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Pipeline & Safety

Introduzione

Con il termine inglese pipeline si intendono le reti di tubi atte al trasporto di materiale, è dunque un

termine molto generico. In italiano si fa distinzione in base al tipo di materiale trasportato (per es.:

acquedotto per il trasporto di acqua, oleodotto per il trasporto di idrocarburi liquidi e gasdotto per il

trasporto di materiale gassoso, addirittura metanodotto, se il gas in questione è metano).

Il primo oleodotto fu costruita in Pennsylvania, USA nel 18651 per trasportare agevolmente petrolio grezzo.

La lunghezza del tracciato fu di 10km circa per un diametro di 5cm. Oggi invece la rete di pipeline solo negli

USA è di circa 50000km2 con diametri che arrivano fino al metro e mezzo.

Vantaggi delle pipeline

Economicamente, fatto 1 il costo del trasporto su grosse petroliere, il trasporto mediante pipeline è 3, su

chiatte 6 e su autocarri 25. Le pipeline infatti non necessitano di far tornare al punto di partenza i vuoti;

hanno bisogno di pompe per lo spostamento, ma l’energia impiegata è inferiore a quella per movimentare

un mezzo di trasporto con pesanti serbatoi, perché si movimenta solo il materiale da spostare; non si

devono pagare tasse o costi aggiuntivi di carico/scarico.

1 Fonte http://www.treccani.it/enciclopedia/oleodotto_%28Enciclopedia-Italiana%29/

2 Fonte http://opsweb.phmsa.dot.gov/pipeline_replacement/cast_iron_inventory.asp

2

Inoltre è un mezzo silenzioso e continuo in qualsiasi condizione climatica e di traffico.

In genere il trasporto via pipeline è vantaggioso soprattutto sulle lunghe distanze, ma va valutato caso per

caso.

Le pipeline sono mezzi di trasporto molto versatili perché possono trasportare anche fluidi diversi.

Solitamente per fare ciò si immettono sequenza di volumi noti di prodotti diverso, che vengono misurati

accuratamente dalle stazione di arrivo. Per separare i diversi materiali ultimamente viene usato il Pipeline

Inspection Gauge (PIG) che è lo strumento per la pulizia della tubazione, in questo modo non solo la

separazione tra le fasi è ben distinta, ma si ha anche un risparmio di tempo perché si esegue la pulizia senza

dover fermare tutto l’impianto.

Svantaggi delle pipeline

La quantità di materiale trasportabile è fissata dalla geometria dell’impianto, pertanto, se il flusso

trasportato cala nel tempo, il costo di ammortamento dell’impianto per unità di volume aumenta: la

pipeline deve lavorare sempre alla massima portata, per essere pienamente vantaggiosa.

La previsione dei volumi da trasportare è la fase più delicata in quanto deve prevedere lo sviluppo di

richieste di energia in un arco di tempo di 10 o 20 anni (per esempio, una linea da 60cm di diametro ha una

capacità di trasporto quadrupla rispetto a una linea da 30cm; l’investimento costa solo 2 volte e il costo

unitario di trasporto è la metà). Altre considerazioni importanti sono lo sviluppo tecnologico dei mezzi di

trasporto alternativo, la stabilità politica dei paesi attraversati dalla pipeline, le diverse leggi fiscali o

regolamenti dei paesi attraversati, la continuità nei rifornimenti, la diversificazione delle rotte di

approvvigionamento...

Spesso non è possibile costruire in linea retta a causa di ostacoli naturali da superare: terreni rocciosi, fosse

profonde nel mare, montagne, città. Questo provoca un innalzamento del costo di investimento.

Nel caso si necessiti una certa temperatura per agevolare il fluire del materiale, la tubazione deve essere

bene isolata termicamente. Inoltre si deve tenere presente che, in genere, la resistenza dei materiali

costituenti la tubazione cala con la temperatura. Quindi potrebbe essere più vantaggioso il trasporto con

altri mezzi.

Come è fatta una Pipeline

Tenuto conto di vantaggi e svantaggi, se è vantaggiosa viene progettata la pipeline e ne viene approvata la

costruzione. Per il funzionamento in sicurezza è necessario dotare di sistemi protettivi, per la corrosione o

altri attacchi esterni, e di manutenzione.

Una pipeline è composta da: tubazione (che può essere interrata o esposta); giunzioni (saldate o flangiate);

stazioni di pompaggio (solitamente ogni 60km ma può essere di più o di meno a seconda della

conformazione del terreno); sistemi di manutenzione in linea (In-Line Inspections o pigging); sistemi di

telecomunicazione per azionare le valvole di sicurezza in remoto; eventuali coperture isolanti termiche.

Ma la parte critica resta la tubazione e le giunzioni.

Gli incidenti avvenuti in questo secolo hanno fatto sviluppare svariati sistemi di prevenzione e sicurezza, e

la nascita di organismi di controllo come la PHMSA e la CONCAWE.

Di seguito vengono riportate varie strategie utilizzate per la protezione della conduttura.

La tubazione interrata deve essere protetta dalla corrosione non solo con uno strato di isolante (che tende

a deteriorarsi nel tempo) ma anche mantenendola ad un potenziale elettrolitico sufficiente a non essere

attaccata dall’acidità del suolo (protezione catodica);

Deve essere effettuata, in fase di montaggio, una accurata ispezione delle giunzioni ricorrendo anche a

radiografie;

3

L’ispezione e la pulizia della tubazione deve essere ripetuta regolarmente con appositi metodi come la In-

Line Inspection e il Pigging3.

Il Pig è un meccanismo che assolve principalmente a due funzioni: creazione di interfaccia tra due prodotti

in modo che non si mescolino; manutenzione della tubazione dall’interno.

A seconda di come viene programmata la manutenzione si possono usare pig semplici (come quelli nella

figura soprastante) per la creazione dell’interfaccia tra due materiali trasportati e pig più complessi per

quanto riguarda il controllo e pulizia della tubazione. Infatti se, per esempio, si trasportano spesso materiali

diversi è economicamente svantaggioso dividere i diversi prodotti con pig di manutenzione, infatti una

volta che il pig è stato prelevato dalla stazione di arrivo esso risulterà sporco e necessiterà di pulizia e

manutenzione come il cambio delle spazzole e guarnizioni, che nel caso di pig complessi risulta più costosa.

I pig di manutenzione sono più complessi perché oltre alle normali tenute ed eventuali spazzole per la

pulizia della tubazione, sono dotati di: batterie; telecamere; nebulizzatori per la pulizia con acqua in

pressione; magneti per il recupero di pezzi di metallo che possono staccarsi dalla superficie interna o altri

dispositivi ancora più sofisticati come pulitori ad ultrasuoni o altre apparecchiature elettroniche ausiliarie.

L’ispezione delle tubazioni è fatta anche con altri mezzi come la pipeline video inspection, in cui però la

tubazione deve essere sgombra perché il pig di ispezione (in questo caso sprovvisto di tenute e spazzole)

viene calato con un cavo semi rigido in modo da poter essere posizionato con cura e avere chiarezza nelle

immagini a video.

L’operazione di pigging va fatta almeno ogni 7anni4 obbligatoriamente, secondo le normative americane.

Di seguito si riportano degli esempi di programmazione della manutenzione della pipeline tramite pigging.

3 Fonte http://en.wikipedia.org/wiki/Pigging

4 Fonte http://www.gao.gov/products/GAO-13-577

4

Incidenti

Le cause di rottura di una pipeline sono generalmente: corrosioni, rotture provocate dall'uomo (atti di

vandalismo), rotture dovute a sforzi eccessivi esercitati sulla tubazione per cause naturali (per es. frane,

terremoti...) o antropiche (strada troppo frequentata sopra una tubazione interrata...).

