Relatório Qualidade de Serviço REN 2010 · 2017-11-28 · Plano de monitorização 20 Principais...

RENRedes Energéticas Nacionais

RELATÓRIODE QUALIDADE DE SERVIÇO

201

0

Redes de Confiança

|Índice – relatório de QUalidade de SerViÇo 2010

Índice

Introdução 4Sumário executivo 6Factos relevantes 6Principais indicadores de desempenho 7Continuidade de serviço 10Indicadores gerais 12Análise global dos indicadores gerais 14Indicadores individuais 15Causas das interrupções 16Análise global dos indicadores individuais 17Qualidade da onda de tensão 20Plano de monitorização 20

Principais resultados das medições efectuadas em 2010 20

Evolução da qualidade da onda de tensão 23Disponibilidade 27Relacionamento comercial. Auditorias 29Relacionamento Comercial. Reclamações 29Auditorias 29Comportamento da rede de transporte e dos seus equipamentos e sistemas 31Incidentes 31Incidentes com repercussão na rnt 32Linhas 33

Incidentes com origem em linhas 33Interrupções permanecentes 34Disponibilidade 36

Subestações 36Transformadores de potência 37Disjuntores 38Seccionadores, descarregadores de sobretensão e transformadores de medição 39Sistemas de protecção 40

Análise comportamental 42Comportamentos incorrectos e causas. Eficácia dos sistemas de protecção 42Grau de selectividade dos sistemas de protecção 43Tempo médio de actuação dos sistemas de protecção 43Religação automática 44Sistemas de comando e controlo 44

Melhoria da qualidade de serviço 47Anexos A-1Siglas e abreviaturas A-2Definições A-3Padrões de qualidade de serviço e regras de cálculo dos indicadores A-7Continuidade de serviço A-12Qualidade da onda de tensão A-15Disponibilidade A-19Comportamento da rede de transporte e dos seus equipamentos e sistemas A-22Mapa com os pontos de entrega A-31

|rede elÉctrica nacional, S.a. – relatório de QUalidade de SerViÇo 2010

Introdução


4

É esse o objectivo deste relatório em que a ren, além de apresentar informação detalhada sobre continuidade de serviço e qualidade da onda de tensão, bem como no que se refere aos demais requisitos do rQS que lhe são aplicáveis, fornece dados informativos complementares relativos à disponibilidade da rede e ao comportamento em serviço dos diversos elementos de rede e principais equipamentos que os constituem. Com esta informação adicional pretende-se contribuir para uma melhor compreensão de alguns aspectos correlacionados com a qualidade de serviço da rede de transporte.

Este documento encontra-se organizado em 6 capítulos, contendo informação sobre:

Introdução

continuidade de serviço Caracterização da continuidade de serviço da Rede Nacional de Transporte (rnt), de modo a responder às exigências do rQS.

qualidade da onda de tensão Caracterização da qualidade da onda de tensão, com base nos resultados das acções de monitorização às características estabelecidas no rQS.

disponibilidade Caracterização da disponibilidade da Rede Nacional de Transporte (rnt), de acordo com as especificações estabelecidas no mecanismo regulatório de incentivo à disponibilidade.

relacionamento comercial. auditorias Informação sobre as reclamações de cariz técnico ou de outra natureza recebidas pela empresa. Descrição resumida do resultado das auditorias efectuadas periodicamente aos sistemas de qualidade de serviço.

comportamento da rede e dos seus equipamentos Caracterização do desempenho global da rnt e dos seus principais equipamentos, com particular atenção aos incidentes e avarias.

melhoria da qualidade de serviço Indicação das principais acções desenvolvidas (ou a desenvolver) pela empresa, tendentes a melhorar a qualidade de serviço.

O relatório termina com um conjunto de 6 anexos que incluem as definições, a caracterização dos indicadores usados e informação detalhada complementar da contida no corpo principal do relatório.

Este relatório da Qualidade de Serviço – 2010 está igualmente disponível no sítio www.ren.pt da Internet.

O Regulamento da Qualidade de Serviço

(rqs) estabelece que a ren – Rede Eléctrica

Nacional s.a., na sua qualidade de operador

da rede de transporte de energia eléctrica

no território do continente, deve elaborar

anualmente um relatório com informação

sobre a qualidade do serviço prestado pela

empresa.

4


Sumário executivo


6

Factos relevantes

A Qualidade de Serviço prestada pela ren, no fornecimento de energia eléctrica aos consumidores, situou-se novamente num patamar elevado, com o conjunto dos indicadores gerais de continuidade de serviço a posicionarem-se em níveis semelhantes aos das melhores empresas congéneres europeias.

Estes resultados são credores de especial significado se atendermos ao facto de no ano se ter verificado uma interrupção com um valor de energia não fornecida (enF) elevado, na subestação de Setúbal, que agravou alguns dos indicadores gerais de qualidade de serviço, nomeadamente o Tempo de Interrupção Equivalente (tie) e o Tempo Médio de Reposição de Serviço do Sistema (Sari). O incidente em causa ocorreu no dia 12 de Outubro e deveu-se a um curto-circuito interno no módulo blindado novo de SF6 (60kV), cuja colocação em serviço tinha ocorrido muito recentemente, na sequência da remodelação integral dos níveis de 150 kV e 60kV, em curso na instalação desde 2009.

Não considerando esta interrupção, de carácter pontual e excepcional, o tie baixaria de 1,15 minutos para 0,48 minutos, correspondente ao segundo melhor desempenho de sempre. Reduções equivalentes teriam sido registadas nos restantes indicadores gerais de continuidade de serviço.

Adicionalmente e ainda no âmbito da continuidade de serviço, é de salientar o facto da Frequência Média das Interrupções do Sistema (SaiFi) ter atingido, em 2010, novo mínimo histórico (0,04).

No âmbito da Qualidade da Onda de Tensão, em termos gerais, os valores médios das perturbações são relativamente baixos, sendo cumpridos os limites (indicativos) regulamentares, salvo nalguns casos pontuais em que se verificam desvios em relação aos padrões por margens ligeiras e de uma forma não contínua.

Mantém-se a tendência, já verificada em anos anteriores, para uma melhoria global sustentada do comportamento da rede e dos seus equipamentos. Em 2010, os níveis de fiabilidade de alguns equipamentos e sistemas das subestações registaram os melhores valores históricos de sempre, como são o caso dos

disjuntores, com uma taxa de falhas maiores de 0,41 por 100 disjuntores, os sistemas de protecção, onde a probabilidade acumulada de actuarem em tempo igual ou inferior a 150 ms foi de 95,0%, e os sistemas de comando e controlo com uma taxa de eficácia de reposição por telecomando de 100%.

O nível global da qualidade da energia eléctrica depende do número de incidentes com origem na rede de transporte, ou com repercussão nesta, caso tenham ocorrido em redes externas. Em 2010, o número de incidentes e perturbações – 273 – aumentou 13,8% em relação a 2009, dos quais apenas 8 (2,9% do total) afectaram o abastecimento de energia eléctrica aos clientes, tendo apenas 3, provocado interrupções superiores a 3 minutos.

A maioria dos incidentes que afectaram instalações da ren teve origem nas linhas aéreas (80% do total). Destes, as principais causas foram, uma vez mais, as descargas atmosféricas – 33% e as aves (cegonhas) – 19%.

Consequência do indicado anteriormente, designadamente do excelente comportamento dos automatismos em serviço na rede de transporte, o indicador “Vulnerabilidade da Rede” 1, atingiu em 2010 novo mínimo histórico, situando-se agora em 2,93%. Associado a este bom resultado está o modo como a rede de transporte de electricidade é planeada, bem como as técnicas utilizadas na sua operação e manutenção. Com efeito, a característica “malhada” da rede de transporte, com um número reduzido de instalações mono-alimentadas, a par de adequadas políticas e estratégias de manutenção implementadas na empresa, permite minimizar as consequências dos incidentes nos consumidores.

Sumário executivo

1 Traduz a capacidade da rede de transporte de não cortar o abastecimento de energia eléctrica aos consumidores na sequência de incidente, qualquer que seja a sua origem (inclui também os incidentes causados por força maior). Este indicador é um rácio entre o número de interrupções de abastecimento e o número de incidentes.

6


7

Finalmente referir que a Taxa Combinada de Disponibilidade, introduzida em 2009 pela Entidade Reguladora do Sector Energético (erSe) no âmbito do período regulatório 2009-2011, atingiu em 2010 o valor de 97,78%, valor acima do valor neutro (meta) de incentivo ou penalidade, fixado em 97,5%.

25,0 %

20,0 %

15,0 %

10,0 %

5,0 %

0,0 %2006 2007 2008 2009 2010

Interrupções longas Interrupções curtas

evolução da vulnerabilidade da rede

Principais indicadores de desempenho

Os quadros seguintes resumem o desempenho da Rede Nacional de Transporte em 2010, comparado com 2009 e com os valores médios dos últimos

5 anos, nas vertentes de Continuidade de Serviço, Disponibilidade e Fiabilidade dos principais equipamentos e sistemas.

continuidade de serviço2009 2010

2010 vs. 2009

2010 vs. média dos últimos 5 anos

Interrupções próprias longas (> 3 minutos)

Número de interrupções longas (duração superior a 3 minutos) 5 3 -40% -57,1% ↑

Duração das interrupções longas (min) 29,9 43,4 45% -18,8% ↑

Indicadores gerais

enF – Energia Não Fornecida (MWh) 40,4 114,9 184% 46,9% ↓

tie – Tempo de Interrupção Equivalente (min) 0,42 1,15 174% 38,3% ↓

SaiFi – Frequência Média de Interrupção do Sistema 0,07 0,04 -43% -60,9% ↑

Saidi – Duração Média das Interrupções do Sistema (min) 0,39 0,57 46% -24,8% ↑

Sari – Tempo Médio de Reposição de Serviço do Sistema (min) 5,98 14,47 142% 74,4% ↓

↑ Melhor que a média dos últimos 5 anos ↓ Pior que a média dos últimos 5 anos

disponibilidade

2009 20102010

vs. 20092010 vs. média

dos últimos 5 anos

Indicador combinado

Taxa combinada de disponibilidade (%) 97,84 97,78 -0,06% (a)

Circuitos de linha

Taxa de disponibilidade média global (%) 97,78 97,49 -0,29% -0,38% ↓

Taxa de disponibilidade média associada à manutenção (%) 99,29 99,62 +0,33% +0,13% ↑

Transformadores de potência

Taxa de disponibilidade média global (%) 98,01 98,66 +0,65% -0,10% ↓

Taxa de disponibilidade média associada à manutenção (%) 99,18 99,50 +0,32% +0,24% ↑

(a) Indicador apurado desde 2008.


7


8

Os principais indicadores relativos à operação e manutenção da rede de transporte revelam um nível de desempenho que se pode considerar bom. Os valores registados em 2010, embora nalguns casos inferiores aos de 2009, foram globalmente muito positivos, com resultados na maioria dos indicadores melhores que

a média dos últimos 5 anos, tendo cinco indicadores (SaiFi, Taxa de disponibilidade média de circuitos de linha associada à manutenção, Taxa de falhas maiores em disjuntores, Tempo de actuação dos sistemas de protecção e Eficácia de reposição por telecomando) registado valores históricos nunca anteriormente alcançados.

Fiabilidade2009 2010

2010 vs. 2009

2010 vs. média dos últimos 5 anos

Linhas

N.º de defeitos com origem em linhas por 100 km de circuito 2,35 2,59 +10,2% +8,8% ↓


Taxa de falhas com indisponibilidade imediata (n.º/tr) 0,0238 0,0230 -3,4% -15,8% ↑

Disjuntores

Taxa de falhas maiores (n.º/dj) 0,0069 0,0041 -40,6% -19,9% ↑

Sistemas de protecção

Dependabilidade das funções de protecção (%) 100,0 98,2 -1,8% -1,2% ↓

Segurança das funções de protecção (%) 96,1 98,7 +2,6% +2,5% ↑

Tempo de actuação (probabilidade acumulada) < = 150 ms (%) 94,6 95,0 +0,4% +3,0% ↑

Sistemas de comando e controlo

Eficácia de reposição por telecomando (%) 99,6 100,0 +0,4% +0,3% ↑

Eficácia de reposição pelo operador automático subestação (%) 92,5 93,7 +1,2% +1,7% ↑


8


Continuidade de serviço

Tempo de Interrupção Equivalente (tie) – 1,15 minutos

Frequência Média das Interrupções do Sistema (SaiFi) – 0,04

Duração Média das Interrupções do Sistema (Saidi) – 0,57 minutos


10


A ren, na sua qualidade de operador da rede de transporte de energia eléctrica no território do continente, regista e reporta periodicamente às entidades oficiais as interrupções de fornecimento de energia eléctrica ocorridas nos diversos pontos de entrega à rede de distribuição ou a instalações de consumidores alimentados em muito alta tensão (Mat). Nesse reporte e, de forma individualizada, é indicada a natureza e causa do incidente, a localização, a duração e o valor estimado da energia não fornecida.

O desempenho da Rede Nacional de Transporte (rnt), de acordo com o estabelecido no Regulamento da Qualidade de Serviço (rQS), é caracterizado por um conjunto de indicadores de carácter geral, relativos ao desempenho global da rede de transporte e por um conjunto de indicadores de índole individual, relativos ao desempenho da rede de transporte em cada ponto de entrega (Pde).

Em conformidade com o rQS, os indicadores gerais e individuais de continuidade de serviço são calculados com base exclusivamente nas interrupções com duração superior a 3 minutos (interrupções longas). Complementarmente é apurado o indicador MAIFI – frequência média de interrupções curtas

do sistema (não previsto no rQS), que diz respeito às interrupções de duração superior ou igual a 1 segundo e inferior ou igual a 3 minutos (interrupções curtas), conforme recomendação do ceer (Council of European Energy Regulators).

No decurso de 2010 ocorreram 273 incidentes, 243 dos quais afectaram, directa ou indirectamente, a rnt. Para maior detalhe ver capítulo referente ao “Comportamento da rede e dos seus equipamentos”.

Deste conjunto de incidentes, apenas 8 (2,9% do total) tiveram impacto no abastecimento de energia eléctrica aos clientes, dos quais 3 provocaram interrupções na alimentação de energia eléctrica a clientes com duração superior a 3 minutos (interrupções longas).

Do conjunto das 3 interrupções longas de serviço, a mais significativa ocorreu em 12 de Outubro, na subestação de Setúbal, consequência de um curto-circuito interno no módulo blindado novo de SF6 (60kV), cuja colocação em serviço tinha ocorrido muito recentemente, na sequência da remodelação integral dos níveis de 150 kV e 60kV, em curso na instalação desde 2009.

Esta interrupção teve a duração de 25,8 minutos e uma energia não fornecida de 66,80 MWh, afectando o abastecimento de consumos na cidade de Setúbal e zonas limítrofes.

Este incidente, que se considera de carácter excepcional, dada a origem intrínseca que lhe está associada, foi objecto de análise particular no âmbito do Grupo de Análise de Incidentes, estando nesta data a decorrer uma investigação conjunta com o fabricante do equipamento para determinar a sua causa.

No Quadro seguinte, indicam-se os valores dos indicadores de continuidade de serviço registados na rnt em 2010.

O Tempo de Interrupção Equivalente

(tie) foi de 1 minuto e 9 segundos, que

equivale a uma disponibilidade de serviço

de 99,99978% (interrupção de 8 segundos

por 1.000 horas de serviço). Os valores

regulamentares dos padrões individuais de

continuidade de serviço foram respeitados

em todos os pontos de entrega.

10


11

A rnt mantém a tendência verificada nos últimos anos para uma melhoria contínua no desempenho em termos de continuidade de serviço.

O ano de 2010 não foi excepção e constitui um bom ano no que respeita à continuidade de serviço prestado pela rnt. Efectivamente, com apenas 3 interrupções de serviço, a Frequência Média de Interrupção do Sistema (SaiFi) registou o melhor valor de sempre (0,04), a par de um Tempo de Interrupção Equivalente (tie) de 1,15 minutos.

No gráfico seguinte, no qual foram excluídos os incidentes originados por causa fortuita ou de força maior e segurança, ocorridas nos anos de 2003, 2005, 2006, 2007 e 2009, bem como os incidentes de carácter excepcional ocorridos em 2004 e 2010, mostra-nos que os resultados alcançados em 2010 se mantêm consentâneos com a evolução muito positiva registada nos últimos anos na fiabilidade da rede de transporte.

indicadores de continuidade de serviço 2010 Interrupções longas próprias

Causas própriasCausas fortuitas

ou de força maior Total

Número de Interrupções 3 0 3

Duração das Interrupções (min) 43,4 0 43,4

Indicadores Gerais

enF – Energia Não Fornecida (MWh) 114,9 0 114,9

tie – Tempo de Interrupção Equivalente (min) 1,15 0 1,15

SaiFi – Frequência Média de Interrupção do Sistema 0,04 0 0,04

Saidi – Duração Média das Interrupções do Sistema (min) 0,57 0 0,57

Sari – Tempo Médio de Reposição de Serviço do Sistema (min) 14,47 0 14,47

2001

2002

2003

2004

2005 2006

2007 20082009

2010

3

2

1

0,5

4

5

25,00

20,00

15,00

10,00

5,00

0,00

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0

MENOR FIABILIDADE

MAIOR FIABILIDADE

Linhas com Saidi constante (minutos)

saiFi

sari

(min

uto

s)

11


12

Nos gráficos seguintes e para cada um dos indicadores gerais mostra-se a sua evolução nos últimos anos.

Indicadores gerais

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

1000

900

800

700

600

500

400

300

200

100

0

(1) – Interrupções por causas fortuitas ou de força maior e razões de segurança

(2) – Interrupções por incidentes de carácter excepcional

Todas excepto (1) e (2)

mW

h

energia não Fornecida – enF

tempo de interrupção equivalente – tie

A energia não fornecida total associada às 3 interrupções longas foi estimada em 114,9 MWh.

O incidente ocorrido na subestação de Setúbal, considerado de carácter excepcional, representa 58% do valor anual.

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

16,00

14,00

12,00

10,00

8,00

6,00

4,00

2,00

0,00




min

uto

s

O tie mantém a tendência sustentada de melhoria, sendo o valor de 2010 de 1,15 minutos. Caso se retire o incidente ocorrido na subestação de Setúbal, o tie reduzir-se-ia a 0,48 minutos

sendo

EF – Energia FornecidaT – Tempo

12


13

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

0,0

0,25

0,20

0,15

0,10

0,05

0,00

25,0

20,0

15,0

10,0

5,0

0,0

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010








Todas excepto (1)

min

uto

sFrequência média de interrupções longas do sistema – saiFi

O SaiFi desceu em 57%, relativamente a 2009.

O valor de 2010 (0,04) é o melhor valor de sempre.

SaiFi:Número de interrupções de duração superior a 3 min. / Número de pontos de entrega

O MaiFi registou uma descida significativa relativamente a 2009.

O valor de 2010 (0,07) iguala o valor de 2007, tendo apenas sido ultrapassado pelos valores dos anos de 2005 e 2008.

MaiFi:Número de interrupções de duração igual ou superior a 1 seg. e igual ou inferior a 3 min. / Número de pontos de entrega

O valor do Saidi traduz a duração média anual das interrupções por ponto de entrega.

O valor de 2010 (0,57 minutos) é o terceiro melhor valor de sempre, só ultrapassado pelos anos de 2005 e 2009.

Saidi:Duração total das interrupções de tempo superior a 3 min. / Número de pontos de entrega

Frequência média de interrupções curtas do sistema – maiFi

duração média das interrupções do sistema – saidi

13


14

O gráfico da figura seguinte apresenta a evolução

dos valores dos indicadores gerais de continuidade

de serviço nos últimos cinco anos, de cujo cálculo

e em conformidade com o rQS foram excluídos os

incidentes originados por causa fortuita, de força maior

ou razões de segurança, ocorridos nos anos de 2006,

2007 e 2009.

