Safap 2016. Sicurezza ed affidabilità delle attrezzature a pressione. Atti di convegno - INAIL

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ATTI DI CONVEGNO

SAFAP 2016

SICUREZZA ED AFFIDABILITÀ

DELLE ATTREZZATURE A PRESSIONE

La gestione del rischio dalla costruzione all’esercizio

Milano - 15 e 16 novembre

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Pubblicazione realizzata da INAIL

Dipartimento Innovazioni Tecnologiche e Sicurezza degli Impianti, Prodotti ed Insediamenti Antropici (DIT)

A cura di Francesca Ceruti

Daniela Gaetana Cogliani

per informazioni

INAIL - Dipartimento Innovazioni Tecnologiche

e Sicurezza degli Impianti, Prodotti ed Insediamenti Antropici via Roberto Ferruzzi, 38/40 - 00143 Roma

[email protected] www.inail.it

ISBN 978-88-7484-520-0

Gli autori hanno la piena responsabilità delle opinioni espresse nella pubblicazione, che non vanno intese come posizioni ufficiali dell’Inail.

Distribuita gratuitamente. Vietata la vendita e la riproduzione con qualsiasi mezzo.

È consentita solo la citazione con l’indicazione della fonte.

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INDICE

Sessione Plenaria Tecnica

G. Tongiani, A. Pelleriti, E. Franchi, N. Bravi, A. Dalmonte, O. Borgia

Azienda – Istituzione è possibile collaborare? Un caso di successo nell’ambito delle

attrezzature ed impianti in pressione………. pag. 1 M. Sacchi, F. Gola

UB Torre Nord: Ispezione caldaia gruppo 4 mediante drone e casco strumentato…………... pag. 9

G. A. Zuccarello, C. Mazzini

Il D.Lgs. 105/2015 e i rischi di incidenti tecnologici innescati da disastri naturali (Na-Tech):

l’approccio metodologico dell’Emilia Romagna per la sicurezza delle Attrezzature a

Pressione………... pag. 17

P. A. Bragatto, C. Delle Site, A. Faragnoli, M.F. Milazzo

Valutazione sintetica dell’adeguatezza del programma di gestione dell’invecchiamento

delle attrezzature negli stabilimenti SEVESO……….. pag. 31

Sessione Progettazione e Costruzione 1

L. Comel, R. Grassetti

Rinforzi strutturali in fibra di carbonio e resina PRS per apparecchiature, tubazioni e

valvole, in seguito a warning da CND senza alcuna interruzione di operatività………. pag. 43 A. Iacino, W. Hageraats

Tenuta degli accoppiamenti flangiati ed integrità……… pag. 54

F. Lidonnici

Il metodo semplificato per il calcolo a fatica secondo il capitolo 17 della norma en 13445.3.. pag. 64

L. Scano

Stress Intensification Factors di giunti a tee senza rinforzo fabbricati con curve saldate su

tubi diritti in acciaio al carbonio……….. pag. 77

E. Becherini, S. Milani, A. Muratore, V. Nastasi

Esempio di progettazione delle attrezzature a pressione mediante la Direct Route proposta

dalla EN 13445 parte 3……… pag. 88 L. Pellizzer

L'analisi dei rischi quale strumento progettazione delle attrezzature a pressione………. pag. 99

Sessione Integrità 1

E. Di Ponzio, V. Galasso, A. Mele, N. Altamura, A. Scialpi, F. Paiano

CASE HISTORY ‐ Analisi di guasto per danneggiamento da H2S Umido K.O Drum

V1604B……….. pag. 105

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E. Latona, M. Corsini, L. Nobile

Utilizzo della metodologia R.B.I. (Risk Based Inspection) sul settore power – Case Study… pag. 117 A. Faragnoli, M. Pessina, A. Petrucco, C. Rapone

Asset management - ISO 55000 e il sistema di gestione della manutenzione (cmms)……… pag. 127 L. Ricciardi, A. Tonti

Curve di temperatura per negligible creep per gli acciai EN-10028-2/7……….. pag. 134

D. Sallustio, E. Mazzi

Piattaforma software per il monitoraggio continuo di componenti sottoposti a fatica

oligociclica di un generatore di vapore a recupero all'interno di una centrale turbogas……... pag. 142

O. Grisolia

Calcolo del tempo di rottura a scorrimento viscoso mediante "Master Curve": valutazioni

sull’affidabilità della procedura automatica e impatto della normativa………. pag. 152

Sessione Analisi dei Rischi 1

D. Barbagallo, A. Cazzoli, D. Bellomi, M. Palacchino

Valutazione del comportamento dei circuiti di protezione da sovrapressione dei serbatoi

criogenici in caso di sovra riempimento……… pag. 162 F. Di Rocco, F. Rossetti

Problematiche in occasione degli accertamenti nel settore GVR………. pag. 169 C. Piccolo, J. Pardi, G. Russo, D. Salzano, A. De Cristofaro

L’analisi dei rischi di incendio nella installazione dei serbatoi di GPL. Definizione di un

programma di manutenzione in relazione alla stato di conservazione del recipiente………... pag. 178

P. Addonizio, G.M. Calabrese, G. Liloia

Gestione della sicurezza in un impianto a ciclo continuo costituito da cinque autoclavi funzionanti in parallelo utilizzate per la sterilizzazione di prodotti alimentari in contenitori di

poliaccoppiato………... pag. 187 A. Barberio, P. Scardamaglia

HazLoc 2.0: l’evoluzione normativa nella classificazione dei luoghi con pericolo di

esplosione, criticità della nuova norma IEC/EN 60079-10-1………. pag. 194

R. Iovene, T. Guidi, G. Paiardini, R. Vasile

Realizzazione di un impianto criogenico come soluzione al problema di abbattimento sfiati

in un’industria chimica………. pag. 202

Sessione Impianti Tecnologici

F. Di Tosto, D. Rinaldi, E. Ludovisi, E. Ferrari, C. Barbarossa

La nuova specifica tecnica sui cogeneratori – Revisione editoriale della Raccolta R

comprensiva di note e chiarimenti emessi dal 2011………... pag. 209 M. Braga, G. Codemo, V. Galasso

La sicurezza idronica alla luce dell’evoluzione tecnologica degli impianti di riscaldamento

ad acqua calda……….. pag. 218

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M. Oss, E. Ferretti, D. Sanzi, A. Tani, F. Rocchi, P. Morucchio, R. Acerboni, A. De Palma, F. Boella

Non conformità rilevate nel corso degli accertamenti su impianti termici (D.M. 01/12/1975 –

RACCOLTA R Ed. 2009)………. pag. 225 T. Scalici, G. Gurnari, N. Palumbo

La verifica dell’impianto di riscaldamento ad acqua calda ai fini della sicurezza delle

persone……….. pag. 230 C. Piccolo, F. Viola, M.M. La Veglia, S. Mungiguerra

Rischio di incendio per le bombole di ossigeno in ambito ospedaliero. Un caso studio……... pag. 242

Sessione Analisi dei Rischi 2

P. Castellano, G. Villani, G. Gorrino

Piano di Intervento Distacco Artificiale di Valanghe (P.I.D.A.V.): premesse per un approccio alla corretta standardizzazione di verifiche e manutenzioni delle attrezzature per il distacco

di masse nevose mediante esplosione di miscele gassose a pressione……… pag. 250 F.P. Nigri, V. De Lisio

Affidabilità dei sistemi di sicurezza in impianti di processo……… pag. 257

M. Faiella, N. Pedicini, T. Pagliuso, G. Perone Pacifico, M. Rossi, S. Malvezzi, A.

Cocchiaro

Verifica in opera di valvole di sicurezza dotate di attuatore pneumatico………. pag. 269

