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

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1 GIUGNO 2019 PIANO DI INTERVENTI PER L INCREMENTO DELLA RESILIENZA DELLA RETE ELETTRICA DI DISTRIBUZIONE DI UNARETI (PDS UNARETI ALLEGATO N.20) ASSET MANAGEMENT PIANIFICAZIONE ENERGIA ELETTRICA

2 INDICE 1. PREMESSA FENOMENI A CUI È SOGGETTA UNARETI Ondate di calore Allagamenti Caduta alberi fuori fascia Manicotto di ghiaccio e neve 3 3. INDIVIDUAZIONE AREE CRITICHE Ondate di calore Allagamenti Caduta alberi fuori fascia Manicotto di ghiaccio e neve 5 4. VALUTAZIONE DELLA RESILIENZA Ondate di calore Componente critico della rete MT Posizione di accadimento guasto lungo i feeder MT Analisi delle criticità Allagamenti Analisi della sollecitazione () Analisi della vulnerabilità () Determinazione della probabilità d evento () Determinazione dell impatto () Caduta alberi fuori fascia Manicotto di ghiaccio e neve INTERVENTI PER INCREMENTO DELLA RESILIENZA Ondate di calore Allagamenti Caduta alberi fuori fascia Manicotto di ghiaccio e neve PROGRAMMAZIONE ATTIVITÀ GESTIONE EMERGENZE ALLEGATI... 16

3 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 ), chiede ad ogni Distributore con più di 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. 2

4 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 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 , ed il numero di utenti impattati: Anno PCP Evento Utenti coinvolti 2018 Caduta alberi-temporali Ondate di calore Ondate di calore Caduta alberi-temporali Ondate di calore Allagamenti-Temporali Ondate di calore Caduta alberi-temporali Allagamenti-Temporali Ondate di calore Caduta alberi-neve Ondate di calore Ondate di calore Caduta alberi-temporali Ondate di calore Ondate di calore Caduta alberi-temporali Ondate di calore Ondate di calore Tabella 1: Sintesi degli eventi significativi all interno dei PCP 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 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 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 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 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 3

5 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 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 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 utenti; l importo complessivo per indennizzi riconosciuti agli utenti stessi è stato di circa 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 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 Milano 1, 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 ,82 Fuori terra ,18 TOTALE ,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 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 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 4 1

6 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 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 (P ev) 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). 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 G E N N A I O F E B B R A I O M A R Z O A P R I L E M A G G I O G I U G N O L U G L I O A G O S T O S E T T E M B R E O T T O B R E N O V E M B R E D I C E M B R E G E N N A I O F E B B R A I O M A R Z O A P R I L E M A G G I O G I U G N O L U G L I O A G O S T O S E T T E M B R E O T T O B R E N O V E M B R E D I C E M B R E G E N N A I O F E B B R A I O M A R Z O A P R I L E M A G G I O G I U G N O L U G L I O A G O S T O S E T T E M B R E O T T O B R E N O V E M B R E D I C E M B R E G E N N A I O F E B B R A I O M A R Z O A P R I L E M A G G I O G I U G N O L U G L I O A G O S T O S E T T E M B R E O T T O B R E N O V E M B R E D I C E M B R E G E N N A I O F E B B R A I O M A R Z O A P R I L E M A G G I O G I U G N O L U G L I O A G O S T O S E T T E M B R E O T T O B R E N O V E M B R E D I C E M B R E G E N N A I O F E B B R A I O M A R Z O A P R I L E M A G G I O G I U G N O L U G L I O A G O S T O S E T T E M B R E O T T O B R E N O V E M B R E D I C E M B R E G E N N A I O F E B B R A I O M A R Z O A P R I L E M A G G I O G I U G N O L U G L I O A G O S T O S E T T E M B R E O T T O B R E N O V E M B R E D I C E M B R E 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