Os indicadores são apresentados em valores relativos tendo por base os valores registados no ano de 2006.O indicador SaiFi registou o melhor valor do período em análise, enquanto os Saidi e MaiFi registaram os segundos melhores resultados até à data verificados.

Os restantes indicadores são substancialmente agravados pelo incidente verificado na subestação de Setúbal.

40,0

35,0

30,0

25,0

20,0

15,0

10,0

5,0

0,0


Todas excepto (2)

min

uto

s

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

tempo médio de reposição de serviço do sistema – sari

Em 2010, o valor do Sari foi de 14,47 minutos, valor substancialmente agravado pelo incidente verificado na subestação de Setúbal. Sem este incidente o Sari reduzir-se-ia a 8,80 minutos

Sari:Duração total das interrupções de tempo superior a 3 min. / Número de interrupções com tempo superior a 3 minutos.

3,0

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0,0

2006

2007

2008

2009

2010

2010 (sem incidente de Setúbal)

enF

tie

saiFi

saidi

sari

maiFi

Análise global dos indicadores gerais

evolução dos indicadores da continuidade de serviço na rnt (sem incidentes motivados por Força maior)

14


15

Indicadores individuais

Em 2010 verificaram-se 3 interrupções de serviço com duração superior a 3 minutos no fornecimento de energia eléctrica, as quais afectaram 3 dos 76 pontos de entrega (Pde) da ren (ver Quadro 2 do Anexo 2).

O ponto de entrega mais afectado foi a subestação de Setúbal, consequência, conforme já indicado anteriormente, de um curto-circuito interno no

módulo blindado novo de SF6 (60kV), da linha Setúbal – Algeruz 1, com interrupção do abastecimento à cidade de Setúbal e zonas limítrofes.

Como é visível nos gráficos seguintes (ver siglas no Quadro 1 do Anexo 2) a totalidade dos pontos de entrega cumpriu os valores limite estabelecidos no rQS.

2

1

0SAM SFN SSB

Int. (totais) causa própria

Int. (parciais) causa própria

Int. (totais) força maior

As 3 interrupções afectaram unicamente consumos alimentados por 3 Pontos de Entrega (4% do total de Pde).

O conjunto das 3 interrupções ocorreu exclusivamente no escalão de entrega de 60kV (at).

Valor padrão:3 (Mat) ou 8 (at) interrupções por ano e ponto de entrega.

O Pde de Setúbal teve o tempo de interrupção mais longo (25,8 min).

Valor padrão:45 minutos (Mat) ou 4 horas (at) por ano e ponto de entrega.

Frequência das interrupções por ponto de entrega

30

25

20

15

10

5

0SAM SFN SSB




min

uto

s

duração total das interrupções por ponto de entrega

15


16

Embora o rQS estabeleça que no cálculo dos indicadores de continuidade de serviço apenas deverão ser consideradas as interrupções com duração superior a 3 minutos, a ren regista e analisa a totalidade das

interrupções. No Quadro 3 do Anexo 2 indica-se o número total de interrupções de serviço verificadas nos últimos catorze anos.

SAM SFN SSB




70

60

50

40

30

20

10

0

Número

Tint

enF

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Deficiência de equipamento Erro humano – Manobras

As situações mais gravosas, do ponto de vista de enF, ocorreram nas subestações de Setúbal (SSB) e Alto de Mira (SaM), com enF de 66,8 e 29,7 MWh, respectivamente.

Indicador não previsto no rQS.

energia não Fornecida por ponto de entrega

Causas das interrupções

No histograma da figura seguinte representa-se a distribuição percentual das causas (primeira causa) das interrupções em relação ao número, tempo total de interrupção e energia não fornecida.

interrupções em 2010 (por causas em %)

16


17

Análise global dos indicadores individuais

No gráfico seguinte assinalam-se todas as interrupções com duração superior a três minutos verificadas entre

2005 e 2010, representadas em função do valor da potência interrompida e da respectiva duração.

500,0

450,0

400,0

350,0

300,0

250,0

200,0

150,0

100,0

50,0

0,0

potê

nci

a in

terr

om

pida

(mW

)

0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00

duração das interrupções (horas)

De 2005 a 2009 2010 100 MWh 10 MWh

interrupções nos pde da rnt

Pode-se constatar que a grande maioria das interrupções de serviço que ocorreram naquele período tem uma duração inferior a 30 minutos e está associada a um corte de potência que não ultrapassa os 100 MW (1% da ponta de consumo registada em 2010).

Outro aspecto importante a salientar, e que é reflexo da robustez da rede de transporte, reside no facto da maioria (92%) dos pontos de entrega de energia eléctrica da rnt não ter registado, nos últimos cinco anos, qualquer interrupção de duração superior a 3 minutos.

O ano de 2010 confirmou essa tendência, com 96% dos Pde sem qualquer interrupção.

2005-2009:

92% dos pontos de entrega da rnt sem qualquer interrupção.

2010:

96% dos pontos de entrega da rnt sem qualquer interrupção

17


18

O gráfico da figura seguinte indica, por ponto de entrega (ver siglas no Quadro 1 do Anexo 2), o número total de interrupções (excluídas as fortuitas ou de força maior e

por razões de segurança), com duração superior a três minutos, no período de 2006 a 2010.

7

6

5

4

3

2

1

0

LZN

STJ

SCN

SPO

SSV

1

SSB

SBL

SFR

SFN

SRA

SSN

SVM SXL

SVG

SVPA

SRM

SCV

SAM

SET

SMG

STR

2006 2007 2008 2009 2010

número de interrupções (tint>3min.) por ponto de entrega

Da análise do gráfico anterior destaca-se o seguinte:

No quinquénio foram afectados 21 pontos de entrega • por interrupções de serviço, o que relativamente aos 76 Pde em serviço em 2010, corresponde a 28%;

Dos pontos de entrega com interrupções de serviço, • a maioria (66%) registou apenas uma interrupção em 5 anos;

A totalidade dos pontos de entrega com interrupções • nos últimos 5 anos registou um número médio anual de interrupções inferior ao estipulado no artigo 17.º do rQS [3 (Mat) e 8 (at) interrupções por ano];

O número máximo de interrupções por ponto de • entrega foi de 6 e ocorreu no Pde do Torrão (Str);

Entre os pontos de entrega com maior número • de interrupções estão Mogadouro (SMG) e Torrão (Str), instalações onde só em 2008 passou a existir segurança n-1 a nível de transformação.

No mapa do Anexo 6 localizam-se geograficamente os 76 pontos de entrega da ren, com indicação do número de interrupções de serviço no período de 2006 a 2010.

18


Taxa de realização do plano de monitorização – 86,0%.

Os limites regulamentares são cumpridos em 92% dos pontos de entrega. Apenas em 3 pontos de entrega, referente à severidade da tremulação, são afectados por perturbações de carácter permanente.

Qualidade da onda de tensão


20

O artigo 19.º do rQS estabelece que a entidade concessionária da rnt procederá, anualmente, à caracterização da onda de tensão, em conformidade com um plano de monitorização, realizando para o efeito medições, nos pontos de entrega seleccionados, das seguintes características:

Distorção harmónica;•

Tremulação (• flicker);

Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões;•

Valor eficaz da tensão;•

Cavas de tensão;•

Frequência.•

As características da onda de tensão nos pontos de entrega aos clientes de Muito Alta Tensão (Mat) e Alta Tensão (at) devem respeitar os limites estabelecidos no rQS. No caso das cavas de tensão, o regulamento estabelece os procedimentos para a sua monitorização mas não especifica limites a respeitar.

Plano de monitorização

O plano de monitorização elaborado e implementado pela ren, em 2010, contemplou a realização de medições em 69 subestações e pontos de interligação da rnt, abrangendo a totalidade dos pontos de entrega em que é viável a medição, com excepção da subestação do Ferro, por razões técnicas associadas a problemas de parametrização do equipamento.

O plano de monitorização da ren para 2010 contemplava a realização de medições, utilizando:

Equipamento fixo (em 12 instalações), com medição • das características da onda de tensão durante as 52 semanas do ano;

Equipamento móvel, com períodos de medição da • onda de tensão de 4 semanas, utilizando 17 unidades de aquisição instaladas rotativamente em diferentes pontos da rede.

A taxa de realização do plano de monitorização foi de 86,0%. Os casos excepcionais de incumprimento do plano deveram-se a anomalias verificadas em alguns equipamentos fixos e móveis que implicaram que o período útil de medição fosse inferior às 52 semanas e 4 semanas, respectivamente.

Principais resultados das medições efectuadas em 2010

As medições efectuadas, cujos principais resultados são resumidos a seguir e apresentados qualitativamente no Quadro 1 do Anexo 3, mostram que nas instalações da ren são, genericamente, observados os valores de referência adoptados para os parâmetros da qualidade da onda de tensão pelo rQS.

Distorção harmónica

Relativamente à 5.ª harmónica, o rQS estabelece os limites de 3,0% na Muito Alta Tensão (Mat) e 4,5% na Alta Tensão (at).

As harmónicas que apresentam maior amplitude são, por ordem decrescente de importância, a 5.ª, a 7.ª e a 3.ª. No Quadro 1 do Anexo 3 estão indicados os nós de rede sujeitos a monitorização, bem como os resultados das medições da 5.ª harmónica.

Os limites regulamentares foram ultrapassados relativos à 6.ª harmónica na subestação de Frades (60kV), por um período de 4 semanas. Nas subestações de Tunes e Sines (60kV), foram registadas algumas harmónicas de alta frequência (ordem superior à 21.ª harmónica) que excederam também os limites regulamentares.


Os níveis médios das perturbações registadas

são relativamente baixos, sendo cumpridos

os limites regulamentares, salvo nalguns

casos pontuais em que se verificaram

desvios, em relação aos valores padrão,

por margens ligeiras e, de modo geral,

de forma não contínua.

20


21

Tremulação (Flicker)

Os índices de severidade de tremulação de curta duração (Pst) e de longa duração (Plt) devem ser inferiores a 1.

Os valores medidos da tremulação de curta duração (Pst) e de longa duração (Plt) são relativamente moderados variando, geralmente, entre 20% e 80% do valor limite de referência (Pst = Plt =1).

Os limites regulamentares foram apenas ultrapassados nos pontos de entrega de Ermesinde, Carregado e Alqueva (60 kV). Estas situações têm origem respectivamente em clientes Mat e na ree propagando-se pela interligação com Espanha (Alqueva-Brovales).

Desequilíbrio de fases

Num período de uma semana, 95% dos valores eficazes médios de dez minutos da componente inversa das tensões não devem ultrapassar 2% da correspondente componente directa

Nas medições efectuadas não foram detectados valores de desequilíbrio do sistema trifásico de tensões acima do valor limite.

Valor eficaz da tensão

Num período de uma semana, 95% dos valores eficazes médios de dez minutos da tensão de alimentação devem estar compreendidos no intervalo de ± 5% da tensão declarada, sem ultrapassar a tensão máxima de serviço das respectivas redes.

O limite admissível de variação do valor eficaz da tensão em relação aos valores de tensão declarada, acordados com a edP Distribuição, não foi excedido nos pontos de entrega.

Frequência

O rQS permite variações compreendidas num intervalo de ±1% da frequência fundamental (50 Hz)

Os desvios registados foram inferiores a 0,1%.

Cavas de tensão

O rQS estabelece os procedimentos para a sua monitorização mas não especifica limites a respeitar.

Durante as medições em contínuo foram efectuadas medições de cavas de tensão nas subestações de Vermoim (60 kV e 150 kV), Sines (60kV), Pereiros (60kV), Alto de Mira (60kV), Tunes (60kV) e Palmela (150 kV), cujos resultados se apresentam nos gráficos seguintes. A totalidade destas cavas de tensão é representada com uma agregação temporal de 1 minuto.

A maioria das cavas apresenta uma duração inferior a 250 milisegundos e um afundamento do valor eficaz da tensão até 30%, valores considerados globalmente aceitáveis.

21


22

90..

.<99

%

80..

.<90

%

70..

.<80

%

60..

.<70

%

50..

.<60

%

40..

.<50

%

30..

.<40

%

20..

.<30

%

10..

.<20

%

0.01

< t <

= 0.

1

0.1<

t <=

0.2

5

0.25

< t <

= 0.

5

0.5<

t <=

1

1< t

<= 3

3< t

<= 2

0

20<

t <=

60

60<

t <=

180

100

80

60

40

20

0

nú

mer

o d

e ca

vas

proFundidade d

a cava

(% de u

d)

duração (segundos)

cavas de tensão na rnt (pde a 60 kv)

90..

.<99

%

80..

.<90

%

70..

.<80

%

60..

.<70

%

50..

.<60

%

40..

.<50

%

30..

.<40

%

20..

.<30

%

10..

.<20

%

0.01

< t <

= 0.

1

0.1<

t <=

0.2

5

0.25

< t <

= 0.

5

0.5<

t <=

1

1< t

<= 3

3< t

<= 2

0

20<

t <=

60

60<

t <=

180

proFundidade d

a cava

(% de u

d)

duração (segundos)

60

50

40

30

20

10

0

nú

mer

o d

e ca

vas

cavas de tensão na rnt (medições eFectuadas em pontos de rede próximos dos pde a 150 kv)

22


23

Evolução da qualidade da onda de tensão

Com base nos dados obtidos pelo sistema de monitorização da qualidade da onda de tensão, é possível fazer uma análise, ainda que simplificada, da evolução desses indicadores nos pontos de entrega da rnt, bem como nos pontos internos daquela rede.

De um modo geral, da análise efectuada, pode-se concluir que os níveis médios das perturbações são relativamente baixos em relação aos valores de referência do rQS, o que é um reflexo duma boa qualidade da onda de tensão nos diversos pontos da rede e, em particular, nos que são pontos de entrega.

No que respeita à severidade de tremulação (flicker), apenas Ermesinde (60 e 150 kV), Vermoim (150 kV) e, mais recentemente, Carregado (60 e 220kV) e Alqueva (400kV e 60 kV), são afectados por perturbações

de carácter permanente, com valores que de uma forma geral ultrapassam os limites de referência regulamentares.

Os níveis da tremulação (flicker) registados em Ermesinde (60 e 150 kV), Vermoim (150 kV) e Carregado (60 e 220kV) deveram-se à injecção dessa perturbação pelas instalações industriais de clientes Mat alimentados por aquelas subestações. No caso de Alqueva (400 e 60 kV), os níveis de tremulação (flicker) registados têm origem na linha de interligação com Espanha a 400 kV (Alqueva – Brovales).

No gráfico seguinte, apresenta-se a evolução dos valores da tremulação (flicker) de curta duração, nos pontos de entrega (60 kV) que excedem o limite máximo, no período de 2002 a 2010.

1,6

1,4

1,2

1,0

0,8

0,6

0,4

0,2

0,0

pst

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

SED SAV SCG

O Pde Carregado (ScG), cuja origem está num cliente Mat alimentado a 220 kV, manteve a tendência de crescimento registada em anos anteriores, ultrapassando em 2010 o limite de referência. O Pde de Ermesinde retomou os níveis de flicker anteriores a 2006.

Nota: Alqueva (SaV) só foi considerado Pde em Dezembro de 2007

Valor limite de referência:Pst=Plt <1

pontos de entrega (60 kv) com tremulação (flicker) mais elevados

O impacto da tremulação (flicker) é muito localizado, conforme referido anteriormente. No entanto, a sua evolução tem merecido por parte da empresa um acompanhamento muito atento, de modo a prevenir eventuais perturbações nos consumidores finais. É de notar que, até à data, não houve qualquer reclamação com origem neste tipo de perturbação.

No referente à distorção harmónica, a 5.ª harmónica é, conforme já referido, a que apresenta valores mais significativos na rede, e tem a sua principal origem nas redes a jusante dos pontos de entrega.

No gráfico seguinte, apresenta-se a evolução dos valores da 5.ª harmónica, referente aos pontos de entrega com valores mais elevados medidos no período de 2002 a 2010.

23


24

A maioria dos pontos de entrega com teor harmónico mais elevado (acima de 2%) localiza-se predominantemente na zona da Grande Lisboa (StJ – subestação de Trajouce e SaM – subestação de Alto de Mira) e na zona sul do país (Ser – subestação de Évora e Set – subestação de Estói).

Exceptuando o caso atípico e pontual (afectando apenas uma fase) registado em 2009, na subestação de Alto de Mira, os restantes pontos de entrega registam valores muito inferiores ao valor limite de referência, com uma tendência generalizada de estabilização.

Neste âmbito, será também de referir que até à data não há conhecimento de qualquer tipo de reclamação por parte dos consumidores finais ligados às redes de distribuição alimentadas por aquelas zonas de fornecimento de energia eléctrica.

No quadro seguinte, apresenta-se a síntese dos pontos de entrega onde se verificaram incumprimentos dos limites regulamentares das características da onda de tensão no período 2005-2010.

STJ SAM SET SER

6,56,05,55,04,54,03,53,02,52,01,51,00,50,0

%

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

pontos de entrega (60 kv) com níveis de 5.ª harmónica mais elevados

Em 2010, os pontos de entrega com teor harmónico mais elevado registaram valores inferiores aos de 2009 e muito abaixo do limite de referência. Confirma-se que o valor registado pelo Pde de Alto de Mira (SaM), em 2009 (apenas numa fase), foi completamente atípico e de carácter pontual.

Valor limite de referência: 4,5%

pontos de entrega com incumprimento dos limites regulamentares

Ponto de entregaNível de

Tensão (kV) 2006 2007 2008 2009 2010

Subestação de Ermesinde

60 Severidade de tremulação (flicker)

Severidade de tremulação (flicker)


– Severidade de tremulação (flicker)

Subestação do Torrão

60 – Amplitude de tensão

– – –

Subestação da Falagueira

60 – Distorção harmónica(5.ª harmónica)

– – –

Subestação de Frades

60 – – – – Distorção harmónica(6.ª harmónica)

Subestação de Ferro

60 – Severidade de tremulação (flicker)Desequilíbrio de fases

– – –

Subestação de Alqueva

60 – – – Severidade de tremulação (flicker)


24


25

Subestação de Ferreira do Alentejo

60 – Amplitude de tensão

– – –

Subestação de Macedo de Cavaleiros

60 – – – Distorção harmónica (ordem superior à 21.ª harmónica)

–

Subestação de Pombal


–

Subestação de Tunes


Distorção harmónica (ordem superior à 21.ª harmónica)

Subestação de Trafaria


–

Subestação de Porto Alto


–

Subestação de Alto de Mira

60 – – Distorção harmónica(3.ª harmónica)

Distorção harmónica(3.ª harmónica)

–

Subestação de Sacavém


–

Subestação de Carregado

60 – – – – Severidade de tremulação (flicker)

Subestação de Carvoeira

60 – – Distorção harmónica (ordem superior à 21.ª harmónica)


–

Subestação de Sines

60 – – Distorção harmónica (ordem superior à 21.ª harmónica)



No caso dos Pde Sines e Tunes, onde continuam a ser registadas harmónicas de alta frequência, a ren prosseguirá em 2011 a realização de medidas complementares tendentes a caracterizar a origem das perturbações.

Referente ao Pde Frades, encontra-se em análise interna a eventual necessidade de efectuar medidas complementares tendentes a averiguar a origem da 6.ª harmónica.

25


Taxa Combinada de Disponibilidade: 97,78%

Disponibilidade


27

No quadro regulatório em vigor e com o objectivo de promover a fiabilidade, a Entidade Reguladora do Sector Energético (erSe) introduziu um novo mecanismo de incentivo ao aumento da disponibilidade dos elementos da Rede Nacional de Transporte (rnt), enquanto factor determinante para a qualidade de serviço associada ao desempenho da rnt. Assim, a ren, na sua qualidade de operador da rede de transporte de electricidade, passou a reportar periodicamente àquela entidade as indisponibilidades ocorridas, bem como a sua duração e o elemento em causa.