Negli oleodotti in Europa occidentale, il numero di rotture per anno è di 10÷15 e il volume sparso è lo

0,00001% del trasportato, cioè meno di una parte per milione. Inoltre la quasi totalità di quest'olio è

recuperato.

Una volta avvenuta la rottura la riparazione è semplice perché basta sostituire il breve tratto danneggiato.

Negli anni sono successi diversi incidenti, via via meno frequenti e meno gravi grazie al lavoro di

catalogazione e investigazione delle agenzie come la PHMSA, CONCAWE o simili.

Enti di controllo

In seguito a numerosi incidenti sono nati spontaneamente istituzioni per il controllo delle pipeline diversi

enti di controllo, perché in generale ogni stato ha le sue legislazioni in riguardo al trasporto di materiali

pericolosi.

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La Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration (PHMSA)5 è una parte del Dipartimento dei

Trasporti degli Stati Uniti d’America. Quest’agenzia è composta dall’ufficio Pipeline Safety (OPS) e

dall’ufficio Hazardous Materials Safety (OHMS). Il primo si occupa dello sviluppo e manutenzione della rete

di tubazioni atte al trasporto materiali (acqua, gas, petrolio, ammoniaca, etilene...) in modo sicuro e

affidabile per l’uomo e l’ambiente; mentre il secondo amministra la movimentazione di materiali pericolosi

via terra, mare ed aria che arriva a sfiorare il milione di carichi al giorno.

Questa agenzia supervisiona l’infrastruttura di tubazioni che conta il 64% dell’energia consumata negli USA.

L’agenzia PHMSA è stata creata nel 2004 con il decreto americano conosciuto come “Norman Y. Mineta

Research and Special Programs Improvement Act” firmato da George W. Bush.

La CONservation of Clean Air and Water in Europe (CONCAWE)6 è stata fondata nel 1963 da un piccolo

gruppo di importanti società petrolifere, il cui scopo è effettuare ricerche su questioni ambientali, di salute

e sicurezza per l'industria petrolifera. La sua composizione si è ampliato per includere la maggior parte delle

compagnie petrolifere operanti in Europa.

Si occupa della qualità dei combustibili ed emissioni, qualità dell'aria e dell'acqua, contaminazione del

suolo, rifiuti, sanità e sicurezza sul lavoro, la gestione dei derivati del petrolio e prestazioni delle pipeline

che attraversano l’Europa.

Questo organo offre ogni 4 anni un seminario per gli operatori del settore per rimanere aggiornati su le

cause più comuni di incidente e in generale per lo scambio di informazioni.

Entrambi questi enti raccolgono annualmente dati su infortuni/incidenti, che opportunamente studiati

offrono la possibilità di migliorare sempre più la sicurezza e l’affidabilità di questi tipi di impianti.

Rischi legati alle pipelines

Le pipeline trasportano soprattutto materiale pericoloso come: petrolio, gas naturale, ammoniaca,

etanolo... Si possono avere diversi tipi di incidenti:

Perdite: comportano un riversamento del materiale trasportato sul territorio e un conseguente

avvelenamento di falde acquifere, flora e fauna locali;

Incendi: se il materiale trasportato non ha elevate pressioni può accadere che un innesco provochi

la combustione del materiale senza però causarne esplosione. Una pipeline in superficie

difficilmente esplode, tuttavia l’incendio che si sviluppa è devastante perché il materiale

solitamente è un buon combustibile.

Esplosioni: si verificano quando oltre a una perdita e un innesco sussistono le condizioni di

confinamento e miscelazioni adeguate. È dunque più probabile che pipeline interrati esplodano a

causa del confinamento7 che subiscono dallo strato di terra, tuttavia deve esserci un innesco

altrimenti si ha semplice perdita. Le esplosioni delle pipeline possono arrivare a squarciare un

edificio (vedi incidente del22/11/2013 a Qintao, Cina).

Pertanto, per la valutazione del rischio è importante tenere presente:

o Il materiale trasportato;

o Come viene trasportato (pressioni, temperatura...);

o Come si presenta la pipeline (interrata o superficiale, stato di usura, qualità della progettazione));

o La vicinanza da elementi sensibili (falde acquifere, boschi, esseri umani...);

5 Fonte https://en.wikipedia.org/wiki/PHMSA

6 Fonte https://www.concawe.eu/Content/Default.asp?

7 Fonte http://it.wikipedia.org/wiki/Esplosione_di_polveri

6

o La possibile propensione ad attacchi vandalici;

o ecc.

Valutazione dei rischi per una pipeline

Attualmente non esistono specifici criteri a cui riferirsi per la valutazione del rischio di una pipeline, mentre

esistono per le installazioni fisse di materiale pericoloso che rientrano nella “direttiva Seveso” (direttiva

europea 82/501/CEE, recepita in Italia con il DPR 17 maggio 1988, n. 175 nella sua prima versione)8 a

seguito del disastroso incidente nel omonimo comune italiano.

Questa direttiva è stata adattata per essere utilizzata con le pipelines dall’azienda EIDOS (specializzata in

analisi del rischio negli ambienti industriali)9 per conto dell’ISPELS (Istituto Superiore per la Prevenzione E la

Sicurezza del Lavoro, ora facente parte dell’INAIL)10.

Oltre alla direttiva Seveso sono state usate quelle obbligatorie per installazioni fisse:

DM 09/05/2001 per la generalità degli impianti a rischio di incidente rilevante;

DM 15/05/1996 per depositi di gas di petrolio liquefatto (GPL);

DM 20/10/1998 per depositi di liquidi infiammabili e tossici.

La direttiva Seveso oltre che al censimento gli stabilimenti a rischio (a cui vige l’obbligo di prevenzione e

attuazione di procedure di emergenza) prevede il controllo dell’urbanizzazione nonché l’informazione del

cittadino che abita nei pressi di queste opere pericolose. Infatti questo punto è fondamentale per la

sicurezza delle persone.

Vengono seguiti i seguenti passi:

1. Stima di un indice di rischio per ogni caratteristica di una pipeline in modo da quantificare il livello

di pericolosità/sicurezza dello stesso;

2. Classificazione della pipeline in base alla somma dei punteggi del punto precedente;

3. Determinazione delle distanze massime di danno in caso del verificarsi di incidenti ipotizzabili;

4. Determinazione delle categorie d’uso del territorio ammesse in relazione al punto precedente;

Ecco come può essere schematizzata la valutazione del rischio:

8 Fonte http://it.wikipedia.org/wiki/Direttiva_Seveso#Seveso_II

9 Fonte http://www.eidos.it/it/rischi-industriali.php

10 Fonte http://it.wikipedia.org/wiki/Istituto_superiore_per_la_prevenzione_e_la_sicurezza_del_lavoro

7

Gli indici di rischio vengono valutati singolarmente in base alle seguenti linee guida, ogni indice ha un peso

massimo raggiungibile differente, in base all’importanza di ciò che rappresenta.

Tali indici risiedono in 4 categorie differenti, come schematizzato nella figura precedente. Analizziamoli

singolarmente:

Indici dei danni da terzi

o Profondità minima di copertura (fino a 20punti):

In base alla qualità e quantità di terreno che ricopre la pipeline si ha una protezione da danni

derivanti da terzi. Infatti una pipeline interrata può passare sotto una strada o comunque, in

quanto tale, deve essere previsto che ci si possa salire sopra con un automezzo, soprattutto se

la zona di interesse non risulta recintata. Se oltre al terreno vi è uno strato di cemento (anche

armato in alcuni casi) lo spessore potrà essere inferiore.

