Nel Workshop ATEX 2024, tenuto tra giovedì 29/2 e venerdì 1/3 (2024) sono nati parecchi spunti di riflessione.
E domande.
Che necessitavano di specifica risposta.
Riepilogo, quindi, il Q&A del corso e lo metto a disposizione di tutti (sperando di non essermi perso quesiti per strada).
Buona lettura!
Marzio
L’apertura di una valvola di sicurezza si considera nei guasti catastrofici? Oppure ne escludiamo la classificazione?
Se l’unico scenario di emissione da PSV è connesso alla presenza di incendio esterno, l’apertura a sezione piena della valvola è da escludersi. Se invece esistono altre condizioni (es. reazioni fuggitive, LNG) è possibile si debba considerare la piena apertura. Nel caso LNG, per esempio, si include il boil off tra le emissioni per sistemi non refrigerati, nel caso di reazioni fuggitive dovremmo invece sviluppare un albero di guasto che abbia, come eventi base, il guasto al sistema di raffreddamento del reattore e la probabilità di runaway reaction. Il rilascio ha una frequenza inferiore a 1E-6? Lo escludiamo. Se no, no.
Detto questo, con la PSV si deve sempre considerare la presenza di guasto di tenuta nello sfioro. Emissione di secondo grado se esiste un sistema di rilevazione in continuo, diversamente è considerabile di primo grado.
In relazione all’emissione delle PSV a protezione dei gruppi di riduzione metano in armadi (da 5 a 0,04) bar è ragionevole considerare lo scenario della sola emissione di primo grado utilizzando lo 0,1 della sezione dell’orifizio di scarico (CEI EN 60079-10-1:2021) oppure lo 0,0001 (UNI TR 11978) della sezione dell’orifizio di scarico?
La parte del rapporto UNI CEI TR 11978 relativa alla descrizione dei fori di guasto è eccellente e da prendere come riferimento.
Le zone di ricarica carrelli elevatori all’interno di locali dalla volumetria importante (esempio fonderie con relativi moti convettivi ma senza aperture di ventilazione nei pressi delle zone di ricarica) con più postazioni di ricarica (non una come nel caso dell’esempio riportato sulla pubblicazione dell’ing. Tommasini del 2012), come possono essere trattate in alternativa alla CEI EN 62485-3:2016
La presenza di una sola postazione di ricarica all’interno di un reparto è facilmente gestibile accoppiando il calcolo della portata di emissione, data dalla norma CEI EN 62485-3:2016, alla dispersione, calcolabile con l’equazione di Fauske modificata presente nell’ex CEI 31-35:2012 (depurata dagli “enne” coefficienti di sicurezza). La presenza di più aree di ricarica concentrate all’interno di ampi volumi chiusi necessita invece di specifici sistemi di aspirazione locale (VAL).
Quando ho tanti carrelli in ricarica posso considerare un fattore di contemporaneità?
Si, è opportuno. Il criterio è presente sia nell’ex CEI 31-35:2012 che nella britannica IGEM SR 25. Le emissioni sono assimilabili al primo grado (anche se non generano zone classificate bensì aree di rispetto descritte in CEI EN 62485-3:2016)
Negli impianti di produzione biogas/biometano, l‘interno delle vasche in cui avviene la fermentazione è sempre zona 0 oppure c’è un modo per poter dimostrare la saturazione dei vapori e quindi il superamento del UFL?
Sia l’interno dei digestori che all’interno dello spazio tra le due membrane di contenimento la zona è di tipo 1 IIA T1. Per ragioni differenti, legate ad operazioni di manutenzione, nel primo caso, e a perdite di membrana nel secondo caso. In generale non vi è zona “0” poiché durante l’ordinario funzionamento non è prevista la presenza d’aria.
Quindi la norma prevede la possibilità di scegliere se utilizzare i grafici della norma o modelli software Sandia e simili
La norma CEI EN IEC 60079-10-1:2021 arriva ad escludere la possibilità di uso dei diagrammi dell’Allegato D.1 per il calcolo dell’estensione delle zone a rischio di esplosione in luoghi chiusi. L’allegato D.1 è peraltro informativo e non normativo. Una giustificazione di dettaglio dei motivi che portano alla scelta di metodi alternativi all’allegato D.1 della norma è riportata nell’art. 8.1, UNI CEI TR 11978:2024 al quale si rimanda.