O mecanismo de incentivo ao aumento da disponibilidade incide sobre o novo indicador designado por Taxa Combinada de Disponibilidade. Este indicador conjuga os dois principais elementos da rnt, os circuitos de Linha, que englobam as linhas aéreas e subterrâneas, e os Transformadores de Potência, que englobam os transformadores de entrega à rede de distribuição e os auto-transformadores, incluindo-se em ambos os casos as indisponibilidades dos painéis associados a cada elemento de rede.

O valor deste indicador determina a atribuição de um incentivo ou de uma penalidade económica para a ren, conforme se situe acima ou abaixo do nível de indiferença (meta) que foi fixada em 97,5%. Em 2010 a Taxa Combinada de Disponibilidade atingiu o valor de 97,78%, valor ligeiramente inferior ao verificado em 2009 (97,84%).

A maioria destas indisponibilidades foram planeadas e, por isso, sem consequências gravosas para a exploração da rede, estando também, maioritariamente, associadas a trabalhos relacionados com novos investimentos na rede, reforço de capacidade das linhas e programas de remodelação de instalações mais antigas.

A figura seguinte mostra a evolução da Taxa Combinada de Disponibilidade ao longo do ano de 2010.

Disponibilidade

A Taxa Combinada de Disponibilidade foi de

97,78%, valor acima do nível de indiferença

(meta) fixado pela entidade reguladora

(97,50%)

99,0%

98,5%

98,0%

97,5%

97,0%

96,5%

96,0%

97,78%

Janeiro

FevereiroMarço

AbrilMaio

JunhoJulho

Agosto

Setembro

Outubro

Novembro

Dezembro2010

taxa combinada de disponibilidade (2010)

Incentivo máx.

Penalidade máx.

Mecanismo de incentivo ao aumento da disponibilidade

tcd

0

2010 (97,78%)

incentivo ao aumento da disponibilidade

96,5% 97,0% 97,5% 98,0% 98,5% 99,0%

27


Em 2010 ocorreu uma reclamação de natureza técnica que, após apreciação, foi considerada sem fundamento, por não haver incumprimento do Regulamento de Qualidade de Serviço.

Relacionamento comercial. Auditorias


29

Relacionamento Comercial. Reclamações

A boa qualidade da onda de tensão tem-se reflectido no reduzido número de reclamações de consumidores. Em 2010 houve uma reclamação de natureza técnica, provocada por cavas na tensão de alimentação (ver Quadro 2 do Anexo 3), que mereceu a melhor atenção por parte da ren. Após análise interna concluiu-se que a reclamação não tinha fundamento, por não haver incumprimento do rQS, dando-se conhecimento por escrito desse facto à entidade reclamante.

No ano de 2010 verificou-se um significativo alargamento das obrigações de relacionamento comercial e contratual da ren, em resultado da publicação de nova legislação e regulamentação.

Em consequência, o universo deste relacionamento estendeu-se pela primeira vez a vários agentes do sector eléctrico que estavam fora da esfera comercial da ren, nomeadamente os seguintes:

Cogeradores, no âmbito da criação pela • ren, da Entidade Emissora de Garantias de Origem, na sequência da publicação do Decreto-Lei n.º 23/2010, de 25 de Março, alterado pela Lei n.º 19/2010, de 23 de Agosto, que estabelecem o regime jurídico e remuneratório aplicável à energia eléctrica e mecânica e de calor útil produzidos em cogeração;

Produtores em Regime Especial, no âmbito, quer do • acordo de ligação à rnt, quer da gestão da entrega

e recepção de energia reactiva à Rede Nacional de Transporte, em respeito pela publicação do novo Regulamento da Rede de Transporte, através da Portaria n.º 596/2010, de 30 de Julho;

Clientes interruptíveis, no âmbito da contratualização • dos serviços de sistema de gestão activa dos consumos, na sequência da publicação das Portaria n.º 592/2010, de 29 de Julho, complementada pelas Portarias n.º 1308/2010 e n.º 1309/2010, ambas de 23 de Dezembro.

Em simultâneo prosseguiu o esforço contínuo de melhoria do serviço prestado aos agentes do MiBel. Consolidou-se também a utilização do sistema de “Service Desk” de mercado, permitindo a gestão mais eficiente e auditável do relacionamento comercial com os agentes de mercado, permitindo também obter acesso detalhado a informação para caracterização do nosso relacionamento comercial.

De referir também em 2010, a colocação em serviço de novas ferramentas, visando a melhoria do relacionamento comercial e rapidez de resposta aos agentes.

Finalmente, realça-se a disponibilização de acessos directos por “Web-services”, verificando-se uma crescente utilização das mesmas por parte dos agentes de mercado, contribuindo para o aumento da transparência e facilidade de prestação de esclarecimentos. Esta ferramenta revelou-se de especial relevância no âmbito da Liquidação de serviços de sistema relativos a desvios de mercado, efectuada pela ren.

Auditorias

O Regulamento de Qualidade de Serviço (rQS) prevê que a ren, de dois em dois anos, promova a realização de uma auditoria interna, por uma entidade independente, aos seus sistemas e procedimentos de recolha e registo de informação sobre a qualidade de serviço e às metodologias e critérios utilizados no cálculo dos indicadores de qualidade de serviço.

Tendo em vista a introdução de nova abordagem na realização destas auditorias, a erSe propôs à ren o adiamento para 2011 da auditoria prevista realizar em Outubro de 2010.

Relacionamento comercial. Auditorias

O nível de desempenho da rnt na óptica

da continuidade de serviço e da qualidade

da onda de tensão tem-se reflectido no

reduzido número de reclamações recebidas.

Em 2010 ocorreu uma reclamação de cariz

técnico.

29


Linhas - número de defeitos por 100 km de circuito: 2,59

T. Potência – taxa média de falhas com retirada imediata de serviço: 0,0230

Disjuntores – taxa média de falhas maiores: 0,0041

Sistemas de protecção – dependabilidade: 98,2%; segurança: 98,7%; tempo de actuação (probabilidade acumulada) <= 150 ms: 95,0%

S. Comando e Controlo – eficácia de reposição por telecomando: 100,0%; eficácia de reposição pelo operador automático das subestações: 93,7%

Comportamento da rede de transporte e dos seus equipamentos e sistemas


31

Incidentes

Em 2010 ocorreram 273 incidentes com impacto na Rede Eléctrica Nacional, mais 13,8% do que em 2009, dos quais 210 tiveram origem na Rede de Muito Alta Tensão (Mat), 34 na Rede de Alta Tensão (at) da ren e 29 em outras redes.

rede mat

rede at redes externas à ren total

Com repercussão mat

Sem repercussão mat

Com repercussão mat

Com repercussão at-enF

210 4 30 29 0 273

Do total de incidentes, apenas 8, correspondente a 2,9%, tiveram impacto no abastecimento de energia eléctrica aos clientes, tendo, 3 deles, provocado 3 interrupções com duração superior a 3 minutos e, por isso, contabilizadas nos indicadores de continuidade de serviço, conforme estabelece o rQS. Essas 3 interrupções originaram uma energia não fornecida (enF) no valor de 114,9 MWh.

Tendo em conta a potência disponibilizada nos diversos pontos de entrega da rnt, a ren classifica como “incidente grave” todo aquele de que resulte uma energia não fornecida de valor igual ou superior a 10 MWh.

Em 2010 ocorreram 3 incidentes com enF superior a 10 MWh, correspondendo à totalidade da energia não fornecida nas interrupções com duração superiores a 3 minutos:

25 de Março de 2010• , na subestação de Fanhões e devido a um erro de parametrização, a Função de Corte por Tensão Zero (ctZ) actuou indevidamente originando uma energia não fornecida de 18,4 MWh;

30 de Abril de 2010• , na subestação de Alto de Mira, durante manobras de isolamento da bateria de condensadores 1, foi dada, indevidamente, ordem de abertura em carga ao seccionador de barras 2 do referido painel, dando origem a um defeito de barras e ao consequente disparo dos 3 transformadores, donde resultou a energia não fornecida de 29,7 MWh;

12 de Outubro de 2010• , na subestação de Setúbal, durante manobras de mudança de barramento do painel Algeruz 1 deu-se um curto circuito interno no módulo blindado híbrido (SF6) deste painel donde resultou o disparo dos 3 transformadores 150/60 kV e a energia não fornecida de 66,8 MWh.


Em 2010, a fiabilidade das instalações,

equipamentos e sistemas pode

considerar-se boa, apesar do número

de incidentes ter registado um aumento

de 13,7% face a 2009.

A maioria dos indicadores de desempenho

registou valores melhores que em 2009,

tendo alguns deles registado os melhores

valores de sempre. Globalmente,

o comportamento da rnt pode

considerar-se muito positivo.

n.º

de

inci

den

tes

400

350

300

250

200

150

100

50

02004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Rede Mat Rede at Redes externas à ren

evolução do número de incidentes

31


32

Incidentes com repercussão na RNT

Embora a ren contabilize e registe a totalidade dos incidentes que afectam as suas redes, Mat e at, merecem-lhe particular atenção o conjunto de incidentes que afectam, directa ou indirectamente, a rnt (equipamentos Mat de tensão nominal superior a 110 kV).

Em 2010 este conjunto de incidentes totalizou 243 (mais 16,3% que em 2009), cuja distribuição, consoante a origem, é indicada no gráfico à direita.

A distribuição da origem dos incidentes por tipo de elemento de rede e sistema de potência ou auxiliar e ainda por causas, é apresentada nos dois gráficos seguintes (ver, também, Quadro 2 do Anexo 5, onde se indicam as entidades proprietárias das redes externas).

Informação mais detalhada referente à origem, causa e gravidade dos incidentes, poderá ser consultada nos Quadros 3, 4 e 5 do Anexo 5.

n.º

de

inci

den

tes

F (%

)

80

70

60

50

40

30

20

10

0

100908070605040302010

0l400 l220 l150 trF+atr barr

Sistemas exteriores à rnt Sistemas auxiliares da rnt

F(%) – Frequência acumuladaSistema primário da rnt

Exterior à rnt

Como é habitual, a maioria dos incidentes afectou as linhas – 80,2%.

Dos incidentes com origem externa à rnt (33), 87,9% ocorreram em redes não concessionadas à ren

Os factores atmosféricos e as aves continuam a ser as principais causas de incidentes na rede.

O número de incidentes com origem em aves foi praticamente igual (-4) ao registado em 2009, apesar de uma descida em termos percentuais.

origem dos incidentes com repercussão na rnt

n.º

de

inci

den

tes

80

70

60

50

40

30

20

10

0Factores

atmosféricosDesconh. Aves Def. de

equip. / Sistemas

Incêndios Outras Erros hum.

directos

Exterior à rnt

Exterior à rnt atr+trF – Transf. e Auto-transf. L220 -Linhas a 220 kV

Barr – Barramentos L400 -Linhas a 400 kV L150 -Linhas a 150 kV

causa dos incidentes com repercussão na rnt

29 (11,9%)

4 (1,6%)

210 (86,4%)rnt

Rede at da ren

Redes externas à ren

distribuição percentual da origem dos incidentes com repercussão na rnt

32


33

Linhas

Incidentes com origem em linhas

As linhas aéreas, pela sua dispersão geográfica e pelas características tão díspares dos terrenos onde estão implantadas, estão mais sujeitas, como é natural, à acção dos agentes externos meio-ambientais (incêndios, aves, descargas atmosféricas, poluição, etc.), principais causadores de incidentes na rede.

Em 2010 registaram-se 195 incidentes nas linhas (mais 16,1% do que em 2009), afectando os diversos níveis de tensão (ver gráfico seguinte com a distribuição percentual).

Os principais grupos de causas dos incidentes em linhas foram a acção atmosférica – 39,5% (sendo 33,3% devido a descargas atmosféricas, 4,6% a vento e 1,5% a nevoeiro/neblina) e a acção ambiental – 28,7% (sendo 19% devido a aves, 8,2% a incêndios e 1,5% a árvores, por derrube com origem em vento intenso).

De assinalar, comparativamente com o ano anterior, a redução do peso relativo dos incidentes causados por aves (cegonhas), embora em termos absolutos seja praticamente idêntico ao registado em 2009. No referente aos incêndios, apesar da área ardida em 2010 ter aumentado significativamente (ver gráfico seguinte), confirma-se a tendência, já verificada em 2009, para um menor impacto na rede eléctrica, consequência de medidas preventivas implementadas pela empresa, ao abrigo dos planos municipais de defesa da floresta contra incêndios.

número de incêndios, área ardida e número de deFeitos em linhas da rnt devido a incêndios

27%

36%

150kV

220kV

400kV

37%

distribuição percentual dos incidentes em linhas por nível de tensão em 2010

Outras causas

35%

Acção atmosférica: descargas atmosféricas33%

Acção atmosférica: vento FFM1%

Acção atmosférica: vento4%

Acção ambiental: aves19%

Acção ambiental:

incêndios8%

n.º

de

incê

ndi

os

(mil

har

es)

40

35

30

25

20

15

10

5

0

400

350

300

250

200

150

100

50

0

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

27

112

66

58

132

28

149

383 2

1916

124

426

130

338

76

31 17

83

129

2626

22

36

2019

14

2321

Incêndios Área ardida (1000ha) Defeitos na rnt

área

ard

ida

(100

0ha)

; n.º

deF

eito

s rn

t

distribuição percentual das causas dos incidentes em linhas em 2010

Em 2009 e em 2010, de modo evidente, verifica-se que deixou de existir correlação directa entre o número de incêndios, a área ardida e o número de defeitos nas linhas da rnt, verificada em anos anteriores.

Fonte: Autoridade Florestal Nacional

33


34

Interrupções permanecentes

Em consequência dos incidentes com origem em linhas, referidos anteriormente, registaram-se 261 interrupções fortuitas (207 em 2009) nos diversos circuitos de rede, das quais 99 (88 em 2009) tiveram um tempo de interrupção igual ou superior a 1 minuto

(interrupções permanecentes). A este conjunto de interrupções permanecentes, correspondeu um tempo total de interrupção de 642 horas (77 horas em 2009). Para mais informação consultar o Quadro 7 do Anexo 5.

250

200

150

100

50

02001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Média

700

600

500

400

300

200

100

0

Média

Defeito eléctrico: Qualquer anomalia no sistema de potência resultante de uma perda de isolamento que requeira a abertura automática de disjuntores.

O gráfico da figura seguinte ilustra o desempenho da rede nos últimos anos, por nível de tensão, através do número de defeitos registados com origem nas linhas por 100 quilómetros de circuito. No cálculo do indicador, e em cada incidente, os defeitos no mesmo elemento de rede são agregados temporalmente em períodos de 10 minutos.

O valor obtido em 2010 foi ligeiramente superior ao obtido em 2009, mas significativamente inferior à média dos últimos 10 anos.

O tempo total das interrupções permanecentes verificou um significativo agravamento, consequência de queda de apoios de linhas, na sequência do tornado registado em 7 de Dezembro.

número de interrupções permanecentes (> 1 minuto)

duração das interrupções permanecentes (horas)

34


35

No gráfico seguinte apresenta-se o mesmo indicador distribuído por causas.

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

8,0

7,0

6,0

5,0

4,0

3,0

2,0

1,0

0,0

n.º

de

deFe

ito

s po

r 10

0km

de

circ

uit

o

Linhas a 400kV

Linhas a 150kV

Linhas a 220kV

Índice global rede de Mat

evolução do número de deFeitos com origem em linhas aéreas da rnt por 100 km de circuitos

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0,02001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

1,1

0,9

2,0

0,4

2,2

0,5

0,00,0

0,30,2

0,2

1,4

1,7

1,1 1,0

0,2

0,8

0,9 0,81,0

1,0

0,1

0,2

0,1

0,6

0,10,3 0,1

0,30,40,3

0,9

0,4

1,1 0,8

0,4

1,0

0,8

0,5

0,5 0,5

1,3

0,2

0,8

0,0 0,0

0,4

0,1

0,10,20,40,4 0,3 0,2

0,7

0,20,3 0,4

0,6 0,5

n.º

de

deFe

ito

s em

lin

has

aér

eas

por

100k

m d

e ci

rcu

ito

Incêndios

Descargas

Outros

Cegonhas

Nevoeiro/neblina ou poluição

Desconhecidos

evolução do número de deFeitos com origem em linhas da rnt por 100 km de circuito (distribuição por causas)

5,5

2,7

7,2

6,6

2,5

6,2

3,3

2,1 2,0

2,7 2,6

5,1

4,8

7,2

5,2

2,3

3,73,4

2,72,5

2,9

4,6 5,3

2,11,5

4,5

2,0

1,3 1,42,0

2,4

4,45,0

3,0

4,1

2,8 2,2 2,02,4

2,6

O número de defeitos por 100 km de circuito aumentou 8,3% relativamente ao ano anterior, sobretudo devido a descargas atmosféricas e ao vento. O índice global da rede Mat obtido em 2010 foi de 2,6.

Tal como 2009, o ano de 2010 constituiu um ano adverso no que respeita a descargas atmosféricas e ao seu impacto na rede. Porém, o valor anual (1,01) encontra-se ainda muito abaixo do limiar máximo recomendável para uma rede de transporte (1,5 defeitos/100km).

De notar o reduzido impacto dos incêndios, comparativamente com o ano de 2005 (último ano com um significativo número de incêndios e área ardida)

35


36

Disponibilidade

A taxa de disponibilidade média global dos circuitos de linha, incluindo os painéis terminais foi de 97,49%, o que representa um decréscimo insignificante (0,29%) face a 2009. Considerando apenas as indisponibilidades devidas a falhas e as associadas à manutenção programada, o valor sobe para 99,62% (99,29%

em 2009). Os gráficos seguintes mostram a evolução de ambas as taxas nos últimos anos.

Informação detalhada sobre o número e duração das indisponibilidades nos circuitos de linha poderá ser consultada no conjunto de quadros que integram o Anexo 4 – Disponibilidade.

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

100

99

98

97

96

95

100,0

99,5

99,0

98,5

98,0

%Média

Média

%

taxa de disponibilidade média global

Subestações

Em 2010 registaram-se 718 avarias no conjunto dos equipamentos de alta e de muito alta tensão e nos sistemas auxiliares de subestações, o que representa um acréscimo de 6 % face a 2009.

Ainda em comparação com o ano de 2009, registaram-se ligeiras subidas nos sistemas de comando e controlo, serviços auxiliares, transformadores de potência e baterias de

condensadores. Nas restantes famílias verificaram--se descidas no número de avarias, sendo mais significativa (57%) a ocorrida nos seccionadores.

Os sistemas de comando e controlo continuam a ser a família de equipamentos com a maior incidência de avarias (49% do total). Ver mais à frente, em parágrafo específico, a sua análise, bem como de outras famílias de equipamentos.

taxa de disponibilidade média associada à manutenção

A taxa de disponibilidade média global situou-se nos 97,49% em 2010.

No cálculo deste indicador estão incluídas todas as indisponibilidades com excepção das solicitadas por entidades externas.

A taxa de disponibilidade média de circuitos de linha associada a trabalhos exclusivamente de manutenção aumentou em 2010 situando-se agora nos 99,62%, valor superior ao registado em 2009 e à média dos últimos 5 anos.

36


37

Apesar do esforço permanente das equipas de manutenção no controlo e prevenção de qualquer tipo de anomalia, não foi possível evitar que algumas destas avarias originassem incidentes na rede.

Em 2010 há a registar 24 casos (21 em 2009), atribuídos a deficiências nos equipamentos e sistemas em serviço nas subestações (Quadro 4 – Anexo 5).


Avarias e taxas de falhas

Das 48 avarias (mais 11 que em 2009) verificadas nos transformadores de potência e/ou acessórios, 31 exigiram que as reparações fossem efectuadas com as máquinas fora de serviço. Deste conjunto, apenas

4 deram origem a indisponibilidades imediatas. Em consequência, as taxas de falhas com indisponibilidade imediata e total foram, respectivamente, de 0,023 e 0,178 por unidade.

taxa de Falhas em transFormadores de potência

0,30

0,25

0,20

0,15

0,10

0,05

0,00

Falh

as /

n.º

eq

uip

amen

tos

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

C/ Indisponibilidade imediata S/ Indisponibilidade imediata

Duas das quatro falhas com indisponibilidade imediata foram causadoras de incidente na rede. As máquinas afectadas foram o transformador 3 (150/60kV; 170 MVa) da subestação de Oleiros e o transformador 2 (220/60kV;63 MVa) da subestação de Vila Chã. As outras duas falhas ocorreram no transformador 2

(220/60kV;126 MVa) da subestação do Torrão e no transformador 3 (220/60kV;63 MVa) da subestação do Chafariz. Em todas estas situações as máquinas regressaram ao serviço num espaço relativamente curto de tempo, tendo as avarias ocorrido ao nível dos acessórios.

número de avarias em equipamentos de subestações

350

300

250

200

150

100

50

0S. Comando e Controlo

Disjuntores S. aux. Seccionad. T. potência T. medição Outros equip. Baterias cond.

2006 2007 2008 2009 2010

A taxa de falhas sem indisponibilidade imediata registou um agravamento face a 2009 (aumento de 27%). A taxa de falhas mais gravosa, cujas anomalias obrigam à retirada de serviço do transformador num intervalo de tempo inferior a 30 minutos, foi idêntica à registada em 2009. O valor global situa-se agora nas 18 falhas por 100 máquinas (14 em 2009).

37


38

Disponibilidade

A taxa de disponibilidade total dos transformadores de potência, incluindo os respectivos painéis terminais, foi de 98,66%, valor ligeiramente superior ao obtido em 2009 (98,01%). A taxa de disponibilidade global por manutenção, que inclui as indisponibilidades por falhas e as associadas à manutenção preventiva, situou-se em 99,50%, valor

ligeiramente superior ao verificado em 2009 (99,18%). A evolução de ambas as taxas é apresentada nos dois gráficos seguintes.

Informação detalhada sobre o número e duração das indisponibilidades em transformadores de potência poderá ser consultada no conjunto de quadros que integram o Anexo 4 – Disponibilidade.

taxa de disponibilidade média global

100

99

98

97

96

95

%

Média

100,0

99,5

99,0

98,5

98,0

%

Média

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

taxa de disponibilidade média associada à manutenção

Disjuntores

Das 72 avarias (menos 11 que em 2009) ocorridas nos disjuntores, 5 foram consideradas falhas maiores, 62 falhas menores e as restantes 5 do tipo defeito. Em consequência, as taxas de falhas maiores e menores foram, em 2010, respectivamente, 0,0041 e 0,0504 por disjuntor. Relativamente a

2009, ambas as taxas registaram decréscimos significativos, cuja consequência foi a obtenção de novos mínimos históricos, resultado do programa de recondicionamento/substituição das unidades mais críticas, bem como de ajustadas políticas e estratégias de manutenção.

A taxa de disponibilidade média global de transformadores de potência, incluindo painéis terminais, foi em 2010 de 98,66%, valor superior ao verificado em 2009 e ligeiramente superior à média dos últimos 10 anos.

A taxa de disponibilidade média de transformadores de potência associada a trabalhos exclusivamente de manutenção foi em 2010 de 99,50%, valor superior ao registado em 2009 e à média dos últimos 10 anos.

38


39

Das cinco falhas maiores apenas duas deram origem a incidentes na rede. Do conjunto das falhas menores, 47% ficou a dever-se a fugas de óleo localizadas a

nível dos macacos e de diversos componentes dos comandos e 15 % a fugas de hexafluoreto de enxofre (SF6).

0,30

0,25

0,20

0,15

0,10

0,05

0,00

Falh

as /

n.º

eq

uip

amen

tos

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Falhas maiores Falhas menores

taxa de Falhas em disjuntores

Seccionadores, descarregadores de sobretensão e transformadores de medição

As figuras seguintes mostram a evolução das taxas de avarias dos seccionadores, descarregadores de sobretensão e transformadores de medição.

%

0,50

0,40

0,30

0,20

0,10

0,002004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

taxa de Fugas de sF6

Em 2010, a taxa de falhas global, correspondente ao conjunto das falhas maiores e falhas menores, foi de 5,5 falhas o que corresponde ao melhor valor de sempre.

A taxa de fugas de SF6 registou em 2010 uma evolução positiva (-10% do que em 2009).Sem o incidente no painel blindado de 60kV da subestação de Setúbal, o valor da taxa de fugas de SF6 seria de 0,041% (-50% do valor obtido). Ainda assim o valor obtido em 2010 constitui o 2.º melhor valor de sempre.

A taxa de avarias em seccionadores manteve a tendência de descida já verificada no ano anterior, tendo registado o melhor valor de sempre, reduzindo para metade o valor obtido em 2009.

0,030

0,025

0,020

0,015

0,010

0,005

0,0002001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Média

taxa de avarias em seccionadores

39


40


Principais indicadores

Cada sistema de protecção engloba diversas funções de protecção cujo eventual mau funcionamento isolado não implica, necessariamente, um comportamento incorrecto do sistema no seu todo.

No caso concreto do sistema de protecção de uma linha, o seu comportamento é considerado correcto se os comportamentos ao nível de cada extremo forem correctos, independentemente do eventual mau funcionamento de alguma função de protecção.

O estado operacional das funções de protecção é avaliado pelos seguintes indicadores:

Dependabilidade (D)• – mede a probabilidade de uma função de protecção não ter uma falha de actuação;

Segurança (S)• – mede a capacidade de uma função de protecção não actuar indesejadamente, ou seja, não actuar intempestivamente ou de forma não selectiva;

Fiabilidade (F)• – mede a capacidade de uma função de protecção não ter falhas de actuação nem actuações não selectivas ou intempestivas;

2010 2009

Dependabilidade (%) 98,2 100

Segurança (%) 98,7 96,1

Fiabilidade (%) 93,8 93,0

Média

0,0050

0,0045

0,0040

0,0035

0,0030

0,0025

0,0020

0,0015

0,0010

0,0005

0,0000

Média

0,0090

0,0080

0,0070

0,0060

0,0050

0,0040

0,0030

0,0020

0,0010

0,0000

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

taxa de avarias em descarregadores de sobretensão

taxa de avarias em transFormadores de medição

A taxa de avarias neste tipo de equipamento tem vindo a manter ao longo dos anos valores praticamente residuais. Em 2010 apenas se registou uma avaria no descarregador de sobretensão do painel 109 (fase 4) da subestação de Porto Alto.

A taxa de avarias registou em 2010 um ligeiro decréscimo face a 2009, situando-se ainda num patamar elevado, consequência da deficiência de fabrico verificada num modelo novo de transformador de tensão (esta deficiência já tinha afectado este indicador em 2009). Retirados estes casos a taxa de avarias em transformadores de medição reduzir-se-ia em 32%.

40


41

O desempenho dos sistemas de protecção de cada elemento de rede é avaliado pelos indicadores:

Eficácia (E) – mede a capacidade de um sistema de protecção ter um comportamento correcto, isto é, ter uma actuação selectiva e rápida;

Tempo de actuação dos sistemas de protecção – probabilidade acumulada dos sistemas de protecção actuarem num tempo igual ou inferior a 150 ms.

2010 2009

Eficácia (%) 91,8 87,5

Índice do tempo de actuação (%)

95,0 94,6

Nos gráficos seguintes mostra-se a evolução destes indicadores nos últimos anos.

100

99

98

97

96

95

94

%

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Média

dependabilidade das Funções de protecção

Fiabilidade das Funções de protecção

Em 2010 foram identificadas 12 falhas de actuação que não interferiram no bom funcionamento dos sistemas de protecção. O indicador situou-se em 98,2%, valor ligeiramente abaixo do valor médio do período.

Das 704 funções de protecção que actuaram, mais 74 do que em 2009, 4 foram intempestivas e 5 com falta de selectividade. Este indicador obteve o valor de 98,7%, o melhor dos últimos 10 anos.

Este indicador registou uma ligeira melhoria, passando para 93,8%, apesar dos 23 maus funcionamentos das funções de protecção registados em 2010.

100

99

98

97

96

95

94

%Média

100

98

96

92

90

% Média

segurança das Funções de protecção

41


42

Análise comportamental

Comportamentos incorrectos e causas. Eficácia dos sistemas de protecção

Em 2010 houve 228 situações que determinaram a actuação dos sistemas de protecção (222 na rnt, 1 na rede at da ren e 5 na rede de ligação a centros produtores da edP) das quais, 214 foram classificadas como correctas e 14 como incorrectas (cerca de 6,1% do total).

Além das 228 actuações referidas anteriormente, houve mais 5 actuações que não deviam ter ocorrido e, por isso, foram consideradas incorrectas (4 devido a disparos intempestivos e 1 por disparo com falta de selectividade, na sequência de defeito na rede de ligação a um centro produtor da edP).

Em 2010 o indicador da eficácia dos sistemas de protecção foi de 91,8%, com os níveis de tensão de 400 kV e 150 kV a evidenciarem melhor desempenho, respectivamente, de 94,9% e 94,3%. No nível de 220 kV, o indicador registou o valor de 87,4%, consequência de 11 comportamentos incorrectos dos sistemas de protecção, no total de 19.

No Quadro 13 (Anexo 5), apresentam-se os resultados, por nível de tensão e global, referentes ao indicador eficácia dos sistemas de protecção.

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

eFicácia dos sistemas de protecção

probabilidade acumulada dos sistemas de protecção actuarem num tempo igual ou inFerior a 150 ms

100

95

90

85

80

75

70

100

95

90

85

80

75

70

%

%

Média

Média

Das 233 actuações dos sistemas de protecção, 214 foram classificadas como correctas e 19 como incorrectas, menos 9 do que em 2009, a que corresponde uma eficácia de 91,8%, valor superior à média do período em análise

Há cinco anos que este indicador vem mantendo uma tendência de subida, atingindo em 2010 o valor de 95%, que corresponde ao melhor valor histórico de sempre.

42


43

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

400 kV 220 kV 150 kV RNT

Grau de selectividade dos sistemas de protecção

Das 222 vezes em que as protecções foram chamadas a actuar para defeitos na rnt, 2 foram não selectivas, isto é, os sistemas de protecção não promoveram apenas a abertura dos disjuntores estritamente necessários à eliminação dessas perturbações.

Além das referidas faltas de selectividade para defeitos na rnt, registou-se mais uma situação de falta de selectividade, com repercussão no escalão de 220 kV,

na sequência de um defeito na rede de um centro produtor.

O Quadro 14 (Anexo 5) mostra, por nível de tensão, o número de actuações selectivas e não selectivas dos sistemas de protecção da rnt e os respectivos graus de selectividade.

No gráfico seguinte apresenta-se a evolução do grau de selectividade ao longo dos últimos 9 anos.

100

97

94

91

88

85 400 kV 220 kV 150 kV RNT

grau de selectividade dos sistemas de protecção

Tempo médio de actuação dos sistemas de protecção

Em 2010 o tempo médio de actuação dos sistemas de protecção da rnt foi de 68,4 ms, conforme apresentado, por nível de tensão, no Quadro 15 (Anexo 5). O indicador foi penalizado por um conjunto de 11 defeitos, cujas protecções tiveram um tempo de

actuação superior a 150 ms, dos quais três, todos nos 220 kV, foram mesmo superiores a 1 segundo. Sem estes casos o indicador baixaria para 40,7 ms. Na figura seguinte apresenta-se a sua evolução ao longo dos últimos 9 anos.

250

200

150

100

50

0

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

t(m

s)

tempo médio de actuação dos sistemas de protecção

O grau de selectividade dos sistemas de protecção da rnt em 2010 foi de 98,7%, com especial relevância para o nível de tensão de 150 kV, com o valor de 100%.

O tempo médio de actuação dos sistemas de protecção da rnt em 2010 foi de 68,4 ms (-26% que em 2010), que constitui o melhor valor da série em análise

%

43


44

Na figura abaixo apresenta-se o tempo de actuação dos sistemas de protecção em termos de frequência acumulada, por nível de tensão e global.

10 30 50 70 90 110 130 150 250 350 450 1000 2000 3000

tempo de actuação dos sistemas de protecção (em Frequência acumulada)

Freq

uên

cia

acu

mu

lada

(%) Em 2010 a

probabilidade das protecções actuarem num tempo inferior a 150 ms foi de 95%. Sem os 3 defeitos acima referidos este indicador passaria para 96,3%.

Religação automática

O índice de eficácia da religação automática foi de 86,8%. Embora ligeiramente superior ao de 2009 este valor foi particularmente penalizado por reincidência de incidentes

no mesmo elemento de rede, com origem em vento, incêndio e numa árvore. No Quadro 16 do Anexo 5 indicam-se os valores individualizados por nível de tensão.

Sistemas de comando e controlo

Em termos globais o desempenho dos Sistemas de Comando e Controlo (Scc) foi bom, conseguindo-se em situações de reposição bem sucedida tempos médios de reacção inferiores a 1 minuto, quando efectuadas pelo Operador automático das subestações, ou inferiores a 1,5 minutos, quando a execução é feita por telecomando a partir do Centro de operação da rede.

A análise do desempenho dos Sistemas de Comando e Controlo (Scc) tem por base o comportamento destes sistemas na reposição de serviço após incidente. Nestas

intervenções foram caracterizadas aquelas em que os sistemas falharam a sua acção de reposição, no total de 6 situações, todas pelo oPa. A partir deste valor calculam-se os indicadores de eficácia de reposição que se mostram no gráfico seguinte.

As taxas de eficácia de reposição alcançadas, de 93,7 % para o operador automático, e de 100,0%, para o telecomando, são indicativas de um bom comportamento, em linha com os resultados obtidos nos últimos anos.

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

RNT (2010) 400 kV 220 kV 150 kV

eFicácia reposição opa

eFicácia reposição por telecomando (cor)

% 70,0 75,0 80,0 85,0 90,0 95,0 100,0

2010

2009

2008

2007

2006

96,493,0

84,392,5

99,699,499,899,6100,0

93,7

eFicácia de reposição pelo operador automático e por telecomando na rnt e 60kv

44


45

Em face do número elevado de avarias verificadas nos sistemas de comando e controlo, procedeu-se no ano de 2010 à classificação das avarias em Falhas Maiores (avarias susceptíveis de causar risco a pessoas ou bens, bem como na exploração da rede, pela impossibilidade de se efectuarem reposições de serviço pelo cor, ou de forma segura na instalação, ou pela ocorrência de manobras intempestivas) e Falhas Menores (todas as avarias não classificadas na categoria de falhas maiores) com o objectivo de encontrar padrões de comportamento que permitam definir planos de manutenção preventiva mais eficazes que os aplicados em anos anteriores.

Procedeu-se ainda à classificação dos sistemas em serviço em quatro diferentes agrupamentos, correspondentes a:

1. Sistemas em Centros Produtores. Correspondem às unidades remotas do Scada da ren e respectivos equipamentos auxiliares instalados em centros produtores;

2. Sistemas Convencionais. Caracterizam-se por serem constituídos por equipamentos discretos e centralizados, centrados na função que desempenham (rca, rtU e oPa);

3. Sistemas Informáticos anteriores a 2005;

4. Sistemas Informáticos de 2005 e anos sequentes.

No gráfico seguinte mostram-se as taxas de falhas para a totalidade dos sistemas em serviço e por tipo de sistema, indicado anteriormente, podendo verificar-se que os sistemas informáticos anteriores a 2005 são os que possuem taxas de falhas mais elevadas, enquanto que aos sistemas em serviço nos centros produtores correspondem as taxas de falhas mais baixas. Tal facto, é sobretudo justificado por um elevado grau de obsolescência registado nos sistemas informáticos anteriores a 2005 e, no caso dos sistemas em serviço nos centros produtores, deriva essencialmente de uma menor complexidade técnica, aliada às condições ambientais favoráveis em que se encontram instalados.

8,0

7,0

6,0

5,0

4,0

3,0

2,0

1,0

0,0

0,7

2,6

7,0

3,2 3,5

0,20,9

2,4

0,7 1,00,5

1,7

4,6

2,6 2,5

Sist. em centros produtores (por sist. em serviço)

Sistemas convencionais

(por sist. em serviço)

Sist. informáticos ant. a 2005 (por sist. em serviço)

Sist. informáticos de 2005 e

posteriores (por sist. em serviço)

Todos os tipos de sistemas

(por instalação em serviço)

Taxa total de falhas Taxa de falhas maiores Taxa de falhas menores

taxas de Falhas em sistemas de comando e controlo

As taxas de falhas mais elevadas correspondem aos sistemas informáticos anteriores a 2005, pelo facto de se estarem a tornar obsoletos face aos novos sistemas (2005 e posteriores)

45


Em 2010 entrou ao serviço a nova subestação de Armamar, na zona central Douro Nacional. O eixo Valdigem/Armamar – Bodiosa – Paraimo, que estava a 220 kV, passou ser explorado a 400 kV

Melhoria da qualidade de serviço


47

Referem-se em seguida alguns dos investimentos concretizados pela ren em 2010 e que terão influência positiva na fiabilidade da rede e na qualidade de serviço dos próximos anos.

Em 2010 foram colocados em serviço um conjunto de infra-estruturas destinadas a reforçar a rnt, com vista ao aumento da capacidade de recepção de energia proveniente de fontes renováveis, ao incremento das capacidades de interligação com a rede espanhola e, ainda, ao reforço de alimentação às redes de distribuição.

Entre estes, merece relevo especial a entrada em serviço da nova subestação de Armamar, na zona central do Douro Nacional, equipada com um autotransformador 400/220 kV de 450 MVa, para a qual foram desviadas as linhas a 220 kV Pocinho – Valdigem 1 e 2, Valeira – Valdigem 1 e 2 e Valdigem – Carrapatelo 2 e 3. O eixo Valdigem/Armamar – Bodiosa – Paraimo, que estava a 220 kV, passou também a ser explorado a 400 kV.

A subestação de Armamar será assim um ponto de ligação e repartição entre o eixo de 400 kV proveniente da subestação de Lagoaça, no Douro Internacional, e os dois eixos que partir daí se desenvolvem para a zona do Porto, com ligação a Recarei, e para a zona do distrito de Aveiro, concelho de Anadia, através da subestação de Bodiosa, no concelho de Viseu.

A subestação de Armamar assumirá no futuro um papel extremamente importante na recepção do elevado montante de geração hídrica do Douro, pois irá permitir o transporte de uma parcela importante da energia produzida através do nível de tensão de 400 kV. Cria

também condições para a recepção de nova geração na região e para o aumento da capacidade de interligação, na medida em que proporciona um controle de carga em actuais linhas de 220 kV que se revelam como elementos limitadores.

No Douro Internacional foi ampliada a subestação de Lagoaça, com introdução do nível de 400 kV e de autotransformação 400/220 kV (duas unidades de 450 MVa) e a conclusão das linhas a 400 kV, Armamar – Lagoaça e Lagoaça – Aldeadávila, para reforço da interligação com Espanha.

Nos postos de corte da Caniçada (150 kV) e Picote (220 kV) foram concluídas e realizadas, respectivamente, profundas obras de remodelação, em virtude da antiguidade e estado global das duas instalações, bem como do grau de obsolescência dos principais equipamentos. Por igual motivo, foram iniciadas obras de remodelação nas subestações de Setúbal e Ermesinde, ambas construídas nos anos 50.

Além dos três novos auto-transformadores, já referidos anteriormente, foram colocados em serviço sete novos transformadores destinados ao reforço de ligação aos distribuidores vinculados, traduzindo-se, no cômputo geral, por um aumento líquido de 1.970 MVa (+7%) de capacidade de transformação instalada.

O programa de reforço de capacidade de linhas já existentes continuou em 2010, tendo-se concluído, no nível de 220kV, o reforço das linhas Valdigem – Carrapatelo 1, Alto Mira – Sete Rios (troço aéreo), Carregado – Fanhões e Carregado – Rio Maior 2 e 3. Também no nível de 150kV se verificou o reforço da linha Riba D’Ave – Oleiros, no troço Pedralva – Oleiros.

A evolução registada nos últimos anos é mostrada no gráfico seguinte.

Melhoria da qualidade de serviço

No que concerne ao estipulado no artigo

20.º do rqs, a ren não submeteu à dgge

qualquer plano de melhoria da qualidade

de serviço de natureza técnica, dado o

cumprimento generalizado dos padrões

de qualidade geral e individual.

comprimento de linhas com “uprating”

3500

3000

2500

2000

1500

1000

500

02001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

km

47


48

No âmbito da manutenção, e nas diferentes áreas

técnicas, foram tomadas diversas medidas visando

a melhoria da Qualidade de Serviço, das quais se

destacam:

Recondicionamento e beneficiação geral do auto-•

transformador 1 (400/150 kV) da subestação de

Riba D’Ave;

Substituição de disjuntores de 220 kV, •

transformadores de medição (400 kV, 220 kV, 150

kV e 60 kV) e descarregadores de sobretensão (400

kV e 1500 kV), de menor fiabilidade e que exigiam

muita manutenção;

Continuação da execução do Plano de Remodelação •

de Instalações, que visa dotar as instalações mais

antigas de maior operacionalidade e segurança.

Em 2010 prosseguiu a intervenção na subestação

de Pereiros (iniciada em 2009) e iniciou-se a

intervenção na subestação do Pocinho.

Recondicionamento de diversa aparelhagem • Mat

menos fiável, com intervenções em disjuntores de

220 kV e seccionadores de 400 kV, em serviço em diversas instalações;

Prosseguimento do tratamento anticorrosivo dos • apoios da linha Pocinho – Chafariz 1;

Relativamente ao fenómeno da poluição • industrial e salina que, de forma sazonal, afecta particularmente as linhas da Grande Lisboa e da região sul do país, procedeu-se à despoluição/lavagem dos isoladores nas zonas críticas e deu-se continuidade ao programa de substituição de isoladores de vidro ou cerâmicos por isoladores compósitos, com intervenções pontuais no ramal da linha Palmela – Fernão Ferro 4 para a Lusosider e Seixal – Longos.

O aumento do número de apoios lavados, • comparativamente com 2009, derivou de condições atmosféricas e ambientais adversas que afectaram sobretudo as linhas de 150 kV na zona do Algarve, cuja consequência foi a duplicação do número de apoios lavados neste escalão de tensão, relativamente ao ano anterior.

1800

1600

1400

1200

1000

800

600

400

200

0

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

lavagem de cadeias – n.º de apoios

48


49

No âmbito da protecção da cegonha branca, • que interfere particularmente com as linhas situadas na proximidade dos estuários do Tejo, Mondego e Sado, prosseguiu o programa, iniciado há alguns anos (ver gráfico), de montagem em

apoios críticos de dispositivos condicionadores de poiso das aves (ventoínhas) sobre as cadeias dos isoladores e de transferência de ninhos para plataformas especiais localizadas em pontos mais favoráveis dos apoios;

4000

3500

3000

2500

2000

1500

1000

500

0

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

montagem de ventoínhas, plataFormas e mudança de ninhos

Ventoínhas Plataformas Ninhos transferidos

3500

3000

2500

2000

1500

1000

500

02003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

n.º de apoios equipados com isoladores compósitos

No domínio das inspecções e já como rotina, • procedeu-se ao controlo de obstáculos na faixa das linhas e zonas adjacentes, com recurso à

tecnologia laser e meios aéreos (helicóptero), tendo sido inspeccionados a quase totalidade dos circuitos.

49


Separador

Siglas, abreviaturas e definições

Padrões de qualidade de serviço

Regras de cálculo dos indicadores

Anexo 1

Anexos


a-2

| aneXo 1

Siglas e abreviaturas

atAlta Tensão

atrAutotransformador

autAutómato

b. condensadoresBateria de condensadores

ccCentro de comando

cddConcentrador de dados

choCentrais horárias

cigréConseil International des Grands Réseaux Électriques

cmeConversores de medida

corCentro de Operação da Rede

cppe ptCompanhia Portuguesa de Produção de Electricidade – Produção Térmica

cppe phCompanhia Portuguesa de Produção de Electricidade – Produção Hidráulica

ctchCentro de Telecomando de Centrais Hidráulicas

dccConcentrador de dados do sistema de telecomando do Gestor do Sistema

dggeDirecção Geral de Geologia e Energia

diTempo total das interrupções

edpElectricidade de Portugal

enFEnergia não fornecida

erseEntidade Reguladora do Sector Energético

F. maioresFalhas maiores

F. menoresFalhas menores

FeFront end de comunicações

FFmCausa Fortuita ou de Força Maior

ieeeInstitute of Electrical & Electronic Engineers

iticInformation Technology Industry Council

l150 kvLinhas de 150 kV



maiFiFrequência média das interrupções de curta duração do sistema

matMuito Alta Tensão

mibelMercado Ibérico de Electricidade

opaOperador automático de uma subestação

pdePonto de entrega da rnt

pdsProtecções de distância

pinSistema de medida das potências nas interligações

preProdução em regime especial

pltSeveridade da tremulação de longa duração

pstSeveridade da tremulação de curta duração

qteQuantidade

ratRegulador automático de tensão

rcaRegistador cronológico de acontecimentos

recRectificadores

reeRede Eléctrica de Espanha

renRede Eléctrica Nacional

rntRede Nacional de Transporte

rqsRegulamento da Qualidade de Serviço

rtso mesmo que rtU Server

rtuUnidade remota de telecomando

rtu serverServidor de comunicações das rtU

saidiTempo médio das interrupções do sistema

saiFiFrequência média de interrupções do sistema

sariTempo médio de reposição de serviço do sistema

sasSistema de armazenamento selectivo de registo cronológico de acontecimentos

scadaSupervisory Control and Data Acquisition

sccSistema de comando e controlo

sceSistema de comando central

senvSistema Eléctrico Não Vinculado

sinVerificador de sincronismo

tcsTelecomando simplificado

tiTempo de interrupção

tieTempo de interrupção equivalente

trTransformador.

uTensão

uaiUnidade de alimentação ininterrupta (UPS)

a-2


a-3

| aneXo 1

Definições

Actuação Correcta de uma Função de Protecção (ac) elaboração correcta de uma ordem de disparo com a intenção de promover a abertura de disjuntores.

Actuação de uma função de protecçãoactuação de uma função de protecção nas situações especificadas.

Actuação Incorrecta de uma Função de Protecção (ainc)define-se que uma função de protecção teve uma actuação incorrecta quando actuou duma forma intempestiva, não selectiva ou falhou a sua actuação.

Actuação Intempestiva de uma Função de Protecção (ai)tipo de comportamento de uma função de protecção que se caracteriza pela sua actuação na ausência de qualquer perturbação no sistema de potência.

Actuação Não Selectiva de uma Função de Protecção (Fs)tipo de comportamento de uma função de protecção que se caracteriza pela sua actuação perante a existência no sistema de potência de uma perturbação para a qual não deveria ter ac tuado.

Alta Tensão (at)tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 45 kV e igual ou inferior a 110 kV.

Anomalia no sistema de potênciaestado de funcionamento do sistema de potência (por exemplo, em tensão, corrente, potência, frequência, estabilidade), fora das condições normais.

Baixa Tensão (bt)tensão entre fases cujo valor eficaz é igual ou inferior a 1 kV.

Cargavalor, num dado instante, da potência activa fornecida em qualquer ponto de um sistema, determinada por uma medida instantânea ou por uma média obtida pela integração da potência durante um determinado intervalo de tempo. A carga pode referir-se a um consumidor, um aparelho, uma linha, ou a uma rede.

Cava (abaixamento) da tensão de alimentaçãodiminuição brusca da tensão de alimentação para um valor situado entre 90% e 1% da tensão declarada, seguida do restabelecimento da tensão depois de um curto lapso de tempo. Por convenção, uma cava de tensão dura de 10 ms a 1 min. O valor de uma cava de tensão é definido como sendo a diferença entre a tensão eficaz durante a cava de tensão e a tensão declarada.

Clientepessoa singular ou colectiva com um contrato de fornecimento de energia eléctrica ou acordo de acesso e operação das redes.

Circuitosistema de três condutores através dos quais flui um sistema trifásico de correntes eléctricas.

Compatibilidade Electromagnética (cem)aptidão de um aparelho ou de um sistema para funcionar no seu ambiente electromagnético de forma satisfatória e sem ele próprio produzir perturbações electromagnéticas intoleráveis para tudo o que se encontre nesse ambiente.

Comportamento Correcto de um Sistema de Protecção (cc)diz-se que um sistema de protecção teve um comportamento correcto quando, perante a existência de uma perturbação no sistema de potência, promove apenas a abertura dos disjuntores estritamente necessários ao isolamento dos elementos afectados no menor tempo previsto.

Comportamento Correcto de uma Função de Protecção (cc)define-se que uma função de protecção teve um comportamento correcto quando a sua actuação não se caracteriza por nenhum dos tipos de comportamento incorrectos anteriormente descritos.

Comportamento Incorrecto de um Sistema de Protecção (ci)tipo de comportamento de um sistema de protecção que se caracteriza por desencadear a abertura de mais disjuntores dos que os estritamente necessários ao isolamento dos elementos do sistema de potência afectados por uma perturbação e/ou num tempo superior ao máximo previsto.

Comportamento Incorrecto de uma Função de Protecção (ci)define-se que uma função de protecção teve um comportamento incorrecto quando actuou duma forma intempestiva ou não selectiva, quando alhou a sua actuação ou quando teve um mau funcionamento.

Condições normais de exploraçãocondições de uma rede que permitem corresponder à procura de energia eléctrica, às manobras da rede e à eliminação de defeitos pelos sistemas automáticos de protecção, na ausência de condições excepcionais ligadas a influências externas ou a incidentes importantes.

Corrente de curto-circuitocorrente eléctrica entre dois pontos em que se estabeleceu um caminho condutor ocasional e de baixa resistência.

Defeito eléctricoqualquer anomalia no sistema de potência resultante de uma perda de isolamento que requeira a abertura automática de disjuntores.

Desequilíbrio de tensão estado no qual os valores eficazes das tensões das fases ou das desfasagens entre tensões de fases consecutivas, num sistema trifásico, não são iguais.

Disparoabertura automática de disjuntor provocando a saída da rede de um elemento ou equipamento. A abertura automática é comandada por órgãos de protecção da rede, em consequência de um incidente ou devido à superação dos limites de regulação dos parâmetros da protecção.

a-3


a-4

| aneXo 1

Dispositivo de religação automática (vulgo religador)equipamento que incorpora unicamente uma função de religação.

Duração Média das Interrupções do Sistema (saidi – System Average Interruption Duration Index)quociente da soma dos tempos das interrupções nos pontos de entrega, durante determinado período, pelo número total dos pontos de entrega, nesse mesmo período.

Emissão (electromagnética)processo pelo qual uma fonte fornece energia electromagnética ao exterior.

Energia Não Fornecida (enF)valor estimado da energia não fornecida nos pontos de entrega, devido a interrupções de fornecimento.

Equipamento de protecção (vulgo protecção)equipamento que incorpora, entre outras, uma ou mais funções de protecção.

Exploraçãoconjunto das actividades necessárias ao funcionamento de uma instalação eléctrica, incluindo as manobras, o comando, o controlo, a manutenção, bem como os trabalhos eléctricos e os não eléctricos.

Falha de Actuação de uma Função de Protecção (Fa)tipo de comportamento de uma função de protecção que perante uma perturbação no sistema de potência devia ter actuado e não o fez.

Falha maior de um disjuntorfalha completa de um disjuntor que acarreta a perda de uma ou de várias funções fundamentais e exige normalmente uma intervenção num prazo de 30 minutos.

Falha maior de um transformador de potênciafalha do transformador para a qual este tem de ser retirado de serviço num tempo inferior a 30 minutos.

Falha menor de um disjuntorfalha de um disjuntor que acarreta a perda de uma ou de várias funções, mas que não originam falha maior.

Falha menor de um transformador de potênciafalha do transformador para a qual este pode ser retirado de serviço num tempo superior a 30 minutos.

Flutuação de tensãosérie de variações da tensão ou variação cíclica da envolvente de uma tensão.

Fornecedorentidade responsável pelo fornecimento de energia eléctrica, nos termos de um contrato.

Fornecimento de energia eléctricavenda de energia eléctrica a qualquer entidade que é cliente do distribuidor e concessionária da rnt.

Frequência da tensão de alimentação (f)taxa de repetição da onda fundamental da tensão de alimentação, medida durante um dado intervalo de tempo (em regra 1 s).

Frequência média de interrupções do sistema (saiFi – System Average Interruption Frequency Index)quociente do número total de interrupções nos pontos de entrega, durante determinado período, pelo número total dos pontos de entrega, nesse mesmo período.

Função de protecçãoconjunto de relés de medida e outros, e de elementos lógicos, incorporados num equipamento de protecção, destinados a identificar perturbações no sistema de potência e a promover a abertura de disjuntores.

Função de religação automáticafunção de controlo destinada a iniciar o fecho automático de disjuntores após actuação da função de protecção do circuito associado.

Imunidade (a uma perturbação)aptidão dum dispositivo, dum aparelho ou dum sistema para funcionar sem degradação na presença duma perturbação electromagnética

Incidentequalquer anomalia na rede eléctrica, com origem no sistema de potência ou não, que requeira ou cause a abertura automática de disjuntores.

Indisponibilidadesituação em que um determinado elemento, como um grupo, uma linha, um transformador, um painel, um barramento ou um aparelho, não se encontra apto a responder em exploração às solicitações de acordo com as suas características técnicas e parâmetros considerados válidos.

Indisponibilidade planeadaIndisponibilidade incluída num plano anual de indisponibilidades.

Indisponibilidade programadaIndisponibilidade prevista com uma antecedência mínima de 24 horas.

Instalação eléctricaconjunto dos equipamentos eléctricos utilizados na Produção, no Transporte, na Conversão, na Distribuição e na Utilização da energia eléctrica, incluindo as fontes de energia, como as baterias, os condensadores e todas as outras fontes de armazenamento de energia eléctrica.

Interrupção fortuitainterrupção do fornecimento ou da entrega de energia eléctrica provocada por defeitos permanentes ou transitórios, na maior parte das vezes ligados a acontecimentos externos, a avarias ou a interferências.

Interrupção curtainterrupção acidental com um tempo entre 1 segundo e 3 minutos.

Interrupção do fornecimento ou da entregasituação em que o valor eficaz da tensão de alimentação no ponto de entrega é inferior a 1% da tensão declarada Uc , em pelo menos uma das fases, dando origem, a cortes de consumo nos clientes.

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| aneXo 1

Interrupção forçadasaída de serviço não planeada de um circuito, correspondente à remoção automática ou de emergência de um circuito (abertura de disjuntor).

Interrupção longainterrupção acidental com um tempo superior a 3 min.

Interrupção permanecenteinterrupção de tempo superior ou igual a um minuto.

Interrupção previstainterrupção do fornecimento ou da entrega que ocorre quando os clientes são informados com antecedência, para permitir a execução de trabalhos programados na rede.

Interrupção parcial de um ponto de entregaquando é interrompida a tensão de uma ou várias saídas no ponto de entrega.

Interrupção total de um ponto de entregaquando é interrompida a tensão no ponto de entrega.

Interrupção transitóriainterrupção de tempo inferior a um segundo.

Limite de emissão (duma fonte de perturbação)valor máximo admissível do nível de emissão.

Limite de imunidadevalor mínimo requerido do nível de imunidade.

Manobrasacções destinadas a realizar mudanças de esquema de exploração, ou a satisfazer, a cada momento, o equilíbrio entre a produção e o consumo ou o programa acordado para o conjunto das interligações internacionais, ou ainda a regular os níveis de tensão ou a produção de energia reactiva nos valores mais convenientes, bem como as acções destinadas a desligar ou a religar instalações para trabalhos.

Manutenção correctiva (reparação)combinação de acções técnicas e administrativas realizadas depois da detecção de uma avaria e destinadas à reposição do funcionamento de uma instalação eléctrica.

Manutenção preventiva (conservação)combinação de acções técnicas e administrativas realizadas com o objectivo de reduzir a probabilidade de avaria ou degradação do funcionamento de uma instalação eléctrica.

Manutençãocombinação de acções técnicas e administrativas, compreendendo as operações de vigilância, destinadas a manter uma instalação eléctrica num estado que lhe permita cumprir a sua função.

Mau Funcionamento de uma Função de Protecção (mF)tipo de comportamento de uma função de protecção que se caracteriza pela sua actuação nas situações especificadas mas não do modo previsto.

Média Tensão (mt)tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 1 kV e igual ou inferior a 45 kV.

Muito Alta Tensão (mat)tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 110 kV.

Nível (duma quantidade)valor duma quantidade avaliada duma maneira especificada.

Nível de compatibilidade (electromagnética)nível de perturbação especificado para o qual existe uma forte e aceitável probabilidade de compatibilidade electromagnética.

Nível de emissãonível duma dada perturbação electromagnética, emitida por um dispositivo, aparelho ou sistema particular e medido duma maneira especificada.

Nível de imunidadenível máximo duma perturbação electromagnética de determinado tipo, incidente sobre um dispositivo, aparelho ou sistema, de forma a não provocar qualquer degradação do funcionamento.

Nível de perturbaçãonível de uma dada perturbação electromagnética, medido de uma maneira especificada.

Operaçãoacção desencadeada localmente ou por telecomando que visa modificar o estado de um órgão ou sistema.

Perturbação (electromagnética)fenómeno electromagnético susceptível de degradar o funcionamento dum dispositivo, dum aparelho ou dum sistema, ou de afectar desfavoravelmente a matéria viva ou inerte.

Ponto de entregaponto (da rede) onde se faz a entrega de energia eléctrica à instalação do cliente ou a outra rede. nota: Na Rede Nacional de Transporte o ponto de entrega é, normalmente, o barramento de uma subestação a partir do qual se alimenta a instalação do cliente. Podem também constituir pontos de entrega:

Os terminais dos secundários de transformadores • de potência de ligação a uma instalação do cliente.

A fronteira de ligação de uma linha à instalação do • cliente.

Ponto de ligaçãoponto da rede electricamente identificável no qual uma carga e/ou qualquer outra rede e/ou grupo(s) gerador(es) são ligadas à rede em causa.

Ponto de medidaponto da rede onde a energia e/ou a potência é medida.

Posto (de uma rede eléctrica)parte de uma rede eléctrica, situada num mesmo local, englobando principalmente as extremidades de linhas de transporte ou de distribuição, a aparelhagem eléctrica, edifícios e, eventualmente, transformadores.

Potência nominalé a potência máxima que pode ser obtida em regime contínuo nas condições geralmente definidas na especificação do fabricante, e em condições climáticas precisas.

a-5


a-6

| aneXo 1

Produtorentidade responsável pela ligação à rede e pela exploração de um ou mais grupos geradores.

Rede de distribuiçãoparte da rede utilizada para condução da energia eléctrica, dentro de uma zona de consumo, para o consumidor final.

Rede de transporteparte da rede utilizada para o transporte da energia eléctrica, em geral e na maior parte dos casos, dos locais de produção para as zonas de distribuição e de consumo.

Rede Nacional de Transporte (rnt)compreende a rede de muito alta tensão, rede de interligação, instalações do Gestor do Sistema e os bens e direitos conexos.

Redeconjunto de subestações, linhas, cabos e outros equipamentos eléctricos ligados entre si com vista a transportar a energia eléctrica produzida pelas centrais até aos consumidores.

Regime especial de exploraçãosituação em que é colocado um elemento de rede (ou uma instalação) durante a realização de trabalhos em tensão, ou na vizinhança de tensão, de modo a diminuir o risco eléctrico ou a minimizar os seus efeitos.

Religaçãofecho automático do disjuntor após disparo, através de dispositivo integrado no sistema de protecção.

Reposiçãofecho do disjuntor, manual ou automático, após disparo definitivo ou abertura programada ou fortuita.