C. Piccolo, L. Adabbo, V. Vosa, C. Salemme, A. Modugno

Tirreno Power S.p.A. - Centrale Termoelettrica di Napoli Levante. Procedure operative per

l’accesso negli spazi confinati: l’analisi dei fattori di rischio e le modalità di intervento……… pag. 279 N. Mordà, C. De Simone

Progettazione sismica delle componenti industriali con approccio Risk-Based………. pag. 292

G. de Gennaro, M. De Musso, A. De Sandre, D. Zamboni, G. Condolo, G. Lapenta La visita interna delle attrezzature a pressione: valutazione dei rischi per la sicurezza degli

operatori. Caso studio……….. pag. 301

Sessione Conformità

E. Artenio, P. A. Bragatto, A. Pirone, M.R. Vallerotonda

Gestione in sicurezza delle operazioni di travaso di fluidi infiammabili………... pag. 310

G. Ceglia, A. Romanelli, A. Casillo, D. Mancuso, A. Sicignano, A. Vescovi, S. Valletta, M. Parsani, P. Cacciatore, G. Battista, O. Di Donato, G. Selvestrini

Visita interna di generatori di vapor d’acqua e acqua surriscaldata. Panorama normativo e problematiche rilevate nella modalità di effettuazione della verifica periodica di visita

interna di cui all’All. VII del D.Lgs 9 aprile 2008, n. 81 e ss.mm.ii……… pag. 321

M. Del Gaudio, R. Luciano, G. Botte, S. Aiello

Attività di verifica ed omologazione in cantieri per la realizzazione di tunnel sotterranei. Il caso pratico di camera iperbarica nella Metropolitana di Napoli e nella Galleria Pavoncelli

di Caposele (AV)……….. pag. 331

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S. Anastasi, D.G. Cogliani, L. Monica

L’accertamento tecnico per la vigilanza del mercato delle attrezzature a pressione: possibili

scenari……… pag. 339

C. Di Girolamo, M.R. Vallerotonda, D. Pegorari

Il quadro normativo e tecnico di riferimento inerente lo stoccaggio e il rifornimento di GNL

negli impianti di distribuzione stradale……….. pag. 349

Sessione Progettazione e Costruzione 2

G. Battista, O. Di Donato, G. Selvestrini, A. Casillo, G. Ceglia, A. Romanelli, D.

Mancuso, A. Sicignano, M. Parsani, A. Vescovi

I recipienti criogenici trasportabili di ossigeno liquefatto medicale. Novità normative,

procedure di controlli e gestione……… pag. 360

A. Casillo, G. Ceglia, A. Romanelli, D. Mancuso, A. Sicignano, M. Parsani, A. Vescovi, P. Cacciatore, S. Valletta, G. Battista, O. Di Donato, G. Selvestrini

Rivalutazione delle incastellature non marcate “π”………. pag. 369 M. Giglio, A. Manes, M. De Mattia, A. Andolina

Metodi di progettazione avanzata per cisterne in pressione soggette ad impatti perforanti… pag. 379 M. Giacobbo

Insiemi soggetti a più direttive: best practice per una corretta marcatura CE……… pag. 390

E. Becherini, M. Lombardi, G. Rainone, D. Gando

La certificazione di prodotto di due grandi Termovalorizzatori in paesi esteri facenti parte

dello spazio economico europeo……… pag. 402 A. Fortuni, F. Giacobbe

Implementazione di un sistema qualità integrato nell’ambito dell’operatività degli organismi

notificati……….. pag. 413

Sessione Integrità 2

S. Porrazzo, S. Morrea, P. Cioffi, G. Gabetta, L. Sasanelli, R. Concetto, L. Pardo Pipeline integrity management. Direct Assessment per la riqualifica di una condotta

onshore multifase………. pag. 423 A. Alvino, A. Antonini, D. Lega, C. Mennuti

Criteri per la valutazione del danno in fornaci di reforning………. pag. 434 A. M. Rendola, A. Esposito, F. Ricci

Analisi sperimentale dell’invecchiamento di un serbatoio ad aria compressa……… pag. 446 R. Cozza

API RP 581: teorema di Bayes e indici di affidabilità……….. pag. 455

C. Sampietri, G. Sironi

Valutazione di integrità strutturale di componenti di impianti petrolchimici in presenza di

difetti utilizzando metodologie FFS……… pag. 469

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A. Tonti, C. De Petris, F. Panin, V. Toigo, S. Dal Bello, R. Piovan

Procedure di sicurezza per il Neutral Beam Test Facility……… pag. 479

Sessione Diagnostica 1

A. Alvino, A. Antonini, D. Lega, L. Ricciardi, A. Tonti

Studio dei meccanismi di evoluzione della microstruttura dell’acciaio grado 91……… pag. 492

C. Delle Site, E. Artenio, F. Giacobbe, A. Rinaldini

Valutazione degli effetti della resistività del terreno sul rateo di corrosione di tubazioni

interrate……….. pag. 503

A. Rotondaro, T. Lomonaco, A. F. Cosentini

Dimensionamento del sistema di protezione catodica per un recipiente a pressione per

stoccaggio Gpl di capacità pari a 1000 lt……….. pag. 513

G. Gabetta, N. Buongiorno, M. Battagliarin, M. Gennaro, P. Zonta

Esame della rottura di alcune viti di fissaggio zincate, per una migliore comprensione del

meccanismo di infragilimento da idrogeno………... pag. 523 P. Agnello, S. Ansaldi, P. Bragatto

Applicabilità delle tecnologie “smart” per la gestione dell’integrità delle attrezzature negli

impianti di processo………. pag. 532 F. Taurasi, E. Ferrari

Gestione delle attrezzature a pressione in acciaio smaltato nell’industria chimica…………... pag. 542

Sessione Natech

N. Mordà, L. Capilongo

Analisi e valutazione degli effetti sismici in serbatoi sferici………... pag. 552

L. Merli, A. Sartori, G. Rossi

Procedura numerico – sperimentale per la verifica sismica di serbatoi criogenici……… pag. 562

V. Nastasi, G. Sferruzza, G. Argento, A. Muratore

Metodologia per l’analisi preliminare idonea ad individuare le unità critiche a seguito di

eventi sismici che possono innescare un incidente rilevante alla luce del d.lgs. 105/2015…. pag. 573 R. Mercurio, A. Mercurio, A. Colaprico, R. Lionetti, G. Paglione, G. Vitale, A. Turi

Le aziende a rischio rilevante e gli eventi naturali “NATECH”……….. pag. 586 D. Barbagallo, L. Merli

Metodologia per la valutazione dell’impatto di eventi sismici sui serbatoi criogenici……….… pag. 597

M. D. Piccioni, A. Fraddosio, A. M. Altieri, V. Annoscia, N. Conversa, N. Pecere Lo studio di vulnerabilità sismica e metodi per il miglioramento e/o adeguamento sismico dei serbatoi sferici di GPL tipo Horton in Stabilimenti soggetti a Rischio di Incidente

Rilevante……… pag. 608

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Sessione Tecnologie di Sicurezza 1

S. Turrin, R. Grassetti

Protezione e ripristino anticorrosivo di scambiatori di calore e condensatori in centrali

elettriche, raffinerie ed impianti petrolchimici………... pag. 616 N. Terlizzi, M. Locarno, S. Quetti, F. Perini

Riutilizzo di una apparecchiatura in pressione dopo periodo di inattività……… pag. 626 E. Opromolla, M. Rossi, S. Malvezzi, A. Cocchiaro

