INTEGRATA AMBIENTALE AI SENSI DEL D.Lgs. 59/2005

Integrazioni

Allegato E4

Piano di Monitoraggio e Controllo

Emis.N. Data Descrizione Redatto Verificato Approvato

01 giugno 2009 Emissione MG GP Il Direttore GeneraleIng. Alfredo Romano

File: 70503-All E4-PianoMonitoraggio-07 T R R S.r.l. – Tecnologia Ricerca Rischi – Via Saore, 25 – 24046 Osio Sotto (BG)

ESSO Italiana S.r.l. RAFFINERIA DI AUGUSTA AUTORIZZAZIONE INTEGRATA AMBIENTALE AI SENSI DEL D.Lgs. 59/2005

Allegato E4 – Piano di Monitoraggio e Controllo 70503-All E4-PianoMonitoraggio-07 – Pag. 2

SOMMARIO

1 PREMESSA .........................................................................................................3

2 FINALITÀ ED ESECUZIONE DEL PIANO...................................................3 2.1 OBBLIGO DI ESECUZIONE DEL PIANO..........................................................4 2.2 FUNZIONAMENTO E MANUTENZIONE DEI SISTEMI .....................................4 2.3 ACCESSO AI PUNTI DI CAMPIONAMENTO ....................................................5 2.4 DESCRIZIONE DEL PROCESSO ......................................................................5

3 OGGETTO DEL PIANO....................................................................................8 3.1 COMPONENTI AMBIENTALI.........................................................................8 3.1.1 Consumo materie prime e prodotti finiti ...................................................8 3.1.2 Consumo risorse idriche..........................................................................14 3.1.3 Consumo energia.....................................................................................16 3.1.4 Consumo combustibili .............................................................................18 3.1.5 Emissioni in aria......................................................................................20 3.1.6 Emissioni in acqua ..................................................................................34 3.1.7 Rumore ....................................................................................................43 3.1.8 Rifiuti .......................................................................................................43 3.1.9 Suolo e sottosuolo....................................................................................48 3.2 GESTIONE DELL’IMPIANTO .......................................................................51 3.2.1 Controllo fasi critiche e manutenzioni ....................................................51 3.2.2 Indicatori di prestazione..........................................................................56

4 MANUTENZIONE E CALIBRAZIONE........................................................63



1 PREMESSA

Il presente Piano di Monitoraggio e Controllo elaborato dalla Raffineria Esso Italiana S.r.l. – Raffineria di Augusta, sita in Contrada Marcellino – Comune di Augusta (SR) è conforme alle indicazioni delle linee guida sui Sistemi di monitoraggio (Gazzetta Ufficiale n. 135 del 13 giugno 2005, decreto 31 gennaio 2005 recante “Emanazione di linee guida per l’individuazione e l’utilizzazione delle migliori tecniche disponibili, per le attività nell’allegato I del decreto legislativo 4 agosto 1999, n. 372”). Il documento è stato inoltre redatto sulla base delle indicazioni fornite nel documento “IPPC - prevenzione e riduzione integrata dell’inquinamento il contenuto minimo del piano di monitoraggio e controllo” del febbraio 2007.

2 FINALITÀ ED ESECUZIONE DEL PIANO

In attuazione dell’art. 7 (Condizioni dell’Autorizzazione Integrata Ambientale), comma 6 (requisiti di controllo) del D.Lgs. n. 59/05, il presente Piano di Monitoraggio e Controllo, nel seguito semplicemente Piano, ha la finalità principale di verifica della conformità dell’esercizio dell’impianto alle condizioni stabilite dall’AIA ed è pertanto parte integrante dell’AIA stessa. La difesa dell’ambiente è uno dei principali obiettivi che la Raffineria Esso di Augusta si è impegnata a perseguire, nell’ottica di salvaguardare la sicurezza e la salute dei suoi dipendenti e dei terzi coinvolti nelle sue attività, nonché della comunità esterna. L’azienda si serve di strumenti specifici per agire in modo compatibile con le necessità degli equilibri ambientali del territorio sul quale opera, ricercando il miglioramento dei propri risultati nel campo della protezione ambientale. La Raffineria è dotata di un Sistema di Gestione Ambientale (SGA) strutturato secondo i requisiti della norma UNI EN ISO 14001 e certificato dal 2005. Con cadenza annuale vengono effettuate verifiche ispettive, interne ed esterne, allo scopo di confermare la certificazione, sottoposta al rinnovo con cadenza triennale. Inoltre, il sistema qualità della Raffineria è certificato secondo la normativa ISO 9001-2000. Il Sistema di Gestione Ambientale si integra con il più ampio Sistema OIMS (Operations Integrity Management System) per la Gestione dell’Integrità nelle Operazioni presente ed operativo in Raffineria sin dagli anni ‘90. Le ispezioni integrate (OIMS, ISO 14001, ISO 9001) nelle varie aree di Raffineria vengono effettuate dal Management e da Ispettori qualificati sulla base di un programma annuale. Esse, oltre a fornire un quadro aggiornato sulla sicurezza, sull'ambiente, sull'igiene industriale e sulla qualità, permettono di identificare eventuali carenze sulle quali concentrare gli sforzi nell'ambito di quel processo di miglioramento continuo, che è previsto e voluto da tutti i sistemi di gestione. Il sistema OIMS è basato su un approccio strutturato delle operazioni, affinché queste siano condotte in modo tale da tutelare la sicurezza e la salute delle persone, l’integrità delle attrezzature e la salvaguardia dell’ambiente e della comunità circostante. L’OIMS è composto di 21 diversi sistemi nei quali sono rappresentati tutti gli aspetti operativi: dall'impegno del Management ai progetti, dalla documentazione ai manuali operativi,



dall'analisi degli incidenti al rispetto per l'ambiente, dall'analisi del rischio alla reazione in caso di emergenza e così via. In particolare il sistema OIMS 6.5 “Protezione Ambientale” si occupa della gestione degli impatti ambientali delle operazioni ed ha come obiettivo principale l’analisi ed il miglioramento delle prestazioni ambientali delle attività svolte. Il sistema con l’ausilio di specifiche procedure regola il controllo e la registrazione delle operazioni che hanno impatti sulle componenti ambientali (aria, acqua, suolo), nonché il monitoraggio per la prevenzione dell’inquinamento. Le procedure disciplinano anche lo smaltimento dei rifiuti, gli scarichi idrici, il controllo delle emissioni in condizioni standard e gli interventi per il controllo delle emissioni in condizioni di avvicinamento ai limiti di soglia, regolati da specifiche normative. Inoltre in Raffineria è attivo un processo di valutazione delle emissioni che, seguendo i criteri e le linee guida comuni all’intero gruppo ExxonMobil, raccoglie annualmente i dati ambientali, considerati indicatori di performance ambientale, consentendo di verificare negli anni l’efficacia delle azioni di miglioramento intraprese. L’insieme dei controlli regolati dal Sistema di Gestione Ambientale, così come descritti dalle procedure interne già menzionate, è oggetto del presente Piano di monitoraggio e controllo. In subordine, il Piano può essere utilizzato come riferimento per:

• la raccolta dei dati ambientali richiesti dalla normativa IPPC e dalle altre normative nazionali e regionali nell’ambito delle periodiche comunicazioni alle autorità competenti (MUD, PRTR, ecc.);

• la raccolta di dati nell’ambito degli strumenti di certificazione ISO; • le successive elaborazioni delle prestazioni ambientali dell’impianto e la

definizione delle azioni necessarie per il raggiungimento degli obiettivi; • la gestione delle emergenze; • la verifica delle Migliori Tecniche Disponibili adottate.

2.1 OBBLIGO DI ESECUZIONE DEL PIANO

La Raffineria esegue tutte le attività descritte in questo piano, cioè campionamenti, analisi, misure, verifiche, manutenzione e calibrazione. È prevista la possibilità di subappalto a società terze di alcune di queste attività secondo le modalità, la tempistica e la qualità stabilite dalle procedure e dalle esigenze della Raffineria. Nel seguito vengono riportate alcune condizioni generali valide per l’esecuzione del Piano.

2.2 FUNZIONAMENTO E MANUTENZIONE DEI SISTEMI

Tutti i sistemi di monitoraggio e campionamento funzionano correttamente durante lo svolgimento dell’attività produttiva (ad esclusione dei periodi di manutenzione e calibrazione, che sono in ogni caso previsti nel Capitolo 4 del presente Piano).



In caso di malfunzionamento dei sistemi di monitoraggio in continuo, il Gestore interverrà tempestivamente al fine di eliminare la causa del malfunzionamento. II sistema di monitoraggio e d’analisi è mantenuto in perfette condizioni d’operatività al fine di avere rilevazioni sempre accurate e puntuali circa le emissioni e gli scarichi.

2.3 ACCESSO AI PUNTI DI CAMPIONAMENTO

II Gestore ha disposto un accesso permanente e sicuro ai seguenti punti di campionamento e monitoraggio:

• effluenti finali, così come scaricati all’esterno del sito; • punti di campionamento delle emissioni aeriformi; • punti di campionamento delle emissioni sonori nel sito; • aree di stoccaggio dei rifiuti nel sito; • pozzi sotterranei d’approvvigionamento nel sito.

La Raffineria assicura inoltre un accesso a tutti gli altri punti di campionamento oggetto del presente Piano.

2.4 DESCRIZIONE DEL PROCESSO

La Raffineria opera 24 ore al giorno per 365 giorni l’anno. L’impianto utilizza come materie prime grezzo e prodotti intermedi provenienti da altri impianti. La Raffineria consuma inoltre idrogeno in parte prodotto nei propri impianti di reforming catalitico ed in parte approvvigionato da terzi via condotta, e metano importato dall’estero. Le attività della Raffineria, partendo dalla raffinazione primaria del petrolio grezzo e del residuo atmosferico, sono finalizzate a produrre e commercializzare una gamma completa di prodotti petroliferi e non, quali:

• GPL (gas di petrolio liquefatto) • Benzine • Nafte • Kerosene • Gasoli • Oli combustibili • Oli lubrificanti e paraffine • Asfalti • Zolfo

L’impianto approvvigiona il mercato delle benzine ed altri carburanti localmente, a livello nazionale ed internazionale. I prodotti ottenuti sono spediti con navi, mediante tubazioni e con autobotti ai punti di distribuzione presenti sul mercato nazionale ed internazionale. Per gli usi interni dello stabilimento sono prodotti vapore ed energia elettrica che in parte viene anche acquistata all’esterno. Gli impianti di Raffineria, le unità di processo ed i servizi ausiliari sono descritti in dettaglio nella relazione tecnica (Allegato B18).



1 QUADRO SINOTTICO DELLE ATTIVITA’ DI MONITORAGGIO E CONTROLLO FASI Autocontrollo Report

Consumi Materie prime Alla ricezione Annuale Risorse idriche Quindicinale Annuale

Energia Elettrica Giornaliero Annuale Energia Termica Mensile Annuale

Combustibili Mensile Annuale Aria

Emissioni convogliate (limitatamente ad alcuni punti di emissione) In continuo Quindicinale/A

nnuale

Emissioni convogliate Semestrale Semestrale / Annuale

Emissioni fuggitive ed implementazione programma LDAR (Nota A)

Annuale Annuale

Emissione eccezionale Procedura operativa In relazione all’evento

Acqua Scarico I.A.S.

Portata Continuo Annuale Qualità – Completo Trimestrale Annuale

Qualità – alcuni parametri (nota B) Giornaliero Annuale Scarico a mare

Portata Continuo Annuale Qualità – Completo Trimestrale Annuale

Qualità – alcuni parametri (nota B) Giornaliero Annuale Sistemi depurazione (Nota C) (Nota C)

Rifiuti Codifica e quantificazione Alla produzione Annuale

Suolo e acque sotterranee (Nota D) Campionamento e analisi delle acque di tutti i pozzi della

Raffineria Annuale Trimestrale

Rilievo piezometrico di tutti i pozzi della Raffineria Semestrale Trimestrale Misura della soggiacenza dell’acqua sotterranea in condizioni statiche/dinamiche, nei pozzi RW e nei pozzi di monitoraggio

limitrofi Mensile Trimestrale

Controllo/lettura delle portate di acqua estratte Settimanale Trimestrale Campionamento e analisi delle acque estratte dai pozzi RW e

pozzi di monitoraggio limitrofi ai pozzi RW Trimestrale Trimestrale

Controllo/lettura del prodotto recuperato Quindicinale in campo

Settimanale in sala controllo Trimestrale

Verifica del livello di prodotto surnatante all’interno dei pozzi SK Quindicinale Trimestrale



FASI Autocontrollo Report Verifica di eventuale presenza di prodotto surnatante all’interno

dei punti di controllo di cui al punto 1 Quindicinale Trimestrale

Regolazione della profondità di installazione dei sistemi di recupero prodotto (skimmer attivi, passivi e total fluid) Settimanale Trimestrale

Indicatori di Performance Verifica indicatori Annuale Annuale

Nota A: LDAR sarà sostituito con un nuovo sistema di monitoraggio (Gas Imaging) che dovrebbe consentire la misura di tutti gli impianti con cadenza annuale.

Nota B: Oltre alle analisi complete trimestrali, per alcuni parametri vengono effettuati controlli con frequenza maggiore, anche superiore ad una volta al giorno i più significativi.

Nota C: le acque reflue sono trattate dall’impianto consortile I.A.S.

Nota D: i risultati delle attività di monitoraggio sono ufficialmente comunicati al Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare mediante report trimestrale.



3 OGGETTO DEL PIANO

3.1 COMPONENTI AMBIENTALI

3.1.1 CONSUMO MATERIE PRIME E PRODOTTI FINITI

La principale materia prima utilizzata in Raffineria è il petrolio grezzo, che alimenta i diversi cicli produttivi. Tutte le materie prime utilizzate dalla Raffineria, nonché i prodotti intermedi e prodotti finali sono monitorati. I flussi di tali materiali sono misurati secondo i metodi più funzionali alle diverse fasi di processo. Le materie prime sono conteggiate durante le fasi di scarico principalmente mediante misure in serbatoio o mediante contatori o flange tarate, per verificare che i quantitativi ricevuti siano prossimi ai valori di polizza. I materiali di consumo, quali gli additivi, sono conteggiati a consumo, mentre i prodotti sono misurati tramite contatori o misure in serbatoio. Le informazioni sono registrate su sistema informatico sia a fini di processo sia per esigenze fiscali.