La pratica suggerisce che mezzo metro di terra è insufficiente a proteggere da qualsiasi

attrezzatura per muovere la terra, sebbene possa bastare per nascondere la tubazione. Molti

regolamenti americani prescrivono un minimo di 3piedi (circa 91cm).

A titolo di esempio si può dare un punteggio di 1pt per una copertura di 91cm di terra e 20pt

per 10m di terra, dunque fare una conversione lineare da cm di terra a punti; inoltre si

consideri che il calcestruzzo fornisce una resistenza 4 volte superiore al semplice terreno (a

parità di spessore).

In altre parole, una tubazione interrata di 10m sotto il terreno e una interrata con 7m di terra

ma con uno strato di 75cm di cemento offre la stessa protezione, pari a 20pt.

Nel caso di pipeline di superficie si darà ovviamente punteggio nullo.

o Livello di attività svolte nelle vicinanze (fino a 20pt):

Un diverso fattore oltre alla profondità dello scavo è il tipo di attività svolte nelle vicinanze o

direttamente sopra la tubazione. Infatti possono esserci zone a elevata frequentazione, oppure

situazioni particolarmente pericolose come presenza di depositi pericolosi o corsi d’acqua...

Il punteggio di questo indice può essere così assegnato:

1. 0pt se il livello di attività è alto;

2. 8pt se il livello di attività è medio;

3. 15pt se è basso;

4. 20pt se non ci sono attività di terzi che possano causare danni.

Il livello di attività tiene conto dei seguenti fattori:

a. densità di popolazione o presenza di scuole, ospedali, linee stradali o ferroviarie...;

b. attività di costruzione o scavi;

c. ulteriori opere interrate (indica che probabilmente potrebbe essere richiesto lo scavo

in prossimità della pipeline);

d. presenza di animali che possano danneggiare la pipeline;

o Presenza di strutture di superficie (fino a 10pt):

Per stimare la sensibilità delle opere in superficie, infatti la tubazione può anche essere

interrata, ma le stazioni di monitoraggio e manutenzione sono sempre in superficie per

semplicità di costruzione.

Si deve tenere conto di possibili danni da terzi causati volontariamente o accidentalmente.

Non potendo eliminare del tutto la suscettibilità delle strutture, si cerca di mitigarla attuando

le seguenti misure preventive:

- Distanza dai veicoli superiore a 200piedi (≈61m), 5pt;

8

- Ostacoli (alberi, muri...) interposti tra veicoli e la pipeline 4pt;

- Inferriata o trincea di un metro di larghezza 3pt;

- Recinzione protettiva di 6piedi (≈1,8m) 2pt;

- Sistemi di sicurezza (sensori di movimento, illuminazione, segnali di avvertimento ,

telecamere filo spinato...) 1pt cadauno;

o Localizzazione della linea e comunicazione (fino a 15pt):

Se la linea è facilmente localizzabile è più facile poter monitorarne lo stato. Quotidianamente

si deve presidiare la pipeline o via terra, dove possibile, altrimenti via aerea in modo da essere

sempre pronti a intervenire in caso di perdite, incidenti, atti vandalici...

Inoltre è importante disporre di mappe e dati in tempo reale (dalle stazioni di controllo) e che

la pipeline sia conosciuta nel territorio in modo da avere un controllo che arrivi anche dal

cittadino (sono i primi a sentire odore di gas!).

o Programmi di pubblica educazione (fino a 15pt):

Le azioni più importanti da adottare sono comunicazione porta a porta (4pt), ma anche

incontri con pubblici ufficiali, imprenditori e popolazione e volantinaggio (1pt).

o Condizioni superficiali del tracciato (fino a 5pt):

Una buona visuale sul tracciato facilita le ricognizioni, si da più punti a tracciati sgombri da

ostacoli e con segnali visibili in prossimità di incroci o strade, ferrovie, corsi d’acqua...

o Frequenza delle ricognizioni (fino a 15pt):

Le ricognizioni sono il metodo migliore per ridurre la probabilità di atti vandalici o intervenire

in caso di lavori non segnalati, inoltre è rilevante nell’individuazione di anomalie come bolle di

gas nel terreno, perdite di vapori o liquide, vegetazione morta...

Indicativamente si può seguire questo tipo di punteggio:

- Giornaliero 15pt

- 4 giorni a settimana 12pt

- 3 giorni a settimana 10pt

- 2 giorni a settimana 8pt

- 1 giorno a settimana 6pt

- 1÷4 volte al mese 4pt

- Meno di una volta al mese 2pt

- Mai 0pt

Indici di corrosione

o Corrosione atmosferica (fino a 10pt):

La più comune interazione tra materiale della pipeline e l’aria è l’ossidazione, per i metalli, e

l’invecchiamento da raggi ultra violetti, su alcune materie plastiche. Solitamente tali fenomeni

sono lenti, ma possono essere accelerati da ambienti particolari come vicinanza dal mare (per

la quale il vento porta del sale sulla superficie). Oppure può esserci un film isolante che

rallenta ulteriormente tali fenomeni. Nello specifico:

1. Esposizione all’atmosfera (fino a 5pt):

a. 0pt se è presente un interfaccia aria/acqua: una zona in cui il materiale è

alternativamente esposto ad aria e acqua, per esempio a causa di onde o maree;

9

b. 1pt se è presente una struttura di alloggiamento per la tubazione, che può causare

ristagni, inoltre rende più difficile l’ispezione;

c. 2pt se è presente dell’isolamento (gli isolamenti per il calore, per come sono fatti,

trattengono l’umidità rilasciata dal terreno, favorendo la corrosione) o

supporti/sostegni (anche i supporti in cemento trattengono l’umidità, inoltre i

sostegni solitamente sono punti dove possono pericolosamente concentrarsi le

tensioni meccaniche, a causa di cambi di sezione)

d. 3pt se è presente un’interfaccia suolo/aria: questo punto è sensibile per due motivi,

il primo è che le dilatazioni termiche del suolo possono graffiare le vernici

protettive, il secondo è che la zona appena sopra il terreno risente molto

dell’umidità da esso trattenuta;

e. 4pt se la tubazione è di materiale plastico ed è libera in aria senza protezioni dal

sole;

f. 5pt se non ci sono cause evidenti di corrosione;

g. Detrazioni di 1pt possono essere effettuate se solo in particolari sezione vi è una

ripetizione nel tempo di uno dei casi precedenti.

2. Tipo di atmosfera (fino a 2pt):

La presenza di Sali, CO2, acidi, umidità, temperatura elevata... favoriscono la

corrosione in maniera differente. È possibile seguire il seguente schema:

a) 0,0pt con presenza di sostanze chimiche e sali marini;

b) 0,5pt con presenza di sostanze chimiche e umidità elevata;

c) 0,8pt con presenza di sali marini ed elevata umidità;

d) 1,2pt elevate temperature e umidità;

e) 1,6pt con presenza di sostanze chimiche e bassa umidità;

f) 2,0pt con basse umidità e temperature o in assenza delle sopracitate sostanze.

