PdR 2019 Unareti · 2019-07-01 · VALUTAZIONE DELLA RESILIENZA ..... 5 4.1 Ondate di calore 5...

PIANO DI INTERVENTI PER L’INCREMENTO DELLA RESILIENZA DEL LA RETE ELETTRICA DI DISTRIBUZIONE DI UNARETI (PDS UNARETI ALLEGATO N.20)

ASSET MANAGEMENTPIANIFICAZIONE ENERGIA ELETTRICA

GIUGNO 2019

2019-2021

1 INDICE

1. PREMESSA ................................................. 2

2. FENOMENI A CUI È SOGGETTA UNARETI ..... 3

2.1. Ondate di calore 3

2.2. Allagamenti 3

2.3. Caduta alberi fuori fascia 3

2.4. Manicotto di ghiaccio e neve 3

3. INDIVIDUAZIONE AREE CRITICHE........... 4

3.1. Ondate di calore 4

3.2. Allagamenti 4

3.3. Caduta alberi fuori fascia 4

3.4. Manicotto di ghiaccio e neve 5

4. VALUTAZIONE DELLA RESILIENZA ........ 5

4.1 Ondate di calore 5 4.1.1 Componente critico della rete MT ..............................6 4.1.2 Posizione di accadimento guasto lungo i feeder MT ..6 4.1.3 Analisi delle criticità ..................................................7

4.2 Allagamenti 8 4.2.1 Analisi della sollecitazione (�) ...................................8 4.2.2 Analisi della vulnerabilità (�) ....................................9 4.2.3 Determinazione della probabilità d’evento (��) .......9 4.2.4 Determinazione dell’impatto (�) ...............................10

4.3 Caduta alberi fuori fascia 10

4.4 Manicotto di ghiaccio e neve 10

5. INTERVENTI PER INCREMENTO DELLA RESILIENZA ........................................ .............. 11

5.1 Ondate di calore 11

5.2 Allagamenti 13

5.3 Caduta alberi fuori fascia 14

5.4 Manicotto di ghiaccio e neve 15

6. PROGRAMMAZIONE ATTIVITÀ .............. 15

7. GESTIONE EMERGENZE ......................... 16

8. ALLEGATI .......................................... ....... 16

2 1. PREMESSA L’articolo 77 dell’allegato A della Delibera ARERA

646/2015/R/eel (Testo integrato della regolazione

output-based dei servizi di distribuzione e misura

dell’energia elettrica - periodo di regolazione

2016-2023), chiede ad ogni Distributore con più di

300.000 utenti dal 2018, la presentazione

all’Autorità di Regolazione per Energia Reti e

Ambiente (nel seguito ARERA) di un piano con

orizzonte almeno triennale, finalizzato

all’incremento della resilienza del sistema di

distribuzione dell’energia elettrica (Piano

resilienza).

Il Piano resilienza include gli interventi individuati

dall’impresa distributrice e mirati a contenere

il rischio di disalimentazione a fronte dei principali

fattori critici di rischio che possono avere impatto

sulla rete di distribuzione.

Con il termine resilienza si intende la misura della

capacità del sistema elettrico di superare

una perturbazione severa e persistente di

carattere imprevedibile minimizzando gli utenti

coinvolti ed i tempi di ripristino del servizio.

I principali fattori critici di rischio che possono

essere esaminati nei Piani resilienza sono:

a) precipitazioni nevose di particolare intensità in grado di provocare la formazione di manicotti di ghiaccio o neve (wet snow);

b) allagamenti dovuti a piogge particolarmente intense o frane e alluvioni provocate da dissesto idrogeologico;

c) ondate di calore e prolungati periodi di siccità;

d) tempeste di vento e effetti dell’inquinamento salino in prossimità delle coste;

e) cadute di alberi di alto fusto su linee aeree, al di fuori della fascia di rispetto.

Oltre gli interventi volti all’incremento della

robustezza della rete, ai fini dell’incremento della

resilienza della rete elettrica è possibile migliorare

anche:

• la fase di ripristino del servizio;

• i piani di emergenza;

• i rapporti tra le imprese distributrici e le istituzioni (processi autorizzativi e accettazione degli sviluppi della rete da parte degli enti locali).

Per l’individuazione degli interventi da

considerare sulle porzioni di rete in media e alta

tensione, oggetto di miglioramento della

robustezza di rete, è stato istituito un gruppo di

lavoro in ambito CEI,

al quale hanno partecipato CEI, Cesi, RSE, Terna e

alcuni Distributori, che si è occupato

principalmente:

• della robustezza meccanica delle linee aeree in conduttori nudi per via della formazione di manicotti di ghiaccio e neve;

• di precipitazioni anomale e persistenti che provocano allagamenti in zone a rischio idrogeologico o esondazione di fiumi o canali.

Il gruppo di lavoro ha contribuito alla definizione

delle “Linee guida per la presentazione dei Piani di

lavoro per l’incremento della resilienza del

sistema elettrico” pubblicate da ARERA con

Determinazione 7 marzo 2017 n. 2/2017.

Altri gruppi di lavoro sono stati recentemente

istituiti e altri sono in fase di definizione, per

indagare sugli altri temi della resilienza:

• caduta alberi;

• allagamenti;

• modalità di ripresa del servizio.

Inoltre Terna ha predisposto una procedura

congiunta di coordinamento tra Terna ed i Gestori

della rete di Distribuzione al fine di conseguire un

razionale sviluppo delle attività sulle reti di

trasmissione e distribuzione tramite una corretta

pianificazione del sistema elettrico nel suo

complesso.

Il presente documento redatto secondo le

indicazioni della deliberazione 668/2018/R/EEL

del 18/12/2018 (Incentivazione economica degli

interventi di incremento della resilienza delle reti

di distribuzione dell’energia elettrica) è

l’aggiornamento annuale per il 2019 del Piano

resilienza di Unareti.

3 2. FENOMENI A CUI È SOGGETTA

UNARETI

Dal registro delle interruzioni del servizio elettrico

sono stati estratti i Periodi di Condizioni

Perturbate (PCP), così come definiti da ARERA,

degli ultimi dieci anni e precisamente dal 2008 al

2018. L’estrazione di tali periodi consente di

individuare gli eventi metereologici di maggior

impatto sulla rete di distribuzione di Unareti.

Si riporta un dettaglio degli eventi significativi

individuati all’interno dei PCP 2008-2018,

ed il numero di utenti impattati:

Anno PCP Evento Utenti coinvolti

2018 Caduta alberi-Temporali 59.914

2018 Ondate di calore 98.896




2015 Allagamenti-Temporali 21.022


2015 Caduta alberi-Temporali 384

2014 Allagamenti-Temporali 51.534


2013 Caduta alberi-Neve 13.663









Tabella 1: Sintesi degli eventi significativi all’interno dei PCP 2008-2018

Dall’osservazione della Tabella 1, si evince

chiaramente che gli eventi di massimo impatto

sulla rete di distribuzione di Unareti,

corrispondono a:

• situazioni di caldo intenso e persistente (Ondate di calore);

• giornate di precipitazioni eccezionali (Temporale-Allagamento).

