- Categoria
- Sicurezza per settore
- Pubblicato
- 2 luglio 2026
- Ultimo aggiornamento
- 2 luglio 2026
- Tempo di lettura
- 19 min (3839 parole)
- Autore
- A cura della Redazione 123Formazione
- Riferimenti normativi
- D.Lgs. 26 giugno 2015, n. 105 (Seveso III) — EUR-Lex · INAIL — Linee guida rischio chimico petrolchimico · Ministero del Lavoro — D.Lgs. 81/2008 testo coordinato
A cura della Redazione 123Formazione
Revisione: team tecnico sicurezza 123Formazione
Ultimo aggiornamento: 2 luglio 2026
Il profilo di rischio del settore: stabilimenti Seveso III (D.Lgs. 105/2015)
Le raffinerie di petrolio e gli impianti petrolchimici rientrano quasi sempre nella categoria degli stabilimenti di soglia superiore ai sensi del D.Lgs. 26 giugno 2015, n. 105, che ha recepito in Italia la Direttiva 2012/18/UE (Seveso III). Il decreto identifica le sostanze pericolose — idrocarburi liquidi infiammabili, gas compressi, sostanze tossiche come l'idrogeno solforato e il benzene — e fissa due soglie quantitative: il superamento della soglia inferiore impone al gestore la notifica all'Autorità Competente e la predisposizione del Rapporto di Sicurezza preliminare; il superamento della soglia superiore aggiunge l'obbligo del Sistema di Gestione della Sicurezza (SGS-PIR), del Piano di Emergenza Interno (PEI) e del Piano di Emergenza Esterno (PEE), quest'ultimo predisposto dalla Prefettura sulla base delle informazioni fornite dal gestore.
Il gestore dello stabilimento Seveso è tenuto a dimostrare all'Autorità Competente — individuata a livello regionale o, per siti di rilevanza nazionale, dal Ministero dell'Ambiente e della Sicurezza Energetica — che il proprio SGS-PIR è effettivo e proporzionato ai rischi presenti. L'SGS-PIR deve coprire tutti gli aspetti previsti dall'Allegato III del D.Lgs. 105/2015: politica di prevenzione degli incidenti rilevanti, struttura organizzativa e personale, identificazione dei pericoli e valutazione dei rischi, controllo operativo, gestione delle modifiche, pianificazione delle emergenze, sorveglianza delle prestazioni, audit e riesame. La mancanza di uno di questi elementi costituisce violazione grave soggetta alle sanzioni previste dall'art. 27 del decreto.
Il D.Lgs. 81/08 non è sostituito dal D.Lgs. 105/2015, ma si affianca ad esso: il Documento di Valutazione dei Rischi (DVR) redatto ai sensi dell'art. 17 del D.Lgs. 81/08 deve essere integrato con la valutazione degli scenari incidentali rilevanti identificati nel Rapporto di Sicurezza Seveso. In concreto ciò significa che il DVR di una raffineria deve comprendere l'analisi di scenari come incendio di pozza (pool fire), BLEVE, nube tossica da rilascio di H₂S, nube infiammabile (flash fire) e onda di pressione da esplosione confinata o semiconfinata, con la correlata quantificazione delle zone di danno e dei conseguenti effetti sui lavoratori presenti.
Le ispezioni agli stabilimenti Seveso di soglia superiore sono coordinate a livello nazionale dal Comitato Tecnico Regionale (CTR) dei Vigili del Fuoco, dall'INAIL e dall'ASL/ARPA competente per territorio. La periodicità minima dell'ispezione è fissata dall'art. 25 del D.Lgs. 105/2015 in un anno per i siti di soglia superiore (salvo modulazione in base al punteggio di rischio dell'SGS). I verbali di ispezione sono pubblici e consultabili; la presenza di non conformità può comportare la sospensione delle attività fino alla loro eliminazione.
Atmosfere esplosive ATEX: classificazione delle zone, DEXAP e apparecchiature
Il Titolo XI del D.Lgs. 81/08 (artt. 287-297) recepisce la Direttiva 1999/92/CE (ATEX luoghi di lavoro) e disciplina la protezione dei lavoratori esposti al rischio di esplosione da atmosfere esplosive generate da gas, vapori, nebbie o polveri infiammabili. In una raffineria o in un impianto petrolchimico le sorgenti di rilascio di sostanze infiammabili sono molteplici — flange, valvole, pompe, compressori, serbatoi a tetto fisso e galleggiante, impianti di caricamento autobotti — e la classificazione delle zone ATEX è un adempimento fondamentale per il datore di lavoro.
La classificazione distingue le zone in funzione della probabilità e della durata della presenza di atmosfera esplosiva: Zona 0 (presenza continua o per lunghi periodi), Zona 1 (presenza occasionale in condizioni normali di funzionamento), Zona 2 (presenza improbabile in condizioni normali, o se presente, di breve durata). Per le polveri combustibili la nomenclatura è analoga: Zona 20, 21 e 22. In raffineria le Zona 0 sono tipicamente l'interno dei serbatoi atmosferici contenenti idrocarburi infiammabili; le Zone 1 comprendono le aree entro un raggio definito dalle sorgenti di rilascio di primo e secondo grado (pompe, flange, valvole di regolazione); le Zone 2 si estendono oltre tali perimetri. La classificazione deve essere documentata su planimetrie aggiornate ogni volta che l'impianto subisce modifiche rilevanti.
Il Documento sulla Protezione contro le Esplosioni (DEXAP), obbligatorio ai sensi dell'art. 294 del D.Lgs. 81/08, deve essere predisposto prima dell'avvio dell'attività lavorativa e aggiornato in caso di modifiche sostanziali agli impianti o alle sostanze trattate. Il DEXAP deve contenere: la classificazione delle zone ATEX, la descrizione delle sorgenti di rilascio, l'elenco delle apparecchiature utilizzate nelle zone classificate con il relativo gruppo e categoria ATEX, le misure tecniche e organizzative adottate per prevenire l'innesco, i criteri di coordinamento quando operano più imprese contemporaneamente nello stesso impianto.
Le apparecchiature destinate ad essere utilizzate in zone ATEX devono essere conformi alla Direttiva 2014/34/UE (recepita in Italia dal D.Lgs. 85/2016), che classifica le apparecchiature in Categoria 1 (adatta a Zona 0/20), Categoria 2 (adatta a Zona 1/21) e Categoria 3 (adatta a Zona 2/22). Lampade, attrezzature elettriche e strumentazione portatile — inclusi i telefoni cellulari — devono avere la marcatura Ex con il codice del gruppo, della categoria e della classe di temperatura. La manutenzione delle apparecchiature ATEX richiede personale qualificato secondo la norma CEI EN 60079-17, che disciplina la verifica iniziale, la verifica periodica e quella dopo riparazione.
Rischio chimico: H₂S, benzene e idrocarburi volatili (VOC)
L'idrogeno solforato (H₂S) è uno degli agenti chimici più pericolosi presenti nelle raffinerie e negli impianti di trattamento del gas naturale. È un gas incolore, dall'odore caratteristico di uova marce a basse concentrazioni, ma che ad alte concentrazioni paralizza rapidamente il nervo olfattivo impedendo di percepire il pericolo. Il D.Lgs. 81/08, all'Allegato XXXVIII, fissa i Valori Limite di Esposizione Professionale (VLEP): 1 ppm (1,4 mg/m³) come valore limite su 8 ore (TWA) e 5 ppm (7 mg/m³) come valore limite a breve termine (STEL, 15 minuti). Il superamento del STEL può causare irritazione acuta delle vie respiratorie, edema polmonare e, oltre i 500 ppm, collasso e morte per asfissia in pochi minuti.
La prevenzione dell'esposizione ad H₂S si basa su tre livelli: rilevazione continua mediante sistemi fissi di gas detection (con soglie di allarme tipicamente a 5, 10 e 20 ppm) e rilevatori portatili indossati individualmente dagli operatori; segregazione degli impianti con ventilazione forzata nelle aree chiuse; uso di autorespiratori (SCBA — Self-Contained Breathing Apparatus) o di sistemi di aria respirable a linea (airline respirators) per le operazioni in aree con potenziale rilascio. I lavoratori devono essere addestrati annualmente alle procedure di emergenza: evacuazione rapida in caso di allarme, soccorso del collega colpito con SCBA indossato prima dell'approccio, punto di raccolta con vento alle spalle.
Il benzene è classificato come cancerogeno di Categoria 1A ai sensi del Regolamento CLP (H350: può causare il cancro). Il Titolo IX Capo II del D.Lgs. 81/08 (artt. 233-240) disciplina specificamente la protezione dei lavoratori dal rischio di esposizione al benzene nelle attività che implicano la produzione, la lavorazione o l'impiego di questa sostanza — tutte attività tipiche del settore petrolchimico. Il VLEP fissato dall'art. 232 comma 2 e dall'Allegato XXXVIII è di 0,05 ppm (0,16 mg/m³) come TWA-8h. Per i lavoratori che effettuano campionamenti, analisi di laboratorio o operazioni di manutenzione su colonne di reforming catalitico, unità di estrazione BTX (benzene-toluene-xilene) o impianti di alchilazione, il monitoraggio ambientale e biologico è obbligatorio.
Gli idrocarburi volatili (VOC — Volatile Organic Compounds) nel loro insieme — toluene, xileni, esano, eptano, nafta, frazioni leggere di distillazione — sono presenti in atmosfera nelle aree di processo e durante le operazioni di travaso, campionamento e bonifica delle apparecchiature. Il datore di lavoro deve valutare il rischio chimico ai sensi del Titolo IX Capo I (artt. 221-232), predisporre il documento di valutazione del rischio chimico, selezionare i DPI respiratori idonei (semimaschere con filtri combinati A2P3 per operazioni routinarie; autorespiratori per ambienti a concentrazioni non controllabili) e pianificare la sostituzione periodica dei filtri in funzione delle concentrazioni rilevate.
Rischio incendio ed esplosione: BLEVE, flarestacks e valvole di sicurezza (PRV)
Il Boiling Liquid Expanding Vapor Explosion (BLEVE) è uno degli scenari incidentali più gravi nel settore petrolchimico. Si verifica quando un recipiente contenente liquido surriscaldato (tipicamente GPL, butano, propano o nafta leggera) si rompe catastroficamente a causa del cedimento strutturale della parete — spesso indotto da un incendio esterno che indebolisce il metallo — con conseguente vaporizzazione esplosiva del contenuto, formazione di una palla di fuoco (fireball) e proiezione di frammenti. Le distanze di danno per un BLEVE da serbatoio da 50 m³ di GPL possono estendersi fino a 150-200 m per le radiazioni termiche letali e oltre 300 m per i frammenti. Il DVR e il Rapporto di Sicurezza devono quantificare questi scenari con metodi accettati (modelli SFPE, software PHAST o equivalenti).
I flarestacks (torce di combustione) sono sistemi di sicurezza presenti in ogni raffineria e impianto petrolchimico: bruciano in modo controllato i gas di scarico dei sistemi di sfiato di emergenza, i gas prodotti durante le fasi di avviamento e spegnimento degli impianti e le eccedenze di gas non recuperabili. Sebbene i flarestacks siano dispositivi di sicurezza, la loro gestione espone i lavoratori a rischi di irraggiamento termico in caso di accensione improvvisa, a caduta di residui incandescenti (rain-out) e a emissione di composti solforati. Il DVR deve individuare le aree di esclusione intorno alla torcia attiva e definire le procedure di accesso autorizzato durante il funzionamento.
Le Pressure Relief Valves (PRV), o valvole di sicurezza a molla, sono dispositivi che proteggono le apparecchiature in pressione da sovrapressioni anomale scaricando il fluido in eccesso verso il collettore del flare o verso atmosfera. Il D.Lgs. 81/08 (Titolo X per gli impianti a pressione) e le norme ASME VIII e API 520/521 disciplinano la progettazione, l'installazione e la manutenzione delle PRV. Una PRV che non interviene alla pressione di taratura o che rimane bloccata in posizione aperta è una situazione di pericolo grave: il primo caso può causare la rottura catastrofica del recipiente; il secondo causa rilasci continui di idrocarburi con rischio di incendio o di esposizione cronica dei lavoratori. La manutenzione e la taratura periodica delle PRV devono essere documentate nel registro delle apparecchiature.
Il quadro normativo antincendio applicabile alle raffinerie e agli stabilimenti petrolchimici si articola su più livelli: il Titolo X del D.Lgs. 81/08 (valutazione del rischio incendio e misure di prevenzione e protezione), il D.M. 2 settembre 2021 (nuovo codice antincendio, progressivamente applicabile anche alle attività esistenti), le norme tecniche specifiche come l'API RP 2001 per le raffinerie e la NFPA 30 per lo stoccaggio di liquidi infiammabili. Il Piano di Emergenza Interno redatto ai sensi del D.Lgs. 105/2015 deve essere coordinato con il Piano di Emergenza Aziendale antincendio previsto dal D.Lgs. 81/08, definendo responsabilità, catene di comunicazione e risorse disponibili (squadra di emergenza interna, presidi antincendio fissi, VV.F. e 118 come soccorso esterno).
Permesso di lavoro a caldo (Hot Work Permit): procedura e responsabilità
Il permesso di lavoro a caldo (Hot Work Permit) è una procedura documentale obbligatoria per tutte le attività che generano calore, scintille o fiamme libere in aree classificate ATEX o in prossimità di sostanze infiammabili. Rientrano in questa categoria la saldatura ossiacetilenica ed elettrica, il taglio a cannello, la molatura, le operazioni di rivestimento a caldo (hot-coating), l'uso di utensili a percussione in zone con potenziale rilascio. L'art. 67 del D.Lgs. 81/08 impone al datore di lavoro di adottare misure atte a prevenire l'innesco di incendi e di esplosioni durante le operazioni di manutenzione che comportano l'impiego di fonti di calore; la norma UNI 10449 (Interventi di manutenzione in ambienti con pericolo di esplosione) fornisce le linee guida tecniche specifiche per l'industria di processo.
La procedura tipica del Hot Work Permit prevede le seguenti fasi. Prima dell'inizio dei lavori: la richiesta scritta da parte del richiedente (capo squadra manutentori o impresa appaltatrice) con descrizione dettagliata dell'attività, della sua localizzazione e della durata prevista; l'ispezione dell'area da parte dell'Autorizzatore (safety officer o preposto dell'impianto) con verifica delle condizioni atmosferiche mediante gas detector calibrato (la lettura deve essere inferiore al 10% del Limite Inferiore di Esplosività — LEL — prima del rilascio del permesso); la bonifica dell'apparecchiatura (isolamento, lavaggio, inertizzazione o spurgatura) e il suo blindaggio con dischi di rottura o tappi ciechi; la predisposizione dei presidi antincendio (estintore a CO₂ o polvere ad attinenza, idrante allacciato, punto di raccolta dell'acqua di raffreddamento) e di un addetto alla sorveglianza antincendio (fire watcher).
Durante l'esecuzione dei lavori il fire watcher deve rimanere presente nell'area per tutta la durata delle operazioni e per almeno 30-60 minuti dopo il loro completamento, per individuare eventuali focolai latenti. Il permesso ha validità limitata (tipicamente al singolo turno di lavoro) e deve essere rinnovato se i lavori si prolungano oltre il termine previsto; ogni rinnovo richiede una nuova verifica delle condizioni atmosferiche. Il permesso deve essere esposto in cantiere e una copia deve essere conservata in archivio come registro delle attività svolte. Se durante i lavori le condizioni cambiano (allarme gas, variazione del vento, avviamento di un impianto adiacente), i lavori devono essere immediatamente sospesi e il permesso annullato.
La responsabilità del sistema del permesso di lavoro è condivisa: il richiedente è responsabile della corretta esecuzione delle opere e del rispetto delle condizioni del permesso; l'autorizzatore è responsabile della verifica delle condizioni di sicurezza prima del rilascio e della revoca del permesso in caso di pericolo; il datore di lavoro committente, ai sensi dell'art. 26 del D.Lgs. 81/08, è responsabile del coordinamento con l'impresa appaltatrice attraverso il DUVRI (Documento Unico di Valutazione dei Rischi da Interferenze). In caso di incidente durante lavori a caldo svolti senza permesso regolare, la responsabilità penale può ricadere sia sul datore di lavoro sia sul dirigente o preposto che ha consentito l'esecuzione.
Lavori in quota e in spazi confinati: torri di distillazione, scambiatori e serbatoi
Le raffinerie e gli impianti petrolchimici concentrano alcune delle situazioni più critiche in materia di lavori in quota e di spazi confinati. Le torri di distillazione — strutture che in grandi raffinerie superano i 60-80 metri di altezza — richiedono operazioni di ispezione interna (cleaning dei piatti di distillazione, sostituzione delle campane), di manutenzione esterna (sostituzione dell'isolamento termico, rivestimento anticorrosivo) e di controllo strumentale che espongono i lavoratori al rischio di caduta dall'alto. I D.Lgs. 81/08 (artt. 105-130, Titolo IV) e le norme UNI EN 363 e UNI EN 354 per i sistemi di arresto caduta disciplinano i requisiti minimi dei DPI anticaduta (imbracature, cordini, dissipatori di energia) e le modalità di ancoraggio a strutture certificate.
Gli spazi confinati negli impianti petroliferi comprendono serbatoi di stoccaggio atmosferici (con drenaggi e mangates di ispezione), scambiatori di calore (fascio tubiero e camera delle testate), separatori bifase e trifase, forni tubolari, fogne e cunicoli interrati. Il D.P.R. 14 settembre 2011, n. 177 disciplina le qualificazioni necessarie per le imprese che eseguono lavori in spazi confinati: il datore di lavoro deve verificare che l'impresa appaltatrice abbia esperienza almeno triennale nello specifico settore, che il 30% del personale abbia frequentato la formazione specifica per i lavori in spazi confinati e che il preposto sia munito di attestato di formazione all'emergenza. Il committente deve verificare queste qualificazioni prima di affidare il lavoro.
Prima di consentire l'ingresso nello spazio confinato è obbligatorio effettuare la bonifica e la verifica atmosferica. La bonifica include il lavaggio con vapore o acqua, la purga con azoto o aria, il blindaggio degli attacchi di entrata (spade cieche su tutte le tubazioni allacciate all'apparecchiatura) e la verifica dell'assenza di residui liquidi o solidi pericolosi sul fondo. La verifica atmosferica deve misurare: la percentuale di ossigeno (accettabile tra il 19,5% e il 23,5%), il valore di LEL (inferiore al 10% prima dell'ingresso), la concentrazione di H₂S (inferiore al VLEP), la presenza di CO e di altri contaminanti specifici dell'impianto. La verifica deve essere ripetuta durante le operazioni a intervalli regolari e ogni volta che avviene una variazione delle condizioni.
Il sistema di salvataggio è parte integrante della procedura di entrata in spazio confinato: deve essere presente almeno un addetto al salvataggio esterno (stand-by man) per ogni lavoratore all'interno, equipaggiato con autorespiratore e con il sistema di recupero (treppiede con argano e imbracatura) già posizionato in corrispondenza del punto di ingresso. La comunicazione tra interno ed esterno deve essere continua; in assenza di risposta entro un intervallo prestabilito (tipicamente 5 minuti), si attiva immediatamente la procedura di emergenza. I lavoratori all'interno devono essere dotati di rilevatori personali multigas e di sistemi RFID o di localizzazione radio per permetterne il rilevamento in caso di emergenza.
Formazione obbligatoria: lavoratori, RSPP, ATEX e antincendio
I lavoratori impiegati in raffinerie e impianti petrolchimici appartengono al rischio alto ai sensi dell'Accordo Stato-Regioni del 21 dicembre 2011 (rep. atti n. 221/CSR), che ha fissato la durata minima della formazione obbligatoria in 16 ore: 4 ore di modulo generale e 12 ore di modulo specifico per rischio alto. L'aggiornamento quinquennale è di 6 ore. Questi contenuti minimi devono essere integrati — sia in fase di assunzione sia periodicamente — con la formazione specifica ai rischi del processo: rischio chimico (H₂S, benzene, VOC), rischio ATEX, uso dei DPI respiratori, procedure di emergenza e di evacuazione, permesso di lavoro e segnaletica di sicurezza. Il programma di addestramento specifico deve essere documentato nel DVR e nei registri formativi.
Il Responsabile del Servizio di Prevenzione e Protezione (RSPP) di un'azienda del settore petrolchimico deve aver completato il percorso formativo previsto dall'Accordo Stato-Regioni del 26 gennaio 2006: Modulo A (28 ore, comune a tutti i settori), Modulo B7 — specifico per il settore industria chimica e petrolchimica — della durata di 24 ore, e Modulo C (24 ore, abilitante alle funzioni di RSPP). Il Modulo B7 tratta in modo approfondito i rischi caratteristici del settore: chimico, esplosione, incendio, impianti in pressione, agenti cancerogeni (benzene), ATEX, gestione delle emergenze. L'aggiornamento quinquennale dell'RSPP è di 40 ore, parte delle quali può essere dedicata a approfondimenti normativi e tecnici specifici del settore.
La formazione ATEX per i lavoratori che operano in zone classificate — operatori di impianto, manutentori elettrici e strumentisti, addetti alle operazioni di carico e scarico di idrocarburi — deve coprire: i principi fisici della combustione e dell'esplosione, la classificazione delle zone ATEX, le categorie delle apparecchiature Ex, le norme comportamentali (divieto di utilizzo di apparecchiature non certificate, procedure per le attività di controllo visivo), la corretta compilazione del DEXAP e del permesso di lavoro in zone ATEX. La durata standard del corso ATEX per operatori è di 8 ore; per i manutentori elettrici che intervengono sulle apparecchiature Ex è consigliato un percorso più approfondito (16 ore) che includa la norma CEI EN 60079-17.
L'antincendio nelle raffinerie e negli impianti petrolchimici ricade nella categoria di rischio elevato ai sensi del D.M. 2 settembre 2021. Gli addetti antincendio devono quindi completare il corso di Livello 3, della durata di 16 ore (8 ore di teoria + 8 ore di prova pratica), e ottenere l'attestato di idoneità tecnica rilasciato dalla Commissione tecnica provinciale dei Vigili del Fuoco. Il corso copre la classificazione degli incendi (classi A, B, C, D, F), i sistemi fissi di estinzione presenti in raffineria (schiuma AFFF/FFFP per gli impianti di stoccaggio, diluvio ad acqua per le colonne, CO₂ per le sale quadri), l'uso degli autorespiratori in emergenza e le procedure di attivazione del Piano di Emergenza Interno. L'aggiornamento triennale è obbligatorio.
Sorveglianza sanitaria: esposti a benzene, rumore e vibrazioni
La sorveglianza sanitaria per i lavoratori esposti al benzene è disciplinata dall'art. 242 del D.Lgs. 81/08 e deve essere attivata ogni volta che la valutazione del rischio evidenzi un'esposizione superiore al VLEP (0,05 ppm TWA-8h) o — per il principio di precauzione — anche in presenza di esposizioni inferiori se il lavoratore svolge mansioni a contatto diretto con prodotti benzolici (campionatori, laboratoristi, addetti alle unità BTX). Il Medico Competente (MC) predispone un protocollo sanitario che include la visita medica preventiva (prima dell'assunzione) e la visita periodica (con cadenza annuale per gli esposti ad alto rischio, biennale per gli esposti a rischio inferiore al VLEP).
Il monitoraggio biologico costituisce lo strumento più efficace per stimare l'assorbimento individuale di benzene, integrando i dati di esposizione ambientale con la variabilità biologica del singolo lavoratore. I principali biomarcatori urinari utilizzati nella pratica industriale sono: l'acido trans,trans-muconico (t,t-MA), con valore limite biologico di riferimento (VLB) fissato dall'ACGIH a 500 μg/g creatinina per un'esposizione a 0,5 ppm di benzene, e l'acido S-fenilmercapturico (S-PMA), più specifico del t,t-MA poiché non è influenzato dall'ingestione di sorbato di potassio, con VLB di 25 μg/g creatinina. I campioni di urina devono essere raccolti a fine turno, dopo almeno tre giorni di esposizione consecutiva, e analizzati in laboratori accreditati.
Il rischio da rumore è pervasivo negli impianti petrolchimici: compressori centrifughi e alternativi, pompe ad alta portata, scambiatori con flusso bifase, valvole di regolazione e di sicurezza, bruciatori dei forni e delle torce generano livelli di pressione sonora che in aree specifiche possono superare i 95-100 dB(A). Il Titolo VIII Capo II del D.Lgs. 81/08 (artt. 187-198) fissa i valori di azione inferiore (LEX 80 dB(A)) e superiore (LEX 85 dB(A)) e il valore limite di esposizione (LEX 87 dB(A)). La sorveglianza sanitaria è obbligatoria per i lavoratori esposti oltre i valori di azione superiori e include l'audiometria tonale (pure tone audiometry) con periodicità annuale per gli esposti a LEX > 85 dB(A) e quinquennale per quelli tra 80 e 85 dB(A).
Le vibrazioni meccaniche costituiscono un ulteriore fattore di rischio per le categorie di lavoratori che operano a contatto con macchinari rotanti — manutentori di pompe e compressori, operatori di mezzi di movimentazione (carrelli elevatori, mezzi d'opera in area impianti), addetti alle operazioni di serraggio pneumatico (avvitatori a impatto). Il Titolo VIII Capo III del D.Lgs. 81/08 (artt. 199-205) distingue le vibrazioni trasmesse al sistema mano-braccio (HAV) da quelle trasmesse al corpo intero (WBV), fissando per entrambe i valori di azione e i valori limite giornalieri. Il MC deve effettuare la visita preventiva e le visite periodiche per tutti i lavoratori con esposizione superiore ai valori di azione, con particolare attenzione ai disturbi circolatori alle mani (fenomeno di Raynaud), alle neuropatie periferiche e alle lombopatie per le WBV.
Riferimenti normativi
- D.Lgs. 26 giugno 2015, n. 105 (Seveso III) — EUR-Lex (eur-lex.europa.eu)
- INAIL — Linee guida rischio chimico petrolchimico (inail.it)
- Ministero del Lavoro — D.Lgs. 81/2008 testo coordinato (lavoro.gov.it)
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