Protezione con INCONEL 625 di surriscaldatori di vapore all’interno di un

termovalorizzatore……… pag. 638

C. De Toro, I. Campitelli, R. Modestino, G. Pucillo, M. Di Gioia, M.M. La Veglia

Procedura di riparazione di una attrezzatura a pressione. Un caso pratico di un forno di

sinterizzazione……….. pag. 647

G. Sferruzza, V. Nastasi, G. Argento, A. Muratore

Casi studio di interventi su tubazioni esistenti, modifiche non importanti (riparazioni) e

modifiche importanti (nuova certificazione PED)……… pag. 657

D. Cionchi

Confronto fra progettazione classica con i codici di calcolo o formule DBF e quella mediante analisi con il metodo degli Elementi Finiti DBA, degli anelli fisso e dentato del

sistema di apertura di una Autoclave vulcanizzazione gomma……… pag. 665

Sessione Diagnostica 2

F. Bertoncini, P. Lenzuni, C. Mennuti, G. Augugliaro, C. De Petris, M. Raugi

Monitoraggio di tubazioni mediante Onde Guidate magnetostrittive……… pag. 675

A. A. Scuderi, C. Blasi, P. Cioffi, G. Gabetta, A. Simonetti

Utilizzo di metodi NDT per la verifica dello stato di integrità di recipienti in pressione in

impianti oil & gas……….. pag. 684

C. Mennuti, G. Augugliaro, C. De Petris, G. Cardarilli, L. Di Nunzio, R. Fazzolari Tecniche per la localizzazione di danni strutturali per mezzo di AE: algoritmi e possibili

soluzioni HW per WSN……… pag. 692 G. Vaccaro, G. Argento, D. Di Fonzo

In Line Inspection - Ispezione interna di condutture attraverso il metodo del pigging"………. pag. 703

D. Di Fonzo, G. Vaccaro, G. Gorrino, E. Pichini Maini, G. Augugliaro

Criticità durante la fase di ispezione periodica su attrezzature a pressione in Materiale

Composito CFRP (Carbon Fiber Reiforced Polymer)………. pag. 709

C. De Toro, G. Aversa, G. Crispino, C. Santomartino, G.M. Calabrese

Controllo delle saldature con il metodo ad ultrasuoni con tecnica phased array (PAUT) in

alternativa alla tecnica radiografica: dimostrazione su nr. 2 blocchi campione saldati…..…... pag. 719

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Sessione Seveso

N. Altamura, M.G. De Santis, M. Perrone

Dispositivi ausiliari: incidenza negli impianti a rischio di incidenti rilevanti……….. pag. 725 L. C. Santillo, P. Addonizio, M. Di Nardo, M. Madonna

Rischio ad incidente rilevante mediante un approccio sistemico: l’incidente di Bhopal……… pag. 741 R. Iovene, G. Alocci, A. Ursini, M. Castagna, J. M. Disdier

Il rafforzamento del ruolo del Comitato Tecnico Regionale operato dal D.Lgs. 105/2015 ed il contributo di competenze delle Unità Operative Territoriali dell’INAIL: l’esperienza nei laboratori sotterranei del Gran Sasso, con particolare riferimento alla soluzione progettuale individuata per garantire lo stoccaggio di Xenon in ognuna delle tre fasi: solida, liquida o

gassosa……….. pag. 748

R. Lauri, M. Ciucci, C. Delle Site

Impianti “Seveso”: approccio metodologico finalizzato alla determinazione delle aree di

danno derivanti dal rilascio di sostanze tossiche……… pag. 756 A. Nebbioso, C. Simeoni, P. Iacono, G. Saputi

Caratterizzazione statistica del “Settore Seveso”……… pag. 767

A. Andolina, M. Russo, M. De Mattia, A. Delle Monache

Determinazione dei fattori gestionali con rischio predominante per la redazione di un

Sistema di Gestione della Sicurezza efficace……….. pag. 778

Sessione Tecnologie di Sicurezza 2

F. Giacobbe

La nuova Direttiva PED 2014/68/UE. Interazioni tra requisiti essenziali di sicurezza e

sistema qualità……….. pag. 789

R. Balistreri, G. Sferruzza

Industrie a rischio di incidente rilevante: Confronto sulle discipline in vigore in alcuni stati

aderenti alla UE in merito alle verifiche delle attrezzature a pressione………... pag. 797

R. Acerboni, F. Boella, A. De Palma, P. Morucchio, J. Longo, F. Rocchi, M. Oss, A.

Tani, D. Sanzi

Insieme o attrezzature separate per una scelta consapevole……….. pag. 810

N. Altamura, G. De Gennaro, A. De Sandre, M.S. F. De Musso, A. Mele

EN 13445.3: capp. 17 e 18 utilizzo della norma tecnica per il calcolo a fatica. Esempio di

confronto su una cella di tempra……… pag. 821 P. Addonizio, L. Bianchi, I. Ferrara, M. Madonna, I. Mazzarelli

Aziende a rischio di incidente rilevante: stato dell’arte dei sistemi di gestione della

sicurezza……… pag. 838 V. Notari, A. Montanari

Anomalie delle attrezzature in pressione………. pag. 845

La riproduzione delle figure della UNI EN 12953-3:2005 è stata autorizzata da UNI Ente Nazionale Italiano di Unificazione. L'unica versione

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Azienda – Istituzione è possibile collaborare? Un caso di successo nell’ambito delle attrezzature ed impianti in pressione

G. Tongiani*, A. Pelleriti*, E. Franchi**, N. Bravi**, A. Dalmonte**, O. Borgia***

*General Electric - Nuovo Pignone S.p.A.

**Inail - UOT di Lucca

***SAIPEX s.r.l.

Sommario

Questo articolo ha lo scopo di presentare un progetto, nato nel 2014 e tutt’ora in corso, che si è posto l’obiettivo di garantire una totale business continuity aziendale e livelli di efficienza sempre maggiori delle attività legate alle attrezzature e agli impianti a pressione presenti nei siti produttivi GE Oil & Gas di Firenze, Massa ed Avenza.

Ci concentreremo, particolarmente, sull’esperienza legate ai due siti presenti nella provincia di Massa-Carrara, dove, in virtù dello specifico processo produttivo, caratterizzato da continue installazioni di impianti di prova in configurazioni diverse, la gestione di tali attrezzature risulta più gravosa e con maggiori impatti sulla business continuity in un mercato dove il rispetto dei tempi di consegna determina il successo dell’organizzazione.

Il progetto ha visto la nascita e lo sviluppo di un’importante collaborazione tra General Electric e l’Unità Operativa Territoriale INAIL di Lucca.

Pianificazione, procedure operative, condivisione dei dati, tempestività nelle comunicazioni, trasparenza, disponibilità ed un processo continuo di revisione dei risultati raggiunti hanno permesso in 18 mesi di raggiungere l’obiettivo del progetto in perfetta sinergia con il processo produttivo.

Il tutto è stato supportato da un clima di lavoro molto collaborativo con evidente soddisfazione professionale di tutti gli attori nel progetto.

Il case history che presenteremo vuole essere una testimonianza significativa e di successo di come l’Istituzione pubblica possa essere a pieno supporto della produttività di una azienda privata e di come sia importante da parte delle aziende stesse essere aperte a riconoscere nelle Istituzioni un partner in grado di arricchirle e con cui raggiungere obiettivi comuni.

1. Introduzione al progetto

Le attrezzature in pressione rappresentano un’importante fonte di rischio all’interno di uno stabilimento produttivo. La gestione del rischio di tali apparecchiature richiede competenze specifiche da parte degli operatori, un robusto e ben strutturato sistema informativo e di gestione della comunicazione ed una visione dell’intero ciclo di vita dell’asset in oggetto.

Esistono numerosi settori industriali dove le attrezzature in pressione sono utilizzate in maniera intensiva e diffusa, rappresentando quindi un vero e proprio asset industriale strategico. Sul territorio nazionale esistono molte aziende operanti in diversi settori merceologici al cui interno sono presenti centinaia di attrezzature in pressione di un

SAFAP 2016 Plenaria Tecnica

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grande valore economico, spesso trascurato, ma soprattutto con una incidenza sulla cosiddetta business continuity aziendale determinante.

Lo status di asset strategico dovrebbe essere riconosciuto alle attrezzature in pressione anche in virtù del numero e delle diverse tipologie di attori coinvolti nel loro ciclo di vita dovuti agli obblighi normativi legati alla sicurezza ai quali sono sottoposti.

Questi attori sono operatori, tecnici, funzionari, ecc. facenti parte di organizzazioni diverse (INAIL, ASL, ecc) e prendono parte al ciclo di vita di tale tipologia di attrezzature di lavoro in diverse fasi e momenti, in alcuni casi interagendo e/o influenzando gli altri soggetti che hanno a che fare con l’asset stesso. Si utilizzano e si generano dati ed informazioni, si prendono decisioni operative/tecniche, si mettono in campo azioni, professionalità, analisi, ecc.

Siamo di fronte, quindi, ad una vera e propria rete caratterizzata da flussi informativi, decisioni condivise, azioni con conseguenze operative, tattiche e strategiche che rendono gli impianti e le attrezzature in pressione dei veri e propri asset industriali che richiedono un sistema di gestione in accordo a tale visione.

2. General Electric Oil & Gas

Nei suoi stabilimenti produttivi in Toscana (Firenze, Massa e Avenza), General Electric progetta, produce, assembla e collauda turbomacchine e compressori per utilizzo principalmente nell’ambito dell’oil & gas.

Sebbene GE Oil & Gas faccia parte del settore metalmeccanico, per alcune sue specificità legate in particolare alla fase del testing dei propri prodotti, è un utilizzatore intensivo di attrezzature ed impianti a pressione con prestazioni particolarmente importanti in termini di pressioni e portate.

Allo stato attuale le attrezzature in pressione presenti negli stabilimenti toscani di General Electric sono circa 500, una numerosità significativa ed assolutamente ai vertici come quantità per un’azienda non facente parte del settore petrolchimico.

Queste attrezzature, oltre a rappresentare una fonte di rischio per la sicurezza, sono delle attrezzature di lavoro chiave per garantire la continuità e l’efficienza del processo produttivo e la loro pronta disponibilità operativa in condizioni di completa ottemperanza alle normative è un elemento vitale della business continuity aziendale.

2.1 Il contesto operativo

GE Oil & Gas, tramite la sua azienda italiana Nuovo Pignone, acquisita più di venti anni fa, è un leader mondiale nella produzione di compressori per applicazioni oi, & gas e petrolchimiche. All’interno del processo produttivo dei compressori, uno dei numerosi vantaggi competitivi è l’efficacia e l’efficienza della fase di collaudo delle macchine.

In particolare, ove il fabbricante lo ritenga necessario ed opportuno o lo richieda il cliente, General Electric svolge un Performance Test delle macchine in assetto di esercizio, detto anche String Test, andando a sfruttare il concetto di similitudine termodinamica.

In sintesi si riproducono le condizioni di esercizio della macchina andando ad allestire un circuito di prova all’interno del quale viene posizionato il compressore.

Tramite un circuito principale, denominato Gas Loop, caratterizzato dalla presenza di scambiatori, filtri e valvole di regolazione e numerosi circuiti ausiliari di servizio, si è in

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grado di riprodurre le condizioni di esercizio in aspirazione ed in mandata del compressore al fine di verificarne le performance.

Figura 1. Alcune immagini di allestimento per uno String Test

Le attività appena descritte sono svolte all’interno delle aree di sala prova degli stabilimenti di Firenze e Massa su delle vere e proprie aree di prova. Tali aree sono sostanzialmente delle platee in calcestruzzo fornite di binari ed attrezzate con le utenze di servizio (potenza elettrica, acqua, aria, azoto, metano, ecc.) in grado di accogliere l’allestimento del circuito.

La principale particolarità di questi test di collaudo è il lead time estremamente ristretto sopratutto se confrontato con le dimensioni e le capability dei circuiti allestiti. Una volta che la prova è stata “progettata” da un punto di vista ingegneristico, in 2/3 mesi viene allestito il circuito di prova, il compressore viene piazzatoe si è pronti ad eseguire il test.

La durata del test è di 5/10 giorni lavorativi in funzione delle macchine e dei test specifici da eseguire, suddivisi in prove interne e prove ufficiali. Al termine delle prove, la macchina viene smontata ed inviata al sito di installazione presso il cliente.I circuiti vengono dissassemblati per ripristinare le condizioni iniziali della platea.

Inoltre le prove eseguite da GE Oil & Gas sono caratterizzate da fattori quali:

- Le dimensioni degli allestimenti che vedono coinvolti diverse tipologie di fluidi (pericolosi e no) su tubazioni che possono arrivare anche DN1200 per volumi che spesso possono raggiungere il centinaio di metri cubi, il tutto per estensioni anche di 5000 mq con sviluppo in altezza fino a 15-20 metri;

- Allestimenti di prova caratterizzati da circuiti ed impianti studiati appositamente per la singola prova al fine di conseguire il miglior risultato: cui massima flessibilità quindi per le attrezzature coinvolte e bassissimo grado di standardizzazione per la struttura dei circuiti;

- Tempi certi per la consegna delle macchine e presenza del cliente (per lo più i più grandi operatori mondiali del settore del petrolio e del gas) nella fase “ufficiale” del test. Necessità quindi di avere certezza sulla data, ma soprattutto sulla riuscita della prova, in quanto presenziata da rappresentanze esterne, provenienti dall’estero e molto spesso da località remote.

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Quelli appena elencati rappresentano un mix di requisiti tecnici ed organizzativi estremamente competitivi che rendono molto sfidante l’inserimento di qualsiasi attività all’interno del processo con particolare riferimento allo svolgimento in sicurezza di tutte le attività lavorative.

2.2 Obiettivi specifici del progetto

Obiettivo del progetto, nato su input della Direzione GE Oil & Gas di Massa di fronte ad un’industria in continua evoluzione, è lo svolgimento dei test nei tempi sempre più stringenti e nelle modalità richiesti dal cliente, con l’ovvio mantenimento della piena compliance legislativa del sito produttivo, l’esercizio in sicurezza dei circuiti allestiti per lo svolgimento dei test e il tutto nel rispetto delle esigenze di produzione descritte al paragrafo precedente.

Lo svolgimento delle verifiche deve avvenire in ottemperanza al D.M. n°329/04, in quanto il maggior rischio presentato da questa tipologia di impianto è legato alla presenza di fluidi in pressione.

Questo si è tradotto, dopo un’attenta analisi delle normative applicabili, nel considerare i circuiti a tutti gli effetti come delle nuove installazioni per cui le attrezzature in pressione facenti parte degli impianti sono da sottoporsi per ciascun allestimento alla verifica di messa in servizio secondo quanto indicato agli artt. 4 e 6 del D.M. n°329/04.

3. Approccio sviluppato

I requisiti di tempo e complessità delle installazioni hanno richiesto lo sviluppo di un approccio, per certi versi innovativo, ma che invece per altri non si è discostato molto dal normale processo di verifica così come previsto dalla normativa vigente.

Gli aspetti innovativi sono sicuramente da individuarsi nelle fasi preliminari ed esterne al vero e proprio iter della verifica prevista per legge.

In particolare, il momento chiave dell’intero rapporto pubblico-privato è stata la condivisione degli obiettivi che ha visto coinvolti in prima persona il Management di stabilimento, il Responsabile della manutenzione ed il Responsabile della sicurezza per Nuovo Pignone ed il Direttore dell’UOT per quanto riguarda l’istituzione INAIL, oltre a tutti i tecnici coinvolti nelle fasi operative.

Un significativo incontro di kick off dell’attività ed alcune riunioni periodiche hanno tracciato la strada per lo sviluppo di una collaborazione strutturata nel rispetto dei ruoli e delle prerogative di ciascun attore coinvolto nel processo.

Gli elementi distintivi di questo progetto che possono essere individuati come vincenti sono:

- Un lavoro di squadra orientato agli obiettivi comuni: esercire l’impianto in condizioni di sicurezza nei modi e nei tempi previsti dalla necessità di produzione;

- Un team di lavoro ben definito con l’individuazione di ruoli e responsabilità;

- Un processo di comunicazione tra i diversi attori molto intenso che ha visto l’utilizzo di tutti i mezzi a disposizione: posta certificata, posta ordinaria, dispositivi mobili, ecc.

- Un calendario condiviso con l’individuazione delle diverse fasi delle attività di verifica e delle relative scadenze;

- La disponibilità personale di ciascun attore coinvolto nel processo, evidenziando come le caratteristihe personali sia fattori che spesso fanno la differenza per il raggiungimento degli obiettivi;

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- Un clima collaborativo, ove grazie alla fiducia e all’apprezzamento reciproco, si sono viste concretizzarsi opportunità di arricchimento tecnico e crescita professionale oltre che umana.

Quanto appena descritto ha dato vita ad un processo, le cui fasi principali, sono state sintetizzate in Figura 1, dove è riportata la timeline dell’attività concretizzatesi finora con i relativi range temporali. Importante mettere in evidenza come in alcuni casi, a causa di particolari concomitanze tecniche e per ragioni di produzione, il team di lavoro è riuscito a traguardare l’obiettivo in 10 giorni lavorativi dalla configurazione definitiva del circuito. In soli 5 giorni dall’invio all’UOT della richiesta di messa in servizio si è riusciti inoltre a raggiungere l’emissione dei verbali di verifica nel pieno rispetto dell’intero iter burocratico previsto dalla legge.

La Figura 2 vuole mettere in evidenza come lo svolgimento delle verifiche di messa in servizio possa avvenire in una finestra temporale di circa 3 giorni, all’interno dei quali i tecnici INAIL devono essere in grado di dare la propria disponibilità per non incidere sui tempi legati alla produzione aziendale. Inoltre tale finestra temporale è spesso soggetta a slittamenti dovuti prettamente ad esigenze tecniche dell’utilizzatore che, realizzando circuiti complessi, spesso si trova a fronteggiare imprevisti dovuti all’unicità dell’applicazione.

Queste esigenze impongono quindi una programmazione molto dettagliata delle attività di verifica e una importante flessibilità degli attori coinvolti.

La quantità delle attrezzature in pressione, i tempi e la complessità tecnica hanno richiesto la creazione di un team di lavoro composto dalle seguenti figure professionali:

 UOT INAIL Lucca:

o Responsabile amministrativo apparecchi a pressione;

o N°2 Tecnici di riferimento per attrezzature/tubazioni in pressione;

o N°1 Tecnico come figura di back up con elevata flessibilità.

 UOT INAIL Firenze:

o Responsabile amministrativo apparecchi a pressione;

o N°1 Tecnico di riferimento per attrezzature/tubazioni in pressione.

 GE Oil & Gas:

o N°2 responsabili manutenzione meccanica sala prove di Massa e Firenze;

o N°1 coordinatore per le attività di manutenzione;

o N°2 tecnici specializzati nell’esercizio degli apparecchi in pressione (fornitore esterno).

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Figura 2. La timeline del processo

4. Risultati ottenuti

Al fine di valorizzare correttamente l’approccio appena descritto, nel presente paragrafo daremo una sintesi dei risultati che sono stati raggiunti.

Per ragioni di brevità faremo riferimento alle attività svolte presso lo stabilimento di Massa, potendo estendere le medesime considerazioni a quanto avviene nella sala prove di Firenze.

A titolo puramente esemplificativo considereremo un arco di tempo di 12 mesi partendo da luglio 2015 fino a luglio 2016. In questo periodo temporale, la sala prove dello stabilimento di Massa ha eseguito 7 prove denominate String, le cui caratteristiche principali in termini di pressione, temperature ed attrezzature utilizzate sono state riassunte nella Tabella 1.

ID String

Prodotto in Test

PS max (barg)

TS max (°C)

Volume medio

(l)

Fluido # Attrezzature in pressione

# Verifiche di integrità

ID 1 N°3 COCE

26 23,5

64

195 6760 Gas inerte 6 2

ID 2 N°1 COCE 76 173 520 Gas

combustibile 5 3

ID 3 N°1 COCE 83 170 2500 Gas inerte e

combustibile 5 1

ID 4 N°2 COCE 24

40 185 4200 Gas inerte 8 1

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ID String

Prodotto in Test

PS max (barg)

TS max (°C)

Volume medio

(l)

Fluido # Attrezzature in pressione

# Verifiche di integrità

ID 5 N°1 COCE 440

240

120

150 560 Gas

combustibile 11 1

ID 6 N°2 COCE 18

43 180 4200 Gas inerte 8 0

ID 7 N°2 COCE 18 180 6700 Gas inerte 5 0

Tabella 1. Principali dati delle prove di string

Utilizzando, quindi, l’approccio descritto al paragrafo precedente sono stati messi in servizio 7 circuiti/installazioni, una per ciascuna prova, caratterizzate complessivamente da 48 attrezzature in pressione, con una media di 6,8 attrezzature per ciascuna prova.

Le condizioni di esercizio hanno visto sfruttare buona parte delle capacità del sito di Massa prevedendo un range di pressioni da 440 barg a 18 barg con temperature che non hanno mai superato i +200°C.

Per quanto concerne i fluidi di esercizio, i circuiti sono stati allestiti sia per l’utilizzo di gas inerti come R134a, azoto ed anidride carbonica, sia per gas combustibili come il metano.

Inoltre il volume delle attrezzature impegnate su tali circuiti è stato pari a 3400 litri.

Quindi per ciascuna delle 48 attrezzature installate è stata eseguita una verifica di messa in servizio ai sensi degli artt. 4 e 6 del D.M n°329/04, a cui si è aggiunto in alcuni casi lo svolgimento della verifica di integrità ai soli fini della messa in servizio, per un totale di n°56 verifiche svolte con l’emissione di altrettanti verbali.

Questo numero, che, preso in valore assoluto su base annuale, è già di per sè significativo va letto all’interno di un processo di gestione complessivo di verifica di circa 3/4 settimane per ciascuna prova.

Inoltre, per valutare correttamente l’impegno profuso, è necessario contestualizzare lo svolgimento di queste prove all’interno di uno stabilimento industriale che svolge anche altre attività che coinvolgono complessivamente tra i siti di Massa ed Avenza 268 attrezzature in pressione. Tali attrezzature, nell’arco temperale preso in considerazione, hanno visto lo svolgimento di n°132 verifiche, relative al raggruppamento GVR, in accordo all’art 71 del D.Lgs 81/08.

5. Conclusioni, opportunità e sviluppi futuri

Quello appena presentato è una testimonianza concreta di come il Sistema Italia, facendo squadra e nell’interesse comune, possa funzionare.

General Electric, un’azienda leader nel proprio settore, che da tempo fa della dinamicità e dell’innovazione le sue caratteristiche distintive, ha trovato nell’istituzione pubblica il partner giusto per perseguire i propri obiettivi in termini di sicurezza e business continuity.

Un’istituzione pubblica, che anch’essa negli ultimi anni ha avuto delle significative evoluzioni, si è messa al servizio del privato con spirito collaborativo e capacità di risoluzione delle criticità.