Si sono riscontrati poi eventi a minor impatto

classificati nella Tabella 1 come “Neve” e

“Temporale”, in area Brescia, in cui si è verificata

la caduta di piante fuori dalla fascia di servitù di

elettrodotto.

2.1. Ondate di calore

Le situazioni di “Ondate di calore”, fenomeno da

ritenersi di assoluta rilevanza per la rete di

distribuzione in ambito urbano in particolare per

la città di Milano, si verificano tipicamente nei

mesi estivi di Giugno e Luglio.

I componenti della rete elettrica si trovano a

lavorare a temperature più elevate rispetto a

quelle del resto dell’anno per un duplice fattore:

• l’incremento della temperatura ambientale, che si riflette in modo diretto sui componenti della rete;

• un aumento della potenza assorbita dagli utenti in particolare per l’utilizzo diffuso di

apparati di condizionamento. Il fenomeno di surriscaldamento dei componenti

della rete elettrica è accentuato dal fatto che le

temperature si mantengono al di fuori dei valori

delle medie stagionali senza subire significative

variazioni anche durante le ore notturne per più

giorni consecutivi.

2.2. Allagamenti

Per quanto riguarda le situazioni di “Temporale-

Allagamento”, l’incidenza sulla rete elettrica

deriva dalle particolari conformazioni

idrogeologiche del territorio che possono portare,

in occasione di precipitazioni di notevole intensità

e/o quantità, all’allagamento delle cabine

sotterranee e quindi alla perdita del servizio

elettrico.

2.3. Caduta alberi fuori fascia

La rete elettrica può essere impattata dal

fenomeno della caduta di piante o rami sugli

elettrodotti, in particolare a causa degli alberi

presenti fuori dalla fascia di servitù, in cui non è

possibile svolgere l’usuale taglio piante. Gli eventi

che determinano tali situazioni sono stati

classificati nelle tabelle precedenti come “Caduta

piante-Neve” e “Caduta piante-Temporali”.

2.4. Manicotto di ghiaccio e neve

È inoltre possibile che durante le nevicate

caratterizzate da “wet snow” si arrivi alla

formazione di manicotti di ghiaccio in grado di far

cadere i conduttori aerei nudi. Per quanto riguarda

4

Unareti non sono state riscontrate situazioni di

quest’ultima tipologia, né dai dati di interruzione

del servizio elettrico né a memoria di operatore. Si

è ritenuto in ogni caso opportuno fare degli

approfondimenti anche per questo particolare

fattore di rischio.

3. INDIVIDUAZIONE AREE CRITICHE Al fine di svolgere un’analisi dei fenomeni che

impattano la rete elettrica è necessario delimitare

l’ambito di potenziale interesse per il particolare

tipo di sollecitazione.

3.1. Ondate di calore

Il fenomeno “Ondate di Calore” si manifesta

tipicamente nei mesi estivi di Giugno e Luglio ed

interessa in particolare tutta la rete elettrica

dell’area milanese. Ogni anno del decennio 2008-

2018 è stato caratterizzato da situazioni di

“Ondate di Calore”, dando luogo a diverse

giornate con parecchi guasti sulla rete elettrica tali

da generare Periodi di Condizioni Perturbate.

Nell’anno 2015 il fenomeno ha assunto

dimensioni considerevoli.

Nella città di Milano sono stati interessati da

interruzioni del servizio elettrico mediamente più

di 500.000 utenti; l’importo complessivo per

indennizzi riconosciuti agli utenti stessi è stato di

circa 650.000 €. In termini di indicatori di

continuità del servizio elettrico, il peso dei

disservizi in pochi giorni è stato pari a circa 25

minuti per utente BT (25 minuti per utente BT è

l’obiettivo annuo posto da ARERA per ambiti ad

alta concentrazione) e 0,7 interruzioni per utente

BT (1 interruzione per utente BT è l’obiettivo

annuo posto da ARERA per ambiti ad alta

concentrazione).

Si è potuto constatare che il fenomeno interessa

indistintamente tutta la rete MT dell’area Milano

con particolare riferimento alla rete a tensione 23

kV in cavo interrato.

1http://www.comune.milano.it/wps/portal/ist/it/servizi/territorio/pianificazione_urbanistica_generale/direttiva_alluvioni

3.2. Allagamenti

Sulla base degli allegati al documento “Direttiva

Alluvioni 2007/60/CE (DLgs 49/2010) - Piano di

Gestione del Rischio Alluvioni del Distretto

Idrografico Padano (PGRA)” disponibile sul sito del

comune di Milano1, è possibile individuare le aree

di criticità idrogeologica (il documento è in fase di

rielaborazione a seguito dei lavori di realizzazione

di bacini di raccolta in zona Seveso, questo

potrebbe modificare le aree di esondazione

primaria e pertanto ridefinire l’area del perimetro

di intervento).

La cabine di distribuzione presenti nella zona di

Milano sono ubicare territorialmente come

indicato nella Tabella 2:

Tipologia CS Consistenza [n] Percentuale [%]

Interrate 4.209 70,82

Fuori terra 1.734 29,18

TOTALE 5.943 100,00

Tabella 2: Composizione delle cabine MT di Milano

Le cabine che ricado in zona di possibile

allagamento (zona di esondazione per i fiumi

Lambro e Seveso) risultano essere circa 560,

di cui 400 interrate, e sono rappresentate

nell’Allegato 1. Di tali cabine sono state

selezionate quelle che nel periodo 2008-2018

hanno avuto almeno un episodio di allagamento;

risultano essere 31 appartenenti a 20 feeder

distinti.

Con la scelta di tale perimetro si è quindi

focalizzata l’attenzione su cabine che certamente

risultano critiche per il fenomeno “Allagamenti-

Temporali” e sulle quali occorre incentrare gli

sforzi per la ricerca di una possibile soluzione.

3.3. Caduta alberi fuori fascia

La rete elettrica interessata da questo fattore di

rischio è sita in area Brescia. Nello specifico si

tratta di linee aeree MT in conduttori nudi che

attraversano zone boschive e che pertanto

potrebbero essere impattate, in occasione di

temporali o nevicate, dalla caduta di alberi, con

5

possibile conseguente interruzione del servizio

elettrico.

Per avere una prima indicazione di tali linee si è

sovrapposto il tracciato dei conduttori aerei nudi

con il documento “Carta dei tipi forestali reali della

Lombardia”2 (ultima revisione del dato

12/01/2018), disponibile sul sito della regione

Lombardia.

Nell’Allegato 2 è mostrato il risultato della

sovrapposizione: emerge indicativamente che il

36% dell’estensione delle linee aeree in conduttori

nudi si trova in zone boschive.

3.4. Manicotto di ghiaccio e neve

La rete elettrica interessata da questo fattore di

rischio è sita in area Brescia. In particolare si tratta

di linee MT in conduttori aerei nudi che

attraversano sia zone boschive che zone di altro

tipo.