Ma con le reti metano che abbiamo, la concentrazione finale di gas blended all’utilizzo sarà diversa da quella immessa in rete perché mi attendo che la maggior parte della “perdita di trasporto” influisca sulla molecola più piccola. Mi troverò quindi con più metano e meno idrogeno. Corretto?
In realtà non è proprio così. Una volta che il gas è miscelato non è possibile da separarne i componenti a meno di utilizzare specifiche tecnologie di liquefazione o di separazione con membrane microporose. Dal foro di guasto, quindi, se la miscela è una 90:10 di CH4-H2 fuoriuscirà quell’esatta composizione.
Il secondo principio della termodinamica insegna.
Come del resto già accade quando discutiamo di gas naturale che, a volte, può non arrivare al 90% in CH4.
Per i dati ambientali, in particolare la Temperatura massima assoluta necessaria nella classificazione di vapori, ex Tabella GC 3-1 Guida 31-35, Esiste un “riepilogo” di altrettanto facile leggibilità più aggiornato?
Direi di no. Di volta in volta è opportuno rifarsi alle centrali locali dell’ARPA.
Ha ribadito più volte che un rilascio a getto / sonico è atteso per pressioni assolute (nel contenimento) pin superiori a 1,7/2 bar. Questo è vero se confronto la pressione critica con la pin. Tuttavia negli esempi della CEI UN TR 11798 viene confrontata p [Pa]=( pin + 101325) con la pcritica e la stessa p (pressione assoluta di emissione) è impiegata nei successivi calcoli di portata. Quindi mi sorge un dubbio, che pressione va usata per verificare il regime di flusso?
La pressione da valutare per il regime sonico dipende dalla contropressione dell’ambiente finale. Se l’ambiente finale possiede una pressione ambiente il riferimento sarà quello. Oltre la pressione critica calcolata con la contropressione ambientale, la portata diverrà sonica e costante calcolabile con l’equazione per fluidi sottoespansi della EN IEC 60079-10-1:2021. In tutti i casi la pressione a cui riferirsi sarà quella assoluta (non relativa).
Mi stanno capitando (in fase del tutto preliminare) alcune situazioni di stampa laser con letto di polveri metalliche (tipicamente sono miscele di vari elementi Ni, Cr , W, Co ..). Ci si ritrova con Schede di sicurezza che dicono poco o nulla, al più viene dichiarato un BZ. Mi conferma dal momento in cui mi trovo una SdS con BZ 2 o si fa un tentativo di analisi un po’ più approfondita o comunque non è “esagerato” procedere con la classificazione? Si tratta prevalentemente delle operazioni di pulizia, travaso materia prima pulverulenta.. E’ il tipico caso di macchina con rischio “interno” gestito (inertizzato) ma non marcata per stare in Atex.
La presenza di una polvere con BZ 2 “può” orientare verso una polvere ATEX. Ma non necessariamente. Potrebbe avere MIE superiori a 1000 mJ (Hard To Ignite) piuttosto che essere marginalmente esplosive (Kst minore di 30-40 bar m/s). Peraltro il fatto di avere la presenza di polveri combustibili propriamente dette non necessariamente porta a classificare un ambiente. Quanta ce n’è? Quali sono le modalità di dispersione? È confinata? Non lo è? È presente umidità? Sono presenti sistemi di captazione localizzata all’emissione? Insomma, anche in questo caso “Depende” come avrebbe detto il compianto Jarabe de Palo
È possibile effettuare l’aggiornamento del Documento di Protezione contro le esplosioni (valutazione del rischio) lasciando la classificazione delle aree esistente se: a) non ci sono state modifiche sostanziali dell’impianto, b) la classificazione è redatta secondo la norma dell’epoca, c) esiste piano di manutenzione programmata?
Dividerei la questione un due capitoli: VDR o impianti. Nel caso di valutazione del rischio non possiamo non considerare l’evoluzione della normativa tecnica, quantomeno per verificare “a che punto siamo” rispetto a quanto già valutato. Quindi, pur non esaurendo il tema della valutazione del rischio, la classificazione deve essere aggiornata all’ultima edizione normativa, in questo caso la CEI EN IEC 60079-10-1:2021. Relativamente agli impianti, invece, l’idea è quella che questi nascano e siano rappresentativi di una specifica epoca tecnologica e debbano risultare conformi alle norme tecniche dell’epoca della costruzione. Se poi subiscono una manutenzione straordinaria sarà quella l’occasione per rivederne gli aspetti di sicurezza di dettaglio.
