RELATÓRIO DE QUALIDADE DE SERVIÇO 2016...RELATÓRIO SUMRIO EXECUTIVO DE QUALIDADE DE SERVIÇO ELETRICIDADE 2016 II A evolução dos indicadores gerais de continuidade de serviço

RELATÓRIO DE QUALIDADE

DE SERVIÇO 2016

Eletric

idade

SUMÁRIO EXECUTIVORELATÓRIO DE QUALIDADE DE SERVIÇO ELETRICIDADE 2016

I

SUMÁRIO EXECUTIVOO Relatório da Qualidade de Serviço (Relatório) apresenta informação detalhada sobre a qualidade do serviço prestado pela Rede Nacional de Transporte de eletricidade em Portugal Continental (RNT), nomeadamente no que respeita à continuidade de serviço e à qualidade da onda de tensão, bem como à disponibilidade da rede e ao comportamento em serviço dos equipamentos que a constituem.

Este relatório, para além de constituir um requisito do Regulamento da Qualidade de Serviço (RQS), tem como função uma melhor compreensão dos diversos aspetos relacionados com a qualidade de serviço de uma rede de transporte.

O documento encontra-se organizado em 6 capítulos:

Continuidade de serviço;

Qualidade da onda de tensão;

Disponibilidade;

Relacionamento Comercial. Auditorias;

Comportamento da rede e dos seus equipamentos;

Melhoria da qualidade de serviço.

O Relatório termina com um conjunto de 5 anexos, com informação complementar da contida no seu corpo principal.

QUALIDADE DE SERVIÇOA Qualidade de Serviço prestada, entendida como segurança e continuidade do abastecimento de energia elétrica com caraterísticas técnicas adequadas, situou-se novamente a um nível elevado, mantendo e consolidando a tendência verificada, em anos anteriores, de uma progressiva e sustentada melhoria do desempenho da RNT.

No que diz respeito à continuidade de serviço, os seis indicadores gerais estabelecidos no RQS (ENF, TIE, SAIFI, SAIDI, SARI e MAIFI) registaram valores positivos. Com efeito, poder-se-á inferir que as políticas e estratégias adotadas pela concessionária da RNT, para a atividade do transporte de energia elétrica, promovem a adequação e eficiência na exploração da rede (atributos que são confirmados por estudos de análise comparativa do desempenho técnico-económico, entre operadores de redes de transporte de energia elétrica). No que diz respeito ao Tempo de Interrupção Equivalente (TIE), a figura que se segue ilustra a sua evolução nos últimos dez anos.


II

A evolução dos indicadores gerais de continuidade de serviço nos últimos cinco anos é apresentada na Figura 2, na qual os indicadores são apresentados em valores relativos (tendo por base os valores registados no ano de 2013, uma vez que no ano de 2012 apenas o MAIFI tem valor diferente de zero, o que inviabiliza a utilização de 2012 como ano de referência para a representação gráfica que se segue).

TIE – TEMPO DE INTERRUPÇÃO EQUIVALENTE (MINUTOS)

1,40

1,20

1,00

0,80

0,60

0,40

0,20

0

Figura 1 – Evolução do TIE, nos últimos 10 anos

Figura 2 – Evolução dos indicadores de continuidade de serviço

EVOLUÇÃO DOS INDICADORES DA CONTINUIDADE DE SERVIÇO NA RNT (INCLUINDO INCIDENTES MOTIVADOS POR FORÇA MAIOR)

O ano de 2016 apresenta um ligeiro agravamento face aos últimos 5 anos, no que respeita à Energia Não Fornecida (ENF) e ao TIE, ainda assim abaixo da média dos últimos 10 anos. Os restantes indicadores de continuidade de serviço estão em linha com a tendência verificada nos últimos anos.

No âmbito da Qualidade da Onda de Tensão, as medições efetuadas continuam a mostrar resultados que se enquadram, com um reduzido número de exceções em casos pontuais e localizados, nos valores recomendados no RQS.

20122013201420152016

SAIFI

TIE

ENF

SAIDI

SARI

MAIFI

4,0

3,0

2,0

1,0

0,0

Média

20162007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015


III

COMPORTAMENTO DA REDE DE TRANSPORTE

IncidentesEm 2016, ocorreram 183 incidentes, mais 53 incidentes com repercussão na RNT do que em 2015, o que representa um acréscimo de 43,8% , face ao ano anterior, mas abaixo da média dos últimos 10 anos. Este aumento deveu-se, quase na totalidade, ao aumento de incidentes com as seguintes causas: descargas atmosféricas (+11), cegonhas (+26) e incêndios (+14), e foram simultaneamente as principais causas de incidentes em 2016.

A quase totalidade dos incidentes não teve qualquer reflexo na continuidade de serviço observada pelos consumidores, o que é revelador da adequação da rede e da eficácia de atuação dos equipamentos e dos sistemas das diversas instalações.

Em 2016, ocorreram 183 incidentes com repercussão na RNT, dos quais 161 tiveram origem na rede de Muito Alta Tensão (MAT), 11 na rede de Alta Tensão (AT) e 11 em outras redes, mas com impacto nas redes MAT e AT da RNT.

Seis incidentes (3,3% do total) tiveram impacto no abastecimento de energia elétrica aos consumidores finais, tendo três deles provocado 3 interrupções de duração superior a 3 minutos (interrupções longas).

Dos incidentes com origem na rede MAT (161), a maioria (140) teve origem em linhas aéreas (87%), dos quais 35% foram causados por cegonhas, 28,6% por descargas atmosféricas e 15,7% por incêndios.

Disponibilidade e Fiabilidade A Taxa Combinada de Disponibilidade (indicador regulatório introduzido em 2009) atingiu, em 2016, o valor de 98,33%. A figura seguinte apresenta a evolução anual deste indicador nos últimos 5 anos. Este desempenho traduz a consolidação de uma adequada coordenação e programação das indisponibilidades da rede ao longo do período em causa.

2012 2013 2014 2015 2016

100%

99%

98%

97%

96%

95%

Figura 3 – Evolução da Taxa Combinada de Disponibilidade, nos últimos 5 anos

TAXA COMBINADA DE DISPONIBILIDADE

VALOR DE REFERÊNCIA

ERSE


IV

VulnerabilidadeOutro indicador de comportamento da rede de transporte é a designada “Vulnerabilidade” que traduz a capacidade da rede de transporte de não cortar o abastecimento de energia elétrica aos consumidores na sequência de incidente, qualquer que seja a sua origem (inclui também os incidentes e interrupções com causa fortuita ou de força maior). Este indicador consiste na ratio entre o número total de interrupções de abastecimento e o número total de incidentes.

Em 2016, a rede de transporte registou em média 0,0164 interrupções longas (> 3 minutos) e o mesmo valor (0,0164) para as interrupções curtas (entre 1 segundo e 3 minutos) por incidente.

Para o reduzido número de incidentes verificado com repercussões significativas, em muito contribui o trabalho desenvolvido pelo Grupo de Análise de Incidentes. Este Grupo, constituído por especialistas internos em diversos domínios, analisa as causas de todos os incidentes graves ocorridos ou com repercussão na RNT, abrangendo as diversas áreas técnicas da concessionária, promovendo a implementação de medidas que se têm refletido positivamente na Qualidade de Serviço.

2012 2013 2014 2015 2016

8,0

6,0

4,0

2,0

0,0

Taxa (%)

INTERRUPÇÕES LONGAS INTERRUPÇÕES CURTAS

Figura 4 – Evolução da Vulnerabilidade da rede de transporte, nos últimos 5 anos

EVOLUÇÃO DA VULNERABILIDADE DA REDE DE TRANSPORTE


V

PRINCIPAIS INDICADORES DE DESEMPENHOOs quadros seguintes resumem o desempenho da RNT de energia elétrica em 2016, comparado com 2015 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 SERVIÇO 2016 2015

2016 vs. 2015 (variação conforme

unidades do indicador)

Média dos

últimos 5 anos

Média dos

últimos 10 anos

Interrupções Próprias Longas (> 3 minutos)

Número de Interrupções Longas (duração superior a 3 minutos) 3 2 +1 2 4

Duração das Interrupções Longas (min) 22,3 23,7 -1,4 13,8 29,2

Indicadores Gerais

ENF – Energia Não Fornecida (MWh) 31,8 19,9 +11,9 12,4 43,7

TIE – Tempo de Interrupção Equivalente (min) 0,34 0,21 +0,13 0,13 0,45

SAIFI – Frequência Média de Interrupção do Sistema 0,04 0,02 +0,02 0,02 0,05

SAIDI – Duração Média das Interrupções do Sistema (min) 0,28 0,29 -0,01 0,17 0,35

SARI – Tempo Médio de Reposição de Serviço do Sistema (min) 7,4 11,9 -4,5 5,66 6,92

MAIFI – Freq. Média das Interrupções de Curta Duração do Sistema (min)

0,04 0,09 -0,05 0,05 0,06

DISPONIBILIDADE 2016 2015



Média dos

últimos 5 anos

Média dos

últimos 10 anos

Indicador Combinado

Taxa Combinada de Disponibilidade (%) 98,33 98,44 -0,11% 98,65% 98,25%*

Circuitos de Linha

Taxa de Disponibilidade Média Global (%) 98,62% 98,67 -0,05% 98,78% 98,25%

Taxa de Disponibilidade Média Associada à Manutenção (%) 99,63% 99,61 +0,02% 99,66% 99,58%

Transformadores de Potência

Taxa de Disponibilidade Média Global (%) 97,45% 97,76 -0,31% 98,14% 98,17%

Taxa de Disponibilidade Média Associada à Manutenção (%) 99,37% 98,80 +0,57% 99,34% 99,33%

*Média de 9 anos. Este indicador tem histórico apenas desde 2008.


VI

Os principais indicadores relativos à operação e manutenção da rede de transporte revelam um nível de desempenho positivo. Os valores registados em 2016, embora em alguns casos inferiores aos de 2015, foram globalmente positivos quando comparados com a média dos últimos 10 anos.

FIABILIDADE 2016 2015



Média dos

últimos 5 anos

Média dos

últimos 10 anos

Linhas

Taxa de Falhas com Indisponibilidade Imediata em Linhas (falhas/1000km circuito)

4,29 1,93 +2,56 5,5 6,4

Nº de Defeitos com origem em linhas por 100 km de circuito 1,70 1,00 +0,70 1,75 2,07

Subestações

Taxa de Falhas com Indisponibilidade Imediata em Subestações (falhas/1000 painéis)

23,88 15,49 +13,89 27,0 36,1

Transformadores de Potência

Taxa de Falhas com Indisponibilidade Imediata (falhas/transformador)

0,0400 0,0050 +0,035 0,0225 0,0225

Disjuntores

Taxa de Falhas Maiores (falhas/disjuntor) 0,0071 0,0029 +00042 0,0058 0,0057

Sistemas de Proteção

Dependabilidade das Funções de Proteção (%) 99,7 98,5 +1,2 99,1 99,2

Segurança das Funções de Proteção (%) 99,0 96,7 +2,3 98,1 97,4

Probabilidade de atuação em t < 150 ms (%) 98,8 94,6 +4,2 96,7 95,1

Sistemas de Comando e Controlo

Taxa de Falhas Maiores em Sistemas de Comando e Controlo (falhas/Nº SCC)

1,36 1,17 +0,29 0,95 0,94**

Eficácia de Reposição pelo Operador Automático Subestação (%) 100,0 100,0 - 100,0 96,0

*Média de 8 anos. Este indicador tem histórico apenas desde 2009.

QUALIDADE DE SERVIÇO COMERCIALDurante o ano de 2016, verificaram-se 142 solicitações de cariz comercial (reclamações e pedidos de informação), por parte de entidades externas. A totalidade das solicitações obteve resposta por parte da REN. Foi registada ainda uma reclamação de natureza técnica, por interrupção da tensão de alimentação, a qual, após análise se concluiu não ter fundamento, por não haver incumprimento do RQS, dando-se conhecimento por escrito desse facto à entidade reclamante.