2 Tabella 1 - Materie prime

Denominazione e Codice CAS Stato fisico Metodo misura e

frequenza Unità di misura Modalità di registrazione e trasmissione

Greggio Liquido Manuale da TK; frequenza su base discarica m3 Computerizzata (Infoil)

Nota A Olio Combustibile

Nota B Liquido Manuale da TK; frequenza su base discarica Kg Computerizzata (Infoil)

Nota A Kerosene

CAS 8008-20-6 Nota B

Liquido Da contatore Kg Computerizzata (Infoil) Nota A

Idrogeno CAS 10034-85-2 Gassoso Da flangia tarata in continuo m3 Computerizzata (Infoil)

Nota A

Residuo atmosferico Liquido Manuale da TK; frequenza su base discarica Kg Computerizzata (Infoil)

Nota A Olio lubrificante

Nota B e C Liquido Manuale da TK; frequenza su base discarica Kg Computerizzata (Infoil)

Nota A Biodiesel

CAS 112-62-9 Nota B

Liquido Manuale da TK; frequenza su base discarica Kg Computerizzata (Infoil)

Nota A

Metano Nota B Gassoso Da contatore m3 Computerizzata (Infoil)

Nota A Butilene Nota C Gas Compresso Liquefatto Da contatore m3 Computerizzata (Infoil)

Nota A Nota A: Infoil è un sistema informatico approvato da UTF e dogana. Nota B: se pur importate dalla Raffineria non sono da considerarsi quali materie prime perché utilizzate per miscelazioni di prodotti e non per la lavorazione degli impiante. Nota C: l’utilizzo varia in funzione della programmazione annuale della produzione.



3 Tabella 2 – Prodotti finiti Denominazione Codice (CAS,…) Stato fisico Metodo misura e frequenza Unità di misura Modalità di registrazione e trasmissione

Oli leggeri

CAS 278-012-2

APE CORE 100 APE CORE 150 APE CORE 600

Liquido Contatore m3 Computerizzata (Infoil) Nota A

Oli pesanti

CAS 265-166-0

APE CORE 2500 E-CANTHUS 1000


ZOLFO LIQUIDO

CAS 231-722-6


Propano

CAS 200-827-9

Liquido Contatore o Bilico m3 Computerizzata (Infoil) Nota A

Propilene

CAS 270-772-3


Naphta to gas turbine fuel

CAS 265-150-3

Liquido Misura serbatoio m3 Computerizzata (Infoil) Nota A



Denominazione Codice (CAS,…) Stato fisico Metodo misura e frequenza Unità di misura Modalità di registrazione e trasmissione

Full range naphta CAS 272-186-3


Alkylate

CAS 265-066-7


Benzine

CAS 289-220-8

Export gasoline Green dyed domestic gasoline


REFORMATE GASOLINE

CAS 273-271-8


Keroseni

CAS 232-366-4

JP-8 (TF 1A + additives) T.F. 1A T.F. JP5

KEROSENE SASOL CUT





Gasoli

CAS 269-822-7

ADO 10 PPM S Gasoil

Gasoil for agricolture and fishing High sulfur gasoil (S >500 ppm )

Bunker gasoil

Liquido

Contatore Contatore

Contatore o Bilico Contatore Contatore

m3 Computerizzata (Infoil) Nota A

Oli combustibili CAS 270-675-6

BFO180 BFO380

Liquido Contatore, Bilico o livello serbatoio m3 Computerizzata (Infoil)

Nota A

Cat cracker residue

CAS 295-511-0


Asfalto

CAS 232-490-9

Liquido Misura serbatoio m3 Computerizzata (Infoil) Nota A

Deasfalted oil (Canthus)

CAS 265-096-0


ADO/GO – F.A.M.E.

CAS 203-992-5





ADO/GO - Gas/heating oil including Marine

CAS 269-822-7


Light catalytic-reformed (heartcut)

CAS 64741-63-5


Fuel oil/BFO (includes Marine)

CAS 270-675-6

Liquido Contatore per bettoline Livello serbatoi per navi m3 Computerizzata (Infoil)

Nota A

LPG – butane

CAS 203-448-7


Slack wax

CAS 265-165-5




3.1.2 CONSUMO RISORSE IDRICHE

Le sorgenti d’approvvigionamento d’acqua sono molteplici e di diversa natura. Si utilizzano pozzi interni ed esterni alla Raffineria, acque provenienti dal Biviere di Lentini e acqua di mare. Se si escludono i prelievi d’acqua di mare che vengono stimati in funzione della quantità scaricata, i rimanenti consumi sono monitorati attraverso contatori, dai quali si deduce il consumo d’acqua. I dati sono registrati sia su registro cartaceo sia su sistema informatico.



4 Tabella 3 - Risorse idriche Tipologia Punto di Prelievo Punto di misura Utilizzo Metodo di misura e

frequenza Unità di misura Modalità di registrazione

Acque superficiali Acque da Biviere di Lentini, Quota 100

Ingresso del collettore in raffineria

Industriale, processo, raffreddamento

Lettura contatore non di proprietà m3 cartacea

Acque di Falda Pozzi 16 e 18, interni alla Raffineria Uscita pozzo Igienico sanitario Lettura contatori

giornaliera m3 cartacea ed elettronica

Acque di Falda

Pozzi interni (5, 7, 8, 12, 13, 15, 17, 19, 20) e pozzi esterni (22, 23, 27, 31, 34) di proprietà

della Raffineria

Collettori pozzi esterni/interni e/o

uscita pozzo

Industriale, processo, raffreddamento

Lettura contatori giornaliera sui

collettori pozzi interni ed esterni e rilievo

quindicinale sul singolo pozzo

m3 cartacea ed elettronica

Acque di Falda Pozzo 11 Uscita pozzo Industriale, processo, raffreddamento

Lettura contatore quindicinale m3 cartacea ed elettronica

Acqua mare Presa acqua mare - Raffreddamento Stimata a partire dalla

quantità scaricata a mare (misurata)

m3 cartacea



3.1.3 CONSUMO ENERGIA

Il fabbisogno energetico della Raffineria è garantito dalla diretta produzione di energia elettrica e termica e da ulteriore energia elettrica acquisita da un produttore esterno. L’energia elettrica è conteggiata attraverso appositi contatori, mentre l’energia termica viene stimata sulla base dei consumi di combustibile. La Raffineria utilizza un sistema di gestione dell’energia denominato GEMS (Global Energy Management System) come parte integrante del più ampio sistema di gestione ambientale, in quanto il miglioramento dell’efficienza energetica nei vari processi riduce il consumo di combustibili con effetto diretto sulla riduzione di tutte le emissioni da combustione in atmosfera. Giornalmente vengono eseguite delle valutazioni sulla base di medie di parametri energetici opportunamente definiti ed individuati; ciò permette di perseguire un’efficace politica di ottimizzazione energetica. L'efficienza energetica dell'intera Raffineria viene poi riassunta secondo un indice denominato EII (secondo regole Solomon). Tale indice è utilizzato per valutare gli andamenti temporali dell’efficienza energetica e permette di eseguire un confronto con altre raffinerie anche a livello internazionale. Periodicamente vengono effettuate campagne di analisi e controllo per l’ottimizzazione energetica da parte di tecnici non dipendenti dalla Raffineria, sulla base delle quali si definiscono interventi di miglioramento e di analisi costi - benefici. La Raffineria ha già implementato un piano di investimenti mirati al miglioramento dell’efficienza energetica. Altri investimenti sono previsti per il miglioramento energetico della Raffineria, secondo quanto previsto dalle linee guida del GEMS.



5 Tabella 4 – Energia Descrizione Punto di misura Tipologia (elettrica,

termica) Utilizzo Metodo misura e frequenza

Unità di misura

Modalità di registrazione e trasmissione

Energia Elettrica Acquisita Al contatore Elettrica Uso civile ed

industriale Contatore in continuo MWh Registrazione giornaliera su registro Elettronico e Report

Mensile

Energia Elettrica Autoprodotta Al contatore Elettrica Uso civile ed

industriale Contatore in continuo MWh Registrazione giornaliera su

registro Cartaceo ed Elettronico e Report Mensile

Energia Termica

Calcolo Energetico su base qualitativa e quantitativa del

combustibile utrilizzato

Termica Industriale Metodi diversi Nota A TJ Mensile ed annuale su registro

cartaceo ed elettronico

Nota A: sono applicati diversi sistemi di misura per tipologia



3.1.4 CONSUMO COMBUSTIBILI

Il consumo di combustibili è monitorato su base oraria attraverso orifizi calibrati e sistemi automatici. La qualità dei combustibili è considerata in funzione del contenuto di Zolfo e sulla base di analisi di laboratorio. L’obbiettivo di tale attività è legato all’esigenza di stimare le emissioni di CO2 e di SO2. Nel piano ambientale predisposto dalla Raffineria viene indicata una strategia di ottimizzazione dell’utilizzo delle fonti energetiche al fine di ridurre le emissioni di CO2. L’obiettivo previsto per i prossimi cinque anni è di ridurre del 2% all’anno le emissioni di CO2 rispetto con riferimento alle emissioni registrate nel 2004.



6 Tabella 5 – Combustibili Tipologia Fase di utilizzo e punto di

misura Stato fisico Metodo misura Unità di misura Modalità di registrazione

Fuel Gas 45# Forni, caldaie / Flangia tarata centralizzata a monte di tutti i

consumatori di FG45# Gassoso Orifizio calibrato

compensato per densità Kg/h Elettronica e cartacea

Fuel gas 200# Gas Turbo Generatore -102, Gas

Turbo Compressore-301 / Flangia tarata centralizzata

Gassoso Orifizio calibrato compensato per densità Kg/h Elettronica e cartacea

Off Gas a GTG-101 Gas Turbo Generatore -101 Gassoso Orifizio calibrato

compensato per densità, pressione e temperatura

Kg/h Elettronica e cartacea

Gas Naturale Forni, caldaie / Flangia tarata centralizzata a monte di tutti i

consumatori Gassoso

Orifizio calibrato compensato per densità, pressione e temperatura

Kg/h Elettronica e cartacea

Nafta (per turbine a gas) Gas Turbo Generatore -101, Gas Turbo Generatore -102 / misura

ai singoli serbatoi Liquido

Calcolo sulla base di misure di livello manuali o

automatiche Kg/h Elettronica e cartacea

Olio Combustibile (per brucio forni e caldaie) Forni dual firing, caldaie / misura ai singoli serbatoi Liquido

Calcolo sulla base di misure di livello manuali o

automatiche Kg/h Elettronica e cartacea

Gas di coda da VPS-1 Forno F-101 del VPS-1 / misura alla colonna Gassoso Orifizio compensato per

pressione Kg/h Elettronica e cartacea

Gas di coda da VPS-2 Forno F-901 del VPS-1 / misura alla colonna Gassoso Orifizio compensato per

pressione Kg/h Elettronica e cartacea

Gas di coda da Lube-2 Forno F-801 / quantità stimata Gassoso Stima in funzione delle ore di esercizio impianto Kg/h Elettronica e cartacea

Nota: nella tabella non si considera il coke da FCCU in quanto non è introdotto dall’esterno ma generato all’interno del ciclo produttivo ed intrinsecamente legato ad esso.



3.1.5 EMISSIONI IN ARIA

Il monitoraggio della qualità dell’aria presso la Raffineria viene realizzato attraverso la combinazione di: • Misure dirette in continuo; • Misure dirette discontinue (periodiche e sistematiche); • Calcoli sulla base di parametri operativi; • Calcoli sulla base di fattori di emissione. Per alcune tipologie di emissioni, ad esempio le emissioni diffuse e fuggitive, le misure sono basate su calcoli o fattori di emissione; per le emissioni convogliate sono dirette in continuo e dirette discontinue a seconda dei parametri e dell’impianto considerato. Le finalità primarie del monitoraggio sono: • La valutazione di conformità rispetto ai limiti emissivi prescritti; • La raccolta dei dati ambientali richiesti dalla normativa IPPC e da altre normative

europee e nazionali nell’ambito delle periodiche comunicazioni alle autorità competenti;

• La comunicazione ambientale richiesta dalla certificazione ISO 14001; • La contabilizzazione delle emissioni richiesta dalla vigente normativa in materia di

tasse ambientali sulle emissioni; • La comunicazione degli esiti dello stesso Piano al Ministero dell’Ambiente. Al fine di garantire un corretto monitoraggio delle emissioni gassose, la Raffineria ha attrezzato le principali fonti di rilascio con sensori per il rilevamento in continuo dei principali contaminanti rilasciati durante processi di combustione. Le emissione monitorate sono relative a SOx, NOx, Polveri e CO, e alcuni parametri necessari per l’efficienza dei processi quali ad esempio la percentuale di O2 nei fumi. Per maggiori dettagli sulle caratteristiche dei sensori e sulle modalità di calibrazione si rimanda al Capitolo 4. Congiuntamente ad altri fattori operativi, quali ad esempio i quantitativi di combustibile utilizzati e le loro caratteristiche, i dati raccolti tramite i sensori in continuo oltre ai fattori di emissione consentono di determinare il carico ambientale emesso in atmosfera (bolla di Raffineria). Si evidenzia inoltre che sul sito sono presenti due stazioni anemometriche che permettono di registrare in continuo la direzione e l’intensità del vento. La prima è posta al Pontile 2 mentre la seconda è posizionata presso l’impianto di alchilazione. Dal 1 Maggio 2008 inoltre la Raffineria si è dotata di un sistema di trasmissione dei dati relativi al monitoraggio della qualità dell'aria, denominato SME (servizio monitoraggio emissioni), che permette di inviare i dati in modo telematico alle autorità di controllo della Provincia di Siracusa con frequenza quindicinale. Il protocollo di ricezione e conferma da parte dell’autorità allo stato attuale è in fase di perfezionamento. Oltre alle rilevazione delle concentrazione delle emissioni gassose in continuo, il piano di monitoraggio previsto dalla Raffineria prevede due misure discontinue all’anno. Per quanto riguarda le emissioni diffuse, le stime dei rilasci è effettuata sulla di programmi di calcolo e fattori di emissione riportati in letteratura.



Relativamente invece alle emissioni fuggitive dal 2004 al 2008 è stato compilato un inventario dei punti di emissione. La misura dei rilasci è stata effettuate tramite la tecnica LDAR (Leak Detection and Repair). Entro il 2009 si prevede di ultimare il censimento dei punti d’emissione includendo anche i punti d’emissione off-site e di sperimentare con frequenza annuale una tecnica di un monitoraggio per immagini di tutte le fonti denominata “gas imaging”. Infine occorre ricordare che la Raffineria ha predisposto una procedura specifica (PS-50 Interventi per il controllo delle emissioni in caso di emergenza ambientale) per gestire gli interventi di mitigazione in caso emergenza secondo quanto stabilito dalla Regione Sicilia con il DA14/06/2006 e una procedura (PS-60 Controllo dei limiti di emissione dei camini) per assicurare il rispetto dei limiti alle emissioni in vigore e degli obblighi relativi alla comprovata affidabilità degli analizzatori ed il rispetto della normativa in caso di fuori servizio di impianti che riducono l’impatto ambientale.



7Tabella 6 – Monitoraggio emissioni in aria Altezza

di rilascio Area sezione

di uscita Punto Emissione N° Camino

m m2 Frequenza Modalità di registrazione e trasmissione

R1 F1 Forno camino n° 1 30 2,16 Controllo analitico discontinuo semetrale

Registrazione elettronica e cartacea Trasmissione cartacea









VPS1 F101 Forno camino n° 13 48 1,70 Controllo analitico discontinuo semetrale


LUBE1 F401 Forno camino n° 15 37 1,63 Controllo analitico discontinuo semetrale








T4 F1 Forno camino n° 19 40 2,66 Controllo analitico discontinuo semetrale


T4 F1 Forno camino n° 20 40 2,66 Controllo analitico discontinuo semestrale








Altezza di rilascio

Area sezione di uscita Punto

Emissione N° Camino m m2

Frequenza Modalità di registrazione e trasmissione

T5 F101 Forno camino n° 23 45 4,67

SO2; NOx; Polveri, in continuo

Controllo analitico

discontinuo semetrale

Registrazione elettronica e cartacea Trasmissione elettronica e cartacea

Registrazione elettronica e cartacea

Trasmissione cartacea

T5 F101 Forno camino n° 24 45 4,67

SO2; NOx; Polveri, in continuo

Controllo analitico

discontinuo semestrale




T5 HF F151X Forno camino n° 25 43 1,54

SOx, NOx, in continuo

Controllo analitico discontinuo semestrale




ZOLFO F854 Impianto zolfo camino n° 26 57 1,54

SOx in continuo

controllo analitico discontinuo semestrale




FCCU F561 Forno camino n° 30 52 2,63 Controllo analitico discontinuo semestrale


ALKY F701 Forno camino n° 31 45 4,41 Controllo analitico discontinuo semestrale






CTE SG1200 Caldaia camino n° 39 35 2,27 Controllo analitico discontinuo semestrale




Altezza di rilascio

Area sezione di uscita Punto

Emissione N° Camino m m2

Frequenza Modalità di registrazione e trasmissione

CTE SG151 Caldaia camino n° 40 125 12,56

SO2; NOx; Polveri in continuo

Controllo analitico





VPS2 F901 Forno camino n° 41 55 7,30 Controllo analitico discontinuo semestrale


LUBE2 F801/802 Forno camino n° 42 55 5,31 Controllo analitico discontinuo semestrale


LUBE2 F801/802 Forno camino n° 43 55 5,31 Controllo analitico discontinuo semestrale


R5 F851 Forno camino n° 45 47 3,14

SO2; NO, in continuo

controllo analitico discontinuo semestrale




HF1 F450 Forno camino n° 46 49 0,79 Controllo analitico discontinuo semestrale


CTE SG1170 Forno camino n° 34 35 9,62 Controllo analitico discontinuo semestrale


CTE GTG101 Turbina camino n° 35 18 6,15 Controllo analitico discontinuo semestrale


CTE SG1180 Turbina camino n° 36 35 9,62 Controllo analitico discontinuo semestrale


CTE GTG102 Turbina camino n° 37 18 6,15 Controllo analitico discontinuo semestrale


LUBE1 GTC301 Turbina camino n° 44 21 5,31 Controllo analitico discontinuo semestrale


FCCU F502 Impianto Cracking camino n° 29 61 6,97

SO2; NOx; Polveri in continuo

controllo analitico







8 Tabella 7 - Metodi standard d’analisi delle emissioni Parametro Metodo

Densità Gas (fumi)

Portata fumi secchi

Portata fumi secchi (O2 rif=3% e/o rif = 15%)

Portata fumi umidi

Portata fumi umidi effettiva

Pressione barometrica esterna

Pressione barometrica fumi

Temperatura media fumi

Velocità emissione fumi

Umidità

UNI 10169/01

Cloro e composti a base di cloro espressi come HCl

Bromo e suoi composti, espressi come acido bromidrico Fluoro e composti inorganici,

espressi come acido fluoridrico

D.M. 25/08/00 ALL2

Ossidi di zolfo (somma di SO2 ed SO3 espressi come SO2)

UNI 10393/95 o

D.M. 25/08/00 All 1

Monossido di carbonio (CO) UNI 9969/92

Polveri Totali UNI EN 13284-1/03

Composti organiche volatili (COV come C)

1.3 – butadiene

Benzene

Composti organici volatili non metanici (NMVOC)

Diclorometano (DCM)

Triclorometano

UNI EN 13649:2002

Ammoniaca (NH3) UNICHIM 632/84

Idrogeno solforato (H2S) UNICHIM 634/85

Biossido di carbonio (CO2)

Ossigeno (O2) US EPA 3A/90

Ossidi di azoto (somma di NO ed NO2 espressi come NO2)

UNI 10878/2000 o

D.M. 25/08/00 All. 1



Parametro Metodo

Antimonio e suoi composti, espressi come Sb

Cadmio e suoi composti, espressi come Cd

Manganese e suoi composti, espressi come Mn

Mercurio e suoi composti, espressi come Hg

Nichel e suoi composti ,espressi come Ni

Piombo e suoi composti, espressi come Pb

Quarzo in polvere, se sotto forma di silice cristallina, espresso come SiO2

Rame e suoi composti, espressi come Cu

Selenio e suoi composti, espressi come Se

Stagno e suoi composti, espressi come Sn

Tallio e suoi composti, espressi come Tl

Tellurio e suoi composti, espressi come Te

Vanadio e suoi composti, espressi come V

Arsenico e suoi composti, espressi come As

Berillio e suoi composti, espressi come Be

Cobalto e suoi composti, espressi come Co

Cromo e suoi composti espresso come Cr

Zinco e suoi composti espresso come Zn

EPA 6010C/00

Palladio e suoi composti, espressi come Pd

Platino e suoi composti, espressi come Pt

Rodio e suoi composti, espressi come Rh

EPA 6020A/98

Cloro UNICHIM 621/03

Asbesto (crisotilo, crocidolite, amosite, antofillite, actinolite e tremolite) DM 06/09/1994 All. 2

Antracene

Benzo(a)antracene

Benzo(a)pirene

Benzo(b,j,k)fluorantene

Naftaline

Dibenzo(a,h)antracene

Indeno(1,2,3-cd)pirene

DM 25/08/00 All. 3



Parametro Metodo

Protossido di azoto (N2O) POP 22011-R.0

PCDD/ PCDF Nota A

UNI EN 1948 1947 + E VDI 3499 Bl. 1

PM10 Nota A EPA 201A/97

Nota A: queste sostanze sono analizzate soltanto per i forni e caldaie che utilizzano combustibili misti ( gasssosi e liquidi)



9 Tabella 8 - Sistemi di trattamento fumi: controllo del processo

Punto emissione Sistema di abbattimento Manutenzione (periodicita') Punti di controllo

Modalita' di controllo

(frequenza) Modalità di registrazione

F854 impianto zolfo Camino No 26

Sistema di recupero dello zolfo nell’unità Claus Quinquennale Uscita camino

Sensore di monitoraggio in continuo di SOx


Trasmissione elettronica e cartacea

Cicloni primo e secondo stadio abbattimento polveri grossolane FCCU

Camino No 29 Filtro elettrostatico abbattimento polveri fini

Quinquennale e ogni qualvolta lo

richieda la componente critica

Uscita camino

Sensore di Monitoraggio in continuo delle

Polveri


Trasmissione elettronica e cartacea



10 Tabella 9 - Emissioni diffuse e fuggitive (composti organici volatili) Descrizione Origine (punto di emissione) Modalità di controllo Riferimento Frequenza di

controllo Modalità di registrazione

Impianti di processo (Valvole, flange, pompe, compressori) Stima da misure strumentali LDAR/Gas Imaging (Nota A) Annuale Cartacea ed elettronica

Stoccaggi Tenute, vent, tubi sonda Stima da software di calcolo TANK 4 Annuale Cartacea ed elettronica

Impianti trattamento acque (API separator) Superficie esposta Stima da software di

calcolo WATER9 Annuale Cartacea ed elettronica

Fognature Tombini, vent Stima da fattori di emissione EPA-450/3-85-001A Annuale Cartacea ed elettronica

Torri di raffreddamento Camini e bacini Stima fattori da emissione EPA-600/2-80-075A Annuale Cartacea ed elettronica

Impianto torcia Torcia Stima AP42 (EEG Comb. Sec.7.2) Annuale Cartacea ed elettronica

COV non combuste Impianti di combustione (forni, caldaie,...) Stima da fattori di emissione

AP42 (EEG Comb. Sec.4.3 -

5.3) Annuale Cartacea ed elettronica

Caricazione Navi, autobotti Stima da fattori di emissione

AP42 (EEG Transf Sec. 1.2) Annuale Cartacea ed elettronica

Nota A: dal 2004 al 2008 è stato effettuato un inventario dei punti di emissione e misure con LDAR su tutti gli impianti; per il 2009 è prevista l’estensione di tale analisi anche alle attrezzature offsite; per i controlli successivi si adotterà il sistema Gas Imaging che dovrebbe consentire misure su tutti gli impianti con cadenza annuale.



11 Tabella 10 - Emissioni eccezionali Descrizione Fase lavorazione Modalità di prevenzione Modalità di controllo Frequenza di controllo Modalità di registrazione e

trasmissione

Generica attività di avviamento/fermata impianto

Emissione gas impianto nel circuito torcia con possibili sfiaccolamenti

A monte di attività di fermata/avviamento viene stabilito un assetto della rete gas che permetta di ridurre lo scarico di gas verso il circuito di torcia.

Lo sfiaccolamento viene individuato tramite: -Telecamera con replica immagini in sala controllo. -Strumento misurazione portata di gas. Le emissioni di CO2 vengono calcolate sulla base qualitativa e quantitativa del gas.

Verifica sfiaccolamento in continuo da parte operatore sala controllo

La portata di gas verso la candela è monitorata tramite strumento misurazione portata. I dati sono tutti registrati elettronicamente. Attività di avviamento/fermata impianto con rischio di potenziali sfiaccolamenti sono comunicate preventivamente alle autorità competenti.

Rigenerazione impianto Powerformers (R4 ed R5)

Brucio coke depositatosi sul catalizzatore contenuto nei reattori degli impianti Powerformers al fine di ripristinarne l'attività

Attività effettuata ogni 12 mesi circa quando l'attività del catalizzatore è troppo bassa per una corretta conduzione degli impianti.

L'assistenza tecnica stima la quantità di coke che viene bruciato. In seguito le emissioni di CO2 vengono calcolate conoscendo la portata di coke bruciato ed il suo fattore di emissione

Durante la fase di brucio vengono monitorate in continuo la temperatura di combustione, la percentuale di ossigeno in ingresso ed uscita reattori, la portata di aria

I dati monitorati sono registrati elettronicamente. Il calcolo delle emissioni di CO2 viene contabilizzata nel bilancio generale della CO2

della raffineria. Tale attività viene

comunicata preventivamente alle autorità competenti.



Descrizione Fase lavorazione Modalità di prevenzione Modalità di controllo Frequenza di controllo Modalità di registrazione e trasmissione

Esercitazioni antincendio

Brucio idrocarburi durante esercitazioni antincendio per simulare fonti di fuoco

Non applicabile.

La quantità di combustibile bruciato viene calcolata in base alle misurazioni di livello del serbatoio che lo contiene. In seguito l'assistenza tecnica calcola le emissioni di CO2 conoscendo la quantità di combustibile bruciato ed il suo fattore di emissione.

Ogni qual volta viene effettuata una esercitazione antincendio.

Il calcolo delle emissioni di CO2 viene contabilizzata nel bilancio generale della CO2

della raffineria. Tale attività viene

comunicata preventivamente alle autorità competenti.

FCCU a totale combustione

Passaggio dell'FCCU a totale combustione

Generalmente l'impianto lavora a parziale combustione con fumi diretti al CO-Boiler. In caso di particolari necessità (pulizia scambiatori, particolari attività manutentive) è possibile portare l'impianto a combustione totale. Generalmente quanto sopradetto avviene per circa 15 giorni/anno.

L'assistenza tecnica stima le emissioni in atmosfera in base alla percentuale di zolfo in carica impianto ed alla produzione di coke.

Ogni qual volta l'impianto FCCU passa a totale combustione

I dati monitorati sono registrati elettronicamente. Tale attività viene comunicata preventivamente alle autorità competenti.




Esclusione MEA

Fermata pianificata della MEA per attività di manutenzione

Generalmente questa attività viene svolta, a meno di particolari eventi, ogni 5 anni durante la fermata di diversi impianti di raffineria (FCCU, Hydrofiners, Scanfiner, ecc...). A causa dell'impossibilità di lavare il gas ricco di H2S con MEA, per poter ridurre le emissioni e rimanere entro i limiti fissati: -Si riduce il brucio di fuel oil verso fuel gas -Vengono fermati i grandi produttori di H2S (FCCU, Hydrofiners) o comunque viene modificata la loro percentuale di zolfo in carica

Come di consueto le emissioni sono stimate sulla base dei risultati

delle analisi di campioni di gas inviati

al laboratorio

Ogni qual volta l'impianto MEA viene escluso. Campionamento gas effettuato giornalmente.