7 Nell anno 2015, le alte temperature ambientali per periodi prolungati con conseguente assorbimenti elevati di potenza elettrica (è stato raggiunto il massimo storico di 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 tipo di componente elettrico: il giunto (vedi Grafico 4). Altro 3% Giunto 84% Cavo 6% Cabina 3% Terminale 1% Danni 3% 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. 6 Grafico 2: Andamento temperature massime e guasti MT nel mese di Luglio ( ) TERMORETRAIBILI 24 KV (MISTI) 16% RESINA 4% AUTO-TERMO RETRAIBILI 24KV 74% MISCELA 6% AUTO-TERMO RETRAIBILI 36 KV 0% Grafico 5: Tipologia giunto origine del guasto Grafico 3: Andamento temperature massime e punta di potenza nel mese di Luglio per gli anni 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 Componente critico della rete MT La rete MT si è dimostrata scarsamente resiliente soprattutto per i guasti occorsi su un determinato 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.

8 Il Grafico 6 fornisce una rappresentazione semplificata del lavoro sviluppato. 7 N GUASTI N TRATTA 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 controalimentazione. Nell estate del 2015 si sono verificate diverse situazioni con guasti multipli nella stessa porzione di rete, tali da rendere l utenza non più controalimentabile. 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 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 utenti circa per parecchie ore nel centro di Milano 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:

9 = 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 BS ,7 7,8 BS ,9 7,3 CE ,8 24,2 CE ,3 32,2 CE ,6 16,8 GA08 102,5 29,2 LA ,6 32,7 LA ,6 8,3 LA ,0 12,6 LA ,9 6,2 LA ,3 12,9 LA ,9 9,5 LA ,5 9,0 LA ,3 13,1 MS ,9 3,2 MS ,6 3,1 MS ,1 25,5 MU04 92,4 16,7 NO ,5 5,2 NO ,6 15,2 NO ,3 1,5 NO ,9 15,9 OV ,3 7,0 PV ,0 6,2 PV ,1 12,8 PV ,1 26,6 PV ,3 30,6 PV ,7 24,3 PV ,8 29,3 SE ,5 35,4 SE ,6 21,0 SE ,6 5,3 SE ,3 36,8 SS ,0 23,2 SS ,8 7,1 SU021 52,5 14,1 SU028 83,6 31,5 VI02 59,4 14,4 VI ,9 17,2 VI ,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): dove: = = 1 è il tempo di ritorno, ossia l inverso della probabilità di evento è il numero di utenti bt disalimentati (coincidente con l impatto ) Analisi della sollecitazione () Considerando il fenomeno delle precipitazioni anomale e persistenti, si sono analizzate le 8

10 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. % =100 &, F ' ()*+(+,-.+/0 12 % :;<9=>7:?@=AB9;CD E1, G, & F ' 1E1 ()*+(+,-.+/0, G si determina il vettore della sollecitazione (S), che nel caso della rete Unareti di Milano vale: = H 29,0% 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) [mm] Figura 2: Disposizione delle centraline ARPA utilizzate nello studio 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: /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/ /01/2016 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: - per la sollecitazione, il valore della vulnerabilità può assumere i seguenti valori: o 1 se la cabina è interrata ed è o o stata allagata nel passato; 0,5 se la cabina è fuori terra ed è stata allagata nel passato; 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 o zona di esondazione; 0,5 se la cabina è fuori terra ed è in zona di esondazione; o 0 in tutti gli altri casi Determinazione della probabilità d evento ( ) Il prodotto del vettore della sollecitazione per il vettore della vulnerabilità, permette il calcolo

11 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: Q = R,Q 2 +S dove: Q N77O76 = P,Q = Q R,-,T +21 0W R,-,T -S;TS Q -S TS. 0S +21 QW,,",Q,0 j numero di cabine che compongono il feeder 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 ToscoE53S Nozza NozzaE56R Salò SaloE50R Toscolano ToscoE53S Nozza NozzaE56R Bagolino BagolinoE60B Tremosine TremE58R Gavardo GavardoE52S Tremosine TremE58R Tremosine TremE58R Odolo OdoloE57R 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 e CEI , è calcolato un valore atteso a 50 anni del carico risultante dall accrescimento atteso del manicotto di ghiaccio 10