Selectividadecaracterística de um sistema de protecção que caracteriza a sua capacidade de, ao ser chamado a actuar perante a existência de uma perturbação no sistema de potência, promover unicamente a abertura dos disjuntores que são essenciais para eliminar essa perturbação.

Serviços auxiliaressistemas de apoio ao funcionamento de uma central de produção de energia eléctrica ou de uma subestação ou posto de corte.

Sistema de protecçãoconjunto de equipamentos de protecção e outros dispositivos destinado a identificar perturbações no sistema de potência e a promover a abertura dos disjuntores estritamente necessários ao isolamento dos elementos afectados no mais curto espaço de tempo possível.

Sistema de teleprotecçãoconjunto de equipamentos destinado a assegurar a transferência de forma adequada de sinais de funções de protecção entre terminais de uma linha. Considera-se ainda como fazendo parte de um sistema de teleprotecção os equipamentos de teleprotecção e de transmissão terminais, a sua interligação, o canal de comunicação e os circuitos auxiliares.

Severidade da tremulaçãointensidade do desconforto provocado pela tremulação definida pelo método de medição Uie-cei da tremulação e avaliada segundo os seguintes valores:

severidade de curta duração (Pst) medida num período • de 10 min;

severidade de longa duração (Plt) calculada sobre uma • sequência de 12 valores de Pst relativos a um intervalo de duas horas, segundo a expressão:

Sobretensão temporária à frequência industrialSobretensão ocorrendo num dado local com uma duração relativamente longa.

Sobretensão transitóriaSobretensão, oscilatória ou não, de curta duração, em geral fortemente amortecida e com uma duração máxima de alguns milisegundos.

Subestação posto destinado a algum dos seguintes fins:

Compensação do factor de potência por compensadores • síncronos ou condensadores, em alta tensão;

Transformação da corrente eléctrica por um ou mais • transformadores estáticos, cujo secundário é de alta tensão.

Taxa de Cumprimento do Plano de Monitorização (tcpm)valor em percentagem, das semanas de monitorização previstas no plano que foram realizadas.

Tempo de Actuação de um Sistema de Protecção (t sp)tempo que medeia entre o início duma perturbação no sistema de potência e a actuação da última função de protecção do sistema de protecção que elaborou disparo e é essencial para a eliminação da perturbação, pela abertura do(s) disjuntor(es) associado(s).

Tempo de Interrupção Equivalente (tie)quociente entre a energia não fornecida (enF) num dado período e a potência média do diagrama de cargas nesse período, calculada a partir da energia total fornecida e não fornecida no mesmo período.

Tempo Médio de Reposição de Serviço do Sistema (sari – System Average Restoration Index)quociente da soma dos tempos de interrupção em todos os pontos de entrega, durante determinado período, pelo número total de interrupções de alimentação nos pontos de entrega nesse mesmo período.

Tensão de alimentaçãovalor eficaz da tensão entre fases presente num dado momento no ponto de entrega, medido num dado intervalo de tempo.

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| aneXo 1

Tensão de limentação declarada (uc )tensão nominal Un entre fases da rede, salvo se, por acordo entre o fornecedor e o cliente, a tensão de alimentação aplicada no ponto de entrega diferir da tensão nominal, caso em que essa tensão é a tensão de alimentação declarada Uc .

Tensão harmónicatensão sinusoidal cuja frequência é um múltiplo inteiro da frequência fundamental da tensão de alimentação. As tensões harmónicas podem ser avaliadas:

individualmente, segundo a sua amplitude relativa (U• h) em relação à fundamental (U1), em que “h” representa a ordem da harmónica;

globalmente, ou seja, pelo valor da distorção harmónica • total (tHd) calculado pela expressão seguinte:

Tensão inter-harmónicatensão sinusoidal cuja frequência está compreendida entre as frequências harmónicas, ou seja, cuja frequência não é um múltiplo inteiro da frequência fundamental.

Tensão nominal de uma rede (un )tensão entre fases que caracteriza uma rede e em relação à qual são referidas certas características de funcionamento.

Tremulação (flicker)impressão de instabilidade da sensação visual provocada por um estímulo luminoso, cuja luminância ou repartição espectral flutua no tempo.

Upgradingaumento da capacidade de transporte de energia eléctrica da linha através da subida do seu nível de tensão.

Upratingaumento da capacidade de transporte de energia eléctrica da linha sem subir o seu nível de tensão.

Variação de tensãoaumento ou diminuição do valor eficaz da tensão, provocado pela variação da carga total da rede ou de parte desta.

Padrões de qualidade de serviço e regras de cálculo dos indicadores


Interrupções de serviço

A continuidade de serviço é caracterizada pelo número e tempo das interrupções de alimentação, as quais podem ser previstas (programadas) ou acidentais (imprevistas). As interrupções acidentais podem ainda classificar-se em longas (de tempo superior a 3 minutos) ou breves (de tempo igual ou inferior a 3 minutos). Consideram- -se transitórias (microcortes) as interrupções de tempo igual ou inferior a 1 segundo.

Para se avaliar a qualidade de serviço associada à continuidade do fornecimento de energia eléctrica são determinados, pela entidade concessionária da rnt, os seguintes indicadores gerais ou de sistema:

Energia Não Fornecida – • enF TI >3

Tempo de Interrupção Equivalente – • tie TI >3

Frequência Média de Interrupção do Sistema – • SaiFi TI >3

Duração Média das Interrupções do Sistema – • Saidi TI >3

Tempo Médio de Reposição de Serviço do Sistema • – Sari TI >3

Para efeitos da determinação dos indicadores são consideradas as interrupções de serviço acidentais de tempo superior a 3 minuto (índice TI >3) em conformidade com o rQS.

Além daqueles indicadores de sistema são ainda apurados os seguintes indicadores individuais por ponto de entrega:

Frequência de Interrupções – • Fi TI >3

Duração Total das Interrupções – • di TI >3

Nos pontos seguintes são referidas as principais regras adoptadas na determinação destes indicadores.

Energia Não Fornecida (enF)

A enF imputável à entidade concessionária da rnt é estimada com base na potência cortada no início da interrupção e do tempo da interrupção. Para interrupções de tempo mais elevado (acima dos 30 minutos) considera-se também, no cálculo da enF, a evolução da carga em diagramas de cargas do Pde do mesmo dia da semana.

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| aneXo 1

Para o cálculo do tempo da interrupção de serviço considera-se que o início da interrupção é o instante em que:

A tensão de alimentação no • Pde desce abaixo de 1% do valor da tensão declarada em pelo menos uma das fases;

Considera-se, igualmente, que o fim da interrupção é o instante em que é reposta:

A tensão de alimentação no • Pde; ou

A alimentação dos consumos afectados por outro(s) • ponto(s) de entrega a que o cliente se encontre ligado.

Tempo de Interrupção Equivalente (tie) da rnt

Indicador que representa o tempo de interrupção da potência média fornecida expectável (no caso de não ter havido interrupções) num determinado período (normalmente, um ano civil) e que é dado pela expressão:

Expressão de cálculo do tie:

em minutos

sendo o [MWh/minuto]

e:

enF – energia não fornecida, em MWh;

eF – energia fornecida, em MWh;

Pme – potência média expectável, caso não se tivessem registado interrupções, em MWh/minuto;

t – período de tempo considerado, em minutos.

Frequência média das interrupções de longa duração do sistema (saiFi – System Average Interruption Frequency Index)

O SaiFi TI>3 corresponde ao número médio de interrupções acidentais de tempo superior a 3 minutos verificadas nos pontos de entrega num determinado intervalo de tempo (um ano, geralmente).

Expressão de cálculo do SaiFi ti >3:

SaiFi TI >3 = Número de interrupções de tempo superior a 3 min. / Número de pontos de entrega.

Frequência média das interrupções de curta duração do sistema (maiFi – Momentary Average Interruption Frequency Index)

O MaiFi 1s < =TI = < 3min corresponde ao número médio de interrupções acidentais de tempo superior ou igual a 1 segundo e inferior ou igual 3 minutos verificadas nos pontos de entrega num determinado intervalo de tempo (um ano, geralmente).

Expressão de cálculo do MaiFi 1s < =TI = < 3min :

MaiFi 1s < =TI = < 3min = Número de interrupções de tempo superior ou igual a 1 segundo e inferior ou igual a 3 min. / Número de pontos de entrega.

Duração média das interrupções do sistema (saidi – System Average Interruption Duration Index)

O Saidi TI ≥ 1 (Saidi TI>3) para um determinado período de tempo (um ano, geralmente) é o tempo médio das interrupções acidentais de tempo superior a 3 minutos nos pontos de entrega.

Expressão de cálculo do Saidi TI >3 :

Saidi TI >3 = ∑ Tempo total das interrupções de tempo superior a 3 min. / Número de pontos de entrega

Tempo médio de reposição de serviço do sistema (sari – System Average Restauration Index)

O Sari TI ≥1 (Sari TI >3) é o valor médio dos tempos das interrupções de serviço de tempo superior a 3 minutos num determinado intervalo de tempo (um ano, geralmente).

Expressão de cálculo do Sari TI >3:

Sari TI >3 = ∑ Tempo total das interrupções de tempo igual ou superior a 3 min. / Número de interrupções

Frequência de interrupções num ponto de entrega (Fi)

Este indicador representa o número total de interrupções num ponto de entrega num determinado intervalo de tempo (um ano, geralmente).

Duração total das interrupções num ponto de entrega (di)

Este indicador representa o tempo total das interrupções acidentais longas verificadas num ponto de entrega num determinado intervalo de tempo (um ano, geralmente).

Expressão de cálculo do di:

DI = ∑ Tempo das interrupções de serviço num ponto de entrega

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| aneXo 1

níveis de compatibilidade

Harmónicas ímpares não múltiplas de 3 Harmónicas ímpares múltiplas de 3 Harmónicas pares

Ordem h

Tensão harmónica (%)

Ordem h


Ordem h


at mat at mat at mat

5 4,5 3 3 3,0 2,0 2 1,6 1,5

7 3,0 2,0 9 1,1 1,0 4 1,0 1,0

11 2,5 1,5 15 0,3 0,3 6 0,5 0,5

13 2,0 1,5 21 0,2 0,2 8 0,4 0,4

17 1,3 1,0 >21 0,2 0,2 10 0,4 0,4

19 1,1 1,0 12 0,2 0,2

23 1,0 0,7 >12 0,2 0,2

25 1,0 0,7

>25 0,2+0,5*25/h 0,2+ 0,5*25/h

Qualidade da Onda de Tensão

Valor eficaz da tensão de alimentação

As tensões nominais (Un) utilizadas pela ren, para o transporte e para a entrega a distribuidores ou clientes directos, são as seguintes:

130 kV, 150 kV, 220 kV e 400 kV em • Mat;

60 kV em • at .

A tensão declarada (Uc ) pode ser fixada, no âmbito global da rnt ou por ponto de entrega, no intervalo

Un ± 7%, salvo se for estabelecido um acordo diferente com os clientes.

Em condições normais de exploração, não considerando as interrupções de alimentação, 95% dos valores eficazes médios de 10 min para cada período de uma semana da tensão de alimentação devem estar compreendidos no intervalo Uc ± 5%. Na redes de 220 e 400 kV o limite superior daquele intervalo de variação da tensão de alimentação é de 245 e 420 kV, respectivamente.

Forma de cálculo dos desvios da tensão:

∆Ulim (%) = |((Uf – Uc)/ Uc) × 100|

∆Umin (%) = ((Umin – Uc)/ Uc) × 100

∆Umax (%) = ((Umax – Uc)/ Uc) × 100

Uf – Tensão de alimentação (no ponto de entrega).

Uc – Tensão declarada (no ponto de entrega).

Umin – Valor eficaz da tensão alimentação (no ponto de entrega) que foi ultrapassado em 95% do tempo de medição.

Umax – Valor eficaz da tensão alimentação (no ponto de entrega) que apenas foi ultrapassado em 5% do tempo de medição.

Desequilíbrio da tensão

Em condições normais de exploração, nas redes de at e Mat, para cada período de uma semana, 95% dos valores

eficazes médios de 10 min da componente inversa das tensões não devem ultrapassar 2% da correspondente componente directa.

Tremulação (flicker)

Para avaliar o efeito de tremulação (flicker) adoptou-se um indicador denominado Plt, de medida da severidade de longo prazo das flutuações de tensão. Este indicador baseia-se no indicador de severidade de curto prazo, Pst, cujo valor é calculado para intervalos de tempo de 10 minutos. O indicador Plt é avaliado sobre uma sequência de 12 valores de Pst relativos, portanto, a um intervalo de tempo de 2 horas, num período total de medição de uma semana efectuado com equipamento (flickermeter) de características em conformidade com a norma cei 868.

níveis de compatibilidade

at mat

Pst 1,0 1,0

Plt 1,0 1,0

Os índices de severidade da tremulação devem ser inferiores, com probabilidade de 95% , aos níveis de compatibilidade da tabela anterior. O tempo de medida dos indicadores Pst e Plt deve ser no mínimo de uma semana.

Distorção harmónica

Para garantir o cumprimento do disposto na nP en 50160 são considerados para as redes at e Mat os níveis de compatibilidade apresentados no quadro seguinte.

A distorção harmónica total, calculada de acordo com a nP en 50 160, não deverá exceder 8% para as redes de AT e 4% para as redes de Mat.

Em condições normais de exploração, 95% dos valores eficazes médios de 10 min de cada tensão harmónica, medidos nos pontos de entrega durante, pelo menos, uma semana não devem exceder os valores abaixo indicados.

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| aneXo 1

Regras e fórmulas de cálculo dos indicadores de disponibilidade

Taxa combinada de disponibilidade

Para efeitos de cálculo do indicador, considera-se que um elemento de rede está disponível quando não se encontra apto para entrar ao serviço, devido à ocorrência de uma falha ou incidente, ou necessidade de colocação fora de serviço para a execução de tarefas de manutenção preventiva ou correctiva, ou de trabalhos que requeiram a sua colocação fora de tensão.

No cálculo da taxa combinada de disponibilidade, consideram-se todas as indisponibilidades, com duração igual ou superior a 1 hora, excepto as que resultem de casos fortuitos ou de força maior, enquadrados de acordo com o Regulamento da Qualidade de Serviço.

A taxa combinada de disponibilidade resulta da ponderação das taxas de disponibilidade média dos circuitos de linha e dos transformadores de potência:

α Factor de ponderação das taxas de disponibilidade média dos circuitos de linha e dos transformadores de potência

Nicl N.º de horas de indisponibilidade de circuitos de linha

Ncl N.º de circuitos de linha em serviço

NiTr N.º de horas de indisponibilidade de transformadores/auto-transformadores

NTr N.º de transformadores/auto-transformadores em serviço

t Período de cálculo

Taxa de disponibilidade média de circuitos de linha•

Taxa de disponibilidade média de transformadores • de potência

Definição dos indicadores estatísticos para a análise de comportamento dos sistemas


Indicadores de funções de protecção

Indicador de Dependabilidade (d)Entende-se por dependabilidade de uma função de protecção a probabilidade de uma função de protecção não ter uma falha de actuação.

Pode-se medir a dependabilidade das funções de protecção de uma rede eléctrica contabilizando o número de actuações correctas (cc) das funções de protecção chamadas a actuar e dividindo este número pela sua soma com o número de falhas de actuação (Fa).

Indicador de Fiabilidade (F)Por fiabilidade de uma função de protecção entende-se a capacidade de uma função de protecção não ter falhas de actuação nem actuações não selectivas ou intempestivas.

Pode medir-se a fiabilidade das funções de protecção de uma rede eléctrica contando o número de actuações correctas (cc) e dividindo esse número pela sua soma com o número de actuações incorrectas (ainc = Fa + ai + FS).

Indicador de Segurança (s)Define-se segurança de uma função de protecção como a capacidade de uma função de protecção não actuar indesejadamente, ou seja, não actuar intempestivamente ou de forma não selectiva.

Mede-se a segurança das funções de protecção duma rede eléctrica dividindo o número de actuações correctas (cc) pela sua soma com o número de actuações intempestivas (ai) e com o número de actuações não selectivas (FS).

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| aneXo 1

Indicador de sistema de protecção

Indicador de Eficácia do Sistema de Protecção (e)

Diz-se que um sistema de protecção é eficaz quando a sua actuação é selectiva e rápida, ou seja, quando tem um comportamento correcto.

Pode-se obter um indicador de eficácia dos sistemas de protecção de uma rede eléctrica contando o número de comportament os correctos (cc) e dividindo-o pela sua soma com o número de comportamentos incorrectos (ci).

Outros indicadores

Indicador de Eficácia da religação automática (er)

O indicador de eficácia da religação automática obtém-

-se contabilizando o número de religações eficazes (ee) e dividindo o resultado pela soma deste número com o número de religações não eficazes (ne).

Sistemas de Comando e Controlo

Eficácia de reposiçãoNúmero de acções de reposição bem sucedidas em percentagem do número total de acções de reposição.

Este rácio pode ser definido para todos os agentes de reposição.

Indicadores estatísticos para a análise do comportamento das linhas

Tempo de indisponibilidade forçada ( tind (horas))Período de tempo requerido para o restabelecimento do circuito em serviço após uma interrupção forçada.

Tempo total de indisponibilidadeSomatório dos tempos de indisponibilidade forçada (só interrupções forçadas) de um circuito ao longo do período de análise:

Tempo médio das indisponibilidades forçadas

N – Número de interrupções forçadas no circuito ao longo do período de análise

Frequência de interrupções forçadas por 100 km de circuitoNúmero de interrupções forçadas por cada 100 quilómetros de circuito, normalmente referido a um período de um ano:

L – Comprimento do circuito

Frequência de interrupções forçadas por circuitoNúmero de interrupções forçadas por circuito:

Indisponibilidade absoluta

Indisponibilidade relativa

Indisponibilidade relativa por circuito

a-11


Separador


Anexo 2


a-13

| aneXo 2

Quadro 1

pontos de entrega da ren em 2010 Tensão declarada

(Uc )Tensão

(kV)N.º Código Ponto de entrega

1 doU Douro (reFer) 232 220

2 GVa Gouveia (reFer) 234 220

3 Mrt Mortágua (reFer) 233 220

4 SSe Sobral da serra (reFer) 234 220

5 SXl Siderurgia do Seixal – Longos 231 220

6 eSd Ermidas Sado (reFer) 159 150

7 FGt Fogueteiro (reFer) 156 150

8 lZn Luzianes (reFer) 159 150

9 Maa Siderurgia da Maia 156 150

10 Mno Monte Novo-Palma (reFer) 158 150

11 nVc Neves Corvo (SoMincor) 156 150

12 PGS Pegões (reFer) 157 150

13 QaJ Quinta do Anjo (aUtoeUroPa) 156 150

14 QGd Quinta Grande (reFer) 156 150

15 rda Rodão (reFer) 157 150

16 SXr Luzosider 154 150

17 SXS Siderurgia do Seixal – Serviços 156 150

18 SrU Subestação de Ruivães 156 150

19 cSnG Cogeração da Refinaria de Sines 160 150

20 SPdV Subestação de Pedralva 130 130

21 SaM Subestação de Alto de Mira 62,9 60

22 SaV Subestação do Alqueva 63 60

23 SBa Subestação da Bodiosa 63 60

24 SBl Subestação da Batalha 63,5 60

25 Scc Subestação de Castelo Branco 63 60

26 ScF Subestação de Chafariz 63 60

27 ScG Subestação do Carregado 64,2 60

28 ScH Subestação de Carriche 62,4 60

29 Scl Subestação de Carrapatelo 64 60

30 Scn Subestação de Canelas 64 60

31 Sct Subestação de Custóias 64,2 60

32 ScV Subestação de Chaves 63,7 60

33 ScVr Subestação de Carvoeira 63,5 60

34 Sed Subestação de Ermesinde 64,2 60

35 SeJ Subestação de Estarreja 63 60

36 Ser Subestação de Évora 63 60

37 Set Subestação de Estói 63,5 60

38 SetM Subestação de Estremoz 63 60

pontos de entrega da ren em 2010 Tensão declarada

(Uc )Tensão

(kV)N.º Código Ponto de entrega

39 SFa Subestação de F. do Alentejo 64,2 60

40 SFe Subestação do Ferro 63 60

41 SFF Subestação de Fernão Ferro 62,7 60

42 SFn Subestação de Fanhões 63,5 60

43 SFr Subestação da Falagueira 63 60

44 SFrd Subestação de Frades 63 60

45 SGr Subestação de Guimarães 64 60

46 SlV Subestação de Lavos 63 60

47 SMc Subestação de Mourisca 64 60

48 SMcc Subestação de M. de Cavaleiros* 64 60

49 SMG Subestação do Mogadouro 63 60

50 SMr Subestação de Mogofores 63 60

51 Sor Subestação de Oleiros 64,2 60

52 SPa Subestação de Porto Alto 63 60

53 SPB Subestação de Pombal 63 60

54 SPi Subestação de Paraímo 63 60

55 SPn Subestação do Pocinho 64,2 60

56 SPnl Subestação de Penela 63,5 60

57 SPo Subestação de Portimão 63 60

58 SPr Subestação de Pereiros 63,5 60

59 Sra Subestação de Riba D’ave 64,2 60

60 SrM Subestação de Rio Maior 63,5 60

61 Srr Subestação de Recarei 64,2 60

62 SSB Subestação de Setúbal 63 60

63 SSn Subestação de Sines 61,7 60

64 SSr Subestação de Santarem 63 60

65 SSS Subestação de Sete Rios 62,4 60

66 SSV Subestação de Sacavém 63,8 60

67 StFr Subestação da Trafaria 62,7 60

68 StJ Subestação de Trajouce 62,8 60

69 Stn Subestação de Tunes 63 60

70 Str Subestação do Torrão 64,2 60

71 SVc Subestação de Vila Chã 63 60

72 SVG Subestação de Valdigem 64 60

73 SVi Subestação de Vila Fria 63,5 60

74 SVM Subestação de Vermoim 64 60

75 SVPa Subestação de V. P. de Aguiar 63 60

76 SZr Subestação do Zêzere 64 60

* Ponto de entrega com entrada em serviço em 2010.Nota: Ponto de entrega SSV1 (30 kV) saiu de serviço a 14 de Outubro 2010.

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| aneXo 2

Quadro 2

interrupções nos pontos de entrega ocorridas em 2010

Ponto de Entrega Dia (aa/mm/dd)

Hora (hh/mm) Equipamento

CausaInterrupção

Total / Parcial

Tempo de Interrup.

1 (min)enF 1

(mWh)Classif. Descrição

SFrd 2010-02-04 14:52 tr 1 150/60 SFrd Próprias Erro humano – Conservação, montagens e ensaios

Total 2,9 0

SFn 2010-03-25 00:02 iB 400 SFn Próprias Sistemas de comando e controlo Total 8,9 18,4

SaV 2010-04-08 15:13 tr 1 400/60 SaV Próprias Outros componentes Total 2,3 0,7

Sra 2010-04-13 17:01 lralaMaS Próprias Erro humano – Conservação, montagens e ensaios

Parcial 0,7 0,2

SaM 2010-04-30 16:43 B 2 60 SaM Próprias Erro humano – Manobras Total 8,7 29,7

nVc 2010-05-09 01:28 loQnVc Próprias Outras causas desconhecidas Total 0,9 0,3

eSd 2010-06-08 20:35 leSFa Próprias Outras causas desconhecidas Total 1,6 0,1

SSB 2010-10-12 09:07 lSBalGerUZ1 Próprias Outros componentes Total 25,8 66,8

Quadro 3

N.º de interrupções

Duração

1seg.< Ti = <3min. 3min.< Ti < 10min. Ti >=10min. Totais

Próprias F.F.M. Próprias F.F.M. Próprias F.F.M. Próprias F.F.M.

1997 19

a)

14

a)

10

a)

43

a)

1998 45 6 11 62

1999 41 5 8 54

2000 9 14 29 52

2001 9 10 6 25

2002 5 9 3 17

2003 10 0 10 1 7 14 27 15

2004 5 0 9 0 1 0 15 0

2005 2 4 2 5 1 0 5 9

2006 13 2 8 7 2 18 23 27

2007 5 0 6 1 1 0 12 1

2008 3 0 10 0 3 0 16 0

2009 8 1 4 1 1 5 13 7

2010 5 0 2 0 1 0 8 0

F.F.M. – Fortuitas ou de força maiora) Não foram discriminadas.

a-14


Separador


Anexo 3


a-16

| aneXo 3

síntese da monitorização da qualidade da onda de tensão

Instalação/PdEData da medição

Harmónicas (5.ª) Tremulação (Flicker) Desequilíbrio Tensão eficaz

Níveis de tensão (kV) Níveis de tensão (kV) Níveis de tensão (kV) Níveis de tensão (kV)

Abrev. Designação 400 220 150 60 400 220 150 60 400 220 150 60 400 220 150 60

1.º

Trim

estr

e m

óvei

s

ScV Chaves 18-Jan 15-Fev 4 4 4 4 4 4 4 4

SVPa* Vila P. de Aguiar 18-Jan 15-Fev4 4 4 4 4 4 4 4

Sed Ermesinde 15-Jan 12-Fev 3 3 0 0 3 3 3 3 3 3

SVi Vila Fria 18-Jan 15-Fev 4 4 4 4 4 4 4 4

Sor Oleiros 19-Fev 19-Mar 4 4 4 4 4 4 4 4

SPdV Pedralva 18-Jan 15-Fev4 4 4 4 4 4 4 4

SPi Paraímo 18-Fev 18-Mar4 4 3 4 4 3 4 4 3 4 4 3

SBl Batalha 11-Mar 08-Abr4 3 4 4 3 4 4 3 4 4 3 4

SBa Bodiosa 22-Fev 22-Mar4 4 4 4 4 4 4 4

SPB Pombal 21-Fev 21-Mar3 3 3 3 3 3 3 3

SMc Mourisca 21-Fev 21-Mar4 4 4 4 4 4 4 4

SMr Mogofores 21-Fev 21-Mar4 4 4 4 4 4 4 4

2.º

Trim

estr

e m

óvei

s

SPo* Portimão 30-Mar 27-Abr1 3 2 2 4 2 2 4 2 2 4 2 1 1

SoQ* Ourique 30-Mar 27-Abr 1 4 4 4 3

PceS* Ermidas Sado 01-Abr 29-Abr 1 1 1 1

SaV Alqueva 01-Abr 29-Abr 3 0 3 3 3

PcSi* Sabóia 30-Abr 28-Mai 3 4 4 4

1

PcMP* Monte da Pedra 03-Mai 31-Mai 4 4 4 4

SetM Estremoz 03-Mai 30-Mai 2 2 2 2 2 2 2 1 1

Ser* Évora 03-Mai 30-Mai 3 1 3 1 3 1 3 1

Snl Penela 03-Mai 30-Mai 3 3 3 3 3 3 3 3

SZr Zêzere 03-Mai 30-Mai4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 3 4

1

3.º

Trim

estr

e m

óvei

s

Scc Castelo Branco 08-Jun 06-Jul4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4

ScF Chafariz 08-Jun 06-Jul4 4 4 4 4 4 4 4

SPn Pocinho 08-Jun 06-Jul 3 3 3 3

SMG Mogadouro 09-Jun 07-Jul 4 4 4 4 4 4 4 4

PcUr* Urô 09-Jun 07-Jul 3 3 3 3

ScVr* Carvoeira 14-Jul 11-Ago4 4 4 4 4 4 4 4

SSV* Sacavém 11-Set 09-Out4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4

SFF* Fernão Ferro 22-Jul 19-Ago 3 3 3 3 3 3 3 3

StFr* Trafaria 22-Jul 19-Ago 4 4 4 4 4 4 4 4

PcrJ Ribatejo 16-Jul 13-Ago3 3 3 3

Limites 3% 4,5% 1 2% +/- 5%

Medições efectuadasDurante o ano de 2010 foram realizadas medições de teor harmónico, tremulação (flicker), desequilíbrio do sistema trifásico

de tensões, valor eficaz da tensão, frequência, cavas de tensão e sobretensões nas instalações da ren apresentadas no Quadro 1.Os períodos de medição realizados em cada nível de tensão tiveram a duração de uma semana.

Quadro 1

a-16


a-17

| aneXo 3

Quadro 1 (continuação)


Instalação/PdEData da medição

Harmónicas ( 5.ª) Tremulação (Flicker) Desequilíbrio Tensão eficaz

Níveís de tensão (kV) Níveís de tensão (kV) Níveís de tensão (kV) Níveís de tensão (kV)


4.º

Trim

estr

e m

óvei

s

SSr Santarém 11-Set 9-Out 4 4 4 4

SSB Setúbal 11-Set 09-Out 4 3 4 3 4 3 4 3

SPa Porto Alto 11-Set 09-Out 3 3 3 3 3 3 3 3

SSS Sete Rios 11-Set 09-Out 3 3 3 3

SGr Guimarães 15-Out 12-Nov 4 4 4 4

SFrd Frades 15-Out 12-Nov 4 4 4 4 4 4 4 4

Sct Custóias 15-Out 12-Nov 3 3 3 3 3 3 3 3

Str Torrão 15-Out 12-Nov 3 3 3 3 3 3 3 3

Scn Canelas 15-Out 12-Nov 3 3 3 3 3 3 3 3

Scl Carrapatelo 15-Out 12-Nov2 2 2 2 2 2 2 2

SMcc M. Cavaleiros 24-Abr 21-Mai 3 3 3 3 3 3 3 3

StBa Tábua 24-Nov 17-Dez3 3 3 3 3 3 3 3

SaMM Armamar 19-Out 17-Dez3 3 3 3 3 3 3 3

SlGc Lagoaça 19-Nov 17-Dez2 2 2 2

StJ** Trajouce 01-Dez 31-Dez4 4 4 4 4 4 4

SVc** Vila Chã 01-Dez 31-Dez 4 4 4 4

SrM** Rio Maior 01-Dez 31-Dez4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4

SFr** Falagueira 01-Out 31-Out 4 4 4 4 4 4 4 4

SVG** Valdigem 01-Dez 31-Dez 4 4 4 4 4 4 4 4

SlV** Lavos 01-Dez 31-Dez 4 4 4 4

Sra** Riba d´Ave 01-Dez 31-Dez 4 4 4 4 4 4 4 4

SFa** F.Alentejo 20-Out 15-Nov 4 4 4 4 4 4 4 4

Set** Estói 01-Nov 30-Nov 4 4 4 4 4 4 4 4

QaJ** Quinta do Anjo 01-Out 31-Out 4 4 4 4

ScG** Carregado 01-Dez 31-Dez 4 4 0 0 4 4 4 4 4

SFn** Fanhões 01-Dez 31-Dez4 4 4 4 4 4 4 4

SeJ** Estarreja 01-Dez 31-Dez4 4 4 4 4 4 4 4

Srr** Recarei 01-Out 31-Out 4 4 4 4

Limites 3% 4,5% 1 2% +/- 5%

a-17


a-18

| aneXo 3

Quadro 1 (continuação)

Quadro 2

Qte Natureza Entidade Reclamante Resposta/Seguimento Obs.

1 Cavas na tensão de alimentação(ocorridas em 2009)

Siderurgia Nacional Seixal

Reclamação sem fundamento, por não haver incumprimento do rQS

Reclamação formal

Legenda / exemplo3 Medições dentro dos limites regulamentares (durante 3 semanas).1 Medições fora dos limites regulamentares (durante 1 semana). Instalação / tensão, definida como ponto de entrega (PdE).


Instalação/PdE

Harmónicas (5.ª) Tremulação (Flicker) Desequilíbrio Tensão eficaz

Níveís de tensão (kV) Níveís de tensão (kV) Níveís de tensão (kV) Níveís de tensão (kV)


Anu

al

Pcal A. Lindoso 45 45 45 45

SPn Pocinho 48 48 48 48

SlGc Lagoaça 36 36 36 36

SFr Falagueira 49 49 49 49

Stn Tunes 48 50 50 50 50 50 46 50 2 4

SaM Alto Mira 49 49 49 49 49 49 49 49 0

Srr Recarei 47 47 47 47 47 47 47 47

SVM Vermoim 50 50 50 50 2 50 50 50 50 49 49 50 48 1 1

SPr Pereiros 40 12 21 40 12 21 40 12 21 40 12 21 3

SSn Sines 31 32 47 28 29 47 29 32 47 32 32 471 4 3

SPM Palmela 50 50 50 50 50 48 50 50

SaV Alqueva47 2 47 47 45

Limites 3% 4,5% 1 2% +/- 5%

* Foram excedidos os limites regulamentares das seguintes harmónicas:1.º Trimestre:27.ª nas instalações: SSn seis semanas e Stn quatro semanas nos 60 kV;33.ª nas instalações: Stn quatro semanas, SSn treze semanas e SPda uma semana nos 60 kV; SVM cinco semanas nos 220 kV;2.º Trimestre:7.ª nas instalações: SPo três semanas nos 150 kV;21ª nas instalações: Ser uma semana, PcMP duas semanas e PcSi quatro semanas nos 150 kV;23.ª nas instalações: PcMP uma semanas nos 150 kV;27.ª nas instalações: PcSi, PcMP quatro semanas nos 150 kV e Stn quatro semanas; SSn duas semanas nos 60 kV;33.ª nas instalações: Stn onze semanas, SPr uma semanas e SSn oito semanas nos 60 kV; SVM treze semanas nos 220 kV; SPM dez semanas, Ser três semanas, PcSi duas semanas, PceS uma semanas, SoQ três semanas nos 150 kV;37.ª nas instalações: PceS uma semanas e PcSi uma semanas nos 150 kV;

3.º Trimestre:7.ª nas instalações: Scc todas as semanas nos 220 e 150 kV;27.ª nas instalações: SSV quatro semanas nos 150 kV e Scc, Stn uma semana nos 60 kV;29.ª nas instalações: ScVr quatro semanas nos 220 kV;33.ª nas instalações: Stn, SSn quatro semanas nos 60 kV; SPM seis semanas nos 150 kV;45.ª nas instalações: StFr e SFF uma semana nos 150 kV;

4.º Trimestre:6.ª nas instalações: SFrd todas as semanas nos 60 kV;33.ª nas instalações: Stn uma e SSn sete semanas nos 60 kV;

** Expansão do sistema de monitorização permanente (novas instalações)

a) Por incorrecta parametrização inicial dos equipamentos (entretanto corrigida) não se obteve as medidas da subestação do Ferro e as seguintes medidas no 4.º trimestre de 2010:Frequência: SFa 60kV, Set 60kV e SeJ 60kV.Tensão: ScG 60kV e StJ 60kV

a-18


Disponibilidade

Anexo 4


a-20

| aneXo 4

A partir de 2009 e de acordo com o estabelecido no mecanismo de incentivo ao aumento da disponibilidade dos elementos da rnt, apenas são contabilizadas as indisponibilidades de duração superior a 1h.

Quadro 1

número e duração das indisponibilidades nos elementos de rede

Elemento de Rede

N.º de Indisp. Tempo

N.º (%) Horas (%)

Circuitos 484 24% 49.695 44%

atr/tr 371 19% 20.128 18%

B. Condensadores* 161 8% 6.657 6%

Barramentos 969 49% 36.672 32%

Total 1.985 100% 113.152 100%

* Inclui baterias de 30 kV

Quadro 2

número e duração das indisponibilidades nos circuitos de linha

U (kV)

Manut. Preventiva Manut. Correctiva Outros Trabalhos Total

Qte Horas Qte Horas Qte Horas Qte Horas

400 30 272 3 122 37 1.525 70 1.919

220 95 4.537 10 197 183 33.571 288 38.305

150 43 1.597 7 66 76 7.808 126 9.471

Total 168 6.406 20 385 296 42.904 484 49.695

Quadro 3

número e duração das indisponibilidades nas linhas e painéis

U (kV)

N.º de Indisp. Origem N.º de indisp. Por 100 km

Tempo Total das Indisp. [h] Tempo por 100 km

Linhas

Linha Painel Total Linha Painel Total N.º de circ. Km

400 18 52 70 3,5 905 1.014 1.919 97,3 51 1.973,2

220 96 192 288 8,3 14.722 23.583 38.305 1104,9 104 3.466,9

150 46 80 126 4,8 2.941 6.530 9.471 363,0 76 2.609,0

Total 160 324 484 6,0 18.568 31.127 49.695 617,4 231 8.049,1

a-20


a-21

| aneXo 4

Quadro 4

Frequência média das indisponibilidades em circuitos de linha

U (kV)

Frequência Média da Indisp. por 100 km de Circuito (semanas) Frequência Média da Indisp. por Circuito (semanas)

2006 2007 2008 2009 2010 2006 2007 2008 2009 2010

400 12 8 7 6 15 23 30 21 15 38

220 13 9 6 6 6 21 37 25 19 19

150 13 8 7 9 11 19 40 21 26 31

Quadro 5

número e duração das indisponibilidades nos transFormadores e autotransFormadores

U (kV)

Manut. Preventiva Manut. Correctiva Outros Trabalhos Total

Qte Horas Qte Horas Qte Horas Qte Horas

400 38 3.711 11 214 42 1.416 91 5.341

220 64 1.338 20 1.008 93 10.672 177 13.018

150 32 830 21 341 50 598 103 1.769

Total 134 5.879 52 1.563 185 12.686 371 20.128

Quadro 6

número e duração das indisponibilidades nos transFormadores e autotransFormadores

Tipo U [kV]*

N.º de Indisp. [origem] N.º de Indisp. por Un.

Tempo Total das Indisp. [h] Tempo médio por unidade [h]

N.º de unidades

Máq. Painel Total Máq. Painel Total

tr 400 6 23 29 1,9 124 1100 1.224 81,6 15

220 34 129 163 2,1 1.488 11360 12.848 169,1 76

150 18 85 103 2,0 303 1.466 1.769 34,0 52

Total 58 237 295 2,1 1.915 13.926 15.841 110,8 143

atr 400 14 48 62 2,4 2.614 1.503 4.117 158,3 26

220 6 8 14 2,8 36 134 170 34,0 5

Total 20 56 76 2,5 2.650 1.637 4.287 138,3 31

Total Global 78 293 371 2,1 4.565 15.563 20.128 115,7 174

a-21



Anexo 5


a-23

| aneXo 5

Quadro 1

causas dos incidentes com origem na rnt – 2010

Incidentes com origem na rnt 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Total 238 308 260 198 289 213 176 152 185 210

Origem dos incidentes (%):

Linhas a 400 kV 15,1 20,8 23,5 17,2 32,2 23,0 19,3 21,7 23,8 24,8

Linhas a 220 kV 32,8 35,4 13,1 18,7 40,8 26,8 20,5 28,9 36,2 34,8

Linhas a 150 kV 45,8 33,8 54,6 53,0 18,3 41,8 52,3 40,8 30,8 33,3

Outras 6,3 10,1 8,8 11,1 8,7 8,4 7,9 8,6 9,2 7,1

Causas dos incidentes (%):

Factores atmosféricos 38,7 56,2 30,0 42,4 23,2 23,9 43,2 37,5 34,6 37,6

Aves 25,2 12,3 28,9 27,3 9,7 34,3 31,8 26,3 22,2 17,6

Incêndios 15,6 9,1 19,2 11,6 47,7 16,0 1,7 1,3 9,2 7,6

Desconhecidas 9,7 7,5 7,7 4,0 5,2 6,6 10,8 17,1 20,0 20,0

Outras 10,9 14,9 14,2 14,7 14,2 19,2 12,5 17,8 14,0 17,2

Defeitos agrupados, por incidente, associados aos incidentes com origem na rnt 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Total em linhas 282 354 324 194 273 195 164 148 177 207

N.º de defeitos por 100 km :

Linhas a 400 kV 3,1 7,2 6,6 2,5 6,2 3,3 2,1 2,0 2,7 2,6

Linhas a 220 kV 4,6 5,3 2,1 1,5 4,5 2,0 1,3 1,4 2,0 2,4

Linhas a 150 kV 5,3 4,8 7,2 5,2 2,3 3,7 3,4 2,7 2,5 2,9

Índice global rede de mat 4,6 5,5 5,0 3,0 4,1 2,8 2,2 2,0 2,4 2,6

Quadro 2

origem dos incidentes com repercussão na rnt – 2010

Incidentes com origem na rnt

Elemento da rede origem Incidentes (n) Incidentes (%)

Linhas a 400 kV 52 24,8

Linhas a 220 kV 73 34,8

Linhas a 150 kV 70 33,3

Autotransformadores 0 0

Transformadores 10 4,7

Barras/inter-barras 5 2,4

Total 210 100,0

Incidentes com origem externa à rnt

Rede Origem Incidentes (n) Incidentes (%)

edP Distribuição 8 24,2

edP Produção (centrais térmicas) 4 12,1

edP Produção (centrais hidráulicas) 14 42,4

teJo Energia 1 3,1

Rede Eléctrica de Espanha 2 6,1

Parque at ren 4 12,1

Total 33 100,0

Incidentes com repercussão na rnt Incidentes (n) Incidentes (%)

Origem na rnt 210 86,4

Origem no parque at da ren 4 1,7

Origem externa à ren 29 11,9

Total 243 100,0

a-23


a-24

| aneXo 5

Quadro 3

causas dos incidentes com repercussão na rnt – 2010

Repercussão

Família de causas Causas

Total de Incidentes 400 kV 220 kV 150 kV at+tr+b

(n) (%)Inciden.