VII


DE SERVIÇO 2016

ÍNDICERELATÓRIO DE QUALIDADE DE SERVIÇO ELETRICIDADE 2016

Eletricidade

RELATÓRIO DE QUALIDADE DE SERVIÇO

2016

CONTINUIDADE DE SERVIÇO 1

01

QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO 13

02

DISPONIBILIDADE 2303

04RELACIONAMENTOCOMERCIAL. AUDITORIAS 27

05COMPORTAMENTO DA REDE DE TRANSPORTE E DOS SEUSEQUIPAMENTOS E SISTEMAS 31

MELHORIA DA QUALIDADE DE SERVIÇO 57

06

Figura 1 Evolução do TIE, nos últimos 5 anos II Figura 2 Evolução dos indicadores de continuidade de serviço II Figura 3 Evolução da Taxa Combinada de Disponibilidade, nos ultimos 5 anos III Figura 4 Evolução da Vulnerabilidade da rede de transporte, nos ultimos 5 anos IV Figura 5 Relação entre SAIFI e SARI, desde 2001 (excluindo casos fortuitos ou de força maior, exceto nos anos de 2014, 2015 e 2016) 4 Figura 6 Energia Não Fornecida 4 Figura 7 TIE 5 Figura 8 SAIFI 5 Figura 9 MAIFI 6 Figura 10 SAIDI 6 Figura 11 SARI 7 Figura 12 Evolução dos indicadores de continuidade de serviço 7 Figura 13 Frequência das Interrupções por Ponto de Entrega 9 Figura 14 Duração Total das Interrupções por Ponto de Entrega 9 Figura 15 Energia Não Fornecida por Ponto de Entrega 10 Figura 16 Interrupções nos PdE da RNT 11 Figura 17 Distribuição das interrupções (longas) por Ponto de Entrega, nos últimos 5 anos. 12 Figura 18 Cavas de tensão na RNT, nos PdE a 60kV 18 Figura 19 Cavas de tensão na RNT, nos PdE a 150kV e em pontos de rede próximos dos PdE a 150kV 18 Figura 20 Cavas de tensão na RNT, nos PdE a 220kV e em pontos de rede próximos dos PdE a 220kV 18 Figura 21 Pontos de Entrega (60 kV), com tremulação (flicker) mais elevados 19 Figura 22 Pontos de Entrega (60 kV), com níveis de 5ª harmónica mais elevados 20 Figura 23 Incentivo ao aumento da disponibilidade 24 Figura 24 Evolução da Taxa Combinada de Disponibilidade 25 Figura 25 Evolução do número de incidentes 32 Figura 26 Origem dos incidentes com repercussão na rede MAT 34 Figura 27 Origem dos incidentes com repercussão na rede MAT 35 Figura 28 Causa dos incidentes com repercussão na rede MAT 35 Figura 29 Incidentes em linhas, por nível de tensão 36 Figura 30 Distribuição das causas dos incidentes em linhas 36 Figura 31 Número de incêndios, área ardida e número de defeitos em linhas da RNT devido a incêndios 37

ÍNDICE DE FIGURAS


Figura 32 Número de interrupções permanecentes (> 1 minuto) 38 Figura 33 Duração das interrupções permanecentes (horas) 38 Figura 34 Evolução do número de defeitos com origem em linhas aéreas da RNT por 100 km de circuito 39 Figura 35 Evolução do número de defeitos com origem em linhas da RNT por 100 km de circuito (distribuição por causas) 39 Figura 36 Taxa de Disponibilidade Global de linhas 40 Figura 37 Taxa de Disponibilidade Associada à Manutenção, em linhas 40 Figura 38 Avarias em equipamentos de subestações 41 Figura 39 Taxa de Falhas em Transformadores de Potência 42 Figura 40 Taxa de diosponibilidade média global de transformadores 43 Figura 41 Taxa de Disponibilidade Associada à Manutenção 43 Figura 42 Taxa de Falhas em Disjuntores 44 Figura 43 Taxa de Fugas de SF6 44 Figura 44 Taxa de avarias em Seccionadores 45 Figura 45 Taxa de Avarias em Descarregadores de Sobretensão 45 Figura 46 Taxa de Avarias em Transformadores de Medição 46 Figura 47 Dependabilidade das funções de proteção 47 Figura 48 Segurança das funções de proteção 48 Figura 49 Fiabilidade das funções de proteção 48 Figura 50 Eficácia dos sistemas de proteção 49 Figura 51 Probabilidade dos sistemas de proteção atuarem num tempo igual ou inferior a 150 ms 49 Figura 52 Grau de Seletividade dos Sistemas de Proteção 50 Figura 53 Tempo médio de atuação dos sistemas de proteção 51 Figura 54 Tempo de atuação dos sistemas de proteção (em frequência acumulada) 52 Figura 55 Eficácia de Reposição pelo Operador Automático e por Telecomando 53 Figura 56 Taxa de falhas de Sistemas de Comando e Controlo por instalação (maiores e menores) 54 Figura 57 Evolução da distribuição da taxa de falhas por tipo de Sistema de Comando e Controlo em serviço 55 Figura 58 Evolução do nº de apoios com isoladores compósitos 59 Figura 59 Evolução do nº de cadeias lavadas 59 Figura 60 Evolução no nº de ventoinhas, plataformas e ninhos transferidos 60



1

01CONTINUIDADE

DE SERVIÇO


DE SERVIÇO 2016

CONTINUIDADE DE SERVIÇORELATÓRIO DE QUALIDADE DE SERVIÇO ELETRICIDADE 2016

2

CONTINUIDADE DE SERVIÇOO Tempo de Interrupção Equivalente (TIE) foi de 0,34 minutos (20,4 segundos), que equivale a uma disponibilidade de serviço de 99,99994% (interrupção de 2 segundos por 1000 horas de serviço). Os valores regulamentares dos padrões individuais de continuidade de serviço foram respeitados em todos os Pontos de Entrega.

A REN – Rede Eléctrica Nacional S.A. (REN), na sua qualidade de operador da rede de transporte de energia elétrica em Portugal continental (RNT), regista e reporta periodicamente às entidades oficiais as interrupções de fornecimento de energia elétrica 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 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 nas interrupções breves (duração entre 1 segundo e 3 minutos) e nas interrupções longas (com duração superior a 3 minutos). O indicador MAIFI (Frequência média de interrupções curtas do sistema) que diz respeito às interrupções de duração superior ou igual a 1 segundo e inferior ou igual a 3 minutos (interrupções breves), passou assim a integrar o conjunto dos indicadores gerais de continuidade de serviço, a partir de 1 de janeiro de 2014. A REN já vinha a calcular este indicador, na sequência da recomendação do CEER (Council of European Energy Regulators).

No decurso de 2016, ocorreram 183 incidentes dos quais 174 tiveram repercussão na RNT.

Deste conjunto de incidentes, apenas 6 (3% do total) tiveram impacto no abastecimento de energia elétrica, tendo causado 6 interrupções de consumo nos Pontos de Entrega.

A energia não fornecida resultante destas interrupções foi de valor reduzido (34,1MWh), tendo sido na sua maioria (61%) resultante do incidente ocorrido nas linhas Oleiros – Vila Fria 1/2 e Pedralva – Vila Fria 2 (classificado como Evento Excecional, no âmbito do RQS).

Nos Quadros seguintes, indicam-se os valores dos indicadores registados na RNT em 2016, para interrupções longas e curtas.

0,34 minutosTempo de Interrupção Equivalente (TIE)

0,04Frequência Média das Interrupções do Sistema (SAIFI)

0,28 minutosDuração Média das Interrupções do Sistema (SAIDI)

7,4 minutosTempo Médio de Reposição de serviço (SARI)


3

Os seis indicadores gerais estabelecidos no RQS (ENF, TIE, SAIFI, SAIDI, SARI e MAIFI) registaram valores positivos, perspectivando, deste modo, que as linhas gerais de orientação que a REN tem vindo a adoptar, para a gestão dos ativos, sustentam a manutenção de um desempenho adequado e otimizado face aos riscos inerentes à operação e exploração deste tipo de infraestrutura, em paridade com as suas congéneres.

O Tempo de Interrupção Equivalente (TIE), indicador de desempenho global usualmente utilizado pelas utilities elétricas, foi de 20,4 segundos, correspondendo a uma energia não fornecida de 31,8MWh. Este valor representa o que seria um fornecimento de energia elétrica praticamente ininterrupto (em 99,99994% do tempo, i.e. 999 horas, 59 minutos e 58 segundos em cada 1000 horas) a um único consumidor ‘equivalente’, à totalidade de Portugal Continental, com potência e energia que representasse a totalidade dos diversos Pontos de Entrega à rede nacional de distribuição e consumidores ligados diretamente à RNT.

O gráfico seguinte demonstra que os resultados alcançados em 2016 se mantêm consentâneos com a evolução positiva registada nos últimos anos na fiabilidade da rede de transporte, cujo expoente máximo regulamentar foi alcançado em 2012.

INDICADORES DE CONTINUIDADE DE SERVIÇO 2016

Interrupções longas

Causas próprias

Causas fortuitas ou de força maior Total

Número de Interrupções longas 2 1 3

Duração das Interrupções longas (min) 8,9 13,4 22,3

Indicadores Gerais

ENF- Energia Não Fornecida (MWh) 11,0 20,8 31,8

TIE – Tempo de Interrupção Equivalente (min) 0,11 0,23 0,34

SAIFI – Frequência Média de Interrupção do Sistema 0,03 0,01 0,04

SAIDI – Duração Média das Interrupções do Sistema (min) 0,11 0,17 0,28

SARI – Tempo Médio de Reposição de Serviço do Sistema (min) 8,9 13,4 7,4

INDICADORES DE CONTINUIDADE DE SERVIÇO 2016

Interrupções breves (ou curtas)

Causas próprias

Causas fortuitas ou de força maior Total

Número de Interrupções curtas 2 1 3

Duração das Interrupções curtas (min) 4,4 0,7 5,1

Indicadores Gerais

MAIFI – Frequência Média de interrupções curtas do sistema 0,03 0,01 0,04


4

40

35

30

25

20

15

10

5

0

SARI (minutos)

Interrupção que afetouum único cliente

SAIFI

0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35

2014*2013 0,25

0,5

2012

2011

2010

2015*

20052016* 1

2

3

4

5Linhas com SAIDIConstante (minutos)

MENOR FIABILIDADE

MAIOR FIABILIDADE

2004

20092007

2006

2008

20022003

2001

Figura 5 – Relação entre SAIFI e SARI, desde 2001 (excluindo casos fortuitos ou de força maior, exceto nos anos de 2014, 2015 e 2016)

*incluidas interrupções por causas fortuitas ou de força maior, de acordo com o RQS.

Nos gráficos seguintes e para cada um dos indicadores gerais, apresenta-se a sua evolução nos últimos anos. Os valores de 2016 confirmam a evolução registada nos últimos 10 anos.

Indicadores Gerais

RESTANTES INTERRUPÇÕES

INTERRUPÇÕES POR CAUSAS FORTUITAS OU DE FORÇA MAIOR E EVENTOS EXCECIONAIS

250

200

150

100

50

0

2007 2008 2009 20162010 2011 2012 2013 2014 2015

A energia não fornecida (ENF) total foi de 31,8 MWh, resultante de três interrupções de duração superior a 3 minutos, sendo que 65% da ENF total deveu-se à interrupção classificada como Evento Excecional, no Ponto de Entrega de Vila Fria.

Figura 6 – Energia Não Fornecida

ENERGIA NÃO FORNECIDA – ENF

RELAÇÃO ENTRE SAIFI E SARI, DESDE 2001

MWh


5

SAIFI: Nº interrupções de duração superior a 3 min./ Nº de Pontos de Entrega



3.50

3.00

2.50

2.00

1.50

1.00

0.50

0.00

2007 2008 2009 20162010 2011 2012 2013 2014 2015

MINUTOS

O valor do TIE manteve-se ao nível dos últimos anos. A interrupção devido aos incêndios na zona de Vila Fria, classificada como evento excecional, foi a que teve maior impacto neste indicador.

Figura 7 – TIE

sendo

EF – Energia FornecidaT – Tempo

TIE = ENFPme

Pme =EF + ENF

T

FREQUÊNCIA MÉDIA DE INTERRUPÇÕES LONGAS DO SISTEMA – SAIFI

0.6

0.5

0.4

0.3

0.2

0.1

0.0

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016



O SAIFI alcançou um valor em linha com os últimos anos (0,04).

Figura 8 – SAIFI

TEMPO DE INTERRUPÇÃO EQUIVALENTE – TIE


6

MAIFI: Nº interrupções de duração igual ou superior a 1 seg. e igual ou inferior a 3 min./ Nº de Pontos de Entrega

SAIDI: Duração total das interrupções de tempo superior a 3 min./ Nº de Pontos de Entrega

FREQUÊNCIA MÉDIA DE INTERRUPÇÕES CURTAS DO SISTEMA – MAIFI

0.25

0.20

0.15

0.10

0.05

0.00

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016



Figura 9 – MAIFI

O MAIFI, em 2016, foi de 0,04, correspondente a três interrupções breves.

DURAÇÃO MÉDIA DAS INTERRUPÇÕES DO SISTEMA – SAIDI



16.0

14.0

12.0

10.0

8.0

6.0

4.0

2.0

0.0

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

MINUTOS

Figura 10 – SAIDI

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

O valor de 2016 (0,2 minutos) foi idêntico ao alcançado no ano anterior.


7

SARI: Duração total das interrupções de tempo superior a 3 min./ Nº de interrupções com tempo superior a 3 minutos.

TEMPO MÉDIO DE REPOSIÇÃO DE SERVIÇO DO SISTEMA – SARI

TODAS AS INTERRUPÇÕES (LONGAS)

16.0

14.0

12.0

10.0

9.0

6.0

3.0

0.0

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

MINUTOS

ANÁLISE GLOBAL DOS INDICADORES GERAISO gráfico da figura seguinte apresenta a evolução dos valores dos indicadores gerais de continuidade de serviço nos últimos cinco anos.

Os indicadores são apresentados em valores relativos tendo por base os valores registados no ano de 2013, uma vez que no ano de 2012 apenas o MAIFI tem valor diferente de zero, o que inviabilizaria a utilização do ano de 2012 como referência para a representação gráfica que se segue.

Figura 11 – SARI

EVOLUÇÃO DOS INDICADORES DA CONTINUIDADE DE SERVIÇO NA RNT (INCLUINDO INCIDENTES MOTIVADOS POR FORÇA MAIOR)

Figura 12 – Evolução dos indicadores de continuidade de serviço

O SARI indica o tempo médio de reposição de serviço na sequência das interrupções ocorridas nos Pontos de Entrega. O valor de 2016 foi agravado pelo reduzido número de interrupções longas, à semelhança do que já tinha acontecido em 2015.

20122013201420152016

SAIFI

TIE

ENF

SAIDI

SARI

MAIFI

4,0

3,0

2,0

1,0

0,0


8

INDICADORES INDIVIDUAISEm 2016, verificaram-se três interrupções de serviço com duração superior a 3 minutos, no fornecimento de energia elétrica, as quais afetaram três dos 80 Pontos de Entrega da RNT (ver Quadro 2 do anexo 2).

Descrevem-se resumidamente os incidentes que originaram estas três interrupções longas:

9 agosto de 2016, devido a um incêndio rural de longa duração nas freguesias de Barroselas e Carvoeiro, concelho de Viana do Castelo, que se desenvolveu numa área que inclui as faixas das 3 linhas de Muito Alta Tensão ligadas à subestação de Vila Fria. Numa primeira fase, a linha Pedralva – Vila Fria 2 foi sede de 3 curto-circuitos e consequentes disparos, num intervalo de 2 minutos, tendo ficado indisponível para ronda. Cerca de 22 minutos mais tarde, o mesmo incêndio atingiu as linhas Oleiros – Vila Fria 1 e 2, provocando 3 curto-circuitos, num intervalo de 1 minuto, e consequentes disparos das duas linhas o que levou à declaração de tensão zero na subestação de Vila Fria e à respetiva abertura de todos os disjuntores pelo automatismo de Corte por Tensão Zero, donde resultou a interrupção de todos os consumos e a consequente energia não fornecida de 20,8 MWh. Dada a natureza e gravidade do incidente ser de origem externa e entendido como de baixa probabilidade a concessionária da RNT solicitou à ERSE, com base em relatório específico, a sua classificação como evento excecional (o qual foi concedido em janeiro 2017).

15 de março de 2016, devido à explosão do transformador de tensão da fase 8 do painel de linha, a 60kV, Ruivães 1, da subestação de Riba d Ave (SRA) e consequente incêndio, ocorreu um defeito em barras 2 de 60 kV (norte) que começou por ser monofásico, evoluindo para trifásico ao fim de 240 ms e, no mesmo tempo, para defeito difásico com terra na linha Ruivães. Simultaneamente, com a ocorrência do defeito de barras 2 norte de 60 kV dispararam, com falta de seletividade, as proteções diferenciais dos transformadores 3 e 4 de 400/60 kV ligados a barras 2 (sul), cortando os consumos em duas linhas de 60 kV. Estes disparos deveram-se a problemas de eletrificação nos núcleos de proteção dos transformadores de intensidade, identificados e corrigidos após o incidente. Deste incidente resultou a ENF de 8,7 MWh;

26 de maio de 2016, com origem no contornamento da cadeia de isoladores de suporte do tendido da fase 8, localizada entre o disjuntor e o transformador de intensidade nos 150 kV do Transformador 3, com causa não objetivamente identificada, deu-se um defeito monofásico em barras 1 de 150 kV da subestação de Évora, que se encontrava em remodelação. Deste incidente resultou a ENF de 2,3 MWh;

O ano de 2016 apresenta um ligeiro agravamento face aos últimos 5 anos, no que respeita à ENF e ao TIE, mas abaixo do valor médio dos últimos 10 anos. Os restantes indicadores de continuidade de serviço estão em linha com os últimos anos.


9

FREQUÊNCIA DAS INTERRUPÇÕES POR PONTO DE ENTREGA

As 3 interrupções afetaram consumos alimentados por 3 Pontos de Entrega (3,75% do total de PdE). Todas as interrupções afetaram o escalão de 60kV.

Figura 13 – Frequência das Interrupções por Ponto de Entrega

2

1

0

INTERRUPÇÕES PARCIAIS (CAUSA PRÓPRIA)

INTERRUPÇÕES TOTAIS (FORÇA MAIOR)

INTERRUPÇÕES TOTAIS (CAUSA PRÓPRIA)




Valor Padrão (RQS 2013): 3 (MAT) ou 6 (AT) interrupções por ano e Ponto de Entrega.

Como é visível nos gráficos seguintes, o conjunto dos Pontos de Entrega afetados cumpriu os valores-limite estabelecidos no RQS.

S. Évora (SER)S. Riba d’Ave (SRA) S. Vila Fria (SVI)


Valor Padrão (RQS 2013): 45 minutos (MAT) ou 3 horas (AT) por ano e Ponto de Entrega.

DURAÇÃO TOTAL DAS INTERRUPÇÕES POR PONTO DE ENTREGA

Figura 14 – Duração Total das Interrupções por Ponto de Entrega

14

12

10

8

6

4

2

0

Minutos

O tempo de interrupção mais longo ocorreu no PdE da Subestação de Vila Fria (60kV), com 13,4 minutos de interrupção.


10

Valor padrão não previsto no RQS

ENERGIA NÃO FORNECIDA POR PONTO DE ENTREGA

Figura 15 – Energia Não Fornecida por Ponto de Entrega

25

20

15

10

5

0

No Quadro 3 do anexo 2, indica-se o número total de interrupções de serviço verificadas nos últimos quinze anos.

MWh





A situação mais gravosa do ponto de vista de ENF ocorreu no Ponto de Entrega da subestação de Vila Fria, com ENF de 20,8 MWh.


11

ANÁLISE GLOBAL DOS INDICADORES INDIVIDUAISNo gráfico seguinte, assinalam-se todas as interrupções com duração superior a três minutos verificadas entre 2011 e 2016, representadas em função do valor da potência interrompida e da respetiva duração. A curva contínua representa os 10 MWh e a curva a tracejado os 100 MWh.

Verifica-se 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 (1,2 % da ponta de consumo registada em 2016), sendo que 50% destas não atingem os 50 MW.

Outro aspeto importante a salientar, refletindo a adequação da rede de transporte, reside no facto da média anual de Pontos de Entrega, sem interrupção, nos últimos cinco anos, ser de 97,8%. O ano de 2016 confirmou essa tendência, tendo ocorrido apenas três interrupções de duração superior a 3 minutos.

O gráfico da figura seguinte indica, por Ponto de Entrega (ver siglas no Quadro 1 do anexo 2), o número total de interrupções, incluindo as interrupções por causas fortuitas ou de força maior (ocorridas nos anos de 2015 e 2016 nas subestações de Tunes, Alqueva e Vila Fria, respetivamente), com duração superior a três minutos.

Figura 16 – Interrupções nos PdE da RNT

INTERRUPÇÕES NOS PdE DA RNT

500,0

450,0

400,0

350,0

300,0

250,0

200,0

150,0

100,0

50,0

0,01,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00

Potência interrompida (MW)

Duração das Interrupções (horas)

2011 A 2015 2016 10 MWh 100 MWh

2011-201597,8% dos Pontos de Entrega da RNT sem qualquer interrupção (média anual)..

201696,3% dos Pontos de Entrega da RNT sem qualquer interrupção.


12

Da análise do gráfico anterior destaca-se o seguinte:

No último quinquénio, foram afetados 8 Pontos de Entrega por interrupções de serviço, o que relativamente aos 80 PdE em serviço em 2016, corresponde a 10%;

Dos Pontos de Entrega com interrupções de serviço, a maioria (92,5%) 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 25º do RQS [3 (MAT) e 6 (AT) interrupções por ano];

O número máximo de interrupções por Ponto de Entrega foi de duas e ocorreu nos PdE de Alqueva (SAV) e Riba d’Ave (SRA), sendo que uma das interrupções (a de 2015) resultou de um incidente com causa fortuita ou de força maior.

20122013

INTERRUPÇÕES (TINT>3MIN ) POR PONTO DE ENTREGA

2

1

0

SRASAV QGD SPA STN SER SVINVC

2016 2015 2014

Figura 17 – Distribuição das interrupções (longas) por Ponto de Entrega, nos últimos 5 anos


DE SERVIÇO 2016

02QUALIDADE DA

ONDA DE TENSÃO

QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃORELATÓRIO DE QUALIDADE DE SERVIÇO ELETRICIDADE 2016

14

QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃOOs níveis médios das perturbações registadas são reduzidas, cumprindo-se 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 continuada.

O 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 selecionados, das seguintes características:

Distorção harmónica;

Tremulação (flicker);

Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões;

Valor eficaz da tensão;

Cavas de tensão;

Sobretensões;

Frequência.

As características da onda de tensão nos Pontos de Entrega 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 MONITORIZAÇÃOO plano de monitorização elaborado e implementado pela REN, em 2016, contemplou a realização de medições em 73 subestações e pontos de interligação da RNT, com recurso a:

Equipamento fixo (em 73 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 7 unidades de aquisição instaladas rotativamente em diferentes Pontos de Entrega da rede.

A taxa de realização do plano de monitorização foi de 96%. Os poucos casos de desvio ao plano deveram-se anomalias de exploração do sistema, que impediram que o período útil de medição fosse de 52 semanas.

96%Taxa de realização do plano de monitorização


15

PRINCIPAIS RESULTADOS DAS MEDIÇÕES EFETUADAS EM 2016As medições efetuadas, 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 adotados para os parâmetros da qualidade da onda de tensão pelo RQS.

Distorção HarmónicaRelativamente à 5ª harmónica, o RQS estabelece os limites de 3,0% na MAT e 5% na 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 nos Pontos de Entrega de Alto de Mira (5ª Harmónica), Fatela (7ªHarmónica) e Frades (3ªHarmónica). No Douro, Ermidas do Sado, Fogueteiro, Luzianes, Monte Novo - Palma e Quinta do Anjo, foram registadas algumas harmónicas de alta frequência (ordem superior à 21ª harmónica).

Tremulação (Flicker)Os índices de severidade de tremulação de curta duração (Pst) e de longa duração (Plt) devem ser inferiores a 1 em MAT e o índice de severidade de tremulação de longa duração (Plt) deve ser inferior a 1 em AT.

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 Alqueva, Frades, Siderurgia da Maia e Siderurgia do Seixal.

Desequilíbrio de FasesNum período de uma semana, 95% dos valores eficazes médios de dez minutos da componente inversa das tensões não deve ultrapassar 2% da correspondente componente direta.

Nas medições efetuadas, foram detetadas valores de desequilíbrio do sistema trifásico de tensões acima do valor limite somente no PdE de Frades.

Valor Eficaz da TensãoNum período de uma semana, 95% dos valores eficazes médios de dez minutos da tensão de alimentação deve estar compreendido no intervalo de ± 5% da tensão declarada, sem ultrapassar a tensão máxima de serviço das respetivas redes.

O limite admissível de variação do valor eficaz da tensão em relação aos valores de tensão declarada, acordados com a concessionária da rede nacional de distribuição, foi excedido em AT nos Pontos de Entrega de Frades, Santarém, Vila Pouca de Aguiar e Prelada.

Os limites regulamentares foram ultrapassados em MAT nos Pontos de Entrega da Siderurgia do Seixal, Fatela, Gouveia e Mortágua.


16

FrequênciaO RQS permite variações compreendidas num intervalo de ±1% da frequência fundamental (50 Hz).

Os desvios registados foram todos inferiores a 0,36%.

Cavas de tensãoO RQS estabelece os procedimentos para a sua monitorização, mas não especifica limites a respeitar.

No decurso das medições em regime contínuo, foram registadas cavas de tensão nas instalações do quadro seguinte:

60kV 150kV 220kV

Alto Mira Cogeração Sines Douro

Alqueva Ermidas do Sado Fatela

Bodiosa Fogueteiro Gouveia

Canelas Guimarães Mortágua

Castelo Branco Lusosider Siderurgia da Maia

Carregado Lusosider Siderurgia do Seixal

Carriche Monte Novo – Palma

Carrapatelo Neves Corvo

Custóias Pegões

Ermesinde Quinta do Anjo

Estarreja Rodão

Estoi Ruivães

Estremoz

Évora

F. Alentejo

Fafe

Ferro

Fernão Ferro

Fanhões

Falagueira

Feira

Frades

Lavos

M. Cavaleiros

Mogadouro

Mourisca

Oleiros

Pombal

Prelada

Paraímp

Pocinho

Porto Alto

Penela

Portimão

Pereiros

Riba d’Ave


17

Os resultados são apresentados nos gráficos da página seguinte, sendo a totalidade das cavas de tensão representadas com uma agregação temporal de 1 minuto.

A maioria das cavas apresenta uma duração inferior a 200 milisegundos e um afundamento do valor eficaz da tensão até 40%, valores considerados globalmente aceitáveis.

SobretensõesO RQS estabelece os procedimentos para a sua monitorização, mas não especifica limites a respeitar.

Foram registadas sobretensões nas seguintes instalações:

60kV

Alto de Mira

Batalha

Carregado

Custóias

Ermesinde

Fernão Ferro

Frades

Lavos

Pereiros

Rio Maior

Setúbal

Vermoim

60kV 150kV 220kV

Rio Maior

Recarei

Setúbal

Sines

Santarém

Sacavém

Trafaria

Trajouce

Tunes

Tavira

Vila Chã

Valdigem

Vermoim

V. P. de Aguiar

Vila Fria

Valpaços

Zambujal

Zêzere


18

Figura 20 - Cavas de tensão na RNT, nos PdE a 220kV e em pontos de rede próximos dos PdE a 220kV

Figura 18 - Cavas de tensão na RNT, nos PdE a 60kV

CAVAS DE TENSÃO NA RNT (PdE A 60 kV)

Figura 19 - Cavas de tensão na RNT, nos PdE a 150kV e em pontos de rede próximos dos PdE a 150kV

CAVAS DE TENSÃO NA RNT (MEDIÇÕES EFETUADAS EM PdE A 220kV E EM PONTOS DE REDE PRÓXIMOS DOS PdE A 220 kV)

2400

2000

1600

1200

800

400

0

10<t<=200 200 < t <=500 500<t<=1000 1000<t<=5000 5000<t<=60000

180

160

140

120

100

80

60

40

20

0

10<t<=200 200 < t <=500 500<t<=1000 1000<t<=5000 5000<t<=60000

Duração (ms)

90>U>=80 80>U>=70 70>U>=40 40>U>=5 5>UPROFUNDIDADE DA CAVA (% DE Ud)

90>U>=80 80>U>=70 70>U>=40 40>U>=5 5>U

PROFUNDIDADE DA CAVA (% DE Ud)

90>U>=80 80>U>=70 70>U>=40 40>U>=5 5>U

PROFUNDIDADE DA CAVA (% DE Ud)

Nº de cavas

CAVAS DE TENSÃO NA RNT (PdE A 150 kV E EM PONTOS DE REDE PRÓXIMOS DOS PdE A 150kV)

350

300

250

200

150

100

50

0

10<t<=200 200 < t <=500 500<t<=1000 1000<t<=5000 5000<t<=60000Duração (ms)

Duração (ms)

Nº de cavas

Nº de cavas


19

EVOLUÇÃO DA QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃOCom base nos dados obtidos pelo sistema de monitorização da qualidade da onda de tensão, é possível fazer uma análise, ainda que simplificada, da evolução da qualidade da energia nos Pontos de Entrega da RNT, bem como em alguns pontos internos da rede.

De um modo geral, da análise efetuada, pode concluir-se que os níveis médios das perturbações são relativamente baixos em relação aos valores de referência do RQS, o que é um reflexo duma adequada 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), os PdE Siderurgia da Maia (220kV) e Siderurgia do Seixal (220kV) são afetados por perturbações de carácter permanente, com valores que de uma forma geral ultrapassam os limites de referência regulamentares.

Os níveis da tremulação (flicker) na Siderurgia da Maia (220kV) tiveram origem em instalações industriais de clientes MAT alimentados por aquelas subestações.

No gráfico seguinte, apresenta-se a evolução dos valores da tremulação (flicker) de longa duração, nos Pontos de Entrega a 60kV que excedem o limite máximo ou se encontram próximo deste, no período de 2012 a 2016.

Figura 21 – Pontos de Entrega a 60 kV, com tremulação (flicker) mais elevados

Os valores de flicker nos PdE apresentam uma tendência de estabilização ou ligeiro decréscimo (caso das subestações de Sacavém e Ermesinde). Em 2016, o PdE de Frades registou valores elevados (1,56), durante 3 semanas.

Valor limite de referência: Plt <1

PONTOS DE ENTREGA A 60 kV, COM TREMULAÇÃO (FLICKER) MAIS ELEVADOS

1,8

1,6

1,4

1,2

1,0

0,8

0,6

0,4

2012 2013 2014 2015 2016

Plt

RIO MAIOR

CARREGADO

SACAVÉM F. ALENTEJO

ALQUEVAERMESINDE


20

A subestação Ermesinde não foi objeto de monitorização de acordo com plano de monitorização 2013-2014.

O impacto da tremulação (flicker) é muito localizado, conforme referido anteriormente. No entanto, a sua evolução tem merecido por parte da REN um acompanhamento muito atento, de modo a prevenir eventuais perturbações nos consumidores finais. É de notar que, até à data, não houve qualquer reclamação motivada por este 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 em fenómenos com sede nas redes a “jusante” dos Pontos de Entrega.

No gráfico seguinte, apresenta-se a evolução dos valores da 5ª harmónica, referente aos Pontos de Entrega com valores mais elevados medidos no período de 2012 a 2016.

Figura 22 – Pontos de Entrega a 60 kV, com níveis de 5ª harmónica mais elevados

Em 2016, os Pontos de Entrega com teor harmónico mais elevado registaram valores inferiores ao limite de referência, com exceção do caso atípico ocorrido em Alto de Mira e apenas numa fase.

Valor limite de referência: 5 %

PONTOS DE ENTREGA A 60 kV, COM NÍVEIS DE 5ª HARMÓNICA MAIS ELEVADOS

7,0

6,5

6,0

5,5

5,0

4,5

4,0

3,5

3,0

2,5

2,0

1,5

2012 2013 2014 2015 2016

%

ALTO MIRATRAJOUCE ÉVORA ESTOI

A maioria dos Pontos de Entrega com teor harmónico mais elevado (acima de 1,5%) localiza-se predominantemente na zona da Grande Lisboa (STJ – subestação de Trajouce, SAM – subestação de Alto de Mira) e na zona sul do país (SER – subestação de Évora e SET – subestação de Estoi).

Excetuando o caso da subestação de Alto de Mira (apenas numa fase), 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 houve qualquer tipo de reclamação (motivada pelos níveis de 5ª harmónica) por parte dos consumidores finais ligados às redes de distribuição alimentadas por aqueles Pontos de Entrega da RNT.

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 2012 a 2016.


21

PONTOS DE ENTREGA COM INCUMPRIMENTO DOS LIMITES REGULAMENTARES

Ponto de Entrega

Nível de Tensão (kV) 2012 2013 2014 2015 2016

Subestação de

Ermesinde60

Severidade de tremulação

("flicker")- S.M. - -

Subestação do Pocinho

60

Amplitude de tensão e

desequilíbrio numa fase

S.M. - - -

Subestação de Vila

Pouca de Aguiar

60Distorção harmónica

(6ª harmónica)S.M. - -

Amplitude de tensão

Subestação de Frades

60Severidade

de tremulação ("flicker")

S.M.Severidade


-


("flicker"), Amplitude de

tensão, desequilíbrio numa fase, Distorção

harmónica (ordem 3ª harmónica numa fase)

Subestação de Alqueva

60


("flicker") e Distorção

harmónica (ordem superior à 21ª harmónica)

- - -Severidade


Subestação de

Vermoim60

Distorção harmónica

(12ª harmónica)


(12ª harmónica)


(12ª harmónica)- -

Subestação de

Carvoeira60 -


(ordem superior à 21ª harmónica)

S.M. - -

Siderurgia da Maia

220 S.M. S.M.Severidade



("flicker")


("flicker")

Siderurgia do Seixal

220 S.M. S.M.


("flicker") e Amplitude de

tensão


("flicker") e Amplitude

de tensão


("flicker") e Amplitude de tensão

Douro 60 - - - -Distorção harmónica


Ermidas Sado

150 - - - -Distorção harmónica


Luzianes 150 - - - -Distorção harmónica


Subestação de

Santarém60 - - - - Amplitude de tensão

S.M. – SEM MONITORIZAÇÃO, DE ACORDO COM O PLANO DE MONITORIZAÇÃO (A CADA DOIS ANOS).


22

PONTOS DE ENTREGA COM INCUMPRIMENTO DOS LIMITES REGULAMENTARES

Ponto de Entrega

Nível de Tensão (kV) 2012 2013 2014 2015 2016

Quinta do Anjo

150

Distorção harmónica (ordem

superior à 21ª harmónica)







Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica)

Subestação de Alto de

Mira60


5ª harmónica numa fase e 21ª

harmónica)


(21ª harmónica)


(ordem 5ª harmónica numa fase)


(ordem 5ª harmónica numa fase)

Distorção harmónica (ordem 5ª harmónica

numa fase)

Subestação de Rio Maior

60 -Severidade


- - -

Subestação de

Sacavém 60


("flicker" e Distorção harmónica




- - -

Subestação de

Carregado60


("flicker" e Distorção harmónica



("flicker")


("flicker")


("flicker") -

Fatela 220 S.M. S.M.


e Distorção harmónica

(7ª harmónica)


(7ª harmónica)

Distorção harmónica (7ª harmónica) e


Gouveia 220 S.M. S.M.Amplitude de tensão

- Amplitude de tensão

Mortágua 220 S.M. S.M. S.M.Distorção

harmónica (7ª harmónica)


Pegões 150 S.M. S.M.



- -

Lusosider 150 S.M. S.M.



- -

Fogueteiro 150 S.M. S.M.





Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica)

Subestação da Prelada

60 - - - - Amplitude de tensão

Subestação de Sines

60


superior à 21ª harmónica)



- - -

Subestação de Tavira

60 S.M. S.M. S.M.Amplitude de

tensão -

Monte Novo - Palma

150 S.M. S.M. S.M.



Distorção harmónica (ordem superior à

21ª harmónica)

S.M. – SEM MONITORIZAÇÃO, DE ACORDO COM O PLANO DE MONITORIZAÇÃO (A CADA DOIS ANOS).


DE SERVIÇO 2016

03DISPONIBILIDADE

DISPONIBILIDADERELATÓRIO DE QUALIDADE DE SERVIÇO ELETRICIDADE 2016

24

DISPONIBILIDADEA Taxa Combinada de Disponibilidade registou o valor de 98,33%, valor acima do nível de indiferença fixado pela entidade reguladora (97,5%).

No quadro regulatório em vigor e com o objetivo de promover a fiabilidade da rede de transporte, a Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) introduziu um mecanismo de incentivo ao aumento da disponibilidade dos elementos da RNT, enquanto fator determinante para a qualidade de serviço associada ao desempenho da rede. Assim, a REN 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 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 autotransformadores (incluindo-se em ambos os casos as indisponibilidades dos painéis associados a cada elemento de rede).

Em 2016, a Taxa Combinada de Disponibilidade foi de 98,33%, valor marginalmente inferior ao verificado em 2015 (98,44%).

O valor deste indicador determina a atribuição de um incentivo ou de uma penalidade económica para a concessionária da RNT, conforme se situe, respetivamente, acima ou abaixo do nível de indiferença que foi fixado em 97,5%. No período regulatório 2015-2017, este incentivo económico tem valor nulo.

98,33%Taxa Combinada de Disponibilidade

Figura 23 – Incentivo ao aumento da disponibilidade

INCENTIVO AO AUMENTO DA DISPONIBILIDADE

0

INCENTIVO MÁX.

PENALIDADEMAX.

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

2016 (98,33%)

99,0%

Tcd

97,5%

MECANISMO DE INCENTIVO AO AUMENTO DA DISPONIBILIDADE DOS ELEMENTOS DA RNT

DISPONIBILIDADERELATÓRIO DE QUALIDADE DE SERVIÇO ELETRICIDADE 2016

25

A maioria das indisponibilidades é do tipo planeado e, por isso, sem consequências relevantes para a exploração da rede, estando também, maioritariamente, associadas a trabalhos relacionados com novos investimentos na rede e programas de remodelação de instalações mais antigas.

A figura seguinte apresenta a evolução anual deste indicador desde 2012. A evolução positiva registada pelo indicador, é indicativa da consolidação de uma adequada coordenação e programação dos trabalhos efetuados.

EVOLUÇÃO DA TAXA COMBINADA DE DISPONIBILIDADE

2012 2013 2014 2015 2016

100%

99%

98%

97%

96%

95%

Figura 24 – Evolução da Taxa Combinada de Disponibilidade

VALOR DE REFERÊNCIA

ERSE

26

PÁGINA INTENCIONALMENTE DEIXADA EM BRANCO


DE SERVIÇO 2016

04RELACIONAMENTO

COMERCIAL.AUDITORIAS

RELACIONAMENTO COMERCIALAUDITORIAS

RELATÓRIO DE QUALIDADE DE SERVIÇO ELETRICIDADE 2016

28

RELACIONAMENTO COMERCIAL. AUDITORIASO nível de desempenho da RNT na ótica da continuidade de serviço e da qualidade da onda de tensão tem-se refletido no reduzido número de reclamações recebidas. Em 2016, ocorreu uma reclamação de cariz técnico.

RELACIONAMENTO COMERCIAL. RECLAMAÇÕES A adequada qualidade da onda de tensão tem-se refletido no reduzido número de reclamações de consumidores. Em 2016, ocorreu uma reclamação de natureza técnica, por interrupção da tensão de alimentação (ver Quadro 3 do anexo 3). 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.

A esfera de relacionamento comercial e contratual da REN estende-se, em função da regulamentação e legislação em vigor desde 2010, a diversos agentes do setor elétrico, nomeadamente:

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 elétrica 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 receção de energia reativa 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 ativa 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.

Durante o ano de 2016, verificaram-se 142 solicitações de cariz comercial (reclamações e pedidos de informação), por parte de entidades externas. A totalidade das solicitações obteve resposta por parte da REN. Da totalidade das solicitações, um dos pedidos de informação foi respondido em 2017. O quadro seguinte sumariza o número de ocorrências registadas e os respetivos tempos de resposta.

Em 2016 ocorreu uma reclamação de natureza técnica que, após apreciação foi considerada sem fundamento, por não haver incumprimento do Regulamento da Qualidade de Serviço.

Nº Registos Soma dos tempos de resposta (dias úteis)

Tempo médio de resposta (dias uteis)

Reclamações 63 278 4

Pedidos de informação 79 256 3

RELACIONAMENTO COMERCIALAUDITORIAS


29

AUDITORIAS O RQS prevê que a concessionária da RNT promova, de dois em dois anos, a realização de uma auditoria, por uma entidade externa 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.

Entre os meses de setembro e outubro de 2016 decorreu a auditoria referente aos anos de 2014 e 2015, realizada pela DNV GL (entidade auditora selecionada após processo de aquisição de serviços acompanhado e validado pela ERSE). Nesta auditoria que incluiu o acompanhamento e participação dos elementos da ERSE, e conforme consta do respetivo relatório enviado à ERSE, foram identificadas três não conformidades e treze oportunidades de melhoria. Para dar resposta a este conjunto de constatações, foi elaborado um plano de ações enviado à ERSE em dezembro de 2016, o qual foi já apreciado pela ERSE e se encontra em execução.

30



DE SERVIÇO 2016

05COMPORTAMENTO

DA REDE DE TRANSPORTE E DOS

SEUS EQUIPAMENTOS E SISTEMAS

COMPORTAMENTO DA REDE DE TRANSPORTE E DOS SEUS EQUIPAMENTOS E SISTEMAS


32

COMPORTAMENTO DA REDE DE TRANSPORTE E DOS SEUS EQUIPAMENTOS E SISTEMASEm 2016, o número de incidentes reduziu-se em 44% face a 2015. Apesar de alguns indicadores terem registado um decréscimo, outros apresentaram os melhores valores de sempre. Globalmente, o comportamento da RNT pode considerar-se positivo.

IncidentesEm 2016, ocorreram 183 incidentes com impacto na RNT, mais 47 do que em 2015, dos quais 161 tiveram origem na rede de Muito Alta Tensão (MAT), 11 na rede de Alta Tensão (AT) da RNT e 11 em outras redes.

Rede MAT

Rede AT Redes externas à RNTCom

repercussão MAT

Sem repercussão

MAT

Com repercussão

MAT

Com repercussão

AT-ENFTOTAL

161 2 9 11 0 183

EVOLUÇÃO DO NÚMERO DE INCIDENTES

REDE MAT REDE AT REDES EXTERNAS À RNT

300

250

200

150

100

50

0

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Nº DE INCIDENTES

Figura 25 - Evolução do número de incidentes

Do total de incidentes (183), seis (3,3%) tiveram impacto no abastecimento de energia elétrica, tendo 3 deles provocado 3 interrupções de duração superior a 3 minutos e que, por isso, são contabilizadas nos indicadores de continuidade de serviço, conforme estabelece o RQS. Essas interrupções de duração superior a 3 minutos originaram uma ENF de 31,8 MWh.

Tendo em consideração 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.

1,7 Número de defeitos por 100 km de circuito (Linhas)

0,04Taxa média de falhas com retirada imediata de serviço (T. Potência)

0,0071/disjuntorTaxa média de falhas maiores (Disjuntores)

99,7%Sistemas de Proteção (Dependabilidade)

99,0%Sistemas de Proteção (Segurança)

98,8%Tempo de atuação (Probabilidade atuação <= 150 ms)

1,36/sistemaS.Comando e Controlo (Taxa de falhas maiores)



33

Em 2016, ocorreu 1 incidente com ENF superior a 10 MWh e com interrupção superior a 3 minutos:

9 de agosto de 2016, devido a incêndio rural de longa duração nas freguesias de Barroselas e Carvoeiro concelho de Viana do Castelo, desenvolvendo-se numa área que inclui as faixas das 3 linhas de Muito Alta Tensão ligadas à subestação de Vila Fria. Numa primeira fase, a linha Pedralva – Vila Fria 2 foi sede de 3 curto-circuitos e consequentes disparos, num intervalo de 2 minutos, tendo ficado indisponível para ronda. Cerca de 22 minutos mais tarde, o mesmo incêndio atinge as linhas Oleiros – Vila Fria 1 e 2, provocando 3 curto-circuitos, num intervalo de 1 minuto, e consequentes disparos das duas linhas, o que levou à declaração de tensão zero na subestação de Vila Fria e à respetiva abertura de todos os disjuntores pelo automatismo de Corte por Tensão Zero, resultando a interrupção de todos os consumos e a consequente ENF de 20,8 MWh. Dada a natureza e gravidade do incidente, a concessionária da RNT solicitou à ERSE, com base em relatório específico, a sua classificação como evento excecional.

Segue-se uma descrição dos restantes incidentes que tiveram impacto no abastecimento de energia elétrica. Os dois primeiros, com interrupções superiores a 3 minutos, a que correspondem 11 MWh de energia não fornecida, e os outros 2 com interrupções inferiores ou iguais a 3 minutos, a que correspondem 2,3 MWh de energia não fornecida.

15 de março de 2016, devido à explosão do transformador de tensão da fase 8 do painel de linha 624 (Ruivães 1) da subestação de Riba d Ave (SRA) e consequente incêndio, ocorreu um defeito no barramento 2 de 60 kV que começou por ser monofásico, evoluindo para trifásico ao fim de 240 ms e, no mesmo tempo, para defeito difásico com terra na linha Ruivães. Estando a proteção diferencial do barramento 2 de 60 kV fora de serviço, por fisicamente não poder suportar todos os painéis da barra e, não ser ampliável, o defeito só podia ser eliminado pelo disparo das proteções de máximo de intensidade dos 4 transformadores ligados ao barramento de 60 kV no tempo operacional de 2,5 segundos. Contudo, e uma vez que o defeito do barramento evoluiu para defeito de linha e o disjuntor do painel se encontra a montante destes defeitos os mesmos poderiam ter sido eliminados pelo disparo da proteção de distância ao fim de 240 ms se o TT que fornece a medida de tensão à proteção não tivesse explodido. Assim, os defeitos vieram a ser eliminados em cerca de 2 segundos pelo disparo da função de máximo de intensidade do painel de linha Ruivães, interrompendo os respetivos consumos. Simultaneamente com a ocorrência do defeito do barramento 2 norte de 60 kV dispararam, com falta de seletividade, as proteções diferenciais dos transformadores 3 e 4 de 400/60 kV ligados ao barramento 2 Sul, cortando os consumos em duas linhas de 60 kV. Estes disparos deveram-se a problemas de eletrificação nos núcleos de proteção dos transformadores de intensidade, identificados e corrigidos após o incidente. Deste incidente resultou a ENF de 8,7 MWh.

26 de maio de 2016, com origem no contornamento da cadeia de isoladores de suporte do tendido da fase 8, localizada entre o disjuntor e o transformador de intensidade nos 150 kV do transformador 3, com causa não objetivamente identificada, deu-se um defeito monofásico (fase 8) no barramento 1 de 150 kV da subestação de Évora que se encontrava em remodelação. Como não existia proteção diferencial de barras em Évora, o defeito só podia ser eliminado pelo disparo remoto das proteções de distância,



34

em 2.º escalão, das linhas ligadas ao barramento de 150 kV, o que veio a acontecer ao fim de 400 ms, provocando a interrupção de consumos no Ponto de Entrega da subestação de Évora, resultando a ENF de 2,3 MWh.

30 de janeiro de 2016, devido a infiltração de água na caixa de ligação da válvula de descompressão do transformador 4 de 150/130 kV da subestação de Pedralva, esta elaborou disparo ao transformador, retirando-o de serviço e à linha Pedralva - Lindoso que se encontra ligada em série com o mesmo, resultando a interrupção do Ponto de Entrega de Pedralva e a ENF de 1,3 MWh.

10 de maio de 2016, com origem em descargas atmosféricas a linha Bodiosa - Fornelos do Monte foi sede de um defeito bifásico com evolução para trifásico, levando ao disparo instantâneo das duas proteções de distância do respetivo painel. Cerca de 70 ms depois, os disjuntores dos polos 0 e 8 já se encontravam abertos e os defeitos eliminados nessa fase. Contudo, a fase 4 ainda continuava com corrente levando à atuação, da proteção, falha de disjuntor que retirou de serviço todos os painéis ligados ao barramento 1 de 60 kV e à interrupção de consumos nesse Ponto de Entrega, resultando, daí, a ENF de 1,0 MWh.

Para além destes cinco incidentes, ocorreu ainda um sexto, nas linhas de Chafariz – Ferro 1/2 para Sobral, mas com ENF nula.

Todos estes incidentes que originaram interrupções, bem como outros relevantes para acautelar situações futuras, foram objeto de análise por parte do Grupo de Análise de Incidentes da REN. Este Grupo, constituído por especialistas internos em diversos domínios, analisa as causas dos incidentes e, se for o caso, produz recomendações, abrangendo as diversas áreas técnicas da concessionária da RNT, para a elaboração de estudos e/ou implementação de medidas que se têm refletido positivamente na Qualidade de Serviço.

Incidentes com repercussão na rede MATEm 2016, os incidentes com repercussão na rede MAT totalizaram 174 (mais 43,8% do que em 2015), cuja distribuição, consoante a origem, é indicada no gráfico seguinte.

DISTRIBUIÇÃO PERCENTUAL DA ORIGEM DOS INCIDENTES COM REPERCUSSÃO NA REDE MAT

Figura 26 - Origem dos incidentes com repercussão na rede MAT

REDE AT DA RENRNT REDES EXTERNAS À RNT

2 (1,2%)11 (6,3%)

161 (92,5%)



35

A distribuição dos incidentes por elemento de rede e causas é apresentada nos dois gráficos seguintes (ver, também, Quadro 2 do anexo 5, onde se indicam as entidades responsáveis pelas redes externas).

ORIGEM DOS INCIDENTES COM REPERCUSSÃO NA REDE MAT

SISTEMA PRIMÁRIO DA RNT

SISTEMAS AUXILIARES DA RNT

F(%) - FREQUÊNCIA ACUMULADA

SISTEMAS EXTERIORES À RNT

60

50

40

30

20

10

0

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

L220 L150 TRF+ATR BARRL400

Nº DE INCIDENTES F(%)

Exteriorà MAT

Figura 27 - Origem dos incidentes com repercussão na rede MAT

Como é habitual, a maioria dos incidentes com origem nos sistemas (primárias e auxiliares) da RNT afetou as linhas (87%), que representa 80,5% dos incidentes com repercussão na RNT.

Dos incidentes com origem externa à rede MAT (13), 84,6% ocorreram em redes não concessionadas à REN.

60

50

40

30

20

10

0

Nº DE INCIDENTES

CAUSA DOS INCIDENTES COM REPERCUSSÃO NA REDE MAT

Figura 28 - Causa dos incidentes com repercussão na rede MAT

Em 2016, houve mais 43,8% incidentes com repercussão na rede MAT do que em 2015. As 3 causas mais frequentes, pela ordem que se segue, foram as principais responsáveis pelo aumento verificado: aves (mais 104%); fatores atmosféricos (mais 37,9%) e incêndios (175%).

Fatoresatmosféricos

Aves Incêndios Def. deEquip./

Sistemas

Desconh. Erros Hum.Diretos

Outras Exterior à MAT

L150 - LINHAS A 150 kV

L400 - LINHAS A 400 kV

L220 - LINHAS A 220 kV BARR - BARRAMENTOS

ATR+TRF+BC+RS.

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



36

LINHAS

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

Em 2016, registaram-se 140 incidentes nas linhas (mais 59,1% do que em 2015), afetando os diversos níveis de tensão (ver gráfico seguinte com a sua distribuição).

DISTRIBUIÇÃO DOS INCIDENTES EM LINHAS POR NÍVEL DE TENSÃO

Figura 29 - Incidentes em linhas, por nível de tensão

150kV 220kV 400kV

37,1%37,1%

25,8%

Os principais grupos de causas dos incidentes em linhas foram a ação ambiental com 52,9% (sendo 36,4% devido a aves e 15,7% a incêndios) e a ação atmosférica com 30,0% (sendo 28,6% devido a descargas atmosféricas).

DISTRIBUIÇÃO DAS CAUSAS DOS INCIDENTES EM LINHAS

Figura 30 - Distribuição das causas dos incidentes em linhas

AÇÃO AMBIENTAL: INCÊNDIOS

AÇÃO ATMOSFÉRICA: DESCARGAS ATMOSFÉRICAS

AÇÃO ATMOSFÉRICA: INUNDAÇÃO E NEVOEIRO

AÇÃO AMBIENTAL: AVES

OUTRAS CAUSAS

28,57%18,57%

15,71%

36,43%

1,43%



37

Em 2016, ocorreram 140 incidentes com origem em linhas, o que representa um acréscimo significativo relativamente a 2015 (59,1%). Contudo este é um número em linha com os últimos anos, tendo presente que 2015 foi, de facto, um ano com um número de incidentes muito baixo. Para além deste aspeto, o número de 140 incidentes com origem em linhas está ainda abaixo da média dos últimos 10 anos (156 incidentes).

As aves foram, em 2016, a principal causa de incidentes nas linhas (51), mais 26 do que em 2015, mas ainda assim, só ligeiramente acima da média dos últimos anos.

O número de incidentes causados por descargas atmosféricas foi de 40, mais elevado do que em 2015 (29), mas só em 2008 é que foi mais baixo (28).

Quanto à causa incêndios, foram registados 22 incidentes (32 defeitos), nível superior ao registado em 2015 e 2014, (8 e 1, respectivamente e ligeiramente acima da média dos últimos anos).

Regista-se o facto de, em 2016, não ter havido qualquer incidente com origem em ações do vento.

NÚMERO DE INCÊNDIOS, ÁREA ARDIDA E NÚMERO DE DEFEITOS EM LINHAS DA RNT DEVIDO A INCÊNDIOS

30

25

20

15

10

5

0

180

160

140

120

100

80

60

40

20

0

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Nº DE INCÊNDIOSÁREA ARDIDA (1000ha);

N.º DEFEITOS RNT

3

33

20

15

26

87

18 16

74

25

21

110

3223

1

16

13

160

32

64

820

7

152

19

15

22

133

182

INCÊNDIOS ÁREA ARDIDA (1000HA) DEFEITOS EM LINHAS

Figura 31 - Número de incêndios, área ardida e número de defeitos em linhas da RNT devido a incêndios Apesar do número de incêndios registados ter sido ligeiramente inferior a 2015, a área ardida teve um aumento significativo, o que é revelador da escala dos eventos ocorridos. O número de defeitos devido a incêndios aumentou assim de forma significativa face a 2015.

NOTA: O número de incêndios e área ardida de 2016 apenas contempla dados até 15 Out.Fonte: Instituto de Conservação da Natureza e Florestas – ICNF

Interrupções permanecentesComo consequência dos incidentes com origem em linhas, registaram-se 210 interrupções fortuitas (119 em 2015) nos diversos circuitos de rede, das quais 80 (45 em 2015) tiveram um tempo de interrupção igual ou superior a 1 minuto (interrupções permanecentes). O tempo total das interrupções permanecentes registou um valor muito acima do registado em anos anteriores, devido à indisponibilidade provocada por um incidente na central de Miranda, com causa não imputável à concessionária da RNT.



38

120

100

80

60

40

20

0

Média

20162007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

20162007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

DURAÇÃO DAS INTERRUPÇÕES PERMANECENTES (HORAS)

6 000

5 000

4 000

3 000

2 000

1 000

0

Figura 33 - Duração das interrupções permanecentes (horas)

A duração das interrupções permanecentes registou um valor muito superior à média dos últimos 10 anos devido a uma indisponibilidade da linha Miranda – Picote 2 (220kV), provocado por um incidente na central de Miranda (externo à RNT) e que teve uma duração de 6 meses e meio.

Média

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.

NÚMERO DE INTERRUPÇÕES PERMANECENTES (> 1 MINUTO)

Figura 32 - Número de interrupções permanecentes (> 1 minuto) O valor registado em 2016 situou-se em linha com o verificado nos últimos anos, tendo ficado ligeiramente abaixo da média dos últimos 10 anos.

A este conjunto de interrupções permanecentes, correspondeu um tempo total de interrupção de 260 horas. Para mais informação consultar o Quadro 7 do anexo 5.

OUTROS INDISPONIBILIDADE DA LINHA MIRANDA - PICOTE 2



39

EVOLUÇÃO DO NÚMERO DE DEFEITOS COM ORIGEM EM LINHAS AÉREAS DA RNT POR 100 km DE CIRCUITO

4,0

3,5

3,0

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0,0

Nº DE DEFEITOS POR 100 km DE CIRCUITO

L 400kV L 220kV L 150kV ÍNDICE GLOBAL REDE DE MAT

Figura 34 - Evolução do número de defeitos com origem em linhas aéreas da RNT por 100 km de circuito

Em 2016, o número de defeitos por 100 km de circuito foi de 1,7 a que corresponde um aumento de 70%. Em termos absolutos ocorreram mais 62 do que no ano anterior.Embora o número de defeitos ocorridos em 2016 tenha sido de 149, ainda se situou claramente abaixo da média dos últimos 10 anos (169).

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

EVOLUÇÃO DO NÚMERO DE DEFEITOS COM ORIGEM EM LINHAS DA RNT POR 100 km DE CIRCUITO (DISTRIBUIÇÃO POR CAUSAS)

2,0

1,5

1,0

0,5

0,0

Nº DE DEFEITOS POR100 km DE CIRCUITO

INCÊNDIOS

NEVOEIRO/NEBLINA OU POLUIÇÃO

OUTROS (S/VENTO E S/ÁRVORES)

CEGONHAS

OUTROS

DESCARGAS ATMOSFÉRICAS

DESCONHECIDOS

Figura 35 - Evolução do número de defeitos com origem em linhas da RNT por 100 km de circuito (distribuição por causas)

As descargas atmosféricas continuam a representar a principal causa de defeitos na RNT, apesar do aumento verificado nas restantes causas principais (cegonhas e incêndios).

20162007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

20162007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

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



40

As três causas principais (descargas atmosféricas, cegonhas e incêndios) registaram agravamentos face a 2015 (66%, 100% e 75%, respetivamente). Apesar do agravamento verificado, os resultados podem considerar-se positivos face ao verificado em anos anteriores.

DisponibilidadeA taxa de disponibilidade média global dos circuitos de linha, incluindo os painéis terminais, foi de 98,62% (98,67% em 2015). Considerando apenas as indisponibilidades devidas a falhas e as associadas à manutenção programada, o valor sobe para 99,63%, em linha com o verificado em 2015 (99,61%). Os gráficos seguintes mostram a evolução de ambas as taxas nos últimos anos.

TAXA DE DISPONIBILIDADE GLOBAL DE LINHAS

100,0

99,0

98,0

97,0

96,0

95,0

Figura 36 - Taxa de Disponibilidade Global de linhas A taxa de disponibilidade média global, incluindo os painéis terminais, registou, em 2016, um valor ligeiramente inferior ao obtido no ano anterior, mas superior à média dos últimos dez anos. No cálculo deste indicador, estão incluídas todas as indisponibilidades com duração superior a 1 hora, com exceção das solicitadas por entidades externas.

Média

[%]

TAXA DE DISPONIBILIDADE DE LINHAS ASSOCIADA À MANUTENÇÃO

100,0

99,0

98,0

97,0

96,0

95,0

Figura 37 - Taxa de Disponibilidade Associada à Manutenção, em linhas A taxa de disponibilidade de circuitos de linha, associada a trabalhos exclusivamente de manutenção atingiu, em 2016, o valor de 99,63%, valor equivalente ao obtido no ano anterior.

[%]

Média

20162007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

20162007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015



41

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.

SUBESTAÇÕESEm 2016, registaram-se 766 avarias no conjunto dos equipamentos de Alta e de Muito Alta Tensão e nos sistemas de protecção, automação, controlo e monitorização, o que representa um aumento de 18% relativamente a 2015.

Ainda em comparação com 2015, em 2016, verificou-se um aumento do número de avarias em todos os equipamentos com exceção dos sistemas de comando e controlo e dos serviços auxiliares. Os sistemas de comando e controlo, apesar de apresentarem uma ligeira descida de 3,4%, continuam a ser a classe de ativos com a maior incidência de avarias (35,5% do total).

Em 2016, registaram-se 22 casos (12 em 2015), atribuídos a deficiências nos equipamentos e sistemas em serviço nas subestações (Quadro 4 – anexo 5).

TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA

Avarias e Taxas de FalhasDas 84 avarias (mais 44 do que em 2015) verificadas nos transformadores de potência e/ou acessórios, 47 exigiram que as reparações fossem efetuadas com as máquinas fora-de-serviço. Deste conjunto, 8 deram origem a indisponibilidades imediatas. Em consequência, as taxas de falhas com indisponibilidade imediata e total foram, respetivamente, de 0,0400 e 0,1950.

Nº DE AVARIAS EM EQUIPAMENTOS DE SUBESTAÇÕES

360

320

280

240

200

160

120

80

40

0

S. Comando e Controlo

S. Aux. Disjuntores Seccionad. T. Potência T.Medição BateriasCond.

OutrosEquip.

Figura 38 - Avarias em equipamentos de subestações

2012 2013 2014 2015 2016



42

0,25

0,20

0,15

0,10

0,05

0,00

Figura 39 - Taxa de Falhas em Transformadores de Potência As taxas de falhas em transformadores de potência registaram agravamentos, face a 2015. O valor anual global situou-se, em 2016, nas 24 falhas por cada 100 máquinas (12 em 2015).

FALHAS / EQUIPAMENTO

C/INDISPONIBILIDADE IMEDIATA S/INDISPONIBILIDADE IMEDIATA

Das oito falhas com indisponibilidade imediata, em 2016, sete foram causadoras de incidente na rede. As máquinas afetadas foram as seguintes:

Transformador 1 (400/60kV) da subestação de Alto de Mira;

Transformador 4 (150/130kV) da subestação de Pedralva;

Transformador 1 (220/60kV) da subestação de Prelada;

Autotransformador 2 (400/150kV) da subestação de Pedralva;

Autotransformador 5 (400/150kV) da subestação de Falagueira;

Transformador 3 (220/60kV) da subestação de Trajouce;

Transformador 1 (220/60kV) da subestação de Custóias.

A maioria das avarias ocorreu ao nível das proteções próprias, tendo as máquinas regressado ao serviço num curto período de tempo.

DisponibilidadeA taxa de disponibilidade total dos transformadores de potência, incluindo os respetivos painéis terminais, foi de 97,45%, valor ligeiramente inferior ao obtido em 2015 (97,76%). A taxa de disponibilidade global por manutenção, que inclui as indisponibilidades por falhas e as associadas à manutenção preventiva, situou-se em 99,37%, valor superior ao verificado no ano anterior e marginalmente à média dos últimos 10 anos.

20162007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

TAXA DE FALHAS EM TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA



43

100,0

99,0

98,0

97,0

96,0

95,0

Figura 40 - Taxa de disponibilidade média global de transformadores A taxa de disponibilidade média global de transformadores de potência, incluindo painéis terminais, foi em 2016 de 97,45%, valor inferior ao registado em 2015 e à média dos últimos 10 anos.

(%)

Média

20162007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

20162007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

TAXA DE DISPONIBILIDADE DE TRANSFORMADORES ASSOCIADA À MANUTENÇÃO

TAXA DE DISPONIBILIDADE GLOBAL DE TRANSFORMADORES

100,0

99,0

98,0

97,0

96,0

95,0

Figura 41 - Taxa de Disponibilidade Associada à Manutenção A taxa de disponibilidade de transformadores de potência associada a trabalhos exclusivamente de manutenção foi, em 2016, de 99,37 %, valor superior a 2015.

(%)

Média

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.

DisjuntoresDas 86 avarias (mais 37 que em 2015) ocorridas nos disjuntores, 10 foram consideradas falhas maiores, 59 falhas menores e as restantes 17 do tipo “defeito”. Em consequência, as taxas de falhas maiores e menores foram, em 2016, respetivamente, 0,0071 e 0,0422.



44

TAXA DE FALHAS EM DISJUNTORES

0,12

0,08

0,04

0,00

Figura 42 - Taxa de Falhas em Disjuntores Em 2016, a taxa de falhas global, correspondente ao conjunto das falhas maiores e falhas menores, foi de 4,9 falhas por 100 disjuntores.

FALHAS / DISJUNTOR

FALHAS MAIORES FALHAS MENORES

À semelhança das taxas de falhas em transformadores, também as taxas de falhas em disjuntores registaram agravamentos face a 2015, tendo a taxa de falhas maiores sido a mais significativa (aumento de 144,8%). As falhas maiores ocorreram em diversos tipos de disjuntores, tendo afetado todos os níveis de tensão. A este respeito refira-se que está em curso um programa de remodelação e melhoria operacional das unidades mais criticas.

20162007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

20162007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Das dez falhas maiores, oito deram origem a incidentes na rede. Do conjunto das falhas menores, a maioria (42%) deveu-se a fugas de hexafluoreto de enxofre (SF6), tendo 24% origem em fugas de óleo localizadas a nível dos macacos e de diversos componentes dos comandos.

TAXA DE FUGAS DE SF6

0,20

0,10

0,00

(%)

Média

Figura 43 - Taxa de fugas de SF6 A taxa de fugas de SF6 atingiu em 2016 um valor semelhante ao verificado em 2015, valor no entanto inferior à média dos últimos 10 anos. A maioria das fugas ocorreu em compartimentos Gas Insulated Switchgear (GIS) das subestações do Picote e da Batalha.



45

SECCIONADORES, DESCARREGADORES DE SOBRETENSÃO E TRANSFORMADORES DE MEDIÇÃOAs figuras seguintes mostram a evolução das taxas de avaria dos seccionadores, descarregadores de sobretensão e transformadores de medição.

TAXA DE AVARIAS EM SECCIONADORES

0,020

0,016

0,012

0,008

0,004

0,000

Figura 44 - Taxa de avarias em Seccionadores A taxa de avarias em seccionadores registou em 2016 um agravamento significativo face ao 2015 e à média dos últimos 10 anos (1,8 avarias por cada 100 seccionadores).

Média

20162007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

TAXA DE AVARIAS EM DESCARREGADORES DE SOBRETENSÃO

0,005

0,004

0,003

0,002

0,001

0,000

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Figura 45 - Taxa de Avarias em Descarregadores de Sobretensão Após uma sequência de três anos sem qualquer registo, em 2016 ocorreu uma avaria num descarregador de sobretensão. A taxa de avarias neste tipo de equipamento tem vindo a manter, ao longo dos anos, valores praticamente residuais.

Média



46

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

TAXA DE AVARIAS EM TRANSFORMADORES DE MEDIÇÃO

0,008

0,006

0,004

0,002

0,000

Figura 46 - Taxa de Avarias em Transformadores de Medição A taxa de avarias em transformadores de medição registou um ligeiro aumento face ao ano anterior (19%). O valor registado, em 2016, foi ligeiramente acima da média dos últimos dez anos.

Média

SISTEMAS DE PROTEÇÃO

Principais IndicadoresCada sistema de proteção engloba diversas funções de proteção cujo eventual mau funcionamento isolado não implica, necessariamente, um comportamento incorreto do sistema no seu todo.

No caso concreto do sistema de proteção de uma linha, por exemplo, o seu comportamento é considerado correto se os comportamentos ao nível de cada extremo forem corretos, independentemente do eventual mau funcionamento de alguma função de proteção.

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

Dependabilidade (D) - mede a probabilidade de uma função de proteção não ter uma falha de atuação;

Segurança (S) - mede a capacidade de uma função de proteção não atuar indesejadamente, ou seja, não atuar intempestivamente ou de forma não seletiva;

Fiabilidade (F) - mede a capacidade de uma função de proteção não ter falhas de atuação nem atuações não seletivas ou intempestivas;

2016 2015

Dependabilidade (%) 99,7 98,5Segurança (%) 99,0 96,7Fiabilidade (%) 98,1 94,7



47

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

Eficácia (E) – mede a capacidade de um sistema de proteção ter um comportamento correto, isto é, ter uma atuação seletiva e rápida;

Índice do Tempo de Atuação dos Sistemas de Proteção – O indicador relativo ao tempo operacional dos sistemas de proteção é medido pela probabilidade dos sistemas de proteção atuarem num tempo igual ou inferior a 150 ms.

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

2016 2015

Eficácia (%) 96,7 89,3Índice do tempo de atuação (%) 98,8 94,6

Figura 47 - Dependabilidade das funções de proteção

Em 2016, foram identificadas 2 falhas de atuação das funções de proteção, mas apenas uma interferiu no bom funcionamento dos sistemas de proteção.

O indicador situou-se em 99,7%, cinco décimas acima do valor médio dos últimos 10 anos.

DEPENDABILIDADE DAS FUNÇÕES DE PROTEÇÃO

100,0

99,5

99,0

98,5

98,0

97,5

97,0

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Média

(%)



48

SEGURANÇA DAS FUNÇÕES DE PROTEÇÃO

100

99

98

97

96

95

94

2007

2007

2008

2008

2009

2009

2010

2010

2011

2011

2012

2012

2013

2013

2014

2014

2015 2016

2015 2016

Figura 48 - Segurança das funções de proteção Das 589 funções de proteção que atuaram ou deviam ter atuado (mais 259 do que em 2015) 1 foi intempestiva e 5 com falta de seletividade. Este indicador obteve o valor de 99%, o melhor de sempre e 1,6% acima da média dos últimos 10 anos.

Média

(%)

FIABILIDADE DAS FUNÇÕES DE PROTEÇÃO

100

98

96

94

92

90

Figura 49 - Fiabilidade das funções de proteção Em 2016, este indicador obteve o melhor valor de sempre, 98,1%, e situou-se 3% acima da média dos últimos 10 anos.

Média

(%)



49

Figura 50 - Eficácia dos sistemas de proteção Das 180 atuações dos sistemas de proteção (mais 77 do que em 2015), 174 foram corretas e 6 incorretas, o que corresponde a uma eficácia dos sistemas de proteção de 96,7% (6,2% acima da média dos últimos 10 anos e o melhor valor de sempre).

EFICÁCIA DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO

100

95

90

85

80

75

70

2007

2007

2008

2008

2009

2009

2010

2010

2011

2011

2012

2012

2013

2013

2014

2014

2015 2016

2015 2016

Média

(%)

PROBABILIDADE DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO ATUAREM NUM TEMPO IGUAL OU INFERIOR A 150 ms.

Figura 51 - Probabilidade dos sistemas de proteção atuarem num tempo igual ou inferior a 150 ms. Este indicador obteve em 2016 o melhor valor de sempre, 98,8%, e situou-se 3,7% acima da média dos últimos 10 anos.

100

95

90

85

80

75

70

Média

(%)

ANÁLISE COMPORTAMENTAL

Comportamentos incorretos e causas. Eficácia dos Sistemas de Proteção.Em 2016, ocorreram 178 situações que determinaram a atuação dos sistemas de proteção (169 na RNT, 4 na zona da Red Electrica de España na interligação a 400kV de Cartelle, 4 em centros produtores ligados à RNT através dos 220kV e 1 num centro produtor eólico ligado a 150kV), das quais, 174 foram corretas e 4 incorretas (2,2% do total).



50

Além das 178 atuações referidas anteriormente, houve mais 2 atuações incorretas (1 devido a disparo intempestivo por avaria da proteção e 1 por disparo com falta de seletividade para defeito de barras de 60kV).

Em 2016, o indicador global da Eficácia dos sistemas de proteção foi de 96,7% e o melhor de sempre, tendo os níveis de tensão de 400kV, 220kV e 150kV obtido os valores de 94,8%, 96,3% e 98,5%, respetivamente. Este indicador situou-se 6,2% acima da média dos últimos 10 anos.

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

Grau de Seletividade dos Sistemas de ProteçãoDas 178 vezes em que sistemas de protecção foram chamadas a atuar face a defeitos, três (1,1%) foram não seletivas, isto é, os sistemas de proteção não promoveram apenas a abertura dos disjuntores estritamente necessários à eliminação dessas perturbações.

O Quadro 14 (anexo 5) mostra, por nível de tensão, o número de atuações seletivas e não seletivas dos sistemas de proteção da RNT e os respetivos graus de seletividade.

No gráfico seguinte, apresenta-se a evolução do grau de seletividade ao longo dos últimos 10 anos.

GRAU DE SELETIVIDADE DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO

100

98

96

94

92

90

220kV 150kV RNT400kV

Figura 52 - Grau de Seletividade dos Sistemas de Proteção O grau de seletividade dos sistemas de proteção da RNT, em 2016 foi de 98,3% e o 2º melhor dos últimos 10 anos, tendo o nível de tensão de 220kV evidenciado o melhor desempenho (100%).

(%)

2007 2008 2009 2010 2011

2012 2013 2014 2015 2016



51

Tempo médio de atuação dos Sistemas de ProteçãoEm 2016, o tempo médio de atuação dos sistemas de proteção da RNT foi de 27,07 ms, conforme apresentado, por nível de tensão, no Quadro 15 (anexo 5).

O valor obtido para este indicador foi o melhor de sempre, não obstante ter havido vários defeitos resistivos, mas como ocorreram em elementos de rede protegidos por proteções diferenciais de linha, os tempos de atuação dos sistemas de proteção não foram afetados.

Contudo, em 2016 ainda se registaram dois defeitos na RNT em que os sistemas de proteção atuaram num tempo superior e 150ms, a saber:

1. 400ms, defeito de barras 1 em Évora 150kV. Dado que a subestação de Évora não está equipada com proteção diferencial de barras, o defeito só podia ser eliminado pelas proteções remotas das linhas, cujo tempo operacional para essa cobertura é de 400ms.

2. 415 ms, defeito na linha Pedralva - Vila Fria situado próximo de Vila Fria e a linha, naquela altura, devido a incêndios, encontrava-se apenas em tensão a partir de Pedralva (disjuntor aberto em Vila Fria). Sendo o defeito próximo de Vila Fria e não estando a referida linha equipada com proteção diferencial o defeito só podia ser eliminado em 2.º escalão, o que veio a acontecer, cujo tempo operacional é de 400ms.

TEMPO MÉDIO DE ATUAÇÃO DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO

Figura 53 - Tempo médio de atuação dos sistemas de proteção

O tempo médio de atuação dos sistemas de proteção da RNT, em 2016, foi de 27,1ms, sendo o melhor registo histórico.

O melhor tempo foi na rede de 400kV com 16,25ms.

300

250

200

150

100

50

0

t(ms)

400 kV 220 kV 150 kV RNT

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 20162007



52

Na figura seguinte, apresenta-se o tempo de atuação dos sistemas de proteção em termos de frequência acumulada, por nível de tensão e global. Tal como o tempo médio, também este indicador teve o melhor registo histórico (98,8%).

RELIGAÇÃO AUTOMÁTICAO índice de eficácia da religação automática foi de 89%. Houve 202 religações eficazes e 25 não eficazes, sendo que, destas, 15 deveram-se a defeitos permanecentes com origem em incêndios e 10 a defeitos permanecentes de origem diversa.

No quadro 16 do anexo 5, indica-se os valores individualizados por nível de tensão, onde se destaca o valor alcançado no nível de tensão de 150 kV (94,3%).

Sistemas de Comando e ControloA análise do desempenho dos Sistemas de Comando e Controlo (SCC) tem por base o comportamento destes sistemas na reposição de serviço após incidente e no número de falhas ocorridas.

TEMPO DE ATUAÇÃO DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO (EM FREQUÊNCIA ACUMULADA)

Figura 54 - Tempo de atuação dos sistemas de proteção (em frequência acumulada)

Em 2016 a probabilidade das proteções atuarem num tempo inferior ou igual a 150 ms foi de 98,8% (o melhor registo histórico).

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

30 50 70 90 110 130 150 250 350 450 1000 2000 300010

Frequência acumulada (%)

ms

400 kV 220 kV 150 kV RNT (2016)



53

A eficácia da reposição de serviço após incidente, em 2016, apresentou valores adequados, no seguimento dos resultados dos últimos 5 anos. Verificaram-se ainda taxas máximas de eficácia para as reposições feitas pelas funções de automatismo RL e OPA (Religação Lenta e Operador Automático, respetivamente) e por Telecomando (operador remoto do COR – Centro de Operação de Rede) - 100% em ambos os índices.

Tal como em anos anteriores, procedeu-se à catalogação das avarias em falhas maiores e falhas menores com o objetivo de encontrar padrões de comportamento que permitam definir planos de melhoria e de atuação mais eficazes. Para o efeito, dividiu-se a totalidade das avarias em dois grupos, designados por falhas maiores e menores, correspondendo as primeiras às avarias suscetíveis de causar risco para rede, pessoas ou bens, pela impossibilidade de se efetuarem reposições de serviço pelo COR ou de forma segura nas instalações, ou pela ocorrência de manobras intempestivas. Consideraram-se falhas menores todas as avarias não classificadas na categoria “falhas maiores”. Procedeu-se ainda à segregação dos sistemas em serviço em quatro diferentes tipos.

1. Sistemas Convencionais. Caracterizam-se por serem constituídos por equipamentos discretos e centralizados, orientados para função que desempenham (RCA – Registos Cronológicos de Acontecimentos, RTU – Remote Terminal Unit e OPA – Operador Automático).

2. Sistemas Informáticos Anteriores a 2005.

3. Sistema Informáticos de 2005 e posteriores, contabilizando a totalidade dos sistemas instalados nos últimos anos em resultado da recente expansão da Rede e remodelações de sistemas (subestações com sistemas convencionais).

EFICÁCIA DE REPOSIÇÃO PELO OPERADOR AUTOMÁTICO E POR TELECOMANDO

Figura 55 - Eficácia de Reposição pelo Operador Automático e por Telecomando

100

95

90

85

50

80

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 20162007

EFICÁCIA REPOSIÇÃO OPAEFICÁCIA REPOSIÇÃO POR TELECOMANDO (COR)



54

Verifica-se relativamente ao ano anterior uma taxa total de falhas idêntica à de 2015, de 2,6 falhas por instalação com o mesmo número total de falhas em valor absoluto, 272. Em 2016 verificou-se, relativamente ao ano de 2015, uma ligeira diminuição da taxa de falhas maiores de 1,2 para 1,0 (- 16 %) e um acréscimo ligeiro da taxa de falhas menores de 1,4 para 1,6 (+ 15%).

Verifica-se que a maior taxa de falhas ocorre para os sistemas de comando e controlo de tecnologia informática posterior a 2005 (aumentou de 1,7 em 2015 para 2,3 em 2016). A principal causa da elevada taxa de falhas prende-se com diversos problemas ocorridos principalmente ao nível das unidades centrais dos SCC e das unidades elétrónicas de painel.

As falhas em sistemas convencionais registaram um valor inferior ao do ano anterior (taxa total de falhas, falhas maiores e falhas menores) assim como a dos sistemas informáticos com tecnologia anterior a 2005 (taxa total de falhas e falhas maiores), apesar de uma ligeira subida nas falhas menores.

TAXAS DE FALHAS DE SISTEMA DE COMANDO E CONTROLO POR INSTALAÇÃO

3,5

3

2,5

2

1,5

1

0,5

0

2012 2013 2014 2015 2016

Figura 56 - Taxa de falhas de Sistemas de Comando e Controlo por instalação (maiores e menores)

Taxa de falhas

FALHAS MAIORESFALHAS MENORES

2.2

0.9

2.1

0.6

1.8

0.8

1.4

1.2

1.6

1.0



55

TAXAS DE FALHAS EM POR TIPO DE SISTEMA DE COMANDO E CONTROLO EM SERVIÇO

Figura 57 - Evolução da distribuição da taxa de falhas por tipo de Sistema de Comando e Controlo em serviço

SISTEMAS INFORMÁTICOS DE 2005 E POSTERIORES SISTEMAS CONVENCIONAIS

SISTEMAS INFORMÁTICOS ANT. A 2005

Em 2016, registou-se uma continuidade do programa de ações corretivas sobre famílias de equipamentos com um número de avarias elevado e o aprofundamento do acesso aos SCC a partir do Centro de Acesso Remoto. Este programa de acesso remoto tem por objetivo a otimização e eficiências operacionais dos sistemas de Proteção, Automação, Controlo, Alimentação e Monitorização, tirando partido das redes de comunicação de base TCP/IP presentes na quase totalidade das instalações da RNT. Ao longo do ano de 2016, foi também dada especial ênfase ao alargamento e aprofundamento da exploração de sistemas de monitorização, em tempo real, para mais rápida deteção e caracterização de incidentes e do comportamento dos sistemas, assim como para identificação de avarias.

ANO 2015 ANO 2016

56



DE SERVIÇO 2016

06MELHORIA DA

QUALIDADE DE SERVIÇO

MELHORIA DA QUALIDADE DE SERVIÇORELATÓRIO DE QUALIDADE DE SERVIÇO ELETRICIDADE 2015

58

MELHORIA DA QUALIDADE DE SERVIÇONo que concerne ao estipulado no artigo 20.º do RQS, a REN não submeteu à DGEG qualquer plano de melhoria da qualidade de serviço de natureza técnica, dado o cumprimento generalizado dos padrões de qualidade geral e individual, a menos dos projetos que constam dos planos de desenvolvimento e investimento da rede de transporte que efetivamente contribuem para a melhoria da qualidade de serviço.

Referem-se em seguida alguns dos investimentos e outras iniciativas concretizadas pela REN em 2016 e que terão influência positiva na fiabilidade da rede e na qualidade de serviço dos próximos anos.

Em 2016, foram colocados em serviço um conjunto de infraestruturas destinadas a reforçar a RNT, com vista ao aumento da capacidade de receção de energia e ao reforço da segurança e fiabilidade de funcionamento global do sistema e das condições de alimentação às redes de distribuição.

Nas subestações do Pocinho, Chafariz, Rio Maior e Carregado foram instalados quatro novos transformadores de 220/60kV e um de 150/60kV na subestação de Porto Alto.

Na subestação de Pedralva, foi instalada uma reactância shunt de 150Mvar, no nível de tensão de 400kV, para controlo dos perfis de tensão.

No que respeita às linhas, merece especial relevo a nova ligação a 400kV entre a subestação de Pedralva e a zona de Ponte de Lima, que irá melhorar as condições de escoamento da energia produzida das centrais hidroelétricas do Cávado. A abertura da linha a 150 kV Terras Altas de Fafe-Riba d’Ave para a subestação de Fafe, vem melhorar as condições de abastecimento dos consumos afetos àquele Ponto de Entrega.

Foram ainda realizados investimentos de modernização de ativos em fim de vida útil, nomeadamente a remodelação integral das subestações do Carregado e Porto Alto, a remodelação das linhas Feira – Lavos e Pego – Falagueira, a 400kV, e da linha Fratel – Falagueira, a 150kV, e ainda a conclusão da remodelação dos sistemas de proteção, automação e controlo nas subestações do Torrão, Évora, Rio Maior, Chafariz e Vila Fria.

A REN promoveu ainda várias iniciativas visando a melhoria da Qualidade de Serviço, no âmbito de programas de modernização de rede e também das atividades de manutenção, em diferentes áreas técnicas. das quais se destacam:

Recondicionamento e beneficiação geral do autotransformador 2 (400/220 kV) da subestação de Recarei e do transformador 1 (150/60 kV) da subestação de Tunes;

Substituição de 4 disjuntores de menor fiabilidade e obsoletos nos 60 kV;

Substituição de descarregadores de sobretensão obsoletos nos 150 (3) e 60 kV (3);

Análise de vibrações eólicas e implementação de medidas preventivas de reforço de amortecimento em diversas linhas aéreas.

Em 2016 foram instalados 5 novos transformadores na RNT


59

Relativamente ao fenómeno da poluição industrial e salina que, de forma sazonal, afeta particularmente as linhas da Grande Lisboa e da região sul do país, foram tomadas medidas preventivas de despoluição de isoladores em 484 apoios, assim como a instalação pontual de isoladores compósitos. Os gráficos seguintes ilustram a evolução do número de apoios equipados com isoladores compósitos e evolução do número de apoios com cadeias lavadas, respetivamente.

Nº DE APOIOS EQUIPADOS COM ISOLADORES COMPÓSITOS

3000

2500

2000

1500

1000

500

0

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Figura 58 - Evolução do nº de apoios com isoladores compósitos

Nº

LAVAGEM DE CADEIAS - Nº DE APOIOS

800

600

400

200

0

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Figura 59 - Evolução do nº de cadeias lavadas

Nº


60

No âmbito das atividades de controlo e proteção da cegonha branca, que interfere particularmente com as linhas situadas na proximidade dos estuários do Tejo, Mondego e Sado, prosseguiu o programa anual (ver gráfico), de montagem de dispositivos condicionadores de poiso das aves “ventoinhas” sobre as cadeias dos isoladores e de transferência de ninhos para plataformas adequadas em locais seguros dos apoios.