Esclusione compressore LPGS

Fermata pianificata del compressore C-870 impianto LPGS

A causa di questo fenomeno, il gas ricco di H2S proveniente dagli impianti HF1, T4, T5, R1 deve essere dirottato verso il circuito di recupero gas del circuito torcia per essere poi dirottato nuovamente all'impianto LPGS a valle del compressore C-870 per essere lavato con MEA. Le azioni necessarie per rendere questo possibile sono: -Viene ridotta la capacità o modificata la percentuale di zolfo in carica agli impianti che mandano gas ricco di H2S all'LPGS in modo da rimanere a bilancio con i compressori che recuperano il gas nel circuito di torcia

Come di consueto le emissioni sono stimate sulla base dei risultati

delle analisi di campioni di gas inviati

al laboratorio

Ogni qual volta viene fermato il compressore C870. Campionamento gas effettuato giornalmente.





Esclusione Zolfo

Fermata pianificata di uno o più impianti Zolfo per attività di manutenzione

Generalmente si esclude un impianto Zolfo per volta e si definisce l'assetto degli altri impianti in modo da ridurre la produzione di H2S entro la capacità produttiva di una sola unità. La fermata contemporanea di entrambe le unità viene effettuata quando è prevista la contemporanea fermata della MEA.

L'esclusione di un impianto Zolfo non porta a nessuna variazione nella misurazione delle emissioni visto che l'altra unità è sempre in marcia. L'esclusione di entrambi gli Zolfo viene trattata come il caso di fermata MEA

Ogni qual volta l'impianto Zolfo viene escluso. Campionamento gas effettuato giornalmente.


Cambio combustibile GTC-301

Avviamento GTC-301 con LPG anziché con GAS da rete#200psig

Generalmente la GTC-301 marcia con GAS da rete#200psig. L'avviamento della macchina può essere effettuata tramite il medesimo gas o tramite LPG.

Le emissioni vengono calcolate conoscendo le proprietà qualitative e quantitative dell'LPG.

Ogni qual volta la GTC-301 viene avviata ad LPG.

I dati monitorati sono registrati elettronicamente. Il calcolo delle emissioni di CO2 viene contabilizzata nel bilancio generale della CO2 della raffineria.

Esclusione TGCU Fermata pianificata della sezione TGCU

Generalmente questa attività viene svolta, a meno di particolari eventi, ogni 5 anni durante la fermata di diversi impianti di raffineria (FCCU, Hydrofiners, MEA, Zolfo,...). A causa della fermata del TGCU, la conversione totale della sezione Zolfi-TGCU riuslta inferiore al 97,5%. Per poter ridurre le emissioni e rimanere entro i limiti di bolla: --Si riduce il brucio di fuel oil verso fuel gas per diluire il contenuto di H2S nella rete gas -Vengono fermati/comunque viene modificata la percentuale di zolfo in carica ai grandi produttori di H2S

Il controllo viene effettuato come di consueto visto che rimane inserito l'analizzatore che controlla le emissioni di SOx dell'inceneritore.

Ogni qual volta l'impianto TGCU viene escluso. Campionamento gas effettuato giornalmente.




3.1.6 EMISSIONI IN ACQUA

Le destinazioni delle acque di processo sono due: • le acque utilizzate per attività di raffreddamento della torre di raffreddamento CTW-8

e le acque neutralizzate provenienti dagli impianti di demineralizzazione sono scaricate in mare;

• le rimanenti acque sono prima convogliate ad una impianto di trattamento (disoleatore API) e da qui inviate un impianto consortile di depurazione.

All’interno della Raffineria si possono distinguere tre collettori fognari principali di acque reflue che raccolgono sia le acque di processo che le acque meteoriche. Attraverso la rete fognaria le acque reflue vengono convogliate alle vasche di decantazione (A.P.I.), nelle quali avviene una separazione della fase superficiale idrocarburica. L’idrocarburo separato viene recuperato nei serbatoi di slop per poi essere rilavorato. L’acqua viene inviata all’impianto di depurazione consortile (IAS) dopo essere stata equalizzata nel TK 929. In caso di abbondanti precipitazioni le acque in arrivo agli A.P.I. tracimano nel TK 927, adiacente alla canaletta di ingresso, e da questo vengono rilanciate verso il TK 928. Ciò consente di gestire i picchi di portata dovuti alle precipitazioni meteoriche. Per quanto riguarda gli scarichi che vengono poi avviati all’impianto consortile, la Raffineria ha predisposto un’apposita procedura (PS-10: Disciplina scarichi in fogna) che disciplina gli scarichi verso la rete fognaria dal punto di vista sia qualitativo che quantitativo. Di seguito vengono elencati i parametri analizzati e la frequenza di monitoraggio. Per quanto riguarda i metodi di analisi utilizzati dal laboratorio interno, la Raffineria si avvale esclusivamente di metodiche IRSA e/o EPA e/o ASTM. I metodi riportati in tabella sono quelli in uso allo stato attuale, in caso di indisponibilità è comunque possibile utilizzare un metodo analogo sempre all’interno delle metodiche IRSA, EPA, ASTM.



12 Tabella 11 - Inquinanti monitorati giornalmente dal laboratorio interno Punto emissione Parametro e/o fase Frequenza Unità di misura Metodo

C.O.D. Giornaliera mg/l O2 IRSA 5130-04

Idrocarburi Tre volte al giorno mg/l UNICHEM 1645

TSS Tre volte al giorno mg/l IRSA 2090-04

pH Tre volte al giorno valore IRSA 2090-04

SCARICO FINALE 1 (Mare) Laboratorio Interno

Cloro residuo Due volte al giorno mg/l IRSA 4080-04

C.O.D. Tre volte al giorno Mg/l O2 IRSA 5130-04

Idrocarburi Tre volte al giorno mg/l UNICHEM 1645

TSS Giornaliera mg/l IRSA 2090-04

pH Tre volte al giorno valore IRSA 2090-04

NMP Tre volte al giorno mg/l AMS 1982 001

Fenoli Tre volte al giorno mg/l IRSA 5070-04

Fluoruri Tre volte al giorno mg/l IRSA 4100-04

Solfuri Giornaliera mg/l API 713

SCARICO FINALE 2 (Impianto Consortile ) Laboratorio Interno

Azoto ammoniacale Otto volte al giorno mg/l IRSA 4030-04



13 Tabella 12 - Inquinanti monitorati trimestralmente dal laboratorio esterno Punto emissione Parametro e/o fase Unità di misura Metodo

pH Valore APAT MAN29/2060/03

Colore (1:20) - APAT MAN29/2020/A/03

Materiali grossolani - Visivo

Solidi sospesi totali mg/l APAT MAN29/2090/B/03

BOD5 mg/l di O2 APAT MAN29/5120/03

Alluminio (come Al) Arsenico (come As)

Bario (come Ba) Cadmio (come Cd)

Cromo totale (come Cr) Ferro (come Fe)

Manganese (come Mn) Nichel (come Ni)

Piombo (come Pb) Rame (come Cu) Selenio (come Se) Stagno (come Sn) Zinco (come Zn)

mg/l EPA 6010C/00

Cromo esavalente (come Cr) mg/l APAT MAN29/3150/C/03

Mercurio (come Hg) mg/l EPA 6020A/98

Cianuri totali (come CN-) mg/l

APAT CNR IRSA 4070 Man 29 2003

MET/084 REV.0

Cloro attivo libero mg/l APAT MAN29/4080/03

Solfuri (come H2S) mg/l APAT MAN29/4160/03

Solfiti (come SO3--) mg/l APAT MAN29/4150/A/03

Solfati (come SO4--) mg/l APAT MAN29/4140/B/03

Cloruri (come Cl-) mg/l APAT MAN29/4090 A1/03

Fluoruri (come F-) mg/l APAT MAN29/4100/B/03

Fosforo totale (come P) mg/l APAT CNR IRSA 4010 A2 Man 29 2003

Azoto ammoniacale (come NH4+) mg/l APAT MAN29/4030/A2/03

Azoto nitroso (come N) mg/l APAT MAN29/4050/03

Azoto nitrico (come N) mg/l MET/036 REV.0

Grassi e oli animali e vegetali mg/l APAT MAN29/5160/B/03

SCARICO FINALE 1 (Mare)

Laboratorio Esterno

Fenoli (come C6H5OH) mg/l APAT CNR IRSA 5070 A1 Man 29 2003



Aldeidi totali Formaldeide Acetaldeide

Propionaldeide n-Butirraldeide

Acroleina Benzaldeide

Aldeidi Alifatiche (come HCHO)

mg/l

EPA 8315A/96 + APAT MAN29/5010/A/03

Solventi Organici Aromatici totali

Benzene Toluene

Etilbenzene Xileni

mg/l APAT MAN29/5140/03

Pesticidi totali (esclusi i fosforati)

Aldrin Dieldrin Endrin Isodrin

Atrazina alfa-Esacloroesano beta-Esacloroesano

Lindano Clordano 2,4'-DDE 4,4'-DDE 2,4'-DDD 4,4'-DDD 2,4'-DDT 4,4'-DDT Alaclor

Esaclorobenzene Pentacloro benzene Pentacloro benzene

S.V.O.C.

Idrocarburi policiclici aromatici

Indeno (1,2,3-c,d) Pirene Benzo (b) Fluorantene Benzo (k) Fluorantene

Benzo (a) Pirene Benzo (g,h,i) Perilene

Naftalene Acenaftene

Fluorene Fenantrene Antracene

Fluorantene Benzo (a) Antracene

Crisene Dibenzo (a,h) Antracene

ALTRI SVOC Nonil fenoli

1-clorodecano 1-clorododecano

mg/l EPA 8270D/06

Tensioattivi totali mg/l APAT CNR IRSA 5170 + 5180 Man 29 2003



Tensioattivi anionici (come MBAS) mg/l APAT CNR IRSA 5170 Man

29 2003 Tensioattivi non ionici etossilati (come BIAS) Tensioattivi cationici

mg/l


Pesticidi Fosorati totali mg/l APAT MAN29/5060/03

Solventi Organici Clorurati Totali

Esacloro Butadiene AOX


Escherichia coli UFC/100 ml APAT IRSA CNR 7030 MET F. Man 29 2003

Carbonio Organico Totale- TOC (come C) mg/l UNI EN 1484/99

Composti Organostannici Tributil Stagno Trifenilstagno

μg/l POP21100-R.0

PBDE (#) TriBDE (28)

TetraBDE (47) Penta BDE (100) Penta BDE (99) HexaBDE (154) HexaBDE (153) HeptaBDE (183) DecaBDE (209)

ng/l ECO/AV/IAC/030

pH Valore APAT MAN29/2060/03

Colore (1:20) - APAT MAN29/2020/A/03

Materiali grossolani - Visivo

Solidi sospesi totali mg/l APAT MAN29/2090/B/03

BOD5 mg/l di O2 APAT MAN29/5120/03

COD mg/l di O2 APAT MAN29/5130/03

Alluminio (come Al) Arsenico (come As)

Bario (come Ba) Boro (come B)

Cadmio (come Cd) Cromo totale (come Cr)

Ferro (come Fe) Manganese (come Mn)

Nichel (come Ni) Piombo (come Pb) Rame (come Cu) Selenio (come Se) Stagno (come Sn) Zinco (come Zn)

mg/l EPA 6010C/00

Cromo esavalente (come Cr) mg/l APAT MAN29/3150/C/03

SCARICO FINALE 2 (Impianto Consortile ) Laboratorio Esterno

Mercurio (come Hg) mg/l EPA 6020A/98



Cianuri totali (come CN-) mg/l


MET/084 REV.0

Cloro attivo libero mg/l APAT MAN29/4080/03

Solfuri (come H2S) mg/l APAT MAN29/4160/03

Solfiti (come SO3--) mg/l APAT MAN29/4150/A/03

Solfati (come SO4--) mg/l APAT MAN29/4140/B/03

Cloruri (come Cl-) mg/l APAT MAN29/4090 A1/03

Fluoruri (come F-) mg/l APAT MAN29/4100/B/03

Fosforo totale (come P) mg/l APAT CNR IRSA 4010 A2 Man 29 2003

Azoto nitroso (come N) mg/l APAT MAN29/4050/03

Azoto nitrico (come N) mg/l MET/036 REV.0

Grassi e oli animali e vegetali mg/l APAT MAN29/5160/B/03

Idrocarburi totali (come n-esano) mg/l EPA 8015D/03

Fenoli (come C6H5OH) mg/l APAT CNR IRSA 5070 A1 Man 29 2003

Aldeidi totali Formaldeide Acetaldeide

Propionaldeide n-Butirraldeide

Acroleina Benzaldeide

Aldeidi Alifatiche (come HCHO)

mg/l

EPA 8315A/96 + APAT MAN29/5010/A/03

Solventi Organici Aromatici totali

Benzene Toluene

Etilbenzene Xileni




Pesticidi totali (esclusi i fosforati)

Aldrin Dieldrin Endrin Isodrin

Atrazina alfa-Esacloroesano beta-Esacloroesano

Lindano Clordano 2,4'-DDE 4,4'-DDE 2,4'-DDD 4,4'-DDD 2,4'-DDT 4,4'-DDT Alaclor

Esaclorobenzene Pentacloro benzene Pentacloro benzene

S.V.O.C.