Per i manicotti di ghiaccio la caratterizzazione è

sulla tipologia di posa del conduttore, pertanto

tutte le linee aeree in conduttore nudo sono

soggette all’analisi.

4. VALUTAZIONE DELLA RESILIENZA L’analisi della resilienza è basata su un indice di

rischio di disalimentazione degli utenti di una rete

elettrica per ciascuno dei fattori di rischio che

impattano la rete.

Tale indice di rischio (IRI) è il prodotto della

probabilità che l’evento produca un disservizio e

dell’entità del danno (disalimentazione) prodotto

dal disservizio.

La probabilità di disservizio (Pev) è individuata

come l’inverso del tempo di ritorno dell’evento

(TR). L’entità del danno è definita come il numero

di utenti in bassa tensione disalimentati (NUD).

2

http://www.geoportale.regione.lombardia.it/metadati?p_p_id=PublishedMetadata_WAR_geoportalemetadataportlet&p_p_lifecycle=0&p_p_state=maximized&p_p_mode=view&_PublishedMetad

ata_WAR_geoportalemetadataportlet_view=editPublishedMetadata&_PublishedMetadata_WAR_geoportalemetadataportlet_uuid=%7B48FB29EC-92CA-4B82-9E0A-03B3C379B016%7D&_PublishedMetadata_WAR_geoportalemetadataportlet_editType=view&_PublishedMetadata_WAR_geoportalemetadataportlet_fromAsset=true

L’indice di rischio risulta quindi:

�� = �� = �� ∙ �� L’indice di resilienza (IRE) è l’inverso dell’indice di

rischio ed è quindi pari al tempo di ritorno

dell’evento diviso il numero di utenti in bassa

tensione disalimentati:

�� = �� = 1

�� ∙ �� Il miglioramento dell’indice di rischio, è valutato

come differenza tra l’indice di rischio in condizioni

pre-intervento e l’indice di rischio in

corrispondenza della situazione post-intervento,

con riferimento a ciascuna cabina secondaria o a

porzioni di rete MT (es. gruppi di cabine

secondarie su uno stesso feeder MT, intero feeder

MT).

Il miglioramento dell’indice di rischio, è valutato

come differenza tra l’indice di rischio in condizioni

pre-intervento e l’indice di rischio in

corrispondenza della situazione post-intervento,

con riferimento a ciascuna cabina secondaria o a

porzioni di rete MT (es. gruppi di cabine

secondarie su uno stesso feeder MT, intero feeder

MT).

4.1 Ondate di calore

Il fenomeno interessa ogni anno nei mesi estivi la

città di Milano.

Grafico 1: Andamento mensile dei guasti 2012-2018

11

34 36

22

36

11

95

23

62

0 22

61

5 26

20

34 36 4

71

07

52

42

12 2

11

34

19 23 3

1 35

22

97

50

26 3

72

01

91

32

81

2 14

30 4

01

26

25

63

01

2 23

15 16 2

62

01

23

42

78

87

12

3 26

25

19 20

19

15 20

40

55

67

44

32

8 13

12

9 9 13 14

37

32

82

64

57

12

12

11

5

GE

NN

AI

OF

EB

BR

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ZO

AP

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LE

MA

GG

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UG

NO

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DI

CE

MB

RE

2 0 1 2 2 0 1 3 2 0 1 4 2 0 1 5 2 0 1 6 2 0 1 7 2 0 1 8

6

Nell’anno 2015, le alte temperature ambientali

per periodi prolungati con conseguente

assorbimenti elevati di potenza elettrica (è stato

raggiunto il massimo storico di 1.625 MW), hanno

sottoposto la rete di distribuzione a sollecitazioni

molto al di sopra delle normali condizioni di

esercizio. Ciò ha comportato un innalzamento

vertiginoso dei guasti in particolare su rete MT.

I grafici che seguono mostrano la correlazione tra

guasti-temperature e guasti-potenza nel mese di

Luglio per gli anni 2012-2018.

Grafico 2: Andamento temperature massime e guasti MT nel mese di Luglio (2012-2018)

Grafico 3: Andamento temperature massime e punta di potenza nel mese di Luglio per gli anni 2012-2018

Dal Grafico 2 e dal Grafico 3 si può notare come

nella prima decade di Luglio 2015 l’evento abbia

assunto dimensioni notevoli. Si osserva inoltre una

tendenza all’assestamento del fenomeno nei

giorni successivi nonostante le alte temperature

ed elevati carichi.

4.1.1 Componente critico della rete MT

La rete MT si è dimostrata scarsamente resiliente

soprattutto per i guasti occorsi su un determinato

tipo di componente elettrico: il giunto (vedi

Grafico 4).

Grafico 4: componente origine guasto giugno-luglio 2015

La causa predominante di tali guasti è stata

ricondotta in particolare ad una determinata

tipologia di giunti, gli auto-termoretraibili a 24 kV

(vedi Grafico 5). L’insieme delle due tipologie di

auto-termoretraibili costituisce circa il 90% dei

guasti avvenuti sui giunti e sono pertanto stati

definiti come giunti “critici”.

Grafico 5: Tipologia giunto origine del guasto

4.1.2 Posizione di accadimento guasto lungo i feeder MT

In relazione ai guasti accaduti nell’estate del 2015,

è stata svolta una analisi per associare ad ogni

guasto il numero della corrispondente tratta del

feeder sulla quale il guasto si è verificato. La tratta

numero 1 è stata identificata come quella

compresa tra l’impianto primario e la prima cabina

di distribuzione, la tratta numero 2 tra la prima e

la seconda cabina di distribuzione e così via per

tutto il resto del feeder. Questa attività è stata

svolta su tutte le tratte e i feeder associati ai

guasti.

Altro3%

Cavo6%

Cabina3%

Terminale1%

Danni3%

Giunto 84%

TERMORETRAIBILI 24 KV (MISTI)

16%

RESINA4%

MISCELA6%

AUTO-TERMO RETRAIBILI 36

KV0%

AUTO-TERMO RETRAIBILI

24KV74%

7

Il Grafico 6 fornisce una rappresentazione

semplificata del lavoro sviluppato.

Grafico 6: Distribuzione dei guasti MT dell’estate 2015 per numero di tratta

Come era prevedibile, ma in maniera decisamente

marcata, si evidenzia un andamento monotono

decrescente con il progredire della posizione del

numero delle tratte nei feeder. Le prime tratte

difatti sono quelle soggette a maggior

sollecitazione termica in relazione alla maggior

corrente che in esse circola.

Un guasto su una prima tratta di un feeder,

comporta la contro-alimentazione di tutte le

cabine del medesimo feeder. Ciò aumenta

inevitabilmente la probabilità di insorgenza del

doppio guasto sulla linea utilizzata per la contro-

alimentazione.

Nell’estate del 2015 si sono verificate diverse

situazioni con guasti multipli nella stessa porzione

di rete, tali da rendere l’utenza non più contro-

alimentabile. In questi casi l’utenza subisce una

interruzione del servizio elettrico per un tempo

anche superiore a 10 ore.

Nella Figura 1 che segue, si fornisce un esempio

reale con la sequenza degli eventi accaduti il 6

luglio del 2015. Nel caso specifico, dopo 3 eventi

di guasti consecutivi, l’unica linea MT “superstite”

ha potuto contro-alimentare solo parzialmente

(per gli evidenti limiti di portata di una linea MT) le

cabine di distribuzione interessate

all’interruzione.

Figura 1: Schematizzazione porzione di rete ed eventi accaduti il 6 luglio 2015

La situazione ha comportato la disalimentazione

di 5.000 utenti circa per parecchie ore nel centro

di Milano.

4.1.3 Analisi delle criticità

L’analisi è stata condotta considerando le

situazioni di guasto multiplo che portano alla

completa disalimentazione di una porzione di rete

per tempi lunghi nei periodi di ondata di calore. E’

stato riscontrato che, coerentemente con il

numero di guasti multipli occorsi nel 2015 sulla

rete MT di Milano, sono necessari, mediamente,

tre guasti sullo stesso feeder per rendere l’utenza

non più contro-alimentabile. Per ogni feeder della

rete di distribuzione di media tensione di Milano è

stata valutata la probabilità di accadimento del

suddetto avvenimento a partire dal numero di

giunti “critici” e “non critici” presenti su ciascun

feeder, così come definiti nel precedente

paragrafo 4.1.1, e dal tasso di guasto di

quest’ultimi in corrispondenza dei periodi di

ondata di calore. Di conseguenza per ciascun

feeder è stato calcolato il tempo di ritorno pari a:

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26

N°

GU

AST

I

N° TRATTA

8

� = 1��

Si riportano di seguito i feeder che, a valle

dell’analisi svolta, presentano un tempo di ritorno

inferiore a 50 anni:

Nome feeder IRI Tempo di ritorno BS23121 440,7 7,8 BS23122 426,9 7,3 CE23143 163,8 24,2 CE23145 26,3 32,2 CE23147 126,6 16,8

GA08 102,5 29,2 LA23062 91,6 32,7 LA23063 355,6 8,3 LA23129 64,0 12,6 LA23928 367,9 6,2 LA23929 203,3 12,9 LA23933 55,9 9,5 LA23934 44,5 9,0 LA23936 26,3 13,1

MS03 1395,9 3,2 MS23010 693,6 3,1 MS23170 1,1 25,5

MU04 92,4 16,7 NO034 404,5 5,2 NO040 200,6 15,2 NO041 2572,3 1,5 NO043 275,9 15,9 OV010 736,3 7,0

PV23955 393,0 6,2 PV23956 315,1 12,8 PV23957 36,1 26,6 PV23958 141,3 30,6 PV23962 23,7 24,3 PV23964 47,8 29,3 SE23031 56,5 35,4 SE23706 179,6 21,0 SE23707 614,6 5,3 SE23912 1,3 36,8 SS23051 174,0 23,2 SS23951 192,8 7,1 SU021 52,5 14,1 SU028 83,6 31,5 VI02 59,4 14,4

VI23916 0,9 17,2 VI23919 108,6 20,1

Tabella 3: Feeder della rete di Milano con tempo di ritorno inferiore a 50 anni – ondate di calore

4.2 Allagamenti

Sulla base dei risultati del GdL Resilienza del

Sistema Elettrico - CEI 8/28, in particolare

del documento “Resilienza delle reti elettriche in

contesto metropolitano” revisione 3.0 del

12/10/2016 è stata sviluppata una versione della

metodologia proposta adattata alla rete di

distribuzione di Unareti nel perimetro di

potenziale rischio individuato nel Comune di

Milano, questo ha comportato un definizione più

dettagliata dei criteri forniti nelle linee guida di

ARERA.

Sulla base di eventuali revisioni delle linee guida in

corso verranno apportati gli opportuni

cambiamenti nelle prossime versioni del

documento.

Il calcolo è stato effettuato per singolo feeder MT,

attraverso la valutazione della probabilità

d’occorrenza del fenomeno gravoso e dell’impatto

che avrebbe il disservizio del feeder stesso

conformemente alla metodologia di cui sopra.

Si definisce pertanto:

�� = � ∙ � dove:

�� è la probabilità di accadimento dell’evento interruttivo;

� è la probabilità che si verifichi una sollecitazione di intensità tale da scatenare effetti

gravosi;

� è la vulnerabilità dei componenti di impianto impattati.

Il rischio (��) viene poi determinato come prodotto di �� per l’impatto associato:

�� = �� ∙ � = �� ∙ �� ∙ � dove:

� è l’impatto associato ossia l’effetto del fuori-servizio di un feeder.

L’indice di resilienza viene assunto come l’inverso

dell’indice di rischio sopra espresso.

Per avere coerenza con le linee guida dell’ARERA è

stato valutato l’indicatore IRE (indice di resilienza

ARERA):

�� = �� =1

�� ∙ �� dove:

� è il tempo di ritorno, ossia l’inverso della probabilità di evento ��

�� è il numero di utenti bt disalimentati (coincidente con l’impatto �). 4.2.1 Analisi della sollecitazione (�) Considerando il fenomeno delle precipitazioni

anomale e persistenti, si sono analizzate le

9

registrazioni di 5 centraline di ARPA Lombardia,

dislocate sul territorio del Comune di Milano,

mediante le quali è stato possibile definire il valore

della precipitazione media giornaliera.

Figura 2: Disposizione delle centraline ARPA utilizzate nello studio

Figura 3: Precipitazioni medie giornaliere nel comune di Milano

Sulla base di tali dati si è costruita una correlazione

tra il numero di interruzioni accadute ogni giorno

e il valore di precipitazione giornaliera (espressa in

mm). Sono state pertanto determinati due valori

per l’identificazione delle soglie minime in

corrispondenza dei fenomeni di allagamento e di

esondazione.

In particolare:

�� = 15!! corrispondente al fenomeno di allagamento delle cabine

secondarie;

��" = 80!! corrispondente al fenomeno di esondazione dei corsi d’acqua.

Applicando la formula:

�% = 100 ∙ & '()�*+(+,-.+/0��1� 2 ��%|45678959:;7�:�?@=AB9;CDE1,F,G

& '()�*+(+,-.+/0��1�E1,F,G

si determina il vettore della sollecitazione (S), che

nel caso della rete Unareti di Milano vale:

� = H29,0%1,0% M Il valore ottenuto viene mediato dal valore della

pioggia caduta così da tener conto non solo del

superamento della soglia, ma anche dell’intensità

del fenomeno (si può assimilare al rapporto tra il

volume di precipitazioni sopra soglia ed il totale).

