Serbatoio di manutenzione/emergenza nelle stazioni di pompaggio

In ognuna delle tre stazioni di pompaggio è presente un serbatoio utilizzato per stoccare il petrolio greggio nel caso di manutenzione della condotta o nel caso di emergenza dovute a rotture della condotta. Pertanto, è stato eseguito un calcolo per ottenere la probabilità di perdite di contenuto utilizzando la metodologia di Fabbrocino et al. (2005). I risultati sono descritti nella Fig. 7.16. Questo è un scenario estremo, perché il serbatoio è sempre vuoto ed è utilizzato solo per stoccare il petrolio greggio nel caso in cui si eseguono le operazioni di manutenzioni alla condotta oppure nel caso di una sua rottura a seguito di un evento sismico. In quest’ultimo caso se il serbatoio, riempito almeno per il 50%, subisce uno scuotimento a causa di un ulteriore evento sismico, esso potrebbe subire danni e conseguenti perdite di sostanze pericolose. Nella Fig. 7.16d sono descritte le probabilità di perdite di contenuto in 50 anni per i due stati: moderato ed esteso e per i due livelli di riempimento.

Fig. 7.16: Danno atteso ai serbatoi di emergenza all’interno delle stazioni di pompaggio: a)

serbatoio di emergenza ubicato all’interno della stazione di pompaggio C3; b) ubicazione delle stazioni di pompaggio lungo il percorso dell’oleodotto; c) curve di fragilità di Fabbrocino et al. (2005); d) risultati del danno atteso a seconda del tipo di rischio.

I valori più alti sono stati ottenuti per la stazione di pompaggio C2 localizzata nei pressi del lago di Cavazzo: nel caso di riempimento del serbatoio pieno, abbiamo ottenuto, nel caso

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di perdite di contenuto moderato, una percentuale del 38.5%, mentre per le perdite di contenuto esteso un valore di 2.91%. Infine si è ottenuto una probabilità di perdite inferiore di quasi un terzo nel caso in cui il serbatoio è riempito oltre la metà.

7.3 Stazione di pompaggio

La Fig. 7.17 illustra il danno atteso calcolato per le 3 stazioni di pompaggio C1, C2, C3 (vedi loro ubicazione in Fig. 7.17b). Le curve di pericolosità (Fig. 7.17a) sono state convolute con le curve di fragilità (Fig. 7.17c) considerando i quattro livelli di danneggiamento (lieve, moderato, estensivo e completo) descritti dalla metodologia HAZUS (NIBS, 2004). La tabella di Fig. 7.17d mostra i valori di rischio, in termini di probabilità di danneggiamento, per i quattro livelli di danno considerati. La stazione di pompaggio C2 risulta essere quella più vulnerabile ottenendo quasi il 70% di probabilità di danneggiamento per il danno lieve, il 33% per il danno moderato, più dell’8% per il danno estensivo ed infine poco più del 3% per il danno completo.

Fig. 7.17: Danno atteso alle stazioni di pompaggio: a) curve di pericolosità; b) ubicazione delle

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Abbiamo utilizzato anche la metodologia SRMLIFE (2003-2007) che utilizza una curva di fragilità basata sull’insieme delle varie curve di fragilità dei vari componenti che costituiscono la stazione di pompaggio. I parametri di fragilità dei vari componenti sono stati presi dalla metodologia HAZUS ed infine hanno determinato una curva di fragilità globale per una stazione di pompaggio (Fig. 6.7). I risultati ottenuti per le stesse tre stazioni di pompaggio di Fig. 7.17b sono descritti nella Tab. 7.2. I valori più alti di danno in 50 anni sono previsti nella stazione di pompaggio C2 in cui si è ottenuto per un danno lieve la percentuale del 39.6%, per un danno moderato 11.9%, per il danno esteso il 5.8 e infine una percentuale del 0.8% per il danno completo. Rispetto alla metodologia HAZUS si nota una notevole riduzione del rischio per tutti i quattro stati di danno e per tutte le stazioni di pompaggio, rimanendo comunque la stazione C2 quella a maggior rischio sismico.

Stato di danno C1 C2 C3

Lieve 29.5 39.6 29.6

Moderato 6.8 11.9 6.9

Esteso 2.9 5.8 3.0

Completo 0.4 0.8 0.4

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8 Strategie di mitigazione

Le strategie possibili nell’ambito della mitigazione del rischio sono rivolte alla riduzione dei fattori che contribuiscono alla sua determinazione: pericolosità, vulnerabilità, esposizione. Poiché non è possibile ridurre la pericolosità sismica, la mitigazione del rischio deve necessariamente puntare a limitare le conseguenze dei terremoti mediante azioni atte alla riduzione della vulnerabilità e dell’esposizione, anche tramite un’adeguata pianificazione dell’uso del territorio, specialmente dal punto di vista dell’inquinamento ambientale.

Per tale fine, l’utilizzo della tecnologia GIS ha rappresentato un fondamentale supporto informatico per la gestione e la rappresentazione del dato spaziale derivante dalle analisi probabilistiche di stima del rischio sismico. Il GIS non è un sistema atto a produrre decisioni in maniera automatica, ma consente di produrre facilmente risultati ed ipotesi diverse e permette un confronto dei risultati, in modo da facilitare la valutazione e la scelta degli operatori che gestiscono il territorio; inoltre un ulteriore punto di forza dei GIS è la possibilità di aggiornare continuamente la banca dati.

Nel caso in esame, in Fig. 8.1 è mostrato lo schema delle procedure d’identificazione dei siti in cui possono avvenire potenziali movimenti franosi lungo il percorso dell’oleodotto e le possibili strategie di mitigazione nel caso di fenomeni franosi indotti da un evento sismico. Una volta valutati e identificati i potenziali punti critici lungo il percorso dell’oleodotto, per ciascun sito, identificato il potenziale rischio alla condotta, si produrranno delle schede preliminari di valutazione del rischio lungo l’oleodotto; negli sviluppi futuri del lavoro dovrà poi essere presa in considerazione, sulla base dei risultati fin qui raggiunti, la possibilità di effettuare, per ogni sito, una valutazione avanzata del potenziale movimento franoso tramite adeguate indagini geologiche e geotecniche di dettaglio, al fine di definire meglio il potenziale movimento gravitativo (dimensione, tipologia di frana, etc.). Il passaggio successivo sarà lo sviluppo di misure di mitigazione che dovranno essere differenziate per ogni punto critico individuato, sulla base delle indicazioni contenute nelle schede precedenti.

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Fig. 8.1: Schema delle procedure d’identificazione dei siti in cui possono avvenire potenziali

movimenti lungo il percorso dell’oleodotto e le possibili strategie di mitigazione nel caso di fenomeni franosi indotti da un evento sismico.

A riguardo delle possibili strategie di mitigazione, le linee guida sviluppate dalla “Pipeline Reserch Council International (2009)”, considerano quattro metodi che possono essere usati da soli o in combinazione tra loro, allo scopo di migliorare la risposta della condotta a seguito di spostamenti del terreno causati da fenomeni franosi, ma che possono essere anche adottate anche nel caso di fenomeni di liquefazione e fagliazione superficiale: