D
IPARTIMENTO DI
DEL
RELAZIONE PER IL CON
LAUREA MAGISTRALE IN
Processi di Ottimizzazione nella Gestione e
Manutenzione di una Tank Farm di Prodotti
RELATORI
Prof. Ing. Gino Dini
Dipartimento di Ingegneria Civile e Industriale
Ing. Flavio Sabatini
Responsabile Ingegneria Eni Spa Refining&Marketing Raffineria di Livorno
IPARTIMENTO DI
I
NGEGNERIA DELL
’E
NERGIA DEI
DEL
T
ERRITORIO E DELLE
C
OSTRUZIONI
RELAZIONE PER IL CONSEGUIMENTO DELLA
LAUREA MAGISTRALE IN INGEGNERIA GESTIONAL
di Ottimizzazione nella Gestione e
Manutenzione di una Tank Farm di Prodotti
Petroliferi
Dipartimento di Ingegneria
Eni Spa Refining&Marketing
Sessione di Laurea del 22/07/2014 Anno Accademico 2013/2014 Consultazione NON consentita
NERGIA DEI
S
ISTEMI
,
SEGUIMENTO DELLA
INGEGNERIA GESTIONALE
di Ottimizzazione nella Gestione e
Manutenzione di una Tank Farm di Prodotti
IL CANDIDATO
Luciana Bruna Psaila
matricola487422 lucianapsaila@virgilio.it
A colei che ha permesso che raggiungessi questo traguardo assistendomi con la sua forza, dandomi il coraggio e offrendomi i mezzi per superare ogni ostacolo
Sommario
Il presente lavoro ha preso in esame il sistema di asset management dei serbatoi presso la Raffineria Eni di Livorno con riferimento all’ottimizzazione dei costi di manutenzione nel rispetto del vincoli Health Safety Environment (HSE) e di continuità di esercizio.
Dopo un’iniziale presentazione della Raffineria e del processo produttivo si è studiato il parco serbatoi analizzandone le varie tipologie ed il piano di ispezione e manutenzione che, oltre a dover rispondere ai rischi legati ad ambiente, cose e persone ed ai problemi di carattere economico, deve essere conforme a leggi e normative vigenti e garantire la normale operatività della fabbrica.
Gli obiettivi della presente tesi sono :
• l’analisi della pianificazione delle ispezioni dei serbatoi;
• l’individuazione delle tecniche e degli strumenti per garantire l’affidabilità complessiva;
• l’ottimizzazione della frequenza delle ispezioni in base al rischio;
• analizzare i costi di manutenzione più rilevanti;
• proporre soluzioni di miglioramento e/o riduzione dei costi.
Analizzato il piano ispettivo, redatto secondo lo standard API (American Petroleum Institute), è stata approfondita la tecnica Risk Based Inspection che ottimizza la frequenza delle ispezioni in base al grado di rischio nel rispetto dei vincoli dell’Autorizzazione Integrata Ambientale.
Sono stati, infine, analizzati due casi di studio per l’esame puntuale dei costi di manutenzione concludendo con la proposizione di una strategia di riduzione del costo complessivo pur mantenendo gli stessi standard qualitativi.
Abstract
This work examined the tank's asset management system of the Eni Refinery in Livorno with reference to the optimization of maintenance costs complying with the Health Safety Environment (HSE) duty and the handling's continuity.
After an initial presentation of the refinery and the production process it has been studied the tank’s park analyzing its different types and the inspection and maintenance plan which must be in compliance with applicable laws and regulations and guarantee the normal efficiency of the factory as well as accounting for the risks related to the environment, things, people and economics problems.
The aims of this thesis are:
• the tank's planning inspections analysis,
• identifying techniques and tools used to ensure the overall reliability;
• the optimization of the frequency of inspections according to the degree of risk;
• analyze the higher manteinance costs;
• offer solutions for enhancement and/or costs reduction.
Analyzed the inspection plan, drawn up according to the API standard (American Petroleum Institute), it has been deepened the Risk Based Inspection technique that optimizes the frequency of inspections according to the degree of risk within the constraints of the Integrated Environmental Authorization.
Finally, two cases of studies have been analysed for the detailed examination of the costs of maintenance and concluding with the proposal of a strategy to reduce the total cost while maintaining the same quality standards.
Indice
Capitolo 1: La Raffineria di Livorno ... 1
1.1 Introduzione ... 1
1.2 Struttura organizzativa ... 3
1.3 Descrizione delle attività ... 7
1.4 Ciclo di Lavorazione ... 11
1.4.1 Ciclo Carburanti ... 13
1.4.2 Ciclo Lubrificanti ... 16
1.4.3 Ciclo Blender Oli: ... 19
1.5 Il Parco serbatoi ... 20
Capitolo 2: I Serbatoi e le Tecniche di Ispezione ... 23
2.1 Introduzione ... 23
2.2 Tipi di serbatoi ... 24
2.3 Meccanismi di degrado dei serbatoi ... 26
2.3.1 Corrosione dei serbatoi ... 27
2.3.2 Meccanismi non legati alla corrosione ... 29
2.3.3 Danni strutturali o perdita di funzionalità degli accessori ... 29
2.4 Tecnologie ispettive ... 30
2.5 Problematiche e punti critici ... 34
2.6 Motivazioni e scopo del lavoro di tesi ... 35
2.7 Articolazione delle attività svolte ... 36
Capitolo 3: Pianificazione e Strategia delle ispezioni e tecniche di ottimizzazione dei processi ... 37
3.1 Introduzione ... 37
3.2 Piano di ispezione dei serbatoi ... 37
3.2.1 Ispezioni con serbatoi in esercizio... 40
3.2.2 Controllo dei fondi dei serbatoi ... 42
3.2.3 Ispezioni con serbatoio fuori esercizio ... 43
3.2.4 Rateo di corrosione e vita residua ... 46
3.3 Risk Based Inspection ... 49
3.3.1 Determinazione RBI ... 50
3.3.2 Frequenze di Ispezione secondo RBI ... 51
3.4 Il piano ispezioni secondo l’Autorizzazione Integrata Ambientale ... 53
Capitolo 4: I costi di Manutenzione dei Serbatoi ... 55
4.1 Introduzione ... 55
4.2.1 Confronto Voci di Prezzario ... 56
4.2.2 Analisi delle maggiori Voci di Prezzario ... 57
4.3 Casi studio ... 62
4.3.1 Caso studio 1: l’uso del Generatore Elettrico ... 62
4.3.2 Caso studio 2: l’uso del ponteggio ... 65
Capitolo 5: Conclusioni ... 69
Ringraziamenti ... 72
Bibliografia ... 73
Allegati ... 74
Allegato A - Check-list per ispezione esterna di routine serbatoi ... 75
Allegato B - Check-list ispezione esterna serbatoi ... 77
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Capitolo 1: La Raffineria di Livorno
1.1 Introduzione
La Raffineria di Livorno, appartenente alla Divisione Refining & Marketing di Eni Spa, è situata in località Stagno, zona industriale a nord di Livorno, dove occupa un’area di circa 1.500.000 mq.
Produce prevalentemente benzine, gasoli, olio combustibile per bunkeraggi, basi lubrificanti, bitumi, bitumi modificati e altri prodotti speciali, con una capacità di raffinazione primaria bilanciata di 105 mila barili/giorno di petrolio e un indice di conversione del 13%.
Oltre che degli impianti di distillazione primaria e distillazione sottovuoto (vacuum), dispone di un reformer, di un'unità di isomerizzazione, di due unità di desolforazione dei distillati medi, di due linee di produzione di lubrificanti e di una unità di deasfaltazione.
La maggior parte delle materie prime destinate alla raffinazione giunge in Raffineria tramite navi che attraccano al porto di Livorno e in particolare alle Darsene Ugione e Petroli.
La ricezione, movimentazione e distribuzione dei prodotti è ottimizzata dalla presenza di oleodotti che la collegano ai propri Terminali marini (Darsene) e al Deposito di Calenzano (Firenze), e dalla presenza di gasdotti che la collegano ai terminali marini e al Costiero Gas Livorno.
Tra la raffineria e il Deposito di Calenzano sono presenti 2 oleodotti costituiti da due tubazioni di otto pollici di diametro e delle lunghezza di 90 km ciascuno. Tali tubazioni, interscambiabili tra di loro, sono adibite al trasferimento di benzine, gasolio e cherosene.
La restante parte dei prodotti in ingresso e uscita viene trasportata tramite ferro cisterne e su strada tramite autobotte.
All’interno del perimetro della Raffineria si trova anche lo stabilimento ENI Power, con una propria autonomia gestionale e destinato alla produzione di aria e vapore per i consumi interni di Raffineria, nonché alla produzione di energia elettrica per cessione alla Raffineria e all’ENEL.
2
In Figura 1.1 una planimetria che permette di visualizzare l’ubicazione della Raffineria e delle Darsene.
1.2 Struttura organizzativa
Il personale di Raffineria è strutturato in:
• Un Team Direzionale, composto dal Direttore e dai Responsabili di Unità/Funzione di primo livello che:
o definisce gli indirizzi
opportune azioni di controllo delle attività;
o assicura il collegamento con le preposte funzioni di sede, con il circuito esterno aziendale e con il territorio;
o definisce le azioni volte allo sviluppo
• Due Strutture Operative Integrate (SOI Carburanti e SOI Lubrificanti), corrispondenti alle aree impiantistiche di Raffineria, che prevedono i corrispettivi:
o Team Gestionali (Responsabile SOI, Tecnologo di Processo di S Responsabile Manutenzione SOI e Responsabile del Team Operativo) che assicurano il conseguimento delle performance e degli obiettivi definiti;
• Team Operativi (Responsabile Team Operativo, Consollisti e Operatori) che provvedono alla conduzione degli
• Una Struttura Logistica (HUB) che assicura i processi di programmazione logistica, movimentazione e spedizione prodotti .
In Figura 1.2 è stato riportato l’organigramma di raffineria:
Figura 1.2
Tecnologico Controllo Resp. Funz. Qualità
[TECON] APROC PROG ASTEC SVIL COQ LABO 3
1.2 Struttura organizzativa
Il personale di Raffineria è strutturato in:
Un Team Direzionale, composto dal Direttore e dai Responsabili di Unità/Funzione di primo livello che:
definisce gli indirizzi strategici e le linee guida produttive, assicurando le opportune azioni di controllo delle attività;
assicura il collegamento con le preposte funzioni di sede, con il circuito esterno aziendale e con il territorio;
definisce le azioni volte allo sviluppo e al miglioramento di breve periodo. Due Strutture Operative Integrate (SOI Carburanti e SOI Lubrificanti), corrispondenti alle aree impiantistiche di Raffineria, che prevedono i corrispettivi:
Team Gestionali (Responsabile SOI, Tecnologo di Processo di S Responsabile Manutenzione SOI e Responsabile del Team Operativo) che assicurano il conseguimento delle performance e degli obiettivi definiti;
Team Operativi (Responsabile Team Operativo, Consollisti e Operatori) che provvedono alla conduzione degli impianti e alla prevenzione delle varianze;
Una Struttura Logistica (HUB) che assicura i processi di programmazione logistica, movimentazione e spedizione prodotti .
In Figura 1.2 è stato riportato l’organigramma di raffineria:
Figura 1.2 – Organigramma della Raffineria di Livorno
Direttore Raffineria [DIR]
HUB Centro
GEOSPED BLENDER OLI
MOV
Operation [REOP]
SOI CARB SOI LUBE
CTD Pianificazione, Esercizio e Analisi Performance [PERF] Sicurezza, Salute e Ambiente [HSE]
Un Team Direzionale, composto dal Direttore e dai Responsabili di Unità/Funzione
strategici e le linee guida produttive, assicurando le
assicura il collegamento con le preposte funzioni di sede, con il circuito
e al miglioramento di breve periodo. Due Strutture Operative Integrate (SOI Carburanti e SOI Lubrificanti), corrispondenti alle aree impiantistiche di Raffineria, che prevedono i corrispettivi:
Team Gestionali (Responsabile SOI, Tecnologo di Processo di SOI, Responsabile Manutenzione SOI e Responsabile del Team Operativo) che assicurano il conseguimento delle performance e
Team Operativi (Responsabile Team Operativo, Consollisti e Operatori) che impianti e alla prevenzione delle varianze;
Una Struttura Logistica (HUB) che assicura i processi di programmazione logistica,
a della Raffineria di Livorno
Servizi Tecnici [SERTEC]
ING MAN
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• DIR – Direttore di Raffineria il cui ruolo è:
o garantire, nel rispetto dei programmi operativi definiti, il raggiungimento degli obiettivi di qualità, volumi, mix di produzione, movimentazione, nonché dei relativi piani di miglioramento; attuare le opportune azioni correttive in caso di scostamenti;
o garantire l’elaborazione delle proposte di piano, budget e dei forecast di esercizio e di investimenti del sito operativo e le relative azioni di monitoraggio dei risultati, in collegamento con le competenti strutture di Divisione;
o garantire la disponibilità, l’affidabilità e la sicurezza degli impianti e degli asset logistici del sito operativo attraverso la supervisione delle attività di manutenzione e di adeguamento degli impianti;
o contribuire allo sviluppo tecnologico degli impianti e degli asset logistici del sito operativo attraverso l’elaborazione di proposte di interventi di adeguamento e la partecipazione alla realizzazione dei progetti di investimento;
o assicurare la conformità dei processi di accertamento fiscale alle normative in materia gestendo le attività di ricezione, movimentazione, miscelazione e spedizione, in collegamento con le competenti strutture di Divisione;
o assicurare la conformità dei sistemi ambientali e di sicurezza del lavoro del sito operativo alle normative interne ed esterne vigenti;
o partecipare al processo di pianificazione e gestione delle risorse umane e alla valorizzazione delle competenze;
o assicurare, per le attività di competenza, i rapporti con il territorio e l'osservanza delle norme in materia di salute, sicurezza, ambiente e tutela dell'incolumità pubblica.
• HSE - Unità Sicurezza, Salute e Ambiente della raffineria che assicura:
o la definizione, l’attuazione e il controllo degli interventi necessari per garantire la prevenzione e protezione della salute e della sicurezza e la tutela dell’ambiente per i siti assegnati garantendo il rispetto degli adempimenti di legge in materia;
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o le attività antincendio e antinfortunistica, anche attraverso la formazione/addestramento e l’informazione, favorendo in tale ambito un processo di miglioramento continuo;
o la coerenza dei sistemi vigenti con le best practices e, con le linee guida emesse dalle competenti unità della Società; individuare e proporre azioni finalizzate al miglioramento della gestione delle attività;
• Hub Centro: Struttura Logistica costituita da BLEND (Blender Oli), GESPED (Gestione Spedizioni) e MOV (Movimentazione e Dispacciamento) si occupa di:
o assicurare la gestione dell’hub logistico, nel rispetto dei programmi operativi definiti, attraverso la definizione delle formulazioni di blending e l’attuazione dei programmi di ricezione, movimentazione, miscelazione e spedizione; provvedere alle connesse operazioni tecniche, operative e contabili, nel rispetto delle normative doganali e fiscali;
o coordinare, per quanto di competenza, la gestione delle attività di manutenzione, promuovendo gli interventi necessari ai fini del mantenimento dei livelli di affidabilità e sicurezza definiti per l’hub logistico;
o definire e proporre alle competenti funzioni di raffineria piani di miglioramento e modifiche agli asset di competenza dell’hub logistico; formulare, per quanto di competenza, le proposte di budget di esercizio e di manutenzione;
• PERF - Pianificazione Esercizio e Analisi Performance, in collegamento con le Unità interessate di Raffineria, assicura l’elaborazione dei programmi operativi di produzione concordati con le preposte funzioni della Divisione R&M garantendone la periodica ottimizzazione. Promuove il processo di definizione e bilanciamento degli obiettivi produttivi, tecnici ed economici individuando e proponendo soluzioni, opportunità e target complessivi.
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• REOP- Responsabile Operations, nel rispetto delle condizioni di sicurezza e tutela ambientale, assicura il coordinamento della gestione degli impianti, delle attrezzature e delle risorse umane di competenza delle Strutture Operative Integrate e garantisce il conseguimento degli obiettivi produttivi, tecnici ed economici delle stesse attraverso iniziative atte a favorire i processi di miglioramento e l'ottimale bilanciamento delle attività di esercizio. Assicura, in caso di assenza del Direttore di Raffineria, le attività di direzione della raffineria e la rappresentanza verso le autorità, enti pubblici e organismi di controllo. Dal REOP dipendono le funzioni SOI CARB (Struttura Operativa Integrata Carburanti), SOI LUBE (Struttura Operativa Integrata Lubrificanti) e CDT (Consegnatario di Turno).
• SERTEC - Servizi Tecnici: Assicura la progettazione, la programmazione, la preparazione, la preventivazione e l’assegnazione alle Unità esecutrici dei lavori di manutenzione specialistici, di fermata e straordinari ed assicura l'impostazione dei programmi e l'esecuzione di ispezioni periodiche e collaudi sulle apparecchiatura e sui materiali. Si suddivide nelle unità Ingegneria (ING), di Manutenzione (MAN) e Migliorie e Modifiche Impianti (MMI).
• TECON - Tecnologico e Controllo: Assicura le attività di programmazione, controllo e assistenza specialistica finalizzate all'ottimale attuazione delle lavorazioni; in collegamento con la funzione tecnologica centrale, effettua studi e propone interventi per il miglioramento dei processi e collabora a progetti di fattibilità per lo sviluppo industriale del sito di competenza. Dal Servizio Tecnologico di Raffineria dipendono numerose unità di raffineria tra cui servizi informatici e automazione di processo (APROC), Programmazione (PROG), l’Assistenza Tecnica (ASTEC), Sviluppo Budget e Investimenti (SVIL), Controllo Qualità (COQ) e il Laboratorio Chimico (LABO).
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1.3 Descrizione delle attività
Nell’ambito della Raffineria possono essere individuate le seguenti aree:
Area Carburanti:collocata nella parte sud della raffineria, comprende gli impianti di produzione di GPL, benzina, cherosene e gasolio, zolfo e pensiline di carico di quest’ultimo;
Area Impianti Lubrificanti: collocata nella parte centrale della raffineria, comprende gli impianti di produzione oli lubrificanti, paraffine, petrolati, estratti aromatici e bitumi modificati e pensiline di carico di questi ultimi.;
Area servizi: collocata nella parte nord periferica, raggruppa gli impianti di trattamento delle acque reflue di Raffineria (TAE), oltre ai serbatoi di accumulo delle acque fognarie;
Area Movimentazione suddivisa in :
o Area serbatoi: collocata nella parte ovest e nord-ovest della Raffineria, raggruppa i serbatoi per lo stoccaggio dei prodotti petroliferi finiti e semilavorati;
o Area Pensiline e Darsene: raggruppa le pensiline di carico dei prodotti carburanti, GPL e bitumi stradali a mezzo autobotti, collocate nella parte sud est della Raffineria, le pensiline di carico ferrocisterne semilavorati, collocate nella parte nord del sito; inoltre, nell’area GPL Nord sono presenti pensiline di carico adibite al caricamento di GPL su autobotti e ferro cisterne. La ricezione e spedizione prodotti avviene anche via mare, attraverso i Terminali Marini esterni al perimetro della Raffineria (Darsena Ugione e Darsena Petroli).
Area BLENDER OLI che raggruppa i seguenti impianti/attrezzature:
o Parco Serbatoi: composto da 401 serbatoi dedicati allo stoccaggio di materie prime e allo stoccaggio di miscele provenienti dalle lavorazioni del blending o della denaturazione fiscale (miscele finite, oli denaturati). I 401 serbatoi vengono pertanto suddivisi, sulla base del prodotto stoccato, in 3 categorie: serbatoi per Oli Base, per Additivi, per Miscele Finite.
o Magazzini: aree dedicate allo stoccaggio di oli base/additivi/ingredienti in fusti e contenitori diversi;
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o Sistema di Miscelazione: costituito da un sistema di miscelazione in linea di oli base e 5 unità di miscelazione in batch.
o Denaturazione degli oli base: costituita da serbatoi di stoccaggio e da un serbatoio per la lavorazione.
o Confezionamento e Immagazzinamento: costituita da un’area coperta di 6000 m2 dove sono installate diverse linee di confezionamento automatiche e semiautomatiche, per il confezionamento dei prodotti finiti nelle diverse tipologie di imballo richieste dal mercato. Il rifornimento di imballi vuoti viene effettuato da un’apposito magazzino avente superficie di 5000 m2. E’stato inoltre recentemente installato un impianto per la soffiatura delle confezioni in PET da ½, 1 e 4 lt. L’immagazzinamento del prodotto finito, confezionato in bancali, avviene per mezzo di elevatori in magazzini aventi una superficie complessiva di circa 10.000 m2.
In Figura1.3 la foto del sito della Raffineria.
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Mentre in Figura1.4 la planimetria del sito e della Raffineria con le aree in evidenza.
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A protezione del personale, dell’ambiente e delle attrezzature, la Raffineria è inoltre dotata di una serie di servizi ausiliari tra cui, i principali, sono il:
Servizio antincendio adeguatamente strutturato con apparecchiature ed attrezzature impiantistiche dislocate in tutta l’area dello Stabilimento nel quale opera personale specializzato in turno continuo
Servizio Sanitario costituito da un locale Infermeria per prestazioni di Primo Soccorso munito di Ambulanza aziendale
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1.4 Ciclo di Lavorazione
La Raffineria presenta la struttura di un ciclo integrato del tipo “hydroskimming”, in grado di rendere disponibili prodotti petroliferi di elevata qualità, quali GPL, benzine con basso tenore di zolfo, jet-fuel, gasoli con ridotto tenore di zolfo, oli combustibili e altri prodotti speciali quali cariche dearomatizzate destinate alla fabbricazione di solventi alifatici.
Dispone inoltre di un ciclo lubrificanti di tipo Solvex, con il quale è in grado di produrre tutta la gamma di basi lubrificanti, paraffine e bitumi per il mercato nazionale ed internazionale.
I principali prodotti della Raffineria sono:
− GPL;
− benzine auto;
− cherosene carburante per avio e per riscaldamento;
− gasolio per autotrazione e per riscaldamento;
− oli combustibili;
− bitume per impiego stradale ed industriale compreso bitumi modificati;
− basi lubrificanti;
− paraffine, petrolati, estratti aromatici;
− zolfo liquido.
Con riferimento allo schema di flusso riportato in Figura 1.3, sono sintetizzate le principali caratteristiche del ciclo di produzione.
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13 1.4.1 Ciclo Carburanti
Il ciclo carburanti comprende i seguenti impianti:
o Topping (Distillazione Atmosferica):
Il greggio, ricevuto con navi cisterna in Darsena Petroli,viene inviato in Raffineria mediante oleodotto e depositato nel Parco Generale Serbatoi.
Il greggio stoccato alimenta l’impianto di Distillazione Primaria (TOPPING) che provvede alla separazione del greggio nei suoi componenti di base mediante apporto di calore e sfruttamento delle diverse volatilità relative dei vari componenti la miscela di idrocarburi; in particolare si estraggono:
- testa colonna: benzina non stabilizzata, successivamente inviata alla sezione di Recontacting e Stabilizzazione per l’ottenimento di gas, GPL e benzine stabilizzate; - tagli laterali: costituiti da benzina pesante pro-solventi, cherosene semilavorato e gasolio semilavorato;
- fondo colonna: residuo atmosferico, inviato come carica alla distillazione sottovuoto (impianto
o Produzione GPL: impianti stabilizzazione benzine (stab.benz), Merox GPL e stabilizzazione GPL (stab. GPL)
La benzina in uscita dall’impianto di distillazione atmosferica viene stabilizzata all’impianto Stabilizzazione Benzine con separazione di GPL (Gas di Petrolio Liquefatto).
Il GPL viene desolforato all’impianto Merox e, successivamente, inviato alla stabilizzazione GPL da cui si separano propano e butano, che vengono poi commercializzati come prodotti finiti (propano e/o miscela). La benzina stabilizzata viene inviata agli impianti di desolforazione UNI 1 e 2.
o Produzione benzine: impianti Unifiner 1 e 2 (UNI 1 / 2), Splitter T2, T2 ex, C5, Isomerizzazione (ISO), Platforming (PLAT) e Splitter Reformata e Deisopentanatrice
La benzina stabilizzata viene inviata agli impianti di desolforazione (UNI 1/2) e, successivamente, agli impianti di Splitter: le benzine leggere vengono poi inviate
14
all’impianto di Isomerizzazione (ISO) che sfrutta l’impiego di un apposito catalizzatore a base di platino, per la trasformazione dei distillati primari leggeri n-paraffinici, caratterizzati da scarse qualità ottaniche, in loro isomeri di pregiate caratteristiche qualitative; le benzine pesanti vengono invece inviate all’impianto di Platforming (PLAT) che sfrutta l’impiego di un apposito catalizzatore a base di platino per la trasformazione dei distillati pesanti caratterizzati da scarse qualità ottaniche, in componenti aromatici che hanno invece un alto numero di ottano;
o Produzione solventi dearomatizzati: impianto Dearomatizzazione (DEA)
L'impianto di dearomatizzazione (DEA) ha lo scopo di eliminare gli idrocarburi aromatici tramite idrogenazione ad alta pressione su catalizzatore al Nickel; le cariche possono essere benzina leggera, un taglio pesante di benzina detta BAP ed un taglio speciale di petrolio; queste lavorazioni avvengono per campagne.
Le benzine leggere e pesanti dearomatizzate vengono utilizzate come base per la preparazione di solventi, il taglio di petrolio dearomatizzato costituisce un lubrificante speciale chiamato Lamium 11.
o Produzione di petroli: impianto di desolforazione catalitica Hydrosweeting (HSW):
Il petrolio in uscita dalla distillazione atmosferica passa nel reattore di Desolforazione, ove lo zolfo contenuto viene trasformato in idrogeno solforato (H2S), permettendo il raggiungimento delle specifiche di stabilità e delle caratteristiche chimico-fisiche del cherosene, utilizzato soprattutto come carburante per gli aerei (JET-FUEL).
o Produzione di gasoli: impianti di desolforazione catalitica Hydrofiner (HD2 ed HD3)
Il gasolio in uscita dalla distillazione atmosferica passa nel reattore di Desolforazione, dove lo zolfo contenuto viene trasformato in H2S permettendo il
raggiungimento delle caratteristiche chimico-fisiche e tenori di zolfo (oltre ad una riduzione del tenore complessivo di zolfo, si limitano anche i composti di azoto ed i sedimenti potenziali). In carica a questi impianti, oltre che il gasolio proveniente
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dall’Unità Topping, possono essere inviati i gasoli dell’impianto Vacuum (distillazione sotto vuoto VPS) e gasoli d’introduzione.
L’impianto è completato da 2 strutture di assorbimento con MEA (miscele ammine terziare), per il lavaggio e la purificazione dall’H2S del gas di risulta, mandato
quindi a rete fuel gas (rete gas combustibile di Raffineria).
L’impianto HD2 in alcune marce può sostituire l’impianto HSW per la lavorazione del petrolio.
o Zolfo1 e Zolfo (recupero Zolfo Claus e trattamento gas di coda SCOT)
La Raffineria è dotata di un impianto di recupero dello zolfo (Claus) che converte l’H2S proveniente dagli impianti di desolforazione catalitica e dagli impianti di
assorbimento con MEA e di 1 impianto SCOT (Shell Claus Off-gas Treatment) per il trattamento dei gas di coda provenienti dal recupero zolfo.
Il processo Claus prevede che il gas acido, composto essenzialmente da H2S, venga
bruciato in un apposito bruciatore con aria (arricchita con ossigeno per ossidare l’ammoniaca ad Azoto) allo scopo di provocare la formazione di zolfo elementare in fase gassosa, che viene condensato e separato.
Il processo SCOT è stato introdotto in Raffineria con l’obiettivo di migliorare l’efficienza di recupero dello zolfo dai Claus mediante un processo di “riduzione” dei composti incombusti dello zolfo contenuti nei gas di coda Claus, convertiti in idrogeno solforato (H2S) a sua volta rimosso dal gas in modo selettivo, mediante
soluzione amminica.
o Sour Water Stripper (impianto S.W.S.)
La Raffineria è dotata di 1 unità di Sour Water Stripper, dedicata allo strippaggio dell’ammoniaca e dell’acido solfidrico dalle acque di processo.
In colonna l’acqua si libera dei gas contenuti per strippaggio con vapore a bassa pressione, inviato alla base della struttura; i vapori che escono dalla testa della colonna vengono inviati all’impianti Recupero Zolfo.
L’acqua strippata di fondo colonna viene mandata al trattamento effluenti (Impianto TAE).
16 1.4.2 Ciclo Lubrificanti
Il ciclo lubrificanti comprende i seguenti impianti:
o Impianto VPS (distillazione Sotto Vuoto):
L'impianto è costituito da 1 unità sotto vuoto e lavora sia residuo atmosferico proveniente dall'unità Topping (della Ciclo Carburanti), sia materia prima d'introduzione.
Analogamente alla distillazione primaria, la separazione dei prodotti avviene per riscaldamento e per differenza di volatilità, in particolare:
- dalla testa della colonna viene prelevato un prodotto leggero (VGO) che, previa condensazione e separazione dall'acqua di processo, viene inviato ai serbatoi di gasolio; - i rimanenti prelievi laterali della colonna sono 4 frazioni che successivamente lavorati agli impianti FT1 e 2 e MEK 1 e 2 porteranno alla produzione diversificata di basi lube, estratti, paraffine e petrolati;
- il fondo colonna viene successivamente lavorato per la produzione degli oli pesanti all’impianto PDA, oppure, è inviato a blending bitume e/o Olio Combustibile.
o Impianto di deasfaltazione al propano PDA (Propane DeAsphalting)
L'impianto prevede che la carica, fondo colonna VPS, dopo una prediluizione con propano, entri in una colonna di estrazione a piatti dove, in controcorrente, incontra il solvente (propano). La selettività e la solubilità variano in funzione delle condizioni operative; la temperatura di estrazione, il gradiente termico ed il rapporto solvente/carica sono le variabili di processo che determinano la qualità dell'olio deasfaltato (DAO, Deasphalting Oil) e dell'asfalto.
La miscela DAO e propano successivamente entra nella colonna C609 in condizioni di pressione e temperatura supercritiche, dove avviene la separazione del solvente. La miscela solvente/DAO che esce dal fondo della C 609 e la miscela solvente/asfalto che esce dal fondo RDC vengono inviate alle rispettive sezioni di recupero. Colonne di flash e strippers a vapore, provvedono al recupero del propano che torna nella sezione iniziale di estrazione.
17 o Impianti di raffinazione al furfurolo (FT1 - FT2):
Gli impianti prevedono che la carica da raffinare (frazioni VPS e/o DAO) entri, ad una predeterminata temperatura, nel fondo di una colonna RDC dove, in controcorrente, incontra il solvente furfurolo proveniente dall'alto della stessa colonna. La temperatura ed il gradiente termico tra testa e fondo RDC, nonché il rapporto solvente/carica determinano l'efficienza del processo di estrazione e quindi la qualità e la resa del prodotto finale.
La miscela solvente/raffinato che esce dalla testa e la miscela solvente-estratto che esce dal fondo della colonna RDC , vengono inviate alle rispettive sezioni di recupero. Colonne di flash a vari livelli di pressione e temperatura e colonne di strippers a vapore surriscaldato liberano il solvente dal raffinato e dall'estratto consentendo il recupero del solvente che torna agli estrattori.
o Impianti di Deparaffinazione con Solvente (MEK1 - MEK2)
La carica paraffinosa viene raffreddata gradualmente nel treno degli scambiatori e chillers a propano fino ad una temperatura inferiore allo zero in base ai vari tipi di oli trattati.
In opportuni punti del treno dei chillers la carica incontra, in rapporti prestabiliti, una miscela di solvente (circa 50% metil-etil-chetone, antisolvente delle paraffine, e circa 50% toluolo, solvente dell'olio) che controlla la formazione e l'accrescimento dei cristalli di paraffina; questi cristalli vengono rimossi successivamente per filtrazione su filtri rotativi che lavorano in depressione.
La "torta" di paraffina in uscita dai filtri primari (n°6 filtri sul MEK1; n°5 filtri sul MEK2) contiene ancora una significativa quantità di olio per cui viene diluita nuovamente con solvente e quindi ulteriormente filtrata sui filtri rotativi secondari o di repulp (n°3 filtri sul MEK1; n°3 filtri sul MEK2). Il filtrato torna in carica per il recupero dell'olio (diluizione di repulp), mentre la paraffina solida:
• (Mek 1) viene inviata alla sezione di frazionamento (n. 2 filtri) per la produzione della paraffina dura (hard wax) o come prodotto secondario (petrolato) con % olio più alto;
• (Mek 2) con contenuto d'olio intorno al 5% - 10% (slack wax) va a serbatoio comeprodotto secondario(petrolato).
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L’ olio e le paraffine vengono poi inviati a sezioni di recupero che consentono di recuperare il solvente che torna nel ciclo di lavorazione.
o Impianto Hydrofinishing 2 ( HF2)
L'olio da trattare, prima di essere immesso nel reattore, viene riscaldato in apposite apparecchiature (scambiatori e forno) e miscelato con gas di trattamento ricco d'idrogeno.
Successivamente il fluido attraversa il letto di catalizzatore del reattore subendo un processo di idrogenazione che migliora e stabilizza il colore dell'olio.
o Impianto distillazione sottovuoto paraffine (W.V.)
Il Wax Vacuum tratta prevalentemente Bottom Hydrocracking, proveniente dalla raffineria Eni di Sannazzaro, per la produzione di basi lubrificanti ad alto grado di viscosità, previo passaggio negli impianti Furfurolo e MEK1.
L’impianto Wax Vacuum è progettato per trattare anche la paraffina in uscita dagli impianti MEK: le frazioni laterali recuperate, insieme, costituiscono la carica HF3, mentre il residuo del fondo e la frazione di testa vengono inviati nei serbatoi di olio combustibile.
o Impianto Hydrofinishing 3 (HF3):
La paraffina dura (hard wax) in uscita impianti MEK o proveniente dal W.V., viene opportunamente riscaldata e miscelata con una corrente di gas di trattamento ricco d'idrogeno in idonei scambiatori.
Successivamente viene inviata in due reattori a letto catalitico ove reazioni di idrogenazione conferiscono stabilità al colore della stessa e permettono di superare il test analitico previsto dalla “FDA” (Ente americano Food e Drugs Administration) per il suo uso alimentare.
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o Impianto produzione bitumi modificati (bit. Mod.):
Una miscela di componenti bituminose viene opportunamente riscaldata e miscelata in apposita apparecchiatura, denominata “reattore”, con percentuali variabili di polimero SBS (copolimero termoplastico). Il composto viene poi macinato tramite mulino colloidale al fine di omogeneizzare le componenti.
Il bitume modificato così prodotto viene inviato a serbatoio dedicato.
La produzione di bitume modificato acquista particolare rilevanza ai fini ambientali perché il suo impiego nella produzione di asfalti stradali determina:
• prolungamento della vita media del manto stradale con conseguenti riduzioni di interventi manutentivi, minimizzazione nella produzione di rifiuti solidi ed emissioni in atmosfera da attività di sbancamento e rimozione e riduzione degli intasamenti da traffico stradale;
• garanzia di maggiore sicurezza stradale grazie all’efficienza delle prestazioni drenanti in caso di pioggia;
• riduzione dell’inquinamento acustico per effetto fonoassorbente del manto. 1.4.3 Ciclo Blender Oli:
Le attività svolte all’interno del BLENDER OLI sono principalmente le seguenti:
• ricevimento materie prime attraverso oleodotto, autobotti e autocarri;
• ricevimento di imballi vuoti ed accessori mediante autocarri;
• miscelazione di prodotti base e additivi per ottenere prodotti finiti;
• confezionamento di taniche, barattoli, secchi e fusti di varia capacità;
• controllo della qualità delle materie prime in ingresso e dei prodotti finiti attraverso
• analisi chimiche di laboratorio;
• carico di prodotti sfusi;
• spedizione di prodotti confezionati e sfusi (ad opera di Ditta terza);
• stoccaggio in magazzino del prodotto confezionato ed al carico su autotreni per il mercato nazionale ed estero (ad opera di Ditta terza);
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1.5 Il Parco serbatoi
Il parco Serbatoi della Raffineria conta un totale di 401 serbatoi adibiti al contenimento di: prodotti finiti, basi semilavorate, additivi, greggio, gpl, oli lubrificanti.
È necessario che i tank garantiscano l’affidabilità nel tempo sia dal punto di vista manutentivo (stabilità meccanica, contenimento del prodotto evitando sversamenti verso l’ambiente) che operativo (mantenimento delle temperatura quando riscaldati, efficienza degli agitatori).
Gruppo prodotto Quantità Serbatoi Capacità (m³) Basi intermedie 44 95485 Benzina 23 290660 Bitume 9 25210 ETBE 2 9660 Gasolio 17 272090 Grezzo 6 297700 Inattivo 2 300 Kero 8 69980 Lube 225 157425 Non utilizzato 4 5261 O.C. 22 362660 Paraffina 39 16986 Totale complessivo 401 1603417
Tabella 1.1 - Classificazione Serbatoi per Gruppo Prodotto e rispettive capacità
Di seguito dei grafici a torta (Figure 1.3 e 1.4) che permettono di visualizzare rispettivamente le quantità dei serbatoi divise per gruppo di prodotto e le relative capacità percentuali.
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Figura 1.3 – Quantità percentuali dei serbatoi divisi per gruppo prodotto
Figura 1.4 – Capacità percentuali dei serbatoi divisi per gruppo prodotto
Le tipologie di stoccaggio identificate nella Raffineria sono le seguenti:
• Polmoni e tumulati, destinati allo stoccaggio di GPL (Propano, Butano e Miscela);
• Serbatoi di Categoria A, destinati allo stoccaggio di prodotti con punto di infiammabilità inferiore a 21°C (ad es. Grezzi, Benzine, MTBE, Slops, ecc.);
• Serbatoi di Categoria B, destinati allo stoccaggio di prodotti con punto di infiammabilità compreso tra 21 e 65°C (ad es. Kerosene);
Basi intermedi e 11% Benzina 6% Bitume 2% ETBE 1% Gasolio 4% Grezzo 1% Inattivo 1% Kero 2% Lube 56% Non utilizzato 1% O.C. 5% Paraffina 10%
Quantità Serbatoi
Basi intermedie 6% Benzina 18% Bitume 2% ETBE 1% Gasolio 17% Grezzo 18% Inattivo 0% Kero 4% Lube 10% Non utilizzato 0% O.C. 23% Paraffina 1%capacità (m³)
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• Serbatoi di Categoria C, destinati allo stoccaggio di prodotti con punto di infiammabilità superiore a 65°C (ad es. Gasoli, Oli Combustibili, Oli Lubrificanti, Paraffine, Petrolati, Estratti Aromatici, Bitumi, Acque carica TAE, ecc.);
• Serbatoi/Polmoni per lo stoccaggio dei prodotti chimici e dei solventi di lavorazione.
I polmoni di GPL, i serbatoi di categoria A e B e parte di quelli di categoria C (Gasoli e Oli Combustibili) sono dotati di bacino di contenimento e di apposito sistema fognario interno intercettabile con valvola di manovra posta all’esterno.
I serbatoi di categoria A (escluso i grezzi perché tecnicamente non possibile), tutti quelli di categoria B e parte di quelli di C sono dotati di drenatori di tipo semi-automatico (in grado di agire sul sistema di chiusura flusso all’arrivo del prodotto).
Tutti i serbatoi di categoria A e B con capacità superiore a 1500 m3 sono dotati di tetto galleggiante allo scopo di minimizzare le emissioni in atmosfera. I serbatoi di categoria C provvisti di sistema di riscaldamento sono dotati di apposite valvole di respirazione allo scopo di impedire eventuali emissioni in atmosfera quando il prodotto non viene movimentato.
Allo scopo di minimizzare i possibili impatti ambientali derivanti dall’operatività dei serbatoi sono state definite specifiche istruzioni Operative, Manuali Operativi, per la conduzione delle attività considerate a maggior rischio e vengono applicate le più moderne soluzioni impiantistiche.
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Capitolo 2: I Serbatoi e le Tecniche
di Ispezione
2.1 Introduzione
In questo capitolo verrà effettuata una descrizione dei componenti principali dei serbatoi che richiedono ispezione e/o manutenzione dei meccanismi di degrado e delle più comuni tecniche di ispezione (1).
I serbatoi di stoccaggio per prodotti petroliferi (atmosferici o a bassa pressione) sono generalmente costruiti in accordo alle norme di progettazione e costruzione quali:
API STD 650: Welded steel tanks for oil storage, al quale si rimanda per le caratteristiche di progettazione.
BS2654: Manufacture of Vertical Steel Welded Non-Refrigerated Storage Tanks with Butt-welded Shells for the Petroleum Industry
DIN 4119 1-2: Aboveground Cylindrical Flat-bottomed Tank Installations of Metallic Materials
CODRES: Code Français de Construction des Rèservoirs Cylindriques Verticaux en Acier UCSIP et SNTC
UNI EN 14015: Specification for the design and manufacture of site built, vertical, cylindrical, flat-bottomed, above ground, welded, steel tanks for the storage of liquids at ambient temperature and above
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2.2 Tipi di serbatoi
I serbatoi di stoccaggio atmosferici, metallici, fuoriterra, cilindrici, ad asse verticale si dividono in due gruppi principali (2) (3):
A) Serbatoi a tetto fisso
B) Serbatoi a tetto galleggiante
A) Serbatoi a tetto fisso, di cui è possibile visualizzare le caratteristiche in Figura 2.1
Figura 2.1- Foto con disegno esplicativo di un serbatoio a “Tetto Fisso”
I serbatoi a diametro maggiore sono normalmente progettati con il tetto a forma conica supportato da una struttura a travi e/o capriate, con o senza colonne di sostegno. I serbatoi a diametro minore possono essere con tetti autoportanti, a forma conica o di duomo. Un altro tipo di tetto fisso autoportante alcune volte utilizzato è il tetto geodesico. Alcuni serbatoi a tetto fisso sono dotati di tetti galleggianti interni.
I serbatoi a tetto fisso sono dotati di adeguati organi di ventilazione e valvole di sicurezza (per ulteriori informazioni si rimanda ad API Std 2000: Venting Atmospheric and Low Pressure Storage Tanks) per evitare sovrapressioni o depressioni interne dovute a normali condizioni operative quali movimentazione del liquido in ingresso o uscita dal serbatoio, variazioni ambientali (temperatura e pressione) ad eventuali situazioni di emergenza (ad esempio, incendio o altre circostanze dovute a errori operativi o guasti di apparecchiature).
B) Serbatoi a tetto galleggiante, di cui in Figura 2.2 si presenta la foto di un particolare
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Figura 2.2- Particolare del tetto di un serbatoio a “Tetto Galleggiante”
Sono generalmente adottati per stoccare grezzo e/o prodotti leggeri volatili.
L’uso di tetti galleggianti riduce le perdite per evaporazione e l’inquinamento ambientale in quanto il tetto galleggia sul prodotto stoccato nel serbatoio e non vi è spazio riempito da vapori di prodotto come nel caso dei serbatoi a tetto fisso.
Lo spazio tra il tetto ed il mantello del serbatoio è occupato da tenute (primarie e, se presenti, secondarie) con elementi flessibili aderenti al mantello al fine di limitare l’emissione di vapori nell’atmosfera, guidare i movimenti del tetto ed evitare l’ingresso di acque meteoriche e/o di sporcizia all’interno del serbatoio.
Esistono due tipi principali di tetti galleggianti:
1. Tetti galleggianti a singolo pontone
Questo tipo di tetto è costituito da un telo centrale contornato da cassoni di galleggiamento che occupano circa il 20-25% della superficie totale del tetto. Il tetto è di norma progettato per supportare, senza problemi, con i dreni primari non operativi, circa 250 mm di pioggia sull’intera superficie del tetto; il galleggiamento deve essere garantito anche qualora due cassoni adiacenti siano forati.
2. Tetti galleggianti a doppio pontone
In questo tipo di tetto tutta la superficie collabora al galleggiamento, essendo costituito d un unico cassone.
L’intero cassone è suddiviso in settori circolari di compartimenti stagni ed il galleggiamento è in genere assicurato anche quando due compartimenti adiacenti ed il compartimento centrale sono forati.
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Questo tipo di tetto viene adottato di norma per serbatoi di grande diametro, in quanto più robusti e maggiormente resistenti ad eventuali problemi provocati dal vento nel centro del tetto rispetto al tipo a pontone a singolo pontone.
I serbatoi a tetto galleggiante sono dotati di alcuni importanti accessori:
• Tenute (primarie e secondarie): hanno la funzione di limitare le perdite per evaporazione, di evitare l’infiltrazione di acqua piovana e di impurità all’interno del serbatoio.
• Dreni (primari e/o di emergenza) e pozzetti di raccolta acqua: hanno la funzione di evitare l’accumulo di acqua piovana sul tetto.
• Scale basculanti: hanno la funzione di permettere l’accesso al tetto in ogni posizione.
• Organi di ventilazione e valvole di sicurezza: hanno la funzione di evitare sovrappressioni o depressioni interne al serbatoio.
• Puntoni di sostegno del tetto: hanno la funzione di permettere l’appoggio del tetto sul fondo in occasione della messa fuori esercizio dei serbatoi.
• Tubo guida: hanno la funzione di evitare la rotazione del tetto attorno al suo asse verticale.
• Sistema antincendio e relativi accessori: per informazioni dettagliate su questo sistema si rimanda a: API RP 2003 “Protection Against Ignitions Arising Out of Static, Lightning, and Stray Currents”
2.3 Meccanismi di degrado dei serbatoi
In questo paragrafo vengono fornite indicazioni generali sui principali meccanismi di danneggiamento dei serbatoi, sulla loro più probabile localizzazione e sui criteri per la valutazione di idoneità al servizio dei componenti più importanti dei serbatoi, quando le ispezioni rivelano variazioni rispetto alla situazione originale o vengono effettuati cambi di esercizio (4) (5) (6). E’ infatti necessario che i serbatoi garantiscano nel tempo la stabilità meccanica, il contenimento del prodotto, il mantenimento delle temperatura e l’efficienza degli agitatori.
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I meccanismi di degrado associati ai serbatoi sono vari e complessi. Tali meccanismi possono essere ricondotti a:
Corrosione (interna, esterna, sotto coibente)
Meccanismi non legati alla corrosione (cedimenti per assestamento dei serbatoi e/o delle fondazioni, deformazioni dei mantelli, deformazioni dei tetti, rotture di saldature, ecc..)
Danni strutturali o perdita di funzionalità degli accessori dei serbatoi (sistemi antincendio, sistemi di messa a terra, organi di ventilazione, scale, etc.)
2.3.1 Corrosione dei serbatoi
La corrosione è la causa primaria di deterioramento dei serbatoi.
Localizzare e valutare l’estensione del fenomeno è pertanto il principale motivo delle ispezioni. Valutare la vita utile residua (prevista), in base al tasso di corrosione, è necessario al fine di decidere la rimessa in esercizio dei serbatoi per un determinato periodo di tempo e/o definire gli eventuali interventi di riparazione e/o sostituzione dei componenti danneggiati.
I principali tipi di corrosione sono:
• corrosione interna può essere determinata da:
presenza di sostanze aggressive o contaminanti nel prodotto stoccato;
ingresso ed accumulo di acqua nel serbatoio causato da presenza di acqua nel prodotto, condensazione di vapor d’acqua dovuta alla ventilazione dei serbatoi, infiltrazione di acqua piovana dalle tenute dei tetti.
• corrosione esterna dei serbatoi dipende in massima parte dallo stato delle fondazioni per quanto riguarda i fondi e dalle condizioni ambientali e/o delle verniciature per quanto riguarda mantelli e tetti dei serbatoi.
• corrosione sotto coibentazione, nei serbatoi coibentati, è un problema che si presenta in genere nelle parti basse dei mantelli, sui tetti e in genere in tutti i punti della coibentazione in cattive condizioni di
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conservazione che permettono l’infiltrazione e la ritenzione di acqua piovana.
29 2.3.2 Meccanismi non legati alla corrosione
I serbatoi hanno una struttura molto flessibile tale che il mantello ed il fondo seguono gli assestamenti del terreno sottostante.
Il peso proprio della struttura del serbatoio è relativamente modesto se paragonato a quello del prodotto contenuto.
La flessibilità della struttura permette al serbatoio di tollerare gli assestamenti delle fondazioni se sono contenuti entro limiti accettabili.
Le fondazioni possono essere di tipo differente:
basamento tradizionale su terreno o roccia, con o senza interposizione di tappeto bituminoso (o sabbia o altro materiale);
basamento tradizionale con interposto uno strato di materiale drenante;
basamento con anello di cemento di appoggio (ring wall); basamento di cemento continuo;
basamento di cemento su pali.
In suoli dove sono presenti strati di materiale comprimibile (argilla, ecc..) possono avvenire assestamenti significativi.
2.3.3 Danni strutturali o perdita di funzionalità degli accessori
Tutti i serbatoi hanno numerosi accessori quali tenute sui serbatoi a tetto galleggiante, agitatori, sistemi di drenaggio dei tetti e dei fondi, sistemi antincendio, sistemi di strumentazione, sistemi di messa a terra, serpentini di riscaldamento, scale e passerelle, ecc...
Per ognuno di questi deve essere assicurata l’integrità e funzionalità e, pertanto, nel corso delle ispezioni anche questi componenti devono essere esaminati.
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2.4 Tecnologie ispettive
Le principali tecniche di controllo che possono essere utilizzate nel corso dell’ispezione dei serbatoi. (6)
A Ispezione visiva
Tutte le normative danno grande rilevanza all’ispezione visiva dei principali componenti del serbatoio (fondo, mantello, tetto) e dei suoi accessori.
L’ispezione deve essere effettuata da personale esperto e non può prescindere da una adeguata pulizia delle superfici delle lamiere.
Dall’esito dell’esame visivo può determinarsi la decisione di far eseguire controlli strumentali dedicati all’individuazione di particolari danneggiamenti.
B Liquidi penetranti
Questo controllo consente di rilevare la presenza di difetti affioranti in superficie sia sulle saldature che sulle lamiere/tubazioni presenti nel serbatoio.
Tenuto conto delle sue peculiarità, questo controllo viene di solito utilizzato si estensioni ridotte e in condizioni di pulizia delle superfici molto accurate.
C Magnetoscopia
Come il precedente esame, anche il controllo magnetoscopico consente di rilevare la presenza di difetti affioranti in superficie sia sulle saldature che sulle lamiere/tubazioni presenti nel serbatoio.
Tuttavia, questa tecnica viene preferita in quanto decisamente più rapida e meno influenzata dalle condizioni delle superfici che comunque devono essere condizionate in modo opportuno.
D Vacuum box
Questo controllo viene applicato per ricercare perdite dalle saldature di composizione (generalmente, del fondo) mediante l’applicazione di soluzione saponosa in condizioni di vuoto realizzate all’interno di una apposita cassetta trasparente.
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Se esistono difetti passanti, essi sono evidenziati mediante formazione di bolle formate sul liquido superficiale e visibili guardando attraverso la cassetta.
E Ultrasuoni
Mediante l’applicazione di tecniche ultrasonore, è possibile effettuare sia il controllo spessimetrico, puntuale o in continuo su aree, sia l’esame difettoscopico delle saldature del tipo a piena penetrazione.
A differenza dei precedenti controlli con liquidi penetranti o magnetoscopici, il controllo ultrasonoro delle saldature consente di valutare il loro intero volume e leventuale presenza di difetti affioranti sulla superficie opposta a quella di scansione.
Al fine di aumentare l’affidabilità della tecnologia possono essere utilizzate tecniche automatizzate che, tramite sofisticati metodi di acquisizione dei dati, forniscono un’accurata registrazione dei segnali che può essere conservata e tramite comparazione tra successive immagini/mappature può fornire indicazioni sulla velocità di avanzamento del degrado.
Volendo esaminare anche zone del serbatoio non direttamente accessibili, al fine di limitare l’impiego di ponteggiature o di altre predisposizioni impiantistiche, sono disponibili sistemi robotizzati sia per il controllo spessimetrico che per il controllo difettoscopico delle saldature.
F Controlli sulle verniciature
Per verificare lo stato di conservazione dei lining e delle superfici verniciate possono essere eseguiti i seguenti controlli:
- misure di spessore; - prove di strappo
32 G Ultrasuoni a lungo raggio
Esistono alcune tecniche che consentono di esaminare la porzione anulare interna del fondo, con il serbatoio in esercizio accedendo dall’anello esterno del fondo stesso.
Tali sistemi richiedono una adeguata larghezza dell’anello stesso e sue condizioni di conservazione adeguate all’accoppiamento della sonda e al passaggio del fascio ultrasonoro.
H Emissione Acustica
Questa tecnica consiste nella rilevazione di segnali acustici (rumore) derivanti da rilasci di energia dovuti alla presenza di corrosioni attive e/o perdite, anch’esse attive al momento di esecuzione del controllo, dal fondo.
Le onde acustiche sono rilevate da trasduttori piezoelettrici posizionati opportunamente sul mantello del serbatoio; attraverso l’uso di metodi di triangolazione, si può individuare, con una certa approssimazione, la posizione delle emissioni acustiche.
La tecnica è di tipo qualitativo e comparativo e non quantitativo; tuttavia, è la sola attualmente disponibile in grado di individuare (con buona attendibilità), in modo preventivo, prima che la perdita si manifesti, le zone del fondo di un serbatoio dove è presente attività corrosiva e, in base ad una valutazione del grado di attività, dove un problema potrebbe presentarsi.
Il principale vantaggio della tecnologia risiede nella possibilità di controllare lo stato di conservazione del fondo mentre il serbatoio è in esercizio.
I Flusso magnetico disperso
Questa tecnologia è utillizata per la ricerca della corrosione sui fondi dei serbatoi, essendo in grado di rilevare anche assottigliamenti delel lamiere lato fondazione, altrimenti non visibili.
Il fondo del serbatoio è ispezionato su tutta la sua superficie mediante l’uso di un “floor scanner” che può anche essere interfacciato ad un sistema informatico in grado di fornire una rappresentazione della severità e della posizione dei singoli difetti su ogni lamiera.
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L ACFM: Alternating Current Field Measurements
Questa tecnica viene utilizzata quale alternativa al controllo mediante liquidi penetranti o magnetoscopia per ricercare difetti superficiali senza rimuovere lo strato di protezione superficiale.
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2.5 Problematiche e punti critici
Le ispezioni permettono di stabilire la pianificazione e l’esecuzione degli opportuni interventi manutentivi al fine di garantire la necessaria affidabilità per l’esercizio degli item oggetto del controllo. Tali verifiche risultano assai critiche poiché, in caso di avaria, si potrebbero causare importanti effetti come contaminazioni ambientali, incendi, danni a persone o cose.
Dal punto di vista economico gli interventi di ispezione hanno però un costo significativo e comportano, nel caso di ispezioni interne, un’indisponibilità del serbatoio con tempi lunghi e necessarie ottimizzazioni sugli assetti di lavorazione della raffineria.
Infatti, qualunque sia la strategia di manutenzione applicata, in un’attività industriale dovrà essere minimo il costo operativo totale C:
min = min(λ + λ )
dove CG è il costo di mancata produzione a causa di un guasto, CM è il costo di
manutenzione e λG e λM sono dei fattori di peso dei suddetti costi. (8)
Nel presente lavoro ci si limita a studiare la minimizzazione dei soli Costi di Manutenzione andando ad analizzare la frequenza delle ispezioni e i costi associati alle attività di riparazione o sostituzione.
I costi di manutenzione CM di un serbatoio sono funzione dei costi di ispezione CISP
e dei costi di riparazione o sostituzione CR:
= +
Questi costi crescono proporzionalmente con la frequenza dell’attività di manutenzione.
Il costo operativo ottimo sarà funzione della strategia di manutenzione, della disponibilità di risorse economiche e di risorse umane qualificate.
Dunque, volendo ridurre la perdita economica minimizzando i costi di manutenzione dei piani ispettivi iniziali, che ne definiscono la criticità rappresentata da una perdita economica, ci si pone l’obiettivo di elaborare un piano ispettivo ottimizzato.
La pianificazione delle ispezioni viene pertanto elaborata in modo tale da tenere in considerazione le problematiche esposte individuando, a seconda dei casi, la migliore strategia da perseguire.
Oltre a questioni di affidabilità e agli aspetti economici, va tenuto in considerazione che la raffineria deve anche rispettare obblighi e scadenze imposte da leggi e normative.
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2.6 Motivazioni e scopo del lavoro di tesi
Il lavoro di tesi prevede lo studio dei processi di ottimizzazione del piano ispettivo e manutentivo del parco serbatoi della raffineria di Livorno, intendendo con processi di ottimizzazione tutte le tecniche che portano alla minimizzazione della funzione costo, decritta nel paragrafo 2.5.