3. Presenza di rivestimenti (fino a 3pt):

Per rallentare la corrosione solitamente si ricopre il materiale di uno strato di

rivestimento protettivo, ma ovviamente la protezione è diversa a seconda di:

a. Adeguatezza del rivestimento (fino a 1,5pt): dipende dalla qualità del rivestimento,

intesa come tipo di materiale e coerenza di tale materiale con l’ambiente esterno, e

qualità dell’applicazione del rivestimento, che dipende dal sistema qualità

dell’azienda che si occupa del rivestimento (possono esserci applicazioni scorrette o

con passaggi insufficienti, senza supervisione della lavorazione...);

b. Condizioni del rivestimento (fino a 1,5pt): dipende dalla frequenza delle ispezioni e

dalla serietà e qualifica di chi le conduce, ma anche dalla gestione della qualità e

rapidità con la quale avvengono le riparazioni.

I punti vanno da 0, se non ci sono i controlli necessari ad un massimo di 1,5pt se il

sistema di produzione e controllo è buono e ben seguito.

o Corrosione interna (fino a 20pt):

Il materiale trasportato può essere corrosivo, in tal caso si ha corrosione interna diretta,

tuttavia anche se il materiale trasportato è inerte possono esserci impurità solide o meno

(come la presenza di sali, acidi, bolle di CO2, O2...) che più lentamente rovinano la superficie

interna, esponendola sempre più alla corrosione.

Vengono dati fino a 10pt per le caratteristiche del prodotto: qui si tiene conto del materiale

trasportato (se è corrosivo o meno), sia in condizioni di flusso costante sia per pipeline

10

utilizzata per il trasporto di diversi materiali. In questo caso infatti la probabilità di

contaminazioni e inclusioni si alza notevolmente, anche se i vari materiali trasportati sono

tutti inerti.

Altri 10pt, al massimo, vengono dati per le misure di protezione adottate:

- 2pt se avviene un monitoraggio interno tramite apparecchiature elettroniche in grado

di fornire il potenziale di corrosione oppure misurando la corrosione di un oggetto

apposito, facilmente removibile, che subisce la medesima corrosione della tubazione;

- 3pt se si effettua il pigging ovvero la pulizia e controllo con il pig;

- 3pt se si effettua filtraggio, nel caso di prodotto non corrosivo ma con impurità

dannose;

- 4pt nel caso di iniezione di inibitori della corrosione, ciò è possibile solo se la reazione

di corrosione è perfettamente nota;

- 5pt con rivestimento interno;

- 10pt nel caso tutte queste manovre operative non siano necessarie.

o Corrosione da parte del sottosuolo (fino a 70pt):

Il danno più comune è la corrosione galvanica, in cui il sottosuolo funzione come un elettrolita

a causa dell’acidità di quel tipo di terreno e la tubazione funge da grosso pezzo di metallo

immerso e quindi viene corroso da materiali che hanno un’elettronegatività maggiore11. Per

evitare tale corrosione oltre all’isolamento elettrico mediante verniciatura, molto spesso viene

fornita la protezione catodica (usata per esempio in tutti i serbatoi di grandi dimensioni come

le cisterne dei distributori di benzina). Questa consiste nel fornire un potenziale di corrente in

grado di bilanciare la differenza di elettronegatività tra i materiali presenti nel terreno e la

tubazione.

- Ambiente sotterraneo (fino a 20pt):

15pt sono dedicati alla corrosività del sottosuolo (anche nel caso di rivestimenti si tiene

conto della corrosività del sottosuolo perché possono esserci punti in cui la tubazione per

un motivo o per l’altro risulta esposta), dipende dal pH, umidità, presenza di batteri...

Altri 5pt vengono dedicati invece alla corrosione meccanica data dal movimento ciclico del

terreno anche per la sola dilatazione termica.

I punteggi di questo indice saranno tanto più alti quanto più la corrosione è minore.

- Protezione catodica (fino a 25pt):

15pt dedicati all’efficacia della protezione catodica, che è quantificabile grazie a misure di

differenza di potenziale tra la tubazione e il suolo.

Gli altri 10pt vanno dati alle interferenze che ostacolano la protezione catodica per

esempio la presenza di altre pipeline nelle vicinanze può annullare il potenziale della

protezione catodica, oppure la presenza di elettrodotti può provocare correnti indotte

nella tubazione che interferiscono con il valore, che deve essere statico, del potenziale, o

ancora un inibizione della protezione dovuta a schermature elettriche date da

rivestimenti cementizi o alcuni suoli rocciosi che bloccano le correnti elettriche.

- Rivestimento esterno (fino a 25pt):

di cui 10pt dedicati alla qualità del rivestimento esterno.

Altri 15pt sono dedicati alla condizione del rivestimento e questo dipende quindi, ancora

una volta, dalla frequenza delle ispezioni e la rapidità di manutenzione dei difetti.

11

Fonte http://en.wikipedia.org/wiki/Galvanic_corrosion

11

Indici di progettazione

Esso si divide in 4 parti:

o Fattore di sicurezza (fino a 35pt): consiste nel confronto tra lo spessore di tubo calcolato in

fase progettuale sp e lo spessore di tubo effettivamente usato seff. L’indice di sicurezza viene

calcolato con la seguente equazione:

𝑖𝑠 = 35 ∙ (𝑠𝑝

𝑠𝑒𝑓𝑓− 1)

o Fatica (fino a 15pt): la rottura a fatica è molto pericolosa perché non da segnali prima del

cedimento ed è molto frequente negli acciai. L’indebolimento della struttura dipende dal

numero e dall’ampiezza dei cicli di variazione dei carichi.

In generale i carichi possono variare sia internamente (la pressione nelle pipeline non è mai

costante a causa di interventi, cali di pressione accidentali, fermi delle pompe...) che

esternamente se pensiamo ai movimenti del terreno o ai sovraccarichi dovuto al traffico

veicolare sopra una tubazione interrata.

La logica di base da attuare per ciascuno di questi esempi è creare una tabella con i punteggi

dell’indice di fatica che calano sia all’aumentare del numero di cicli che al rapporto tra la

quantità in riferimento (pressione interna o forza di schiacciamento superficiale) con il

massimo raggiungibile dalla tubazione, detta MOP (Maximum Operating Pressure) o MOL

(Maximum Operating Load).

Come quantità di riferimento può essere presa l’ampiezza definibile come: 𝐴 =𝐴𝑚𝑎𝑥−𝐴𝑚𝑖𝑛

2

Dove Amax e Amin sono i valori minimi e massimi della grandezza fisica considerata.

o Colpi di ariete (fino a 10pt): il colpo di ariete è un fenomeno per la quale, quando viene

fermato un fluido esso deve dissipare l’energia cinetica, trasformandola in energia di

pressione. Pertanto la grandezza fisica che comanda tale fenomeno è la densità del fluido

trasportato12. Le valvole di intercettazione devono quindi chiudersi in un tempo

sufficientemente lento affinché l’aumento della pressione dovuto alla repentina chiusura

mantenga il MOP inferiore al 10%.

La sovrappressione data dalla chiusura istantanea della valvola si trova con la formulazione di

Allievi:

∆𝑃 = 𝜌 ∙ 𝑐 ∙ 𝑣0

12

Fonte http://it.wikipedia.org/wiki/Colpo_d%27ariete#Fasi_del_colpo_d.27ariete

12

dove ρ è la densità del fluido, c è la velocità del suono per il fluido considerato e v0 è la velocità

di spostamento del fluido. In realtà se si tiene conto della velocità con cui si chiude la valvola,

quindi si va a modificare la formula che diventa:

∆𝑃 = 𝜌 ∙ 𝑐 ∙ ∆v =2∙𝑣0∙𝐿

𝑔∙𝑡

Dall’eguaglianza tre due diverse espressioni13 della sovrappressione si ricava il tempo minimo

di chiusura della valvola, esplicitando poi il MOP si ottiene:

𝑡 ≥2∙𝑣0∙𝐿

𝑔∙(0.1∙𝑃𝑙𝑖𝑚−𝑃𝑒𝑠)

Dove L è la lunghezza della tubazione tra serbatoio e valvola, g è l’accelerazione gravitazionale,

Plim è il valore limite della pressione che porta a rottura la tubazione, mentre Pes è la pressione

di esercizio della tubatura.