Idrocarburi policiclici aromatici

Indeno (1,2,3-c,d) Pirene Benzo (b) Fluorantene Benzo (k) Fluorantene

Benzo (a) Pirene Benzo (g,h,i) Perilene

Naftalene Acenaftene

Fluorene Fenantrene Antracene

Fluorantene Benzo (a) Antracene

Crisene Dibenzo (a,h) Antracene

ALTRI SVOC Nonil fenoli

1-clorodecano 1-clorododecano

mg/l EPA 8270D/06

Tensioattivi totali mg/l APAT CNR IRSA 5170 + 5180 Man 29 2003

Tensioattivi anionici (come MBAS) mg/l APAT CNR IRSA 5170 Man

29 2003 Tensioattivi non ionici etossilati (come BIAS) Tensioattivi cationici

mg/l


Pesticidi Fosorati totali mg/l APAT MAN29/5060/03

Solventi Organici Clorurati Totali

Esacloro Butadiene AOX


Escherichia coli UFC/100 ml APAT IRSA CNR 7030 MET F. Man 29 2003

Sostanze oleose totali mg/l APAT MAN29/5160/A1/03



Carbonio Organico Totale- TOC (come C) mg/l UNI EN 1484/99

Composti Organostannici Tributil Stagno Trifenilstagno

μg/l POP21100-R.0

PBDE (#) TriBDE (28)

TetraBDE (47) Penta BDE (100) Penta BDE (99) HexaBDE (154) HexaBDE (153) HeptaBDE (183) DecaBDE (209)

ng/l ECO/AV/IAC/030



14 Tabella 13 - Sistemi di depurazione

Punto emissione Sistema di trattamento (stadio di trattamento)

Elementi caratteristici di ciascuno stadio

Dispositivi e punti di controllo Modalità di controllo (frequenza) Modalità di registrazione

Controllo visivo 5 volte a turno (di 8 ore) -

Analisi campioni in uscita per COD filtrati

Nota A Giornaliera Informatica SCARICO FINALE 2

(Impianto Consortile) API separators (vasche di

decantazione) Skimming

Analisi campioni su scarico finale 2

Nota A Vedi Tabella 11 e 12 Informatica

Nota A: l’uscita dell'API viene controllata solo per COD filtrato. L'acqua è inviata quindi ad un serbatoio di equalizzazione e da qui allo Scarico Finale 2 dove vengono effettuate tutte le analisi elencate nella Tabella 11 e 12



3.1.7 RUMORE

Considerate le caratteristiche operative dagli impianti di Raffineria, il rumore emesso non varia durante l’anno e, in ogni caso, il livello di rumore generato non risulta essere di particolare significatività. Se si considera inoltre il contesto non urbanizzato all’interno del quale è ubicata la Raffineria, si può dedurre che il rumore generato non è un aspetto critico per l’ambiente circostante. La misura dei livelli di rumore è più che altro legata alla tutela della salute dei lavoratori che operano all’interno del sito. La Raffineria a partire dal 2004 ha predisposto comunque delle campagne d’indagine che, oltre a valutare il livello di rumore per i principali impianti anche sia per calcolare l’impatto acustico al di fuori della Raffineria. I monitoraggi periodici effettuati hanno evidenziato che i livelli di rumore sono inferiori ai limiti indicati dalla normativa; relativamente al perimetro della Raffineria le rilevazioni mostravano inoltre che il Leq(A) era inferiore ai 70 dB(A), come richiesto dalla normativa vigente.

3.1.8 RIFIUTI

I Rifiuti generati sono trasportati, trattati, stoccati e smaltiti da appaltatori qualificati. Tale attività viene condotta in conformità ad una specifica procedura interna (PS-6: Smaltimento Rifiuti). La Raffineria oltre a mantenere aggiornato il registro di rifiuti avviati allo smaltimento, si assicura che i rifiuti vengano smaltiti in impianti autorizzati in armonia con le leggi e le normative vigenti, richiedendo loro copia delle autorizzazioni e garanzie sul loro operato. Dal 1 Gennaio 2009 la Raffineria si è dotata di un sistema informatizzato per l'intera gestione dei rifiuti che agevola l’archiviazione di tutti i dati e la comunicazioni con le Autorità di controllo competenti.



15 Tabella 14 – Tipologia rifiuti prodotti Attività Rifiuti prodotti (Codice CER) Modalità di controllo e

di analisi Modalità di registrazione e trasmissione

Bonifica serbatoi Morchie depositate sul fondo dei serbatoi 05 01 03* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Bonifica e manutenzione

Fanghi oleosi prodotti dalla manutenzione di impianti e apparecchiature 05 01 06* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Residui di processo Fanghi prodotti dal trattamento in loco degli effluenti, contenenti sostanze pericolose 05 01 09* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Residui di processo Fanghi prodotti dal trattamento in loco degli effluenti, diversi da quelli di cui alla voce 05 01 09 05 01 10 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Residui di processo Fanghi residui dell'acqua di alimentazione delle caldaie 05 01 13 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Residui di processo Rifiuti prodotti dalle torri di raffreddamento 05 01 14 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Residui di processo Rifiuti contenenti zolfo prodotti dalla desolforizzazione del petrolio 05 01 16 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Residui di processo Asfalti 05 01 17 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Pitture e vernici di scarto, contenenti solventi organici o altre sostanze pericolose 08 01 11* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Materiale abrasivo di scarto, contenente sostanze pericolose 12 01 16* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Materiale abrasivo di scarto, diverso da quello di cui alla voce 12 01 16 12 01 17 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Scarti di olio minerale per motori, ingranaggi e lubrificazione, non clorurati 13 02 05* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Oli minerali isolanti e termoconduttori non clorurati 13 03 07* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Residui di attivita varie Imballaggi in carta e cartone 15 01 01 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Residui di attivita varie Imballaggi in plastica 15 01 02 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Residui di attivita varie Imballaggi in legno 15 01 03 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Residui di attivita varie Imballaggi in materiali misti 15 01 06 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica



Attività Rifiuti prodotti (Codice CER) Modalità di controllo e di analisi Modalità di registrazione e trasmissione

Residui di attivita varie

Imballaggi contenenti residui di sostanze pericolose o contaminati da tali sostanze 15 01 10* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica


Assorbenti, materiali filtranti (inclusi filtri dell'olio non specificati altrimenti), stracci e indumenti protettivi,

contaminati da sostanze pericolose 15 02 02* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica


Assorbenti, materiali filtranti, stracci e indumenti protettivi, diversi da quelli di cui alla voce 15 02 02 15 02 03 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Apparecchiature fuori uso, contenenti clorofluorocarburi, HCFC, HFC 16 02 11* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Apparecchiature fuori uso, contenenti componenti pericolosi diversi da quelli di cui alle voci 16 02 09 e 16 02 12 16 02 13* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Apparecchiature fuori uso, diverse da quelle di cui alle voci da 16 02 09 a 16 02 13 16 02 14 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Attivita di processo Rifiuti inorganici, contenenti sostanze pericolose 16 03 03* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Attivita di processo Rifiuti inorganici, diversi da quelli di cui alla voce 16 03 03 16 03 04 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Attivita di processo Rifiuti organici contenenti sostanze pericolose 16 03 05* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Attivita di processo Rifiuti organici, diversi da quelli di cui alla voce 16 03 05 16 03 06 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Attivita di processo Sostanze chimiche di laboratorio contenenti o costituite da

sostanze pericolose, comprese le miscele di sostanze chimiche di laboratorio

16 05 06* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Attivita di processo Batterie al piombo 16 06 01* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Attivita di processo Rifiuti contenenti altre sostanze pericolose 16 07 09* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Attivita di processo Rifiuti non specificati altrimenti 16 07 99 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Attivita di processo Catalizzatori esauriti contenenti oro, argento, renio, rodio, palladio, iridio o platino (tranne 16 08 07) 16 08 01 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Attivita di processo Catalizzatori esauriti contenenti metalli di transizione pericolosi o composti di metalli di transizione pericolosi 16 08 02* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Attivita di processo Catalizzatori esauriti contenenti metalli di transizione o composti di metalli di transizione, non specificati altrimenti 16 08 03 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica




Attivita di processo Catalizzatori esauriti da cracking catalitico fluido (tranne 16 08 07) 16 08 04 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Attivita di processo Catalizzatori esauriti contaminati da sostanze pericolose 16 08 07* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Attivita di processo Soluzioni acquose di scarto, diverse da quelle di cui alla voce 16 10 01 16 10 02 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Altri rivestimenti e materiali refrattari provenienti da

lavorazioni metallurgiche, diversi da quelli di cui alla voce 16 11 03

16 11 04 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Rivestimenti e materiali refrattari provenienti da lavorazioni non metallurgiche, contenenti sostanze pericolose 16 11 05* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Rivestimenti e materiali refrattari provenienti da lavorazioni non metallurgiche, diversi da quelli di cui alla voce 16 11 05 16 11 06 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Cemento 17 01 01 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Legno 17 02 01 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Vetro 17 02 02 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Plastica 17 02 03 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Attivita di processo Vetro, plastica e legno contenenti sostanze pericolose o da esse contaminati 17 02 04* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Attivita di processo Miscele bituminose contenenti catrame di carbone 17 03 01* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Attivita di processo Miscele bituminose diverse da quelle di cui alla voce 17 03 01 17 03 02 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Ferro e acciaio 17 04 05 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Metalli misti 17 04 07 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Rifiuti metallici contaminati da sostanze pericolose 17 04 09* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Cavi, impregnati di olio, di catrame di carbone o di altre sostanze pericolose 17 04 10* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica




Manutenzione Terra e rocce, contenenti sostanze pericolose 17 05 03* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Terra e rocce, diverse da quelle di cui alla voce 17 05 03 17 05 04 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Materiali isolanti contenenti amianto 17 06 01* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Altri materiali isolanti contenenti o costituiti da sostanze pericolose 17 06 03* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Materiali isolanti diversi da quelli di cui alle voci 17 06 01 e 17 06 03 17 06 04 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Materiali da costruzione contenenti amianto(i) 17 06 05* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Materiali da costruzione a base di gesso diversi da quelli di cui alla voce 17 08 01 17 08 02 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Altri rifiuti dell'attività di costruzione e demolizione (compresi rifiuti misti) contenenti sostanze pericolose 17 09 03* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Rifiuti misti dell'attività di costruzione e demolizione, diversi da quelli di cui alle voci 17 09 01, 17 09 02 e 17 09 03 17 09 04 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Rifiuti che devono essere raccolti e smaltiti applicando precauzioni particolari per evitare infezioni 18 01 03* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Carta e cartone 20 01 01 Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica

Manutenzione Tubi fluorescenti ed altri rifiuti contenenti mercurio 20 01 21* Visivo e/o Analitico Cartacea ed informatica



3.1.9 SUOLO E SOTTOSUOLO

Le attività di monitoraggio del suolo, del sottosuolo e delle acque di falda viene svolta secondo quanto deciso dalla Conferenza di Servizi (CdS) decisoria convocata presso il Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare in data 16.02.07, ai sensi dell’art. 14 L.241/90 e sue successive modificazioni ed integrazioni. Secondo quanto definito da tale protocollo, i risultati delle attività di monitoraggio vengono ufficialmente comunicati mediante report trimestrale.



16 Tabella 15 – Sintesi delle attività di monitoraggio delle acque sotterranee (Nota A)

Descrizione attività Frequenza Punti di controllo (2)

Campionamento e analisi delle acque di tutti i pozzi della Raffineria Annuale tutti i pozzi

Rilievo piezometrico di tutti i pozzi della Raffineria Semestrale tutti i pozzi

Verifica dei sistemi di emungimento, finalizzata alla verifica dell'efficienza del contenimento idraulico

Misura della soggiacenza dell’acqua sotterranea in condizioni statiche/dinamiche, nei pozzi RW e nei pozzi di monitoraggio limitrofi Mensile

Area Cantera: RW1, RW3, RW4, RW5, RW6, GAPZ1, GAPZ2, GAPZ3, GAPZ4, GAPZ5; L9; AB125, AB126, AB130, AB131, AB133, TC19, AB117, AB118, AB119, S15PZ, S16PZ, S17PZ, AB105PZ, L3; Area Metano: AB88, AB89,AB091, AB106, S18PZ, L5bis, L2bis, RW7-11, RW21-26; Area Pontili: AB180, P06PZ, AB50, AB183PZ, AB179, AB178, AB9PZ; AB136,RW2, SK101, SK105, SK110, SK115; Area Punta Cugno: (1) Area TK212: GA-PZ6, GA-PZ7, GA-PZ8, GA-PZ9, GA-PZ10, GA-PZ11, GA-PZ12, S12, AB98, G5, AB99, G7, AB112, AB122

Controllo/lettura delle portate di acqua estratte Settimanale RW1-11; RW21-26;

Campionamento e analisi delle acque estratte dai pozzi RW e pozzi di monitoraggio limitrofi ai pozzi RW Trimestrale

Area Cantera: RW1, RW3, RW4, RW5, RW6, GAPZ2, GA-PZ3, GA-PZ4, S15PZ; Area Metano: RW7-11, RW21-26, AB106, S18PZ, L5bis; Area Pontili: (1) Area Punta Cugno: (1) Area TK212: GA-PZ8, GA-PZ9, GA-PZ11, AB122; Altri pozzi: AB185PZbis, GA-PZ15;



Descrizione attività Frequenza Punti di controllo (2)

Verifica dei sistemi di recupero prodotto per la verifica dell'efficienza della messa in sicurezza

Controllo/lettura del prodotto recuperato

In campo ogni 15 gg; in sala controllo

settimanale

serbatoi (S-101; S-102; S-103) e sistemi di recupero con bulk o fusti

Verifica del livello di prodotto surnatante all’interno dei pozzi SK Ogni 15 gg sistemi di recupero prodotto SK (SK101-115; SK21-23; SK31-38)

Verifica di eventuale presenza di prodotto surnatante all’interno dei punti di controllo di cui al punto 1 Ogni 15 gg

Area Cantera: RW1, RW3, RW4, RW5, RW6, GAPZ1, GAPZ2, GAPZ3, GAPZ4, GAPZ5; L9; AB125, AB126, AB130, AB131, AB133, TC19, AB117, AB118, AB119, S15PZ, S16PZ, S17PZ, AB105PZ, L3;Area Metano: AB88, AB89,AB091, AB106, S18PZ, L5bis, L2bis, RW7-11, RW21-26;Area Pontili: AB180, P06PZ, AB50, AB183PZ, AB179, AB178, AB9PZ; AB136,RW2, SK101, SK105, SK110, SK115;Area Punta Cugno: (1)Area TK212: GA-PZ6, GA-PZ7, GA-PZ8, GA-PZ9, GA-PZ10, GA-PZ11, GA-PZ12, S12, AB98, G5, AB99, G7, AB112, AB122

Regolazione della profondità di installazione dei sistemi di recupero prodotto (skimmer attivi, passivi e total fluid) Ogni 7 gg tutti i sistemi di recupero prodotto (esclusi SK)

Nota A: i risultati delle attività di monitoraggio sono ufficialmente comunicati al Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare mediante report trimestrale.