Riprendendo la domanda precedente, se l’aggiornamento del DPCE riguardasse attività di estrazione petrolifera e gas dove spesso le estensioni delle aree calcolate sono abbondantemente ampliate andando ad adottare le API (es. estensione calcolata sfera di raggio 56 cm à API 3metri!) tale aspetto potrebbe essere un elemento giustificativo nel dare per buona la relazione di classificazione (es redatta nel 2011).
Dipende. A parte il concetto di estensione di “56 cm” sul quale ci sarebbero da dire alcune cose, se aggiorniamo la valutazione è necessario farla secondo la normativa tecnica vigente. Se per il settore specifico vale una data normativa tecnica, ed è ancora in vigore, non credo ci siano problemi particolari a mantenere la classificazione già realizzata.
Se no, no.
Rilevo tuttavia che le API sono standard statunitensi che classificano in base a Divisioni e Classi. Nel caso specifico (settore petrolifero) è opportuno riferirsi all’EI 15:2015, citata nell’allegato K, EN IEC 60079-10-1:2021.
Se il DPE contiene una classificazione svolta secondo la norma CEI EN 60079-10-1:2016 e/o CEI 31-35:2012 devo procedere ad un aggiornamento?
In generale “SI”. Come è stato diffusamente introdotto nel Workshop, l’edizione 2021 della norma di classificazione modifica molte cose. Il nomogramma D.1 non si può più utilizzare in situazioni indoor e, fatto molto importante, l’equazione di emissione di una pozza di infiammabili prevede un’emissione triplicata a parità di velocità dell’aria a chiuso. Di più: poiché il riferimento della velocità dell’aria interna è passato da 0,05 m/s a 0,1 m/s, il calcolo di emissione porterà ad una portata cinque volte superiore (il draft della IV edizione, a questo riguardo, consiglia di non spingersi al di sotto di 0,15 m/s). Intorno a tale valore di velocità, infatti, la dinamica di emissione cambia da diffusiva (con velocità dell’aria pressoché nulle) a convettiva (valori superiori a 0,1-015 m/s). Peraltro, l’adozione del coefficiente k, ora non più previsto, potrebbe aver portato a sottostimare l’ampiezza dell’estensione per tutte le dispersioni normate (jet, diffusione, gas pesanti). Se poi la classificazione esistente faceva riferimento all’equazione dell’ex CEI 31-35:2012, in questa la velocità dell’aria veniva divisa per un coefficiente “fSE” che contribuiva a diminuire ulteriormente la portata di emissione. Insomma, molto meglio riclassificare secondo la nuova normativa con le accortezze indicate nel Workshop.
Come trattare la Classificazione di SE per le miscele Metano-Idrogeno oppure Metano-Propano (es. 70 % Metano; 30 % Propano) in impianti termici industriali (es. forni)?
Le equazioni di riferimento sono le stesse sia per l’emissione (Yellow Book o EN IEC 60079-10-1:2021) sia per la dispersione (es. Chen & Rodi per fluido sottoespanso, SANDIA, Gexcon, ecc.). Il problema risiede nella caratterizzazione della miscela: è necessario calcolare la massa molare (M), il coefficiente di espansione politropica (γ), la compressibilità (Z) e l’LFL. Il resto viene da sé.
Quando è obbligatorio valutare i danni da ATEX ai sensi della regola tecnica V.2 (V.2.2.5 Valutazione dell’entità degli effetti prevedibili di un’esplosione) e del Titolo XI.TUS? O meglio, quando a livello qualitativo e quando quantitativo (si parla di “eventuale” determinazione di sovrappressioni o di obbligo)?
La scelta, come l’eventuale specifica, è lasciata all’analista. In caso di rilasci ATEX limitati l’applicazione di metodi sofisticati di calcolo degli effetti (es. TNO Multienergy) può non essere giustificata: un conto è il rilascio di un gas denso in un impianto di processo congestionato, altra cosa è l’emissione di gas naturale espanso dalla flangia di connessione al bruciatore di una caldaia. Peraltro, come visto al Workshop, in alcuni casi la zona classificata “domina” gli effetti di un jet fire, come nel caso dell’idrogeno, in altri casi no, come nel caso degli idrocarburi. Risponderei, quindi, con un laconico “dipende”.