P0023964-1-H1_Rev_0_RPdS

SNAM Rete Gas S.p.A.

Terminale di Portovesme

Rapporto Preliminare di Sicurezza per la fase di

Nulla Osta di Fattibilità (NOF) ai sensi del D.Lgs.

105/15

Doc. No. P0023964-1-H1 Rev. 0 – Novembre 2021

Il presente documento è costituito da

No. 113 pagine numerate progressivamente,

No. 30 Allegati.

Rev. Descrizione Preparato da Controllato da Approvato da Data

0 Prima Emissione F. Ovidi / M. Gattuso M. Gattuso G. Uguccioni Novembre 2021

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Rapporto Preliminare di Sicurezza per la fase di Nulla Osta di Fattibilità (NOF)

ai sensi del D.Lgs. 105/15

INDICE

LISTA DELLE TABELLE 5

LISTA DELLE FIGURE 5

ABBREVIAZIONI E ACRONIMI 7

DESCRIZIONE SINTETICA DEL PROGETTO 9

ADEMPIMENTI AI SENSI DEL D.LGS. 105/15 11

SCOPO, CAMPO DI APPLICAZIONE E STRUTTURA DEL RAPPORTO DI SICUREZZA 12

A. DATI IDENTIFICATIVI E UBICAZIONE DELLO STABILIMENTO 13

A.1 DATI GENERALI 13

A.1.1 Nominativo, codice fiscale e indirizzo (sede legale) del Gestore 13

A.1.2 Denominazione e ubicazione dello Stabilimento 13

A.1.3 Responsabile della progettazione 15

A.1.4 Responsabile della stesura del Rapporto di Sicurezza 15

A.2 LOCALIZZAZIONE E IDENTIFICAZIONE DELLO STABILIMENTO 15

A.2.1 Corografia della zona 15

A.2.2 Posizione dello stabilimento 15

A.2.3 Piante e sezioni dell’impianto 15

B. INFORMAZIONI RELATIVE ALLO STABILIMENTO 18

B.1 POLITICA DI PREVENZIONE DEGLI INCIDENTI RILEVANTI 18

B.2 STRUTTURA ORGANIZZATIVA 18

B.3 DESCRIZIONE DELLE ATTIVITÀ E TECNOLOGIA DI BASE 18

B.3.1 Descrizione delle attività 18

B.3.2 Tecnologia di base 24

B.3.3 Schema a blocchi e schema di processo 32

B.3.4 Capacità produttiva 32

B.3.5 Informazioni relative alle sostanze oggetto del Rapporto di Sicurezza 33

C. SICUREZZA DELLO STABILIMENTO 37

C.1 ANALISI DELL’ESPERIENZA STORICA INCIDENTALE 37

C.1.1 Problemi noti di salute e sicurezza dell’impianto 37

C.1.2 Esperienza storica relativa a incidenti 39

C.2 REAZIONI INCONTROLLATE 41

C.2.1 Reazioni esotermice e/o difficili da controllare 41

C.3 EVENTI METEOROLOGICI, GEOFISICI, METEOMARINI, CERAUNICI E DISSESTI

IDROGEOLOGICI 41

C.3.1 Condizioni meteorologiche prevalenti 41

C.3.2 Cronologia degli eventi geofisici, meteo marini, ceraunici e dei dissesti idrogeologici 47

C.4 ANALISI DEGLI EVENTI INCIDENTALI 60

C.4.1 Sequenze incidentali 60

C.4.2 Stima delle conseguenze degli scenari incidentali 61

C.4.3 Mappe di danno 61

C.4.4 Analisi delle conseguenze ambientali 61

C.4.5 Comportamento dell’Impianto in caso di indisponibilità delle reti di servizio 61

C.5 SINTESI DEGLI EVENTI INCIDENTALI E INFORMAZIONI PER LA PIANIFICAZIONE DEL

TERRITORIO 61

C.5.1 Sintesi dei risultati dell’analisi degli eventi incidentali 61

Pag.

Doc. No. P0023964-1-H1 Rev. 0 – Novembre 2021 Pag. 1




C.5.2 Elementi per la pianificazione territoriale ai sensi del D.M. 9 Maggio 2001 82

C.6 DESCRIZIONE DELLE PRECAUZIONI ASSUNTE PER PREVENIRE O MITIGARE GLI

INCIDENTI 83

C.6.1 Descrizione delle precauzioni assunte per prevenire o mitigare gli incidenti 83

C.6.2 Accorgimenti previsti per prevenire gli errori umani 83

C.6.3 Valutazione della sicurezza in relazione allo stato funzionale dell’impianto 84

C.7 CRITERI PROGETTUALI E COSTRUTTIVI 84

C.7.1 Precauzioni e coefficienti di sicurezza adottati nella progettazione delle strutture 84

C.7.2

C.7.3

Norme e criteri di progettazione degli impianti elettrici, dei sistemi di strumentazione di

controllo, degli impianti di protezione contro le scariche atmosferiche ed elettrostatiche 84

Norme e criteri di progettazione dei recipienti e apparecchiature di processo, dei

serbatoi e delle tubazioni, dei dispositivi di scarico della pressione e dei sistemi di

convogliamento ed eventuale abbattimento 88

C.7.4 Torce e scarichi d’emergenza all’atmosfera di prodotti tossici e/o infiammabili 88

C.7.5

C.7.6

Modalità e periodicità di controllo del funzionamento delle valvole di sicurezza, dei

sistemi di blocco e di tutti i componenti critici per la sicurezza 93

Criteri di protezione dei contenitori di sostanze pericolose nei confronti della corrosione

esterna 93

C.7.7 Ubicazione delle zone in cui sono immagazzinate sostanze corrosive 94

C.7.8 Rivestimenti interni, sovraspessori di corrosione e ispezioni. 94

C.7.9 Procedure di controllo delle apparecchiature critiche 94

C.7.10 Sistemi di blocco di sicurezza 94

C.7.11

C.7.12

Luoghi con pericolo di formazione e persistenza di miscele infiammabili e/o esplosive

e/o tossiche e misure adottate 99

Precauzioni a fronte del danneggiamento di serbatoi, condotte e apparecchiature

contenenti sostanze tossiche o infiammabili per impatti meccanici o urti con mezzi mobili

100

C.8 SISTEMI DI RILEVAMENTO 100

C.8.1 Descrizione e posizione dei rilevatori 100

D. SITUAZIONI CRITICHE, CONDIZIONI DI EMERGENZA E RELATIVI APPRESTAMENTI 102

D.1 SOSTANZE EMESSE 102

D.1.1

Sostanze emesse in condizioni anomale di funzionamento e in caso di incidente e quasi

incidente 102

D.2 EFFETTI INDOTTI DA INCIDENTI SU IMPIANTI RISCHIO DI INCIDENTE RILEVANTE 102

D.2.1 Effetti indotti da incendi o esplosioni 102

D.2.2 Effetti degli incidenti indotti 104

D.2.3

Misure previste per evitare, in caso di incendio e/o esplosione, il danneggiamento di

strutture, serbatoi, apparecchiature e condotte contenenti sostanze infiammabili e/o

tossiche. 104

D.3 SISTEMI DI CONTENIMENTO 104

D.3.1 Sistemi per il contenimento di fuoriuscite di sostanze infiammabili 104

D.3.2 Sistemi per il contenimento di fuoriuscite di liquidi tossici o pericolosi per l’ambiente 105

D.3.3 Sistemi per il contenimento di fuoriuscite di gas o vapori tossici 105

D.4 CONTROLLO OPERATIVO 105

D.4.1 Criteri di predisposizione delle procedure e istruzioni per il controllo operativo 105

D.4.2 Struttura e indice dei manuali operativi 105

D.5 SEGNALETICA DI EMERGENZA 105

D.6 FONTI DI RISCHIO MOBILI 105

D.6.1 Descrizione delle fonti di rischio mobili 105

D.6.2 Precauzioni adottate per prevenire il rischio associato alle fonti di rischio mobile 107





D.7 RESTRIZIONI PER L’ACCESSO AGLI IMPIANTI E PER LA PREVENZIONE DI ATTI DELIBERATI

107

D.7.1 Dispositivi, attrezzature, sistemi e/o procedure 107

D.8 MISURE CONTRO L’INCENDIO 107

D.8.1

Impianti, attrezzature e organizzazione per la prevenzione e l’estinzione degli incendi

107

D.8.2 Sistema di drenaggio 107

D.8.3 Fonti di approvvigionamento dell’acqua antincendio 107

D.8.4 Autorizzazioni concernenti la prevenzione incendi 107

D.9 SITUAZIONI DI EMERGENZA E RELATIVI PIANI 108

D.9.1 Dislocazione di sale controllo, uffici, laboratori e apparecchiature principali 108

D.9.2 Mezzi di comunicazione all’interno dello stabilimento e con l’esterno 108

D.9.3 Ubicazione dei servizi di emergenza e dei presidi sanitari previsti 108

D.9.4 Programma di Addestramento Personale 108

D.9.5 Piano di Emergenza Interno e informazioni per il Piano di Emergenza Esterna 108

D.9.6 Responsabili attuazione dei piani di emergenza 108

E. IMPIANTI DI TRATTAMENTO REFLUI E STOCCAGGIO RIFIUTI 109

E.1 TRATTAMENTO E DEPURAZIONE REFLUI 109

E.1.1 Impianti di trattamento e depurazione dei reflui 109

E.1.2 Planimetria della rete fognaria 109

E.2 GESTIONE DEI RIFIUTI PERICOLOSI 109

E.2.1 Adempimenti per la gestione dei rifiuti 109

F. MISURE ASSICURATIVE E DI GARANZIA PER I RISCHI DI DANNO A PERSONE, COSE,

ALL’AMBIENTE 111

F.1 CERTIFICAZIONI 111

F.1.1 Copia delle certificazioni e autorizzazioni 111

F.2 MISURE ASSICURATIVE 111

F.2.1

Copia della documentazione relativa alle polizze assicurative e di garanzia per i rischi di

danni a persone, a cose e all’ambiente 111

RIFERIMENTI 112





ALLEGATO A.1.2

ALLEGATO A.1.4

ALLEGATO A.2.1

ALLEGATO A.2.2

ALLEGATO A.2.3

ALLEGATO B.3.2

ALLEGATO B.3.3-A

ALLEGATO B.3.3-B

ALLEGATO C.1.2

ALLEGATO C.4

ALLEGATO C.4.1-A

ALLEGATO C.4.1-B

ALLEGATO C.4.1-C

ALLEGATO C.4.1-D

ALLEGATO C.4.1-E

ALLEGATO C.4.1-F

ALLEGATO C.4.2

ALLEGATO C.4.3

INDICE DEGLI ALLEGATI E DELLE APPENDICI

PLANIMETRIA DEI CONFINI DELLO STABILIMENTO E UNITÀ LOGICHE

CURRICULUM VITAE DEL RESPONSABILE DELLA STESURA DEL RAPPORTO

PRELIMINARE DI SICUREZZA

COROGRAFIA DELLA ZONA

POSIZIONE DEL TERMINALE SU MAPPA

PIANTE E SEZIONI DEL TERMINALE

ELENCO DELLE NORME DI RIFERIMENTO

SCHEMA A BLOCCHI

SCHEMI DI PROCESSO E BILANCI DI MATERIA ED ENERGIA

ANALISI STORICA ESTERNA

METODOLOGIA PER LA CONDUZIONE DELL’ANALISI DI RISCHIO

ANALISI PRELIMINARE PER L’INDIVIDUAZIONE DELLE AREE CRITICHE (METODO A

INDICI)

HAZOP REPORT

IDENTIFICAZIONE DEGLI EVENTI INCIDENTALI DA DEVIAZIONI DI PROCESSO E

CALCOLO DELLA RELATIVA FREQUENZA DI ACCADIMENTO

P&IDS CON IDENTIFICATE LE SEZIONI INTERCETTABILI PER L’ANALISI DEGLI

EVENTI RANDOM

IDENTIFICAZIONE DEGLI EVENTI INCIDENTALI RANDOM E CALCOLO DELLA

RELATIVA FREQUENZA DI ACCADIMENTO

ANALISI DEI POSSIBILI CASI DI RILASCIO DI GNL A SEGUITO DI COLLISIONE DI

MEZZI NAVALI CON LA FSRU

ANALISI DELLE CONSEGUENZE DEGLI EVENTI INCIDENTALI

RAPPRESENTAZIONE CARTOGRAFICA DELLE CONSEGUENZE DEGLI SCENARI

INCIDENTALI

ALLEGATO C.5.2 ELEMENTI PER LA PIANIFICAZIONE TERRITORIALE AI SENSI DEL D.M. 9/05/2001

ALLEGATO C.7.10

ALLEGATO C.7.11

ALLEGATO C.8.1

ALLEGATO D.6.1

ALLEGATO D.9.3

ALLEGATO E.1.2

ALLEGATO I.2

ALLEGATO I.4

ALLEGATO I.5

ALLEGATO I.9

ALLEGATO I.11

MATRICE CAUSA-EFFETTI

PLANIMETRIA AREE A RISCHIO DI ESPLOSIONE

PLANIMETRIA DEL SISTEMA DI RIVELAZIONE GAS E INCENDI

PLANIMETRIA DELLE AREE LOGISTICHE E DELLA VIABILITÀ DI COLLEGAMENTO

PLANIMETRIA DEI PRESIDI DI EMERGENZA, DELLE VIE DI FUGA E DEI PUNTI DI

RACCOLTA

PLANIMETRIA IMPIANTO SMALTIMENTO ACQUE PIOVANE

SCHEDE DI SICUREZZA

QUANTITÀ MASSIME DELLE SOSTANZE PERICOLOSE

TABELLA RIEPILOGATIVA DELLE RISULTANZE DELLE ANALISI DEGLI EVENTI

INCIDENTALI

ATTIVITÀ SOGGETTE AL CONTROLLO DEL CORPO NAZIONALE DEI VIGILI DEL

FUOCO AI SENSI DEL D.P.R. 151/2011

DOCUMENTAZIONE, DI CUI ALL’ALLEGATO I DEL DECRETO DEL MINISTERO

DELL’INTERNO DEL 7 AGOSTO 2012





LISTA DELLE TABELLE

Tabella 1: Caratteristiche della Shuttle Carrier da 7.500 m 3 19

Tabella 2: Caratteristiche della Shuttle Carrier da 30.000 m 3 19

Tabella 3: Caratteristiche della nave metaniera “bunkering vessel” da 1.000 m 3 20

Tabella 4: Caratteristiche della nave metaniera “bunkering vessel” da 7.500 m 3 20

Tabella 5: Sintesi delle modalità operative e corrispondenza con casi H&MB. 21

Tabella 6: Capacità produttiva e parametri operativi 33

Tabella 7: Composizione del GNL 34

Tabella 8: Classificazione delle sostanze secondo regolamento 1272/2008/CE 35

Tabella 9: Temperatura Media Mensile Aria nel periodo 2015 - 2020 (rif. Stazione RMN Carloforte) 42

Tabella 10: Temperatura Media Mensile Acqua nel periodo 2015 - 2020 (rif. Stazione RMN Carloforte) 43

Tabella 11: Umidità relativa nel periodo 2015 - 2020 (rif. Stazione RMN Carloforte) 43

Tabella 12: Dati anemometrici acquisiti 44

Tabella 13: Umidità relativa nel periodo 2015 - 2020 (rif. Stazione RMN Carloforte) 47

Tabella 14: Zone Sismiche e Accelerazioni Associate – Italia 47

Tabella 15: Correnti superficiali indotte dagli estremi di vento (rif. No. [16]); Usup = velocità superficiale 54

Tabella 16: Scala Fujita 57

Tabella 17: Principali eventi identificati come tornado 58

Tabella 18: Tabella riepilogativa delle risultanze delle analisi degli eventi incidentali 62

Tabella 19: Caratteristiche geometriche delle candele HP ed LP installate a bordo della FSRU 88

Tabella 20: Caratteristiche geometriche dello sfiato di emergenza in banchina 88

LISTA DELLE FIGURE

Figura 1: Inquadramento Generale dell’Area di Intervento 9

Figura 2: Inquadramento della rete di distribuzione gas di Portovesme (opere connesse) 10

Figura 3: Inquadramento geografico dell’area di intervento e indicazione dell’ubicazione del Terminale 13

Figura 4: Piantina del porto di Portovesme 14

Figura 5: Layout e limiti di batteria del Terminale 16

Figura 6: Classificazione IMO dei serbatoi di stoccaggio GNL 25

Figura 7: Ubicazione della valvola SDV-16 installata a monte del PIL 29

Figura 8: Schema semplificato circuito BOG 30

Figura 9: Ubicazione della centralina della Rete Mareografica Nazionale di Carloforte 42

Figura 10: Localizzazione geografica dei punti di acquisizione dati 44

Figura 11: Distribuzione direzionale del regime anemometrico ricostruito nel punto ERA5, Nord 39.25°N –

8.00°E 45

Figura 12: Distribuzione direzionale del regime anemometrico ricostruito nel punto ERA5, Sud 39.00°N –

8.00°E 45

Figura 13: Distribuzione direzionale del regime anemometrico misurato dalla stazione anemometrica di

Carloforte, 39.148°N – 8.31°E 46

Figura 14: Estratto classificazione sismica della Sardegna 48

Figura 15: Rischio Idrogeologico – Aree caratterizzate da pericolosità idraulica del Comune di Portoscuso

e posizione dell’impianto FSRU (verde). 51

Figura 16: Rischio Frane – Aree caratterizzate da pericolosità da frane del Comune di Portoscuso e

posizione dell’impianto FSRU (verde) 52

Figura 17: Localizzazione dei punti ERA5-Nord e ERA5-Sud utilizzati per la caratterizzazione del moto

ondoso a largo 53





Figura 18: Distribuzione direzionale degli eventi di moto ondoso con Hs>0.5 m nel punto ERA5 Nord, di

coordinate 39.25°N, 8.00°E 53

Figura 19: Distribuzione direzionale degli eventi di moto ondoso con Hs>0.5 m nel punto ERA 5 Sud di

coordinate 39.00°N - 8.00°E 54

Figura 20: Livello idrometrico nel periodo 2015 – 2020 (rif. Stazione RMN Carloforte) 55

Figura 21: Distribuzione dei POIs nel territorio italiano e lungo il tratto di costa più prossimo all’area

portuale di Portovesme e indicazione del POI assunto come riferimento, ARP = 2.500 anni 56

Figura 22: Curve di rischio per il POI assunto. 56

Figura 23: Eventi di forte vento (giallo) o tornado (rosso) nel periodo gen. 2000- apr. 2021 – Fonte

European Severe Weather Database. In verde l’area di interesse 58

Figura 24: Mappa dei valori medi del numero di fulminazioni a terra sul territorio italiano 60

Figura 25: Architettura di controllo 86

Figura 26: Dispersione sfiati FSRU – GNL leggero – Condizioni meteo 2F – (a) LP, (b) HP 89

Figura 27: Dispersione sfiati FSRU – GNL pesante – Condizioni meteo 2F – (a) LP, (b) HP 90

Figura 28: Dispersione sfiati FSRU – GNL leggero – Condizioni meteo 5D – (a) LP, (b) HP 90

Figura 29: Dispersione sfiati FSRU – GNL pesante – Condizioni meteo 5D – (a) LP, (b) HP 90

Figura 30: Dispersione sfiati FSRU – GNL leggero – Condizioni meteo 7D – (a) LP, (b) HP 90

Figura 31: Dispersione sfiati FSRU – GNL pesante – Condizioni meteo 7D – (a) LP, (b) HP 91

Figura 32: Dispersione sfiato banchina –Condizioni meteo 2F – (a) GNL leggero, (b) GNL pesante 92

Figura 33: Dispersione sfiato banchina –Condizioni meteo 5D – (a) GNL leggero, (b) GNL pesante 92

Figura 34: Dispersione sfiato banchina –Condizioni meteo 7D – (a) GNL leggero, (b) GNL pesante 93

Figura 35: Schema ESD 96

Figura 36: Schema PSD 97

Figura 37: Schema LSD 98

Figura 38: Percorso delle autocisterne in ingresso al carico 106





ABBREVIAZIONI E ACRONIMI

ARP

BDV

BOG

CAT-INGV

CCTV

CEI

CNVVF

CTR

DCS

D.Lgs.

D.M.

D.P.C.M.

D.P.R.

DWT

ERS

ESD

FSRU

F&G

GN

GNL / LNG

GPL

HIPPS

HMI

HP

IDLH

IEC

LFL

LP

LSD

MATTM

MIH

NFPA

NIOSH

NOF

NTC

PAI

PCS

PCV

PERC

PFD

PIL

PLC

POI

PSD

PSV

Average Return Period

Blow Down Valve

Boil-Off Gas

Centro Allerta Tsunami dell’Istituto Nazionale di Geofisica e Vulcanologia

Closed Circuit TeleVision

Comitato Elettrotecnico Italiano

Corpo Nazionale dei Vigili del Fuoco

Comitato Tecnico Regionale

Distributed Control System

Decreto Legislativo

Decreto Ministeriale

Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri

Decreto del Presidente della Repubblica

Deadweight Tonnage (Tonnellaggio di Portata Lorda)

Emergency Release System

Emergency Shut Down

Floating Storage Regasification Unit

Fire and Gas

Gas Naturale

Gas Naturale Liquefatto / Liquefied Natural Gas

Gas di Petrolio Liquefatto

High Integrity Pressure Protection System

Human-Machine Interface (Interfaccia Umo-Macchina)

High Pressure (Alta Pressione)

Immediately Dangerous to Life and Health

International Electrotechnical Commission

Lower Flammable Limit (Limite Inferiore di Infiammabilità)

Low Pressure (Bassa Pressione)

Local Shut Down

Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare

Maximum Inundation Height

National Fire Protection Association

National Institute for Occupational Safety and Health

Nulla Osta di Fattibilità

Norme Tecniche per le Costruzioni

Piano Stralcio per l'Assetto Idrogeologico

Potere Calorifico Superiore

Pressure Control Valve (Valvola di Regolazione della Pressione)

Powered Emergency Release Coupling

Process Flow Diagram (Schema di Processo)

Punto di Intercetto Linea

Programmable Logic Controller

Point Of Interest

Process Shut Down

Pressure Safety Valve





PTHA

RMN

RPT

s.l.m.

SDV

SiAM

SIL

TPIDL

TLV-TWA

TSO

UNI

UPS

UVCE

VVF

Probabilistic Tsunami Hazard Assessment

Rete Mareografica Nazionale

Rapid Phase Transition

Sul Livello Medio

Shut Down Valve

Sistema di Allertamento nazionale per i Maremoti

Safety Integrity Level

TECHNIP Italy Direzione Lavori S.p.A.

Threshold Limit Value - Time Weighted Average

Transport System Operator (Gestore del Sistema di Trasporto Gas)

Ente Nazionale Italiano di Unificazione

Uninterruptible Power Supply

Unconfined Vapour Cloud Explosion

Vigili del Fuoco





DESCRIZIONE SINTETICA DEL PROGETTO

La Società Snam Rete Gas (“SRG”), società soggetta all’attività di direzione e coordinamento di Snam S.p.A

(“Snam”), una delle principali società di infrastrutture energetiche e principale TSO (Transport System Operator -

gestore del sistema di trasporto gas) in ambito europeo, intende allestire nel porto di Portovesme un terminale di

rigassificazione per consentire su un mezzo navale permanentemente ormeggiato:

✓

✓

lo stoccaggio e la vaporizzazione di gas naturale liquefatto (GNL) per il suo trasferimento nella rete di trasporto

di gas naturale a terra che sarà realizzata da Enura S.p.A., Società soggetta all’attività di direzione e

coordinamento di Snam;

Servizi di Small Scale LNG attraverso:

• La distribuzione di GNL tramite autocisterne (truck loading),

• La distribuzione di GNL con apposite navi metaniere “bunkering vessels”.

In particolare, il Terminale sarà costituito da una unità navale di stoccaggio e rigassificazione flottante (FSRU,

Floating Storage Regasification Unit) con una capacità di stoccaggio di circa 130.000 m3 di GNL e una capacità di

rigassificazione massima di circa 330.000 Sm 3 /h. La FSRU sarà permanentemente ormeggiata lungo la banchina

Est del porto di Portovesme (SU).

Il progetto è parte integrante del più ampio progetto di “Collegamento Virtuale” (Virtual Pipeline) per

l’approvvigionamento di gas naturale alla Sardegna, che Snam, in qualità di principale operatore di trasporto e

dispacciamento di gas naturale sul territorio nazionale, intende realizzare, anche attraverso le sue controllate e

partecipate come Snam Rete Gas ed Enura, in coerenza con la legge del 11 settembre 2020, n. 120 «Misure urgenti

per la semplificazione e l’innovazione digitali» (c.d. Decreto Semplificazioni).

Figura 1: Inquadramento Generale dell’Area di Intervento





Figura 2: Inquadramento della rete di distribuzione gas di Portovesme (opere connesse)





ADEMPIMENTI AI SENSI DEL D.LGS. 105/15

Il Nuovo Terminale di Portovesme rientra tra le attività industriali a rischio di incidente rilevante ai sensi del D.Lgs.

105/15 “Attuazione della Direttiva 2012/18/UE Relativa al Controllo del Pericolo di Incidenti Rilevanti Connessi con

Sostanze Pericolose”, pubblicato il 26 Giugno 2015 sulla Gazzetta Ufficiale (Supplemento Ordinario No. 38 della

G.U. No. 161 del 14 Luglio 2015).

Più precisamente, il Terminale in esame si configura come “Stabilimento di Soglia Superiore”, essendo presenti

sostanze pericolose “in quantità pari o superiori alle quantità elencate nella colonna 3 della parte 1 o nella colonna

3 della parte 2 dell’allegato 1, applicando, ove previsto, la regola della sommatoria di cui alla nota 4 dell'allegato 1”

(rif. definizione di cui all’art. 3, comma 1, lettera c del D.Lgs. 105/15).

In particolare, per i nuovi stabilimenti, l’art. 16 “Nuovi stabilimenti: rapporti di sicurezza” del D.Lgs. 105/15 prevede

il seguente iter autorizzativo:

1. Chiunque intende realizzare un nuovo stabilimento di soglia superiore, prima di dare inizio alla costruzione

degli impianti, oltre a tutte le autorizzazioni previste dalla legislazione vigente, deve ottenere il Nulla Osta di

Fattibilità di cui all'articolo 17, comma 2; a tal fine, presenta al Comitato Tecnico Regionale (CTR), di cui

all'articolo 10, un rapporto preliminare di sicurezza redatto secondo i criteri di cui all'allegato C. Il permesso

di costruire non può essere rilasciato in mancanza del nulla osta di fattibilità.

2. Prima di dare inizio all'attività, il gestore deve ottenere il Parere Tecnico Conclusivo di cui all'articolo 17, comma

2; a tal fine il gestore presenta al CTR il rapporto di sicurezza di cui all'articolo 15, nella versione definitiva.





SCOPO, CAMPO DI APPLICAZIONE E STRUTTURA DEL RAPPORTO DI

SICUREZZA

Il presente documento costituisce il Rapporto Preliminare di Sicurezza relativamente al progetto del Nuovo

Terminale di Portovesme.

Il presente Rapporto Preliminare di Sicurezza, elaborato secondo l’indice e i contenuti richiesti dall’Allegato C, Parte

2 del D.Lgs. 105/15, viene presentato ai fini dell’ottenimento del Nulla Osta di Fattibilità ai sensi dell’art. 16 del

D.Lgs. 105/15.





A. DATI IDENTIFICATIVI E UBICAZIONE DELLO STABILIMENTO

A.1 DATI GENERALI

A.1.1

Nominativo, codice fiscale e indirizzo (sede legale) del Gestore

Il Gestore ai sensi dell’art. 3, comma 1, lettera i del D.Lgs. 105/15 dell’Impianto oggetto del presente Rapporto

Preliminare di Sicurezza è:

la cui sede legale è ubicata al seguente indirizzo:

A.1.2

Snam Rete Gas S.p.A.

Piazza Santa Barbara, 7

20097 – San Donato Milanese (MI)

Denominazione e ubicazione dello Stabilimento

L’impianto oggetto del presente Rapporto Preliminare di Sicurezza è denominato “Terminale di Portovesme” o,

sinteticamente, “Terminale”.

L’area di interesse è collocata all’interno della zona portuale di Portovesme (39°11,5’ Nord, 008° 23,3’ Est), nel

versante Sud Occidentale della Sardegna. Il porto è ubicato all'interno del Canale di San Pietro, compreso tra

l'Isola di San Pietro, l'Isola di Sant'Antioco e l'isola principale.

L’inquadramento geografico dell’area di intervento è riportato in Figura 3.

Figura 3: Inquadramento geografico dell’area di intervento e indicazione dell’ubicazione del Terminale

Il porto commerciale di Portovesme è classificato di II categoria e III classe secondo la Legge n. 84 del 28 Gennaio

1994 ed è regolato dall’Ordinanza “Regolamento del Porto Commerciale di Portovesme - Ufficio Circondariale

Marittimo Portoscuso”. Il Porto prevede un totale di dodici accosti, come mostrati in Figura 4, e in particolare:

✓ Banchina commerciale – accosto n. 1;

✓ Banchina commerciale – accosto n. 2;





✓ Banchina commerciale - accosto n. 3;

✓ Banchina traghetti – accosto n. 4;

✓ Banchina ex traghetti – senza numero;

✓ Banchina ormeggiatori – senza numero;

✓ Banchina traghetti – accosto n. 5 NON OPERATIVA;

✓ Banchina traghetti – accosto n. 6 NON OPERATIVA;

✓ Pontile ENEL – lato ovest – accosto n. 7;

✓ Pontile ENEL – lato est – accosto n. 8 NON OPERATIVA;

✓ Banchina ENEL - CARBONIERE– accosto n. 9 (detta anche “RIVA EST”);

✓ Banchina EURALLUMINA – accosto n. 10;

✓ Banchina EURALLUMINA – accosto n. 11;

✓ Nuova Banchina Commerciale – senza numero NON OPERATIVA;

✓ Banchina Acidotto PORTOVESME – accosto n. 12.

Figura 4: Piantina del porto di Portovesme

La FSRU sarà installata presso la Nuova Banchina Commerciale, attualmente non operativa, e i servizi onshore

saranno allestiti sulla banchina non utilizzata tra l’accosto 11 (Eurallumina) e l’accosto 12 (Acidotto).

L’area scelta per la realizzazione del Terminale è individuabile mediante le seguenti coordinate geografiche (UTM

WGS84 - Satellite Elipsoid, Zona 32N):

✓ latitudine: 39° 11,536’ N;





✓ longitudine: 008° 23,933’ E.

In Allegato A.1.2 al presente documento si riporta la planimetria generale della FSRU e della banchina, con

indicazione dei confini dello stabilimento e delle unità principali di cui è composto.

A.1.3

Responsabile della progettazione

La progettazione di base del Terminale di Portovesme è stata sviluppata dalla Società TECHNIP Italy Direzione

Lavori S.p.A. - 00148 Roma - Viale Castello della Magliana, 68 (di seguito anche, più brevemente, TPIDL).

TPIDL svolge servizi di ingegneria, progettazione, supervisione / direzione lavori, ingegneria ambientale, project

management (PMC) per infrastrutture e impianti industriali.

TPIDL appartiene alla Società Technip Italy S.p.A. del gruppo Technip Energies di cui può avvalersi di risorse,

tecnologie, brevetti e know-how.

A.1.4

Responsabile della stesura del Rapporto di Sicurezza

Il presente Rapporto Preliminare di Sicurezza è stato elaborato dalla Società RINA Consulting S.p.A. con sede in

Via Antonio Cecchi No. 6, 16129, Genova.

Responsabile della redazione del presente documento è l’Ing. Giovanni Maria Uguccioni, Oil & Gas HSE &

Reliability Manager di RINA Consulting, iscritto all’Albo degli Ingegneri della provincia di Pesaro e Urbino con il No.

639 e avente base operativa nell’ufficio RINA Consulting di via Gran S. Bernardo, Palazzo R - 20089 Rozzano (MI).

La qualificazione e l’esperienza professionale dell’Ing. Giovanni Uguccioni sono riportate in Allegato A.1.4.

La stesura del documento e l’elaborazione delle analisi sono state coordinate dall’Ing. Marco Gattuso, iscritto

all’Albo degli Ingegneri della Provincia di Pisa con il No. 2672 e avente base operativa nell’ufficio RINA Consulting

di via Edda Fagni 23/4, 32 - 57126 Livorno.

L’attività di coordinamento generale e controllo dei contenuti del Rapporto Preliminare di Sicurezza è stata eseguita

da Technip Energies - TPIDL S.p.A., nelle persone di:

✓

✓

Ing. Giuseppe Monti;

Ing. Rocco Vincenzo Monaco.

A.2 LOCALIZZAZIONE E IDENTIFICAZIONE DELLO STABILIMENTO

A.2.1

Corografia della zona

In Allegato A.2.1 è riportata la Corografia della Zona interessata in scala 1:10.000 sulla quale è indicato un raggio

di 2 km attorno al punto dove sorgerà l’impianto, con la presenza di scuole, ospedali, linee e stazioni ferroviarie,

aeroporti, insediamenti industriali.

A.2.2

Posizione dello stabilimento

Si riporta in Allegato A.2.2 la posizione dell’impianto su una mappa in scala 1:5.000 riportante la località che

rappresenta la zona circostante il Terminale con una distanza minima di 500 m dai confini dell’attività.

A.2.3

Piante e sezioni dell’impianto

Si riporta nella seguente figura un disegno di assieme del Terminale.





Figura 5: Layout e limiti di batteria del Terminale

Nello specifico, la banchina prevede l’ingresso principale da Nord in collegamento con la strada interportuale. Un

secondo ingresso secondario è previsto nella sezione a Sud della banchina connesso alla strada di accesso alla

banchina Acidotto.

La FSRU sarà ormeggiata in posizione centrale lungo la Nuova banchina commerciale. I bracci di carico/scarico

del gas naturale, GNL e ritorno vapori saranno installati sulla mezzeria della nave.

L’area di caricamento delle autocisterne GNL e relativi sottoservizi sarà posizionata in prossimità dell’ingresso

principale, per minimizzare il percorso delle autocisterne.

La sala controllo e la sottostazione elettrica sarà collocata nella parte sud della banchina.

Il punto di intercetto di linea, esclusa dallo scopo relativo alla realizzazione del Terminale, sarà installato in

prossimità dei bracci di carico nella sezione di banchina in terrapieno.

I limiti di batteria del Terminale sono rappresentati da:

✓

Limite ingresso principale;





✓

✓

✓

Limite ingresso secondario;

Limite di connessione ship-to-ship tra FSRU e nave metaniera spola;

Limite punto di intercetto di linea.

Le piante e le sezioni delle installazioni previste dal progetto, con l’indicazione della localizzazione delle principali

apparecchiature, tra cui quelle che contengono le sostanze di cui all’Allegato 1 al D.Lgs. 105/15, sono riportate in

Allegato A.2.3.





B. INFORMAZIONI RELATIVE ALLO STABILIMENTO

B.1 POLITICA DI PREVENZIONE DEGLI INCIDENTI RILEVANTI

Paragrafo non richiesto per i Rapporti Preliminari di Sicurezza, in accordo alle indicazioni del D.Lgs. 105/15,

Allegato C, Parte 2.

B.2 STRUTTURA ORGANIZZATIVA



B.3 DESCRIZIONE DELLE ATTIVITÀ E TECNOLOGIA DI BASE

B.3.1

Descrizione delle attività

Il nuovo Terminale di Portovesme risulta soggetto all'applicazione del D.Lgs. 105/15 e si configura, più

precisamente, come “stabilimento di soglia superiore” per la presenza di gas naturale in quantità superiori alla

soglia prevista dall’Allegato 1, Parte 2, Colonna 3 del medesimo decreto.

Il nuovo impianto prevede l’attracco permanente di una FSRU (Floating Storage and Regasification Unit) nel porto

di Portovesme e l’allestimento di parte dei servizi sulla banchina. La FSRU sarà rifornita tramite l’arrivo periodico

di navi metaniere (Shuttle Carrier o generiche LNGC) le quali attraccheranno alla FSRU in configurazione ship-to

ship (STS) e convoglieranno il GNL contenuto nei propri serbatoi fino ai serbatoi della FSRU. La FSRU sarà in

grado di stoccare, processare e consegnare il gas attraverso una condotta di collegamento alle utenze finali. Inoltre,

l’FSRU potrà offrire servizi di “Small Scale LNG” ovvero di caricamento autocisterne e realoading di navi metaniere

“bunkering vessel”.

L’impianto di stoccaggio e rigassificazione sarà completamente installato a bordo dell’FSRU e prevedrà i seguenti

sistemi principali:

✓

Sistema di scarico GNL dalla nave metaniera;

✓ Sistema di stoccaggio GNL, capacità nominale assunta pari a 130.000 m 3 ;

✓

✓

✓

✓

✓

✓

✓

Sistema di gestione del BOG (Boil-Off Gas);

Pompe per garantire la pressione di mandata alle Utenze;

Sistema di vaporizzazione;

Sistema di scarico GN (verso le Utenze), scarico/carico GNL/BOG per rifornimento autocisterne;

Correzione dell’Indice di Wobbe;

Sistema di misura del gas naturale non fiscale;

Sistema di ship re-loading (caricamento navi metaniere “bunkering vessel”).

La configurazione sopra descritta è basata sulle informazioni ad oggi disponibili e riportate nella specifica tecnica

di acquisto trasmessa ai possibili Fornitori della FSRU. È importante sottolineare che le analisi e le valutazioni

condotte nell’ambito del presente Rapporto Preliminare di Sicurezza sono state condotte sotto ipotesi cautelative,

in modo tale da fornire una rappresentazione conservativa del rischio associato alle installazioni in esame e da

rendere i risultati indipendenti dalla scelta definitiva del Fornitore.

La banchina sarà allestita con i seguenti impianti:

✓

✓

✓

✓

✓

✓

Bracci di scarico GN in pressione verso le Utenze;

Bracci di scarico/carico GNL/BOG per il corretto funzionamento delle baie di carico delle autocisterne (ATB);

No. 2 baie di carico delle autocisterne, con relativo sistema di misura fiscale di caricamento (pese integrate

nelle baie di carico);

Tubazioni di interconnessione tra bracci di carico e baie di carico delle autocisterne;

Punto di intercetto linea (PIL) su linea GN in pressione verso le Utenze;

Edificio adibito a magazzino ed uffici;





✓

✓

✓

✓

✓

✓

✓

✓

✓

✓

Edificio adibito a sala controllo dei sistemi in banchina e sottostazione elettrica;

Cabina quadri elettrici Enel (posizionata al di fuori del limite di concessione della banchina);

Cabina quadri elettrici Snam;

Sistema antincendio;

Sistema di scarico acqua di vaporizzazione nel canale Enel;

Impianto raccolta acque piovane (esistente);

Sfiato in banchina e serbatoio raccolta drenaggi;

No. 2 bacini di raccolta di eventuali spandimenti di GNL, uno in prossimità dei bracci di carico GNL e uno nella

zona delle baie di carico delle autocisterne;

Generatore di emergenza e serbatoi diesel;

Pozzo di spinta per tubazione (opera temporanea).

B.3.1.1

Specifica funzionale per il servizio rifornimento FSRU da Nave spola (nave metaniera Shuttle Carrier)

La FSRU sarà in grado di ricevere navi spola di taglia tra 7.500 – 30.000 m 3 . Nelle tabelle seguenti vengono fornite

le caratteristiche principali delle shuttle carrier di GNL da 7.500 m 3 e 30.000 m 3 . La FSRU sarà dotata di un sistema

di ormeggio affiancato (Side-by-Side) in grado di accogliere navi di dimensioni stimate specificate nelle tabelle

seguenti.

Tabella 1: Caratteristiche della Shuttle Carrier da 7.500 m 3

Tabella 2: Caratteristiche della Shuttle Carrier da 30.000 m 3

B.3.1.2

Specifica funzionale del sistema di rifornimento nave metaniera “Bunkering Vessel”

Il sistema di rifornimento a Bunkering Vessel (bettolina) e relativo sistema di ormeggio sarà progettato con una

portata minima di rifornimento di 950 m 3 /h e un tempo massimo di rifornimento fissato a 8 ore, assumendo una

Bunkering Vessel di 7.500 m 3 e un intervallo di pressione del serbatoio compreso tra 0,25 barg e 5,2 barg. Il

sistema di rifornimento è progettato per accettare Bunkering Vessel da 1.000 a 7.500 m 3 , con le caratteristiche

principali riportate nelle seguenti tabelle. La FSRU sarà dotata di un sistema di ormeggio affiancato (Side-by-Side)

in grado di accogliere navi delle dimensioni specificate nelle tabelle di cui sotto e sarà progettata per consentire il

rifornimento delle Bunkering Vessel in qualsiasi momento utilizzando una linea dedicata o la linea di scarico

principale.





Tabella 3: Caratteristiche della nave metaniera “bunkering vessel” da 1.000 m 3

Tabella 4: Caratteristiche della nave metaniera “bunkering vessel” da 7.500 m 3

B.3.1.3

Specifica funzionale del sistema di carico autobotti

Il Terminale sarà dotato di una stazione di carico per autobotti, installata alla radice della banchina.

La FSRU sarà progettata in modo tale che sia in grado di fornire GNL a due (2) baie di carico per autocarri e ricevere

i vapori generati durante l'operazione di carico.

La portata minima di progetto del GNL per l’alimentazione della stazione di carico delle autobotti è di 90 m 3 /h.

B.3.1.4

Modalità operative del Terminale

Il progetto prevede diverse condizioni di funzionamento dell’impianto, in modo da permettere al Terminale di

soddisfare i seguenti scenari operativi:

✓

✓

A. Condizione di funzionamento di “normale operabilità”, che comprende i seguenti scenari:

• A.1. Servizio di rigassificazione,

• A.2. Servizio di rigassificazione e scarico GNL da Shuttle carrier,

• A.3. Servizio di rigassificazione e carico nave metaniera “bunkering vessel”,

• A.4. Servizio di rigassificazione e scarico GNL da Shuttle carrier e carico autocisterne,

• A.5. Servizio di rigassificazione e carico nave metaniera “bunkering vessel” e carico autocisterne,

• A.6. Servizio di rigassificazione e carico autocisterne.

B. Condizione di funzionamento in “stand-by”, che comprende i seguenti scenari:

• B.1. Servizio di rigassificazione non operativo (zero send-out verso le Utenze); lo scarico di GNL da

Shuttle carrier e i servizi di carico nave metaniera “bunkering vessel”/carico autocisterne non sono

operativi;

• B.2. Servizio di rigassificazione alla portata “de minimis”.

Di seguito si riporta la descrizione dettagliata delle modalità operative dei singoli scenari sopraelencati. Le

descrizioni riportate nelle seguenti sezioni fanno riferimento agli identificativi delle apparecchiature riportati negli

Schemi di Processo (PFD) forniti in Allegato B.3.3-B. Per maggior chiarezza si riporta nella seguente tabella la

corrispondenza tra le modalità operative sopraelencate e i corrispondenti casi dei bilanci di materia ed energia,

anche questi riportati in Allegato B.3.3-B.





Modalità

Operativa

Caso

H&MB

Tabella 5: Sintesi delle modalità operative e corrispondenza con casi H&MB.

Rigassificazione

A.1 3 X

Scarico Shuttle

Carrier

A.2 X X

Servizi Operativi

Carico nave

metaniera

“bunkering vessel”

A.3 X X

Carico Autocisterne

A.4 1A, 1B X X X

A.5 2 X X X

A.6 X X

B.1 4

B.2 X (de minimis)

B.3.1.4.1

Condizione A.1 (Servizio di rigassificazione)

L’impianto sarà operativo con il servizio di rigassificazione, pertanto le pompe GNL (in-tank principali P-

101/102/201/202/301/302/401/402 e pompe alta pressione P-501/502/503/504/505) ed i vaporizzatori (E-

101/102/103) saranno in funzione; in questa condizione non saranno previste operazioni di scarico GNL da Shuttle

carrier e i servizi di carico nave metaniera “bunkering vessel” ed autocisterne non saranno attivi. Le pompe

principali all’interno dei serbatoi della FSRU (P-101/102/201/202/301/302/401/402) inviano il fluido al collettore GNL

principale, che a sua volta alimenta:

✓

✓

Il ricondensatore (MS-103); successivamente il GNL fluisce nelle pompe di alta pressione (P-

501/502/503/504/505) che garantiscono la portata necessaria ai vaporizzatori e la pressione richiesta alle

Utenze;

Le linee di ricircolo GNL per i servizi non operativi.

La gestione del BOG avviene secondo quanto indicato nel Paragrafo B.3.2.10.

La correzione dell’indice di Wobbe avviene, se necessario:

✓

✓

Direttamente all’interno del ricondensatore (MS-103) tramite l’iniezione di azoto, in modo da ridurre il valore

del PCS;

Nella linea BOG a monte dei compressori di alta pressione (K-104A/B/C) tramite l’iniezione di GNL vaporizzato

in modo da aumentare il valore del PCS. L’operazione richiede l’attivazione del vaporizzatore dedicato (E-

105).

L’attemperatore (MS-104), e relativo KO drum, installato in aspirazione ai compressori BOG di bassa pressione (K-

102A/102B) sarà attivato nella fase di avviamento dei compressori nel caso in cui la temperatura dei vapori fosse

relativamente alta (intorno ai -140°C), in modo da garantire una temperatura del BOG in ingresso ai ricondensatore

(MS-103) entro valori ottimali per il funzionamento dell’apparecchiatura. Le pompe in-tank secondarie (P-

103/203/303/403) vengono utilizzare per le operazioni transitorie di avvio dell’erogazione di GNL da un serbatoio

ed il ricircolo GNL per il singolo serbatoio.

B.3.1.4.2

Condizione A.2 (Servizio di rigassificazione e scarico GNL da Shuttle carrier)

La nave metaniera carica di GNL (Shuttle carrier) attracca alla FSRU side-to-side e, dopo aver effettuato le

operazioni preliminari (per esempio la misura del volume delle tanche pre-trasferimento, il raffreddamento delle

linee, la regolazione della pressione dei serbatoi, etc.) inizierà il pompaggio di GNL tramite manichette flessibili

dedicate.

L’aumento di livello di GNL nei serbatoi della FSRU garantisce il ritorno dei vapori nei serbatoi dello Shuttle carrier,

senza l’impiego di una soffiante.





L’attemperatore (MS-102), e relativo KO drum, viene attivato nella condizione in cui il BOG ha una temperatura

superiore ai -130°C, in modo da garantire la consegna del vapore allo Shuttle carrier entro i valori definiti da

specifica.

Inoltre, l’impianto sarà operativo con il servizio di rigassificazione, pertanto le pompe GNL (in-tank principali P-


101/102/103) saranno in funzione; in questa condizione i servizi di carico GNL a nave metaniera “bunkering vessel”

e autocisterne non saranno attivi.

Le pompe principali all’interno dei serbatoi della FSRU (P-101/102/201/202/301/302/401/402) inviano il fluido al

collettore GNL principale, che a sua volta alimenta:

✓

✓

Il ricondensatore (MS-103); Successivamente il GNL fluisce nelle pompe di alta pressione (P-


Utenze;



Per la descrizione del sistema di correzione dell’indice di Wobbe, l’attemperatore (MS-104) installato in aspirazione

ai compressori BOG di bassa pressione (K-102A/102B) e le pompe in-tank secondarie (P-103/203/303/403) fare

riferimento al paragrafo B.3.1.4.1.

B.3.1.4.3

Condizione A.3 (Servizio di rigassificazione e carico nave metaniera “bunkering vessel”)

La nave metaniera “bunkering vessel” attracca alla FSRU side-to-side e, dopo aver effettuato le operazioni

preliminari (per esempio il raffreddamento delle linee, la regolazione della pressione dei serbatoi, etc.) inizia a

ricevere GNL tramite le medesime manichette flessibili utilizzate per le operazioni di scarico dello Shuttle carrier.

La pressione necessaria al riempimento della nave metaniera “bunkering vessel” sarà garantita dalle pompe intank

principali della FSRU (P-101/102/201/202/301/302/401/402). Il ritorno vapori dalla nave metaniera “bunkering

vessel” alla FSRU sarà gestito tramite la medesima manichetta flessibile utilizzata per le operazioni di scarico dello

Shuttle carrier. Inoltre, l’impianto sarà operativo con il servizio di rigassificazione, pertanto le pompe GNL (in-tank

principali P-101/102/201/202/301/302/401/402 e pompe alta pressione P-501/502/503/504/505) ed i vaporizzatori

(E-101/102/103) saranno in funzione; in questa condizione non sono previse operazioni di scarico GNL da Shuttle

carrier ed il servizio di carico alle autocisterne non sarà attivo. Le pompe principali all’interno dei serbatoi della

FSRU (P-101/102/201/202/301/302/401/402) inviano il fluido al collettore GNL principale, che a sua volta alimenta:

✓

✓

✓

La linea di caricamento della nave metaniera “bunkering vessel” tramite linea GNL dedicata;

Il ricondensatore (MS-103); successivamente il GNL fluisce nelle pompe di alta pressione (P-


Utenze;






B.3.1.4.4

Condizione A.4 (Servizio di rigassificazione e scarico GNL da Nave Spola e carico autocisterne)

La nave spola carica di GNL (nave metaniera, Shuttle carrier) attracca alla FSRU side-to-side e, dopo aver

effettuato le operazioni preliminari (per esempio la misura del volume delle tanche pre-trasferimento, il

raffreddamento delle linee, la regolazione della pressione dei serbatoi, etc.) inizierà il pompaggio di GNL tramite

manichette flessibili dedicate.

L’aumento di livello di GNL nei serbatoi della FSRU garantisce il ritorno dei vapori nei serbatoi dello Shuttle carrier,

senza l’impiego di una soffiante.

L’attemperatore (MS-102), e relativo KO drum, viene attivato nella condizione in cui il BOG ha una temperatura

superiore ai -130°C, in modo da garantire la consegna del vapore allo Shuttle carrier entro i valori definiti da

specifica.





Inoltre, l’impianto sarà operativo con il servizio di rigassificazione, pertanto le pompe GNL (in-tank principali P-


101/102/103) saranno in funzione; in questa condizione il servizio di carico GNL a nave metaniera “bunkering

vessel” non sarà attivo.

Le pompe principali all’interno dei serbatoi della FSRU (P-101/102/201/202/301/302/401/402) inviano il fluido al

collettore GNL principale che a sua volta alimenta:

✓

✓

✓

Il ricondensatore (MS-103), successivamente il GNL fluisce nelle pompe di alta pressione (P-


Utenze;

Le baie di carico per il caricamento delle autocisterne;






B.3.1.4.5 Condizione A.5 (Servizio di rigassificazione e carico nave metaniera Bunkering vessel e carico

autocisterne)

La nave metaniera (“Bunkering vessel” scarica di GNL) attracca alla FSRU side-to-side e, dopo aver effettuato le

operazioni preliminari (per esempio il raffreddamento delle linee, la regolazione della pressione dei serbatoi, etc.)

inizia a ricevere GNL tramite le medesime manichette flessibili utilizzate per le operazioni di scarico dello Shuttle

carrier. La pressione necessaria al riempimento della nave metaniera “bunkering vessel” sarà garantita dalle

pompe in-tank principali della FSRU (P-101/102/201/202/301/302/401/402). Il ritorno vapori dalla nave metaniera

“bunkering vessel” alla FSRU sarà gestito tramite la medesima manichetta flessibile utilizzata per le operazioni di

scarico dello Shuttle carrier. Inoltre, l’impianto sarà operativo con il servizio di rigassificazione, pertanto le pompe

GNL (in-tank principali P-101/102/201/202/301/302/401/402 e pompe alta pressione P-501/502/503/504/505) ed i

vaporizzatori (E-101/102/103) saranno in funzione; in questa condizione non sono previse operazioni di scarico

GNL da Shuttle carrier. Le pompe principali all’interno dei serbatoi della FSRU (P-

101/102/201/202/301/302/401/402) inviano il fluido al collettore GNL principale, che a sua volta alimenta:

✓

✓

✓

✓

La linea di caricamento della nave metaniera “bunkering vessel” tramite linea GNL dedicata;



Utenze;







B.3.1.4.6

Condizione A.6 (Servizio di rigassificazione e carico autocisterne)

L’impianto sarà operativo con il servizio di rigassificazione, pertanto le pompe GNL (in-tank principali P-


101/102/103) saranno in funzione; in questa condizione non sono previse operazioni di scarico GNL da Shuttle

carrier ed il servizio di carico nave metaniera “bunkering vessel” non sarà attivo. Le pompe principali all’interno dei

serbatoi della FSRU (P-101/102/201/202/301/302/401/402) inviano il fluido al collettore GNL principale, che a sua

volta alimenta:

✓

✓



Utenze;






✓






B.3.1.4.7

Condizione B.1 (Servizio di rigassificazione non operativo)

L’impianto sarà nella condizione di stand-by, situazione al di fuori della normale operabilità del sistema. Tale

condizione si verifica quando non è richiesto l’invio di gas naturale verso le utenze (zero-send-out), pertanto il

servizio di rigassificazione non è operativo. Per limitare la produzione di BOG lo scarico di GNL da Shuttle carrier

ed i servizi di carico nave metaniera “bunkering vessel”/autocisterne non saranno attivi.

Le pompe in-tank principali (P-101/102/201/202/301/302/401/402) e le pompe di alta pressione (P-

501/502/503/504/505) non saranno attive.

Le pompe in-tank secondarie (P-103/203/303/403) saranno attive per garantire i ricircoli del GNL sulle linee di

impianto per mantenere le condotte fredde.

Il BOG generato dal sistema (dovuto allo scambio termico nei serbatoi ed il ricircolo del GNL nelle linee) sarà

recuperato tramite un sistema di ri-liquefazione (PK-105). Nello specifico, il Boil-off gas nel collettore BOG

principale viene inviato al package di ri-liquefazione (PK-105) che permette il passaggio di stato. Il GNL infine viene

convogliato all’interno dei serbatoi della FSRU.

B.3.1.4.8

Condizione B.2 (Servizio di rigassificazione alla portata “de minimis”)

L’impianto sarà operativo con il servizio di rigassificazione alla portata “de minimis”, pari a 1.200 Sm 3 /h.

In questa condizione le pompe GNL (in-tank principali P-101/102/201/202/301/302/401/402 e pompe alta pressione

P-501/502/503/504/505) e i vaporizzatori (E-101/102/103) non saranno in funzione. Non saranno previste

operazioni di scarico GNL da Shuttle carrier ed i servizi di carico nave metaniera “bunkering vessel” e autocisterne

non saranno attivi, in modo da limitare la formazione di BOG.

La portata di gas naturale richiesta dalle utenze sarà gestita tramite l’invio del BOG presente in impianto

direttamente in rete tramite il compressore di alta pressione (K-104C). Nel caso in cui la quantità di BOG generata

dall’impianto fosse superiore alla portata “de minimis”, la quota parte in eccesso dovrà essere inviata al sistema di

ri-liquefazione (PK-105).




B.3.2

Tecnologia di base

Il progetto del nuovo Terminale di Portovesme fa riferimento alle principali norme e prescrizioni italiane, europee e

internazionali e dei principali standard, di cui si riporta un elenco nell’Allegato B.3.2 al presente documento.

Con riferimento alle descrizioni riportate nel precedente Paragrafo B.3.1, si forniscono di seguito informazioni di

maggiore dettaglio sui singoli sistemi previsti dal progetto.

B.3.2.1

Sistema scarico GNL da Shuttle carrier

Le operazioni di scarico GNL da Shuttle carrier avvengono nella configurazione ship-to-ship tramite la connessione

di quattro (4) manichette flessibili.

Le pompe presenti nei serbatoi a bordo dello Shuttle carrier inviano il GNL a una portata di circa 7.500 m 3 /h,

permettendo la movimentazione dell’intero carico in circa 10 ore.

Lungo la linea di trasferimento del GNL sono presenti dei misuratori di pressione, portata e temperatura, oltre a un

banco di analisi (PK-101), necessari a valutare le caratteristiche del GNL in ingresso ai serbatoi.

Il sistema è dotato di una linea dedicata di ritorno vapori allo Shuttle carrier per compensare lo svuotamento dei

propri serbatoi. La temperatura dei vapori è monitorata per evitare di far rientrare nello Shuttle Carrier un gas fuori

specifica. La regolazione della temperatura viene eseguita tramite l’attemperatore (MS-102), attivato se la





temperatura dei vapori è superiore a -130 °C. L’apparecchiatura prevede di iniettare GNL, prelevato dalla linea di

trasferimento GNL, controcorrente al flusso di vapore verso lo Shuttle Carrier. Un K.O. Drum a valle

dell’attemperatore (MS-102) evita l’ingresso di liquido nei serbatoi dello Shuttle Carrier.

B.3.2.2

Serbatoi di stoccaggio GNL (V-100/200/300/400)

I serbatoi di stoccaggio (tanche) saranno progettati in accordo al codice internazionale per la costruzione e

l'equipaggiamento delle navi che trasportano gas liquefatti alla rinfusa (codice IGC) dell’International Maritime

Organization (IMO), e la FSRU sarà classificata da un ente di classificazione autorizzato. Il codice IGC, adottato

con risoluzione MSC.5 (48), è obbligatorio ai sensi del capitolo VII della SOLAS dal 1° luglio 1986. Il codice IGC si

applica alle navi, indipendentemente dalle loro dimensioni, adibite al trasporto di gas liquefatti aventi una tensione

di vapore superiore a 2,8 bar assoluti a una temperatura di 37,8 °C. Lo scopo del Codice è quello di fornire uno

standard internazionale per il trasporto marittimo sicuro alla rinfusa di gas liquefatti, prescrivendo gli standard di

progettazione e costruzione delle navi coinvolte in tale trasporto e le attrezzature che dovrebbero trasportare in

maniera da ridurre al minimo i rischi per la nave, per il suo equipaggio e per l'ambiente, vista la natura dei prodotti

coinvolti.

Esistono due tipologie principali di serbatoi di stoccaggio per GNL: quelli realizzati secondo la tecnologia Moss

Rosemberg e quelli a membrana.

Figura 6: Classificazione IMO dei serbatoi di stoccaggio GNL

La tipologia di serbatoi scelta per la FSRU di Portovesme è a membrana.

La FSRU è costituita da quattro (4) serbatoi di uguale capacità, aventi le seguenti condizioni operative:

✓

✓

✓

Capacità massima di stoccaggio per singolo serbatoio: 31.850 m 3 (assunto 98% volume utile);

Pressione operativa interna: 1,1 – 1,2 bara;

Temperatura GNL: -162 °C.

La capacità totale di stoccaggio della FSRU è limitata dal livello minimo di pescaggio per garantire una distanza di

sicurezza tra lo scafo della nave e il fondale del porto.

Dai serbatoi di stoccaggio, il fluido sarà inviato al collettore GNL principale per mezzo di un sistema di pompaggio

costituito da:

✓

Due (2) pompe in-tank principali per ogni serbatoio a giri fissi (P-101/102; P201/202, P301/302, P401/402);





✓

Una (1) pompa in-tank secondaria per ogni serbatoio a giri fissi (P-103/203/303/403).

Descrizione delle Pompe In-tank principali (P-101/102/201/202/301/302/401/402)

Le pompe in-tank principali, per ciascun serbatoio, avranno la seguente configurazione:

✓

✓

✓

No. 2 pompe x 50% (dimensionate per garantire servizio di rigassificazione, caricamento autocisterne e ricircoli

delle linee GNL, escluso caricamento nave metaniera “bunkering vessel”);

Funzionamento a giri fissi;

Portata operativa massima di 500 m 3 /h per ciascuna pompa;

✓ Portata operativa minima di 150 m 3 /h per ciascuna pompa, stimata per garantire un ricircolo minimo del 30%

della portata massima.

Nel caso sia operativo il servizio di caricamento della nave metaniera “bunkering vessel”, la portata di GNL per tale

operazione è garantita dalle pompe principali di un serbatoio differente rispetto alle pompe che inviano GNL agli

altri servizi (cioè rigassificazione, caricamento autobotti e ricircoli su linee GNL). Pertanto, nelle condizioni di

funzionamento A.3 e A.5 (si veda paragrafo B.3.1.1) sono attive le pompe in-tank principali di due serbatoi (no. 4

pompe principali attive).

Le pompe in-tank principali (P-101/102/201/202/301/302/401/402) sono delle pompe centrifughe criogeniche a

motore sommerso a giri fissi; avranno una curva prestazionale piuttosto piatta in modo da garantire un ampio campo

di variabilità in portata a prevalenza costante. Queste caratteristiche sono adatte a soddisfare le esigenze operative

previste (variazione della portata di rigassificazione e contemporaneità dei servizi).

Le pompe saranno protette, in caso di bassa portata, da linee di minimo ricircolo dedicate. Un controllore di portata

su ogni linea di mandata GNL comanderà l’apertura/chiusura della relativa valvola di regolazione sulla linea di

ricircolo. Il fluido ricircolato sarà convogliato di nuovo verso i serbatoi di stoccaggio.

Descrizione delle Pompe In-tank secondarie (P-103/203/303/403)

Le pompe in-tank secondarie (P-103/203/303/403), una per ciascun serbatoio, sono utilizzate per le operazioni di:

✓

✓

✓

Ricircolo del GNL nel singolo serbatoio per evitare stratificazione;

Ricircolo del GNL nelle linee nel caso di stand-by dell’impianto (condizione B.1, si veda paragrafo B.3.1.1).

Nelle condizioni di funzionamento di “normale operatività” (condizioni A, si veda paragrafo B.3.1.1) i ricircoli

del GNL nelle linee sono garantire dalle pompe in-tank principali;

Start-up e commissioning.

Due pompe dovranno essere attive per garantire il ricircolo completo di tutto le linee di impianto in condizioni di

stand-by dell’impianto.

Le pompe in-tank secondarie sono centrifughe criogeniche a motore sommerso a giri fissi, con le seguenti

caratteristiche:

✓

✓

Portata operativa massima di 170 m 3 /h;

Portata operativa minima di 50 m 3 /h, stimata per garantire un ricircolo minimo del 30% della portata massima.

Le pompe saranno protette, in caso di bassa portata, da linee di minimo ricircolo dedicate. Un controllore di portata

su ogni linea di mandata GNL comanderà l’apertura/chiusura della relativa valvola di regolazione sulla linea di

ricircolo. Il fluido ricircolato sarà convogliato di nuovo verso i serbatoi di stoccaggio.

B.3.2.3

Sistema ricircoli GNL

Tutte le linee GNL prevedono un sistema di ricircolo del fluido nella condizione in cui la tubazione non è in servizio.

L’impianto sarà predisposto con linee dedicate ai ricircoli gestite mediante valvole di regolazione della portata; nello

specifico:

✓

✓

Una linea dal collettore GNL principale alle manichette di carico GNL verso Shuttle Carrier/nave metaniera

“bunkering vessel”, per permettere il raffreddamento delle linee di trasferimento da/verso i serbatoi della FSRU;

Una linea dal collettore a valle delle pompe di alta pressione (P-501/502/503/504/505), per permettere il

raffreddamento del ricondensatore (MS-103), delle pompe di alta pressione e delle relative linee di

collegamento;





✓

Una linea dalle baie di carico al collettore GNL principale, per permettere il raffreddamento delle linee di

trasferimento verso le baie di carico.

B.3.2.4

Ricondensatore BOG (MS-103)

Il GNL che proviene dai serbatoi di stoccaggio, prima di essere inviato alle pompe di alta pressione, passa nel

ricondensatore del BOG (MS-103), la cui funzione è quella di condensare il BOG che si genera nell’impianto per

contatto diretto con una corrente di GNL.

Nella parte inferiore del ricondensatore entra la corrente principale di GNL proveniente dal collettore GNL principale

ed esce per l’alimentazione delle pompe ad alta pressione (P-501/502/503/504/505).

Il BOG è inviato all’interno del ricondensatore (MS-103) mediante i compressori BOG di bassa pressione (K-

102A/B).

Una linea GNL permette il by-pass del ricondensatore nel caso in cui la portata di GNL è superiore alla capacità

dell’apparecchiatura, inviando il fluido direttamente ai treni delle pompe di alta pressione (P-501/502/503/504/505).

La quantità di GNL necessaria alla condensazione del BOG sarà regolata da una valvola di tipo FCV. Il set di

quest’ultima viene definito da una logica che mette in relazione la pressione nel ricondensatore e la quantità di BOG

proveniente dai compressori (K-102A/B). Un aumento della pressione a causa di una maggiore quantità di BOG

inviata dai compressori determinerà l’aumento della frazione di GNL necessaria alla condensazione. Nel caso in

cui la portata di GNL non fosse sufficiente a ricondensare tutto il flusso di BOG (ad esempio nella condizione di

minima portata di rigassificazione, “de minimis”), un trasmettitore di pressione indipendente posizionato sulla linea

di adduzione del BOG determinerà l’accensione dei compressori di alta pressione (K-104A/B/C), in modo da inviare

quota parte del BOG dell’impianto direttamente verso le utenze.

Al fine di garantire un’adeguata prevalenza di aspirazione alle pompe di alta pressione (P-501/502/503/504/505) è

necessario mantenere al ricondensatore (MS-103) una pressione minima di 5/6 bara. A tal fine si utilizza come gas

di tenuta (Padding Gas) il gas naturale preso da una linea dedicata a valle dei vaporizzatori (E-102/102/103). La

regolazione del flusso di padding gas è garantita da una valvola di regolazione di pressione, in funzione del valore

di pressione del BOG a monte del ricondensatore.

Il ricondensatore BOG (MS-103) sarà dimensionato per ricondensare il BOG generato nella condizione A.1 (si veda

paragrafo B.3.1.1) con massima portata di rigassificazione.

B.3.2.5

Pompe Alta Pressione (P-501/502/503/504/505)

Le pompe alta pressione che trasferiscono il GNL direttamente ai vaporizzatori, avranno la seguente

configurazione:

✓

✓

✓

✓

✓

No. 4 x 25% + 1 spare (dimensionate per garantire servizio di rigassificazione nell’intero intervallo di portate

richieste dalle utenze, fatta esclusione per la portata “de minimis”);

Funzionamento a giri fissi;

Portata operativa massima di 140 m 3 /h per ciascuna pompa;

Portata operativa minima di 40 m 3 /h per ciascuna pompa;

Pressione massima in uscita 76 bara (pressione da garantire al punto di uscita della FSRU).

Le pompe di alta pressione (P-501/502/503/504/505) garantiscono la pressione richiesta alle utenze. Pertanto,

sulla mandata di ciascuna pompa di alta pressione sarà previsto un sistema di regolazione in funzione della

pressione di rete o della portata da erogare. In caso di diminuzione di richiesta di gas, per evitare problemi di

sovrapressione, un trasmettitore di pressione in prossimità dei bracci di scarico GN invierà un segnale alla logica

di regolazione delle valvole in mandata delle pompe.

Nella condizione in cui la richiesta di gas naturale alle utenze sarà inferiore alla minima portata di GNL erogabile

dalle pompe di alta pressione (P-501/502/503/504/505) (per esempio nella condizione di minima portata GN di

rigassificazione), sarà necessario ricircolare il GNL in eccesso tramite la linea dedicata fino ai serbatoi della FSRU.

Potrebbe rendersi necessario l’attivazione del package di ri-liquefazione (PK-105) per gestire il BOG in eccesso nel

sistema.

Le pompe di alta pressione (P-501/502/503/504/505) sono protette ognuna da una propria linea di minimo ricircolo

che inviano il GNL verso il ricondensatore del BOG (MS-103).





Nel caso in cui la pressione in mandata alle pompe fosse al di sotto della minima pressione consentita, una valvola

di blocco SDV sarà operata mediante allarme di altissima pressione per determinare la chiusura della linea e, di

conseguenza, la messa in stand-by della FSRU.

È prevista una linea di bypass (delle pompe di alta pressione) dedicata al ricircolo di GNL per il raffreddamento

delle linee in mandata delle pompe nel caso di non operabilità dei treni di rigassificazione. La portata ricircolata per

garantire il raffreddamento delle linee sarà gestita dalle pompe in-tank e controllata da una valvola di regolazione

della portata.

B.3.2.6

Vaporizzatori GNL (E-101/102/103)

La tipologia di vaporizzatore è IFV (Intermediate Fluid Vaporiser) che prevede l’impiego di due fluidi per la

vaporizzazione: fluido intermedio a ciclo chiuso e acqua di mare a ciclo aperto.

Il controllo del flusso di acqua di mare che attraversa i vaporizzatori (E-101/102/103) necessario alla rigassificazione

sarà gestito da una valvola a tre vie, in funzione della temperatura del gas naturale in uscita dai vaporizzatori.

Le condizioni di funzionamento dei vaporizzatori sono le seguenti:

✓

✓

Configurazione 2 x 50% + 1 spare;

Portata operativa massima di 165.000 Sm 3 /h per ciascun vaporizzatore;

✓ Portata operativa minima di 16.500 Sm 3 /h per ciascun vaporizzatore (la portata minima è stimata pari al 10%

della capacità di targa del vaporizzatore);

✓

✓

✓

Fluido riscaldante per scambio termico: acqua di mare (con miscela acqua/glicole come fluido intermedio,

scelta da confermare in fase di ingegneria di dettaglio);

Temperatura fluido riscaldante: minima temperatura in ingresso 8 °C, con salto termico tra ingresso e uscita

di 5 °C;

Temperatura minima in uscita del Gas Naturale: 10 °C.

Descrizione del sistema acqua di vaporizzazione

La presa dell’acqua di mare necessaria alla vaporizzazione avviene tramite pompe sommerse a giri fissi,

posizionate in una vasca dedicata internamente alla FSRU. L’adduzione dell’acqua del porto avviene per mezzo

di un’apertura presente sullo scafo. Le condizioni di funzionamento delle pompe acqua di mare sono le seguenti:

✓

✓

✓

Configurazione 3 x 33% + 1 spare;

Portata operativa massima di 2.800 m 3 /h per ciascuna pompa;

Portata operativa minima di 840 m 3 /h per ciascuna pompa (la portata minima è stimata pari al 30% della

portata massima).

Per questioni ambientali, lo scarico dell’acqua di riscaldamento dovrà avvenire tramite un sistema di conferimento

all’esterno del porto per mezzo di una linea dedicata in mandata ai vaporizzatori (E-101/102/103); da qui, attraverso

il ponte principale e successivamente attraverso la banchina, l’acqua raggiungerà il punto di conferimento previsto

nel canale di scarico ENEL. In ogni caso, una presa a mare per lo scarico di emergenza sarà comunque installata

sullo scafo della FSRU. Il sistema di controllo consentirà di scegliere su quale linea scaricare mediante

l’apertura/chiusura di apposite valvole.

È previsto un sistema di trasferimento dell’acqua di mare dalla FSRU alla banchina tramite linee flessibili.

B.3.2.7

Sistema di Misura non fiscale / Invio Gas Naturale

Il gas naturale in uscita dai vaporizzatori (E-101/102/103) e il Boil-off gas in uscita dai compressori di alta pressione

(K-104A/B/C) deve essere sottoposto a misura (non fiscale) prima di essere inviato in rete. Il sistema sarà costituito

da due linee di misura:

✓

✓

Una linea con misuratore ultrasonico in grado di gestire portate da 25.000 Sm 3 /h a 330.000 Sm 3 /h;

Una linea con misuratore ultrasonico in grado di gestire portate da zero a 1.200 Sm 3 /h.

Tre bracci di scarico garantiscono il trasferimento del gas naturale dalla FSRU alla linea 26” fino alla valvola di

intercetto SDV-16 (collegata alle logiche di emergenza del Terminale) installata a monte del punto di intercetto linea

(PIL), come indicato nella seguente immagine.





Figura 7: Ubicazione della valvola SDV-16 installata a monte del PIL

L’impianto prevede un sistema di protezione in caso di sovrappressione (HIPPS) a bordo della FSRU prima dei

bracci di scarico GN.

Il limite di batteria del Terminale è ubicato 50 cm prima del giunto isolante a monte della valvola di intercetto linea

(PIL).

Il sistema di analisi del gas, misura fiscale e regolazione della pressione è installato all’esterno dei confini di

stabilimento e non è pertanto oggetto del presente Rapporto Preliminare di Sicurezza.

B.3.2.8

Sistema Caricamento Autocisterne

Il sistema di caricamento delle autocisterne prevede l’installazione di due baie di carico in banchina, in grado di

rifornire di GNL 18 autocisterne al giorno. Il servizio di caricamento delle autocisterne prevede l’invio di GNL a una

portata di 45 m 3 /h per ciascuna baia tramite una linea dedicata dal collettore GNL principale a bordo della FSRU.

Le pompe in-tank principali (P-101/102/201/202/301/302/401/402) garantiscono la portata e pressione necessarie

al caricamento delle autocisterne. Il sistema per un corretto funzionamento prevede una linea di ritorno vapori

connessa alle autocisterne durante la fase di caricamento e una linea di ricircolo del GNL utilizzata durante le fasi

di inattività del servizio. La pressione sulla linea di ritorno vapori dall’autocisterna al collettore BOG principale verrà

regolata da un’apposita valvola di controllo. Tre bracci di scarico garantiscono il trasferimento di:

✓

✓

✓

GNL per caricamento autocisterna;

Ricircolo GNL;

Ritorno vapori.

Le operazioni di caricamento delle autocisterne sono previste solo in contemporanea con il servizio di

rigassificazione.

B.3.2.9

Sistema Caricamento navi metaniere “bunkering vessel”

Le operazioni di carico GNL verso la nave metaniera “bunkering vessel” avvengono nella configurazione ship-toship

tramite le stesse quattro (4) manichette flessibili utilizzate per il caricamento FSRU da Shuttle carrier.

Le pompe presenti nei serbatoi a bordo dello FSRU inviano il GNL a una portata di circa 950 m 3 /h, tramite una linea

dedicata a partire dal collettore GNL principale, permettendo la movimentazione dell’intero carico in circa 8 ore. La

linea di caricamento del GNL è provvista di un sistema di regolazione della portata.





I vapori di ritorno dalla nave metaniera “bunkering vessel” sono inviati alla FSRU, per compensare lo svuotamento

dei serbatoi, tramite la linea vapori utilizzata per le operazioni di scarico dello Shuttle carrier (con opportuni by-pass

e accorgimenti impiantistici).

B.3.2.10 Sistema di gestione BOG

Negli impianti GNL, nonostante serbatoi, tubazioni e apparecchiature siano opportunamente coibentate per limitare

le dispersioni termiche, è comunque fisicamente impossibile annullare il trasferimento di calore dall’ambiente

esterno (più caldo) verso il GNL (più freddo). Questo fa sì che il GNL tenderà sempre a scaldarsi e quindi, seppur

in minima parte, a tornare allo stato vapore.

Il BOG (boil-off gas) quindi, è quella quota parte di GNL che a causa dei suddetti input termici torna allo stato

vapore.

Altri fattori che determinano la produzione di BOG sono:

✓

✓

✓

✓

Variazione della pressione (diminuzione) nei serbatoi di stoccaggio di GNL

Calore assorbito da macchine operatrici

Respirazione dei serbatoi di stoccaggio GNL durante le fasi di Caricamento/Scaricamento

Flash adiabatico del GNL durante le fasi di Caricamento/Scaricamento

Lo schema generale del sistema di gestione BOG è mostrato nella seguente figura.

Figura 8: Schema semplificato circuito BOG

La gestione del BOG presente in impianto è effettuata in modo differente in funzione delle condizioni di

funzionamento (si veda paragrafo B.3.1.1); di seguito sono riepilogate le procedure previste:

i. Il BOG generato dall'impianto nella condizione A.1 (servizio di rigassificazione) viene raccolto dal collettore

BOG principale e tramite i compressori di bassa pressione (K-102A/B) e sarà inviato al ricondensatore (MS-

103) per il recupero del GNL. Il ricondensatore sarà dimensionato per gestire la portata di vapore generato

nella condizione A.1; pertanto, nel caso siano attivi altri servizi, il BOG in eccesso è gestito come descritto nei

seguenti punti;





ii.

iii.

Durante le operazioni di scarico GNL da Nave Spola, il sistema di gestione del BOG invierà parte dei vapori

presenti in impianto alla nave metaniera, in modo da compensare lo svuotamento dei serbatoi della Nave Spola

con una portata volumetrica pari al flusso di GNL scaricato. Nel caso in cui il BOG presente nell'impianto non

fosse completamente smaltito dal ricondensatore (MS-103) e dal ritorno vapori alla Nave Spola, la quota parte

di BOG in eccesso sarà inviata ai compressori di alta pressione (K-104A/B/C) e quindi immessa in rete;

Durante le operazioni di carico Bunkering Vessel e/o carico autocisterne, una linea dedicata di ritorno vapori

convoglia il BOG in uscita dal Bunkering Vessel/autocisterna al collettore BOG principale; da qui quota parte

dei vapori fluisce nei serbatoi della FSRU per compensare il loro svuotamento. Nel caso in cui il BOG presente

nell'impianto non fosse completamente assorbito dai serbatoi della FSRU e smaltito dal ricondensatore (MS-

103), la quantità in eccesso sarà inviata ai compressori di alta pressione (K-104A/B/C) e quindi immessa in

rete;

iv. Il sistema di gestione del BOG prevede la presenza dei compressori di alta pressione (K-104A/B/C) per inviare

i vapori direttamente verso le utenze. L'apparecchiatura comprime il BOG alla pressione richiesta dalla rete e

lo convoglia sulla linea GN verso i bracci di carico. I compressori di alta pressione (K-104A/B/C) sono

dimensionati per gestire l'ampio intervallo di portate, dalla massima generazione di BOG del sistema (con

l'impiego dei compressori K-104A/B) alla portata "de minimis" (con l'impiego del compressore K-104C);

v. Durante la condizione B.1 (Caso 4, zero send-out) il BOG è gestito tramite un sistema di ri-liquefazione (PK-

105) dedicato, in quanto i vapori non possono essere inviati alla candela fredda o inviati alle utenze.

I compressori BOG avranno la seguente configurazione:

Compressore BOG di bassa pressione (K-102A/B):

✓

✓

✓

✓

No. 2 compressori con funzionamento a step (dimensionati per gestire la portata di vapori presente nel

collettore BOG principale nella condizione più gravosa);

Compressore centrifugo;

Portata operativa massima di 9.000 Sm 3 /h, per singolo compressore;

Portata operativa minima di 3.150 Sm 3 /h, stimata come portata di turn-down del 35% della portata massima.

In aspirazione ai compressori di bassa pressione (K-102A/B) sarà presente l’attemperatore (MS-104) e relativo KO

Drum, in grado di regolare la temperatura del BOG in ingresso ai compressori nella condizione di avvio delle

apparecchiature.

Compressori BOG di alta pressione (K-104A/B)

✓

✓

✓

✓

No. 2 compressori con funzionamento a step (dimensionati per gestire la portata di BOG che non è inviata allo

Shuttle carrier o al ricondesatore, nella condizione operativa più gravosa);


Portata operativa massima di 6.000 Sm 3 /h, per singolo compressore;

Portata operativa minima di 2.100 Sm 3 /h, stimata come portata di turn-down del 35% della portata massima.

Compressore BOG di alta pressione (K-104C)

✓

✓

✓

✓

No. 1 compressore (dimensionato per gestire la portata “de minimis”);


Portata operativa massima di 1.200 Sm 3 /h;

Portata operativa minima di 420 Sm 3 /h, stimata come portata di turn-down del 35% della portata massima.

Sistema di ri-liquefazione (PK-105)

✓

✓

No. 1 package (dimensionato per condizione B.1, zero send-out);

Portata operativa massima di 8.000 Sm 3 /h (pari a circa 5.600 kg/h).

B.3.2.11 Correzione Indice di Wobbe

L’impianto prevede un sistema di correzione dell’indice di Wobbe (PK-102), necessario a garantire la qualità di gas

naturale inviato alle utenze entro dei requisiti specifici in termini di intercambiabilità.





La correzione dell’indice di Wobbe avviene, se necessario:

✓

✓

B.3.3

Direttamente all’interno del ricondensatore (MS-103) tramite l’iniezione di azoto, in modo da ridurre il valore

del Potere Calorifico Superiore (PCS);

Nella linea BOG a monte dei compressori di alta pressione (K-104A/B/C) tramite l’iniezione di GNL vaporizzato

in modo da aumentare il valore del PCS. L’operazione richiede l’attivazione del vaporizzatore dedicato

(E-105).

Schema a blocchi e schema di processo

Lo Schema a Blocchi del Terminale è riportato in Allegato B.3.3-A, mentre gli Schemi di Processo Semplificati

(PFD) sono forniti in Allegato B.3.3-B unitamente ai Bilanci di Materia ed Energia.

B.3.4

Capacità produttiva

L’impianto sarà progettato con le capacità operative necessarie a garantire i parametri operativi riassunti nella

seguente tabella.





Tabella 6: Capacità produttiva e parametri operativi

Descrizione Unità Valore

Capacità serbatoi GNL

Capacità dei serbatoi FSRU m 3 130.000

Massimo stoccaggio operativo FSRU m 3 110.000

Minimo stoccaggio operativo FSRU m 3 35.000

Capacità dei serbatoi Shuttle Carrier m 3 30.000

Capacità dei serbatoi nave metaniera “bunkering vessel” m 3 7.500

Portata

Massima portata GN di rigassificazione Sm 3 /h 330.000

Minima portata GN di rigassificazione Sm 3 /h 25.000

Portata GN di rigassificazione “de minimis” Sm 3 /h 1.200

Portata GNL di scarico da Shuttle carrier m 3 /h 7.500

Portata GNL di carico a nave metaniera “bunkering

vessel”

m 3 /h

950

Portata GNL di carico ad autocisterne m 3 /h 90

Pressione

Massima pressione GN verso Utenze bara 76

Minima pressione GN verso Utenze bara 41

Pressione operativa GN verso le Utenze bara 56/61

Pressione operativa dei serbatoi bara 1,1

Pressione massima di caricamento autocisterne bara 6

Pressione massima di caricamento navi metaniere

“bunkering vessel”

bara

6

Temperatura

GNL da Shuttle carrier a FSRU °C -162

Ritorno vapori da FSRU a Shuttle carrier °C minore di -130

GNL da FSRU a nave metaniera “bunkering vessel” /

autobotti

°C

-162

GN all’uscita dalla FSRU °C >3; <50

Acqua di mare in ingresso °C 8

Acqua di mare in ingresso °C 3

B.3.5

Informazioni relative alle sostanze oggetto del Rapporto di Sicurezza

La principale sostanza pericolosa ai sensi del D.Lgs. 105/15 presente all’interno del nuovo Terminale di Portovesme

è il Gas Naturale, sia liquefatto che in fase gas, una miscela di composizione variabile il cui componente principale

è il metano.

Presso il terminale saranno presenti altre sostanze ricomprese tra quelle riportate in Allegato 1 al D.Lgs. 105/15

che, tuttavia, non costituiscono di per sé possibili fonti di incidenti rilevanti, in virtù delle quantità detenute, delle

condizioni in cui sono stoccate/processate e delle misure di prevenzione/protezione e di mitigazione rilasci adottate.

Tra queste rientrano in particolare, il gasolio, utilizzato a servizio del generatore di emergenza e delle motopompe

antincendio, e l’ipoclorito di sodio, utilizzato come antivegetativo per prevenire la crescita di organismi marini nel

sistema di acqua di mare. Entrambe tali sostanze saranno presenti in quantità significativamente inferiori rispetto





ai limiti indicati nell’Allegato 1 del D.Lgs. 105/15 e saranno stoccate e manipolate in modo che eventuali perdite

siano contenute e non ci sia alcuna possibilità di contaminazione dei recettori ambientali.

B.3.5.1

Dati e informazioni sulle singole sostanze

Le schede di sicurezza delle sostanze pericolose presenti presso il Terminale sono fornite in Allegato I.2. Tali

schede sono fornite a titolo di esempio, non essendo in questa fase ancora disponibili quelle specifiche dei Fornitori

che saranno selezionati durante l’operatività del Terminale.

Per quanto riguarda la sostanza principale, il gas naturale è un gas infiammabile non tossico composto da una

miscela di metano (CH4), che è il componente principale, e piccole quantità di altri idrocarburi leggeri che può

variare entro limiti definiti, a seconda della provenienza.

Il GNL è ottenuto raffreddando il gas naturale a una temperatura inferiore al punto di ebollizione (a pressione

atmosferica) di circa -162 °C. Questo processo di liquefazione riduce il volume del gas di un fattore 600, rendendolo

uno stato molto più efficiente per lo stoccaggio e il trasporto.

Quando il GNL viene riscaldato e torna allo stato gassoso, è infiammabile in un intervallo di concentrazioni in aria

variabile in funzione dell’esatta composizione del GNL stesso. Prendendo a riferimento il metano, suo costituente

principale, il limite inferiore di infiammabilità è pari a 4,4% (44.000 ppm) e quello superiore è pari a 15% (150.000

ppm) circa.

Il GNL ha un punto di infiammabilità di -187 °C e una temperatura di autoaccensione di circa 650 °C.

Di seguito sono riportati due esempi di composizione tipica del GNL in arrivo al Terminale.

Tabella 7: Composizione del GNL

Componente Unità di Misura GNL leggero GNL pesante

Metano % mol 91,071 88,172

Etano % mol 7,551 8,473

Propano % mol 0,764 1,892

Iso Butano % mol 0,005 0,257

Normal Butano % mol 0,001 0,361

Iso Pentano % mol 0,000 0,005

Normal Pentano % mol 0,000 0,000

Esani e Sup. % mol 0,000 0,000

Azoto % mol 0,608 0,840

Densità liquido (1) (2) kg/m 3 448,75 462,54

PCS

Indice di Wobbe

MJ/Sm 3

kcal/Sm 3

MJ/Sm 3

kcal/Sm 3

40,149

9589

51,76

12363

41,488

9909

52,387

12512

Temperatura (1) °C -162 -162

Note

(1) Alle condizioni di pressione atmosferica standard 1,01325 barA.

(2) Il GNL una miscela la cui composizione e, quindi, la cui densità può variare entro limiti definiti a seconda della provenienza

del gas. La densità dipende inoltre da pressione e temperatura.

Come si evince dalla tabella sopra riportata, il costituente principale del gas naturale (sia che si tratti di “GNL

leggero” che di “GNL pesante”) è il metano che, pertanto, come dettagliato nell’Allegato C.4, è stato preso a

riferimento per la simulazione delle conseguenze degli scenari incidentali.

Come detto in precedenza, le altre sostanze pericolose ai sensi del D.Lgs. 105/15 presenti presso il terminale sono

il gasolio e l’ipoclorito di sodio.





La classificazione secondo il regolamento 1272/2008/CE per le sostanze suindicate è fornita nella seguente tabella.

Dati di

Identificazione

Internazionale

Gas Naturale

Liquefatto (GNL)

Tabella 8: Classificazione delle sostanze secondo regolamento 1272/2008/CE

Numero CE

Numero CAS

232-343-9 8006-14-2

Gas Naturale 270‐085‐9 68410‐63‐9

Gasolio 269-822-7 68334-30-5

Ipoclorito di sodio 231-668-3 7681-52-9

Classificazione

Codici di Classe e di categoria di

pericolo

Gas Infiammabile Cat. 1

Gas sotto pressione. Gas liquefatto

refrigerato

Gas Infiammabile Cat. 1

Gas sotto pressione. Gas compresso

Sospettato di provocare il cancro (dermico)

Liquido e vapori infiammabili

Può essere letale in caso di ingestione e di

penetrazione delle vie respiratorie

Provoca irritazione cutanea

Nocivo se inalato

Può provocare danni agli organi in caso di

esposizione prolungata e ripetuta

Tossico per gli organismi acquatici con

effetti di lunga durata

Corrosivo per i metalli

Corrosione / irritazione cutanea

Pericoloso per l'ambiente acquatico –

Pericolo acuto

Pericoloso per l'ambiente acquatico –

Pericolo cronico

Codici di

indicazioni di

pericolo

Note

(1) Al momento dell'immissione sul mercato i gas vanno classificati «Gas sotto pressione» in uno dei gruppi pertinenti gas

compresso, gas liquefatto, gas liquefatto refrigerato o gas dissolto. Il gruppo dipende dallo stato fisico in cui il gas è

confezionato e pertanto va attribuito caso per caso.

H220

H281

H220

H280

H351

H226

H304

H315

H332

H373

H411

H290

H314

H400

H411

Note

(1)

(1)

Il gas naturale rientra tra le sostanze pericolose specificate nella parte 2 dell’Allegato 1 al D.Lgs. 105/15, “18. Gas

liquefatti infiammabili, categoria 1 o 2 (compreso GPL), e gas naturale” e sarà presente in quantità maggiori rispetto

alla soglia superiore di cui al succitato allegato (200 t). La sua pericolosità è legata principalmente alla elevata

infiammabilità (indicazione di pericolo H220).

Il gasolio rientra tra le sostanze pericolose specificate nella parte 2 dell’Allegato 1 al D.Lgs. 105/15, “34. Prodotti

petroliferi e combustibili alternativi”. Sarà presente a temperatura atmosferica all’interno di serbatoi di stoccaggio

a servizio del gruppo diesel di emergenza e delle motopompe antincendio. La principale caratteristica di pericolosità

del gasolio, nelle condizioni di utilizzo previste, è la tossicità nei confronti dell’ambiente acquatico (indicazione di

pericolo H411).

L’ipoclorito di sodio rientra nella categoria E1 di cui alla parte 1 dell’Allegato 1 al D.Lgs. 105/15, “Pericoloso per

l'ambiente acquatico, categoria di tossicità acuta 1 o di tossicità cronica 1”. Utilizzato come antivegetativo nel

sistema di acqua di mare, ha nella tossicità nei confronti dell’ambiente acquatico (indicazione di pericolo H410) la

sua principale caratteristica di pericolosità.

B.3.5.2

Fasi dell’attività in cui le sostanze oggetto del Rapporto di Sicurezza possono intervenire

Il GNL interviene in tutte le fasi operative del Terminale: stoccaggio, rigassificazione, scarico Shuttle Carrier, carico

navi metaniere “bunkering vessel”, carico autocisterne.





Il Gas Naturale ed il BOG intervengono in tutte le fasi operative del Terminale: stoccaggio, rigassificazione, scarico

Shuttle Carrier, carico navi metaniere “bunkering vessel”, carico autocisterne, invio di gas naturale alle Utenze.

Il gasolio viene utilizzato per l’alimentazione del generatore di emergenza e della motopompa antincendio.

L’ipoclorito di sodio è utilizzato come antivegetativo per prevenire la crescita di organismi marini nel sistema di

acqua di mare.

B.3.5.3

Quantità effettiva massima prevista

Le quantità massime delle sostanze rientranti nell’Allegato 1 del D.Lgs. 105/15 presenti in impianto sono riportate

nella tabella in Allegato I.4 al presente documento.

B.3.5.4

Comportamento chimico-fisico in condizioni normali e/o anomale di utilizzo

In condizioni operative normali il GNL e del Gas Naturale non presentano fenomeni di instabilità connessi a reazioni

chimiche o a comportamenti anomali.

Il GNL, essendo gas liquefatto, durante la movimentazione e lo stoccaggio tende a evaporare, portandosi allo stato

gassoso e generando BOG. Il progetto del Terminale considera tale caratteristica e prevede sistemi di recupero del

BOG evaporato e sistemi di protezione da eventuali sovrappressioni dimensionati adeguatamente.

B.3.5.5

Trasformazione delle sostanze per anomalie di funzionamento

In impianto non sono effettuati processi chimici ma unicamente operazioni di cambiamento di fase del GNL

(vaporizzazione per produzione di gas naturale e vaporizzazione per correzione dell’indice di Wobbe), operazioni

di miscelazione del gas naturale con gas inerte (azoto) per la correzione dell’indice di Wobbe e operazioni di

stoccaggio e trasferimento (scarico Shuttle Carrier, carico navi metaniere “bunkering vessel”, carico autocisterne).

Tutte le unità saranno progettate in modo che in caso di anomalie dei parametri di processo il sistema e le logiche

di controllo effettuino le azioni necessarie a portare le stesse unità in condizioni di sicurezza.

In caso di anomalia di processo, il GNL e il Gas Naturale non possono dare origine, per modificazione o

trasformazione propria, a sostanze diverse da quelle normalmente presenti in impianto.

B.3.5.6

Contemporanea presenza di sostanze incompatibili

Il gas naturale reagisce violentemente con sostanze ossidanti ed è incompatibile con alogeni e sostanze fortemente

ossidanti (non presenti in impianto).





C. SICUREZZA DELLO STABILIMENTO

C.1 ANALISI DELL’ESPERIENZA STORICA INCIDENTALE

C.1.1

Problemi noti di salute e sicurezza dell’impianto

Problemi di salute

L'impianto in esame non presenta particolarità per quanto riguarda aspetti inerenti alla sanità, se non pericolo di

asfissia in caso di fuoriuscite in ambienti confinati/congestionati; la principale sostanza trattata nell’impianto (l’unica

presente in quantità superiore ai limiti definiti nell’Allegato 1 al D.Lgs. 105/15) è gas naturale, sostanza non tossica,

né cancerogena.

Incendi ed esplosioni

Per quanto riguarda la sicurezza, i problemi principali sono legati all’infiammabilità del gas naturale che può dare

origine, in caso di rilascio, a fenomeni di incendio o esplosione che possono tuttavia verificarsi solamente in

circostanze fisiche molto limitate. Infatti, il campo di infiammabilità del metano, principale componente del GNL, è

compreso tra il 4,4% e il 15% in volume in una miscela d’aria, mentre l’auto-ignizione avviene solo a temperature

molto elevate (superiori a 500 °C).

Inoltre, affinché una nube di gas naturale possa innescarsi, è necessaria la presenza di una sorgente di ignizione

a elevata energia, come dimostrato da test sperimentali. Ad esempio, l’articolo “Tests and Studies on Pressurized

LNG Leakage and Dispersion”, SHU XIAOQIN, ZHAO XIN - China Huanqiu Contracting & Engineering (Beijing)

Co. Ltd., presentato alla 19 a conferenza internazionale sul GNL tenutasi a Shangai nel 2019, descrive alcune prove

sperimentali dove non è stato possibile innescare i vapori di GNL utilizzando scintille elettriche, anche dopo svariati

tentativi, ma si è dovuto ricorrere all’utilizzo di una griglia a carbone. Anche in questo modo, tuttavia, sono serviti

diversi minuti prima che la nube si innescasse; prima dell’innesco, sono stati osservati solamente fenomeni di

combustione locali intorno alla griglia, senza che la fiamma fosse in grado di propagarsi all’indietro verso la sorgente

di rilascio del GNL.

In generale, in funzione della fase rilasciata (liquida o vapore) possono instaurarsi i seguenti scenari incidentali (si

vedano anche le descrizioni riportate nella “Guida tecnica di prevenzione incendi per l’analisi dei progetti di impianti

di stoccaggio di GNL di capacità superiore a 50 tonnellate” della Direzione Centrale Prevenzione e Sicurezza

Tecnica del CNVVF):

✓

Rilasci in fase liquida (GNL)

In caso di rilascio in fase liquida, il primo effetto che si presenta è la vaporizzazione istantanea di una parte

del GNL fuoriuscito (flash), se mantenuto a temperatura superiore a quella di ebollizione a pressione

atmosferica, per effetto dell’espansione dalle condizioni di processo alla pressione atmosferica. Il fenomeno

del flash è tanto più significativo quanto maggiore è la differenza tra la temperatura a cui il GNL si trova

all’interno della sezione interessata dal rilascio e la temperatura di equilibrio alla pressione atmosferica

(temperatura di ebollizione) e, nel caso del GNL (temperature di poco superiori alla temperatura di ebollizione),

la frazione di GNL che vaporizza per flash risulta in generale estremamente contenuta.

Relativamente alla quota parte di GNL che non vaporizza istantaneamente (flash) si possono presentare tre

diversi casi:

1. Getto liquido stabile: se il liquido si trova al di sotto del punto di ebollizione alla pressione ambiente e

fuoriesce come un getto di liquido intatto.

In questo caso, il getto liquido riceve poco calore dall'aria circostante e ci si può aspettare che tutto

rimanga liquido fino a quando non incontra una superficie, formando una pozza che, in presenza di

innesco, originerà un Pool Fire.

In assenza di innesco, il gas naturale tenderà a evaporare per scambio termico sia con la superficie su

cui si è accumulato, sia con l’aria ambiente, formando una nube che si disperderà in atmosfera e che, in

presenza di una sorgente di innesco ritardata, darà luogo a un Flash Fire o, in presenza di aree

congestionate o confinate, a una UVCE;

2. Getto meccanicamente frammentato: se il liquido è al di sotto del punto di ebollizione alla pressione

ambiente e fuoriesce come uno spruzzo di goccioline (spray).





✓

In questo caso il GNL non vaporizzato istantaneamente tenderà a evaporare per effetto dello scambio

termico con l’atmosfera, prima di toccare il suolo. La quota parte che evapora è funzione, principalmente,

dei seguenti fattori:

−

−

−

−

Condizioni ambientali: una temperatura elevata, così come condizioni di elevata velocità del vento e

condizioni atmosferiche turbolente favoriscono l’evaporazione,

Frazionamento del getto: quanto più piccola è la dimensione delle gocce (ovvero, quanto maggiore è

il rapporto tra superficie e volume delle gocce), quanto maggiore sarà il rateo di evaporazione. Il

frazionamento meccanico del getto è favorito dalle pressioni più elevate e dalle dimensioni del foro

più piccole,

Turbolenza del getto: se la pressione è elevata, le gocce che si formano nel jet vengono sostenute in

aria dalla forte turbolenza del getto,

Quota di rilascio: quanto maggiore è la quota a cui viene rilasciato il GNL, tanto maggiore sarà il

tempo che intercorre prima che le gocce tocchino terra e, quindi, tanto maggiore sarà la quantità di

GNL evaporata.

La quota parte di GNL che non è vaporizzato istantaneamente (flash) e non è evaporato prima di toccare

il suolo, prende il nome di “rain-out” e contribuisce alla formazione di una pozza di liquido sul terreno.

Gli scenari incidentali che possono presentarsi in caso di rilascio di GNL in forma di spruzzo di goccioline

(spray) sono, quindi, i seguenti:

−

−

−

In presenza di una sorgente di innesco immediata, la frazione di GNL vaporizzata (flash più

evaporazione delle gocce per scambio termico con l’aria atmosferica) può generare un Jet Fire. Una

volta formato, il calore sviluppato dal Jet Fire contribuirà in modo importante all’evaporazione del GNL

che continua a fuoriuscire, oltre a generare una maggiore turbolenza, entrambe condizioni favorevoli

per sostenere il Jet Fire stesso,

Pool Fire, in caso di innesco della pozza formatasi per effetto del rain-out;

Dispersione del gas naturale (flash più evaporazione delle gocce per scambio termico con l’aria

atmosferica più evaporazione dalla pozza formatasi per effetto del rain-out), con formazione di una

nube infiammabile che, in presenza di una sorgente di innesco ritardato, può originare un Flash Fire

o, in presenza di aree congestionate o confinate, una UVCE;

3. Getto bifase: se il liquido è contenuto a una pressione significativa, maggiore della pressione atmosferica,

e la sua temperatura è superiore al punto di ebollizione alla pressione atmosferica.

Rispetto ai casi precedenti, la frazione di rain-out risulta minore e, pertanto, il rischio connesso allo

sviluppo di Pool Fire risulta meno significativo. Al contrario, a parità di portato rilasciata, un eventuale Jet

Fire presenterà conseguenze più severe;

Rilasci in fase gas (GN):

• Jet Fire, in presenza di innesco immediato;

• Dispersione del gas naturale, con formazione di nube infiammabile che, in presenza di una sorgente di

innesco ritardato, può originare un Flash Fire o, in presenza di aree congestionate o confinate, una UVCE.

La probabilità che l'innesco di una nube di gas infiammabile determini un'esplosione di nube di tipo non confinato

(UVCE) anziché un Flash Fire, dipende essenzialmente dalla geometria del luogo ove la nube si estende e dalla

massa nei limiti di infiammabilità. Come indicato nel D.M. 15/05/1996, si può considerare che tale probabilità sia

non trascurabile solo quando:

✓

✓

✓

il rilascio interessi un ambiente essenzialmente chiuso; oppure

quantità di vapore entro i limiti di infiammabilità sia maggiore di 1,5 t, se in ambiente parzialmente confinato

(es. in presenza di grossi edifici o apparecchiature industriali nello spazio di sviluppo della nube); oppure

quantità di vapore entro i limiti di infiammabilità sia maggiore di 5 t, se in ambiente non confinato (come, ad

esempio, in mare aperto).

Roll-over

Un fenomeno caratteristico del GNL è rappresentato dal “Roll-Over” o “Basculamento”. Il fenomeno del rollover si

può verificare in un serbatoio di stoccaggio di GNL a causa di una mancata miscelazione di prodotto fresco con il

prodotto già presente, a cui consegue la formazione di due strati a diversa densità. Tale stratificazione, a causa

degli scambi di calore tra il serbatoio e l’ambiente esterno, può comportare un rimescolamento brusco delle due





masse, con una rapida produzione di vapore e conseguente rapido aumento di pressione. Questo fenomeno è

molto noto nell’industria del GNL ed è testimoniato da un evento accaduto a Panigaglia (SP) nel 1971 che ha

comportato il rilascio (non innescato) in atmosfera di gas naturale attraverso la valvola di sicurezza e il vent (si veda

anche, per maggiori dettagli, il successivo Paragrafo C.1.2).

I serbatoi di GNL sono oggi progettati con tutta una serie di precauzioni che consentono di rendere marginale il

rischio connesso al fenomeno del roll-over. In particolare:

✓

✓

✓

✓

Riempimento dei serbatoi

Per quanto concerne i sistemi di riempimento, per evitare il fenomeno del roll-over sono state previste, per

ciascun serbatoio, immissioni di liquido sia sul fondo, sia nella parte più alta;

Monitoraggio del boil off

I serbatoi di stoccaggio del GNL saranno equipaggiati con un sistema di regolazione della pressione che

agisce direttamente sui sistemi di gestione del BOG. Saranno inoltre presenti su ciascun serbatoio sistemi tra

di loro indipendenti per la messa in sicurezza in caso di aumenti incontrollati di pressione (PSD per massima

pressione, PSV dimensionate per roll-over);

Misura della temperatura / densità lungo la verticale del serbatoio

I serbatoi di stoccaggio del GNL saranno equipaggiati con sonde di temperatura a diverse altezze e misuratori

di densità;

Ricircolo (per cooling down)

Il ricircolo del GNL all’interno di ciascun serbatoio di stoccaggio sarà garantito dalle pompe in-tank secondarie

(P-103/203/303/403).

Sulla base delle precauzioni previste dal progetto, si ritiene che la possibilità del fenomeno di roll-over non sia

credibile.

In ogni caso, i sistemi di protezione contro la sovrappressione ne serbatoi di stoccaggio (PSV con scarico verso

candela fredda) sono stati dimensionati per sfogare in sicurezza il gas generato da un eventuale fenomeno di rollover.

Tenuto conto di tutto quanto sopra, il fenomeno di roll-over non è stato preso in considerazione nell’Analisi di Rischio

di incidenti rilevanti.

Rapid Phase Transition (RPT)

Un altro fenomeno teoricamente possibile presso impianti che trattano GNL è la Transizione Rapida di Fase che

consiste in un fenomeno fisico di rapido cambiamento di fase del GNL, qualora questo venga a contatto con l’acqua.

Come riportato nella linea guida emessa dalla Direzione Centrale Prevenzione e Sicurezza Tecnica del Corpo

Nazionale dei Vigili del Fuoco “Guida tecnica di prevenzione incendi per l’analisi dei progetti di impianti di stoccaggio

di GNL di capacità superiore a 50 tonnellate”, anche se intensamente studiate nei laboratori, le transizioni rapide di

fase derivanti dal contatto di GNL con acqua sono state rare e con conseguenze limitate alla zona ove è avvenuto

lo sversamento.

Considerato quanto sopra, si ritiene che un eventuale fenomeno di RPT abbia conseguenze comunque limitate alla

zona del rilascio e, come mostrato dai fenomeni di RPT accaduti, non in grado di causare danni gravi ed effetti

domino e, pertanto, non è stato preso in considerazione nell’Analisi di Rischio di incidenti rilevanti.

C.1.2

Esperienza storica relativa a incidenti

L’analisi statistica degli eventi incidentali già occorsi nell’impiego di una determinata sostanza e su impianti simili

fornisce sempre un utile strumento cognitivo per l’identificazione dei rischi e per l’implementazione di efficienti

misure di sicurezza atte a prevenirli.

L’industria del GNL, con tutta la sua filiera, non è una tecnologia innovativa; il gas naturale liquefatto è prodotto,

manipolato, stoccato e distribuito in sicurezza da tantissimi anni e l’industria del GNL sebbene abbia, come tutte,

riscontrato eventi incidentali, presenta ottimi precedenti in tutto il mondo per quanto riguarda la sicurezza.

L’incredibile record di sicurezza detenuto dal settore GNL, se paragonato alle raffinerie e ad altri impianti

petrolchimici, sta nel fatto che, ad eccezione dell’evento incidentale di Cleveland del 1944, tutti gli infortuni o decessi

correlati a questa industria, sono stati sempre limitati all’interno degli impianti. Inoltre, non si sono mai verificati

incidenti mortali nel settore del trasporto via nave [26]. Rilasci di vapori di GNL e incendi non devastanti si sono





verificati nel corso della storia, ma gli impatti sono stati sempre limitati all’interno degli stessi impianti e le emergenze

sono sempre state prontamente gestite dal personale addetto.

Gli incidenti verificatisi sono stati analizzati allo scopo di trarne indicazioni e prendere provvedimenti mirati alla

eliminazione delle cause o alla riduzione della probabilità di accadimento di eventi analoghi.

L’analisi storica degli incidenti è stata svolta in accordo alla Metodologia descritta nell’Allegato C.4 al Rapporto

Preliminare di Sicurezza.

Di seguito, si riportano alcuni dati statistici inerenti vari incidenti GNL suddivisi per settore di pertinenza: industria

(terra ferma), trasporto via mare e trasporto via terra. La descrizione dettagliata dei vari eventi è invece riportata in

Allegato C.1.2, ove gli stessi sono ordinati per data di accadimento.

C.1.2.1

Dati statistici inerenti ad impianti FSRU

Il database “Major Accident Reporting System” dell’European Commission non ha dato risultati per la ricerca delle

seguenti parole chiave: Floating Storage and Regassification Unit (FSRU), FSRU, floating LNG, Floating Production

Storage and Offloading Unit (FSPO).

La tipologia di impianto oggetto del presente Rapporto Preliminare di Sicurezza storicamente non è stata coinvolta

in alcun incidente rilevante.

C.1.2.2

Dati statistici inerenti ad impianti GNL su terra ferma

Il primo impianto commerciale del tipo “Peakshaving facility” iniziò la sua attività nel 1941 a Cleveland, Ohio. Da

allora sono stati costruiti più di 150 altri impianti di questo tipo di cui circa la metà sono impianti satelliti che non

hanno capacità di liquefazione. Inoltre, sono stati costruiti grandi impianti di liquefazione per esportazione e circa

30 grandi terminali di importazione GNL.

Nella storia vi sono stati solamente No. 6 incidenti correlati all’operatività dell’industria del GNL su terra ferma che

hanno provocato uno o più decessi:

✓

✓

✓

✓

✓

✓

Cleveland, Ohio, 1944 (128 morti, 225 feriti);

Raunheim, Germania, 1966 (1 morto, 75 feriti);

Arzew, Algeria, 1977 (1 morto);

Cove Point, Maryland, 1979 (1 morto, 1 ferito);

Bontang, Indonesia, 1983 (3 morti);

Skikda, Algeria, 2004 (27 morti, 5 feriti).

Altri due incidenti, Portland (1968 – 4 morti) e Staten Island (1973 – 40 morti) causarono decessi, ma dal momento

che il GNL non era coinvolto nell’evento incidentale, questi dovrebbero essere classificati come “Construction

accidents”.

Tra tutti gli incidenti sopra riportati, l’unico che ha causato morti al di fuori dei confini della proprietà è stato quello

di Cleveland, Ohio del 1944. Da allora però l’industria del metano liquido è cambiata drasticamente; oggi gli impianti

sono costruiti in conformità a codici e standard molto severi e con criteri che non erano certo verificati nell’impianto

di Cleveland. Per esempio, la lega utilizzata a Cleveland per la costruzione del guscio interno del serbatoio di

stoccaggio criogenico è oggi vietata in quanto caratterizzata da troppo basso contenuto di Nichel (3,5% a fronte del

9% oggi prescritto). Inoltre, la “National Association of State Fire Marshals” concluse, nel suo rapporto del Maggio

2005 [27], che se l’impianto di Cleveland fosse stato costruito in accordo alle attuali norme, l’incidente non sarebbe

mai avvenuto.

Sebbene l’Allegato C.1.2 intenda fornire un elenco quanto più completo possibile degli eventi incidentali connessi

con il GNL, in esso non sono riportati incidenti minori quali danneggiamenti ai contenitori esterni dei sistemi di

stoccaggio causa ricadute di liquido criogenico (perdite da tubazioni poste in alto) per i quali i sistemi sono stati

sempre riparati senza mettere fuori servizio l’unità.

C.1.2.3

Dati statistici inerenti a “LNG Carriers” (Navi metaniere)

Il primo trasporto di GNL via nave avvenne nel 1959 con la “Methane Pioneer” (nave ex-liberty che venne

ampiamente modificata) che trasportò 5000 m 3 di GNL dal lago Charles in Lousiana a Canvey Island, vicino a

Londra.





Il vero trasporto commerciale ebbe invece inizio qualche anno dopo, nel 1964, quando il GNL venne trasportato da

Arzew, Algeria a Canvey Island mediante due navi metaniere appositamente costruite: la “Methane Princess” e la

“Methane Progress”.

Il livello di sicurezza generale registrato dal settore del trasporto via nave nel periodo dal 1964 al 2010 è stato

veramente ottimo. In tale periodo sono stati effettuati più di 30.000 trasporti via mare e sono stati percorsi più di

100 milioni di chilometri, senza che si verificasse alcun incidente mortale per le persone dell’equipaggio o per il

pubblico. Inoltre, non vi è alcuna registrazione neppure di incendi avvenuti sul ponte delle navi, nelle stive o scaturiti

dai serbatoi di stoccaggio.

Secondo il Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti, solo 8 incidenti in tutto il mondo hanno portato a perdite di

GNL con alcuni scafi danneggiati a causa di frattura da freddo, ma senza il verificarsi di alcun incendio.

Tra il personale dei terminali di importazione / esportazione, solo 1 morto può essere ricondotto all’impiego del GNL

nelle fasi di carico / scarico. Nel 1977 un lavoratore del terminale di esportazione di Arzew, Algeria è rimasto ucciso

a seguito della rottura di una valvola di grande diametro che ha provocato un getto diretto di GNL sullo stesso

lavoratore. La sua morte fu quindi causata da contatto diretto con liquido criogenico, lo spillamento però non trovò

ignizione.

C.1.2.4

Dati statistici inerenti al trasporto di GNL su strada

Per quanto riguarda i dati statistici inerenti agli incidenti GNL correlati al trasporto via strada, è molto difficile avere

a disposizione un database completo di tutti gli eventi, in quanto ogni Stato gestisce e mantiene le banche dati a

suo piacimento.

Pertanto, l’elenco degli incidenti correlati al trasporto su strada di GNL riportato in Allegato C.1.2 non si intende

esaustivo di tutti gli eventi, ma fornisce indicazioni circa le potenziali tipologie di incidenti.

Inoltre, la maggior parte degli incidenti che hanno coinvolto il trasporto di GNL tramite autobotti sono relativi a

incidenti stradali e non sono pertanto riconducibili a incidenti in impianto o di processo verificatisi all’interno di

depositi / terminali GNL.

C.1.2.5

Analisi critica dell’esperienza storica degli incidenti nella filiera GNL

L’analisi storica di dettaglio è riportata in Allegato C.1.2, dove sono fornite tre tabelle:

✓

✓

✓

una per gli incidenti occorsi con il GNL e legati alla filiera industriale su terra ferma;

una correlata al trasporto su navi metaniere;

una correlata al trasporto su strada.

Per ciascun incidente è riportata una descrizione dettagliata e sono indicate le cause e le conseguenze in termini

di morti/feriti e danni agli asset. Infine, è riportata un’analisi critica al fine di evidenziare, in relazione alle tecnologie

e alle procedure connesse con l’impianto oggetto del presente studio, tutti gli accorgimenti implementati nel

presente impianto per la riduzione o l’eliminazione della probabilità di accadimento o, infine, la gestione delle

conseguenze.

C.2 REAZIONI INCONTROLLATE

C.2.1

Reazioni esotermice e/o difficili da controllare

Nel Terminale di Portovesme non avviene alcuna reazione chimica, ma vengono condotte unicamente attività

connesse al trasferimento del GNL e alla sua rigassificazione.

Non è quindi ipotizzabile lo sviluppo di reazioni incontrollate, né esotermiche e/o difficili da controllare.

C.3 EVENTI METEOROLOGICI, GEOFISICI, METEOMARINI, CERAUNICI E

DISSESTI IDROGEOLOGICI

C.3.1

Condizioni meteorologiche prevalenti

Il clima nell’area in esame è caratterizzato da un inverno mite, con temperature che nel mese più freddo, gennaio,

raramente scendono sotto lo zero, mentre le temperature dei mesi estivi superano normalmente i 30 °C. I venti





dominanti nella zona hanno direzione prevalente da Nord a Nord-Ovest. La zona è costituita da una fascia costiera

ed è perciò influenzata dalle brezze di mare e di terra che apportano modificazioni alle caratteristiche climatiche.

La distribuzione mensile e stagionale delle precipitazioni è sensibilmente irregolare, e si alternano periodi siccitosi

di durata di circa sei mesi a rovesci concentrati in un lasso di tempo all’incirca bimestrale.

Sulla base dei dati menzionati e riferendosi alla classificazione del Pinna, basato sull’”Indice di aridità” e sui valori

medi delle precipitazioni e della temperatura, si può affermare che il clima della zona rientra fra quelli definiti nella

fascia sub-tropicale (rif. No. [22]).

C.3.1.1

Temperatura atmosferica

I dati meteorologici di seguito riportati sono stati ricavati dal sito della Rete Mareografica Nazionale (RMN) del

Servizio Mareografico Nazionale dell’ISPRA. La centralina di riferimento è quella denominata Carloforte. La

stazione è situata a circa 10 km dal sito di interesse, come mostrato nella seguente figura

(https://www.mareografico.it). I dati di temperatura sono raccolti su base oraria.

Figura 9: Ubicazione della centralina della Rete Mareografica Nazionale di Carloforte

Tabella 9: Temperatura Media Mensile Aria nel periodo 2015 - 2020 (rif. Stazione RMN Carloforte)

Mese

Temperatura Aria Media (°C)

2020 2019 2018 2017 2016 2015

Gennaio 13,1 11,2 13,7 11,3 13,4 12,5

Febbraio 13,8 12,2 11,1 13,4 13,8 11,2

Marzo 13,7 14,0 13,7 14,5 13,6 13,5

Aprile 16,4 15,1 16,7 15,9 16,8 15,8

Maggio 20,3 16,8 18,2 19,7 18,2 19,5

Giugno 22,6 23,6 22,4 24,4 22,1 23,0

Luglio 25,7 26,6 26,1 25,7 24,3 26,6

Agosto 26,6 26,6 26,0 26,6 24,2 25,9

Settembre 23,5 24,4 24,5 22,2 23,2 23,5

Ottobre 18,8 21,1 20,6 20,3 20,8 20,0

Novembre 16,9 15,9 16,0 15,4 17,0 15,9

Dicembre 13,4 14,9 14,2 12,5 14,9 13,7

Media Annuale 18,8 18,6 18,7 18,5 18,6 18,6

Media periodo 2015 - 2020 = 18,6 °C





C.3.1.2

Temperatura del mare

I dati di temperatura dell’acqua sono stati ricavati dal sito della Rete Mareografica Nazionale (RMN) dalla centralina

di Carloforte, mostrata in Figura 9. I dati di temperatura sono raccolti su base oraria.

Tabella 10: Temperatura Media Mensile Acqua nel periodo 2015 - 2020 (rif. Stazione RMN Carloforte)

Mese

Temperatura Acqua Media (°C)

2020 2019 2018 2017 2016 2015

Gennaio 14,0 12,6 13,4 12,6 13,7 13,0

Febbraio 14,8 13,2 12,7 14,1 14,1 12,3

Marzo 15,3 15,5 14,2 16,2 14,2 13,9

Aprile 18,4 16,9 17,6 17,8 17,6 17,3

Maggio 21,8 18,6 19,0 20,5 18,9 19,9

Giugno 24,0 23,5 23,5 25,1 23,1 23,8

Luglio 26,8 27,5 27,3 25,2 24,6 27,2

Agosto 27,7 27,5 28,1 26,4 25,2 27,0

Settembre 25,4 25,7 26,1 23,7 24,9 24,7

Ottobre 20,1 22,3 22,0 21,6 22,0 21,1

Novembre 18,4 17,7 17,8 16,4 18,1 16,8

Dicembre 15,1 15,2 14,9 12,8 15,7 15,0

Media Annuale 20,2 19,8 19,8 19,4 19,4 19,4

Media periodo 2015 - 2020 = 19,7 °C

C.3.1.3

Umidità

I valori di umidità relativa registrati dalla stazione della rete mareografica RMN ubicata nel Porto di Carloforte, nel

periodo 2015-2020, sono riportati nella seguente tabella. I dati delle stazione sono raccolti su base oraria.

Tabella 11: Umidità relativa nel periodo 2015 - 2020 (rif. Stazione RMN Carloforte)

Anno

Umidità relativa (%)

Massima Minima Media

2015 100,0 27,0 74,6

2016 100,0 27,0 75,2

2017 100,0 26,0 72,1

2018 100,0 30,0 77,3

2019 100,0 28,0 74,6

2020 100,0 29,0 76,2

Media 2015-2020 100,0 26,0 75,0

C.3.1.4

Venti

Per l’analisi del regime dei venti al largo si è fatto riferimento ai dati di vento ricostruiti in re-analisi dall’ECMWF e

riportati nel database ERA5 sviluppato nell’ambito del Progetto Europeo Copernicus su due nodi di griglia posti

rispettivamente a Nord e a Sud della località oggetto di studio. Inoltre, si sono acquisiti i dati di vento misurati dalla

stazione anemometrica di Carloforte facente parte della Rete Mareograrfica Nazionale (RMN) gestita dall’Ispra,

posta sull’Isola di San Pietro.

I riferimenti di questi dati sono riportati nella seguente tabella, dove è riportato l’elenco dei dati di vento, costituiti

da serie storiche, acquisiti e analizzati specificando se si tratta di dati ricostruiti (in rianalisi) mediante modelli

meteorologici o di dati provenienti da misure dirette. Per ogni fonte di dato si riporta la descrizione sintetica, la

posizione geografica di riferimento e il periodo di misura o ricostruzione. La posizione geografica di riferimento per

ogni tipologia di dato riportata nella seguente tabella è indicata in forma grafica nella successiva Figura 2-1.





Tabella 12: Dati anemometrici acquisiti

Rif. Fonte dati Descrizione Posizione Periodo

1

Dati ricostruiti: ECMWF-ERA5 40-Year

Wind Hindcast:

https://cds.climate.copernicus.eu/cdsapp#!/dataset/reanalysis-era5-singlelevels?tab=overview

Dati di vento

ricostruiti con

modello

ERA5

39.25° N

8.00° E

1979

2021

2

Dati ricostruiti: ECMWF-ERA5 40-Year

Wind Hindcast:

https://cds.climate.copernicus.eu/cdsapp#!/dataset/reanalysis-era5-singlelevels?tab=overview

Dati di vento

ricostruiti con

modello

ERA5

39.00° N

8.00° E

1979

2021

3

Rete Mareografica Nazionale (RMN)

Stazione di Carloforte

http://dati.isprambiente.it/

Dati di vento

misurati

39.148°N

8.31°E

2010

2021

Figura 10: Localizzazione geografica dei punti di acquisizione dati

Dati in ricostruzione per il punto ERA5 Nord

Nella seguente figura è riportata in forma polare la rosa direzionale degli eventi anemometrici ottenuta sulla base

della serie storica oraria acquisita nel punto ERA5-Nord di coordinate 39.25°N 8.00°E e relativo al periodo 1979-

2021.





Figura 11: Distribuzione direzionale del regime anemometrico ricostruito nel punto ERA5, Nord 39.25°N –

8.00°E

Analizzando la frequenza di accadimento degli eventi è possibile osservare che:

✓

✓

il regime dei venti è contraddistinto in prevalenza da brezze, da leggere a vivaci, appartenenti alla classe di

velocità compresa tra 4,0 nodi e 17,0 nodi, che hanno una frequenza di accadimento di circa il 72% pari a 262

giorni/anno; le brezze tese e il vento fresco, aventi velocità comprese tra 17,0 nodi e 28,0 nodi, si verificano in

media per 60 giorni l’anno con un frequenza di accadimento del 16,5%; i venti forti, aventi velocità superiore

a 28.0 nodi si verificano in media con una frequenza pari a 1,4% (circa 5 giorni/anno);

il regime dei venti risulta distribuito principalmente su due settori. Il settore prevalente risulta quello di

Maestrale (Nord-Ovest), mentre il secondario è costituito dallo Scirocco. Sono peraltro presenti stati di vento

provenienti dal Sud-Ovest.

Dati in ricostruzione per il punto ERA5 Sud

Nella seguente figura è riportata in forma polare la rosa direzionale degli eventi anemometrici ottenuta sulla base

della serie storica oraria acquisita nel punto ERA5-Sud di coordinate 39.00°N 8.00°E nel periodo 1979-2021.

Figura 12: Distribuzione direzionale del regime anemometrico ricostruito nel punto ERA5, Sud 39.00°N –

8.00°E





Il clima anemometrico del punto ERA5-Sud risulta del tutto simile a quello relativo al punto ERA5-Nord.

Dati misurati dalla stazione anemometrica di Carloforte

Il clima anemometrico ottenuto sulla base della serie storica misurata dalla stazione RMN di Carloforte è riportato

in forma grafica polare nella seguente figura.

Figura 13: Distribuzione direzionale del regime anemometrico misurato dalla stazione anemometrica di

Carloforte, 39.148°N – 8.31°E

A differenza del clima anemometrico relativo ai due punti a largo ERA5-Sud e ERA5-Nord, la stazione

anemometrica di Carloforte, essendo influenzata dall’orografia costiera, risulta esposta prevalentemente al IV

quadrante, con venti ruotati, rispetto a quelli a largo, mediamente verso Nord.

C.3.1.5

Precipitazioni

Per le precipitazioni è stato fatto riferimento ai dati riportati nell’Annuario dei dati ambientali della Sardegna, prodotto

da ARPAS (http://www.sardegnaambiente.it/arpas/). Nella seguente tabella sono riportati i dati di sintesi dei

cumulati delle precipitazioni mensili, raccolti dalla centralina ARPAS denominata Iglesias, situata a circa 20 km dal

sito di interesse.





Tabella 13: Umidità relativa nel periodo 2015 - 2020 (rif. Stazione RMN Carloforte)

Cumulati delle precipitazioni mensili (mm)

Mese 2019 2018 2017 2016 2015

Gennaio 98,6 28,6 - 47,2 126,8

Febbraio 29,6 119 68 146,2 268

Marzo 5 206,6 10 55,6 85,9

Aprile 102,8 47,2 40,6 15,6 7,4

Maggio 54,4 158,2 0 36,6 12,4

Giugno 0,8 54,4 25,6 11,8 30,8

Luglio 3,2 0 4 0,8 0

Agosto 37,2 113 0 0 9,4

Settembre 10,8 31,2 22,6 66,6 45,2

Ottobre 49,8 159,6 3,6 64,2 117,2

Novembre 278,4 192,4 72 85,4 62,2

Dicembre 95,8 24 160,4 29,6 6,6

Media Annuale 63,9 94,5 37,0 46,6 64,3

Media periodo 2015 - 2019 = 61,9 mm

C.3.2

C.3.2.1

Cronologia degli eventi geofisici, meteo marini, ceraunici e dei dissesti

idrogeologici

Classificazioni di legge

Relativamente alla classificazione sismica, l’Ordinanza del Presidente del Consiglio dei Ministri No. 3519 del 28

Aprile 2006 ha fornito alle Regioni uno strumento per la classificazione del proprio territorio, introducendo degli

intervalli di accelerazione (ag), con probabilità di superamento pari al 10% in 50 anni, da attribuire a quattro zone

sismiche in cui è stata divisa l’Italia.

Tabella 14: Zone Sismiche e Accelerazioni Associate – Italia

Zona

sismica

1

2

3

4

Descrizione

(Classificazione INGV)

È la zona più pericolosa.

Possono verificarsi fortissimi terremoti

In questa zona possono verificarsi

forti terremoti

In questa zona possono verificarsi

forti terremoti ma rari

È la zona meno pericolosa.

I terremoti sono rari.

Accelerazione con probabilità di

superamento pari al 10% in 50

anni (a g)

Accelerazione orizzontale

massima convenzionale di

ancoraggio dello spettro di

risposta elastico (a g)

a g > 0.25 0.35

0.15 < a g ≤ 0.25 0.25

0.05 < a g ≤ 0.15 0.15

a g ≤ 0.05 0.05

In accordo alla classificazione sismica al 30 Novembre 2020 “Recepimento da parte delle Regioni e delle Province

autonome dell'OPCM 20 marzo 2003, n. 3274 e dell'OPCM 28 aprile 2006, n. 3519”, l’area di Portovesme, comune

di Portoscuso, come tutta la regione Sardegna, risulta in Zona 4, cioè la zona meno pericolosa, dove la probabilità

che capiti un terremoto è molto bassa. Nella seguente figura si riporta un estratto del succitato documento, con

evidenza della classificazione sismica della Sardegna.





C.3.2.2

Sisma

Figura 14: Estratto classificazione sismica della Sardegna

Nella zona del comune di Portoscuso, nel raggio di 30 km, storicamente non si sono verificati eventi sismici

(terremoti.ingv.it/search).

C.3.2.3

Rischio idrogeologico

Sul sito della Regione Sardegna, nella sezione “I documenti di piano”, è stato possibile consultare tutti gli elaborati

del Piano di gestione del rischio di alluvioni (PGRA) vigente, approvati con la Deliberazione del Comitato

Istituzionale n. 2 del 15/03/2016 (www.regione.sardegna.it/pianogestionerischioalluvioni/).

Inoltre, al fine di giungere alla definizione di un quadro esaustivo della definizione della propensione al dissesto

idrogeologico potenzialmente verificabile nel territorio regionale, all’interno del PGRA sono state anche

rappresentate mediante apposita cartografia le aree pericolose dal punto di vista geomorfologico.





Con deliberazione in data 30.10.1990 n. 45/57, la Giunta Regionale ha suddiviso il Bacino Unico Regionale in sette

Sub bacini; l’intero territorio della Sardegna è pertanto suddiviso nei sette sub bacini, ognuno dei quali caratterizzato

da generali omogeneità geomorfologiche, geografiche, idrologiche. L’area di Portovesme rientra all’interno del:

✓

Sub bacino numero 1, denominato “Sulcis”, la cui superficie si estende per 1.646 km 2 e rappresenta circa il

6,8% dell’estensione territoriale regionale.

Per ognuno dei Sub bacini la Giunta regionale ha approvato il Piano Stralcio per l’Assetto Idrogeologico (PAI), che

ha individuato: le aree a pericolosità idraulica, le aree a pericolosità da frana, le mappe del rischio relative alla

pericolosità idraulica e da frana, le norme di salvaguardia che disciplinano le aree a pericolosità idraulica e da frana

e la programmazione delle misure di mitigazione del rischio.

Per ciascun bacino idrografico, l’individuazione delle aree a rischio è stata operata tramite: l’individuazione dei

tronchi critici del reticolo idrografico; l’analisi idrologica e idraulica per ciascun tronco critico e, infine, la delimitazione

delle aree inondabili di ciascun tronco critico e loro intersezione con elementi a rischio. L’individuazione dei tronchi

critici del reticolo idrografico è stata condotta in base a diversi criteri, tra cui: l'analisi storica delle inondazioni,

l’analisi geomorfologica dell'area e dell’alveo, le intersezioni delle infrastrutture viarie e ferroviarie con il reticolo

idrografico, la considerazione di aree di pregio adiacenti al reticolo idrografico e la presenza di dighe.

L’individuazione delle aree pericolose è stata articolata in quattro livelli di pericolosità:

✓

✓

✓

✓

Hi1: aree a bassa probabilità d’inondazione se allagabile con portata con tempo di ritorno minore o uguale a

500 anni;

Hi2: aree a moderata probabilità d’inondazione se allagabile con portata con tempo di ritorno minore o uguale

a 200 anni;

Hi3: aree ad alta probabilità d’inondazione se allagabile con portata con tempo di ritorno minore o uguale a

100 anni;

Hi4: aree a molto alta probabilità di inondazione, se allagabile con portata con tempo di ritorno minore o uguale

a 50 anni.

Nella redazione del PAI, le aree a rischio idraulico sono state quindi ricavate dalla sovrapposizione delle aree

allagabili con gli elementi a rischio e la vulnerabilità del territorio, tra cui: numero indicativo degli abitanti

potenzialmente interessati, infrastrutture e strutture strategiche (autostrade, ferrovie, ospedali, scuole etc), beni

ambientali, storici e culturali di rilevante interesse presenti nell'area potenzialmente interessata, distribuzione e

tipologia delle attività economiche insistenti sull'area potenzialmente interessata, impianti di cui all'allegato I del

decreto legislativo 18 febbraio 2005, n. 59, che potrebbero provocare inquinamento accidentale in caso di alluvione

e aree protette potenzialmente interessate, individuate all'allegato 9 alla parte terza del decreto legislativo n. 152

del 2006 ed altre informazioni considerate utili, come le aree soggette ad alluvioni con elevato volume di trasporto

solido e colate detritiche o informazioni su fonti rilevanti di inquinamento.

Secondo la notazione usuale, il rischio idraulico totale (Ri) è stato quantificato secondo quattro livelli di seguito

elencati:

✓

✓

✓

✓

Ri1: Classe di rischio idraulico 1 – intensità moderata (Ri ≤ 0,002). Gli effetti attesi sono legati a danni sociali,

economici e al patrimonio ambientale marginali;

Ri2: Classe di rischio idraulico 2 – intensità media (Ri ≤ 0,005). Gli effetti attesi sono legati a possibili danni

minori agli edifici, alle infrastrutture e al patrimonio ambientale che non pregiudicano l’incolumità del personale,

l’agibilità degli edifici e la funzionalità delle attività economiche;

Ri3: Classe di rischio idraulico 3 – intensità elevata (Ri ≤ 0,01). Gli effetti attesi sono legati a possibili problemi

per l’incolumità delle persone, danni funzionali agli edifici e alle infrastrutture con conseguente inagibilità degli

stessi, la interruzione di funzionalità delle attività socio-economiche e danni rilevanti al patrimonio ambientale;

Ri4: Classe di rischio idraulico 4 – intensità molto elevata (Ri ≤ 0,02). Gli effetti attesi sono legati a possibili

problemi per l’incolumità delle persone, danni funzionali agli edifici e alle infrastrutture con conseguente

inagibilità degli stessi, la interruzione di funzionalità delle attività socio-economiche e danni rilevanti al

patrimonio ambientale.

Mediante la successiva redazione del Piano stralcio delle fasce fluviali (PSFF), la Regione Sardegna ha voluto

integrare ed approfondire gli studi predisposti nell’ambito del PAI in materia di alluvioni. Infatti, mediante il PSFF

sono state considerate ed analizzate le aste fluviali per tutta la loro estensione, e non più per tronchi critici. Sono

stati analizzati n. 58 corsi d’acqua principali, per una lunghezza totale di circa 1.120 km. I corsi d’acqua secondari

analizzati sono costituiti da n. 226 aste, per una lunghezza complessiva di circa 2.030 km. Per tutti i corsi d’acqua

analizzati dal PSFF, in funzione dei succitati criteri, sono state individuate cinque fasce d’inondazione.





✓

✓

✓

✓

✓

Fascia A2, ovvero aree inondabili al verificarsi dell’evento con portata al colmo di piena corrispondente a

periodo di ritorno T =2 anni (corrispondente alla pericolosità Hi4 del PAI);

Fascia A50, ovvero aree inondabili al verificarsi dell’evento con portata al colmo di piena corrispondente a

periodo di ritorno T=50 anni (corrispondente alla pericolosità Hi4 del PAI);

Fascia B100, ovvero aree inondabili al verificarsi dell’evento con portata al colmo di piena corrispondente a


Fascia B200, ovvero aree inondabili al verificarsi dell’evento con portata al colmo di piena corrispondente a


Fascia C, ovvero aree inondabili al verificarsi dell’evento con portata al colmo di piena corrispondente a

periodo di ritorno T=500 anni o superiore (corrispondente alla pericolosità Hi1 del PAI), comprensiva quindi

anche di eventi storici eccezionali, e, nel caso siano più estese, comprendenti anche le aree storicamente

inondate e quelle individuate mediante analisi geomorfologica.

Per quanto attiene alle mappe di pericolosità da alluvione, al fine di rispondere in maniera adeguata a quanto

richiesto dalla Direttiva Alluvioni, dal D. Lgs. 49/2010, dagli indirizzi operativi predisposti dal MATTM, le quattro

classi di pericolosità definite dagli strumenti di pianificazione adottati dalla Regione Sardegna (PAI, PSFF, studi ex

Art. 8 comma 2 delle Norme di Attuazione del PAI) nonché i perimetri delle aree interessate dall’evento alluvionale

del 18.11.2013 denominato “Cleopatra”, sono state accorpate secondo le tre classi di seguito riportate in base al

tempo di ritorno (Tr):

✓

✓

P1, ovvero arre a pericolosità bassa, con bassa probabilità di accadimento (200< Tr ≤500);

P2, ovvero aree a pericolosità media, con media probabilità di accadimento (100≤ Tr ≤200);

✓ P3, ovvero aree a pericolosità elevata, con elevata probabilità di accadimento (Tr ≤ 50).

Le mappe di pericolosità da alluvione, caratterizzate dalle tre sopra elencate classi, sono state riprodotte in 1610

tavole in formato A3 in scala 1:10.000, identificante mediante una numerazione progressiva caratterizzata dal

prefisso “Hi”, costituenti l’insieme delle Mappe della Pericolosità da Alluvione, nonché in ulteriori 330 tavole in

formato A3, contenute nell’apposito “Atlante delle aree di pericolosità idraulica per singolo Comune”, che

rappresentano le medesime pericolosità su scala comunale per ciascuno dei 330 Comuni interessati da tali

perimetrazioni. Nella seguente figura si riporta un estratto della tavola “At02.16 - Atlante delle aree di pericolosità

idraulica per singolo Comune - Vol.16” relativa al Comune di Portoscuso.





Figura 15: Rischio Idrogeologico – Aree caratterizzate da pericolosità idraulica del Comune di

Portoscuso e posizione dell’impianto FSRU (verde).

Nel Comune di Portoscuso non sono state individuate aree alluvionate a seguito dell’evento “Cleopatra” del

18.11.2013. Allo stesso modo, non son stata individuate aree pericolose ai sensi del PAI ed ai sensi di studi di

dettaglio di cui all’Art. 8 comma 2 delle Norme di Attuazione del PAI. Come si evince dalla figura sopra riportata

esiste un’area (estensione 277 ha e popolazione residente 26 abitanti al 2011) all’interno del Comune di Portoscuso

caratterizzata da rischio idrogeologico con classe di pericolosità basso (P1) ai sensi del D.Lgs 49/2010 ed

identificata nel livello di pericolosità di più basso (fascia C) ai sensi del PSFF.

L’area occupata dall’impianto oggetto del presente Rapporto Preliminare di Sicurezza e l’intero versante Nord

comunale, non sono soggetti a rischio idraulico.

C.3.2.4

Rischio frane

Nel precedentemente citato Piano Stralcio di Bacino per l’Assetto Idrogeologico (PAI), sono state identificate, sulla

base delle metodologie indicate nelle sue Linee Guida, e per il territorio dei Sub bacini, le aree classificate a

pericolosità da frana, classificate secondo lo schema seguente:

✓

✓

✓

✓

Hg0: Aree a pericolosità da frana Nulla. Aree non soggette a fenomeni franosi con pericolosità assente e con

pendenze < 20%;

Hg1: Aree a pericolosità da frana Moderata. Aree con pericolosità assente o moderata e con pendenze

comprese tra il 20% e il 35% con copertura boschiva limitata o assente;

Hg2: Aree a pericolosità da frana Media. Aree con fenomeni di dilavamento diffusi, frane di crollo e/o

scivolamento non attive e/o stabilizzate, con copertura boschiva rada o assente. e con pendenze comprese

tra 35 e 50%, falesie lungo le coste;

Hg3: Aree a pericolosità da frana Elevata. Aree con pendenze >50% ma con copertura boschiva rada o

assente; frane di crollo e/o scorrimento quiescenti, fenomeni di erosione delle incisioni vallive. Fonti di scavo

instabili lungo le strade; aree nelle quali sono in attività o sono state svolte in passato attività minerarie che

hanno dato luogo a discariche di inerti, cave a cielo aperto, cavità sotterranee con rischio di collasso del terreno

e/o subsidenza (i siti minerari dismessi inseriti nella Carta della pericolosità di frana); aree interessate in

passato da eventi franosi nelle quali sono stati eseguiti interventi di messa in sicurezza;





✓

Hg4: Aree a pericolosità da frana Molto Elevata. Aree con manifesti fenomeni di instabilità attivi o segnalati

nel progetto AVI o dagli Enti Locali interpellati o rilevate direttamente dal Gruppo di lavoro.

Le mappe della pericolosità da frana, sono stati unificati e le aree classificate a pericolo di frana sono state riprodotte

in 286 tavole in formato A3, contenute nell’apposito “Atlante delle aree di pericolosità da frana per singolo Comune”.

Nella seguente figura si riporta un estratto della tavola “At03.05 - Atlante delle aree di pericolosità da frana per

singolo Comune - Vol.05” relativa al Comune di Portoscuso.

Figura 16: Rischio Frane – Aree caratterizzate da pericolosità da frane del Comune di Portoscuso e

posizione dell’impianto FSRU (verde)

Come si evince dalla figura sopra riportata, nell’estremo Nord-Est del Comune di Portoscuso, esiste un’area

identificata a pericolosità frane, di estensione molto ridotte. Ai sensi del PAI, sono identificate tre aree, in particolare:

un’area di pericolosità Hg2 di estensione circa 17 ettari, con popolazione al 2011 censita ad 1 abitante; un’area di

pericolosità Hg3 di estensione di circa 4 ettari e un’area di pericolosità Hg4 di estensione di circa 0,5 ettari, entrambe

con popolazione censita al 2011 di 0 abitanti.

Dalla mappa, si nota l’assenza di pericolo di frana nell’area di interesse per il presente Rapporto Preliminare di

Sicurezza. Gli eventi franosi possono quindi essere esclusi dal novero delle possibili cause di accadimento di

incidente rilevante per il progetto in esame.

C.3.2.5

Maree e moto ondoso

Nell’ambito del progetto è stato sviluppato uno studio meteomarino [16] dove sono riportate le informazioni

dettagliate relativamente al moto ondoso e alle variazioni del livello del mare nell’area in cui è prevista la

realizzazione del Terminale di Portovesme.

Si riporta di seguito una sintesi di tale studio, cui si rimanda per eventuali approfondimenti.

Moto ondoso

Per la definizione delle caratteristiche del moto ondoso al largo di Portovesme si è fatto riferimento alla serie storica

dei dati ondametrici ERA5, acquisiti come detto dal Centro meteorologico europeo (ECMWF). Nel dettaglio ERA5





rende disponibili i dati meteomarini (moto ondoso, vento e pressione atmosferica) ricostruiti in rianalisi dal 1979 al

2021, con un passo di discretizzazione spaziale LAT/LON di 0.25°N e una discretizzazione temporale oraria.

Questi dati sono stati acquisiti sui due punti di griglia indicati nella Figura 5-1 ERA5. I due punti sono stati scelti con

l’obiettivo di utilizzare il punto posto a Nord dell’Isola di San Pietro (39.25°N – 8.00°E) per caratterizzare il moto

ondoso proveniente dal settore di Maestrale (Nord-Ovest) e il punto posto a Sud della suddetta isola (39.00°N –

8.00 °E) per caratterizzare gli stati di mare provenienti dal settore di Libeccio (Sud-Ovest).

Figura 17: Localizzazione dei punti ERA5-Nord e ERA5-Sud utilizzati per la caratterizzazione del moto

ondoso a largo

Nella seguente figura è riportato il clima ondametrico relativo al punto ERA5 Nord.

Figura 18: Distribuzione direzionale degli eventi di moto ondoso con Hs>0.5 m nel punto ERA5 Nord,

di coordinate 39.25°N, 8.00°E





Il diagramma polare sopra riportato (clima ondametrico medio annuale) mostra che il punto in esame posto a largo,

presenta tre settori di traversia, ovvero il settore Nord-Ovest (maestrale), il settore Sud-Est (scirocco) e il settore

Sud-Ovest (libeccio).

Gli stati di mare provenienti dal IV quadrante risultano sia di maggiore intensità, sia di maggiore frequenza rispetto

a quelli provenienti dal II e III quadrante e pertanto il settore di maestrale può essere considerato il principale.

Il settore di maestrale è compreso tra le direzioni 300° e 330°N, mentre quello di libeccio è compreso tra le direzioni

225° e 270°N. Le onde provenienti da questi due settori possono raggiungere Portovesme attraverso i due bracci

di mare compresi tra la costa sarda e l’Isola di S. Pietro e tra l’Isola di S. Pietro e quella di S. Antioco.

Invece le onde provenienti da Scirocco non sono in grado di raggiungere Portovesme a causa dello schermo offerto

dall’Isola di S. Antioco.

Analoghe valutazioni possono essere condotte con riferimento al punto ERA5 Sud (si veda seguente figura).

C.3.2.6

Figura 19: Distribuzione direzionale degli eventi di moto ondoso con Hs>0.5 m nel punto ERA 5 Sud di

coordinate 39.00°N - 8.00°E

Regime delle correnti

Per quanto riguarda il regime delle correnti, all’interno del porto esso può considerarsi di esigua entità. Nella

seguente tabella si riportano i risultati dello studio di inquadramento meteomarino, relativi ai valori estremi di

corrente.

Tabella 15: Correnti superficiali indotte dagli estremi di vento (rif. No. [16]); Usup = velocità

superficiale

C.3.2.7

Livello idrometrico

I dati di livello idrometrico raccolti dalla centralina Carloforte della RMN sono riportati nella Figura 20, dove si mostra

il livello medio di marea, espresso in metri, per il periodo 2015-2020. I dati di livello idrometrico sono raccolti dalla

RMN ogni 10 minuti.





Figura 20: Livello idrometrico nel periodo 2015 – 2020 (rif. Stazione RMN Carloforte)

In accordo con lo studio meteomarino dell’area di interesse (rif. No. [16]), la Figura 20 mostra che la variazione del

livello di marea è compresa tra circa +0,70 m e -0,50 m. Per i dati dettagliati del contributo delle componenti di

marea astronomica e sovralzo meteorologico, si rimanda allo studio meteomarino dell’area (rif. No. [16]).

C.3.2.8

Tsunami

Per l’analisi dei possibili fenomeni di tsunami si fa riferimento alle linee guida- tecniche, emesse dal Centro Allerta

Tsunami dell’Istituto Nazionale di Geofisica e Vulcanologia (CAT-INGV) (www.ingv.it/cat/it). Il CAT-INGV è stato

costituito nel 2013 con il compito di realizzare e rendere operativo il servizio di sorveglianza per l’allerta da maremoti

e predisporre la mappa di pericolosità da maremoti per le coste italiane. Il CAT è diventato pienamente operativo a

gennaio 2017 ed è stato formalmente designato, da Direttiva del Presidente del Consiglio dei Ministri 17 febbraio

2017, come componente del Sistema di Allertamento nazionale per i Maremoti (SiAM) generati da eventi sismici

nel Mar Mediterraneo, coordinato dal Dipartimento della Protezione Civile nazionale.

Nell’ambito delle sue attività di sorveglianza e monitoraggio, il CAT utilizza i dati provenienti dalla Rete Sismica

Nazionale dell’INGV e dalle stazioni sismiche di altri centri di ricerca internazionali, nonché i dati della rete

mareografica dell’ISPRA e di quelli dei mareografi collocati sulle coste degli altri paesi del Mediterraneo. Nel

documento del CAT “Linee Guida tecniche per la definizione delle fasce costiere (TSUMAPS-NEAM/Run-Up Max)”,

emesso ad ottobre 2018, viene proposto il modello S-PTHA TSUMAPS-NEAM come il migliore attualmente

disponibile per lo screening della pericolosità legata a tsunami sulle coste italiane.

TSUMAPS-NEAM è lo strumento realizzato dal progetto europeo “Probabilistic TSUnami Hazard MAPS for the

NEAM Region” (http://www.tsumaps-neam.eu), avente come scopo quello di realizzare una valutazione del rischio

di tipo probabilistico degli tsunami generati da terremoti (Probabilistic Tsunami Hazard Assessment, PTHA) per la

regione NEAM (Nordest Atlantico, Mediterraneo e mari collegati). Al progetto hanno partecipato come partner

l’Istituto Nazionale di Geofisica e Vulcanologia (INGV) in qualità di Project coordinator e altri organi degli altri Paesi

interessati (NGI, Norvegia; IPMA, Portogallo; GFZ, Germania; METU, Turchia; UB, Spagna; NOA, Grecia; CNRST,

Marocco; INM, Tunisia).

Il progetto ha prodotto delle curve di rischio e una mappa di rischio/probabilità, calcolate in specifici punti di interesse

(POIs). La mappa è caratterizzata da più di 2.000 POIs distribuiti lungo tutte le coste dell’area NEAM, a distanza

di circa 20 km l’uno dall’altro. Il parametro di misura dell’intensità degli eventi utilizzato nel modello è l’altezza

massima di inondazione (Maximum Inundation Height, MIH), ovvero l’altezza massima raggiunta dall’onda,

misurata rispetto al livello medio del mare. La mappa di rischio riporta per ogni POI il valore di MIH corrispondente

a un certo tempo medio di ritorno (Average Return Period, ARP); il valore di MIH riportato rappresenta un valore

medio dell’area coperta dal POI considerato, con i valori locali del MIH che possono di conseguenza essere

maggiori o minori del valore medio riportato.





Figura 21: Distribuzione dei POIs nel territorio italiano e lungo il tratto di costa più prossimo all’area

portuale di Portovesme e indicazione del POI assunto come riferimento, ARP = 2.500 anni

Dalla mappa sopra riportate si evince che l’area occupata dall’impianto oggetto del presente Rapporto Preliminare

di Sicurezza è caratterizzata da un rischio tsunami basso in confronto ad altre coste del territorio italiano.

Scendendo più nel dettaglio, per ogni POI sono disponibili delle curve di pericolosità che esprimono la probabilità

di superamento di un determinato valore di MIH in un dato tempo di esposizione (exposure time) assunto pari a 50

anni; ogni punto della curva fornisce quindi un’indicazione di “quanto frequentemente” un evento di una data

intensità può nel futuro essere superato nell’area in esame. La probabilità di superamento nel periodo di riferimento

può essere espressa anche come periodo medio di ritorno (ARP) che è l’intervallo di tempo che intercorre tra due

eventi della stessa intensità. Per ogni POI sono riportate diverse curve con differenti percentili, che rappresentano

il grado di incertezza dello studio dovuto ai modelli e alle assunzioni considerate. Più lungo è il periodo di ritorno

considerato, più scarse sono le osservazioni per testare e, eventualmente, falsificare il modello. Di conseguenza,

le indicazioni del Dipartimento di Protezione Civile suggeriscono l’adozione dell’84° percentile delle curve di

pericolosità ed un periodo di ritorno di 2.500 anni, ovvero, una probabilità di circa il 2% in 50 anni.

Figura 22: Curve di rischio per il POI assunto.





Dalla figura sopra riportata, si evince come l’altezza massima attesa (MIH) per un’onda conseguente ad uno

tsunami pari a 0,75 metri sia legata ad una probabilità di accadimento di circa il 2% in 50 anni. Per MIH di 1 metro

la probabilità di accadimento è pari a circa l’1% in 50 anni (ART pari a 5.000 anni). Mentre, MIH di 4 metri sono

legate ad una probabilità di accadimento di circa 0,05% in 50 anni (ART pari a 100.000 anni).

In accordo, con le indicazioni del Dipartimento di Protezione Civile, i risultati di pericolosità di riferimento da

considerare per la pianificazione territoriale sono:

✓

ART = 2.500 anni;

✓ Probabilità in 50 anni = 2%;

✓

✓

Curva di pericolosità = 84° percentile (p84 in figura);

MIH = 0,75 metri.

Tali valori si possono ragionevolmente considerare come non elevati, per cui eventi delle entità descritte non

costituiscono un rischio significativo per l’impianto.

C.3.2.9

Trombe d’aria e tornado

La forza di una tromba d’aria può essere definita secondo la classificazione “Fujita Scale”, che fornisce una misura

empirica dell’intensità di un tornado in funzione dei danni che si riscontrano su strutture, beni e ambiente. La scala

si struttura in sei classi d zero a cinque, con un livello crescente del grado dei danni. Il grado di intensità di una

tromba d’aria corrisponde a quello associato alla categoria di danno di maggiore entità osservato nell’area colpita.

Le categorie di danno vanno dalla rottura e trascinamento di singoli rami dagli alberi (F0), sino alla deformazione

strutturale di edifici alti, edifici robusti divelti dalle fondamenta, automobili trascinate per più di 100 m (F5). I dati

riportati nelle banche dati specialistiche lasciano evincere che anche il territorio italiano è stato ed è interessato da

episodi meteo riconducibili al fenomeno “tromba d’aria”, con le intensità della maggior parte degli eventi registrati

di recente che sono comprese tra le classi F1 e F2. Si riporta nel seguito una sintesi della Scala Fujita.

Tabella 16: Scala Fujita

Categoria

Velocità del

vento [km/h]

Velocità del

vento [m/s]

F0 64-116 18-32

F1 117-180 33-50

F2 181-253 51-72

F3 254-332 72-92

F4 333-418 93-116

F5 >418 >117

Danni

Danni leggeri. Alcuni danni ai comignoli e caduta di rami, cartelli stradali

divelti.

Danni moderati. Asportazione di tegole; danneggiamento di case

prefabbricate; auto fuori strada.

Danni considerevoli. Scoperchiamento di tetti; distruzione di case

prefabbricate; ribaltamento di camion; sradicamento di grossi alberi;

sollevamento di auto da terra.

Danni gravi. Asportazione tegole o abbattimento di muri di case in mattoni;

ribaltamento di treni; sradicamento di alberi anche in boschi e foreste;

sollevamento di auto pesanti dal terreno.

Danni devastanti. Distruzione totale di case in mattoni; strutture con deboli

fondazioni scagliate a grande distanza; sollevamento totale di auto ad alta

velocità.

Danni incredibili. Case sollevate dalle fondamenta e scaraventate talmente

lontano da essere disintegrate; automobili scaraventate in aria come

missili per oltre 100 metri; alberi sradicati.

Di seguito si riportano le informazioni disponibili per gli eventi registrati nell’area in esame (compresa tra latitudine

38.8 N e 39.6 N e tra longitudine 8.2 E e 8.6 E), nel periodo gennaio 2000 – aprile 2021, per gli eventi verificati o

con validazione, seppur incompleta. I risultati mostrano che nel periodo si sono registrati No. 2 trombe d’aria e No.

3 episodi di vento forte (fonte dati European Severe Weather Database (www.eswd.eu).





1 5

2

4

3

Figura 23: Eventi di forte vento (giallo) o tornado (rosso) nel periodo gen. 2000- apr. 2021 – Fonte

European Severe Weather Database. In verde l’area di interesse

Sono stati analizzati gli eventi classificati come tornado e forte vento, occorsi negli ultimi 20 anni in prossimità

dell’area di interesse, con fonti classificate come affidabili (QC1) e casi studio scientifici (QC2), i cui dettagli sono

riportati nella tabella di seguito.

Tabella 17: Principali eventi identificati come tornado

Rif.

Figura

23

1

Luogo, data e ora Evento

Masua

Italia (39.34 N,8.34 E) < 3 km

23-08-2018 (Giovedì)

13:35 UTC (+/- 15 min.)

Informazioni disponibili

Basato su: informazioni provenienti da: foto o video dell’evento, segnalazione a

mezzo stampa, segnalazione mediante sito web, segnalazione da testimone

oculare dell’evento.

Utilizzo del terreno: specchio d’acqua.

La nube a forma d’imbuto era osservabile.

Fonte: Casteddu Online, 23 Agosto 2018.

http://www.castedduonline.it/tromba-marina-al-pan-di-zucchero-di-masua-ibagnanti-in-acqua-guardano-lo-spettacolo-video/

Stato della segnalazione: Questa segnalazione ha una validazione incompleta

(QC1).





Rif.

Figura

23

2

3

4

5

Luogo, data e ora Evento

Carloforte

Italia (39.14 N,8.33 E) < 1 km

23-08-2014 (Sabato)

08:40 UTC (+/- 30 min.)

Calasetta

Italia (39.05 N,8.37 E)

06-11-2016 (Domenica)

12:00 UTC (+/- 1 h.)

Carbonia

Italia (39.17 N,8.52 E) < 5 km

20-04-2019 (Sabato)

13:00 UTC (+/- 3 h.)

Iglesias

Italia (39.31 N,8.54 E) < 5 km

20-04-2019 (Sabato)

13:00 UTC (+/- 3 h.)

Informazioni disponibili

Basato su: informazioni provenienti da foto o video dell’evento, segnalazione

mediante sito web.

Utilizzo del terreno: Terra, specchio d’acqua.

I vortici di suzione non sono stati osservati.

La nube a forma d’imbuto era osservabile.

Numero di persone ferite: 1 bambino di nove anni (da frammenti volanti)

Fonte: Centro Meteo Italiano, 24 Agosto 2014.

http://www.centrometeoitaliano.it/tromba-daria-sardegna-ferito-bambino-24-08-

2014-18640/?refresh_cens


(QC1)

Basato su: informazioni provenienti da: segnalazione a mezzo stampa

Danni a beni immobili o proprietà: danni.

Fonte: “Maltempo in Sardegna: trombe d’aria e allagamenti bloccano treni e

strade”, La Nuova Sardegna, 06 Novembre 2016.


(QC1)

Basato su: informazioni provenienti da: segnalazione mediante sito web

Impatti: Strada/strade non percorribile o chiusa, Linee elettriche danneggiate o

distrutte, Edificio/Edifici danneggiato, Albero/Alberi abbattuti o sradicati

http://www.meteoweb.eu/2019/04/maltempo-forte-vento-in-sardegna-decine-diinterventi-dei-vigili-del-fuoco/1253097/

Fonte: “Maltempo, forte vento in Sardegna: decine di interventi dei Vigili del Fuoco

“, meteoweb.eu, 20 Aprile 2019.


(QC1)

Basato su: informazioni provenienti da: segnalazione mediante sito web

Impatti: Strada/strade non percorribile o chiusa, Linee elettriche danneggiate o

distrutte, Edificio/Edifici danneggiato, Albero/Alberi abbattuti o sradicati

http://www.meteoweb.eu/2019/04/maltempo-forte-vento-in-sardegna-decine-diinterventi-dei-vigili-del-fuoco/1253097/

Fonte: “Maltempo, forte vento in Sardegna: decine di interventi dei Vigili del Fuoco

“, meteoweb.eu, 20 Aprile 2019.


(QC1)

Sono stati presi in considerazione i 5 eventi occorsi in siti più vicini a quello di interesse, i cui dettagli sono riportati

nella tabella sopra; solo uno di essi è in realtà occorso in luogo vicino a quello di ubicazione dell’impianto oggetto

del presente Rapporto Preliminare di Sicurezza ed è caratterizzato da tromba d’aria nella zona di Carloforte.

L’evento sopracitato, come anche gli altri eventi di tipo “tromba d’aria” riportati nella precedente tabella, non sono

stati categorizzati all’interno della Scala Fujita, in quanto non hanno registrato i danni descritti nella Tabella 16. Gli

altri eventi riportati nella precedente tabella sono legati a fenomeni di vento forte. In base a queste informazioni si

può ragionevolmente escludere il pericolo di trombe d’aria per il sito in esame.

C.3.2.10 Perturbazioni Cerauniche

Per quanto attiene la fulminazione, l’area di Portovesme è caratterizzata da una probabilità di fulminazione annua

pari a 1,5 fulmini / anno / km 2 .

Tale valore è stato dedotto dalle mappe del “Sistema Italiano di Rilevamento dei Fulmini (SIRF)” istituito presso il

CESI (Centro Elettrotecnico Sperimentale Italiano) di Milano, che riportano i valori medi del numero di fulminazioni

a terra per anno e per km 2 sull’intero territorio nazionale.





Figura 24: Mappa dei valori medi del numero di fulminazioni a terra sul territorio italiano

Lo studio del Rischio Fulminazioni è stato effettuato nell’ambito del progetto facendo riferimento alla serie di norme

UNI EN 62305-1/2/3/4 “Protezione contro i fulmini”. Per maggiori dettagli si rimanda al paragrafo C.7.2.

C.4 ANALISI DEGLI EVENTI INCIDENTALI

C.4.1

Sequenze incidentali

C.4.1.1

Individuazione delle Unità Critiche dello Stabilimento

Con riferimento all’analisi preliminare per l’individuazione delle aree critiche dell’impianto (Metodo a Indici) si

rimanda ai seguenti allegati:

✓

✓

C.4.1.2

Allegato C.4, per ciò che riguarda gli aspetti metodologici;

Allegato C.4.1-A, dove sono forniti i dettagli dell’applicazione del Metodo a Indici e una sintesi dei risultati.

Identificazione degli eventi incidentali di riferimento

Con riferimento all’identificazione degli eventi incidentali di riferimento e al calcolo della relativa frequenza di

accadimento si rimanda ai seguenti allegati:

✓

✓

✓

Allegato C.4, dove è riportata la descrizione della metodologia e i principali criteri e assunzioni di base adottati

nell’analisi;

Allegato C.4.1-B, dove è riportato il rapporto dello studio HAZOP condotto per il Terminale;

Allegato C.4.1-C, dove sono identificati, a partire dall’analisi HAZOP, gli eventi incidentali causati da deviazioni

di processo (Top Event) e ne è calcolata, mediante la tecnica degli Alberi di Guasto, la relativa frequenza di

accadimento, in base alla quale sono selezionati gli eventi incidentali credibili che saranno ulteriormente

analizzati in termini di valutazione delle conseguenze;





✓

✓

✓

Allegato C.4.1-D, dove sono riportati i P&Ids del Terminale su cui sono evidenziate le sezioni intercettabili

dalle quali potrebbero avvenire gli eventi incidentali dovute a cause random, non riconducibili cioè a deviazioni

di processo;

Allegato C.4.1-E, dove sono identificati, sulla base delle sezioni intercettabili e delle diverse modalità operative

del Terminale, gli eventi incidentali random e ne è calcolata, mediante la metodologia della “parts count”, la

relativa frequenza di accadimento, in base alla quale sono selezionati gli eventi incidentali credibili che saranno

ulteriormente analizzati in termini di valutazione delle conseguenze;

Allegato C.4.1-F, dove è riportata un’analisi dei possibili casi di rilascio di GNL a seguito di collisione di mezzi

navali con la FSRU.

C.4.1.3

Identificazione e analisi degli eventi NATECH

Con riferimento all’analisi degli eventi incidentali determinati da cause naturali (NATECH: Natural Hazard Triggering

Technological Disasters) si rimanda a quanto riportato nel Paragrafo C.3.

C.4.2

Stima delle conseguenze degli scenari incidentali

Con riferimento all’analisi delle conseguenze degli scenari incidentali si rimanda ai seguenti allegati:

✓

✓

C.4.3

Allegato C.4, dove è riportata la descrizione della metodologia e i principali criteri e assunzioni di base adottati

nell’analisi;

Allegato C.4.2, dove sono forniti i dettagli dell’analisi e una sintesi dei risultati.

Mappe di danno

Le mappe di danno degli scenari incidentali credibili sono riportate in Allegato C.4.3.

C.4.4

Analisi delle conseguenze ambientali

Le sostanze pericolose per l’ambiente ai sensi del D.Lgs. 105/15 che saranno presenti presso il Terminale sono il

gasolio, utilizzato per il sistema di alimentazione di emergenza e per le pompe antincendio, e l’ipoclorito di sodio,

utilizzato come antivegetativo nel sistema di acqua di mare.

Il gasolio rientra tra le sostanze di categoria E2 di cui all’Allegato 1, Parte 1 del D.Lgs. 105/15, essendo

caratterizzata da indicazione di pericolo H411.

L’ipoclorito di sodio rientra tra le sostanze di categoria E1 di cui all’Allegato 1, Parte 1 del D.Lgs. 105/15, essendo

caratterizzata da indicazione di pericolo H410.

Entrambe tali sostanze saranno presenti in quantità significativamente inferiori rispetto ai limiti indicati nell’Allegato

1 del D.Lgs. 105/15 e saranno stoccate e manipolate in modo che eventuali perdite siano contenute e non ci sia

alcuna possibilità di contaminazione dei recettori ambientali.

Si può pertanto concludere che, per il Terminale di Portovesme, non sono ipotizzabili eventi incidentali rilevanti di

tipo ambientale.

C.4.5

Comportamento dell’Impianto in caso di indisponibilità delle reti di servizio



C.5 SINTESI DEGLI EVENTI INCIDENTALI E INFORMAZIONI PER LA

PIANIFICAZIONE DEL TERRITORIO

C.5.1

Sintesi dei risultati dell’analisi degli eventi incidentali

La sintesi degli scenari incidentali è riportata in Allegato I.5 al presente Rapporto Preliminare di Sicurezza e, per un

più rapido riferimento, nelle tabelle seguenti.



Rapporto Preliminare di Sicurezza per la fase di Nulla Osta di Fattibilità (NOF) ai sensi del D.Lgs. 105/15

Tabella 18: Tabella riepilogativa delle risultanze delle analisi degli eventi incidentali

Evento iniziatore

Condizioni

meteorologiche

Distanze di danno [m]

(rif. D.M. LL.PP. 9 Maggio 2001)

ID

Descrizione

Frequenza

[ev/anno]

Scenario

incidentali

Frequenza

[ev/anno]

Velocità

del vento

Classe di

stabilità

atmosferica

ZONA 1

12.5 kW/m2

0.3 bar

LC50

LFL

ZONA 2

7 kW/m2

0.14 bar

-

LFL/2

ZONA 3

5 kW/m2

0.07 bar

IDLH

-

ZONA 4

3 kW/m2

0.03 bar

-

-

Jet Fire

6,59E-04

5 D N.R. 27 36 47

2 F N.R. 34 42 53

R1.1_1”

Rilascio minore - Rilascio di GNL da

manichette flessibili di scarico da

Shuttle Carrier, durante il servizio

caricamento FSRU.

1,01E-01

Pool Fire

Flash Fire

6,59E-04

1,54E-03

5 D 19 24 27 32

2 F 17 22 26 32

5 D N.R. N.R. - -

2 F N.R. N.R. - -

UVCE -- (1)

5 D - - - -

2 F - - - -

Jet Fire

1,56E-07

5 D 25 35 41 49

2 F 31 41 47 56

R1.2_1”


collettore di scarico a valle delle

manichette, durante il servizio

caricamento FSRU da Shuttle Carrier.

2,39E-05

Pool Fire

Flash Fire

1,56E-07

3,64E-07

5 D 19 24 27 32

2 F 17 22 26 32

5 D N.R. N.R. - -

2 F N.R. N.R. - -

UVCE -- (1)

5 D - - - -

2 F - - - -




Evento iniziatore

Condizioni

meteorologiche



ID

Descrizione

Frequenza

[ev/anno]

Scenario

incidentali

Frequenza

[ev/anno]

Velocità

del vento

Classe di

stabilità

atmosferica

ZONA 1

12.5 kW/m2

0.3 bar

LC50

LFL

ZONA 2

7 kW/m2

0.14 bar

-

LFL/2

ZONA 3

5 kW/m2

0.07 bar

IDLH

-

ZONA 4

3 kW/m2

0.03 bar

-

-

Jet Fire

1,31E-07

5 D 133 151 164 187

2 F 152 172 185 209

R1.2_4”

Rilascio significativo - Rilascio di GNL

da collettore di scarico a valle delle


caricamento FSRU da Shuttle Carrier.

6,75E-06

Pool Fire

Flash Fire

1,31E-07

2,45E-07

5 D 82 103 117 143

2 F 76 98 113 141

5 D 95 148 - -

2 F 132 172 - -

UVCE 6,11E-08 (2)

5 D - - - -

2 F - - - -

Jet Fire

8,87E-07

5 D N.R. 18 23 33

2 F N.R. N.R. 27 38

R1.3_1”


linee di caricamento serbatoi FSRU,

durante il servizio caricamento FSRU

da Shuttle Carrier.

1,80E-04

Pool Fire

Flash Fire

8,87E-07

2,07E-06

5 D 12 15 17 20

2 F 11 14 16 20

5 D N.R. N.R. - -

2 F N.R. N.R. - -

UVCE -- (1)

5 D - - - -

2 F - - - -




Evento iniziatore

Condizioni

meteorologiche



ID

Descrizione

Frequenza

[ev/anno]

Scenario

incidentali

Frequenza

[ev/anno]

Velocità

del vento

Classe di

stabilità

atmosferica

ZONA 1

12.5 kW/m2

0.3 bar

LC50

LFL

ZONA 2

7 kW/m2

0.14 bar

-

LFL/2

ZONA 3

5 kW/m2

0.07 bar

IDLH

-

ZONA 4

3 kW/m2

0.03 bar

-

-

Jet Fire

6,93E-07

5 D 96 111 120 137

2 F 114 129 139 156

R1.3_4”


da linee di caricamento serbatoi FSRU,

durante il servizio caricamento FSRU

da Shuttle Carrier.

4,74E-05

Pool Fire

Flash Fire

6,93E-07

1,62E-06

5 D 59 74 84 102

2 F 55 70 81 101

5 D 44 67 - -

2 F 57 102 - -

UVCE -- (1)

5 D - - - -

2 F - - - -

Jet Fire

2,46E-06

5 D 37 53 60 71

2 F 46 61 68 80

R1.4_1”


linee di mandata pompe in-tank e

collettore GNL principale, durante il

servizio caricamento FSRU da Shuttle

Carrier.

2,61E-04

Pool Fire

Flash Fire

2,46E-06

5,74E-06

5 D 33 41 46 56

2 F 30 39 45 55

5 D N.R. N.R. - -

2 F N.R. N.R. - -

UVCE -- (1)

5 D - - - -

2 F - - - -




Evento iniziatore

Condizioni

meteorologiche



ID

Descrizione

Frequenza

[ev/anno]

Scenario

incidentali

Frequenza

[ev/anno]

Velocità

del vento

Classe di

stabilità

atmosferica

ZONA 1

12.5 kW/m2

0.3 bar

LC50

LFL

ZONA 2

7 kW/m2

0.14 bar

-

LFL/2

ZONA 3

5 kW/m2

0.07 bar

IDLH

-

ZONA 4

3 kW/m2

0.03 bar

-

-

Jet Fire

1,39E-06

5 D 161 184 200 229

2 F 186 209 225 254

R1.4_4”



collettore GNL principale, durante il

servizio caricamento FSRU da Shuttle

Carrier.

5,87E-05

Pool Fire

Flash Fire

1,39E-06

2,60E-06

5 D 103 130 147 180

2 F 96 123 142 177

5 D 113 210 - -

2 F 156 170 - -

UVCE

6,49E-07

5 D N.R. 39 82 196

2 F N.R. 39 82 196

Jet Fire

4,18E-07

5 D 48 57 63 74

2 F 56 66 72 82

R1.5_1”


linea ship loading a servizio ricircolo

GNL durante il caricamento FSRU da

Shuttle Carrier.

4,44E-05

Pool Fire

Flash Fire

4,18E-07

9,76E-07

5 D 33 41 46 56

2 F 30 39 45 55

5 D N.R. N.R. - -

2 F N.R. N.R. - -

UVCE -- (1)

5 D - - - -

2 F - - - -




Evento iniziatore

Condizioni

meteorologiche



ID

Descrizione

Frequenza

[ev/anno]

Scenario

incidentali

Frequenza

[ev/anno]

Velocità

del vento

Classe di

stabilità

atmosferica

ZONA 1

12.5 kW/m2

0.3 bar

LC50

LFL

ZONA 2

7 kW/m2

0.14 bar

-

LFL/2

ZONA 3

5 kW/m2

0.07 bar

IDLH

-

ZONA 4

3 kW/m2

0.03 bar

-

-

Jet Fire 4,36E-08 (2)

5 D - - - -

2 F - - - -

R1.5_4”


da linea ship loading a servizio ricircolo

GNL durante il caricamento FSRU da

Shuttle Carrier.

3,39E-06

Pool Fire 4,36E-08 (2)

Flash Fire

1,02E-07

5 D - - - -

2 F - - - -

5 D N.R. 55 - -

2 F 47 70 - -

UVCE -- (1)

5 D - - - -

2 F - - - -

R2.1_1”



collettore GNL principale, durante

servizio caricamento nave metaniera

“bunkering vessel” da FSRU (ship

reloading).

1,76E-04

Jet Fire

Pool Fire

Flash Fire

1,44E-06

1,44E-06

3,37E-06

UVCE -- (1)

5 D N.R. 42 50 61

2 F N.R. 48 58 69

5 D 27 34 38 46

2 F 25 32 36 45

5 D N.R. N.R. - -

2 F N.R. N.R. - -

5 D - - - -

2 F - - - -




Evento iniziatore

Condizioni

meteorologiche



ID

Descrizione

Frequenza

[ev/anno]

Scenario

incidentali

Frequenza

[ev/anno]

Velocità

del vento

Classe di

stabilità

atmosferica

ZONA 1

12.5 kW/m2

0.3 bar

LC50

LFL

ZONA 2

7 kW/m2

0.14 bar

-

LFL/2

ZONA 3

5 kW/m2

0.07 bar

IDLH

-

ZONA 4

3 kW/m2

0.03 bar

-

-

R2.1_4”


da linee di mandata pompe in-tank e

collettore GNL principale, durante

servizio caricamento nave metaniera


reloading).

3,91E-05

Jet Fire

Pool Fire

Flash Fire

UVCE

9,38E-07

9,38E-07

1,75E-06

4,38E-07

5 D 166 190 206 236

2 F 191 215 232 261

5 D 105 132 150 183

2 F 97 125 144 180

5 D 121 223 - -

2 F 163 177 - -

5 D N.R. 39 82 196

2 F N.R. 39 82 196

Jet Fire

3,63E-07

5 D 38 49 54 63

2 F 44 56 62 71

R2.2_1”


linea ship loading, durante il servizio

caricamento nave metaniera


reloading).

4,44E-05

Pool Fire

Flash Fire

3,63E-07

8,46E-07

5 D 27 33 38 45

2 F 25 31 36 45

5 D N.R. N.R. - -

2 F N.R. N.R. - -

UVCE -- (1)

5 D - - - -

2 F - - - -




Evento iniziatore

Condizioni

meteorologiche



ID

Descrizione

Frequenza

[ev/anno]

Scenario

incidentali

Frequenza

[ev/anno]

Velocità

del vento

Classe di

stabilità

atmosferica

ZONA 1

12.5 kW/m2

0.3 bar

LC50

LFL

ZONA 2

7 kW/m2

0.14 bar

-

LFL/2

ZONA 3

5 kW/m2

0.07 bar

IDLH

-

ZONA 4

3 kW/m2

0.03 bar

-

-

Jet Fire 8,14E-08 (2)

5 D - - - -

2 F - - - -

R2.2_4”


da linea ship loading, durante il servizio



reloading).

3,39E-06

Pool Fire 8,14E-08 (2)

Flash Fire

1,52E-07

5 D - - - -

2 F - - - -

5 D 166 245 - -

2 F 185 206 - -

UVCE 3,80E-08 (2)

5 D - - - -

2 F - - - -

R2.3_1”


collettore carico a monte delle




reloading).

2,06E-05

Jet Fire

Pool Fire

Flash Fire

1,66E-07

1,66E-07

3,88E-07

UVCE -- (1)

5 D 37 48 53 63

2 F 43 56 61 71

5 D 26 33 37 45

2 F 24 31 35 44

5 D N.R. N.R. - -

2 F N.R. N.R. - -

5 D - - - -

2 F - - - -




Evento iniziatore

Condizioni

meteorologiche



ID

Descrizione

Frequenza

[ev/anno]

Scenario

incidentali

Frequenza

[ev/anno]

Velocità

del vento

Classe di

stabilità

atmosferica

ZONA 1

12.5 kW/m2

0.3 bar

LC50

LFL

ZONA 2

7 kW/m2

0.14 bar

-

LFL/2

ZONA 3

5 kW/m2

0.07 bar

IDLH

-

ZONA 4

3 kW/m2

0.03 bar

-

-

R2.3_4”


da collettore carico a monte delle




reloading).

5,06E-06

Jet Fire

Pool Fire

Flash Fire

1,21E-07

1,21E-07

2,27E-07

UVCE 5,67E-08 (2)

5 D 163 186 202 232

2 F 187 211 227 257

5 D 103 130 147 180

2 F 96 123 142 177

5 D 162 240 - -

2 F 189 220 - -

5 D - - - -

2 F - - - -

R2.4_1”


manichette flessibili di carico nave

metaniera “bunkering vessel”, durante

il servizio caricamento nave metaniera


reloading).

6,72E-02

Jet Fire

Pool Fire

Flash Fire

5,43E-04

5,43E-04

1,27E-03

UVCE -- (1)

5 D 30 44 51 61

2 F 38 51 58 68

5 D 26 33 37 45

2 F 24 31 35 44

5 D N.R. N.R. - -

2 F N.R. N.R. - -

5 D - - - -

2 F - - - -




Evento iniziatore

Condizioni

meteorologiche



ID

Descrizione

Frequenza

[ev/anno]

Scenario

incidentali

Frequenza

[ev/anno]

Velocità

del vento

Classe di

stabilità

atmosferica

ZONA 1

12.5 kW/m2

0.3 bar

LC50

LFL

ZONA 2

7 kW/m2

0.14 bar

-

LFL/2

ZONA 3

5 kW/m2

0.07 bar

IDLH

-

ZONA 4

3 kW/m2

0.03 bar

-

-

Jet Fire

1,51E-06

5 D 38 49 54 63

2 F 44 56 62 71

R2.5_1”

Rilascio minore - Rilascio da linee di

ricircolo GNL, durante il ricircolo GNL

per servizio caricamento nave

metaniera “bunkering vessel” da FSRU

(ship reloading).

1,84E-04

Pool Fire

Flash Fire

1,51E-06

3,52E-06

5 D 27 33 38 45

2 F 25 31 36 45

5 D N.R. N.R. - -

2 F N.R. N.R. - -

UVCE -- (1)

5 D - - - -

2 F - - - -

Jet Fire

3,49E-05

5 D 47 57 63 73

2 F 56 66 72 82

R3.1_1”



collettore GNL principale.

3,74E-03

Pool Fire

Flash Fire

3,49E-05

8,15E-05

5 D 32 40 45 55

2 F 30 38 44 54

5 D N.R. N.R. - -

2 F N.R. N.R. - -

UVCE -- (1)

5 D - - - -

2 F - - - -




Evento iniziatore

Condizioni

meteorologiche



ID

Descrizione

Frequenza

[ev/anno]

Scenario

incidentali

Frequenza

[ev/anno]

Velocità

del vento

Classe di

stabilità

atmosferica

ZONA 1

12.5 kW/m2

0.3 bar

LC50

LFL

ZONA 2

7 kW/m2

0.14 bar

-

LFL/2

ZONA 3

5 kW/m2

0.07 bar

IDLH

-

ZONA 4

3 kW/m2

0.03 bar

-

-

Jet Fire

1,54E-05

5 D 126 143 155 177

2 F 144 163 175 198

R3.1_4”


da linee di mandata pompe in-tank e

collettore GNL principale.

8,33E-04

Pool Fire

Flash Fire

1,54E-05

2,87E-05

5 D 76 95 108 131

2 F 70 90 104 130

5 D 81 131 - -

2 F 125 204 - -

UVCE

7,17E-06

5 D N.R. 39 82 196

2 F N.R. 39 82 196

Jet Fire

1,24E-05

5 D N.R. 40 49 60

2 F N.R. 45 56 67

R3.2_1”


ricondensatore MS-103.

1,54E-03

Pool Fire

Flash Fire

1,24E-05

2,90E-05

5 D 26 33 37 45

2 F 24 31 35 44

5 D N.R. N.R. - -

2 F N.R. N.R. - -

UVCE -- (1)

5 D - - - -

2 F - - - -




Evento iniziatore

Condizioni

meteorologiche



ID

Descrizione

Frequenza

[ev/anno]

Scenario

incidentali

Frequenza

[ev/anno]

Velocità

del vento

Classe di

stabilità

atmosferica

ZONA 1

12.5 kW/m2

0.3 bar

LC50

LFL

ZONA 2

7 kW/m2

0.14 bar

-

LFL/2

ZONA 3

5 kW/m2

0.07 bar

IDLH

-

ZONA 4

3 kW/m2

0.03 bar

-

-

Jet Fire

4,70E-06

5 D 163 187 203 232

2 F 188 212 228 257

R3.2_4”


da ricondensatore MS-103.

1,96E-04

Pool Fire

Flash Fire

4,70E-06

8,77E-06

5 D 103 130 147 180

2 F 96 123 142 177

5 D 116 216 - -

2 F 159 173 - -

UVCE

2,19E-06

5 D N.R. 39 82 196

2 F N.R. 39 82 196

Jet Fire

2,34E-06

5 D N.R. N.R. 32 51

2 F N.R. N.R. 39 57

R3.3_1”

Rilascio minore - Rilascio di GNL dal

collettore linee di aspirazione pompe

alta pressione P-501/502/503/504/505.

3,03E-04

Pool Fire

Flash Fire

2,34E-06

5,45E-06

5 D 24 30 34 41

2 F 22 28 32 40

5 D N.R. N.R. - -

2 F N.R. N.R. - -

UVCE -- (1)

5 D - - - -

2 F - - - -




Evento iniziatore

Condizioni

meteorologiche



ID

Descrizione

Frequenza

[ev/anno]

Scenario

incidentali

Frequenza

[ev/anno]

Velocità

del vento

Classe di

stabilità

atmosferica

ZONA 1

12.5 kW/m2

0.3 bar

LC50

LFL

ZONA 2

7 kW/m2

0.14 bar

-

LFL/2

ZONA 3

5 kW/m2

0.07 bar

IDLH

-

ZONA 4

3 kW/m2

0.03 bar

-

-

Jet Fire

9,00E-07

5 D 148 172 188 217

2 F 173 197 213 241

R3.3_4”


dal collettore linee di aspirazione

pompe alta pressione P-

501/502/503/504/505.

3,93E-05

Pool Fire

Flash Fire

9,00E-07

2,10E-06

5 D 54 68 77 93

2 F 50 64 74 92

5 D N.R. 140 - -

2 F 127 161 - -

UVCE -- (1)

5 D - - - -

2 F - - - -

Jet Fire

6,09E-05

5 D 57 75 83 98

2 F 65 86 95 109

R3.4_1”

Rilascio minore - Rilascio di GNL dalle

linee di mandata pompe alta pressione

P-501/502/503/504/505.

4,44E-03

Pool Fire

Flash Fire

6,09E-05

1,42E-04

5 D 54 67 76 92

2 F 50 63 73 91

5 D N.R. N.R. - -

2 F N.R. N.R. - -

UVCE -- (1)

5 D - - - -

2 F - - - -




Evento iniziatore

Condizioni

meteorologiche



ID

Descrizione

Frequenza

[ev/anno]

Scenario

incidentali

Frequenza

[ev/anno]

Velocità

del vento

Classe di

stabilità

atmosferica

ZONA 1

12.5 kW/m2

0.3 bar

LC50

LFL

ZONA 2

7 kW/m2

0.14 bar

-

LFL/2

ZONA 3

5 kW/m2

0.07 bar

IDLH

-

ZONA 4

3 kW/m2

0.03 bar

-

-

Jet Fire

8,06E-06

5 D 80 97 107 125

2 F 94 112 123 142

R3.4_4”


dalle linee di mandata pompe alta

pressione P-501/502/503/504/505.

5,70E-04

Pool Fire

Flash Fire

8,06E-06

1,88E-05

5 D 56 70 80 97

2 F 52 67 77 96

5 D N.R. N.R. - -

2 F N.R. 68 - -

UVCE -- (1)

5 D - - - -

2 F - - - -

Jet Fire

9,59E-06

5 D 57 75 83 98

2 F 65 86 95 109

R3.5_1”


collettore linee mandata pompe alta

pressione verso vaporizzatori.

6,99E-04

Pool Fire

Flash Fire

9,59E-06

2,24E-05

5 D 54 67 76 92

2 F 50 63 73 91

5 D N.R. N.R. - -

2 F N.R. N.R. - -

UVCE -- (1)

5 D - - - -

2 F - - - -




Evento iniziatore

Condizioni

meteorologiche



ID

Descrizione

Frequenza

[ev/anno]

Scenario

incidentali

Frequenza

[ev/anno]

Velocità

del vento

Classe di

stabilità

atmosferica

ZONA 1

12.5 kW/m2

0.3 bar

LC50

LFL

ZONA 2

7 kW/m2

0.14 bar

-

LFL/2

ZONA 3

5 kW/m2

0.07 bar

IDLH

-

ZONA 4

3 kW/m2

0.03 bar

-

-

Jet Fire

1,86E-06

5 D 156 181 197 227

2 F 181 206 222 250

R3.5_4”


da collettore linee mandata pompe alta

pressione verso vaporizzatori.

7,74E-05

Pool Fire

Flash Fire

1,86E-06

4,33E-06

5 D 54 67 76 92

2 F 50 63 73 91

5 D N.R. 155 - -

2 F 128 177 - -

UVCE -- (1)

5 D - - - -

2 F - - - -

Jet Fire

1,47E-05

5 D 40 67 78 95

2 F N.R. 77 89 106

R3.6_1”


vaporizzatori E-101/101/103.

1,08E-03

Pool Fire

Flash Fire

1,47E-05

3,44E-05

5 D 54 67 76 92

2 F 49 63 73 91

5 D N.R. N.R. - -

2 F N.R. N.R. - -

UVCE -- (1)

5 D - - - -

2 F - - - -




Evento iniziatore

Condizioni

meteorologiche



ID

Descrizione

Frequenza

[ev/anno]

Scenario

incidentali

Frequenza

[ev/anno]

Velocità

del vento

Classe di

stabilità

atmosferica

ZONA 1

12.5 kW/m2

0.3 bar

LC50

LFL

ZONA 2

7 kW/m2

0.14 bar

-

LFL/2

ZONA 3

5 kW/m2

0.07 bar

IDLH

-

ZONA 4

3 kW/m2

0.03 bar

-

-

Jet Fire

2,82E-06

5 D 103 125 138 162

2 F 122 144 157 180

R3.6_4”


da vaporizzatori E-101/101/103.

1,53E-04

Pool Fire

Flash Fire

2,82E-06

6,59E-06

5 D 76 95 108 131

2 F 70 90 104 130

5 D N.R. N.R. - -

2 F N.R. N.R. - -

UVCE -- (1)

5 D - - - -

2 F - - - -

R3.7_1”

Rilascio minore - Rilascio di GN da

sistema di misura ed analisi non fiscale

PK-103.

2,55E-03

Jet Fire

Flash Fire

3,97E-05

9,26E-05

UVCE -- (1)

5 D N.R. N.R. N.R. N.R.

2 F N.R. N.R. N.R. N.R.

5 D N.R. N.R. - -

2 F N.R. N.R. - -

5 D - - - -

2 F - - - -

R3.7_4”

Rilascio significativo - Rilascio di GN da

sistema di misura ed analisi non fiscale

PK-103.

2,79E-04

Jet Fire

Flash Fire

1,65E-05

3,84E-05

UVCE -- (1)

5 D 67 91 105 127

2 F 63 87 103 126

5 D N.R. N.R. - -

2 F N.R. N.R. - -

5 D - - - -

2 F - - - -




Evento iniziatore

Condizioni

meteorologiche



ID

Descrizione

Frequenza

[ev/anno]

Scenario

incidentali

Frequenza

[ev/anno]

Velocità

del vento

Classe di

stabilità

atmosferica

ZONA 1

12.5 kW/m2

0.3 bar

LC50

LFL

ZONA 2

7 kW/m2

0.14 bar

-

LFL/2

ZONA 3

5 kW/m2

0.07 bar

IDLH

-

ZONA 4

3 kW/m2

0.03 bar

-

-

R3.8_1”


braccio di scarico verso impianto

onshore.

6,00E-04

Jet Fire

Flash Fire

9,26E-06

2,16E-05

UVCE -- (1)

5 D 34 38 40 44

2 F 34 37 40 45

5 D 18 20 - -

2 F 19 21 - -

5 D - - - -

2 F - - - -

Jet Fire

1,13E-05

5 D 34 38 40 44

2 F 34 37 40 45

R3.9_1”


linea onshore fino a sistema PIL.

7,31E-04

Flash Fire

2,63E-05

5 D 18 20 - -

2 F 19 21 - -

UVCE -- (1)

5 D - - - -

2 F - - - -

Jet Fire

1,25E-05

5 D 126 143 155 177

2 F 124 142 156 180

R3.9_4”

Rilascio significativo - Rilascio di GN da

linea onshore fino a sistema PIL.

1,39E-04

Flash Fire

2,93E-05

5 D 87 106 - -

2 F 90 105 - -

UVCE -- (1)

5 D - - - -

2 F - - - -




Evento iniziatore

Condizioni

meteorologiche



ID

Descrizione

Frequenza

[ev/anno]

Scenario

incidentali

Frequenza

[ev/anno]

Velocità

del vento

Classe di

stabilità

atmosferica

ZONA 1

12.5 kW/m2

0.3 bar

LC50

LFL

ZONA 2

7 kW/m2

0.14 bar

-

LFL/2

ZONA 3

5 kW/m2

0.07 bar

IDLH

-

ZONA 4

3 kW/m2

0.03 bar

-

-

Jet Fire

1,18E-05

5 D 48 57 63 74

2 F 56 66 72 82

R4.1_1”


linea utenza carico autocisterne, a

monte dei bracci di carico da FSRU a

impianto onshore.

1,25E-03

Pool Fire

Flash Fire

1,18E-05

2,75E-05

5 D 33 41 46 56

2 F 30 39 45 55

5 D N.R. N.R. - -

2 F N.R. N.R. - -

UVCE -- (1)

5 D - - - -

2 F - - - -

Jet Fire

6,89E-07

5 D 26 29 31 35

2 F 30 33 35 39

R4.2_0,4”


braccio di carico autocisterne, da

FSRU a impianto onshore, da foro 0,4”.

1,50E-04

Pool Fire

Flash Fire

6,89E-07

1,61E-06

5 D 11 13 15 18

2 F 10 12 14 17

5 D 14 15 - -

2 F 12 15 - -

UVCE -- (1)

5 D - - - -

2 F - - - -




Evento iniziatore

Condizioni

meteorologiche



ID

Descrizione

Frequenza

[ev/anno]

Scenario

incidentali

Frequenza

[ev/anno]

Velocità

del vento

Classe di

stabilità

atmosferica

ZONA 1

12.5 kW/m2

0.3 bar

LC50

LFL

ZONA 2

7 kW/m2

0.14 bar

-

LFL/2

ZONA 3

5 kW/m2

0.07 bar

IDLH

-

ZONA 4

3 kW/m2

0.03 bar

-

-

Jet Fire

1,18E-05

5 D 56 63 68 77

2 F 65 72 77 86

R4.3_1”


linea onshore di carico autocisterne, a

monte delle pensiline di carico.

1,25E-03

Pool Fire

Flash Fire

1,18E-05

2,75E-05

5 D 33 41 46 56

2 F 30 39 45 55

5 D 29 31 - -

2 F 27 27 - -

UVCE -- (1)

5 D - - - -

2 F - - - -

Jet Fire

1,36E-03

5 D 25 28 30 34

2 F 29 32 34 38

R4.4_0,4”


manichette flessibili di carico

autocisterne all’interno delle pensiline

di carico, da foro 0,4”.

3,00E-01

Pool Fire

Flash Fire

1,36E-03

3,17E-03

5 D 10 13 14 17

2 F 9 12 13 17

5 D 14 15 - -

2 F 12 15 - -

UVCE -- (1)

5 D - - - -

2 F - - - -




Evento iniziatore

Condizioni

meteorologiche



ID

Descrizione

Frequenza

[ev/anno]

Scenario

incidentali

Frequenza

[ev/anno]

Velocità

del vento

Classe di

stabilità

atmosferica

ZONA 1

12.5 kW/m2

0.3 bar

LC50

LFL

ZONA 2

7 kW/m2

0.14 bar

-

LFL/2

ZONA 3

5 kW/m2

0.07 bar

IDLH

-

ZONA 4

3 kW/m2

0.03 bar

-

-

Jet Fire

4,46E-06

5 D 47 56 62 73

2 F 55 65 71 81

R5.1_1”


linea ricircolo onshore dell’impianto di

caricamento autocisterne, durante il

servizio di ricircolo.

4,80E-04

Pool Fire

Flash Fire

4,46E-06

1,04E-05

5 D 32 40 45 55

2 F 30 38 44 54

5 D N.R. N.R. - -

2 F N.R. N.R. - -

UVCE -- (1)

5 D - - - -

2 F - - - -

Jet Fire

2,26E-07

5 D 25 28 30 34

2 F 29 32 34 38

R5.2_0,4”


braccio di carico autocisterne da

impianto onshore a FSRU, in servizio

ricircolo, da foro 0,4”.

5,00E-05

Pool Fire

Flash Fire

2,26E-07

5,28E-07

5 D 10 13 15 17

2 F 9 12 14 17

5 D 14 14 - -

2 F 12 14 - -

UVCE -- (1)

5 D - - - -

2 F - - - -




ID

R5.3_1”

Evento iniziatore

Descrizione


linea ricircolo GNL da carico

autocisterne

Frequenza

[ev/anno]

5,92E-04

T1 Invio di GNL in rete di distribuzione 1,04E-07

Scenario

incidentali

Jet Fire

Pool Fire

Flash Fire

Frequenza

[ev/anno]

5,49E-06

5,49E-06

1,28E-05

UVCE -- (1)

Jet Fire 9,36E-09 (2)

Flash Fire 1,75E-08 (2)

UVCE 4,37E-09 (2)

T2 Sovrappressione autocisterna 4,44E-08 (3) -- --

Condizioni

meteorologiche

Velocità

del vento

Classe di

stabilità

atmosferica

ZONA 1

12.5 kW/m2

0.3 bar

LC50

LFL



ZONA 2

7 kW/m2

0.14 bar

-

LFL/2

ZONA 3

5 kW/m2

0.07 bar

IDLH

-

ZONA 4

3 kW/m2

0.03 bar

5 D 47 56 62 73

2 F 55 65 71 81

5 D 32 40 45 55

2 F 30 38 44 54

5 D N.R. N.R. - -

2 F N.R. N.R. - -

5 D - - - -

2 F - - - -

5 D - - - -

2 F - - - -

5 D - - - -

2 F - - - -

5 D - - - -

2 F - - - -

5 D - - - -

2 F - - - -

Note:

(1) La massa infiammabile è risultata inferiore a 1,5 t. Per questa ragione, come indicato nel D.M. 15/05/1996 e in accordo con la Metodologia per la conduzione dell’Analisi di Rischio (Allegato

C.4), il contributo dell’esplosione di nube al rischio globale può ritenersi marginale e pertanto non rilevante ai fini di una valutazione complessiva dell’impianto.

(2) Scenario incidentale non credibile in quanto caratterizzato da una frequenza di accadimento inferiore a 1,0E-07 ev/anno e, pertanto, non ulteriormente analizzato in termini di valutazione delle

conseguenze.

(3) Evento non credibile in quanto caratterizzato da una frequenza di accadimento inferiore a 1,0E-07 ev/anno e, pertanto, non ulteriormente analizzato in termini di valutazione delle conseguenze.

-

-





Sulla base delle risultanze dell’analisi di rischio è possibile trarre le seguenti conclusioni:

✓

✓

✓

✓

gli scenari incidentali rappresentativi del nuovo terminale di Portovesme e le distanze di danno associate sono

da considerarsi nel complesso congrue per la realtà impiantistica in esame;

come dettagliato nel successivo Paragrafo C.5.2, la compatibilità dello Stabilimento con il territorio circostante,

valutata in relazione alla sovrapposizione delle tipologie di insediamento con l’inviluppo delle aree di danno

determinate dai singoli scenari incidentali credibili individuati, risulta rispettata;

effetti domino conseguenti all’accadimento degli scenari incidentali analizzati non sono possibili, grazie a

opportune misure di prevenzione e protezione, quali ad esempio:

• sistema di rilevazione gas/incendi che, attivando automaticamente l’ESD, con conseguente isolamento

della perdita e depressurizzazione, consente di ridurre al minimo la durata di un eventuale rilascio

accidentale e il quantitativo di sostanza pericolosa rilasciata,

• sistemi di convogliamento di eventuali perdite di GNL verso bacini di raccolta (impounding basins) che

permettono di allontanare il GNL sversato dalle aree di impianto interessate e prevenire così che un

eventuale innesco possa risultare in un Pool Fire incontrollato; i bacini saranno dotati di sistemi a schiuma

attivati automaticamente in caso di rilevazione presenza GNL (freddo) in modo da limitare l’evaporazione

del GNL e prevenire il rischio di innesco della pozza,

• sistemi di raffreddamento delle apparecchiature;

la compatibilità del nuovo terminale con le installazioni preesistenti nell’area risulta pienamente soddisfatta,

infatti:

• gli scenari incidentali ipotizzati per l’impianto in esame non sono tali da poter generare effetti domino sulle

installazioni preesistenti, come si evince dall’analisi delle conseguenze riportata in Allegato C.4.2,

• non sono possibili effetti domino sul nuovo Terminale indotti dagli scenari incidentali che potrebbero

generarsi presso le installazioni preesistenti, come dettagliato nel Paragrafo D.2.1.2.

Sulla base di quanto sopra esposto si può concludere che il rischio complessivo associato alle attività che saranno

condotte presso il nuovo Terminale di Portovesme risulta accettabile.

C.5.2 Elementi per la pianificazione territoriale ai sensi del D.M. 9 Maggio 2001

C.5.2.1

Compatibilità con il territorio circostante

Le informazioni di cui al punto 7.1 dell’allegato al Decreto del Ministero dei Lavori Pubblici del 9/05/2001 sono

fornite nell’Allegato C.5.2 al presente Rapporto Preliminare di Sicurezza.

Dalla sovrapposizione delle tipologie di insediamento presenti nell’area circostante il nuovo Terminale di

Portovesme, categorizzate in termini di vulnerabilità da “A” ad “F” secondo le indicazioni del D.M. 9/05/2001, con

l’inviluppo delle aree di danno (si veda Allegato C.4.3) e tenuto conto della frequenza di accadimento degli scenari

incidentali (si veda Allegato C.4.2), si può concludere che la compatibilità territoriale ai sensi del D.M. 09/05/2001

risulta rispettata.

C.5.2.2

Compatibilità con le attività preesistenti

Nell’ambito dell’Analisi di Rischio elaborata per il nuovo Terminale di Portovesme, riportata in Allegato C.4 al

presente Rapporto Preliminare di Sicurezza, sono state valutate anche le possibili interazioni con le installazioni

già presenti nell’area.

Dall’analisi è emerso che gli scenari incidentali ipotizzati per il nuovo Terminale non sono tali da poter generare

effetti domino sulle installazioni preesistenti.

A completamento dell’analisi, sono state valutate anche le interazioni indotte dagli scenari incidentali che

potrebbero generarsi presso le installazioni preesistenti sul nuovo Terminale: anche in questo caso l’analisi ha

permesso di concludere la non credibilità di effetti domino sulle nuove installazioni.

Sulla base di quanto sopra, si conclude, pertanto, che la compatibilità del nuovo Terminale con le installazioni

preesistenti dell’area industriale di Portovesme risulta pienamente soddisfatta.





C.6 DESCRIZIONE DELLE PRECAUZIONI ASSUNTE PER PREVENIRE O

MITIGARE GLI INCIDENTI

C.6.1

Descrizione delle precauzioni assunte per prevenire o mitigare gli incidenti

C.6.1.1

Precauzioni dal punto di vista impiantistico

A livello impiantistico, le precauzioni che saranno assunte a livello generale possono essere riassunte come segue:

✓

✓

✓

✓

✓

✓

✓

✓

✓

C.6.1.2

progettazione e costruzione degli impianti/apparecchiature eseguite in accordo a norme e standard

riconosciuti a livello internazionale;

opportuna scelta dei materiali e dei dispositivi di tenuta in relazione al fluido circolante;

impiego di strumentazione di controllo altamente affidabile e, per le variabili critiche, ridondante;

indipendenza tra la strumentazione asservita ai blocchi di sicurezza da quella di controllo;

adozione sulle linee e sulle apparecchiature, in accordo con le normative di legge, di valvole di sicurezza (PSV)

e di depressurizzazione (BDV);

minimizzazione delle tubazioni/stacchi di piccolo diametro e/o comunque maggiormente esposti a perdite in

conseguenza di urti accidentali;

minimizzazione di raccordi flangiati;

adozione di valvole di intercettazione a comando remoto atte all’isolamento di linee e apparecchiature, in modo

da ridurre il quantitativo di sostanze pericolose rilasciato in caso di perdita accidentale;

la presenza di dispositivi di sgancio rapido (PERC) sui bracci di carico usati per il trasferimento del GNL dalla

FSRU alla banchina, aventi lo scopo di scollegare le due sezioni del braccio, allorquando sottoposto a una

sollecitazione che potrebbe causarne il cedimento.

Precauzioni dal punto di vista gestionale



C.6.1.3

Controlli sistematici delle zone critiche, programmi di manutenzione e ispezione periodica, verifica dei

sistemi di sicurezza



C.6.1.4

Criteri e strumenti utilizzati per la verifica del raggiungimento degli obiettivi di sicurezza e per la

valutazione costante delle prestazioni



C.6.1.5

Criteri utilizzati per l’adozione e l’attuazione delle procedure di valutazione periodica e sistematica della

politica di prevenzione degli incidenti rilevanti e dell’efficacia e adeguatezza del Sistema di Gestione

della Sicurezza,



C.6.2

Accorgimenti previsti per prevenire gli errori umani







C.6.3

Valutazione della sicurezza in relazione allo stato funzionale dell’impianto

L’analisi di rischio, per i cui dettagli si rimanda al precedente Paragrafo C.4, è stata condotta prendendo in

considerazione tutte le possibili modalità operative in cui opera il Terminale, descritte nel precedente Paragrafo

B.3.1.4.

C.7 CRITERI PROGETTUALI E COSTRUTTIVI

Si riportano in questa sezione tutte le precauzioni e i coefficienti di sicurezza adottati per la progettazione

dell’Impianto.

In Allegato B.3.2 è riportato un elenco delle principali norme e prescrizioni italiane, europee e internazionali e dei

principali standard, a cui si è fatto riferimento per la progettazione delle apparecchiature di processo, dei serbatoi

e delle tubazioni.

C.7.1

Precauzioni e coefficienti di sicurezza adottati nella progettazione delle

strutture

Le strutture dell’impianto devono poter resistere ai carichi/stress causati dagli scenari accidentali ragionevolmente

prevedibili, tra cui:

✓

✓

✓

Eventi sismici

Con riferimento alla classificazione sismica, l’area di Portovesme, comune di Portoscuso, come tutta la regione

Sardegna, risulta in Zona 4, cioè la zona meno pericolosa.

La FSRU, in quanto installazione galleggiante, non è soggette a rischio sismico.

Le installazioni di banchina saranno progettate in accordo alle Norme Tecniche per le Costruzioni (NTC).

Incendi

Il rischio di incendio è stato valutato all’interno del presente Rapporto Preliminare di Sicurezza (rif. Paragrafo

C.4);

Esplosioni

Il rischio di esplosione è stato valutato all’interno del presente Rapporto Preliminare di Sicurezza (rif. Paragrafo

C.4). Si evidenzia che le analisi condotte hanno permesso di escludere possibili effetti domino conseguenti a

eventuali scenari di esplosione.

C.7.2

Norme e criteri di progettazione degli impianti elettrici, dei sistemi di

strumentazione di controllo, degli impianti di protezione contro le scariche

atmosferiche ed elettrostatiche

C.7.2.1

Alimentazione e Distribuzione elettrica

L’approvvigionamento energetico del terminale avverrà tramite alimentazioni dalla rete elettrica esistente a terra.

Al fine di minimizzare l’emissione di inquinanti in atmosfera e ridurre il consumo di GNL, le apparecchiature del

Terminale saranno dotate di motore elettrico.

La FSRU sarà alimentata con una connessione ridondante nave-terra, in grado di fornire una potenza massima di

8,0 MW: La fornitura avrà una tensione disponibile di 15 kV @ 50 Hz, opportunamente trasformata per renderla

utilizzabile dalle utenze di bordo.

A bordo della FSRU sarà prevista una ulteriore ridondanza di 8,0 MW utilizzando generatori di bordo bifuel

normalmente alimentati a gas, che forniranno il pieno carico al sistema elettrico in caso di mancanza di potenza in

arrivo dalle connessioni ridondanti da terra.

Inoltre, la FSRU avrà ulteriori generatori di bordo in grado di garantire la richiesta energetica delle utenze

programmabili nella condizione di carico di picco, oltre gli 8,0 MW.

Le utenze dell’impianto di ricezione in banchina saranno alimentate tramite una fornitura dedicata ridondata con

tensione disponibile di 15 kV @ 50 Hz, in grado di fornire una potenza massima di circa 2,0 MW.





C.7.2.2

Sistema di controllo di processo

Si riportano di seguito le informazioni di carattere generale relativamente ai sistemi di controllo che saranno previsti

a bordo della FSRU e in banchina, rimandando per maggiori dettagli al documento 100-ZA-E-08012 “Filosofia del

sistema di controllo”, disponibile su richiesta.

Le aree impiantistiche installate nel Terminale (a bordo della FSRU e quelle in banchina) saranno equipaggiate con

sistemi di controllo e monitoraggio che permetteranno, come minimo, le seguenti funzioni:

1. Controllo e monitoraggio delle fasi di processo (gas/liquido) e utilities varie;

2. Rapidità ed accuratezza nel segnalare qualsiasi incidente che possa portare ad una situazione di pericolo;

3. Controllo e monitoraggio dei parametri di sicurezza di processo e marittimi, nonché ambientali;

4. Controllo e monitoraggio degli accessi e delle uscite alle/dalle strutture;

5. Scambio di informazioni esterne/interne in condizioni normali e di emergenza.

Le principali funzioni sopra indicate saranno svolte dai sistemi/apparati di seguito elencati:

✓

✓

✓

✓

✓

✓

✓

Sistema di Controllo del Processo (DCS);

Sistema di Blocco di Emergenza (ESD);

Sistema di Controllo Fire & Gas (F&G);

Sistema di misura, campionamento ed analisi;

Sistema di Controllo Marittimo;

Sistemi Controllo Accessi e anti-intrusione;

Rete di comunicazione interna/esterna;

Le sottosezioni del sistema relative alla sicurezza (ESD, F&G) saranno completamente indipendenti dal DCS

relativo al controllo del processo e dei servizi.

Nessuna azione di arresto di emergenza sarà eseguita da DCS.

Il Safety Integrity Level sarà assegnato alle funzioni di sicurezza in base alla sessione di valutazione SIL e ai sistemi

di sicurezza.

In via preliminare, i logic solver per i sistemi ESD e F&G avranno SIL 3 secondo i requisiti della ISO 20257.

I quadri di controllo relativi ai sistemi descritti saranno installati in apposite sale quadri allocate a bordo FSRU (che

costituirà la Sala di Controllo Principale) e in banchina, in area sicura.





Figura 25: Architettura di controllo

Il sistema di sicurezza e controllo di impianto sarà centralizzato, completamente automatizzato per fornire sia

funzioni di controllo che di protezione disponibili nelle Sala di Controllo a bordo FSRU ed in banchina.

Stazioni di controllo operatore ridondate equipaggiate con le suddette Interfaccia Uomo-Macchina (HMI: Human-

Machine Interface) saranno installate all’interno della Sala Controllo FSRU (dove saranno alloggiate anche la

stazione ingegneria per la configurazione dei parametri di controllo e l’archivio) e della Sala Controllo prevista in

banchina di ormeggio e comunicanti tra loro tramite connessione ridondata in fibra ottica.

La filosofia di ubicare ulteriori postazioni operatore in banchina deriva dal fatto che alcune operazioni, come ad

esempio quelle sui bracci di carico od il truck loading, vanno eseguite nei pressi delle relative apparecchiature.

La sala di controllo sull’FSRU dovrà inoltre ospitare una postazione operatore dedicata per gestire i segnali

provenienti dall’impianto di ricezione situato sulla banchina di ormeggio.

Tutte le operazioni dell’impianto saranno generalmente controllate e dirette da tali HMI interfacciate all’ESD, al

sistema F&G e al DCS per tutte le aree, i sistemi navali etc.

Gli operatori delle sale controllo saranno messi nelle condizioni di poter monitorare tutte le variabili importanti

dell’impianto e, grazie ad un sistema di allarme, saranno avvertiti dell’esistenza di condizioni anomale in modo che

possano informare il personale esterno ed effettuare interventi correttivi in modo tempestivo.

Le informazioni minime scambiate tra le sale saranno le seguenti:

✓

✓

✓

Telemetria dati dalla banchina di ormeggio ad FSRU (bracci di carico, baie di carico autocisterne e ritorno

vapori, area di processo);

Telemetria dati da FSRU a banchina di ormeggio (condizioni di scarico LNG/GN);

Video tramite sistema CCTV in banchina / baie di carico autocisterne.

In particolare, i segnali di interscambio relativi a sistemi di sicurezza (ESD, F&G) che sovraintendono ad esempio

le operazioni di scarico tra gli LNG carriers e la FSRU e tra la FSRU e gli impianti a terra dovranno essere previsti

e gestiti come “ESD link” ridondati da una tecnologia di interfaccia ship-to-ship e ship-to-shore riconosciuta a livello

internazionale ISO 28460 e SIGTTO.





Ad eccezione del suddetto link, i sistemi ESD e F&G non potranno in alcun caso essere cablati con sistemi diversi

dal cablaggio tradizionale.

Il sistema di controllo sarà in grado di garantire in condizioni normali e in maniera continuativa i parametri di

consegna al caricamento GNL ed alla rete utente correggendo mediante regolazioni automatiche eventuali disturbi,

nonché di gestire i transitori durante l’avviamento e le fermate (normali e di emergenza).

Le fasi di carico delle navi metaniere “bunkering vessel”, di scarico delle navi metaniere e il carico delle autocisterne

(truck loading) verranno gestite dal sistema di controllo principale, da cui sarà possibile monitorare e controllare

tutte le operazioni automatiche.

Il sistema di automazione e controllo sarà realizzato mediante l’utilizzo di tecnologie miste quali: cablaggi

tradizionali, bus di campo, ethernet e fibre ottiche.

Tutti i cablaggi provenienti dalla strumentazione di campo saranno raggruppati in Junction Box dalle quali con un

uno o più multicavi saranno collegati ai relativi quadri delle terminazioni da campo (marshalling panel) o ad RTU

(Remote Terminal Unit) locali o PLC forniti con i package, i quali saranno poi collegati ai sistemi centrali in parte

tramite connessioni seriali ed in parte filo-filo.

Dovrà essere applicato il principio di segregazione dei segnali in funzione della tipologia degli stessi (al minimo

segnali analogici, digitali, alimentazioni in corrente continua, alternata, segnali a sicurezza intrinseca).

La rete nelle sale controllo sarà realizzata mediante l’impiego di reti di tipo ETHERNET.

C.7.2.3

Impianto di protezione contro le scariche atmosferiche

La valutazione del rischio fulminazione è stata condotta nell’ambito del progetto in accordo alle seguenti norme

tecniche di riferimento:

✓

✓

✓

✓

CEI 81-10/1 (EN 62305-1): “Protezione contro i fulmini. Parte 1: Principi Generali”, Aprile 2006 e Variante V1

(Settembre 2008);

CEI 81-10/2 (EN 62305-2): “Protezione contro i fulmini. Parte 2: Valutazione del rischio”, Aprile 2006 e Variante

V1 (Settembre 2008);

CEI 81-10/3 (EN 62305-3): “Protezione contro i fulmini. Parte 3: Danno materiale alle strutture e pericolo per

le persone”, Aprile 2006 e Variante V1 (Settembre 2008);

CEI 81-10/4 (EN 62305-4): “Protezione contro i fulmini. Parte 4: Impianti elettrici ed elettronici nelle strutture”,

Aprile 2006 e Variante V1 (Settembre 2008).

In particolare, la procedura di calcolo è in accordo alla norma CEI EN 62305-2.

La valutazione del rischio ha tenuto conto delle misure di protezione individuate in via preliminare nella presente

fase di progettazione e che dovranno essere confermate/ottimizzate in fase di ingegneria di dettaglio:

✓

✓

✓

✓

sistema di SPD sull’impianto interno FM/LUCE ZONA 1 con LPL I (protezione rinforzata x3 avente

PSPD=0,001);

sistema di SPD sull’impianto interno FM/LUCE ZONE 2/3 con LPL I (protezione rinforzata x3 avente

PSPD=0,001);

sistema di SPD sull’impianto interno INTERSCAMBIO SEGNALI ZONA 1 con LPL I (protezione rinforzata x3

avente PSPD=0,001);

sistema di SPD sull’impianto interno INTERSCAMBIO SEGNALI ZONE 2/3 con LPL I (protezione rinforzata

x3 avente PSPD=0,001);

✓ SPD per la realizzazione dei collegamenti equipotenziali sulla linea ENERGIA entrante con LPL I;

✓

✓

SPD per la realizzazione dei collegamenti equipotenziali sulla linea INTERSCAMBIO SEGNALI entrante con

LPL I;

Spinterometri di sezionamento per il ponticellamento di elementi isolanti, flange isolanti presenti sulla FSRU e

delle connessioni di interfaccia (condotte metalliche) tra la FSRU e l’impianto di ricezione.

Con particolare riferimento al rischio di perdita di vite umane (inclusi danni permanenti), lo studio condotto ha

permesso di concludere che, grazie all’adozione di idonee misure di protezione contro le scariche atmosferiche,

esso non è superiore al valore di rischio tollerato.





La valutazione integrale del rischio fulminazioni è dettagliata nel documento di progetto No. 100-EF-E-40005

“Studio del Rischio di Fulminazioni”, disponibile su richiesta.

C.7.3

Norme e criteri di progettazione dei recipienti e apparecchiature di processo,

dei serbatoi e delle tubazioni, dei dispositivi di scarico della pressione e dei

sistemi di convogliamento ed eventuale abbattimento

In Allegato B.3.2 è riportato un elenco delle principali norme e prescrizioni italiane, europee e internazionali e dei

principali standard, a cui si fa riferimento per la progettazione delle apparecchiature di processo, dei serbatoi e delle

tubazioni.

C.7.4

Torce e scarichi d’emergenza all’atmosfera di prodotti tossici e/o infiammabili

C.7.4.1

Descrizione dei sistemi di sfiato della FSRU e in banchina

Per gestire la quantità di idrocarburi durante la procedura di depressurizzazione o scaricati attraverso le PSV in

caso di emergenza a bordo della FSRU, sarà previsto di convogliare i collettori di sfiato di emergenza dei sistemi

di alta pressione (HP) e di bassa pressione (LP) su di un unico traliccio posto nella parte prodiera della FSRU.

Le caratteristiche geometriche delle candele HP ed LP sono riportate nella seguente tabella.

Tabella 19: Caratteristiche geometriche delle candele HP ed LP installate a bordo della FSRU

Item Altezza (m) Diametro (m)

Candela LP 74,5 0,6096 (24”)

Candela HP 74,5 0,5080 (20”)

Per quanto riguarda lo sfiato di emergenza in banchina, la posizione è stata scelta in maniera da minimizzare le

interferenze con gli equipaggiamenti installati e con le aree carrabili adibite al percorso per i mezzi di emergenza.

Tabella 20: Caratteristiche geometriche dello sfiato di emergenza in banchina

Item Altezza (m) Diametro (m)

Sfiato 34,5 0,1020 (4”)

Nell’ambito del progetto è stato condotto uno studio di dispersione e irraggiamento al fine di verificare che,

considerando i dati di progetto relativi alla geometria agli sfiati (sia della FSRU che della banchina), alla

composizione di GNL di riferimento, alle condizioni ambientali e alla portata scaricata, un eventuale scarico di

emergenza non possa costituire una fonte di pericolo, né in caso di dispersione della nube e successivo innesco

(con conseguente Flash Fire o, qualora ricorrano le condizioni, UVCE), né in caso di innesco immediato (con

conseguente Jet Fire).

Per la verifica di dispersione:

✓

sono state considerate le soglie di concentrazione pari a LFL e ½ LFL.

Per la verifica di irraggiamento:

✓

la soglia di 5 kW/m 2 è stata considerata per definire un’area sterile nell’intorno della candela di sfiato, confinata

all’interno dello stabilimento, in cui la presenza di personale è interdetta in condizioni normali;

✓ il livello di radiazione applicato ai confini dell’impianto verso l’esterno è assunto pari a 3 kW/m 2 ;

✓ in nessun caso si deve raggiungere il valore limite di 7 kW/m 2 .

La verifica di esplosione è stata condotta in accordo a quanto indicato nello standard API 521 e può ricondursi a

due fenomeni:





✓

✓

esplosione della massa confinata all’interno del getto per effetto dei moti turbolenti del gas che possono fare

evolvere l’accensione in una esplosione – L’esplosione del gas presente nel getto fuoriuscente a elevata

velocità è possibile nelle condizioni iniziali dello scarico massimo allo sfiato (portata di picco); infatti, in queste

condizioni si ha la velocità massima di efflusso e quindi l’insorgenza del fenomeno di elevata turbolenza;

raggiungimento di aree confinate a terra da parte del fenomeno di dispersione della nube con conseguente

esplosione in caso d’innesco – L’esplosione a terra in aree confinate è da escludersi se viene esclusa la

possibilità che la nube di vapori possa raggiungere tali aree: se la nube infiammabile non raggiunge il terreno

o strutture elevate il rischio d’innesco accidentale può considerarsi piuttosto contenuto (esiste sempre un

rischio d’innesco a causa di particolari fenomeni atmosferici). Considerata la tipologia di gas trattato

nell’impianto (88,74% e 99,98% metano) la presenza di esso al suolo è piuttosto improbabile.

Nello studio sono state considerate due composizioni tipiche del GNL (leggero e pesante) e tre condizioni meteo di

riferimento (2F, 5D e 7D).

Gli esiti di questo studio (Doc. No. 100-ZX-E-85000 “Verifica elevazione sfiati di emergenza (Studio

dispersione/irraggiamento)”, disponibile su richiesta) sono sintetizzati nei seguenti paragrafi, il primo dedicato alla

FSRU, il secondo alla banchina.

C.7.4.2

Sfiati FSRU

Per quanto riguarda lo sfiato ad alta pressione è stata simulata una depressurizzazione dell’impianto ad una

pressione di 75 bar considerando lo smaltimento di un volume di miscela pari a 45 m 3 , ovvero al volume contenuto

nel percorso tubazioni che si estende dalle pompe HP fino al battery limit dei bracci di carico.

Per lo sfiato di bassa pressione i parametri di processo utilizzati nelle analisi si riferiscono allo sfiato di emergenza

con una portata assunta pari a 35.000 kg/h come per il caso ad alta pressione; questa scelta risulta conservativa

ai fini della sicurezza. Il diametro dello sfiato è stato dimensionato anche in considerazione delle portate attese

durante il roll-over con un picco di portata pari a 121.300 kg/h, seppure tale evento possa essere considerato

ragionevolmente non credibile e, come tale, non sia stato considerato nell’Analisi di Rischio, come dettagliato nel

precedente Paragrafo C.1.1.

Studio di dispersione

Nelle seguenti figure sono mostrati i principali output del programma per le simulazioni effettuate. In particolare, le

figure mostrano la vista della dispersione sottovento per le due composizioni tipiche del GNL (leggero e pesante)

e per le tre condizioni meteo di riferimento (2F, 5D e 7D).

(a)

Figura 26: Dispersione sfiati FSRU – GNL leggero – Condizioni meteo 2F – (a) LP, (b) HP

(b)





(a)

Figura 27: Dispersione sfiati FSRU – GNL pesante – Condizioni meteo 2F – (a) LP, (b) HP

(b)

(a)

Figura 28: Dispersione sfiati FSRU – GNL leggero – Condizioni meteo 5D – (a) LP, (b) HP

(b)

(a)

Figura 29: Dispersione sfiati FSRU – GNL pesante – Condizioni meteo 5D – (a) LP, (b) HP

(b)

(a)

Figura 30: Dispersione sfiati FSRU – GNL leggero – Condizioni meteo 7D – (a) LP, (b) HP

(b)





(a)

Figura 31: Dispersione sfiati FSRU – GNL pesante – Condizioni meteo 7D – (a) LP, (b) HP

Come si evince dalle figure sopra riportate:

✓

✓

✓

La nube con concentrazione maggiore di LFL/2 rimane confinata a quote superiori all’altezza delle candele;

La nube con concentrazione maggiore di LFL/2 non raggiunge mai il ponte della FSRU;

La nube con concentrazione maggiore di LFL/2 si trova a un’altezza tale per cui non sono raggiunge le strutture

elevate limitrofe.

Studio di irraggiamento

La verifica è stata condotta calcolando i valori di irraggiamento termico alle seguenti quote:

✓

✓

✓

19 m s.l.m. pari all’altezza del ponte della FSRU (17 m) a cui vengono sommati conservativamente 2 m per

considerare la presenza di persone;

31 m s.l.m. pari all’altezza del ponte della FSRU (17m) a cui vengono sommati 7,5 m relativi all’altezza dei

serbatoi e 6,5 m di altezza per i collettori;

49 m s.l.m. pari all’altezza delle gru collocate accanto al sistema di processo.

Le analisi condotte hanno permesso di concludere quanto segue:

✓

✓

✓

✓

✓

✓

L’irraggiamento di 5 kW/m 2 non è mai raggiunto al ponte della FSRU, al livello della gru e al livello della sala

comandi in nessuno dei casi esaminati;

L’irraggiamento di 3 kW/m 2 non è mai raggiunto all’altezza del ponte della FSRU, al livello della gru e al livello

dei collettori in nessuno dei casi esaminati;

L’irraggiamento di 1,6 kW/m 2 non è mai raggiunto alla quota 19 m s.l.m. corrispondente all’altezza del ponte;

L’irraggiamento di 1,6 kW/m 2 a un’altezza di 31 m s.l.m. si estende al massimo fino a 56,78 m per cui la

radiazione al di fuori dall’impianto è inferiore a 1,6 kW/m 2 ;

L’irraggiamento di 1,6 kW/m 2 a un’altezza di 49 m per lo sfiato a bassa pressione si estende al massimo fino

a 77,29 m per cui raggiunge la gru;

Ad altezze pari a 31 m e 49 m i valori di irraggiamento si mantengono sempre al di sotto di 3 kW/m 2 per cui

non avvengono reversibili alle persone, né danni alle strutture.

Verifica di esplosione

La verifica condotta ha permesso di concludere quanto segue:

✓

✓

C.7.4.3

Valori di sovrappressione pari a 0,03 bar (lesioni reversibili), 0,07 bar (lesioni irreversibili) o 0,14 bar (inizio

letalità) non sono raggiunti né sul ponte della nave, né in banchina;

Valori di sovrappressione pari a 0,3 bar (elevata letalità, effetti domino) non sono raggiunti ad alcuna quota.

Sfiato banchina

Per lo sfiato ad alta pressione in banchina è stata simulata una depressurizzazione dell’impianto a una pressione

di 75 bar considerando lo smaltimento di 10 m 3 di miscela, ovvero il volume compreso nel percorso tubazioni che

si estende dal battery limit dei bracci di carico fino al Punto Intercetto Linea (PIL). In questo caso la portata è stata

conservativamente assunta pari a 7.300 kg/h.

(b)





Studio di dispersione

Nelle seguenti figure sono mostrati i principali output del programma per le simulazioni effettuate. In particolare, le

figure mostrano la vista della dispersione sottovento per le due composizioni tipiche del GNL (leggero e pesante)

e per le tre condizioni meteo di riferimento (2F, 5D e 7D).

(a)

Figura 32: Dispersione sfiato banchina –Condizioni meteo 2F – (a) GNL leggero, (b) GNL pesante

(b)

(a)

Figura 33: Dispersione sfiato banchina –Condizioni meteo 5D – (a) GNL leggero, (b) GNL pesante

(b)





(a)

Figura 34: Dispersione sfiato banchina –Condizioni meteo 7D – (a) GNL leggero, (b) GNL pesante

Come si evince dalle figure sopra riportate:

✓

✓

✓

La nube con concentrazione maggiore di LFL/2 rimane confinata a quote superiori all’altezza delle candele;

La nube con concentrazione maggiore di LFL/2 non raggiunge mai il ponte della FSRU;

La nube con concentrazione maggiore di LFL/2 si trova a un’altezza tale per cui non sono raggiunge le strutture

elevate limitrofe.

Studio di irraggiamento

La verifica è stata condotta calcolando i valori di irraggiamento termico alle seguenti quote:

✓

✓

5,3 m s.l.m. pari all’altezza della banchina (3,3 m) a cui vengono sommati conservativamente 2 m per

considerare la presenza di persone;

18.3m s.l.m. pari all’altezza del Main Deck della FSRU, per valutare le eventuali interferenze dello sfiato di

banchina con la nave.

Le analisi condotte hanno permesso di concludere quanto segue:

✓

L’irraggiamento si mantiene sempre al di sotto della soglia di 1.6 kW/m 2 , sia all’altezza del main deck (18,3 m

s.l.m.) che all’altezza del camminamento della banchina (5,3 m s.l.m.), per cui la radiazione al di fuori

dall’impianto è inferiore a questo valore soglia.

Verifica di esplosione

La verifica condotta ha permesso di concludere quanto segue:

✓

✓

C.7.5

Valori di sovrappressione pari a 0,03 bar (lesioni reversibili), 0,07 bar (lesioni irreversibili) o 0,14 bar (inizio

letalità) non sono raggiunti in banchina, né possono interessare la FSRU;

Valori di sovrappressione pari a 0,3 bar (elevata letalità, effetti domino) non sono raggiunti ad alcuna quota.

Modalità e periodicità di controllo del funzionamento delle valvole di

sicurezza, dei sistemi di blocco e di tutti i componenti critici per la sicurezza

Le valvole di sicurezza, i sistemi di blocco e, più in generale, tutti i sistemi critici per la sicurezza saranno testati

periodicamente al fine di accertarne la corretta funzionalità.

C.7.6

Criteri di protezione dei contenitori di sostanze pericolose nei confronti della

corrosione esterna

Le strutture e le attrezzature sono progettate e costruite per sostenere le condizioni atmosferiche prevalenti

(atmosfera marina) e in accordo alla normativa applicabile.

(b)





C.7.7

Ubicazione delle zone in cui sono immagazzinate sostanze corrosive

Presso il Terminale non sono presenti sostanze corrosive.

C.7.8

Rivestimenti interni, sovraspessori di corrosione e ispezioni.

Il GNL non dà origine a fenomeni di corrosione.

Per le apparecchiature di impianto sono adottati spessori di corrosione standard secondo le buone norme di

progettazione.

C.7.9

Procedure di controllo delle apparecchiature critiche

Impianti, macchine e apparecchiature sottoposti ai controlli di legge (ad esempio: estintori, impianti e

apparecchiature antincendio in genere, etc.) saranno periodicamente verificati e registrate secondo le norme

vigenti.

Le attività di manutenzione saranno affidate a ditte esterne specializzate, fatta eccezione per interventi di piccola

entità potranno essere eseguite da personale interno.

C.7.10 Sistemi di blocco di sicurezza

C.7.10.1 Filosofia e architettura del sistema ESD

C.7.10.1.1

Descrizione

Il terminale sarà dotato di un sistema di sicurezza con l’obiettivo di proteggere il personale, gli impianti di produzione

e l’ambiente: il sistema sarà adibito alla gestione delle emergenze e sarà costituito da due sezioni (ESD, F&G)

indipendenti dal sistema di controllo del processo e dei servizi (DCS) il quale non potrà eseguire nessuna azione

di arresto di emergenza.

Quest’ultimo consentirà all’impianto di operare in sicurezza ed efficienza all’interno delle condizioni di design,

cercando di evitare, per quanto possibile, il raggiungimento di condizioni di esercizio di rischio (fuori dai limiti di

design). L’operatore sarà avvisato tramite segnali di allarme, in caso di condizioni di processo anomale, e avrà la

possibilità di mettere in campo azioni correttive.

Se, tuttavia, le condizioni di rischio saranno raggiunte, sarà il sistema di sicurezza a farsi carico della gestione della

emergenza intervenendo a protezione dell’impianto e attivando i dispositivi di sicurezza preposti allo scopo.

Tra i vari rischi, il predominante in relazione alla sicurezza è il rilascio incontrollato di idrocarburi e la possibilità di

un successivo incendio od esplosione.

Lo scopo principale del sistema sarà quindi essere quello di ridurre i rilasci e le escalation incontrollate in modo da

evitare che le situazioni derivanti da tale rischio possano compromettere la sicurezza di persone e/o ambiente

oppure danneggiare apparecchiature e/o linee dell’impianto con conseguente perdita di produzione.

Il sistema di sicurezza sarà ti tipo fail-safe, ovvero progettato e costruito in modo tale che il fallimento di una sua

parte comporti un’azione che ponga l’impianto in condizione di sicurezza.

L’ESD provvederà all’isolamento e alla fermata in sicurezza delle apparecchiature in caso di danno, condizioni di

processo anomale o perdita incontrollata di gas infiammabile con possibilità di esplosione e/o incendio su richiesta

del sezione F&G: questa infatti opererà secondo delle logiche a soglie di intervento che prevedono in

corrispondenza della conferma di presenza fuoco oppure perdita di gas in una determinata area il conseguente

invio alla sezione ESD di segnali digitali per l’avvio delle azioni di sicurezza a suo carico previste in impianto per

quell’evento ovvero l’invio di segnali di allarme in corrispondenza di soglie inferiori.

Al sistema saranno connessi “propri” sensori e attuatori e le relative interconnessioni dovranno essere predisposte

per operare in maniera indipendente dagli altri sistemi di monitoraggio, controllo e allarme dell’impianto.

Per il raggiungimento dell’obiettivo richiesto il sistema dovrà eseguire tutte le azioni necessarie per isolare le

apparecchiature e le tubazioni correlate al fine di sezionare l’idrocarburo in volumi indipendenti più piccoli. Se

necessario, dovrà provvedere anche al rilascio controllato, verso il sistema di depressurizzazione di impianto, della

quantità di idrocarburo contenuto in tali sezioni.





Come configurazione minima il Terminale sarà dotato di valvole di isolamento atte a sezionarlo secondo le seguenti

aree principali:

✓

✓

Sulla FSRU:

• Area di scarico GNL da nave metaniera,

• Area di stoccaggio GNL,

• Area sistema gestione BOG,

• Area pompe di mandata alle Utenze,

• Area sistema di vaporizzazione,

• Area scarico GN (verso le utenze), scarico/carico GNL/BOG per rifornimento autocisterne,

• Area sistema di correzione dell’Indice di Wobbe,

• Area sistema di misura del GN (non fiscale),

• Area sistema di ship re-loading (caricamento Bunkering Vessels);

In impianto di ricezione in banchina:

• Area bracci di scarico GN in pressione verso le Utenze,

• Area bracci di scarico/carico GNL/BOG per il corretto funzionamento delle baie di carico delle

autocisterne,

• Area baie di carico delle autocisterne,

• Tubazioni di interconnessione tra bracci di carico e baie di carico delle autocisterne,

• Area sistema di scarico acqua mare nel canale Enel.

Ognuna delle suddette aree e le relative tubazioni e apparecchiature potranno essere ulteriormente sezionabili

secondo quanto sviluppato nelle successive fasi di ingegneria dettaglio.

Al fine della salvaguardia dai rischi di sversamento di idrocarburi durante le operazioni di carico/scarico al molo, il

sistema di interconnessione tra l’FSRU e l’impianto di ricezione in banchina dovrà essere regolato secondo le

prescrizioni di sicurezza riportate nella informativa SIGTTO.

In aggiunta a una progettazione e realizzazione degli ormeggi che risultino in un fissaggio sicuro e movimenti relativi

limitati, alle interconnessioni di sicurezza di tipo ESD link Ship/Shore secondo i Rif. [24] e [25] si dovrà prevedere

in corrispondenza di ogni braccio di carico rigido degli accoppiamenti PERC con valvole ad azionamento rapido

ambo i lati della connessione in modo da garantire un rilascio a secco in caso di condizioni di emergenza.

Un sistema di rilascio di emergenza ERS dovrà essere previsto per i bracci di carico e interfacciato con l’ESD per

l’attivazione del PERC.

L’ERS sarà attivato manualmente o da appositi sensori di movimento relativo del braccio di carico e provvederà

tramite l’ESD alle azioni di arresto pompe di mandata e isolamento tubazioni sia sull’FSRU che in impianto di

ricezione in banchina e successivamente in caso di persistenza e aggravio della anomalia e della condizione di

emergenza provvederà al distacco rapido come sopra descritto, evitando la rottura dei bracci stessi e riducendo al

minimo la possibilità di sversamenti e conseguenti rischi.

Per poter operare con continuità il sistema sarà alimentato da apposito quadro di continuità UPS o con

caratteristiche similari che interverrà in caso di emergenza intesa come mancanza dell’alimentazione primaria.

I livelli di intervento della sezione di emergenza ESD previsti per la messa in sicurezza dell’impianto consistono in

tre livelli di emergenza classificabili a seconda del tipo di intervento che viene eseguito.

I livelli gerarchici di intervento sono di seguito riportati in ordine di priorità e descritti nei paragrafi successivi:

1. Emergency Shutdown (ESD);

2. Process Shutdown (PSD);

3. Local Shutdown (LSD).

C.7.10.1.2

Emergency Shutdown (ESD)

Il livello di Emergency Shutdown (ESD) è il livello di intervento più alto eseguibile dell’ESD. Esso prevede la fermata

dell’intero impianto e la depressurizzazione automatica dello stesso.





Lo scopo del sistema ESD è quello di intervenire in caso di situazioni di rischio per la sicurezza di persone e/o

ambiente come il malfunzionamento di un’apparecchiatura o un rilascio incontrollato di idrocarburo infiammabile

con possibilità di innesco di esplosione e/o incendio.

Il livello di intervento ESD potrà essere attivato da una delle seguenti azioni:

✓

✓

✓

Inizializzazione manuale dall’operatore;

Inizializzazione automatica dalla sezione F&G;

Inizializzazione automatica dalla strumentazione di processo adibita alla sicurezza e con segnali elaborati da

logiche ESD.

La funzione ESD deve eseguire le seguenti azioni:

✓

✓

✓

Fermare e isolare le apparecchiature oggetto di evento di rischio (malfunzionamento, perdita di idrocarburo,

fuoco);

Fermare e isolare tutte le altre apparecchiature di impianto e i relativi tratti di linea per suddividere l’impianto

in sezioni più piccole contenenti minori quantità di idrocarburo;

Eseguire la depressurizzazione dell’impianto o parte di esso.

L’isolamento delle sezioni di impianto viene messo in atto tramite la chiusura delle valvole di shutdown (SDV). La

depressurizzazione dell’impianto viene eseguita tramite le valvole di blowdown (BDV).

Figura 35: Schema ESD

Come regola generale, il livello di intervento ESD non dovrà interrompere i seguenti processi:

✓

✓

✓

✓

✓

Antincendio;

Generazione di aria strumenti e azoto;

UPS e relative utenze sottese;

Generazione di energia di emergenza;

Servizi essenziali vari (mezzi di soccorso, luce di emergenza, doccia di sicurezza e sistema lavaocchi, etc.).

In caso di mancanza di energia elettrica primaria il sistema di generazione di emergenza sarà avviato

automaticamente.

Tutte le valvole attuate pneumaticamente dovranno rimanere in posizione per mezzo di solenoidi di comando

alimentate da UPS.

In base alle valutazioni degli scenari di rischio e ai criteri di layout, impatti su alloggi ed edifici di controllo, filosofie

di presidio etc. e con lo scopo di mettere in sicurezza l’impianto prima della evacuazione sarà definita la richiesta

di “Abbandono Unità” su ordine esclusivo del Comandante. Tale richiesta potrà essere quindi inizializzata solo

manualmente da apposito pulsante collocato in sala controllo/ponte di comando protetto meccanicamente (ad

esempio tramite chiave).

Il relativo livello di intervento sarà apicale in quanto l’attivazione di tali dispositivi provocherà oltre al blocco di

impianto con relativa depressurizzazione anche l’attivazione dei toni di allarme e dei sistemi di evacuazione previsti

in caso di “Abbandono Unità” (ad esempio: illuminazione delle vie di fuga, accensione proiettori lato porto per

facilitare i soccorsi ed il recupero del personale, accensione proiettori illuminazione scialuppe, etc).





C.7.10.1.3

Process Shutdown (PSD)

Il livello di Process Shutdown (PSD) è il livello di intervento intermedio eseguibile dall’ESD. Esso prevede la fermata

dell’intero impianto, senza la depressurizzazione automatica dello stesso.

Lo scopo del livello PSD è quello di intervenire in caso di situazioni che possano compromettere la produzione di

impianto (senza, però, essere rischiose per la sicurezza di persone e/o ambiente) come condizioni operative di

processo anomale.

La funzione PSD potrà essere attivata da una delle seguenti azioni:

✓

✓

✓

Inizializzazione automatica in cascata dalla logica ESD (livello superiore);



logiche PSD.

La funzione PSD deve eseguire le seguenti azioni:

✓

✓

Fermare e isolare le apparecchiature oggetto di condizioni operative di processo anomale;

Fermare e isolare tutte le altre apparecchiature di impianto e i relativi tratti di linea per suddividere l’impianto

in sezioni più piccole contenenti minori quantità di idrocarburo.

Come per l’ESD, l’isolamento delle sezioni di impianto viene messo in atto tramite la chiusura delle valvole di

shutdown (SDV).

C.7.10.1.4

Local Shutdown (LSD)

Figura 36: Schema PSD

Il livello di Local Shutdown (LSD) è il livello di intervento più basso eseguibile dall’ESD. Esso prevede la fermata

solamente di alcune sezioni dell’impianto, senza la depressurizzazione automatica dello stesso.

Lo scopo del livello LSD è quello di intervenire in caso di situazioni che possano compromettere la funzionalità di

alcune parti di impianto (senza però, né compromettere la funzionalità del resto dell’impianto né essere rischiose

per la sicurezza di persone e/o ambiente) come condizioni operative di processo anomale. La funzione LSD potrà

essere attivata da una delle seguenti azioni:

✓

✓

✓

✓

Inizializzazione automatica in cascata dalla logica ESD (livello superiore);

Inizializzazione automatica in cascata dalla logica PSD (livello superiore);



logiche LSD.

La funzione LSD deve eseguire le seguenti azioni:

✓

Fermare e isolare solo le apparecchiature dell’impianto che sono oggetto di condizioni operative di processo

anomale.

Come per il PSD e l’ESD, l’isolamento della sezione di impianto viene messa in atto tramite la chiusura delle valvole

di shutdown (SDV).





C.7.10.1.5

Cause di blocco

Figura 37: Schema LSD

Di seguito sono elencate alcune delle cause di blocco considerate per il design del sistema di emergenza:

✓

✓

✓

✓

✓

Flusso anomalo (es. bassissimo flusso per le pompe, basso flusso per gli scambiatori, etc.);

Livello anomalo (es. bassissimo livello in aspirazione pompe, altissimo livello in separatori gas/liquido e K.O.

drum, etc.);

Pressione anomala (es. altissima pressione di mandata compressori e pompe, etc.);

Temperatura anomala (es. altissima temperatura del lubrificante delle macchine rotanti, etc.);

Vibrazione anomala (es. per macchine rotanti come compressori e refrigeranti ad aria, etc.).

Valori anomali dei suddetti parametri di processo devono essere pre-segnalati da opportuni allarmi (H, High e L,

Low) per mezzo di strumentazione dedicata. I livelli di intervento/blocco, in corrispondenza di valori altissimi (HH,

High High) e bassissimi (LL, Low Low) dei parametri di processo, devono essere settati con un margine sufficiente

da permettere la messa in atto di azioni correttive prima dell’intervento ultimo delle valvole di sicurezza.

Gli strumenti iniziatori delle cause di blocco dovranno essere previsti secondo una architettura del sistema con

logica di voting conseguente al SIL richiesto per ogni funzione di sicurezza strumentata.

In generale, la predisposizione di tre trasmettitori iniziatori di una logica 2oo3 si prevede quando la logica implica

l’azione di fermata e l’isolamento dell’intero impianto e tenendo in considerazione che la configurazione finale avrà

anche l’obiettivo di ridurre la probabilità di fermate dell’impianto dovute a errori del sistema di controllo (allarme

spurio) a discapito però di costi superiori, sia in termini di materiale sia in termini di manutenzione.

In ogni caso, l’architettura finale sarà decisa e/o confermata attraverso sessioni di allocazione del SIL per ciascuna

funzione di sicurezza strumentata di sicurezza: i logic solvers e i dispositivi elettronici del sistema di sicurezza

dovranno essere conseguentemente selezionati per verificare il SIL richiesto e certificati in accordo alle norme

IEC61508 e IEC61511. Tale attività è prevista nell’ambito nelle successive fasi del progetto, nell’ambito dello

sviluppo dell’ingegneria di dettaglio.

C.7.10.1.6

Sistema di depressurizzazione e scarico in atmosfera

Come specificato in precedenza, il sistema ESD provvederà, dapprima, alla fermata dell’impianto ed all’isolamento

(tramite la chiusura delle SDV) della quantità di idrocarburo in sezioni più piccole e, poi, al rilascio controllato (tramite

apertura le BDV) di tali quantità di idrocarburo verso il sistema di depressurizzazione dell’impianto (che include un

orifizio calibrato a valle della BDV opportunamente dimensionato e la candela per lo scarico in atmosfera).

La depressurizzazione è richiesta in caso di rilascio incontrollato di idrocarburo infiammabile con possibilità di

innesco di esplosione e/o in caso di incendio. In questi casi, infatti, la quantità di idrocarburo deve essere ridotta

per rimuovere, per quanto possibile, la sorgente di alimentazione del fuoco o di innesco dell’esplosione. Ciò ha,

come fine ultimo, quello di ridurre il tempo di esposizione alle alte temperature (del fuoco esterno) delle

apparecchiature che sono soggette a stress termico e, quindi, possibile danneggiamento.

La procedura di depressurizzazione e l’eventuale temporizzazione dello scarico dell’impianto secondo sequenze a

zone prestabilite sarà oggetto di studio nelle fasi successive di ingegneria.





C.7.10.1.7

Reset dei segnali di blocco

Dopo l’avvenuta fermata dell’impianto, la logica di reset dei blocchi sarà inizializzata manualmente dall’operatore.

Tuttavia, tale reset potrà essere eseguito solo a condizione che la causa che ha generato la fermata dell’impianto

sia stata rimossa.

In particolare:

✓

✓

✓

Le valvole di blocco SDV saranno fornite con dispositivo di reset manuale locale: la posizione della valvola

potrà essere resettata solo manualmente dall’operatore e previa rimozione della causa che ne ha provocato

la chiusura di emergenza (ovvero reset della logica ESD);

Le valvole di depressurizzazione BDV saranno fornite con dispositivo di reset manuale locale: la posizione

della valvola potrà essere resettata solo manualmente dall’operatore e previa rimozione della causa che ne

ha provocato l’apertura di emergenza (ovvero reset della logica ESD);

Le apparecchiature che sono state fermate possono essere riavviate solo manualmente dall’operatore

(seguendo una procedura standard dedicata) previa rimozione della causa che ne ha provocato l’arresto di

emergenza (ovvero reset della logica ESD).

C.7.10.1.8

Allarmi

I livelli di allarme per valori alti (H) e bassi (L) dei parametri di processo saranno settati con un margine sufficiente

da consentire la messa in atto di azioni correttive da parte dell’operatore prima dell’intervento del sistema di

emergenza che implicherà fermata e isolamento dell’impianto ed, eventualmente, depressurizzazione.

C.7.10.1.9

Sistema F&G

La sezione F&G del sistema di sicurezza sarà responsabile della rilevazione di sversamenti di GNL, fughe gas,

presenza fiamme e presenza fumo e della attivazione del relativo stato di allarme che, abbinato ai sistemi attivi

antincendio ad acqua, acqua e schiuma, polvere e a gas inerti permetterà di minimizzare i rischi e i danni derivanti

da perdite di gas e incendi.

Nell’ambito del sistema di sicurezza, il F&G costituirà una sezione dedicata, separata ma interfacciata col sistema

ESD in modo che a condizioni pericolose da esso rilevate corrisponda l’esecuzione di azioni da parte del sistema

ESD.

Per ulteriori dettagli sulla sezione Fire and Gas (F&G) vedere Paragrafo C.8.1.

C.7.10.1.10 Priorità dei comandi

Si intende per priorità di un comando il fatto che tale comando sia in grado di disattivare la sequenza corrente delle

operazioni ed inizializzare la sequenza delle operazioni ad esso associata.

La sequenza del sistema di emergenza ha il seguente ordine di priorità:

1. Emergency Shutdown (ESD)

2. Process Shutdown (PSD)

3. Local Shutdown (LSD)

Ciò significa che la sequenza corrente attivata da un certo livello (ad esempio 3) può essere disattivata da tutti i

livelli superiori (ad esempio 2 o 1) che inizializzeranno la loro sequenza di operazioni. Viceversa, la sequenza

corrente di un livello (ad esempio 1) non può essere disattivata da nessun livello inferiore (ad esempio 2 o 3). In

pratica, un dato livello ha priorità rispetto a tutti i livelli inferiori.

C.7.10.2 Descrizione delle logiche di blocco

La matrice Causa-Effetti del Terminale è riportata in Allegato C.7.10.

C.7.11 Luoghi con pericolo di formazione e persistenza di miscele infiammabili e/o

esplosive e/o tossiche e misure adottate

In Allegato C.7.11 è riportata la planimetria indicante la classificazione delle aree a rischio esplosione effettuata in

accordo alla norma CEI EN 60079-10. Le apparecchiature presenti in queste aree saranno selezionate

opportunamente.





C.7.12 Precauzioni a fronte del danneggiamento di serbatoi, condotte e

apparecchiature contenenti sostanze tossiche o infiammabili per impatti

meccanici o urti con mezzi mobili

Le principali precauzioni adottate per evitare danneggiamenti a seguito di urti sono:

✓

✓

✓

Definizione dei percorsi che devono essere seguiti dalle autocisterne GNL, dagli automezzi e dai mezzi di

emergenza che accedono in banchina;

Definizione di limiti di velocità per la circolazione dei mezzi in banchina;

Sistema di autorizzazioni e permessi di lavoro in caso di interventi di manutenzione con l’ausilio di veicoli o di

macchine di sollevamento, con definizione delle modalità e i provvedimenti preventivi che di volta in volta e a

seconda dei lavori devono essere adottati.