Pubblico e privato che si confrontano senza pregiudizi, riuscendo a stabilire una partnership duratura e di sucesso.

Questo progetto rappresenta anche un ottimo punto di partenza per ulteriori opportunità e possibili sviluppi.

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Le numerose attività in corso ed il rapporto di fiducia reciproca tra GE e ente pubblico stanno dando il via ad alcuni progetti sperimentali che hanno l’obiettivo comune di migliorare sempre di più le condizioni di sicurezza in cui vengono eserciti gli impianti e contemporaneamente di efficientare le attività di verifica. In particolare:

- per alcune attrezzature in pressione dedicate allo stoccaggio dei fluidi utilizzati nei circuiti di prova, è stato adottato il metodo delle emissioni acustiche in deroga all’ispezione visiva interna ed alla prova idraulica, per lo svolgimento della verifica di integrità;

- si stanno svolgendo attività sperimentali per l’utilizzo di droni, come mezzo di ispezione visiva remota, nell’ambito delle verifiche di messa in servizio di attrezzature in pressione installate ad altezze significative.

6. Bibliografia

[1] D.lgs. 9 aprile 2008, n. 81 (Testo coordinato con il D.Lgs. 3 agosto 2009, n. 106) – Testo unico sulla salute e sicurezza sul lavoro: Attuazione dell’articolo 1 della Legge 3 agosto 2007, n. 123 in materia di tutel della salute e della sicurezza nei luoghi di lavoro.

[2] D.M. 1 Dicembre 2004, n. 329 - Regolamento recante norme per la messa in servizio ed utilizzazione delle attrezzature a pressione e degli insiemi di cui all'articolo 19 del decreto legislativo 25 febbraio 2000, n. 93.

[3] D.M. 11 aprile 2011 - Disciplina delle modalita' di effettuazione delle verifiche periodiche di cui all'All. VII del decreto legislativo 9 aprile 2008, n. 81, nonché i criteri per l'abilitazione dei soggetti di cui all'articolo 71, comma 13, del medesimo decreto legislativo.

[4] Decreto Legislativo 25 febbraio 2000, n. 93 – In attuazione dell Direttiva Europea 97/23/Ce in materia di attrezzature in pressione.

[5] Linee guida ISPESL: L’esame visivo sulle attrezzature in pressione ai fini delle verifiche in costruzione ed esercizio. Edizione 2006.

[6] INAIL: Esame visivo e spessimetria - Procedura sperimentale di verifica delle attrezzature a pressione. Disegno di linee guida e strumenti operativi. Edizione 2012.

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UB Torrenord: Ispezione Caldaia Gruppo 4 Mediante Drone e Casco Strumentato

M. Sacchi*, F. Gola*

*ENEL

1. Premessa

Il presente documento ha lo scopo di descrivere i risultati ottenuti dall’ispezione eseguita all’interno della Caldaia del Gruppo 4 di Torrenord mediante l’utilizzo di uno dei Droni dotati di fotocamera ad alta risoluzione e con l’ausilio di una squadra di Rocciatori dotati di Casco Strumentato.

L’ispezione è avvenuta alla presenza degli ispettori ARPA Lazio che, a valle della valutazione delle immagini ottenute, riconoscendo l’elevata qualità dell’indagine, hanno ritenuto, per il caso in specie, necessario la realizzazione del ponteggio previsto all’interno della caldaia necessario per l’ispezione tradizionale.

2. Sommario

Al fine di contestualizzare meglio quanto riportato nel documento la presente Nota Tecnica è stata strutturata secondo il seguente schema:

- Descrizione della caldaia di Torrenord oggetto dell’ispezione

- Risultati ottenuti con il Drone ed attraverso l’ausilio dei Rocciatori dotati di Casco Strumentato

- Conclusioni e Prossime azioni

3. Descrizione caldaia

La caldaia oggetto dell’ispezione, eseguita nel primo quadrimestre del 2016, è di tipo Benson ultrasupercritico a circolazione forzata e singolo passaggio. Tale caldaia è progettata per la combustione sia di carbone bituminoso che di metano ed è in grado di produrre una portata di vapore a servizio nominale continuo con le seguenti caratteristiche:

Portata e caratteristiche del fluido all’uscita del surriscaldatore finale:

Portata: 1918 [t/h]

Pressione: 252,7 [bar]

Temperatura: 604 [°C]

Portata e caratteristiche del fluido all’uscita del risurriscaldatore:

Portata: 1592,3 [t/h]

Pressione: 57,8 [bar]

Temperatura; 612 [°C]

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In Figura 1 è visibile la sezione della Caldaia in oggetto, di seguito è riportata una breve descrizione dei principali componenti che la compongono:

La tramoggia e la parte inferiore della Camera di Combustione sono state progettate e realizzate utilizzando tubi a spirale rigati internamente;

La parte superiore è composta da pareti a tubi verticali;

Il secondo canale (giro fumi) è diviso in due:

I banchi del Risurriscaldatore-1 e dell’Economizzatore-1A che risultano posizionati nella parte anteriore;

Il Surriscaldatore-1 che risulta posizionato sul retro. In tale zona si trovano anche i banchi dell’Economizzatore-2 e dell’Economizzatore-1B.

A completezza viene altresì riportata una breve descrizione del ciclo del fluido all’interno della caldaia passando attraverso i componenti precedentemente descritti. Il fluido, in uscita dalle pareti a spirale, viene miscelato nei barilotti prima di essere distribuito alle restanti parti del circuito evaporante. Dall’uscita dell’evaporatore, il fluido viene convogliato in un apposito clarinetto e da qui distribuito ai due separatori verticali che hanno il compito di garantire che non vi siano trascinamenti di acqua verso i surriscaldatori.

Il surriscaldamento del fluido avviene attraverso una prima superficie di surriscaldamento detta SH0 che risulta essere il cielo della caldaia. A valle dell’SH0 il fluido viene incanalato all’interno delle pareti del secondo canale convettivo.

Dai collettori uscita canale convettivo il vapore viene convogliato verso il banco serpentini del Surriscaldatore primario. Dal collettore di uscita del Surriscaldatore primario, il vapore passa al Surriscaldatore Secondario e quindi al Surriscaldatore Finale. Nelle tubazioni di collegamento tra i tre Surriscaldatori sono installati due stadi di attemperamento con acqua nebulizzata spillata dall’uscita dell’Economizzatore. A valle del surriscaldatore terziario il vapore viene convogliato in turbina.

All’uscita del corpo di alta pressione della turbina il vapore rientra in caldaia e attraversa il Risurriscaldatore primario. Dopo essere passato attraverso l'attemperatore, circuito che viene utilizzato solo per emergenza, il vapore è convogliato verso il Risurriscaldatore Finale. La temperatura del Risurriscaldatore è regolata dalle serrande di ripartizione posizionate al di sotto dei serpentini dell’Economizzatore.

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Figura 1. Sezione laterale caldaia Torre Nord

4. Normativa di riferimento

In relazione agli obblighi normativi imposti dal D.Lgs 93/2000, dal D.M. 329/04, art. 10, comma 3, dal D.M 11/4/2011 e dall’allegato VII del D.Lgs 81/08 per gli apparecchi in pressione, periodicamente deve essere effettuata la visita interna della caldaia, compresa la camera di combustione.