Se il tempo di chiusura delle valvole non è sufficiente a

salvaguardare dai colpi di ariete, o le valvole sono manuali è

necessario dotare l’impianto di assorbitori cinetici nelle

vicinanze della valvola per assorbire l’energia del colpo di

ariete. Tali elementi sono relativamente semplici e consistono

di un piccolo serbatoio con una membrana in grado di dilatarsi,

smorzando l’oscillazione della pressione interna.

In pratica si assegnano 0pt se non ci sono sistemi di gestione di colpi di ariete e la densità del

fluido può portare a tale fenomeno; 5pt se c’è bassa probabilità che si verifichi o sono stati

adottati accorgimenti meccanici di assorbire l’urto; 10pt se non può sussistere il fenomeno per

la bassa densità del prodotto trasportato.

o Verifiche dell’integrità (fino a 25pt): L’integrità di un impianto può essere assicurata sia con la

ricerca e la rimozione di ogni anomalia sia adottando misure per evitare possibili minacce

future. Fondamentali sono dunque i test e le ispezioni per valutare l’integrità della pipeline.

Ispezionando e testando la pipeline prima che le cricche crescano a sufficienza perché si

propaghino si scongiurano rotture.

Le due tecniche più comuni di valutazione sono la In-Line Inspection (ILI), Pipeline video

inspection e i test di pressione.

13

Fonte http://www.caleffi.it/it_IT/caleffi/Details/Magazines/pdf/idraulica_24_it.pdf

13

Nel caso di test di pressione, la tubazione viene riempita di acque e mantenuta in pressione al

di sopra del 100% del MOP, per verificare che si abbia un margine di sicurezza ulteriore.

Il punteggio viene dato in base alla pressione raggiunta nel test:

<110% MOP 0pt

<125%MOP 5pt

<140%MOP 10pt

>141%MOP 15pt

Dopo il test di pressione si passa all’ispezioni in linea, che sono più utili perché possono

evidenziare: anomalie geometriche (ammaccature, deformazioni...); perdite di metallo;

fessurazioni interne. I punti dedicati alle ILI sono in relazione alla frequenza con cui si

eseguono. Considerando le indicazioni della GAO (US Government Accountability Office) può

essere assegnato un punteggio di 10pt con una frequenza di ispezioni ogni 7 anni, molti meno

se si dilatano i tempi.

o Movimenti del terreno (fino a 15pt): Una pipeline può essere soggetta a stress dovuti a

movimenti del terreno o ad eventi geologici di vario genere (terremoti, cedimenti, erosione...).

In base alla probabilità di tali eventi (ricavabili dalle carte geologiche) si da un punteggio che

sale al diminuire della probabilità.

Un terreno sconosciuto va trattato come se fosse ad alta probabilità di eventi geologici, quindi

0pt.

Indici da operazioni scorrette

Questo indice valuta i potenziali danni che possono essere causati ad una pipeline da errori

commessi dal personale stesso che opera in fase di progetto, costruzione, gestione e

manutenzione.

o Progetto (fino a 30pt): è un aspetto difficilmente valutabile su una pipeline già esistente.

Gli aspetti da valutare sono i seguenti:

a. Vengono dati fino a 4pt se lo studio di tutti i possibili pericoli è stato affrontato in

maniera robusta e documentata;

b. Fino a 12pt se, tenendo conto di tutti gli elementi in grado di alzare la pressione

nell’impianto, si constata che non si possa raggiungere eventi di sovrappressione che

portino al superamento del MOP.

c. Fino a 10pt in base agli elementi di sicurezza installati:

- 0pt non ci sono sistemi di sicurezza;

- 1pt pressione monitorata in remoto;

- 3pt è presente un sistema di sicurezza in loco;

- 6pt sono presenti più di un sistema di sicurezza in loco;

- 10pt non sono necessari sistemi di sicurezza;

- -2pt i sistemi di sicurezza esistenti non appartengono e non sono controllati e

mantenuti dal proprietario della pipeline, che si assicura però della loro

calibrazione;

- -3pt i sistemi di sicurezza esistenti non appartengono e non sono controllati e

mantenuti dal proprietario della pipeline, inoltre egli non si assicura della loro

calibrazione e manutenzione.

d. Fino a 2 pt in base alla corretta scelta del materiale, in funzione agli stress che devono

affrontare, debitamente documentata;

14

e. Altri 2pt se il progetto è stato controllato da professionisti.

o Costruzione (fino a 20pt): Durante la fase di costruzione è necessario verificare che siano poste

in essere tutte le azioni volte ad assicurare la corretta realizzazione della pipeline. Le variabili

che devono essere considerate per la valutazione di questa fase sono le seguenti:

a. ispezioni (0-10pt): il punteggio massimo viene assegnato nel caso in cui siano presenti

ispettori qualificati a vigilare ogni fase della costruzione e l’ispezione sia di alta qualità,

mentre sono assegnati 0pt nel caso le ispezioni siano assenti;

b. materiali (0-2pt): anche se teoricamente l’autenticità e la conformità dei materiali e

dei componenti alle specifiche di progetto deve essere verificata prima della

costruzione, dovrebbe essere condotto un esame dei materiali in sito per assicurarsi

che il corretto materiale venga installato nella corretta posizione;

c. giuntura (0-2pt): i punti di giuntura presentano sono punti in cui si ha maggiore

probabilità di rottura, anche perché le operazioni di giuntura vengono condotte in

campo in condizioni non controllate. Il punteggio massimo è assegnato nel caso in cui

le operazioni siano svolte da personale qualificato e le saldature siano ispezionate con

mezzi appropriati (raggi x, ultrasuoni, ecc);

d. copertura (0-2pt): il tipo di materiale e le procedure di posa dello stesso possono

determinare criticità alla resistenza strutturale e alla corrosione della pipeline;

e. modalità di posa (0-2pt): il parametro dipende dalle modalità operative di

immagazzinamento dei materiali prima della costruzione e di posa degli stessi che

possono determinare danneggiamenti e indurre sforzi aggiuntivi;

f. rivestimenti (0-2pt): questo parametro esamina i rivestimenti applicati in campo e,

quindi, in condizioni difficilmente controllabili; il punteggio massimo viene assegnato

nel caso in cui si verifichi un’estrema cura del costruttore nell’applicazione dei

rivestimenti in sito e nel trattare i rivestimenti pre applicati.

o Gestione (fino a 35pt): La gestione rappresenta la fase in cui un errore umano può provocare

immediatamente un danno alla pipeline dal momento che il personale opera di continuo con

valvole, pompe ed altri equipaggiamenti. Lo schema di punteggio della fase di gestione si base

sui seguenti parametri:

a. procedure (0-7pt): si deve valutare se esistono procedure scritte che coprano ogni

possibile aspetto della gestione di una pipeline. Il punteggio massimo è assegnato nel

caso di ottima qualità e perfetto utilizzo di tali procedure;

b. sistemi SCADA (0-3pt): un sistema SCADA (supervisory control and data acquisition)

permette la trasmissione dei dati operativi di diverse sezioni di una pipeline (pressione,

flusso, temperatura, composizione dei prodotto trasportato...) in modo tale da

permetterne il controllo da una singola postazione. In molti casi permette anche di

trasmettere dati dalla postazione di controllo centrale a specifici punti della linea per

operazioni in remoto su pompe, valvole, motori. Il requisito minimo per ottenere punti

per questo parametro è che esita questa doppia possibilità di comunicazione dalla

postazione centrale a quelle periferiche, mentre il punteggio massimo viene assegnato

al un sistema SCADA correttamente costruito;

c. test anti-droga (0-2pt): viene assegnato il massimo punteggio nel caso in cui venga

utilizzato un programma di controllo anti-droga molto efficace sui lavoratori che

ricoprono ruoli fondamentali per la gestione di una pipeline;

15

d. programmi di sicurezza (0-2pt): in generale, si ritiene che, se una compagnia promuove

programmi per la sicurezza di alto livello, si riduca il rischio legato ad errori umani

(punteggio massimi nel caso di solidi programmi per la sicurezza);

e. controlli/mappe/registrazioni (0-5pt): un programma formale di ispezioni, che includa

appropriata documentazione, aiuta ad identificare le aree potenzialmente

problematiche di una pipeline e contribuisce ad una gestione più professionale e ad

una riduzione del rischio, come anche la disponibilità di mappe e dati relativi alla

pipeline il più possibile corretti, chiari e aggiornati;

f. addestramento (0-10pt): un programma di addestramento del personale costituisce la

prima difesa contro gli errori umani e per la riduzione degli incidenti e può essere

valutato sulla base dei seguenti elementi:

1. esistenza della documentazione dei requisiti minimi di conoscenze relativi a

ciascuna figura professionale che opera sulla pipeline (2pt);

2. esistenza di un programma formale per la verifica delle conoscenze o delle

lacune degli operatori (2pt);

3. ogni operatore, indipendentemente dalla posizione ricoperta, dovrebbe

possedere alcune conoscenze comuni di base relative a: caratteristiche del

prodotto trasportato (0.5pt), stress dei materiali della pipeline (0.5 punti),

corrosione della pipeline (0.5pt), modalità operative e di controllo della linea

(0.5 punti), manutenzione (0.5pt);

4. esistenza di procedure di lavoro scritte e costantemente revisionate (2pt);

5. esistenza di controlli periodici dell’addestramento degli operatori (1pt);

g. prevenzione meccanica errori (0-6 punti): la presenza di dispositivi meccanici che

impediscano di compiere errori da parte degli operatori possono effettivamente

comportare una riduzione del rischio legata alla fase di gestione. Un possibile schema

di punteggio di questo fattore è il seguente:

1. presenza di valvole a tre vie (4pt);

2. sistemi di sgancio (2pt);

3. procedure sequenziali gerarchiche (2pt);

4. evidenziazione (con colorazioni particolari o scritte) degli strumenti

maggiormente critici (1 pt).

o Manutenzione (fino a 15pt):

La mancanza di attenzione alla gestione della manutenzione, le scorrette operazioni di

manutenzione, gli errori commessi durante questa fase possono portare direttamente o

indirettamente a danneggiare la pipeline. Un programma di manutenzione può essere valutato

sulla base dei seguenti elementi:

a. documentazione (0-2pt): si deve verificare che esista un programma formale per

conservare tutti i dati inerenti alle operazioni di manutenzione;

b. calendario di intervento (0-3pt): si deve verificare l’esistenza di un calendario stabilito

di interventi di manutenzione secondo le prescrizioni di legge e buona pratica

industriale;

c. procedure (0-10pt): si deve verificare la disponibilità di procedure scritte inerenti le

operazioni di riparazione e manutenzione ordinaria della pipeline.

16

Dopo aver valutato tutti i vari indici, si procede con il calcolo dell’indice di rischio associato all’intera

pipeline facendo una somma di tutti i vari indici:

𝑅𝑖𝑠𝑐ℎ𝑖𝑜 =∑ 𝑖𝑛𝑑𝑖𝑐𝑖 𝑑𝑖 𝑟𝑖𝑠𝑐ℎ𝑖𝑜

𝑓𝑎𝑡𝑡𝑜𝑟𝑒 𝑑𝑖 𝑠𝑐𝑎𝑙𝑎

Dove Rischio è l’ “indice di rischio normalizzato” della pipeline e il fattore di scala (serve per ottenere un

rischio percentuale, ovvero che varia tra 0 e 100) è definibile come somma degli indici di rischio presi col

valore massimo diviso 100.

In questo modo per ogni macro categoria (Danni da terzi, Corrosione, Progettazione, Operazioni scorrette),

ma anche nel complesso è possibile classificare pipeline in base alla tabella seguente:

Tabella 1 – Definizione della Classe della pipeline in base all’indice di rischio normalizzato.

Determinazione delle distanze massime di danno

La classe a cui appartiene la pipeline da un indice di qualità dell’impianto nel suo complesso. Diversamente

si deve considerare anche le conseguenze che possono derivare da un incidente, per fare ciò si va a stimare

l’entità del danno causabile da una perdita. In questo modo si potranno confrontare le categorie di terreno

(aree residenziali, industriali, agricole...) con la classe della pipeline e seguire così una tabella di

compatibilità.

La pericolosità di una perdita dipende da:

o Pericolosità del prodotto: dipendente dall’infiammabilità e tossicità del prodotto. In particolare,

l’infiammabilità del prodotto è definita dall’LFL (Lower Flammable Limit)14 ovvero la concentrazione

minima che deve avere un vapore combustibile con un comburente come l’ossigeno affinché

avvenga la combustione.

La tossicità del prodotto invece è descritta con: IDLH (Immediately Dangerus to Life and Health) è

definito dal NIOSH come la massima concentrazione di sostanza tossica a cui può essere esposta

per 30' una persona in buona salute, senza subire effetti irreversibili sulla propria salute o senza che

gli effetti dell'esposizione non impediscano la fuga15; LC50 30’ hmn (Letal Dose50, 30’ esposizione,

cavie umane) è la concentrazione di sostanza tossica, letale per inalazione nel 50% dei soggetti

umani esposti per 30’. Nel caso in cui siano disponibili solo valori di LC50 per specie non umana e/o

per tempi di esposizione diversi da 30’, deve essere effettuata una trasposizione ai detti termini di

riferimento mediante metodi opportuni.

o Entità della perdita:

L’entità della perdita dipende da:

- diametro della sezione di efflusso (che può corrispondere al diametro della tubazione, in caso

di rottura “a ghigliottina”, o avere dimensioni di pochi millimetri);

14

Fonte http://it.wikipedia.org/wiki/Limite_di_infiammabilit%C3%A0_inferiore 15

Fonte http://it.wikipedia.org/wiki/IDLH

17

- ritardo del rilevamento (se la perdita non è rilevata, la stessa continua finché la pipeline è in

esercizio). Si noti che la strumentazione di controllo di cui sono normalmente corredate le

pipeline non sono in grado di rilevare perdite inferiori all’ 1% della portata di trasferimento;

- tempo di arresto delle pompe e di chiusura valvole. Si noti che il tempo di chiusura delle valvole

non può scendere a valori tali da provocare il colpo d’ariete;

- lunghezza della tratta tra due valvole successive. Dopo l’intercettazione della tratta da cui ha

origine la perdita, il prodotto contenuto all’interno continua a drenare, in funzione del profilo

altimetrico della tubazione.

o Modalità di rilascio:

Le modalità di rilascio dipendono dallo stato fisico del prodotto contenuto e dalla direzione del

getto effluente. Si possono avere efflussi monobasici o bifasici (spray), con asse del getto verticale,

orizzontale o inclinato, efflussi in aria libera o parzialmente ostruiti dal terreno e così via.