12 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 , 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: 11

13 5.1.1 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. 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. 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 Nel Grafico 7 di numero di giunti risanati, fino al 31 maggio del 2019 e di quanto dovrà essere ancora realizzato nel biennio Grafico 8: rappresentazione territoriale dell attività di bonifica 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 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 12

14 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 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. 13 Figura 4: Esempio di massimo impatto di un doppio guasto pre (a) e post (b) realizzazione di un traversone tra feeder MT 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

15 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: [ = = ; \ = - ]12 \ ;^ dove: [ - 4 è la variazione del numero di guasti annui; è il numero di guasti attuali; 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 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 : 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: interramento di circa 3,5 km; sostituzione con conduttore aereo isolato di circa 2,0 km. Feeder B27 della CP Bagolino: interramento di circa 8,2 km; sostituzione con conduttore aereo isolato di circa 0,4 km; Una rappresentazione grafica degli interventi previsti è mostrata nella Figura 6 e nella Figura 7. 14

16 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 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 : 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: interramento di circa 3,5 km; 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 Figura 7: Interventi linea B27 Nome CP Nome feeder IRI pre IRI post CP TOSCOLANO ToscoE53S34 440,27 115,5 CP SALO' SaloE50R15 404,61 98,8 Nome CP Nome feeder IRI pre IRI post CP TOSCOLANO ToscoE53S34 219,7 77 CP SALO' SaloE50R15 142,4 136 CP BAGOLINO BagolinoE60B27 64,6 0 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 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 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;

17 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 ) 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. 16

18 17

19 Legenda: Area servita dal servizio di distribuzione Area allagabile Cabina in zona allagabile Cabina fuori dalla zona allagabile REV. OGGETTO DELLA MODIFICA DISEGNATO VISTO DATA SCALA / DATA 06/03/2017 via Lamarmora, Brescia - Pianificazione Rete - Sovrapposizione ambiti delle aree allagabili e posizione cabine secondarie DISEGNATO Brunone VISTO Fratti FILE Allegato 1PR NOTE Rev. 03 DIS.N 1

20 Allegato 2PR Sovrapposizione della Carta tipi forestali tracciato linee aeree in conduttori nudi Legenda: Comune UNR Linea MT Tratta MT oggetto di valutazione Area boscosa Revisione 01 Data 01/06/2019