Note: (1) Il monitoraggio in quest'area sarà attivato nel momento in cui saranno installati i nuovi sistemi previsti per il confinamento idraulico lato mare (2) Per qualsiasi nuova installazione la frequenza di campionamento e di controllo saranno le stesse di quelle sopra indicate per sistemi analoghi. (3) Tutti i sistemi di emungimento dell'acqua sono monitorati per la verifica dell'eventuale prodotto che dovessero richiamare nel pozzo stesso (4) I piezometri riportati in grassetto sono posizionati a valle flusso delle barriere idrauliche



3.2 GESTIONE DELL’IMPIANTO

Le principali unità della Raffineria operano in continuo e sono sottoposte ad attività di manutenzione programmate. La Raffineria è dotata di sale controllo per la gestione di tutte le attività produttive dove confluiscono le informazioni relative ai sensori che monitorano i processi. Da queste sale controllo sono gestite tutte le fasi programmate di processo e di produzione nonché la gestione di eventuali emergenze secondo procedure codificate. In Raffineria esiste ed è attivo un piano di verifiche ispettive che ha la funzione fondamentale di accertare se i sistemi di gestione aziendale OIMS sono efficacemente attuati e mantenuti aggiornati ed i relativi risultati sono conformi a quanto pianificato (riferimento: PQ 15 "Verifiche Ispettive").

3.2.1 CONTROLLO FASI CRITICHE E MANUTENZIONI

Per quanto riguarda la gestione delle fasi critiche e il controllo dei dispositivi di monitoraggio e misurazione, la Raffineria ha predisposto i seguenti documenti:

• MANUALI OPERATIVI DI REPARTO: ne esiste uno per ogni singola unità operativa, come "documento distribuito in copia controllata" (Rif. PS 38 "Procedure e Manuali operativi")

• PS 36 "ATTREZZATURE CRITICHE": è una procedura che definisce i ruoli e le responsabilità per l'individuazione e le modalità di gestione delle attività critiche di Raffineria relative alla Sicurezza, all’Ambiente ed alla Qualità. Essa, insieme ai Manuali Operativi di reparto, fornisce al personale responsabile le opportune linee guida per la gestione dei dispositivi critici di reparto

• MANUALE DI MANUTENZIONE: è un manuale che prevede le diverse tipologie delle operazioni di manutenzione condotte in Raffineria e, in particolare, fornisce i criteri tecnici e le procedure di taratura, controllo e manutenzione da seguire per le attività da condurre sulla strumentazione identificata critica,

• MANUALE GESTIONE STRUMENTAZIONE CRITICA PER LA QUALITÀ: ha lo scopo di:

o garantire che tutti gli strumenti critici per l'assicurazione della qualità siano identificati, funzionino correttamente e siano controllati e manutenzionati secondo modalità ben definite e con precise scadenze,

o predisporre e conservare le registrazioni di tutti gli interventi manutentivi e dei controlli eseguiti.

Per quanto riguarda invece le attività di manutenzione, la Raffineria è dotata di un Programma di manutenzione predittiva e programmata allo scopo di garantire nel tempo l’integrità, la funzionalità e l’affidabilità di impianti, macchine ed apparecchiature. In particolare oggetto di specifiche procedure le attività di manutenzione degli elementi critici per la sicurezza e l’ambiente. Impianti, macchine ed apparecchiature sottoposti a controlli di legge (serbatoi in pressione, caldaie, valvole di sicurezza, estintori, impianti antincendio in genere, rete di terra, ecc.) sono opportunamente registrati e periodicamente testati in accordo con le norme di legge e con i manuali e le procedure interne. Il sistema OIMS 6.1 "Procedure operative e di manutenzione" consente di raccogliere in modo ragionato le descrizioni di tutti gli interventi manutentivi di una certa complessità utilizzati in Raffineria cui devono scrupolosamente attenersi sia il personale della



Organizzazione di Lavoro "Manutenzione" (Esso) che gli Appaltatori (fornitori di servizi e materiali). Ogni intervento manutentivo, che è procedurato e riportato nell'apposito Manuale di Manutenzione, deve essere condotto con le seguenti finalità:

• salvaguardare la sicurezza e la salute dei dipendenti e degli Appaltatori e l’integrità dell’ambiente,

• essere compatibile con le necessità degli equilibri ambientali e delle comunità esterne,

• rispettare l’etica aziendale, • assicurare la qualità dell'intervento, la continuità delle prestazioni e l'affidabilità

originale delle apparecchiature, • fatti salvi i quattro punti precedenti, minimizzare i costi ed i tempi d’intervento.

Per facilitare la consultazione delle Procedure, il Manuale di Manutenzione è stato suddiviso nelle cinque sezioni sottoriportate:

• Sezione Meccanica • Sezione Macchine • Sezione Elettrica • Sezione Analizzatori • Sezione Strumentazione.

È utile sottolineare il fatto che la manutenzione generale di singoli impianti viene effettuata con cadenza mediamente quinquennale. In tali occasioni, sulla base di decisioni convenute in apposite riunioni tra le organizzazioni di lavoro interessate (Processo, Manutenzione, Assistenza Tecnica, Ispezione Metalli Inspection") e formalizzate in un apposito documento (Equipment Strategy), ad impianto fermo, vengono effettuati tutti i lavori ritenuti necessari per garantire l'affidabilità delle operazioni ed il corretto funzionamento processistico di impianto. Cosi come per gli impianti di processo, esiste anche una strategia di ispezione/manutenzione per i serbatoio di stoccaggio, che si differenziano in funzione del prodotto contenuto:

• Serbatoi cilindrici verticali tetto fisso o galleggiante nei quali vengono stoccati prodotti con tensione di vapore inferiore a quella atmosferica.

• Serbatoi a pressione di tipo sferico o cilindrico orizzontale utilizzati per lo stoccaggio di prodotti con tensione di vapore superiore a quella atmosferica.

I serbatoi, come meglio specificato di seguito, sono sottoposti a due tipologie di controllo:

• controllo specialistico che comporta verifiche sullo stato del metallo mediante apparecchiature strumentali,

• controllo coperativo che comporta verifiche da parte degli operatori d’impianto sulle condizioni generali visive e sulla operatività dei serbatoi

Controlli specialistici La Raffineria dispone di un reparto che cura l'ispezione periodica su base programmatica dei serbatoi di Raffineria; questa attività è' finalizzata alla determinazione dello stato di conservazione dei singoli serbatoi e consente quindi la successiva definizione dei programmi



periodici di intervento manutentivo necessari a garantire nel tempo il buono stato dei serbatoi metallici. Per quanto rigurda i serbatoi a pressione, i controlli vengono svolti nel pieno rispetto della normativa ISPESL/ASL e sono quindi tenuti sotto sorveglianza dagli enti di controllo previsti dalla normativa. Per quanto riguarda i serbatoi verticali contenenti idrocarburi liquidi a pressione, atmosferica il controllo è' responsabilità esclusiva della Raffineria. Il fondo di un serbatoio atmosferico può perdere per effetto di corrosione legato all'aggressivita' del prodotto o, più frequentemente, per corrosione esterna del punto di raccordo tra mantello e fondo (trincherino); questo porta ad effettuare due tipologie di ispezioni strutturate, una visiva del trincarino ed una interna ed esterna con ultrasuoni. I controlli spessimetrici su fondo e mantello sono effettuati da un tecnico specializzato, i controlli visivi sul trincherino sono effettuati sia dal tecnico in questione che dagli operatori di impianto nel corso delle loro verifiche operative esposte nel paragrafo successivo. È quasi sempre il controllo esterno del trincherino che definisce la fermata del serbatoio per l'intervento manutentivo in quanto la riduzione di spessore della lamiera per corrosione interna e' un processo che si sviluppa nell'arco di 10 - 30 anni. Tenuto sotto controllo lo stato delle giunzioni tra mantello e fondo, resta quindi la verifica delle lamiere per corrosione che si effettua con tecniche ad ultrasuoni. Questa seconda attività porta a definire per ciascun serbatoio, sia per il mantello che per il fondo, una velocità di corrosione che consente di fissare la vita residua successiva e quindi la scadenza entro la quale il serbatoio verrà ricontrollato o, se necessario, messo fuori esercizio. Mentre è sempre possibile effettuare controlli spessimetrici sul mantello di un serbatoio in esercizio, per controllare lo stato del fondo occorre vuotare e bonificare il serbatoio. Ciò non risulta sempre possibile, sia per ragioni operative che per ragioni di opportunità ambientale; occorre tenere presente infatti che la bonifica di un serbatoio comporta quasi sempre la produzione di un rifiuto pericoloso da trattare con procedure specifiche. Ne consegue che su alcuni serbatoi non sia possibile fare un controllo atto a stabilire una velocità di corrosione; in casi simili si fissa la scadenza del controllo successivo sulla base della esperienza fatta su altri serbatoi contenenti prodotti omologhi. La messa fuori esercizio di un serbatoio per ispezione del fondo viene comunque di volta in volta valutata da un apposito "team" composto da tecnici di processo, di manutenzione e da specialisti di corrosione dei metalli. Anche in quei casi per i quali si riscontrino velocità estremamente basse, tali da indicare una successiva ispezione del fondo con scadenza dell'ordine dei trenta anni il team in questione effettua una valutazione , sulla base delle osservazioni esterne (quali ad esempio la già citata verifica esterna del trincherino) e della storia del serbatoio, per decidere in merito ad un eventuale fuori servizio anticipato rispetto alla data risultante dalle velocità di corrosione. Controlli operativi L'area dei serbatoi di stoccaggio e' presidiata da cinque persone per turno che, oltre alle loro normali attività operative, effettuano anche un controllo routinario periodico visivo dei singoli serbatoi e dei bacini mediante utilizzo di lista controllo che servono ad evidenziare eventuali anomalie tra cui tracce di idrocarburi in prossimità del mantello (nella zona del trincherino) o sulla superficie del bacino; tale controllo e' effettuato con cadenza annuale . Inoltre, quotidianamente nel corso delle operazioni, gli operatori che si recano su un serbatoio, hanno l'obbligo di effettuare una verifica visiva dello stesso con l’obiettivo di segnalare eventuali anomalie.



In aggiunta lo stato dei serbatoi viene verificato durante gli inventari manuali (3 volte l’anno) da ispettori esterni addetti alle misurazioni per mezzo di una lista di controllo semplificata. La raffineria dispone anche di un controllo automatico strumentale del livello dei serbatoi mediante utilizzo di computer di processo. Quando un serbatoio non viene movimentato, in presenza di indesiderate variazioni del livello, entra in funzione un allarme che avvisa gli operatori in sala controllo. Nel caso di sospetto di perdita dal fondo possono essere effettuati test di tenuta, bloccando il serbatoio e controllando nel tempo le variazioni di livello eventualmente anche mediante controlli con sonda manuale.



17 Tabella 16 - Aree di stoccaggio (vasche, serbatoi, bacini di contenimento ecc.) Contenitore

Struttura contenimento Tipo di controllo Freq. Modalità di registrazione

Capacità stoccaggio in pressione • Sigari prima batteria • Altri Serbatoi orizzontali cilindrici • Serbatoi sferici LPG • Serbatoio di propilene • Serbatoio di isopentano

Ispesl /ASL 10 anni verifica di integrità

2 anni verifica di funzionalità

Registro cartaceo ed elettronico

Capacità di stoccaggio serbatoi di cat. "A": • Grezzo • Benzine - acque ragie- petroli • Slops leggeri • Gasoli • Olio Combustibile (e catfeed) • Effluente di raffineria • Acque • Acque sodiche • Toluolo (temporaneamente zero stoccaggio) • Slop da zavorra

Specialistico periodico per valutare il grado d’usura;

Controllo operativo da parte degli operatori.

In funzione del grado di corrosione specifico. Registro cartaceo ed elettronico

Capacità di stoccaggio serbatoi di cat. "B": • Petroli e Acqueragie • Gasoli • Olio Combustibile e bitume




Capacità di stoccaggio serbatoi di cat. "C": • Oli combustibili e asfalti • Oli Lubrificanti • Acque con solventi e lubes • Gasoli • Slop pesanti






3.2.2 INDICATORI DI PRESTAZIONE

In Raffineria è attivo un processo di valutazione delle emissioni che, seguendo i criteri e le linee guida comuni all’intero gruppo ExxonMobil, raccoglie annualmente i dati ambientali, considerati indicatori di performance, consentendo di verificare negli anni l’efficacia delle azioni di miglioramento intraprese. I criteri seguiti per la loro definizione sono basati sulla valutazione dei carichi ambientali e sulla valutazione della qualità delle emissione. Nella Tabella 17 sono riportati tutti i parametri rilevati per effettuare l’elaborazione degli indicatori di prestazione. Sulla base dei dati assoluti relativi ad ognuno dei parametri rilevati sono calcolati i seguenti indicatori di prestazione:

• valore assoluto del parametro per totale del quantitativo di materi prime processate; • variazione assoluta del valore del parametro rispetto all’anno precedente; • variazione percentuale del valore del parametro rispetto all’anno precedente.