Nel caso di pipeline interrate la presenza del terreno comporta un confinamento della perdita che

può portare a rischio di esplosione, cosa che se la tubazione fosse superficiale non avverrebbe (si

avrebbe solo incendio, in caso di innesco).

o Dispersione:

I meccanismi di dispersione in atmosfera dipendono da vari parametri, tra cui i principali sono:

- dimensioni della pozza di liquido che si forma a seguito del rilascio;

- tasso di evaporazione dalla pozza;

- stabilità dell’atmosfera al momento del rilascio (la cosiddetta classificazione di Pasquill che

permette di definire classi di stabilità di un’atmosfera in base alla velocità del vento e la

presenza del sole);

- direzione e velocità del vento;

- orografia dello scenario ambientale circostante (ovvero la disposizione di ostacoli naturali quali

montagne, boschi... o artificiali come palazzi, dighe...);

- presenza di ostacoli fisici locali alla dispersione (muri di contenimento, trincee...).

In funzione di quanto sopra sinteticamente descritto è possibile stimare la distanza massima di danno, a

seguito della perdita di sostanza pericolosa da una pipeline, espressa generalmente come distanza con

presenza di miscele infiammabili in aria (LFL,...) o di concentrazioni tossiche in aria (IDLH, LD50...), ovvero

come distanza a cui si possono manifestare gli effetti di incendi ed esplosioni conseguenti al rilascio delle

sostanze infiammabili.

Le norme per gli stabilimenti ed i depositi a rischio di incidente rilevante contengono la seguente tabella dei

possibili effetti incidentali e delle soglie fisiche che li determinano

18

Questa tabella è utilizzabile per trasposizione anche per le pipelines.

I calcoli precisi non vengono riportati perché esulano da questa tesina, tuttavia è possibile il calcolo delle

distanze di sicurezza. Comunque in genere una distanza di 300m da una zona con pericolo di esplosioni16,

oppure 75m per zone con pericolo di incendio17, è considerata sicura.

La normativa di riferimento è costituita: Decreto Ministeriale 31 Luglio 1934: “Approvazione delle norme di

sicurezza per la lavorazione, l’immagazzinamento, l’impiego o la vendita di oli minerali, e per il trasporto

degli oli stessi”; Decreto Ministeriale, Ministero dell’ambiente, del 20 Ottobre 1998 n.188: “Criteri di analisi

e valutazione dei rapporti di sicurezza relativi ai depositi di liquidi facilmente infiammabili e/o tossici”.

Compatibilità territoriale

Per sapere se una determinata pipeline può passare nei pressi di zone abitate o meno, e quindi per

pianificarne il percorso con maggiore precisione, è necessario definire dapprima le categorie di territorio,

che seguono la seguente tabella (questa tabella segue le linee guida della regione Lombardia, tuttavia ha

una buona valenza accademica):

Categorie territoriali

Categoria A a. Aree con destinazione prevalentemente residenziale, per le quali l'indice

fondiario di edificazione sia superiore a 4,5m3/m2; b. Luoghi di concentrazione di persone con limitata capacità di mobilità ad esempio

ospedali, case di cura, ospizi, asili, scuole inferiori, ecc. (oltre 25 posti letto o 100 persone presenti);

c. Luoghi soggetti ad affollamento rilevante all'aperto - ad esempio mercati stabili o altre destinazioni commerciali stabili, ecc. (oltre 500 persone presenti);

d. Luoghi di pubblico spettacolo, destinati ad attività ricreative, sportive, culturali, religiose, strutture fieristiche con oltre 5000 posti, con utilizzo della struttura almeno mensile;

e. Aree di particolare pregio naturalistico e ambientale; f. Aree soggette a tutela e con utilizzo delle acque per scopi potabili;

16

Fonte http://www.earmi.it/varie/depositi.htm 17

Fonte Decreto Ministeriale 31 Luglio 1934

19

g. Aree con beni paesistici e ambientali.

Categoria B a. Aree con destinazione prevalentemente residenziale, per le quali l'indice

fondiario di edificazione sia compreso tra 4,5 e 1,5 m3/m2; b. Luoghi di concentrazione di persone con limitata capacità di mobilità, ad esempio

ospedali, case di cura, ospizi, asili, scuole inferiori, ecc. (fino a 25 posti letto o 100 persone presenti);

c. Luoghi soggetti ad affollamento rilevante all'aperto, ad esempio mercati stabili o altre destinazioni commerciali ecc. (fino a 500 persone presenti);

d. Luoghi soggetti ad affollamento rilevante al chiuso - ad esempio centri commerciali, terziari e direzionali, per servizi, strutture ricettive, scuole superiori, università, ecc. (oltre 500 persone presenti);

e. Luoghi soggetti ad affollamento rilevante con limitati periodi di esposizione al rischio, ad esempio luoghi di pubblico spettacolo, destinati ad attività ricreative, sportive, culturali, religiose, strutture fieristiche e cinema multisala (oltre 100 persone presenti se si tratta di luogo all'aperto, oltre 1000 al chiuso);

f. Stazioni ferroviarie ed altri nodi di trasporto (movimento passeggeri superiore a 1000 persone/giorno);

g. Aree di particolare pregio naturalistico e ambientale

Categoria C a. Aree con destinazione residenziale, per le quali l'indice fondiario di edificazione

sia compreso tra 1,5 e 1m3/m2; b. Luoghi soggetti ad affollamento rilevante al chiuso, ad esempio centri

commerciali, terziari e direzionali, per servizi, strutture ricettive, scuole superiori, università, ecc. (fino a 500 persone presenti);

c. Luoghi soggetti ad affollamento rilevante con limitati periodi di esposizione al rischio, ad esempio luoghi di pubblico spettacolo, destinati ad attività ricreative, sportive, culturali, religiose, ecc. (fino a 100 persone presenti se si tratta di luogo all'aperto, fino a 1000 al chiuso; di qualunque dimensione se la frequentazione è al massimo settimanale);

d. Stazioni ferroviarie ed altri nodi di trasporto (movimento passeggeri fino a 1000 persone/giorno);

e. Autostrade e tangenziali in assenza di sistemi di allertamento e deviazione del traffico in caso di incidente;

f. Aeroporti.

Categoria D a. Aree con destinazione residenziale, per le quali l'indice fondiario di edificazione

sia compreso tra 1 e 0,5m3/m2; b. Luoghi soggetti ad affollamento rilevante, con frequentazione al massimo

mensile - ad esempio fiere, mercatini o altri eventi periodici, cimiteri, ecc..; c. Autostrade e tangenziali in presenza sistemi di allertamento e deviazione del

traffico in caso di incidente; d. Strade statali ad alto transito veicolare.

Categoria E a. Aree con destinazione anche residenziale, per le quali l'indice fondiario di

edificazione sia inferiore a 0,5 m3/m2; b. Insediamenti industriali, artigianali, agricoli, e zootecnici, aree tecnico produttive.

Categoria F Area non utilizzata entro la non sono presenti manufatti o strutture in cui sia prevista l'ordinaria presenza di gruppi di persone.

20

Una volta definite le classi per le pipelines e le categorie di territorio, seguendo la seguente tabella è

possibile valutarne la compatibilità:

Dove, al posto delle categorie di effetti (elevata letalità, inizio letalità, lesioni irreversibili, lesioni reversibili)

vanno messe le distanze calcolate nel punto precedente, secondo i metodi indicati. Quindi con questa

tabella, nota la categoria del territorio e nota la classe della pipeline, viene scelta la distanza minima dal

territorio in questione e quindi pianificato il percorso.