4.2.2 Analisi della vulnerabilità (�) Per ognuna delle cabine di distribuzione

appartenenti ai feeder individuati nel perimetro di

analisi,

si è definito un vettore di vulnerabilità al

fenomeno, che tiene conto della risposta di ogni

cabina

alle due sollecitazioni individuate, secondo il

seguente criterio:

- per la sollecitazione ��, il valore della vulnerabilità può assumere i seguenti valori:

o 1 se la cabina è interrata ed è

stata allagata nel passato;

o 0,5 se la cabina è fuori terra ed è

stata allagata nel passato;

o 0 in tutti gli altri casi.

- per la sollecitazione �", il valore della vulnerabilità può assumere i seguenti valori:

o 1 se la cabina è interrata ed è in

zona di esondazione;

o 0,5 se la cabina è fuori terra ed è

in zona di esondazione;

o 0 in tutti gli altri casi.

4.2.3 Determinazione della probabilità d’evento (��)

Il prodotto del vettore della sollecitazione per il

vettore della vulnerabilità, permette il calcolo

0

20

40

60

80

100

120

01/01/2008 01/01/2009 02/01/2010 03/01/2011 04/01/2012 04/01/2013 05/01/2014 06/01/2015 07/01/2016

[mm]

10

del vettore della probabilità di evento per ogni

cabina. Per individuare il valore delle probabilità

associato a ciascun feeder, occorre combinare

opportunamente le probabilità di accadimento

dell’evento delle singole cabine appartenenti al

medesimo feeder.

In questo caso è necessario utilizzare il teorema

della probabilità totale:

��N77O76 = P ��,Q =Q

= R��,Q 2Q

+S�R ��,- ∙ ��,TQ

-S�;TS�+ �21�0W�R��,- ∙ ��,T

Q

-S�TS�….0S�

∙ … ∙ ��,0

+ �21�QW� ∙ ��,� ∙ ��," ∙ … ∙ ��,Q

dove:

j numero di cabine che compongono il

feeder.

4.2.4 Determinazione dell’impatto (�) Nell’Allegato 3 si riportano le valutazioni

sull’indice di resilienza IRE, che considera l’impatto

con il numero degli utenti bt disalimentati, in

coerenza con le linee guida dell’ARERA.

4.3 Caduta alberi fuori fascia

La metodologia per la valutazione della resilienza

nel caso di caduta degli alberi consiste nel

procedimento seguente:

• esecuzione dell’intersezione tra il tracciato delle reti in conduttore aereo

nudo e la carta delle zone boscate in modo

da individuare le tratte di rete sede di

rischio per la caduta piante;

• individuazione per ogni Cabina Primaria delle Cabine Secondarie situate entro la

massima distanza definita in 5 km per il

comune di Brescia e 20 km per gli altri

comuni;

• individuazione dei possibili percorsi da ogni Cabina Secondaria verso le Cabine

Primarie entro la distanza definita che

presentano una lunghezza massima

inferiore a 25 km nel comune di Brescia e

50 km negli altri comuni;

• selezione del percorso con minore lunghezza in area boscata;

• calcolo dell’indice di resilienza come prodotto tra la lunghezza in area boscata

e la probabilità di caduta piante

kilometrica;

Applicando la metodologia illustrata alla rete di

Brescia si ottengono le linee in Tabella 4, che

presentano un tempo di ritorno inferiore a 50

anni.

Nome CP Nome Feeder IRI Tempo di

ritorno

Toscolano ToscoE53S34 220 6

Nozza NozzaE56R87 166 16

Salò SaloE50R15 142 18

Toscolano ToscoE53S39 129 21

Nozza NozzaE56R81 75 19

Bagolino BagolinoE60B27 65 20

Tremosine TremE58R23 62 28

Gavardo GavardoE52S70 39 27



Odolo OdoloE57R97 7 29

Tabella 4: Feeder della rete di Brescia - caduta alberi fuori fascia

4.4 Manicotto di ghiaccio e neve

La metodologia applicata, conformemente alle

indicazioni delle Linee Guida per il calcolo degli

indici di rischio consiste nel procedimento

seguente:

• ad ogni tratta di linea aerea in conduttore nudo del sistema Unareti, sulla base della

tipologia del conduttore e delle indicazioni

delle norme CEI EN 50341-1 e CEI 50341-

2-13, è calcolato un valore atteso a 50 anni

del carico risultante dall’accrescimento

atteso del manicotto di ghiaccio

11

e neve con spinta del vento sul

conduttore;

• per ognuna delle suddette tratte, in accordo all’equazione del cambiamento di

stato della catenaria, è ricavato il tiro

corrispondente all’evento di formazione

del manicotto di ghiaccio e neve con

tempo di ritorno pari a 50 anni;

• il tiro corrispondente all’evento di formazione del manicotto di ghiaccio e

neve con tempo di ritorno 50 anni e il

carico di rottura del conduttore sono

impiegati, secondo le indicazioni della

norma CEI EN 50341-1, per determinare il

tempo di ritorno dell’evento di rottura;

• per ogni Cabina Secondaria, sono individuati tutti i possibili percorsi di

alimentazione verso un qualsiasi punto di

alimentazione AT, assumendo i punti di

sezionamento chiusi;

• per ogni percorso di alimentazione è individuata la relativa tratta critica, ovvero

la tratta con tempo di ritorno dell’evento

di rottura minore;

• tra tutti i percorsi di alimentazione è considerato quello avente il tempo di

ritorno superiore, assumendo che, in tutti

gli eventi metereologici meno gravi di

quelli che causano l’interruzione di tale

percorso, almeno la direttrice di

alimentazione in oggetto verso la CS sia

sempre attiva. Il valore così ottenuto è il

tempo di ritorno della Cabina Secondaria;

• l’indice di rischio di disalimentazione della Cabina Secondaria è calcolato come

numero di utenti BT sottesi alla cabina

diviso il tempo di ritorno;

• l’indice di rischio, per feeder è pari alla somma dell’indice di rischio delle singole

cabine che in assetto normale lo

costituiscono.

La procedura descritta considera la rete RTN a

monte in Alta Tensione caratterizzata da resilienza

infinita in quanto, in virtù della procedura di

coordinamento operativa tra Terna ed i gestori

delle reti di distribuzione, in data 05/12/2017

sono stati comunicati i tempi di ritorno per

manicotto di ghiaccio che risultano maggiori di 50

anni.

Applicando la metodologia illustrata alla rete di

Brescia si ottengono i risultati illustrati nella

Tabella 5; sette feeder hanno un IRI maggiore di

100; si è focalizzata l’analisi sui primi due che

presentano valori sopra i 400 (più del doppio

rispetto agli altri).

Nome CP Nome feeder IRI

CP TOSCOLANO ToscoE53S34 440,27

CP SALO' SaloE50R15 404,61

CP SALO' SaloE50R08 211,00

CP NOZZA NozzaE56R81 143,04

CP NUVOLENTO NuvolentoE51R43 122,16

CP NOZZA NozzaE56R89 114,14

CP TOSCOLANO ToscoE53S31 107,22

Tabella 5: Feeder della rete di Brescia con IRI>100 - manicotto di ghiaccio

5. INTERVENTI PER INCREMENTO DELLA RESILIENZA

Il calcolo dei benefici prevede la definizione del

piano di interventi da attuare sulle dorsali MT

e la valutazione della resilienza prima e dopo gli

stessi, così da tradurre in termini economici le

differenze tra le due situazioni e renderle

confrontabili con i costi da sostenere.

Gli interventi considerati in questo piano sono solo

quelli che portano benefici specifici in termini

di resilienza.

5.1 Ondate di calore

La tipologia di interventi previsti ad oggi per far

fronte alle ondate di calore sono essenzialmente

di due tipi:

12

• un piano massivo per l’eliminazione di giunti ritenuti critici (nel seguito “Piano di

risanamento giunti”;

• la realizzazione di “traversoni” tra linee MT (incremento della magliatura di rete

MT) in modo da ridurre l’impatto in

occasione di guasti multipli sulla stessa

porzione di rete.

5.1.1 Piano di risanamento giunti

Il maggior numero di guasti per la rete elettrica MT

di fronte al fenomeno “ondate di calore” è da

ricondursi ad uno specifico componente di rete: il

giunto auto e termoretraibile a 24 kV.

Tale componente è presente in maniera diffusa su

tutto il territorio milanese e, pertanto, l’azione di

bonifica, iniziata a partire dal 2012 e intensificata

dopo l’estate del 2015, sta interessando tutta la

rete a 23 kV di Milano.

Nel Grafico 7 di numero di giunti risanati, fino al 31

maggio del 2019 e di quanto dovrà essere ancora

realizzato nel biennio 2019-2020.

Grafico 7: Andamento Piano risanamento giunti al 31/05/2019

I giunti “critici” vengono sostituiti con altri di tipo

auto-retraibili con tensioni di esercizio fino a 36

kV.

Come descritto nel paragrafo 4.1.2, le priorità di

intervento sono state definite in relazione alla

numerazione delle tratte cavo dei feeder MT.

L’attività ha avuto inizio dalle prime tratte degli

impianti con una maggior densità di giunti

“critici”, poi alle seconde tratte e così via verso la

coda delle linee. L’attività continuerà integrando

quanto emerso dall’analisi svolta nel paragrafo

4.1.3, con una particolare attenzione verso i

feeder che hanno ottenuto dei tempi di ritorno

inferiori ai 50 anni.

Le priorità di intervento consentono di identificare

specifiche porzioni di territorio su cui transitano le

tratte cavo dei feeder MT. Tali aree territoriali, una

volta definite, sono oggetto di bonifica

complessiva in modo da operare una sola volta

nella specifica porzione di territorio, ottenere una

miglior gestione delle autorizzazioni comunali e

ridurre il disagio alla cittadinanza coinvolta.

Nel Grafico 8 si mostra una rappresentazione

territoriale sull’attività di bonifica in corso a fine

2018.

Grafico 8: rappresentazione territoriale dell’attività di bonifica

I singoli quadratini rappresentati nel Grafico 8

indicano una porzione territoriale di circa 0,045

km2.

La differente colorazione indica lo stato di

risanamento da giunto critico della relativa

porzione territoriale. Le aree verdi rappresentano

zone completamente risanate mentre quelle rosse

indicano zone con più di 4 giunti “critici”.

Per le situazioni nelle quali la bonifica del giunto

critico risulta particolarmente difficoltosa, si

procede con una attività mirata preventiva di

13

“diagnostica” (misura delle scariche parziali/prova

di tensione) per stabilire la effettiva urgenza di

sostituzione o per indurre il guasto in modo

controllato.

Dalla prova emergono informazioni sullo stato di

invecchiamento medio dell’isolante e di eventuali

punti difettosi (mediante la misura delle scariche

parziali), tra cui i giunti.

5.1.2 Realizzazione di traversoni tra feeder MT

La rete MT urbana presenta normalmente una

magliatura tale da consentire di fare fronte ai

singoli guasti (condizione di sicurezza n-1). Quindi

a fronte del primo guasto esiste una possibile via

di contro-alimentazione. Guasti doppi sulla stessa

porzione di rete comportano invece interruzioni

del servizio prolungate.

Si definisce “traversone” un collegamento tra

feeder MT (incremento della magliatura di rete)

tale da ridurre l’estensione di porzioni di rete nelle

quali la condizione di sicurezza n-2 risulta negata

(trattasi tipicamente di una porzione di rete

compresa tra due nodi a tre o più vie di

alimentazione).

Si precisa che il “traversone” è un intervento che

aumenta l’estensione di rete e quindi in condizioni

ordinarie porta ad un incremento della probabilità

di guasto. In Figura 4 si mostra come la

realizzazione di un “traversone” riduce il massimo

impatto conseguibile a fronte di un doppio guasto

su una determinata porzione di rete.

Il criterio adottato nel Piano Resilienza 2018 per

l’individuazione delle priorità di intervento ha

tenuto in considerazione il numero massimo di

cabine potenzialmente disalimentabili a seguito di

un doppio guasto. Tuttavia, le porzioni di rete

inizialmente individuate con tale criterio hanno

evidenziato un tempo di ritorno dell’evento

superiore a 50 anni e, per quanto definito

nell’articolo 79bis.1 del TIQE, sono escluse dal

meccanismo incentivante.

Per questo motivo un’analisi più dettagliata è stata

condotta su tutta la rete MT di Milano associando

un indice di rischio a ciascuna porzione di rete

nelle quali la condizione di “sicurezza n-2” risulta

negata. In Figura 5 sono evidenziate le porzioni di

rete comprese tra due cabine secondarie a tre o

più vie di alimentazione in cui il prodotto tra

lunghezza della porzione di rete esposta a doppio

guasto e il numero di utenti bt ad essa sottesa è

superiore ai limiti prefissati.

Figura 5: Porzioni di rete meno resilienti al doppio guasto

A seguito di tale caratterizzazione, e ad altri

elementi che le analisi sui vari tavoli di lavoro nel

frattempo faranno sorgere, sarà possibile

individuare un elenco di interventi ordinati per

indice di rischio (IRI) che porterà ad una

integrazione dei lavori nei futuri Piani Resilienza.

5.2 Allagamenti

Gli interventi che possono essere realizzati per

incrementare la resilienza delle cabine elettriche e

Figura 4: Esempio di massimo impatto di un doppio guasto pre (a) e post (b) realizzazione di un

“traversone” tra feeder MT

14

quindi dei relativi feeder, sono essenzialmente di

due tipi:

1. trasferimento della cabina interrata in piano (rifacimento completo della cabina)

– intervento pesante;

2. realizzazione di interventi per resistere a fenomeni di allagamento leggero (per

esempio: riposizionamento di grate di

areazione, posizionamento di

paratie/muretti antiallagamento,

sigillatura delle vie cavo in ingresso

cabina, ecc…) – intervento leggero.