Di norma le verifiche consistono in un esame visivo così definito dalla linea guida ISPESL verifiche Su attrezzature in pressione ovvero Ispezione mirata all’accertamento dello stato di conservazione dell’attrezzatura, componente o elemento, in relazione alla stabilità per le condizioni di esercizio. Le verifiche possono essere effettuate direttamente dall’ente ispettivo verificando personalmente lo stato di conservazione, con la possibilità di effettuare la verifica anche da remoto laddove non sia possibile l’acceso all’ente ispettivo

Fronte bruciatori

OFA

Tramoggia di fondo e

punto di ingresso

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5. Ispezione mediante Drone

Pertanto in relazione agli obblighi normativi imposti dalla normativa vigente per gli apparecchi in pressione si è reso necessario effettuare, durante la fermata della sezione 4 dell’impianto di Torrevaldaliga Nord, la visita interna della camera di combustione, visto l’approssimarsi della scadenza della verifica.

Dato che da programma non erano previste attività di manutenzione all’interno della camera di combustione, sono state realizzate delle opere provvisionali (ponteggio sopra la tramoggia di fondo) per consentire all’ispettore l’effettuazione della verifica visiva interna.

Enel ha proposto ad Arpa Lazio una integrazione della visita interna tramite mezzi visivi alternativi (drone e safety helmet) di proprietà Enel.

Tali sistemi consentono mediante l’utilizzo di filmati e foto, inviate ad una stazione esterna di ricezione, di poter effettuare riprese video sui fasci tubieri all’interno della camera di combustione.

Nelle immagini riportate nelle Figure 2a – 2c è visibile la strumentazione utilizzata ovvero:

- Sistema di controllo Drone e Casco Strumentato (Figura 2a) - Operatore dotato di Casco Strumentato (Figura 2b)

- Drone dotato di fotocamera ad alta risoluzione (Figura 2c)

Figure 2a – 2c. Attrezzatura utilizzata durante l’ispezione

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Di norma durante il normale funzionamento del generatore di vapore si creano delle incrostazioni sulle serpentine SH2- SH3 e sui fronti bruciatori che non consentono, vista la possibilità di caduta di materiali dall’alto, l’autorizzazione all’ingresso in sicurezza al personale di manutenzione sia per ispezioni che per attività di manutenzione.

Difatti in fase di raffreddamento molte incrostazioni tendono a staccarsi autonomamente, altri depositi invece si solidificano sui tubi di caldaia.

Pertanto per consentire l’accesso sono necessarie alcune attività per la rimozione del suddetto materiale.

Le attività da condurre per consentire l’accesso si suddividono in 3 fasi:

Fase 1 – Micro cariche

Fase 2 – Pulizia fronte bruciatori

Fase 3 – Installazione rete di protezione

A seguito dell’installazione della rete di protezione si aggiungono ulteriori 2 fasi per le ispezioni da condursi per effettuare le verifiche di legge previste per i generatori di vapore Fase 5 – Ingresso ed ispezione tramite drone (linea guida ISPESL per verifiche in remoto) Fase 6 – Integrazione all’ispezione con drone tramite personale specializzato in lavori su fune con sistemi audio-visivi su punti definiti (linea guida ISPESL per verifiche in esercizio- UNI EN 13018)

Pertanto prima di procedere con le attività di cui ai punti 5 e 6, al fine di poter ottenere immagini significative relative allo stato dei componenti oggetto d’indagine e per garantire una elevata sicurezza agli operatori, è stata eseguita una pulizia della caldaia dai residui della combustione tramite micro cariche esplosive di perclorato di alluminio da circa 50 gr l’una, inserite da quota 55 in prossimità delle serpentine SH2-SH3.

Questa attività permette la disostruzione delle incrostazioni che si formano sulle serpentine stesse.

Successivamente si è provveduto alla pulizia dei fronti bruciatori e OFA con una attività di tipo manuale attraverso l’impiego di sistemi di accesso e posizionamento mediante funi.

Tale attività è condotta da impresa specializzata in lavori temporanei in quota ed in ambienti confinati.

La suddetta squadra ha anche provveduto inoltre, ad installare all’interno della Camera di Combustione una rete di protezione posizionata al di sopra delle bocche OFA.

Terminate le operazioni di preparazione della Caldaia è stato costruito all’interno della Camera di Combustione un ponteggio fino ad un’altezza di 6 metri corrispondenti a circa la metà della tramoggia inferiore, quota evidenziata con una riga rossa in Figura 1. Tale ponteggio è servito come punto di partenza del Drone stesso durante l’ispezione come riportato in Figura 3 ove è visibile il velivolo in fase di decollo.

Il sistema di comando del Drone è stato posizionato al di fuori della Caldaia al fine di limitare il numero di persone presenti all’interno della Camera di Combustione durante le operazioni di ispezione.

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Figura 3. Drone in fase di partenza

Il piano di volo del Drone è stato preventivamente concordato con gli Ispettori i quali, sfruttando a pieno le potenzialità dello strumento, hanno chiesto di poter visionare tutti i componenti salienti della Camera di Combustione a partire dalla prima fila di bruciatori fino agli OFA che sono posizionati al di sopra dell’ultima fila di bruciatori. Le bocche OFA sono visibili in Figura 4 nella zona cerchiata in rosso ove si può vedere che risultano posizionati tra la rete di protezione precedentemente installata e l’ultima fila di bruciatori.

Figura 4. Componenti ispezionati

A valle dell’ispezione con il Drone è stato eseguito un’ulteriore ispezione utilizzando il Casco Strumentato con l’ausilio della squadra dell’impresa specializzata in lavori su funi guidati dai tecnici a terra. In tal modo ove necessario è stato possibile in sicurezza eseguire tutti gli approfondimenti del caso.

Nelle Figure 5 a – d sono visibili alcune immagini raccolte durante le due ispezioni; a sinistra sono riportate le immagini catturate dal Drone e a destra l’immagine di dettaglio ottenuta durante l’ispezione dei Rocciatori i quali, in alcuni casi, in presenza di sporcamento dei componenti hanno proceduto ad una ulteriore pulizia manuale dei tubi al

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fine di poterne verificare lo stato. Nella Figura 6 una vista dal basso dell’attività condotta dalla squadra dell’impresa adibita ai lavori su fune.

La qualità delle immagini è stata tale da consentire agli ispettori di ARPA LAZIO di visionare le zone salienti della caldaia con maggiore accuratezza rispetto all’ispezione visiva che normalmente si esegue con accesso da ponteggio.

Figure 5a – 5b. Immagini relative ai bruciatori catturate dal Drone e dettaglio di quanto visto durante l’ispezione con i rocciatori

Figure 5c – 5d. Immagini relative ai bruciatori catturate dal Drone e dettaglio di quanto visto durante l’ispezione con i rocciatori

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Figura 6. Immagini relative all’attività di verifica con safety helmet

6. Conclusioni / Prossime azioni

L’ispezione di caldaia effettuata con l’ausilio dell’attrezzatura sopra descritta è stata valutata positivamente dagli Organi Ispettivi a tal punto che nell’ambito della suddetta fermata non hanno ritenuto necessaria la costruzione del ponteggio per l’ispezione convenzionale.

I dati e risultati raccolti durante l’ispezione sono stati inseriti in un rapporto di verifica visiva redatto dall’impresa adibita ai lavori su funi (personale qualificato per controlli visivi di primo livello) e allegata al verbale di verifica redatto dagli Ispettori di ARPA Lazio.

Tale risultato assume una rilevanza strategica per le prossime fermate programmate in quanto, sfruttando tale tecnologia, si potranno certamente raggiungere i seguenti obiettivi:

- Riduzione del rischio di infortuni legati alle attività meccaniche di montaggio e smontaggio ponteggi

- Riduzione del rischio di infortuni legati ai lavori in quota su ponteggio - Disponibilità di una grande quantità di dati aventi:

o Elevatissima definizione

o Continuatività su tutta la zona oggetto di monitoraggio

- Possibilità di creare una banca dati di riferimento che consente in futuro di poter valutare eventuali evoluzioni dei fenomeni oggetto di analisi

- Possibilità di eseguire ispezioni anche durante fermate brevi grazie all’eliminazione dei tempi necessari alla progettazione ed alla realizzazione di un ponteggio all’interno della caldaia

- Grazie ad una riduzione dei costi e dei tempi di intervento sarà possibile monitorare con maggiore frequenza la Camera di Combustione prevenendo eventuali avarie - Flessibilità dello strumento che consente di modificare le aree oggetto di ispezione

previa condivisione dei piani di volo

Resta, comunque facoltà dell’ente ispettivo di richiedere, caso per caso, Ispezioni più approfondite e/o la visita ispettiva con le modalità standard.