Inoltre, nella attività di valutazione delle prestazione vengono evidenziati e commentati tutti gli indicatori per i quali si registra una variazione positiva o negativa del 10 % su base annua. Tutti gli indicatori sono riportati annualmente, e in aggiunta, i seguenti indicatori sono riportati anche trimestralmente:

• Oil Spills • Chemical Spills • Chemical or Light Hydrocarbon Releases • Waste • Effluent Water • Direct CO2 from all sources • SO2 (Total) • NOx (Total) • Refining Hydrocarbon Flaring



18 Tabella 17 - Monitoraggio degli indicatori di performance Parmetro Unità di Misura

OIL SPILLS

TO WATER (>1 BBL) EX CHARTERED TRANSPORT NUMBER OF SPILLS (PER YR)

TO WATER (>1 BBL) EX CHARTERED TRANSPORT TOTAL SPILLED (BBL/YR)

TO SOIL (> 1 BBL) EX CHARTERED TRANSPORT NUMBER OF SPILLS (PER YR)

TO SOIL (> 1 BBL) EX CHARTERED TRANSPORT TOTAL SPILLED (BBL/YR)

TO WATER (>1 BBL) CHARTERED TRANSPORT NUMBER OF SPILLS (PER YR)

TO WATER (>1 BBL) CHARTERED TRANSPORT TOTAL SPILLED (BBL/YR)

TO SOIL (> 1 BBL) CHARTERED TRANSPORT NUMBER OF SPILLS (PER YR)

TO SOIL (> 1 BBL) CHARTERED TRANSPORT TOTAL SPILLED (BBL/YR)

RECOVERED OIL FROM OIL SPILLS

FROM WATER: EX CHARTERED TRANSPORT TOTAL RECOVERED (BBL/YR)

FROM SOIL: EX CHARTERED TRANSPORT TOTAL RECOVERED (BBL/YR)

FROM WATER: CHARTERED TRANSPORT. TOTAL RECOVERED (BBL/YR)

FROM SOIL: CHARTERED TRANSPORT TOTAL RECOVERED (BBL/YR)

RECOVERED OIL AS % OF OIL SPILLED PERCENTAGE

CHEMICAL SPILLS

TO WATER (> 1 BBL) EX CHARTERED TRANSPORT NUMBER OF SPILLS (PER YR)

TO WATER (> 1 BBL) EX CHARTERED TRANSPORT TOTAL SPILLED (BBL/YR)

TO SOIL (> 1 BBL) EX CHARTERED TRANSPORT NUMBER OF SPILLS (PER YR)

TO SOIL (> 1 BBL) EX CHARTERED TRANSPORT TOTAL SPILLED (BBL/YR)

TO WATER (> 1 BBL) CHARTERED TRANSPORT NUMBER OF SPILLS (PER YR)

TO WATER (>1 BBL) CHARTERED TRANSPORT TOTAL SPILLED (BBL/YR)

TO SOIL (> 1 BBL) CHARTERED TRANSPORT NUMBER OF SPILLS (PER YR)

TO SOIL (> 1 BBL) CHARTERED TRANSPORT TOTAL SPILLED (BBL/YR)

RECOVERED CHEMICAL FROM CHEMICAL SPILLS

FROM WATER: EX CHARTERED TRANSPORT TOTAL RECOVERED (BBL/YR)

FROM SOIL: EX CHARTERED TRANSPORT TOTAL RECOVERED (BBL/YR)

FROM WATER: CHARTERED TRANSPORT. TOTAL RECOVERED (BBL/YR)

FROM SOIL: CHARTERED TRANSPORT TOTAL RECOVERED (BBL/YR)



Parmetro Unità di Misura

RECOVERED CHEMICAL AS % OF CHEMICAL SPILLED PERCENTAGE

CHEMICAL OR LIGHT HYDROCARBON RELEASES > 2MT NUMBER (PER YR)

ENVIRONMENTAL COMPLIANCE

ENVIRONMENTAL COMPLIANCE INCIDENTS (TOTAL) NUMBER (PER YR)

ENVIRONMENTAL COMPLIANCE EXCURSIONS (AIR) NUMBER (PER YR)

ENVIRONMENTAL COMPLIANCE EXCURSIONS (WATER) NUMBER (PER YR)

ENVIRONMENTAL COMPLIANCE EXCURSIONS (OTHER) NUMBER (PER YR)

ENVIRONMENTAL COMPLIANCE EXCURSIONS (TOTAL) NUMBER (PER YR)

REPORTABLE ENVIRONMENTAL COMPLIANCE EXCURSIONS (AIR) NUMBER (PER YR)

REPORTABLE ENVIRONMENTAL COMPLIANCE EXCURSIONS (WATER) NUMBER (PER YR)

REPORTABLE ENVIRONMENTAL COMPLIANCE EXCURSIONS (OTHER) NUMBER (PER YR)

REPORTABLE ENVIRONMENTAL COMPLIANCE EXCURSIONS (TOTAL) NUMBER (PER YR)

ENVIRONMENTAL FINES COUNT NUMBER (PER YR)

ENVIRONMENTAL FINES COST PAID - K US$ (PER YR)

ENVIRONMENTAL FINES COST SET ASIDE - K US$ (PER YR)

ENVIRONMENTAL FINES COST TOTAL - K US$ (PER YR)

OPERATIONAL HAZARDOUS WASTE

AMOUNT GENERATED TONNES (PER YR)

* EXTERNAL BENEFICIAL REUSE TONNES (PER YR)

OPERATIONAL Non-HAZARDOUS WASTE

AMOUNT GENERATED TONNES (PER YR)


SITE REMEDIATION HAZARDOUS WASTE

AMOUNT GENERATED (ACTIVE SITES) TONNES (PER YR)


SITE REMEDIATION Non-HAZARDOUS WASTE

AMOUNT GENERATED (ACTIVE SITES) TONNES (PER YR)





EFFLUENT WATER

OIL CONTENT-DISCHARGED TO SURFACE WATER TONNES (PER YR)

ORGANIC LOAD-DISCHARGED TO SURFACE WATER TONNES BOD5 (PER YR)

FRESH WATER USAGE

FRESH WATER INTAKE MBBLS

NET FRESH WATER CONSUMED MBBLS

GREEN HOUSE GAS EMISSIONS (Equity Basis)

DIRECT CO2 FROM ALL SOURCES K TONNES CO2 (PER YR)

DIRECT CO2 FROM COGEN SOURCES ONLY K TONNES CO2 (PER YR)

METHANE TONNES CH4 (PER YR)

NITROUS OXIDE TONNES N2O (PER YR)

TOTAL DIRECT GHG EMISSIONS K TONNES CO2 EQUIVALENTS

DIRECT GHG EX COGEN SOURCES K TONNES CO2 EQUIVALENTS

DEBIT ASSOCIATED WITH IMPORTED ENERGY (all sources) K TONNES CO2 EQUIVALENTS

TOTAL GHG EMISSIONS K TONNES CO2 EQUIVALENTS

CHANGE IN DIRECT GHG EMISS. (equity basis) DUE TO:

* VOLUME IMPACTS K TONNES CO2 EQUIVALENTS

Growth (Mkt Impacts, Creep, Oth Projects, U/S Prod Changes) K TONNES CO2 EQUIVALENTS

Reliability/Downtimes (Planned/Unplanned) K TONNES CO2 EQUIVALENTS

* INTENSITY IMPACTS (EX-EFFICIENCY) K TONNES CO2 EQUIVALENTS

Production Mix/Feed Type K TONNES CO2 EQUIVALENTS

Clean Fuels Processing K TONNES CO2 EQUIVALENTS

Reliability/Downtimes (Planned/Unplanned) K TONNES CO2 EQUIVALENTS

* EFFICIENCY K TONNES CO2 EQUIVALENTS

Energy Efficiency (Ex COGEN)/GHG Reduction Projects K TONNES CO2 EQUIVALENTS

Flaring Reduction K TONNES CO2 EQUIVALENTS

* COGENERATION CHANGES K TONNES CO2 EQUIVALENTS

* CALCULATION METHODOLOGY K TONNES CO2 EQUIVALENTS

* CO2 SALES, CCS AND EOR K TONNES CO2 EQUIVALENTS

EQUITY BASIS RECONCILIATION SHOULD = 0




OTHER AIR EMISSIONS

SO2 TONNES (PER YR)

NOX TONNES (PER YR)

VOC TONNES (PER YR)

ENERGY EFFICIENCY

REFINING HYDROCARBON FLARING TONNES (PER YR)

ENERGY CONSUMPTION GJOULE (PER YR)

NORMALIZATION FACTORS

TOTAL PROCESS DIVISOR (REFINING) Operating Basis MBBLS (PER YR)

TOTAL PROCESS DIVISOR (REFINING) Equity Basis MBBLS (PER YR)



Per quanto riguarda le emissioni in aria, nella tabella che segue sono riportati i dettagli dei parametri raccolti con cadenza annuale, per la definizione degli indicatori di prestazione. 19 Tabella 18 – Dettaglio parametri di emissione in aria per la definizione degli indiicatori di prestazione

Parametro Unità di misura

CO2 (if CO2 calculated on plantwide energy use, see below)

Heaters ktonnes/yr

Boilers ktonnes/yr

Gas turbines ktonnes/yr

Diesel engines ktonnes/yr

Flares (continuous) ktonnes/yr

Flares (Upset/breakdown/turnaround/SU/SD) ktonnes/yr

FCCUs ktonnes/yr

Purchased steam and electricity ktonnes/yr

Other significant sources (VENT GASES) ktonnes/yr

Other significant sources (MEROX PLANTS) ktonnes/yr

Other significant sources (SULPHUR PLANTS) ktonnes/yr

Other significant sources (OTHER MINOR ITEMS) ktonnes/yr

TOTAL ktonnes/yr

SOx

Sulfur recovery units tonnes/yr

Fired heaters tonnes/yr

Boilers tonnes/yr

Gas turbines tonnes/yr

Flares (continuous) tonnes/yr

Flares (Upset/breakdown/turnaround/SU/SD) tonnes/yr

FCCU regenerators tonnes/yr

TOTAL tonnes/yr

NOx

Fired heaters tonnes/yr



Parametro Unità di misura

Boilers tonnes/yr

Gas turbines tonnes/yr

Flares (continuous) tonnes/yr


FCCUs tonnes/yr

Other significant sources (Sulphur recovery unit) tonnes/yr

TOTAL tonnes/yr

VOC

Tanks tonnes/yr

Waste water treatment plant tonnes/yr

Fugitives tonnes/yr

Loading tonnes/yr

Marine vessel/barge tonnes/yr

Truck tonnes/yr

Flaring (continuous) tonnes/yr

Unburned VOCs from combustion sources tonnes/yr

Cooling Towers tonnes/yr


Other significant sources (Sewer evaporation) tonnes/yr

TOTAL tonnes/yr

HYDROCARBON TO FLARE

Flaring From Planned Startup/Shutdown tonnes/yr

Flaring From Routine/Normal/Baseline Operations (does not include gas to pilot) tonnes/yr

Flaring From all Abnormal or Non-Routine Operations (unit upsets and shutdowns within site control) tonnes/yr

Flaring Due to External Factors (outside of site control) tonnes/yr

TOTAL tonnes/yr



4 MANUTENZIONE E CALIBRAZIONE

La manutenzione e la calibrazione delle attrezzature, insieme alla verifica delle metodiche utilizzate, sono aspetti fondamentali per un corretto monitoraggio dei parametri ambientali che coinvolgono tre diversi aspetti:

1. misure in continuo 2. analisi di laboratorio (laboratorio interno) 3. analisi di laboratorio (laboratori esterni).

Al fine di garantire il monitoraggio in continuo delle emissioni convogliate nonché alcuni parametri di processo per controllane l’efficienza, la Raffineria dispone infatti di una serie di analizzatori automatici. Questi sono oggetto di un programma specifico di manutenzione e calibrazione al fine di garantire il necessario livello d’accuratezza e qualità delle informazioni raccolte. Le procedure di calibrazione sono effettuate con riferimento agli standard per la tipologia di sensore. La frequenza di calibrazione dipende dalla tipologia di sensore. Il laboratorio interno, in possesso del certificato ISO9001, è sottoposto ad un piano annuale di verifiche che attestano il rispetto dei requisiti della norma. In particolare il laboratorio è sottoposto al sistema di qualità QP&G che prevede diverse tipologie di controlli:

• Manutenzione • Calibrazione • Control chart • Circuiti di correlazione • Test Method Assessment (TMA)

I laboratori esterni, utilizzati per alcune misure discontinue, sono tutti in possesso di qualifica OIMS (un sistema di verifica dei principi di qualità e sicurezza che prevede il rinnovo periodico) e devono avere almeno la certificazione ISO9001. La strumentazione e l’attrezzatura analitica viene valutata per confermarne i criteri di precisione ed accuratezza prima del suo utilizzo. Vengono archiviate, storicizzandole, tutte le registrazioni di funzionalità ed i fattori di risposta (dove applicabile) per ciascun strumento. Ciò avviene sia in modo cartaceo (esiste uno schedario anagrafico dei singoli pezzi della strumentazione maggiore presso l’ufficio del Tecnico Strumentazione Lab), sia in maniera informatica con il software applicativo “Gestione Strumenti Lab”. Un sistema basato sull’utilizzo di un semplice cartellino affisso ad ogni strumento viene utilizzato per designare chiaramente la strumentazione fuori servizio (perchè di scorta o inoperabile per guasto) oppure quella regolarmente funzionante. Le tematiche oggetto di trattazione in questo paragrafo sono più dettagliatamente sviluppate in diverse Procedure di Qualità interne di Laboratorio. Per quanto riguarda la frequenza di rilevazione dei sensori in continuo, essa è pari a circa un rilevamento al secondo. Tali dati sono scaricati su un server dedicato e resi disponibili in modo aggiornato ogni 30 secondi circa. Fanno eccezione i sensori installati presso la Centrale Termo Elettrica SG 151 per i quali la frequenza di aggiornamento è pari a circa ad un aggiornamento ogni 60 secondi. Oltre al monitoraggio in continuo, questi dati sono utilizzati per il calcolo del dato orario e per le elaborazioni statistiche richieste dai riferimenti di legge. I dati orari sono archiviati e vengono effettuate regolarmente copie di back-up. I dati orari sono inviati alle autorità di controllo competenti di Siracusa attraverso rete telematica dedicata con frequenza quindicinale.



20 Tabella 19 – Gestione dei sistemi di monitoraggio e misura

Riferimento Impianto Parametro Sistema di monitoraggio

in continuo Tipologia di

monitoraggio Metodo di

calibrazione Frequenza di calibrazione

Sistema alternativo in caso di guasti

Metodo calibrazione

sistema alternativo (frequenza)

Metodo per I.A.R.

(frequenza)

% O2 Gas Effluente F854 AUR-SU1-SPA388 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-

80% F.Scala Mensile Resp. Process verso Standard UNI EN 14181 ZOLFO F854

SOx F 854 AUR-SU1-SPA398 Spettrometro ad ultravioletto

Val. Calib.ne 0-80% F.Scala Mensile Resp. Process verso Standard UNI EN 14181

Polveri Uscita Filtri ESP AUR-ESP-CCA542 Opacimetro Vs. Standard

S.G.S Annuale Resp. Process verso Standard UNI 10169/01

SO2-NO ESP AUR-ESP-CCA543 Spettrometro ad ultravioletto


% O2 ESP AUR-ESP-CCA544 Ossido di zirconio Val. Calib.ne 0-80% F.Scala Mensile Resp. Process verso Standard UNI EN 14181

CO Camino ESP AUR-ESP-CCA546 Spettrometro ad infrarosso


CO Rigen. Gas Combustibile AUR-FCC-CCA592 Spettrometro ad

infrarosso Val. Calib.ne 0-

80% F.Scala Mensile Resp. Process verso Standard No

FCCU F502 Impianto Cracking

camino n° 29

CO2 Rigen. Gas Combustibile AUR-FCC-CCA593 Spettrometro ad



O2 Gas Effluente SG 151 AUR-S51-CTA051 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-

80% F.Scala Mensile Resp. Process verso Standard UNI EN 14181

SOX-NOX Gas Effluente SG 151 AUR-S51-CTA056 Spettrometro ad

ultravioletto Val. Calib.ne 0-


Polveri Gas Effluente SG 151 AUR-S51-CTA057 Elettrodinamico Vs. Standard


CTE SG151 Caldaia camino

n° 40

CO Gas Effluente SG 151 AUR-S51-CTA058 Spettrometro ad










Metodo calibrazione


Metodo per I.A.R.