In caso che la pipeline sia esistente e le distanze non siano compatibili con i valori che questa tabella

fornisce, si deve provvedere a erigere infrastrutture di protezione o mitigazione del rischio.

Sistemi di sicurezza per le pipelines

Il sistema di sicurezza di una pipeline comprende la strumentazione lungo il tracciato e il quadro comandi

nelle sale di controllo.

Nel quadro di controllo sono presenti18 le seguenti strumentazioni di rilevazione e contenimento della

perdita:

- Registratori di portata;

- Allarmi con segnalazione acustica e luminosa per alterazioni della portata e pressione e il confronto

di queste tra la partenza e l’arrivo;

- Sistemi di blocco in funzione a valori pericolosi limite di pressione e portata (bassissimi o altissimi);

- Blocco automatico di sicurezza di tutta la pipeline per altissima pressione;

- Segnalatori dello stato di funzionamento delle pompe;

- Pulsanti di arresto pompe.

A monte delle valvole di arrivo, per proteggere da sovrappressioni, sono installati in serie un disco di rottura

e una valvola di sicurezza, tarati opportunamente, che permettono di riversare il prodotto trasportato in un

serbatoio apposito.

18

Fonte http://conference.ing.unipi.it/vgr2006/archivio/Archivio/2008/Articoli/56.pdf

21

Le strumentazioni sopracitate proteggono l’impianto da anomalie come sovrappressioni, oppure possono

essere usati per capire se c’è una perdita (quando viene rilevato un abbassamento di pressione e portata),

tuttavia non riescono a fornire con precisione il punto in cui tale perdita è situata.

L’attuale sistema di rilevamento perdite si basa su letture di pressione e portata in tre punti del tracciato19,

effettuate continuativamente dalla sala di controllo. Solitamente, una marcata diminuzione della pressione

di esercizio e contemporaneamente un aumento della portata, sono indici di una possibile perdita.

A titolo esemplificativo i valori di allarme sono 2bar, 5m3/h mentre valori di blocco sono 4bar, 10m3/h.

L’individuazione più precisa delle perdite si ha con

l’analisi matematica delle 3 coppie di dati. Infatti si

confrontano l’andamento della pressione teorica nella

lunghezza della tubazione (che segue un andamento

lineare fra i punti di entrata e uscita) con quello rilevato

dalle tre sonde.

Con un’interpolazione dei dati è possibile stimare la

posizione della perdita.

Se viene rilevata una perdita vengono spente le pompe

e azionate le valvole di intercettazione più vicine alla

zona in allarme, in modo da limitare da subito il

riversamento del prodotto. In media la distanza tra due

valvole consecutive è 10km, o comunque a una distanza

tale da non riversare più di 100m3 di prodotto.

Come visto nel paragrafo della valutazione dei rischi,

devono essere previsti ammortizzatori per colpo d’ariete.

La posizione della perdita viene individuata precisamente solo con una ricognizione sul posto, tuttavia, con

il metodo accennato prima i tempi di intervento possono arrivare anche nell’ordine del paio di minuti20.

Le conseguenze di una perdita21 possono essere: inquinamento, incendio, esplosione.

Per il primo punto si cerca di intervenire il prima possibile confinando la pozza creata alla base della perdita

(se il prodotto è liquido) e cercando di bruciarlo o aspirarlo prima che arrivi ad inquinare le falde acquifere.

Può essere necessaria la rimozione dello strato di terra inquinato in modo da poterlo trattare recuperando

l’inquinante.

Nel caso di incendio o esplosione si deve cercare di contenere l’incendio affinché non si estenda, e nei casi

peggiori, aspettando l’esaurirsi del combustibile. Importante è cercare di mantenere bassa la temperatura

nei componenti dell’impianto per evitare pericolosi effetti domino.

Risulta importante mantenere pulito il percorso della tubazione dalla vegetazione locale (alberi, arbusti,

rovi...) per tre motivi:

1. Si ha una visuale libera per sorvegliare la pipeline da attacchi vandalici;

2. La visuale libera aiuta anche la localizzazione della perdita;

3. In caso di incendio esso si estende meno rapidamente.

19

Fonte http://www.amperespa.it/download/industriale/co/Leak_detection....pdf 20

Fonte http://conference.ing.unipi.it/vgr2006/archivio/Archivio/2008/Articoli/56.pdf 21

Fonte http://conference.ing.unipi.it/vgr2006/archivio/Archivio/pdf/005-Boscaino-Incorvaia.PDF

22

Nei pressi delle stazioni di controllo e manutenzione è possibile fornire una protezione dagli incendi con

impianti di spegnimento adeguati (a schiuma, CO2...).

Ultimo ma non meno importante punto sulla sicurezza riguarda la salvaguardia della salute degli operai

specializzati che controllano e manutenzionano la pipeline. I principali rischi sono quelli legati alla

manutenzione e al rischio di incendio/esplosione.

Non va sottovalutato il fattore di stress correlato a cui i lavoratori operanti in sala controllo vanno incontro;

sarà opportuno considerare di fare una turnazione adeguata che non metta a repentaglio la loro

concentrazione.

Durante la manutenzione ci possono essere due momenti importanti: la procedura di pigging, con la quale

si esegue pulizia ed ispezione della tubazione e operazioni di manutenzione sull’impianto come sostituzione

di valvole, riparo di una falla...

Nel caso di manutenzione sull’impianto i rischi principali sono:

- l’ustione, nel caso in cui il prodotto venga trasportato in temperatura, quindi devono essere

indossati guanti e abbigliamento adatto;

- incendio, nel caso di sostituzione valvole o riparazioni generiche, quindi devono essere previste

procedure antincendio e abbigliamento adatto (scarpe non ferrate per evitare scintille,

respiratori...);

- corrosione/tossicità. Va ricordato infatti che la maggior parte di prodotti trasportati sono tossici e

pertanto devono essere adottate precauzioni particolari (guanti, respiratori, occhiali, vestiario

adeguato...).

Nella fase di pigging invece sono altre le problematiche:

- La fase di depressurizzazione della camera di arrivo del pig è pericolosa perché se non fatta

correttamente lascia il rischio che quest’ultimo venga espulso ad alta velocità dalla tubazione (in

Texas nel 2012 è stato commesso l’errore di non depressurizzare la camera di arrivo, il risultato è

stato lo sfondamento di un muro di una casa distante 150m da parte del pig che pesava circa

68Kg22. Tuttavia incidenti durante manutenzione come questo sono molto rari);

- Nella fase di depressurizzazione devono essere bruciati i gas presenti all’interno per limitare il

rilascio in atmosfera, questa fase comporta rischi di ustioni/bruciature;

- Quando è possibile aprire la camera l’operatore deve in ogni caso indossare una maschera antigas

perché i residui estratti dalla tubazione sono potenzialmente tossici. Non solo, deve anche

indossare indumenti adatti alla manipolazione di materiale potenzialmente tossico.

Fondamentale è conoscere le procedure operative, ma la cartellonistica è ancora più importante perché

mette in allerta anche i non esperi e permette ai professionisti di non dimenticare i rischi specifici a cui

vanno incontro in ogni punto dell’impianto.

22

Fonte http://www.wfaa.com/news/investigates/Pipeline-Flying-Pig-crashes-through-Grand-Prairie-home-105387413.html