(n)Inciden.

(%)Inciden.

(n)Inciden.

(%)Inciden.

(n)Inciden.

(%)Inciden.

(%)Inciden.

(%)

Acção atmosférica

Descargas atmosféricas 67 31,9 7 13,5 27 37,0 31 44,3 2 13,3

Nevoeiro 3 1,4 3 5,8 0 0,0 0 0,0 0 0,0

Vento 8 3,8 2 3,8 5 6,8 1 1,4 0 0,0

Temporal – Vento int. excep. (FFM) 1 0,5 0 0,0 1 1,4 0 0,0 0 0,0

Acção ambiental

Cegonhas 37 17,6 18 34,6 1 1,4 18 25,7 0 0,0

Incêndios 16 7,6 2 3,8 11 15,1 3 4,3 0 0,0

Árvores 3 1,4 3 5,8 0 0,0 0 0,0 0 0,0

Defeito equip. – Mat

Disjuntor 2 1 0 0,0 0 0,0 2 2,9 0 0,0

Descarregador de sobretensões 1 0,5 0 0,0 0 0,0 0 0,0 1 6,7

Transformador de tensão 1 0,5 1 1,9 0 0,0 0 0,0 0 0,0

Outros componentes de Subest. 1 0,5 0 0,0 0 0,0 0 0,0 1 6,7

Transformador de potência (inclui acessórios)

2 1 0 0,0 0 0,0 0 0,0 2 13,3

Defeito equip. – Linhas

Cabo de terra e guarda 2 1 1 1,9 1 1,4 0 0,0 0 0,0

Outros componentes de linha 4 1,9 0 0,0 0 0,0 4 5,7 0 0,0

Defeito – Sist. aux.

Sistemas de protecções 4 1,9 0 0,0 1 1,4 3 4,3 0 0,0

Sistemas de comando e controlo 6 2,8 0 0,0 1 1,4 0 0,0 5 33,3

Serviços auxiliares 1 0,5 0 0,0 0 0.0 0 0,0 1 6,7

Outros Erro humano – Conservação, montagens e ensaios

5 2,4 2 3,8 1 1,4 0 0,0 2 13,3

Causas conhecidas 3 1,4 0 0,0 3 4,1 0 0,0 0 0,0

Outras causas desconhecidas 42 20,0 12 23,1 21 28,8 8 11,4 1 6,7

Máquinas 1 0,5 1 1,9 0 0,0 0 0,0 0 0,0

Total incidentes com origem na rnt 210 100,0 52 100,0 73 100,0 70 100,0 15 100,0

Repercussão

Família de causas

Causas dos incidentes /repercussões


(n) (%)Inciden.

(n)Inciden.

(%)Inciden.

(n)Inciden.

(%)Inciden.

(n)Inciden.

(%)Inciden.

(n)Inciden.

(%)

Acção terceiros Causas intrínsecas a outras redes 25 75,8 7 100 5 100 11 100 2 20,0

Defeito Sist. aux. Sistemas de protecção 4 12,1 0 0,0 0 0,0 0 0,0 4 40,0

Desconhecidas Causa desconhecida 1 3,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 1 10,0

Origem interna Erro manobras 2 6,1 0 0,0 0 0,0 0 0,0 2 20,0

Origem interna – def. equip. at

Módulo SF6 Blindado 1 3,0 0 0,0 0 0,0 0 0,0 1 10,0

Total incidentes com origem externa à rnt 33 100,0 7 100,0 5 100,0 11 100,0 10 100,0

Repercussão

Incidentes com repercussões na rnt


(n) (%)Inciden.

(n)Inciden.

(%)Inciden.

(n)Inciden.

(%)Inciden.

(n)Inciden.

(%)Inciden.

(n)Inciden.

(%)

Total incidentes com origem interna à rnt 210 86,4 52 88,1 73 93,6 70 86,4 15 60,0

Total incidentes com origem externa à rnt 33 13,6 7 11,9 5 6,4 11 13,6 10 40,0

Total incidentes 243 100,0 59 100,0 78 100,0 81 100,0 25 100,0

a-24


a-25

| aneXo 5

Quadro 4

incidentes devidos a deFiciências de equipamento – 2010

Familia de causas EquipamentoN.º

Incidentes f (%) F (%)N.º Inc

no spN.º Inc

no sa

Defeito – Sistemas auxiliares Sistema de protecção 4 16,7 16,7 0 4

Sistemas de comando e controlo 6 25 41,7 0 6

Sistemas auxiliares 1 4,2 45,9 0 1

Defeito equipamento – Mat Disjuntor 2 8,3 54,2 2 0

Transformador de potência (incluindo acessórios)

2 8,3 62,5 2 0

Descarregador de sobretensões 1 4,2 66,7 1 0

Transformador de tensão 1 4,2 70,9 1 0

Outro componente de subestações 1 4,2 75,1 1 0

Defeito de equipamento – Linhas Cabo de terra e guarda 2 8,3 83,4 2 0

Outros componentes de linha 4 16,7 100 4 0

Total 24 100 13 11

f – Frequência; F – Frequência Acumulada; SP – Sistema Primário; Sa – Sistema Auxiliar

Quadro 5

incidentes com energia não Fornecida – 2010

2006 2007 2008 2009 2010

Origem do Incidente

N.º Total

de Inc.

N.º Total

de Inc.

N.º Total

de Inc.

N.º Total

de Inc.

N.º interrup.

de serviço resultantes

N.º Inc. que

originaram enF

enF resultante

(mWh)

N.º Total

de Inc.

N.º interrup.

de serviço resultantes

N.º Inc. que

originaram enF

enF resultante

(mWh)

Incidentes com origem na rnt 213 176 152 185 7 7 18,70 210 1 1 18,40

Incidentes com origem externa e repercussão na rnt

27 21 20 24 3 3 135,98 33 2 2 96,50

Total parcial 240 197 172 209 10 10 154,68 243 3 3 114,90

Incidentes com enF imputável à ren e sem repercussão na rnt

2 2 1 1 1 1 0,64 0 0 0 0,0

Total 242 199 173 210 11 11 155,32 210 3 3 114,90

Nota: Só foram consideradas as interrupções superiores a 3 minutos

Quadro 6

interrupções nos circuitos de linha

Tensão (kV)

Interrupções fugitivas Interrupções permanecentes

< 1 s [1 s; 60 s] >= 60 s

150 52 8 36

220 41 21 35

400 35 6 28

Total 128 35 99

a-25


a-26

| aneXo 5

Quadro 7

número e duração das interrupções permanecentes em circuitos

Tensão (kV)

Comprimento circuito (Km)

N.º de circuitos


forçadas


por 100 Km


por circuito

Tempo total de

interrupção (horas)

Duração média por

interrupção (horas)


(%/100 Km)

Indisponibilidade relativa por circuito (%)

[L] [C] [N] [f]=100*N/L [f1]=N/C [T] [d]=T/N [u]=f*d*100/24*365 [I]=f1*d*100/24*365

150 2609,0 51 36 1,38 0,71 31 0,86 0,014 0,007

220 3466,9 104 35 1,01 0,34 87 2,48 0,029 0,010

400 1973,2 76 28 1,42 0,37 525 18,74 0,304 0,079

Total 8049,1 231 99 1,23 0,43 642 6,49 0,091 0,032

Quadro 8

interrupções permanecentes com causas internas na rnt

U (kV) Inc. com origem interna na rnt (Qte)

Família de causas

Causas Compri. circuito

(km)

Interrupções forçadas

N.º interr.

forçadas

N.ºinterrupções

por 100 km

Tempo total int.

(horas)

Duração média int.

(horas)


(%/100 km)

[L]

Circuitos origem

de defeito

(nº)

Circuitos afectados

por defeito

(nº) [N] [f]=100*N/L [T] [d]=T/N [u]=f*d*100/24*365

150 70 Acção atmosf.

Descargas atmosféricas

2609,0

12 0 12 0,46 2,16 0,18 0,00095

Temporal FFM 1 0 1 0,04 1,13 1,13 0,00049

Acção ambiental

Cegonhas 2 0 2 0,08 1,57 0,79 0,00069

Incêndios 2 0 2 0,08 6,45 3,23 0,00282

Def. equip. at Disjuntor 2 0 2 0,08 1,66 0,83 0,00073

Def. equip. ln

Cabo terra 1 0 1 0,04 5,80 5,80 0,00254

Outros componentes 1 0 1 0,04 0,03 0,03 0,00001

Def. sist. aux. Sistemas de protecções 2 0 2 0,08 0,78 0,39 0,00034

Outros Outras causas conhecidas 0 1 1 0,04 2,36 2,36 0,00103

Outras causas desconhecidas 3 0 3 0,11 0,09 0,03 0,00004

Total 70 2609,0 26 1 27 1,03 22,03 0,82 0,00964



3466,9

3 0 3 0,09 0,13 0,04 0,00004

Vento 1 0 1 0,03 0,07 0,07 0,00002

Temporal FFM 2 0 2 0,06 0,08 0,04 0,00003

Acção ambiental

Incêndios 5 0 5 0,14 6,56 1,31 0,00216

Def. equip. Sist. aux.

Sistemas de protecções 2 0 2 0,06 2,29 1,15 0,00075

Sistemas de c. e controlo 6 0 6 0,17 6,84 1,14 0,00225

Outros Outras causas desconhecidas

12 0 12 0,35 31,13 2,59 0,01025

Total 73 3466,9 31 0 31 0,89 47,10 1,52 0,01551



1973,2

2 0 2 0,10 0,06 0,03 0,00003

Vento 3 0 3 0,15 25,18 8,39 0,01457

Acção ambiental

Árvores 3 0 3 0,15 31,33 10,44 0,01813

Incêndios 1 0 1 0,05 0,09 0,09 0,00005

Acção terceiros

Máquina 1 0 1 0,05 1,95 1,95 0,00113

Def. equip. at Transf. tensão 1 0 1 0,05 106,46 106,46 0,06159

Def. equip. Sist. aux.

Sistemas de c. e controlo 6 0 6 0,30 4,35 0,73 0,00252

Sistemas de protecções 0 1 1 0,05 0,02 0,02 0,00001

Outros Erro conservação 1 0 1 0,05 2,81 2,81 0,00163


Total 52 1973,2 21 1 22 1,11 172,35 7,83 0,09971

a-26


a-27

| aneXo 5

Quadro 9

interrupções permanecentes com causa externa à rnt

U (kV) Inc. com origem interna na rnt (Qte)

Família de causas

Causas Compri. circuito

(km)

Interrupções forçadas

N.º interr.

forçadas

N.º interrupções

por 100 km

Tempo total int.

(horas)

Duração média int.

(horas)


(%/100 km)

[L]

Circuitos origem

de defeito

(nº)

Circuitos afectados

por defeito

(nº) [N] [f]=100*N/L [T] [d]=T/N [u]=f*d*100/24*365

150 11 Acção de Terceiros

Causas de outras entidades

2609,0

0 1 1 0,04 1,97 1,97 0,00086

Outros Erro Conservação 0 1 1 0,04 0,22 0,22 0,00010

Outras causas conhecidas (sobrecargas, etc.)

0 7 7 0,27 3,02 0,43 0,00132

Total 11 2609,0 0 9 9 0,34 5,21 0,58 0,00228

220 5 Def. equip.–Linhas

Ligações

3466,9

0 1 1 0,03 0,07 0,07 0,00002

Def. equip. – Sist. aux.

Outras causas conhecidas 0 2 2 0,06 39,64 19,82 0,01305


Total 5 3466,9 0 4 4 0,12 39,73 9,93 0,01308

400 7 Acção de terceiros

Causas de outras entidades

1973,2

1 4 5 0,25 2,00 0,40 0,00116

Outros Outras causas conhecidas 1 0 1 0,05 350,38 350,38 0,20270

Total 7 1973,2 2 4 6 0,30 352,38 58,73 0,20386

Quadro 10

evolução do número de interrupções permanecentes por 100 km de circuitos – 150 kv

Ano

150 kV


Poluição Cegonhas Incêndios Outras redes (ext. rnt)

Outras causas

Indeterminadas Total

2001 1,10 0,04 0,17 0,13 0,08 1,19 0,25 2,96

2002 0,83 0,12 0,25 0,17 0,00 0,45 0,25 2,07

2003 1,11 0,04 0,04 1,44 0,00 1,56 0,12 4,31

2004 0,86 0,09 0,05 0,59 0,82 0,55 0,00 2,96

2005 0,13 0,00 0,00 0,74 0,57 0,53 0,18 2,15

2006 0,86 0,00 0,16 0,25 0,45 0,63 0,00 2,35

2007 0,68 0,00 0,08 0,08 0,19 0,32 0,19 1,54

2008 1,05 0,00 0,00 0,00 0,19 0,98 0,04 2,25

2009 0,52 0,00 0,07 0,00 0,22 0,15 0,11 1,07

2010 0,46 0,00 0,08 0,08 0,34 0,31 0,11 1,38

Média 0,76 0,03 0,10 0,35 0,29 0,67 0,12 2,32

Média (%) 32,80% 1,39% 4,31% 15,01% 12,33% 28,77% 5,38% 100,00%

a-27


a-28

| aneXo 5

Quadro 11


Ano

220 kV



Outras causas


2001 0,65 0,15 0,04 2,04 0,04 0,89 0,08 3,89

2002 1,18 1,07 0,00 0,77 0,12 0,76 0,04 3,94

2003 0,11 0,00 0,00 1,07 0,00 0,70 0,15 2,03

2004 0,25 0,25 0,00 0,25 0,11 0,32 0,04 1,20

2005 0,17 0,17 0,00 2,64 0,00 0,78 0,07 3,83

2006 0,45 0,10 0,03 0,26 0,03 0,27 0,13 1,27

2007 0,35 0,00 0,00 0,00 0,09 0,09 0,13 0,66

2008 0,37 0,00 0,00 0,00 0,00 0,22 0,15 0,74

2009 0,43 0,00 0,00 0,40 0,00 0,27 0,12 1,22

2010 0,09 0,00 0,00 0,14 0,12 0,31 0,35 1,01

Média 0,40 0,17 0,01 0,76 0,05 0,46 0,13 1,98

Média (%) 20,45% 8,77% 0,35% 38,23% 2,58% 23,28% 6,34% 100,00%

Quadro 12


Ano

400 kV



Outras causas


2001 0,32 0,08 0,24 0,08 1,21 0,66 0,16 2,75

2002 0,46 0,08 0,00 1,31 0,23 0,92 0,38 3,38

2003 0,00 0,07 0,07 2,35 0,43 0,86 0,21 3,99

2004 0,34 0,14 0,07 0,41 0,48 0,89 0,28 2,61

2005 0,07 0,33 0,00 2,87 0,33 0,80 0,07 4,47

2006 0,27 0,00 0,13 1,26 0,53 0,46 0,07 2,72

2007 0,13 0,00 0,00 0,06 0,50 0,50 0,06 1,25

2008 0,06 0,06 0,00 0,06 0,19 0,06 0,00 0,44

2009 0,12 0,00 0,00 0,12 0,44 0,25 0,25 1,18

2010 0,10 0,00 0,00 0,05 0,30 0,82 0,15 1,42

Média 0,19 0,08 0,06 0,86 0,46 0,62 0,16 2,43

Média (%) 7,70% 3,13% 2,62% 35,22% 19,06% 25,57% 6,70% 100,00%

a-28


a-29

| aneXo 5

Quadro 13

eFicácia dos sistemas de protecção

Elemento origem

Nível de tensão (kV)

400 220 150 rnt

Linhas e Cabos

Total de actuações 57 82 81 220

Comportamento correcto 54 72 76 202

Comportamento incorrecto 3 10 5 18

Eficácia (%) 94,7 87,8 93,8 91,8

Transformadores e Autotransformadores (*)




Eficácia (%) 100 100 100 100

Barramentos e Interbarras/By-pass




Eficácia (%) - - - -

Outras redes com repercussão na rnt (**)




Eficácia (%) 100 50 100 85,7

Total




Eficácia (%) 94,9 87,4 94,3 91,8

(*) As perturbações com origem em autotransformadores e transformadores de potência são contabilizadas no nível de tensão mais elevado.

(**)As perturbações com origem noutras redes são contabilizadas no nível de tensão mais alto em que houve repercussão.

Quadro 14

grau de selectividade dos sistemas de protecção

Actuações


400 220 150 RNT


Selectivas 58 84 82 224

Não selectivas 1 2 0 3

Grau de selectividade (%) 98,3 97,7 100 98,7

Quadro 15

tempo médio de actuação dos sistemas de protecção (ms)


400 220 150 rnt

29,7 107,4 55,6 68,4

a-29


a-30

| aneXo 5

Quadro 16

eFicácia da religação automática

Religação automática


400 220 150 rnt

Total de religações 85 109 93 287

Eficazes 70 95 84 249

Não eficazes 15 14 9 38

Eficácia (%) 82,4 87,2 90.3 86,8

a-30


Mapa com os pontos de entrega

Anexo 6

SMSPDV SFRD

SVPA

SMG

SVG

SCL

SCN STR

SPN

SCV

SDR

SRU

SED

SRRSCT

SEJ

SPI

SVC

SFESPRSLV

SPNL

SPB

SBL

SRM

SCVR

Sem interrupções

1 interrupção

2 ou 3 interrupções

4,5 ou 6 interrupções

Pontos de entrega em serviço em 31 de Dezembro de 2010

Número total de interrupções longas ocorridas entre 2006 e 2010

Zona de Lisboa

Zona de Setúbal

SCG

SPA

SETM

SER

SCH

SCH

SXS

SXS

SFF

SFF

QAJ

QAJ

SXL

SXL

SXR

SXR

FGT (REFER)

FGT (REFER)

SSS

SSS

SSB

SSN

SFA

SAV

NVC

SPO

STNSET

CSNG

STFR

SSV1

SSV1

SSV2

SSV2

SFN

SFN

SSR

SZRSFR

RDA(REFER)

OGD(REFER)

MNO(REFER)

ESD(REFER)

LZN (REFER)

PGS (REFER)

SCC

SCF SSE(REFER)

SBA

SMC

SMRMRT (REFER)

GVA (REFER)

SVM

MAIA

DOU(REFER)

SRASCR

STJ

STJ

SAM

SAM

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Relatório Qualidade de Serviço REN 2010 · 2017-11-28 · Plano de monitorização 20 Principais...

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