(frequenza)

% O2 – CO Camino F851 AUR-PW5-R5A871 Spettrometro ad



O2 F-851 A AUR-PW5-R5A873 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-80% F.Scala Mensile Resp. Process verso Standard No

O2 F-851 B AUR-PW5-R5A874 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-80% F.Scala Mensile Resp. Process verso Standard No

O2 F-851 C AUR-PW5-R5A875 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-80% F.Scala Mensile Resp. Process verso Standard No

R5 F851 Forno camino

n° 45

SO2-NO F 851 AUR-PW5-R5A876 Spettrometro ad ultravioletto


% O2 F-151X – Correzione SOX-

NOX AUR-HF5-T5A119 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-

80% F.Scala Mensile Resp. Process verso Standard UNI EN 14181 T5 HF F151X Forno camino

n° 25 SOx NOx Camino A F-151 X AUR-HF5-T5A120 Spettrometro ad



SO2 NOx Camino A F-101 AUR-AP5-T5A104 Spettrometro ad


80% F.Scala Bimestrale Resp. Process verso Standard UNI EN 14181

SO2 NOX Camino B F-101 AUR-AP5-T5A105 Spettrometro ad



Polveri Camino A F-101 AUR-AP5-T5A106 Elettrodinamico Vs. Standard


T5 F101 Forno camino

n° 23 Forno camino

n° 24 Polveri Camino

B F-101 AUR-AP5-T5A107 Elettrodinamico Vs. Standard S.G.S Annuale Resp. Process verso Standard UNI 10169/01

CO Camino F1-A AUR-AP4-T4A004 Spettrometro ad infrarosso

Val. Calib.ne 0-80% F.Scala Mensile Resp. Process verso Standard No

CO Camino F1-B AUR-AP4-T4A005 Spettrometro ad infrarosso

Val. Calib.ne 0-80% F.Scala Bimestrale Resp. Process verso Standard No

T4 F1 Forno camino

n° 20 Forno camino

n° 21 CO Camino F1-C AUR-AP4-T4A006 Spettrometro ad infrarosso

Val. Calib.ne 0-80% F.Scala Bimestrale Resp. Process verso Standard No








Metodo calibrazione


Metodo per I.A.R.

(frequenza)

O2 Forno F 401B AUR-EF1-L1A401 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-80% F.Scala Bimestrale Resp. Process verso Standard No

O2 Forno F 402 AUR-EF1-L1A402 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-80% F.Scala Bimestrale Resp. Process verso Standard No

O2 Forno F 403 AUR-DA1-L1A403 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-80% F.Scala Bimestrale Resp. Process verso Standard No

LUBE1 Forno camino

n° 15, Forno camino

n° 16 Forno camino

n° 17 Forno camino

n° 18 O2 Forno F 401° AUR-EF1-L1A451 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-

80% F.Scala Bimestrale Resp. Process verso Standard No

VPS1 Forno camino

n° 13 O2 Forno F101 AUR-VP1-V1A151 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-


O2 Gas Effluente F802 AUR-EF2-L2A484 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-


O2 Gas Effluente F801 AUR-EF2-L2A485 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-


O2 Camino Est F801 AUR-EF2-L2A896 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-


LUBE2 F801/802

Forno camino n° 42

Forno camino n° 43 O2 Camino Ovest

F801 AUR-EF2-L2A897 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-80% F.Scala Bimestrale Resp. Process verso Standard No

CTE SG1170 Forno camino

n°39 O2 Gas Effluente AUR-S12-CTA020 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-



n°34 O2 Gas Effluente AUR-S70-CTA017 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-



n° 36 O2 Gas Effluente AUR-S80-CTA018 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-


R1 F1 Forno camino

n° 1 O2 F1 AUR-HR1-R1A001 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-









Metodo calibrazione


Metodo per I.A.R.

(frequenza)

O2 Forno F-201 AUR-HR4-R4A221 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-80% F.Scala Bimestrale Resp. Process verso Standard No

O2 Forno F-202 A AUR-PW4-R4A224 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-80% F.Scala Bimestrale Resp. Process verso Standard No

O2 Forno F-202 B AUR-PW4-R4A225 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-80% F.Scala Bimestrale Resp. Process verso Standard No

R4 F201 Forno camino

n° 9

O2 Forno F-202 C AUR-PW4-R4A226 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-80% F.Scala Bimestrale Resp. Process verso Standard No

% O2 F1 AUR-AP4-T4A001 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-80% F.Scala Bimestrale Resp. Process verso Standard No


T4 F1 Forno camino

n° 19 Forno camino

n° 20 Forno camino

n° 21 % O2 F1 AUR-AP4-T4A003 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-


% O2 F101 AUR-AP5-T5A101 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-80% F.Scala Bimestrale Resp. Process verso Standard No T5 F101

Forno camino n° 23

Forno camino n° 24


% O2 F701 AUR-HF1-HCA450 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-80% F.Scala Bimestrale Resp. Process verso Standard No ALKY F701

Forno camino n° 31

Forno camino n° 32

O2 Forno F-701 AUR-ARE-ALA704 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-80% F.Scala Bimestrale Resp. Process verso Standard No

VPS2 F901 Forno camino

n° 41

O2 Gas Effluente Camino F901 AUR-VP2-V2A191 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-









Metodo calibrazione


Metodo per I.A.R.

(frequenza)

CO Camino F401-A AUR-EF1-L1A408 Spettrometro ad


80% F.Scala Mensile Resp. Process verso Standard No LUBE1 F401 Forno camino

n° 15 Forno camino

n° 16

CO Camino F401-B AUR-EF1-L1A409 Spettrometro ad



% O2 Camino CO-BOILER AUR-COB-CCA590 Ossido di Zirconio Val. Calib.ne 0-80% F.Scala Bimestrale Resp. Process verso Standard No

Densità Effluente AUR-FCC-CCA510 Densimetro Sostituzione Probe Mensile Laboratorio Sost. Probe

misura No

Densità effluente FCC, 45# psi(CO2) AUR-FCC-CCA518 Densimetro Val. Calib.ne 0-80% F.Scala Mensile Laboratorio verso Standard No

Fuel Gas da Polimeri AUR-ABU-ALA765 Gas Cromatografo Val. Calib.ne 0-80% F.Scala Mensile Resp. Process verso Standard No

Cons. Fuel Gas Rete 45 Psig AUR-ASP-F1201 TX Variazione Pressione

Verso riferimento Trimestrale Resp. Process Verso

riferimento No

Cons.Fuel Gas Rete 200 Psig AUR-ASP-F1202 TX Variazione Pressione


riferimento No

H2 ALIP / POLIMERI AUR-PW5-R5A802 Gascromatografo Vs. Standard Mensile Resp. Process verso Standard No

Rete a 45 Psig AUR-ASP-FI1203 TX Variazione Pressione


riferimento No

Fuel Gas Rete 200 Psig AUR-ASP-P1201 TX Pressione Verso riferimento Trimestrale Resp. Process Verso

riferimento No

Fuel Gas Rete 45 Psig AUR-ASP-P1205 TX Pressione Verso riferimento Trimestrale Resp. Process Verso

riferimento No

Rete Fuel Gas A 45 Psig AUR-ASP-T0031 Termocoppia Verso riferimento Trimestrale Resp. Process Verso

riferimento No

Rete Fuel Gas A 200 Psig AUR-ASP-T0032 Termocoppia Verso riferimento Trimestrale Resp. Process Verso

riferimento No








Metodo calibrazione


Metodo per I.A.R.

(frequenza)

Uscita Gas da T-891 a Cte AUR-FCC-F0896 TX Variazione Pressione


riferimento No

Bassa Pressione Fuel Gas a D1201 AUR-FCC-P0892 TX Pressione Verso riferimento Trimestrale Resp. Process Verso

riferimento No

Temperatura Ingresso Testa T-891 AUR-FCC-T0415 Termocoppia Verso riferimento Trimestrale Resp. Process Verso

riferimento No

Rete A # 45 Psig AUR-PPS-SPAD1202 Densimetro Val. Calib.ne 0-80% F.Scala Mensile Resp. Process Verso

riferimento No

Portata Gas di Torcia AUR-FLA-FI110 Ultrasuoni Verso riferimento Annuale Resp. Process Verso

riferimento No

Offgas a GTG-101 AUR-FCC-LEASG693 Gas Cromatografo Val. Calib.ne 0-80% F.Scala Mensile Resp. Process Verso

riferimento No

Coke FCC AUR-FCC-FI538 TX Variazione Pressione


riferimento No

Olio Combustibile AUR-OMB-OCLI729 Radar Misura

campione a mano

Semestrale Resp. Process Misura

campione a mano

No


campione a mano


campione a mano

No


campione a mano


campione a mano

No

Combustibile AUR-OMB-OCILI306 Radar Misura

campione a mano


campione a mano

No

Combustibile AUR-OMB-BELI310 Radar Misura

campione a mano


campione a mano

No








Metodo calibrazione


Metodo per I.A.R.

(frequenza)

Combustibile AUR-OMB-BELI309 Radar Misura

campione a mano


campione a mano

No

Off-Gas a Polimeri Europa AUR-FCC-F0940 TX Variazione Pressione


riferimento No

Off-Gas a Polimeri Europa AUR-FCC-F0940 TX Variazione Pressione


riferimento No

Bassa Pr.Fuelgas a D1201 AUR-FCC-P0892 TX Pressione Verso riferimento Trimestrale Resp. Process Verso

riferimento No

Off-Gas a Polimeri Europa AUR-FCC-P0910 TX Pressione Verso riferimento Trimestrale Resp. Process Verso

riferimento No

Temp.Ingr.Testa T-891 AUR-FCC-T0415 Termocoppia Verso riferimento Trimestrale Resp. Process Verso

riferimento No

Off-Gas a Polimeri Europa (Baia Utif ) AUR-FCC-T0695 Termocoppia Verso

riferimento Trimestrale Resp. Process Verso riferimento No

Nitrogen Collector AUR-HF1-F0474 TX Variazione Pressione


riferimento No

Density Propilene AUR-PPS-ALA763 Densimetro sostituzione sonda Semestrale Resp. Process sostituzione

sonda No

C3= a Polimeri Europa AUR-PPS-F0399 TX Variazione Pressione


riferimento No

C3= a Polimeri Europa AUR-PPS-F0399 TX Variazione Pressione


riferimento No

Press.C3 a Polimeri Europa (Fiscale ) AUR-PPS-P0379 TX Variazione Pressione


riferimento No

Temp.C3 a Polimeri Europa (Fiscale ) AUR-PPS-T0379 Termocoppia Verso

riferimento Trimestrale Resp. Process Verso riferimento No

Sweet Gas Riciclo T. 931 AUR-VP2-F0930 TX Variazione Pressione


riferimento No

Sour Gas da T. 931 AUR-VP2-PC932 TX Pressione Verso riferimento Trimestrale Resp. Process Verso

riferimento No








Metodo calibrazione


Metodo per I.A.R.

(frequenza)

Azoto a T5/Zolfo/Flare AUR-AP5-T5F130 TX Variazione Pressione


riferimento No

Azoto R1 AUR-HR1-F0019 TX Variazione Pressione


riferimento No

H2 Non Fiscale da Alip AUR-HR5-F103A TX Variazione Pressione


riferimento No

H2 Non Fiscale Dalla Sasol AUR-HR5-F107 TX Variazione Pressione


riferimento No

H2 Non Fiscale Dalla Sasol AUR-HR5-P103 TX Pressione Verso riferimento Trimestrale Resp. Process Verso

riferimento No

H2 Non Fiscale da Alip AUR-HR5-P103A TX Pressione Verso riferimento Trimestrale Resp. Process Verso

riferimento No

H2 Non Fiscale Dalla Sasol AUR-HR5-T101 Termocoppia Verso riferimento Trimestrale Resp. Process Verso

riferimento No

H2 Non Fiscale da Alip AUR-HR5-T101A Termocoppia Verso riferimento Trimestrale Resp. Process Verso

riferimento No

H2 Non Fiscale da Alip AUR-HR5-TGF103B TX Variazione Pressione


riferimento No

Azoto Ad Impianto AUR-PW4-F0213 TX Variazione Pressione


riferimento No

Azoto Ingresso R5 AUR-PW5-F0892 TX Variazione Pressione


riferimento No

Livello Tk-855 AUR-SU1-L8555 TX Variazione Pressione


riferimento No

Zolfo aA Econova AUR-SU2-F0855 TX Variazione Pressione


riferimento No

Azoto a Lube 2 AUR-MEK-F933 TX Variazione Pressione


riferimento No

Tail Gas AUR-VP1-FI173 TX Variazione Pressione


riferimento No








Metodo calibrazione


Metodo per I.A.R.

(frequenza)

Pressione Tail Gas AUR-VP1-PC172 TX Pressione Verso riferimento Trimestrale Resp. Process Verso

riferimento No

Livello Tk 802 AUR-TAS-LI802 Radar Misura

campione a mano

Trimestrale Resp. Process Misura

campione a mano

No


campione a mano


campione a mano

No


campione a mano


campione a mano

No


campione a mano


campione a mano

No


campione a mano


campione a mano

No


campione a mano


campione a mano

No


campione a mano


campione a mano

No

Temperatura Tk 802 AUR-TAS-TI 802 Termoresistenza Misura

campione a mano


campione a mano

No


campione a mano


campione a mano

No








Metodo calibrazione


Metodo per I.A.R.

(frequenza)


campione a mano


campione a mano

No


campione a mano


campione a mano

No


campione a mano


campione a mano

No


campione a mano


campione a mano

No


campione a mano


campione a mano

No

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