21 Codice Univoco Principale 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 MI-ALL-01 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A GA ,4 2,0 0,9 475,3 1_2020 2_2020 In autorizzazione MI-ALL-02 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A BA ,7 3,3 2,4 47,9 1_2020 2_2020 In autorizzazione MI-ALL-03 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A SS ,7 3,2 18,0 32,1 1_2020 2_2020 In autorizzazione MI-ALL-04 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A LA ,2 3,1 2,4 24,2 1_2020 2_2020 In autorizzazione MI-ALL-05 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A SZ ,2 2,0 6,9 43,6 1_2020 2_2020 In autorizzazione MI-ALL-06 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A LA ,1 2,0 3,0 237,9 1_2020 2_2020 In autorizzazione MI-ALL-07 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A SZ ,2 3,3 7,9 47,9 1_2020 2_2020 In autorizzazione MI-ALL-08 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A PV ,4 2,0 4,6 40,0 1_2020 2_2020 In autorizzazione MI-ALL-09 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A PV ,8 2,0 4,0 34,4 1_2020 2_2020 In autorizzazione MI-ALL-10 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A SZ ,5 1,8 164,0 5,5 1_2020 2_2020 In autorizzazione MI-ALL-11 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A PZ ,4 3,3 5,8 48,0 1_2020 2_2020 In autorizzazione MI-ALL-12 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A LA ,1 1,6 140,2 5,2 1_2020 2_2020 In autorizzazione MI-ALL-13 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A PV ,4 1,6 179,2 3,5 1_2020 2_2020 In autorizzazione MI-ALL-14 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A BA ,0 3,4 1,6 95,4 1_2020 2_2020 In autorizzazione MI-ALL-15 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A BS ,3 3,0 8,7 16,3 1_2020 2_2020 In autorizzazione MI-ALL-16 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A BA ,8 3,1 5,5 25,5 1_2020 2_2020 In autorizzazione MI-ALL-17 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A LA ,3 3,1 5,8 23,1 1_2020 2_2020 In autorizzazione MI-ALL-18 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A NO ,0 3,4 1,0 119,1 1_2020 2_2020 In autorizzazione MI-ALL-19 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A LA ,9 3,0 0,8 18,1 1_2020 2_2020 In autorizzazione MI-ALL-20 Alluvioni Delocalizzazione Cabina 700A SS ,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 S ,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 R ,6 6,2 98,8 25,4 1_2019 1_2021 In progetto MI-OND-01 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A BS ,7 7,8 5,6 614,9 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-02 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A BS ,9 7,3 6,6 468,0 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-03 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A CE ,8 24,2 12,7 312,4 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-04 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A CE ,3 32,2 0,4 2288,5 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-05 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A CE ,6 16,8 4,9 430,1 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-06 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A GA ,5 29,2 9,3 322,2 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-07 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A LA ,6 32,7 1,2 2439,7 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-08 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A LA ,6 8,3 4,6 644,8 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-09 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A LA ,0 12,6 4,1 199,1 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-10 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A LA ,9 6,2 23,0 100,0 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-11 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A LA ,3 12,9 14,9 175,3 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-12 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A LA ,9 9,5 1,6 329,8 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-13 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A LA ,5 9,0 1,4 281,5 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-14 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A LA ,3 13,1 0,7 490,5 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-15 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A MS ,9 3,2 32,7 134,8 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-16 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A MS ,6 3,1 6,0 356,4 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-17 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A MS ,1 25,5 0,0 1305,8 1_2020 2_2020 In progetto MI-OND-18 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A MU ,4 16,7 5,5 278,4 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-19 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A NO ,5 5,2 32,4 65,4 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-20 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A NO ,6 15,2 1,4 2252,7 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-21 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A NO ,3 1,5 108,1 34,6 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-22 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A NO ,9 15,9 3,2 1376,8 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-23 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A OV ,3 7,0 10,2 508,6 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-24 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A PV ,0 6,2 5,0 488,7 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-25 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A PV ,1 12,8 5,4 745,2 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-26 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A PV ,1 26,6 0,6 1535,0 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-27 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A PV ,3 30,6 4,5 958,6 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-28 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A PV ,7 24,3 1,8 317,0 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-29 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A PV ,8 29,3 1,7 838,0 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-30 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A SE ,5 35,4 0,9 2252,7 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-31 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A SE ,6 21,0 5,6 666,6 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-32 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A SE ,6 5,3 8,5 380,4 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-33 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A SE ,3 36,8 0,0 1281,6 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-34 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A SS ,0 23,2 3,2 1261,9 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-35 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A SS ,8 7,1 2,5 539,0 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-36 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A SU ,5 14,1 1,2 631,6 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-37 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A SU ,6 31,5 2,5 1055,4 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-38 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A VI ,4 14,4 1,2 685,3 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-39 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A VI ,9 17,2 0,1 174,8 1_2017 2_2020 In realizzazione MI-OND-40 Ondate di calore Risanamento giunti critici 700A VI ,6 20,1 4,7 463,6 1_2017 2_2020 In realizzazione BS-CAD-1 Caduta piante fuori fascia Sost. cond. nudi con linea interrata 223B S ,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 R ,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 B ,6 20,4 0, ,7 1_2019 1_2021 In realizzazione Semestre previsto inizio Semestre previsto fine Stato di avanzamento