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Il D.Lgs. 105/2015 e i rischi di incidenti tecnologici innescati da disastri naturali (Na-Tech): l’approccio metodologico dell’Emilia Romagna per la sicurezza delle Attrezzature a Pressione

G. A. Zuccarello*, C. Mazzini**

*Inail - UOT di Bologna

**ARPAE Emilia Romagna CTR-RIR

Sommario

Il D.Lgs.105 del 2015, di recepimento in Italia della Direttiva Comunitaria 2012/18/UE, indica esplicitamente il rischio sismico fra i rischi di origine naturale da analizzare ai fini della prevenzione degli incidenti rilevanti. Il precedente D.Lgs. 334/99 non trattava la valutazione del rischio di un evento avente origine da cause naturali con ricadute importanti a livello tecnologico - rischio Na-Tech; ciò nonostante in taluni casi gli organi di controllo, facendo riferimento ad altre norme di carattere locale o nazionale, richiedevano alle aziende la valutazione della vulnerabilità sismica degli impianti.

E’ il caso di una azienda ubicata in area classificata sismica che, dopo avere effettuato le verifiche sollecitate dagli organi competenti, ha dovuto prevedere la sostituzione di componenti della struttura di supporto di un serbatoio a sfera avente capacità pari a 1000 m³, al fine di incrementare il fattore di sicurezza in condizioni sismiche.

Sulla scorta delle principali novità introdotte dal Decreto Legislativo, delle Leggi Regionali e delle norme tecniche di settore, la regione Emilia Romagna ha effettuato uno studio per identificare gli elementi di rischio, quali la pericolosità geologica e il rischio alluvioni, mappandoli cartograficamente. Sovrapponendo i layer ottenuti con la posizione degli stabilimenti RIR, è stato possibile associare a ciascun stabilimento gli elementi di rischio presenti nell'area, individuando gli elementi di valenza esclusivamente "territoriale"

associati alla localizzazione dello stabilimento, senza tener conto dell’eventuale presenza di sistemi atti a mitigare gli effetti di un incidente rilevante.

1. L’Emilia Romagna e i rischi naturali

Il DLgs 105/2015 incarica i gestori degli stabilimenti RIR di identificare i rischi, effettuarne l’analisi indicando come intende prevenirli. L’analisi di rischio dei possibili eventi e scenari incidentali in termini di cause, probabilità di accadimento e conseguenze pericolose, riguarda anche gli eventi incidentali che si originano da cause naturali come ad esempio terremoti ed inondazioni che possono avere importanti ricadute a livello tecnologico (rischio Na-tech). L’analisi incidentale deve riguardare anche i metodi e le soluzioni tecniche adottate dal Gestore per prevenire gli eventi e garantire la sicurezza in caso di evento sismico.

Come noto, il precedente DLgs 334/99 non trattava la valutazione del rischio di un evento avente origine da cause naturali; ciò nonostante la regione Emilia Romagna già dal 2009 con la normativa regionale per la prevenzione del rischio sismico (LR 19/2008 [1], DGR 1661 del 02.11.2009 [2], DGR 1776/2013 [3], Nota del Ministero dell’Interno [4]) prevedeva l’analisi di vulnerabilità degli edifici e degli elementi critici presenti negli stabilimenti. A seguito di ciò, le Autorità Competenti di controllo per le attività RIR, come il Comitato Tecnico Regionale – CTR dei VVF - e il Comitato di Valutazione dei Rischi di ARPAE - CVR ex art. 4 L.R. 26/2003 e s.m.i.- chiedevano di analizzare i possibili scenari incidentali generati da sisma. In tale ambito, al fine di comprovare le soluzioni tecniche adottate dal

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Gestore per prevenire gli eventi e garantire la sicurezza in caso di evento naturale, veniva anche richiesto di effettuare verifiche sismiche sugli elementi degli impianti pericolosi, analisi dinamiche per determinare le deformazioni e le tensioni. Si riporta di seguito un caso pratico affrontato in fase di Istruttoria Tecnica di un Rapporto di Sicurezza (art.15 D.lgs. 105/2015), che ha comportato un importante adeguamento impiantistico per garantire la sicurezza in caso di evento sismico.

2. Il caso del miglioramento della sicurezza sismica di un serbatoio sferico

Dalla relazione di calcolo volta a valutare la vulnerabilità sismica, secondo i dettami del cap.8 del D.M. 14-01-2008, di un serbatoio sferico sopraelevato in acciaio installato presso uno Stabilimento RIR, si è appurato che la struttura risultava verificata per un'azione sismica pari al 50% di quella da Normativa.

Dalle indicazioni contenute nelle Ordinanze Commissariali post-sisma del maggio 2012, si valuta invece come soddisfacente un miglioramento sismico secondo quanto predisposto al §8.4 del D.M. 14-01-2008 superiore al 60% dell'azione sismica di progetto di una equivalente struttura di nuova costruzione.

Occorreva, quindi, dopo la valutazione della sicurezza allo stato di fatto, progettare e verificare le membrature e i collegamenti da realizzare per conseguire il miglioramento sismico sopra indicato.

La valutazione della sicurezza allo stato di fatto non poteva prescindere da valutazioni strutturali in condizioni statiche, come indicato al §C8.3 della Circolare n. 617/2009, per cui, data l'entità del fabbricato, al fine di sviluppare compiutamente lo studio sopra indicato, sono state eseguite 4 modellazioni differenti, in modo da analizzare e verificare singolarmente:

 La struttura in elevazione in condizioni statiche;

 La struttura di fondazione in condizioni statiche;

 La struttura in elevazione in condizioni dinamiche;

 La struttura di fondazione in condizioni dinamiche.

La successiva fase di miglioramento sismico ha richiesto quindi la valutazione allo stato di progetto di 2 ulteriori modelli, in modo da analizzare singolarmente:

 La struttura in elevazione in condizioni dinamiche;

 La struttura di fondazione in condizioni dinamiche.

L'intervento proposto sulla base del progetto redatto per il miglioramento della sicurezza sismica della sfera, e consistente nella sostituzione dei profili di controvento presenti allo stato di fatto (tondini φ35 in acciaio Fe37B) con profili UPN 160 in acciaio S275, insieme ai collegamenti pilastri-controventi, ha consentito di raggiungere un livello di sicurezza ben superiore al valore indicato dalle Ordinanze Commissariali del sisma 2012 (fissato nel 60%), essendo la struttura in esame in grado di resistere ad un'azione sismica di progetto pari a circa il 90% di quella di riferimento normativo per un'analoga struttura di nuova costruzione.

2.1. Descrizione della struttura del serbatoio a sfera

La struttura oggetto di analisi è un serbatoio sferico sopraelevato in acciaio, con diametro medio pari a 12,5 m, atto a contenere fino a 1000 mc di propano. La sfera è composta di lamiere sagomate in acciaio Fe 52-2 (UNI 5869/66) di spessore variabile da 28,5 a 31,5 mm, saldate tra loro. Essa poggia su 8 montanti in acciaio Fe 42B (UNI 7070/72) a sezione circolare cava di diametro φ610 mm e spessore 8 mm, saldati alla sfera sull'asse