C.8 SISTEMI DI RILEVAMENTO

C.8.1

Descrizione e posizione dei rilevatori

Si riporta di seguito la descrizione dei sistemi di rilevazione F&G previsti sia sulla FSRU che in banchina. La

posizione dei rivelatori gas, incendio e perdite è mostrata nelle planimetrie riportate in Allegato C.8.1.

C.8.1.1

FSRU

C.8.1.1.1

Requisiti generali

Il sistema di rilevazione F&G sarà una sezione altamente affidabile, indipendente e autonoma del sistema di

sicurezza, responsabile del monitoraggio e controllo continuo di tutti i dispositivi di rilevazione di sversamenti GNL,

fughe gas, presenza fiamme e presenza fumo, della esecuzione di logiche prestabilite e della attivazione del relativo

stato di allarme che, abbinato ai sistemi attivi antincendio ad acqua, acqua e schiuma, polvere e a gas inerti

permetterà di minimizzare i rischi e i danni derivanti da perdite di gas e incendi.

Per navi classificate FSRU, i relativi requisiti dei sistemi di rilevazione F&G sono in linea generale espressi nell’IGC

Code.

I requisiti e le funzionalità di base saranno i seguenti:

✓

✓

✓

✓

✓

✓

✓

✓

✓

Fornire una rilevazione la più possibile rapida e affidabile in caso di rilascio GNL, gas in quantità e

concentrazioni sufficienti per innescare un’esplosione o comunque mettere in pericolo il personale;

Rilevare la presenza di un incendio nelle fasi iniziali al fine di prevenirne la diffusione anche incontrollata;

Minimizzare il rischio verso personale e l’impianto iniziando azioni di prevenzione e controllo evitando

escalation degli incidenti; tali azioni includono l’attivazione degli impianti antincendio e la partenza delle pompe

associate;

Intraprendere azioni appropriate per controllare e ridurre il rischio;

Allertare il personale in impianto e in sala controllo locale e banchina;

Attivare le procedure di emergenza previste in impianto per fronteggiare tali situazioni;

Evitare falsi allarmi;

Essere in grado di indicare dove è stato rilevato il pericolo;

Essere idoneo all’ambiente localizzato.

Tutte le apparecchiature del sistema di rilevazione di incendi, gas, calore, freddo, dispositivi di allarme etc., devono

essere cablati direttamente filo-filo agli armadi di controllo F&G.

Tutti i cavi utilizzati per questo sistema (in ingresso dai rilevatori ed in uscita verso altri sistemi) saranno resistenti

al fuoco in accordo alla serie IEC 60331 e indirizzati verso percorsi fisicamente separati per evitare cause comuni

di guasto.

Gli allarmi e i guasti saranno visualizzati sulle postazioni operatore e sul pannello sinottico in sala di controllo. Oltre

che la rappresentazione sulle HMI, in sala di controllo infatti deve essere previsto un sinottico antincendio e del

gas, visibile agli operatori e cablato direttamente al sistema F&G.





Inoltre, il sistema dovrà interfacciarsi con i sistemi di protezione antincendio (ad esempio pannelli pompa acqua

antincendio) per l’azionamento automatico/manuale degli stessi e il monitoraggio dei loro segnali di stato nonché

con il sistema PA per l’attivazione degli allarmi sonori dell’FSRU, oltre che con l’altra sezione del sistema sicurezze

l’ESD.

La progettazione del sistema di rilevamento incendi e gas sarà conforme alle principali normative

internazionalmente riconosciute quali NFPA 72, ISA TR84.00.07-2018, IEC 61511 ed equivalenti.

C.8.1.1.2

Tipo di rilevatori

I rilevatori previsti per essere utilizzati in impianto sono i seguenti:

✓

✓

✓

✓

✓

rilevatori di gas infiammabile (puntuali e a raggio aperto);

rilevatori di fiamma;

rilevatori di temperatura;

rilevatori del freddo (perdite GNL);

rilevatori di fumo.

C.8.1.2

Banchina

C.8.1.2.1

Requisiti generali

La banchina sarà dotata di un sistema di rilevazione gas, incendi, perdite e di un sistema di allarme, progettati per:

✓

✓

✓

✓

fornire una rilevazione la più possibile rapida e affidabile in caso di rilascio GNL, gas o incendio;

allertare il personale in impianto e in sala controllo locale;

minimizzare il rischio al personale e all’impianto iniziando azioni di prevenzione e controllo evitando escalation

degli incidenti; tali azioni includono l’attivazione degli impianti antincendio e la partenza delle pompe associate;

C.8.1.2.2

attivare le procedure di emergenza previste in impianto per fronteggiare tali situazioni.

Tipo di rilevatori

I rilevatori previsti per essere utilizzati in impianto sono i seguenti:

✓

✓

✓

✓

✓

rilevatori di gas infiammabile;

rilevatori di fiamma;

rilevatori di temperatura;

rilevatori del freddo (perdite GNL);

rilevatori di fumo.

Il sistema di rilevazione incendi comprenderà anche pulsanti manuali di allarme e lampeggianti e sirene di allarme.





D. SITUAZIONI CRITICHE, CONDIZIONI DI EMERGENZA E

RELATIVI APPRESTAMENTI

D.1 SOSTANZE EMESSE

D.1.1

Sostanze emesse in condizioni anomale di funzionamento e in caso di incidente

e quasi incidente

La sostanza stoccata e movimentata all’interno del Terminale è gas naturale, composto per la maggior parte da

metano, allo stato liquefatto e allo stato gassoso. Il gas naturale è una sostanza non tossica, non corrosiva né

pericolosa per l’ambiente ed è classificato H220 “Gas Altamente Infiammabile”, secondo il Regolamento CE

1272/2008.

Nel caso in cui si bruci gas naturale si avrà, a seguito della combustione, emissione di anidride carbonica, vapore

acqueo e monossido di carbonio. L’anidride carbonica è normalmente presente in aria in concentrazione pari a

circa 300 ppm. È un gas asfissiante e, nel caso di un incendio di elevata entità, potrebbe generare effetti di asfissia

nei soggetti che si trovano sottovento e non possono portarsi in condizioni di sicurezza. La concentrazione IDLH 1

indicata dal National Institute for Occupational Safety and Health (NIOSH) è pari a 40.000 ppm. Il vapore acqueo

non presenta invece effetti particolari. Il monossido di carbonio è un gas estremamente tossico caratterizzato da

TLV-TWA 2 pari a 35 ppm (NIOSH), e ha effetti di tossicità acuta. La sua concentrazione IDLH indicata dal NIOSH

è pari a 1.200 ppm.

D.2 EFFETTI INDOTTI DA INCIDENTI SU IMPIANTI RISCHIO DI INCIDENTE

RILEVANTE

D.2.1

Effetti indotti da incendi o esplosioni

D.2.1.1

Analisi dei possibili effetti indotti da incendi o esplosione con origine presso il Terminale

Per quanto riguarda l’analisi degli effetti domino potenzialmente indotti dagli scenari incidentali che potrebbero

avere origine presso le installazioni del Terminale oggetto del presente Rapporto Preliminare di Sicurezza, si

rimanda all’analisi delle conseguenze riportata in Allegato C.4.2.

Le analisi condotte hanno permesso di escludere la possibilità di effetto domino, infatti:

✓

✓

✓

in caso di un rilascio da una linea/apparecchiatura non è possibile escludere che gli effetti degli scenari

incidentali conseguenti possano interessare altre installazioni del Terminale, tuttavia la presenza di sistemi di

rilevazione F&G che attivano automaticamente le azioni di emergenza (intercettazione e depressurizzazione)

consente di minimizzare la durata dei potenziali rilasci, in modo tale da poter escludere la possibilità di

danneggiamento di altre linee/apparecchiature e conseguente escalation degli effetti;

considerazioni analoghe valgono per il potenziale coinvolgimento delle installazioni presenti in banchina

(opere connesse al di fuori del limite di batteria del Terminale). La durata estremamente limitata degli scenari

incidentali consente di escludere eventi indotti su queste installazioni e, quindi, potenziali effetti domino;

gli effetti degli scenari incidentali analizzati sono tali per cui i valori di soglia per effetto domino non raggiungono

aree esterne al Terminale con presenza di installazioni preesistenti che potrebbero, in caso di

danneggiamento, determinare un’escalation degli effetti. Inoltre, per quanto detto nel punto precedente, effetti

domino non sarebbero comunque possibili in virtù della limitata durata degli scenari incidentali.

Ciò consente di concludere che la progettazione dei sistemi di rilevazione F&G, incluse le relative azioni esecutive,

e dei sistemi di mitigazione dei potenziali eventi pericolosi (sistemi di intercettazione e depressurizzazione) è

adeguata a rendere il rischio connesso alle nuove installazioni tollerabile.

1

2

IDLH, Immediately Dangerous to Life and Health: concentrazione tossica fino alla quale un individuo sano, in seguito

all'esposizione di 30 minuti, non subisce danni irreversibili alla salute e sintomi tali da impedire l'esecuzione delle appropriate

azioni protettive.

TLV-TWA Threshold Limit Value - Time Weighted Average: concentrazione media a cui può essere esposto un operatore per

otto ore al giorno e per 40 ore settimanali senza subire danni alla salute.





D.2.1.2

Analisi dei possibili effetti indotti sul Terminale da incendi o esplosione con origine presso le installazioni

in banchina al di fuori dei limiti di batteria del Terminale

Sulla banchina saranno presenti alcune installazioni considerate opere connesse al di fuori dei limiti di batteria del

Terminale: ci si riferisce, in particolare, al Punto di Intercetto Linea (PIL) che costituisce il punto iniziale della rete

di trasporto.

Tali installazioni sono caratterizzate dalle medesime condizioni operative della tubazione di send-out del Terminale

e, pertanto, si può assumere che un eventuale rilascio di gas naturale dal PIL condurrebbe, nel suo sviluppo, a

conseguenze analoghe a quelle dell’evento R.3.9 analizzato nell’Analisi di Rischio del Terminale.

Sarà prevista una procedura di allertamento di emergenza del dispacciamento di Enura che provvederà

all’intercettazione tempestiva delle valvole di isolamento (comandabile da remoto) in modo tale da limitare la durata

dell’evento, prevenendo così l’insorgere di effetti domino sul Terminale.

Sulla base delle considerazioni sopra riportate, quindi, si può escludere che un eventuale rilascio dal PIL possa

determinare eventi indotti sul Terminale.

D.2.1.3

Analisi dei possibili effetti indotti sul Terminale da incendi o esplosione con origine presso installazioni

esterne preesistenti

Per quanto riguarda l’analisi del possibile coinvolgimento del nuovo Terminale da parte degli effetti di scenari

incidentali di altre installazioni preesistenti, si è fatto riferimento alle informazioni riportate nel Piano di Emergenza

Esterna (PEE) dell’area industriale di Portoscuso, che comprende i seguenti stabilimenti a Rischio di Incidente

Rilevante:

✓

✓

✓

✓

✓

Enel – Centrale Termoelettrica Sulcis S.p.A. – Produzione di energia elettrica;

Enel – Centrale Termoelettrica Portoscuso S.p.A. – Produzione di energia elettrica;

Eurallumina S.p.A. – Impianto di produzione di ossido di alluminio (allumina);

Portovesme S.r.l. – Impianto metallurgico primario per la produzione di metalli non ferrosi, quali piombo, zinco,

rame, loro leghe, acido solforico;

Alcoa Trasformazioni S.r.l. – Produzione di alluminio attraverso il processo di elettrolisi dell’allumina (ossido

di alluminio.

Il PEE è stato emesso nel 2015 ai sensi dell’art. 20 dell’allora vigente D.Lgs. 334/99 e s.m.i. e successivamente

aggiornato in data 26/11/2018, sulla scorta delle informazioni fornite dai Gestori degli stabilimenti ricadenti nell’area

oggetto della pianificazione e delle conclusioni dell’istruttoria da parte del Comitato Tecnico Regionale e in

conformità alle Linee Guida emanate con D.P.C.M. del 25/02/2005.

Con riferimento a ciascuno degli stabilimenti sopra elencati, le informazioni contenute nel PEE portano a concludere

che nessuno degli scenari incidentali ipotizzabili possono coinvolgere l’area presso la quale si intende realizzare il

nuovo Terminale, come di seguito sintetizzato.

Enel – Centrale Termoelettrica Sulcis S.p.A.

Gli eventi incidentali di riferimento della Centrale Termoelettrica Sulcis consistono principalmente nel rilascio di olio

combustibile denso e gasolio, con conseguente Pool Fire. Gli effetti degli scenari incidentali credibili valutati nel

Rapporto di Sicurezza rimangono tutti all’interno dei confini di stabilimento.

Nessun evento incidentale che potrebbe accadere presso le installazioni della Centrale Termoelettrica Sulcis S.p.A.

può, pertanto, determinare effetti sull’area presso la quale sarà realizzato il Terminale.

Enel – Centrale Termoelettrica Portoscuso S.p.A.

Gli eventi incidentali di riferimento della Centrale Termoelettrica Portoscuso consistono principalmente nel rilascio

di olio combustibile denso e gasolio, con conseguente Pool Fire. Gli effetti degli scenari incidentali credibili valutati

nel Rapporto di Sicurezza rimangono tutti all’interno dei confini di stabilimento.

Nessun evento incidentale che potrebbe accadere presso le installazioni della Centrale Termoelettrica Portoscuso

S.p.A. può, pertanto, determinare effetti sull’area presso la quale sarà realizzato il Terminale.





Eurallumina S.p.A.

I potenziali rischi di incidenti rilevanti evidenziati dall’analisi di rischio dello stabilimento in esame sono, in generale,

riconducibili a rilasci di sostanze combustibili ed eco tossiche (pericolose per l’ambiente).

Gli effetti dell’irraggiamento termico stazionario conseguente a un incendio potrebbero interessare limitate aree

interne allo stabilimento, senza coinvolgere terreni al di fuori dei confini di stabilimento.

Nessun evento incidentale che potrebbe accadere presso le installazioni della Eurallumina S.p.A. può, pertanto,

determinare effetti sull’area presso la quale sarà realizzato il Terminale.

Portovesme S.r.l.

I rischi connessi allo stabilimento Portovesme S.r.l. sono riconducibili principalmente a scenari di incendio.

Per quanto riguarda il Deposito di olio combustibile e l’Impianto SX, gli effetti degli scenari incidentali analizzati

rimangono tutti all’interno dei confini di stabilimento.

Con riferimento al Deposito di GPL, lo scenario incidentale con distanze di danno più elevate è il Flash Fire, con

una distanza all’LFL di 60 m e all’LFL/2 di 124 m. Tali distanze sono significativamente inferiori rispetto a quella

minima che separa il confine dello stabilimento Portovesme S.r.l. e l’area che sarà occupata dal nuovo Terminale

(oltre 1 km).

Nessun evento incidentale che potrebbe accadere presso le installazioni della Portovesme S.r.l. può, pertanto,

determinare effetti sull’area presso la quale sarà realizzato il Terminale.

Alcoa Trasformazioni S.r.l.

Gli impianti in esame sono attualmente fuori servizio.

Ad ogni modo, l’analisi di rischio che era stata condotta nell’ambito del Rapporto di Sicurezza aveva evidenziato

che gli eventi classificabili come “incidenti rilevanti” erano connessi a eventuali perdite di GPL che avrebbero potuto

condurre, nel loro sviluppo, a Flash Fire o Jet Fire. Le aree di danno di tali scenari incidentali risultavano tutte

interne ai confini di stabilimento.

Nessun evento incidentale che potrebbe accadere presso le installazioni della Alcoa Trasformazioni S.r.l. può,

pertanto, determinare effetti sull’area presso la quale sarà realizzato il Terminale.

D.2.2

Effetti degli incidenti indotti

Si rimanda all’analisi di rischio riportata in Allegato C.4.2.

D.2.3

Misure previste per evitare, in caso di incendio e/o esplosione, il

danneggiamento di strutture, serbatoi, apparecchiature e condotte contenenti

sostanze infiammabili e/o tossiche.

Le strutture del Terminale sono dotate di adeguate misure di protezione attiva e passiva per far fronte a eventuali

scenari incidentali e di incendio, allo scopo di impedire o comunque limitare la propagazione degli incendi ed

eventuali effetti domino, nonché assicurare la sicurezza delle persone presenti.

I dettagli dei sistemi di protezione attiva e passiva sono riportati nel Paragrafo nell’Allegato I.11, cui si rimanda.

D.3 SISTEMI DI CONTENIMENTO

D.3.1

Sistemi per il contenimento di fuoriuscite di sostanze infiammabili

Determinati accorgimenti nella progettazione del Terminale sono adottati al fine di minimizzare la possibilità di

fuoriuscita accidentale o perdite di GNL. La filosofia adottata mira a minimizzare gli accoppiamenti flangiati in favore

di quelli saldati, inoltre l’impianto è dotato di valvole di intercettazione in ingresso e uscita dalle apparecchiature

principali (serbatoi, pompe, compressori, vaporizzatori, etc.) e sulle linee principali di GNL. In tal modo si rende

possibile isolare le apparecchiature e i tratti di linea e di limitare al minimo i rilasci di GNL e di gas naturale in caso

di fuoriuscita.





Il sistema di raccolta delle possibili fuoriuscite di GNL è progettato per raccogliere e contenere eventuali

sversamenti intorno e al di sotto di valvole, tubazioni e apparecchiature in cui siano contenuti liquidi criogenici.

Lo scopo del sistema di raccolta consiste nel drenare il GNL accidentalmente fuoriuscito, all’interno di apposite

vasche che consentono di limitare la superficie di GNL esposta all’aria e quindi di limitarne l’evaporazione. Le aree,

dove una fuoriuscita di GNL può avvenire, sono pavimentate e realizzare in maniera tale da permettere il deflusso

del liquido verso canali aperti che scaricano nelle vasche di raccolta.

Sono previsti due bacini in banchina: uno in prossimità dei bracci di carico/scarico GNL e uno nella zona delle baie

di carico delle autocisterne.

I bacini di raccolta saranno dotati di rilevatori di freddo allo scopo di allertare gli operatori e iniziare le azioni

necessarie in caso di emergenza d’impianto. In particolare, una volta rilevata la presenza di GNL in tali bacini, si

avvierà in automatico l’applicazione di schiuma a bassa espansione sul pelo libero del GNL rilasciato, in modo da

evitare l’innesco e controllare l’evaporazione del GNL.

D.3.2

Sistemi per il contenimento di fuoriuscite di liquidi tossici o pericolosi per

l’ambiente

Come già indicato nel Paragrafo C.4.4, presso il Terminale saranno presenti, in quantità significativamente inferiori

ai limiti di soglia, gasolio e ipoclorito di sodio, sostanze pericolose per l’ambiente ai sensi del D.Lgs. 105/15

(rispettivamente appartenenti alla categoria E2 e alla categoria E1 dell’Allegato 1, Parte 1 del D.Lgs. 105/15).

Tali sostanze saranno stoccate e manipolate in modo che eventuali perdite siano contenute e non ci sia alcuna

possibilità di contaminazione dei recettori ambientali.

Presso il Terminale non saranno invece presenti sostanze tossiche.

D.3.3

Sistemi per il contenimento di fuoriuscite di gas o vapori tossici

Non sono presenti sostanze tossiche all’interno del Terminale.

D.4 CONTROLLO OPERATIVO

D.4.1

Criteri di predisposizione delle procedure e istruzioni per il controllo operativo

La progettazione e realizzazione del Terminale comporterà la redazione di un Manuale Operativo. Il Manuale

Operativo includerà tutte le procedure operative necessarie al buon esercizio dell’impianto e dei sistemi presenti.

Allo stato attuale di progettazione, sono state sviluppate le filosofie generali per il controllo operativo del Terminale,

tra cui:

✓

✓

Filosofia di funzionamento (doc. no. 100-GA-E-08004);

Filosofia del sistema di controllo (doc. no. 100-ZA-E-08012).

Alcuni estratti di tali documenti (disponibili su richiesta) sono stati riportati nel Paragrafo B.3.1e B.3.2.

D.4.2

Struttura e indice dei manuali operativi



D.5 SEGNALETICA DI EMERGENZA



D.6 FONTI DI RISCHIO MOBILI

D.6.1

Descrizione delle fonti di rischio mobili

Le fonti di rischio mobili per il nuovo Terminale sono riconducibili alle seguenti:





✓

✓

✓

Navi metaniere “Shuttle Carrier” e/o navi metaniere “bunkering vessel” in ingresso al porto per le operazioni di

scarico/carico;

Autocisterne in arrivo sulla banchina per le operazioni di carico GNL;

Eventuali mezzi pesanti circolanti in banchina per le operazioni di manutenzione.

Per ciascun mezzo sopra elencato, si riportano nei paragrafi seguenti le precauzioni messe in atto che permettono

di considerare ragionevolmente non credibili un eventuale incidente connesso alla circolazione/manovre (su mare

o su strada).

Mezzi navali (navi metaniere “Shuttle Carrier” e navi metaniere “bunkering vessel”)

La valutazione del rischio connesso all’eventuale collisione di mezzi navali contro la FSRU ormeggiata in banchina

è riportata nell’Allegato C.4.1-F, cui si rimanda.

Mezzi gommati (autocisterne)

Le autocisterne possono accedere alle baie di carico unicamente dall’ingresso dedicato che si trova alla radice

della banchina. L’accesso sarà consentito ai soli mezzi autorizzati e controllati dalla guardiania dedicata agli

ingressi allo Stabilimento.

Il percorso che dovrà essere seguito dai mezzi gommati è limitato al piazzale ubicato alla radice della banchina,

dove sono ubicate le baie di carico, così come si evince dalla planimetria riportata in Allegato D.6.1 (di cui si riporta

un estratto qui di seguito): i mezzi in ingresso al carico non potranno quindi accedere alla banchina, dove sono

presenti le altre installazioni e dove sarà ormeggiata la FSRU.

Figura 38: Percorso delle autocisterne in ingresso al carico

È inoltre importante sottolineare che il caricamento delle autobotti non sarà effettuato in orario notturno: ciò

garantisce la massima visibilità e la minimizzazione del rischio di incidenti connessi a colpi di sonno.

Mezzi pesanti (per manutenzione)

L’eventuale accesso di mezzi pesanti, quali ad esempio mezzi di sollevamento per effettuazioni di operazioni di

manutenzione, sarà procedurizzato e controllato dal personale di impianto.

I lavori attorno alle apparecchiature saranno soggetti a valutazione del rischio.





D.6.2

Precauzioni adottate per prevenire il rischio associato alle fonti di rischio

mobile

Si veda paragrafo precedente e Paragrafo C.7.12.

D.7 RESTRIZIONI PER L’ACCESSO AGLI IMPIANTI E PER LA PREVENZIONE

DI ATTI DELIBERATI

D.7.1

Dispositivi, attrezzature, sistemi e/o procedure



Il Terminale sarà dotato di un sistema di controllo e monitoraggio che consentirà di monitorare e controllare gli

accessi e le uscite dall’impianto e di un sistema antintrusione.

D.8 MISURE CONTRO L’INCENDIO

D.8.1

Impianti, attrezzature e organizzazione per la prevenzione e l’estinzione degli

incendi

La descrizione dei sistemi di protezione antincendio, comprensiva di planimetria dei sistemi di protezione attiva e

planimetria dei sistemi di protezione passiva, è fornita in Allegato I.11, cui si rimanda.

D.8.2

Sistema di drenaggio

Le canalette e i bacini di raccolta del GNL saranno dimensionati per garantire l’evacuazione del GNL sversato dalle

aree interessate da un eventuale rilascio accidentale.

Il dimensionamento dei bacini di raccolta sarà effettuato in fase di ingegneria di dettaglio e terrà conto anche del

battente di schiuma che viene sversata automaticamente all’interno degli stessi in caso di rilevazione presenza

GNL (rilevatori freddo).

D.8.3

Fonti di approvvigionamento dell’acqua antincendio

Si rimanda all’Allegato I.11.

D.8.4

Autorizzazioni concernenti la prevenzione incendi

Poiché le attività presenti nel Terminale ricadono tra quelle elencate nell’Allegato I al D.P.R. 151/2011, le corrette

modalità di svolgimento delle verifiche di prevenzione incendi sono riportate nell’Allegato L al D. Lgs. 105/2015,

“Procedure Semplificate di Prevenzione Incendi per gli Stabilimenti di Soglia Superiore”.

La realizzazione del Terminale si configura ai sensi del D. Lgs. 105/2015 come realizzazione di un nuovo impianto,

per cui si fa riferimento al punto 5 dell’Allegato L, relativo a Nulla Osta di Fattibilità (NOF) e valutazione del progetto

antincendio. L’istruttoria per il rilascio del NOF ai sensi dell’art.17 del D.Lgs. 105/2015 comprende la valutazione

del progetto di tutte le attività di cui al D.P.R. 151/2011. Le attività di cui all’allegato I del D.P.R. 151/2011

individuabili come impianti o depositi di cui all’art. 3, oggetto dell’analisi di rischio nel Rapporto Preliminare di

Sicurezza, sono documentate ai sensi dell’allegato C del D.Lgs. 105/2015.

In Allegato I.11 si riporta pertanto la “Documentazione, di cui all’allegato I del D.M. 7 agosto 2012, relativa alle

attività soggette al controllo del Corpo Nazionale dei Vigili del Fuoco di cui all’Allegato I.9, che sono oggetto

dell’analisi del rischio”.





D.9 SITUAZIONI DI EMERGENZA E RELATIVI PIANI

D.9.1

Dislocazione di sale controllo, uffici, laboratori e apparecchiature principali

In Allegato A.2.1 si riporta la planimetria generale del Terminale, con indicazione delle unità logiche di impianto.

Maggiori dettagli relativamente all’ubicazione degli edifici (tra cui sale controllo) e delle apparecchiature principali

sono disponibili nelle mappe e layout forniti in Allegato A.2.3.

D.9.2

Mezzi di comunicazione all’interno dello stabilimento e con l’esterno



D.9.3

Ubicazione dei servizi di emergenza e dei presidi sanitari previsti

Il Terminale sarà dotato dei necessari presidi sanitari previsti secondo quanto richiesto dalla normativa vigente

(D.Lgs. 81/08 e s.m.i.).

In Allegato D.9.3 si riporta una planimetria con l’indicazione preliminare dei presidi di emergenza, delle vie di fuga

e dei punti di raccolta. La configurazione rappresentata è indicativa e dovrà essere confermata in fase di ingegneria

di dettaglio.

D.9.4

Programma di Addestramento Personale



D.9.5

Piano di Emergenza Interno e informazioni per il Piano di Emergenza Esterna



D.9.6

Responsabili attuazione dei piani di emergenza







E. IMPIANTI DI TRATTAMENTO REFLUI E STOCCAGGIO RIFIUTI

E.1 TRATTAMENTO E DEPURAZIONE REFLUI

E.1.1

Impianti di trattamento e depurazione dei reflui

Emissioni in atmosfera

Il Terminale può essere considerato un sistema con limitate emissioni in atmosfera in quanto il sistema di processo

principale è costituito dai vaporizzatori alimentati da acqua di mare.

Le emissioni in atmosfera sono principalmente associate a:

✓

✓

✓

Combustione nei sistemi di generazione di potenza elettrica di norma con operatività non continuativa o di

emergenza (generatori di bordo per gestire i picchi di richiesta elettrica e generatori di emergenza);

Emissioni in fase di emergenza (sfiati);

Traffico indotto da mezzi terresti e navi.

Emissioni in acqua

Sarà previsto il prelievo e la restituzione dell’acqua di mare per soddisfare le esigenze del processo di

rigassificazione GNL (tramite i vaporizzatori) e altri usi industriali come il raffreddamento di alcune tipologie di

apparecchiature.

L’attuale sistema di raccolta delle acque meteoriche in banchina sarà mantenuto. Il sistema è costituito da tubazioni

di diametro variabile da 400 a 630 mm, disposte lungo il bordo della banchina e pozzetti di raccolta ogni 25 m.

L’acqua viene collettata in una vasca di raccolta dimensionata per raccogliere un volume di acqua di prima pioggia

notevolmente superiore al volume di calcolo (pari a circa 5,5 m 3 ) per tenere in considerazione la possibilità di eventi

meteorici di carattere eccezionale. Inoltre, la disponibilità di un bacino di raccolta ampio, consente di dosare gli

invii di acqua al depuratore consortile evitando picchi che potrebbero causare disservizi o malfunzionamenti.

E.1.2

Planimetria della rete fognaria

Con riferimento alla FSRU, le acque reflue verranno scaricate in un apposito serbatoio per il successivo smaltimento

su nave metaniera “bunkering vessel” e/o autocarro. Il serbatoio delle acque reflue sarà installato a bordo e dovrà

essere provvisto di uno o più passi d’uomo che ne consentano l’accesso per la pulizia, la manutenzione e

l’ispezione. Il collegamento sarà in un’area facilmente accessibile sul lato di attracco della FSRU e lato banchina

e contrassegnato per evitare qualsiasi collegamento errato.

Con riferimento alla banchina, la planimetria, il dettaglio degli scarichi ed il particolare della vasca di raccolta

dell’impianto di smaltimento acque piovane esistente sono forniti in Allegato E.1.2.

E.2 GESTIONE DEI RIFIUTI PERICOLOSI

E.2.1

Adempimenti per la gestione dei rifiuti

I principali rifiuti prodotti in fase di esercizio del Terminale derivano da:

✓

✓

✓

✓

✓

rifiuti urbani: rifiuti domestici e assimilabili;

rifiuti di imballaggio, assorbenti, stracci, materiali filtranti;

oli esausti;

rifiuti liquidi da usi civili;

rifiuti e residui provenienti dalle operazioni di manutenzione e pulizia dei serbatoi e degli impianti e

apparecchiature.

I rifiuti generati verranno sempre smaltiti nel rispetto della normativa vigente. In particolare, ove possibile, si

procederà alla raccolta differenziata volta al recupero delle frazioni riutilizzabili. Eventuali stoccaggi temporanei

all’aperto di rifiuti speciali non pericolosi saranno provvisti di bacini di contenimento impermeabili. I rifiuti speciali,

liquidi e solidi, previsti in piccolissime quantità prodotti durante l’esercizio o nel corso di attività di manutenzione





ordinaria e straordinaria, saranno gestiti secondo la vigente normativa in materia di rifiuti, e trasportati e smaltiti da

ditte specializzate.

Ad ogni modo, considerata la tipologia, la quantità e le modalità di gestione, nessuno dei rifiuti prodotti in fase di

esercizio potrà dare luogo a un incidente rilevante.





F. MISURE ASSICURATIVE E DI GARANZIA PER I RISCHI DI

DANNO A PERSONE, COSE, ALL’AMBIENTE

F.1 CERTIFICAZIONI

F.1.1

Copia delle certificazioni e autorizzazioni



F.2 MISURE ASSICURATIVE

F.2.1

Copia della documentazione relativa alle polizze assicurative e di garanzia per

i rischi di danni a persone, a cose e all’ambiente







RIFERIMENTI

[1] aeronautica Militare, Atlante Climatico: “http://clima.meteoam.it/atlanteClimatico.php”

[2] Binetti R., F. Cappelletti, R. Graziani, G. Ludovisi, A. Sampa“lo, 1990, "Metodo Indici’zato per l'Analisi e la

Valutazione del Rischio di Determinate Attività ”ndustriali", Prevenzione Oggi ISPESL.

[3] Center for Energy Economics, CEE, 2012, “LNG Safety and Security”, Bureau of Economic Geology,

Jackson School of Geosciences, The University of Texas, Austing.

[4] Cleaver P. et al., 2006, “A Summary of Experimental Data on LNG Safety”, Elsevier

[5] Det Norske Veritas, DNV, 2007, Phast DNV Risk Management Software, Version 6.54.

[6] TNO, 1992, Methods for the Determination of Possible Damage (Green Book), CPR 16E

[7] National Institute for Occupational and Health, NI“SH, 2015, "Pocket Guide to Chemical Ha”ards (NPG)",

http://www.cdc.gov.niosh.

[8] Pitblado, 2004, “Consequences of LNG Marine Incidents”, CCPS Conference, June 2004.

[9] Sandia, 2004, Hightower at al., “Guidance on Risk Analysis and Safety Implications of a large LNG Spill over

Water”, Sandia National Laboratories Report SAND2004-6258, Dicembre 2004.

[10] eMARS Major Accident Reporting System – Joint Research Center – European Commission,

https://emars.jrc.ec.europa.eu/.

[11] California energy commission, http://www.energy.ca.gov.

[12] Timor-Leste Institute for Development Monitoring and Analysis http://www.laohamutuk.org.

[13] U.S. Chemical Safety Board, http://www.csb.gov.

[14] Pipeline and Hazardous Material Safety Administration PHMSA, http://www.phmsa.dot.gov.

[15] Health and Safety Executive HSE, http://www.hs“.gov.uk.

[16] "Portovesme FSRU – Studio meteomarino”, doc. no. 100-ZA-E-10008.

[17] Banchina Lato Est del Porto Industriale di Portovesme – Progetto esecutivo Relazione Tecnica. Consorzio

per il nucleo di industrializzazione del Sulcis Iglesiente.

[18] Provincia di Carbonia, Studio Meteo Marino del Sistema Portuale del Sulcis-Iglesiente, Studio Associato di

Ingegneria Prima, 2012.

[19] Consorzio industriale Provincia di Carbonia Iglesias, Appalto per la progettazione esecutiva lavori di bonifica

e dragaggio fondali antistanti la banchina est Portovesme. Studio Meteo Marino, Progevi s.r.l., 2017.

[20] DNVGL – RP C205. Environmental conditions and environmental loads.

[21] P13IT02251-MNT-MA-001-002 “Impianto di Rigassificazione del Gas Naturale (GNL) di Panigaglia (SP)

Manuale Operativo. P-00_IMPIANTO GNL-FASCICOLO 1 – DESCRIZIONE”.

[22] PUC 1997 Portoscuso, “36-Tav. - B1 Relazione Geologica PUC Portoscuso”.





[23] IMO International Maritime Organization. IGC Code - International Code of the Construction and Equipment

of Ships Carrying Liquefied Gases in Bulk (IGC Code).

[24] SIGTTO, ESD Arrangements & Linked Ship/Shore Systems for Liquefied Gas Carriers.

[25] ISO 28460 Petroleum and natural gas industries— Installation and equipment for liquefied natural gas—

Ship-to-shore interface and port operations.

[26] CH IV International, The LNG Specialist, Safety History of International LNG Operations, Hanover, Maryland,

USA, December 2006. Technical Document TD-02109. www.CH-IV.com.

[27] National Association of State Fire Marshals, Liquefied Natural Gas: An Overview of the LNG Industry for

Fire Marshals and Emergency Responders. Maggio 2005.


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