Per le zone individuate nel presente documento

rispetto al fenomeno dei “Allagamenti-

Temporali”,

ovvero aree di esondazione primaria, si ritiene

opportuno considerare la sola tipologia di

intervento definita “pesante”, in quanto più

adeguata rispetto al perimetro preso in

considerazione. Tale intervento consente di

incrementare la resilienza del feeder, aumentando

la “robustezza” delle cabine in relazione al

fenomeno. I nuovi valori di vulnerabilità della

cabina spostata in piano sono �� = 0,0 con la sollecitazione ��, mentre per la sollecitazione �": �" = 0,5 per cabine in zone di esondazione primaria oppure �" = 0,0 per cabine fuori dalle zone di esondazione primaria.

In relazione ai criteri forniti nelle prime linee guida

di ARERA è stata sviluppata una metodologia di

valutazione dell’incremento della resilienza per il

fattore di rischio Allagamenti.

In particolare viene calcolata la riduzione della

probabilità dell’evento interruttivo pre e post

intervento.

La valutazione del beneficio, in termini di guasti

annui evitati, è stata calcolata partendo dal

numero attuale di eventi per feeder (circa 1 guasto

per feeder ogni 3 anni), e considerando le

probabilità di evento calcolate per singolo feeder,

secondo la formula:

∆[= �- 2 �4 = �- 2 �-��; ∙ ��\ = �- ∙ ]1 2��\��;^

dove:

∆[ è la variazione del numero di guasti annui; �- è il numero di guasti attuali; �4 è il numero di guasti futuri previsti; ��; è la probabilità di guasto attuale; ��\ è la probabilità di guasto futura prevista. Nell’Allegato 3 sono riportati gli interventi previsti

nel triennio 2019-2021 dettagliati per feeder MT.

La messa in atto di entrambi gli interventi

“pesante e “leggero” è fortemente condizionata

dall’ottenimento di aree (in caso di rifacimento

fuori terra) e/o autorizzazioni da parte

dell’amministrazione comunale e/o dai privati.

5.3 Caduta alberi fuori fascia

Per le linee selezionate nella Tabella 4,

l’intervento di aumento della resilienza nel caso di

caduta alberi fuori fascia consiste nella

sostituzione dei tratti di linee aerea nuda che

hanno manifestato un tempo di ritorno

eccessivamente breve (minore di 20 anni) con

conduttore interrato oppure aereo isolato.

Nell’Allegato 3 sono riportati tali interventi

previsti nel triennio 2019-2021:

• Feeder S34 della CP Toscolano:

� interramento di circa 17,9 km;

� sostituzione con conduttore aereo isolato di circa 14,3 km;

� aumento della sezione del conduttore aereo di circa 3,0 km;

• Feeder R15 della CP Salò:


� sostituzione con conduttore aereo isolato di circa 2,0 km.

• Feeder B27 della CP Bagolino:



Una rappresentazione grafica degli interventi

previsti è mostrata nella Figura 6 e nella Figura 7.

15

La valutazione dei benefici derivanti dagli

interventi proposti passa attraverso il calcolo

dell’indice IRI per la rete nelle condizioni pre e

post, questo si traduce in una variazione della

probabilità di evento e pertanto è possibile

valutare, secondo quanto definito da ARERA

l’impatto delle modifiche da apportare alla rete, i

risultati di detta valutazione sono riportati nella

Tabella 6.

Figura 6: Interventi linee S34 e R15

Tabella 6: Valori di IRI pre e post intervento – caduta alberi

Altri interventi sono allo studio per le linee che

mostrano un IRI elevato in Tabella 4.

5.4 Manicotto di ghiaccio e neve

Per le due linee selezionate nella Tabella 7,

l’intervento di aumento della resilienza nel caso di

manicotti di ghiaccio consiste nella sostituzione

dei tratti dei tratti di linee aerea nuda che hanno

manifestato un tempo di ritorno eccessivamente

breve (minore di 10 anni) con conduttore

interrato oppure areo isolato. Nell’Allegato 3

sono riportati tali interventi previsti nel triennio

2019-2021:

• Feeder S34 della CP Toscolano:



� aumento della sezione del conduttore aereo di circa 3,0 km;

• Feeder R15 della CP Salò:


� sostituzione con conduttore aereo isolato di circa 2,0 km.

La valutazione dei benefici derivanti dagli

interventi proposti passa attraverso il calcolo

dell’indice IRI per la rete nelle condizioni pre e

post, questo si traduce in una variazione della

probabilità di evento e pertanto è possibile

valutare, secondo quanto definito da ARERA

l’impatto delle modifiche da apportare alla rete, i

risultati di detta valutazione sono riportati nella

Tabella 7.

Nome CP Nome feeder IRIpre IRIpost

CP TOSCOLANO ToscoE53S34 440,27 115,5

CP SALO' SaloE50R15 404,61 98,8

Tabella 7: Valori di IRI pre e post intervento – manicotto di ghiaccio

6. PROGRAMMAZIONE ATTIVITÀ Il Piano di lavoro deve necessariamente prevedere

le seguenti fasi:

� campagna di sopralluoghi nelle parti di impianto oggetto di intervento;

� individuazione della soluzione specifica;

� progettazione della soluzione;

� ottenimento delle autorizzazioni;

Nome CP Nome feeder IRIpre IRIpost

CP TOSCOLANO ToscoE53S34 219,7 77

CP SALO' SaloE50R15 142,4 136

CP BAGOLINO BagolinoE60B27 64,6 0

Figura 7: Interventi linea B27

16

� esecuzione dei lavori.

Si precisa che alcuni interventi inseriti

nell’Allegato 3 sono già stati avviati ad inizio anno

se non addirittura gli anni scorsi.

Un aspetto da tenere in considerazione che

potrebbe impedire la realizzazione del presente

Piano di Lavoro, almeno parzialmente, è il

mancato ottenimento di aree e/o relative

autorizzazione per lo svolgimento delle attività

previste (es. spostamento in superficie delle

cabine interrate).

7. GESTIONE EMERGENZE In merito ai temi della gestione delle emergenze e

della conseguente attività di ripristino del servizio

Unareti, ha predisposto il proprio Piano di

Emergenza della Rete di Distribuzione di Energia

Elettrica (documento 407.0004) redatto in

conformità alla Norma CEI 0-17 Linee guida per la

predisposizione dei piani di emergenza dei

distributori di energia elettrica.

A valle delle attività del tavolo di lavoro sulla

resilienza istituito presso ARERA, Unareti

provvederà alla modifica del proprio piano in

modo da minimizzazione i tempi di riattivazione

del servizio.

8. ALLEGATI Allegato 1: Sovrapposizione ambiti delle aree

allagabili e posizione cabine

secondarie.

Allegato 2: Sovrapposizione Carta dei tipi

forestali reali della Lombardia con il

tracciato delle linee aeree in

conduttori nudi.

Allegato 3: Sintesi tabellare degli interventi

proposti nel Piano di lavoro per

l’incremento della resilienza della

rete di distribuzione.

OGGETTO DELLA MODIFICA

DATA

SCALA

REV.