Tali processi prevedono la programmazione delle attività ispettive dei serbatoi e la stesura del piano dei controlli che deve tener conto di vari parametri connessi sia con la progettazione (tipo di serbatoio, materiali, spessori, ecc…), sia con le condizioni operative (tipo di prodotto, temperatura di esercizio, ecc..) che con la storia di esercizio (dati di precedenti ispezioni, riparazioni, modifiche, ecc..) e deve essere tale da rendere minimi i rischi relativi all’ambiente e alla sicurezza.
Inoltre, a seguito di ogni ispezione emergono necessità di nuovi interventi di cui è opportuno gestire costi di realizzazione che si aggiungono ai costi derivanti dalle prescrizioni di legge come ad esempio quelli richiesti dall’Autorizzazione Integrata Ambientale (AIA).
Gli obiettivi che ci si propone di raggiungere in questo studio sono:
• analisi pianificazione ispezioni dei serbatoi;
• individuazione delle tecniche e degli strumenti per garantire l’affidabilità complessiva;
• ottimizzare la frequenza delle ispezioni in base al rischio;
• analizzare i costi di manutenzione più rilevanti;
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2.7 Articolazione delle attività svolte
Nel presente elaborato vengono descritte le attività essenziali per la predisposizione di un piano di ispezione dei serbatoi atmosferici contenenti prodotti petroliferi, con l’obiettivo di rendere minimi i rischi di fuoriuscita dei prodotti contenuti verso l’esterno, causa di potenziali danni per l’uomo e l’ambiente.
Al fine di permettere una più completa e corretta comprensione dei requisiti richiesti per le ispezioni, in tale documento viene effettuata la descrizione dei componenti principali dei serbatoi che richiedono ispezione e/o manutenzione, dei meccanismi di degrado e delle più comuni tecniche di ispezione oltre che cenni e riferimenti ad alcune norme di progettazione.
Successivamente si è passati allo studio del piano ispettivo, redatto secondo le normative standard dell’American Petroleum Institute, ed all’analisi della tecnica di ottimizzazione Risk Based Inspection che determina la criticità di ogni serbatoio basandosi sulle probabilità e conseguenze di danno e associando a ciascuno un grado di rischio che permetta di stabilirne la frequenza delle ispezioni.
A conclusione del lavoro sono state esaminati due casi studio, valutando i costi sostenuti da due imprese terze per la manutenzione dei serbatoi, che hanno permesso di elaborare strategie di risparmio sui costi di manutenzione dei serbatoi e di miglioramento della loro gestione.
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Capitolo 3: Pianificazione e
Strategia delle ispezioni e tecniche di
ottimizzazione dei processi
3.1 Introduzione
La strategia ispettiva dei serbatoi si basa su una serie di attività tese a mettere in atto un piano articolato di controlli che consenta di verificare l’integrità strutturale dei singoli serbatoi e di controllare lo stato di avanzamento del degrado dei loro principali componenti in modo da rendere minimo il rischio di fuoriuscite del prodotto contenuto che potrebbero provocare danni all’uomo e all’ambiente.
Tali attività consistono in un accurato esame della storia di esercizio del serbatoio e delle registrazioni delle ispezioni, in modo da avere conoscenza dei meccanismi di degrado e della velocità con cui si evolvono. (9) (10)
A seguito dell’esame è possibile elaborare una pianificazione delle attività ispettive selezionando tecniche diagnostiche adeguate.
Infine un’accurata analisi degli esiti ispettivi permette di esprimere una corretta valutazione della idoneità del serbatoio all’esercizio, dell’accettabilità o meno dei difetti rilevati, fornendo elementi utili alla decisione su eventuali riparazioni o sostituzione dei componenti danneggiati e sulla durata del successivo periodo di esercizio del serbatoio.
La determinazione della frequenza delle ispezioni è basata su un approccio di calcolo della vita residua del componente in funzione delle tipologie di deterioramento e della loro velocità di propagazione, comunque vincolata da limiti temporali.
3.2 Piano di ispezione dei serbatoi
Il Piano di Ispezione dei serbatoi prevede la pianificazione, esecuzione e valutazione degli esiti delle ispezioni messe in atto per determinare le condizioni strutturali dei serbatoi in termini di idoneità all’esercizio.
L’integrità strutturale dei serbatoi e l’inaccettabilità delle perdite sono i fattori guida per elaborare un piano di ispezione dei serbatoi. (4) (5) (6)
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I serbatoi di stoccaggio di prodotti petroliferi richiedono ispezioni a regolari intervalli per essere sicuri che segni di degrado vengano evidenziati in una fase iniziale, in modo da mettere in atto le azioni necessarie quali riparazioni o sostituzioni dei componenti difettosi.
Per una adeguata gestione dei programmi ispettivi è necessario mantenere una accurata storia tecnica dei dati costruttivi, degli interventi effettuati nel corso degli anni, dei dati di esercizio, seguire un determinato schema di ispezione e tenere la registrazione delle ispezioni e delle valutazioni degli esiti ispettivi. (11) Il programma di ispezione trattato riguarda i principali componenti dei serbatoi:
- Fondi - Tetti - Mantelli - Fondazioni
Tuttavia anche gli altri componenti dei serbatoi (tenute, dreni, ecc..) richiedono ispezioni e possono influenzare il periodo di esercizio dei serbatoi. Lo schema ispettivo di un serbatoio deve prevedere le seguenti tipologie di ispezioni:
a) Ispezioni con serbatoio in esercizio che si dividono in:
Ispezioni di Routine: a cura del personale di esercizio che gestisce il Serbatoio
Ispezioni Esterne (Surveys): a cura dei servizi tecnici preposti alle ispezioni
b) Controlli dei fondi dei serbatoi
c) Ispezioni con serbatoio fuori esercizio.
L’intervallo tra le ispezioni dei serbatoi, sia interne che esterne, deve essere determinato in base a numerosi fattori tra cui:
• caratteristiche costruttive del serbatoio;
• tecniche e materiali di riparazione;
• natura del prodotto stoccato;
• condizioni rilevate dalla precedente ispezione;
• ratei di corrosione;
• presenza di sistemi di prevenzione della corrosione quali rivestimenti interni o sistemi di protezione catodica; (7) (12)
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• presenza di doppi fondi o altro sistema di contenimento di perdite dai fondi;
• esistenza o meno di sistemi di rilevamento perdite con serbatoio in esercizio;
• localizzazione del serbatoio e qualità dei terreni; • cambi di esercizio e/o modalità operative.
40 3.2.1 Ispezioni con serbatoi in esercizio
L’ispezione con serbatoi in esercizio riguarda tutte le superfici esterne visibili dei serbatoi.
Il personale incaricato dell’esercizio dei serbatoi deve effettuare frequenti visite ai serbatoi sotto controllo, verificare l’assenza di perdite dal fondo nei serbatoi a doppio fondo, dotati di sistema di monitoraggio perdite, e segnalare ai Servizi Tecnici incaricati delle ispezioni ogni evidenza di perdite, deformazioni dei mantelli e dei tetti, segni di cedimenti, corrosioni, condizioni delle fondazioni, stato dei terreni e/o presenza di accumuli di acqua alla periferia dei serbatoi, condizioni delle verniciature, delle coibentazioni, degli accessori (quali ad es. scale, mixers, ecc…).
L’ispezione va eseguita secondo una check-list, in allegato A “Check-list per ispezione esterna di routine serbatoi”,che deve essere trasmessa all’unità ispezioni di sito per eventuali azioni e/o per registrazione nel data base di ogni singolo serbatoio.
Tutti i serbatoi, inclusi quelli destinati al contenimento di acqua, devono essere sottoposti ad accurata ispezione esterna a cura delle Unità preposte alle Ispezioni.
In allegato B “Check-list ispezione esterna serbatoi” è riportata la check-list suggerita per tale tipo di ispezione.
Tra le tipologie di ispezione esterna si hanno:
-Ispezione esterna del mantello
Lo scopo principale di tale ispezione esterna è quello di rilevare e localizzare eventuali segni di corrosione sulla superficie esterna del serbatoio.
Se vengono riscontrate zone corrose, devono essere effettuati rilievi spessimetrici per determinare lo spessore residuo.
Oltre all’ispezione finalizzata alla ricerca di corrosione, il mantello deve essere esaminato per l’individuazione di trasudamenti, deformazioni, rigonfiamenti, difetti sulle saldature, ecc…
Qualora si sospetti la presenza di gravi difetti sulle saldature, esse devono essere esaminate con adeguate tecniche strumentali (ad esempio, controlli magnetoscopici e ultrasonori).