NOTEVISTO

FILEDISEGNATO

DISEGNATO

DIS.N

VISTO DATA

Sovrapposizione ambiti delle aree allagabili

e posizione cabine secondarie

/

06/03/2017

Brunone

Fratti

Allegato 1PR

Rev. 03

1

- Pianificazione Rete - via Lamarmora, 230 - Brescia

Legenda:

Area servita dal servizio di distribuzione

Area allagabile

Cabina in zona allagabile

Cabina fuori dalla zona allagabile

01/06/2019

Allegato 2PR RevisioneComune UNR

Linea MT

Area boscosa

Legenda:01

DataSovrapposizione della Carta tipi forestali

tracciato linee aeree in conduttori nudiTratta MT oggetto di valutazione

Codice

UnivocoPrincipale fattore critico di rischio Tipologia Intervento prevalente

Ambito

prevalente

Codice linea/e di

distribuzione

N° clienti BT

domestici

beneficiari

N° clienti BT non

domestici

beneficiari

N° clienti

MT

beneficiari

Km

Intervento

MT

Km

Intervento

BT

Indice di Rischio

(IRI) pre

intervento

Tempo di

Ritorno (TR) pre

intervento

Indice di

Rischio (IRI)

post intervento

Tempo di

Ritorno (TR)

post intervento

Semestre

previsto

inizio

Semestre

previsto

fine

Stato di

avanzamento

MI-ALL-01 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A GA12 362 79 2 0 0 218,4 2,0 0,9 475,3 1_2020 2_2020 In autorizzazione

MI-ALL-02 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A BA01-05 96 21 1 0 0 35,7 3,3 2,4 47,9 1_2020 2_2020 In autorizzazione

MI-ALL-03 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A SS23156 475 104 0 0 0 180,7 3,2 18,0 32,1 1_2020 2_2020 In autorizzazione

MI-ALL-04 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A LA23129 47 10 1 0 0 18,2 3,1 2,4 24,2 1_2020 2_2020 In autorizzazione

MI-ALL-05 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A SZ03 246 54 1 0 0 151,2 2,0 6,9 43,6 1_2020 2_2020 In autorizzazione



MI-ALL-08 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A PV03 151 33 1 0 0 93,4 2,0 4,6 40,0 1_2020 2_2020 In autorizzazione



MI-ALL-11 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A PZ10 230 50 0 0 0 85,4 3,3 5,8 48,0 1_2020 2_2020 In autorizzazione



MI-ALL-14 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A BA04 121 27 0 0 0 44,0 3,4 1,6 95,4 1_2020 2_2020 In autorizzazione

MI-ALL-15 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A BS23122 116 26 0 0 0 47,3 3,0 8,7 16,3 1_2020 2_2020 In autorizzazione

MI-ALL-16 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A BA03 116 25 0 0 0 44,8 3,1 5,5 25,5 1_2020 2_2020 In autorizzazione


MI-ALL-18 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A NO13 103 23 0 0 0 37,0 3,4 1,0 119,1 1_2020 2_2020 In autorizzazione


MI-ALL-20 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A SS23944 7 2 0 0 0 3,7 2,4 1,6 5,8 1_2020 2_2020 In progetto

BS-MAN-1 Manic. ghiaccio o neve e vento Sost. cond. nudi con linea interrata 223B S34 1131 284 3 35 0 440,3 3,2 115,5 12,2 1_2019 1_2021 In progetto

BS-MAN-2 Manic. ghiaccio o neve e vento Sost. cond. nudi con linea interrata 223M R15 2004 502 3 5 0 404,6 6,2 98,8 25,4 1_2019 1_2021 In progetto

MI-OND-01 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A BS23121 3039 387 1 0 0 440,7 7,8 5,6 614,9 1_2017 2_2020 In realizzazione

MI-OND-02 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A BS23122 2736 371 2 0 0 426,9 7,3 6,6 468,0 1_2017 2_2020 In realizzazione

MI-OND-03 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A CE23143 3334 623 2 0 0 163,8 24,2 12,7 312,4 1_2017 2_2020 In realizzazione



MI-OND-06 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A GA08 2111 887 4 0 0 102,5 29,2 9,3 322,2 1_2017 2_2020 In realizzazione

MI-OND-07 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A LA23062 2611 390 2 0 0 91,6 32,7 1,2 2439,7 1_2017 2_2020 In realizzazione








MI-OND-15 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A MS03 3947 463 3 0 0 1395,9 3,2 32,7 134,8 1_2017 2_2020 In realizzazione

MI-OND-16 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A MS23010 1802 336 4 0 0 693,6 3,1 6,0 356,4 1_2017 2_2020 In realizzazione

MI-OND-17 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A MS23170 18 9 1 0 0 1,1 25,5 0,0 1305,8 1_2020 2_2020 In progetto

MI-OND-18 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A MU04 1246 294 3 0 0 92,4 16,7 5,5 278,4 1_2017 2_2020 In realizzazione

MI-OND-19 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A NO034 1668 450 2 0 0 404,5 5,2 32,4 65,4 1_2017 2_2020 In realizzazione




MI-OND-23 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A OV010 4589 575 3 0 0 736,3 7,0 10,2 508,6 1_2017 2_2020 In realizzazione

MI-OND-24 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A PV23955 2118 324 3 0 0 393,0 6,2 5,0 488,7 1_2017 2_2020 In realizzazione






MI-OND-30 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A SE23031 1787 213 1 0 0 56,5 35,4 0,9 2252,7 1_2017 2_2020 In realizzazione




MI-OND-34 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A SS23051 3436 599 4 0 0 174,0 23,2 3,2 1261,9 1_2017 2_2020 In realizzazione

MI-OND-35 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A SS23951 1145 226 5 0 0 192,8 7,1 2,5 539,0 1_2017 2_2020 In realizzazione

MI-OND-36 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A SU021 625 112 6 0 0 52,5 14,1 1,2 631,6 1_2017 2_2020 In realizzazione

MI-OND-37 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A SU028 2329 303 1 0 0 83,6 31,5 2,5 1055,4 1_2017 2_2020 In realizzazione

MI-OND-38 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A VI02 854 0 0 0 0 59,4 14,4 1,2 685,3 1_2017 2_2020 In realizzazione



BS-CAD-1 Caduta piante fuori fascia Sost. cond. nudi con linea interrata 223B S34 1126 282 3 35 0 219,7 6,4 77,1 18,3 1_2019 1_2021 In progetto

BS-CAD-2 Caduta piante fuori fascia Sost. cond. nudi con linea interrata 223M R15 2011 504 3 5 0 142,4 17,7 136,0 18,5 1_2019 1_2021 In progetto

BS-CAD-3 Caduta piante fuori fascia Sost. cond. nudi con linea interrata 223B B27 1055 264 5 10 0 64,6 20,4 0,0 461569,7 1_2019 1_2021 In realizzazione

PdR 2019 Unareti · 2019-07-01 · VALUTAZIONE DELLA RESILIENZA ..... 5 4.1 Ondate di calore 5...

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