MONTAGEM DE “VENTOÍNHAS”, PLATAFORMAS E MUDANÇA DE NINHOS

8000

7000

6000

5000

4000

3000

2000

1000

0

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 20162007

Figura 60 - Evolução do n.º de ventoínhas, plataformas e ninhos transferidos

Nº

PLATAFORMAS NINHOS TRANSFERIDOSVENTOÍNHAS


DE SERVIÇO 2016

ANEXOS

ANEXO 1SIGLAS, ABREVIATURAS E DEFINIÇÕES PADRÕES DE QUALIDADE DE SERVIÇO REGRAS DE CÁLCULO DOS INDICADORES


62

ANEXO 1SIGLAS, ABREVIATURAS E DEFINIÇÕESPADRÕES DE QUALIDADE DE SERVIÇOREGRAS DE CÁLCULO DOS INDICADORES

1. SIGLAS E ABREVIATURAS

AT Alta Tensão.

ATR Autotransformador.

AUT Autómato.

B. Condensadores Bateria de condensadores.

CEER Council of European Energy Regulators.

COR Centro de Operação da Rede.

DGEG Direção Geral de Energia e Geologia.

DI Tempo total das interrupções.

ENF Energia não fornecida.

ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos.

F. Maiores Falhas maiores.

F. Menores Falhas menores.

FFM Causa Fortuita ou de Força Maior.

L150kV Linhas de 150kV.



MAIFI Frequência média das interrupções de curta duração do sistema.

MAT Muito Alta Tensão.

OPA Operador automático de uma subestação.

PdE Ponto de entrega da RNT.

PDIRT Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Transporte de Eletricidade.

Plt Severidade da tremulação de longa duração.

Pst Severidade da tremulação de curta duração.

Qte Quantidade.

RCA Registador cronológico de acontecimentos.

REFER Infraestuturas de Portugal.

REN Rede Eléctrica Nacional.



63

RNT Rede Nacional de Transporte.

RQS Regulamento da Qualidade de Serviço.

RTU Unidade remota de telecomando.

RTU Server Servidor de comunicações das RTU.

SAIDI Tempo médio das interrupções do sistema.

SAIFI Frequência média de interrupções do sistema.

SARI Tempo médio de reposição de serviço do sistema.

SAS Sistema de armazenamento seletivo de registo cronológico de acontecimentos.

SCADA Supervisory Control and Data Acquisition.

SCC Sistema de comando e controlo.

SIN Verificador de sincronismo.

TI Tempo de interrupção.

TIE Tempo de interrupção equivalente.

TR Transformador.

U Tensão.

2. DEFINIÇÕES

Atuação Correta de uma Função de Proteção (AC) – elaboração correta de uma ordem de disparo com a intenção de promover a abertura de disjuntores.

Atuação de uma Função de Proteção – atuação de uma função de proteção nas situações especificadas.

Atuação Intempestiva de uma Função de Proteção (AI) – tipo de comportamento de uma função de proteção que se caracteriza pela sua atuação na ausência de qualquer perturbação no sistema de potência.

Atuação Não Seletiva de uma Função de Proteção (FS) – tipo de comportamento de uma função de proteção que se caracteriza pela sua atuação perante a existência no sistema de potência de uma perturbação para a qual não deveria ter atuado.

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

Anomalia no Sistema de Potência – estado 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 1kV.

Carga – valor, num dado instante, da potência ativa 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 alimentação – diminuição brusca da tensão de alimentação para um valor situado entre 90% e 5% 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, de acordo com a NP EN 50160. 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.



64

Cliente ou consumidor – pessoa singular ou coletiva com um contrato de fornecimento de energia elétrica ou acordo de acesso e operação das redes.

Circuito – sistema de três condutores através dos quais se pode constituir um fluxo de um sistema trifásico de correntes elétricas.

Compatibilidade eletromagnética (CEM) – aptidão de um aparelho ou de um sistema para funcionar no seu ambiente eletromagnético de forma satisfatória e sem ele próprio produzir perturbações eletromagnéticas intoleráveis para tudo o que se encontre nesse ambiente.

Comportamento Correto de um Sistema de Proteção (CC) – diz-se que um sistema de proteção teve um comportamento correto quando, perante a existência de uma perturbação no sistema de potência, promove apenas a abertura dos disjuntores estritamente necessários ao isolamento dos elementos afetados no menor tempo previsto.

Comportamento Correto de uma Função de Proteção (CC) – define-se que uma função de proteção teve um comportamento correto quando a sua atuação não se caracteriza por nenhum dos tipos de comportamento incorretos anteriormente descritos.

Comportamento Incorreto de um Sistema de Proteção (CI) – tipo de comportamento de um sistema de proteção que se caracteriza por desencadear a abertura de mais disjuntores dos que os estritamente necessários ao isolamento dos elementos do sistema de potência afetados por uma perturbação e/ou num tempo superior ao mínimo previsto.

Comportamento Incorreto de uma Função de Proteção (CI) – define-se que uma função de proteção teve um comportamento incorreto quando atuou duma forma intempestiva ou não seletiva, quando falhou a sua atuação ou quando teve um mau funcionamento.

Condições normais de exploração – condições de uma rede que permitem corresponder à procura de energia elétrica, às manobras da rede e à eliminação de defeitos pelos sistemas automáticos de proteção, na ausência de condições excecionais ligadas a fatores externos ou a incidentes importantes.

Corrente de curto-circuito – corrente elétrica entre dois pontos em que se estabeleceu um caminho condutor ocasional e de baixa resistência.

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

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

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

Dispositivo de Religação Automática – equipamento que incorpora unicamente a 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 (eletromagnética) – processo pelo qual uma fonte fornece energia eletromagnética ao exterior.

Energia não fornecida (ENF) – valor estimado da energia que deixou de ser fornecida nos Pontos de Entrega, devido a interrupções longas de fornecimento, durante um determinado intervalo de tempo.



65

Equipamento de Proteção (ou proteção) – equipamento que incorpora, entre outras, uma ou mais funções de proteção.

Exploração – conjunto das atividades necessárias ao funcionamento de uma instalação elétrica, incluindo as manobras, o comando, o controlo, a proteção, a monitorização, a manutenção, bem como os trabalhos elétricos e os não elétricos.

Falha – evento que inibe um determinado equipamento de cumprir a sua função.

Falha de Atuação de uma Função de Proteção (FA) – tipo de comportamento de uma função de proteção que perante uma perturbação no sistema de potência devia ter atuado e não o fez.

Falha intempestiva – falha causadora de incidente na rede, isto é, que obrigou à intervenção de um sistema de proteção (e consequente abertura de disjuntor) em resposta à falha de um componente ou causa externa.

Falha forçada – falha que, não sendo causadora de incidente na rede, obriga à retirada de serviço de um determinado equipamento, no prazo de 24 horas, em virtude de a sua condição poder evoluir para uma falha intempestiva.

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

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

Flutuação de tensão – série de variações da tensão ou variação cíclica da envolvente de uma tensão.

Fornecedor – entidade responsável pelo fornecimento de energia elétrica, nos termos de um contrato.

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 Proteção – Constituinte elementar de um sistema de proteção cujo algoritmo e esquemas lógicos e funcionais associados, sensíveis a variáveis dos equipamentos de rede e do sistema de energia elétrica, nomeadamente correntes e tensões, identificam perdas de isolamento da mesma suscetível de comprometer a integridade dos equipamentos promovendo, atempadamente, a abertura de disjuntores.

Função de Religação Automática – função de controlo destinada a iniciar o fecho automático de disjuntores após atuação da função de proteção do circuito associado.

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



66

Incidente – qualquer acontecimento ou fenómeno de carácter imprevisto que provoque a desconexão, momentânea ou prolongada, de um ou mais elementos da rede, podendo originar uma ou mais interrupções de serviço, quer do elemento inicialmente afetado, quer de outros elementos da rede.

Indisponibilidade – situação 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 planeada – indisponibilidade incluída num plano anual de indisponibilidades.

Indisponibilidade programada – indisponibilidade prevista com uma antecedência mínima de 24 horas.

Instalação elétrica – conjunto dos equipamentos elétricos utilizados na Produção, no Transporte, na Conversão, na Distribuição e na Utilização da energia elétrica, incluindo as fontes de energia, como as baterias, os condensadores e todas as outras fontes de armazenamento de energia elétrica.

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

Interrupção breve (ou curtas) – interrupção com um tempo entre 1 segundo e 3 minutos.

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

Interrupção longa – interrupção acidental com um tempo superior a 3 min.

Interrupção permanecente – interrupção de tempo superior ou igual a um minuto.

Interrupção parcial de um Ponto de Entrega – quando é interrompida a tensão de uma ou várias saídas no Ponto de Entrega.

Interrupção total de um Ponto de Entrega – quando é interrompida a tensão no Ponto de Entrega.

Interrupção transitória – interrupção de tempo inferior a um segundo.

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

Limite de imunidade – valor mínimo requerido do nível de imunidade.

Manobras – ações 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 reativa nos valores mais convenientes, bem como as ações destinadas a desligar ou a religar instalações para trabalhos.

Manutenção corretiva (reparação) – combinação de ações técnicas e administrativas realizadas depois da deteção de uma avaria e destinadas à reposição do funcionamento de uma instalação elétrica.

Manutenção preventiva (conservação) – combinação de ações técnicas e administrativas realizadas com o objetivo de reduzir a probabilidade de avaria ou degradação do funcionamento de uma instalação elétrica.

Manutenção – combinação de ações técnicas e administrativas, compreendendo as operações de vigilância, destinadas a manter uma instalação elétrica num estado que lhe permita cumprir a sua função.



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Mau Funcionamento de uma Função de Proteção (MF) – tipo de comportamento de uma função de proteção que se caracteriza pela sua atuação nas situações especificadas mas não do modo previsto.

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

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

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

Nível de emissão – nível duma dada perturbação eletromagnética, emitida por um dispositivo, aparelho ou sistema particular e medido duma maneira especificada.

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

Nível de perturbação – nível de uma dada perturbação eletromagnética, medido de uma maneira especificada.

Ocorrência – acontecimento que afete as condições normais de funcionamento de uma rede elétrica.

Operação – ação desencadeada localmente ou por telecomando que visa modificar o estado de um órgão ou sistema.

Perturbação (eletromagnética) – fenómeno eletromagnético suscetível de degradar o funcionamento dum dispositivo, dum aparelho ou dum sistema, ou de afetar desfavoravelmente a matéria viva ou inerte.

Ponto de entrega – ponto (da rede) onde se faz a entrega de energia elétrica 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 ligação – ponto da rede eletricamente identificável no qual uma carga e/ou qualquer outra rede e/ou grupo(s) gerador(es) são ligadas à rede em causa.

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

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

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

Produtor – entidade responsável pela ligação à rede e pela exploração de um ou mais grupos geradores.

Rede de distribuição – rede de transmissão de energia eléctrica a tensões iguais ou inferiores a 110kV.

Rede de transporte – rede de transmissão de energia eléctrica a tensões superiores a 110kV.

Rede Nacional de Transporte (RNT) – rede nacional de transporte de eletricidade em Portugal continental.



68

Rede – conjunto de subestações, linhas, cabos e outros equipamentos elétricos ligados entre si com vista à transmissão de energia eléctrica entre centrais, consumidores, e outras redes com as quais se interliga.

Regime Especial de Exploração – situação 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 elétrico ou a minimizar os seus efeitos.

Religação – função que promove o fecho automático do disjuntor após disparo, integrado no sistema de proteção.

Reposição – fecho do disjuntor, manual ou automático, após disparo definitivo ou abertura programada ou fortuita.

Seletividade – característica de um sistema de proteção que traduz a sua capacidade de, ao ser chamado a atuar perante a existência de uma perturbação no sistema de potência, promover unicamente a abertura dos disjuntores que são essenciais para eliminar essa perturbação.

Serviços auxiliares – sistemas de apoio ao funcionamento de uma central de produção de energia elétrica ou de uma subestação ou posto de corte.

Sistema de Proteção – conjunto de equipamentos de proteção e outros dispositivos destinado a identificar perturbações no sistema de potência e a promover a abertura dos disjuntores estritamente necessários ao isolamento dos elementos afetados no menor tempo previsto.

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

Severidade da tremulação – intensidade 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:

Plt = Pst3

2 3

12

i=1

∑

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

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

Subestação – instalação destinada a algum dos seguintes fins: Compensação do fator de potência por compensadores síncronos ou condensadores, em alta tensão;

Transformação da corrente elétrica 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 Atuação de um Sistema de Proteção (t SP) – tempo que medeia entre o início duma perturbação no sistema de potência e a atuação da última função de proteção do sistema de proteção que elaborou disparo e é essencial para a eliminação da perturbação, pela abertura do(s) disjuntor(es) associado(s).



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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 alimentação – valor eficaz da tensão entre fases presente num dado momento no Ponto de Entrega, medido num dado intervalo de tempo.

Tensão de alimentação 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 harmónica – tensão 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 (Uh) 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:

THD = Uh2 40

h=2

∑

Tensão inter-harmónica – tensão 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.

Upgrading – aumento da capacidade de transporte de energia elétrica da linha através da subida do seu nível de tensão.

Uprating – aumento da capacidade de transporte de energia elétrica da linha sem alterar o seu nível de tensão.

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



70

3. PADRÕES DE QUALIDADE DE SERVIÇO E REGRAS DE CÁLCULO DOS INDICADORES

3.1. Continuidade de serviço

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 elétrica 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 de longa duração do sistema – SAIFI TI>3

Frequência média de interrupção de curta duração do sistema – MAIFI 1s<=TI=<3min

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 minutos (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 adotadas 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.

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;



71

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 afetados 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:

TIE =

Pme =

em minutos

[MWh/minuto]sendo o

ENF

EF + ENF

Pme

T

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 Índex)

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 Índex)

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.



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Duração média das interrupções do sistema (SAIDI – System Average Interruption Duration Índex)

O 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 Índex)

O 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.

3.2 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 diretos, são as seguintes:

130kV, 150kV, 220kV e 400kV em MAT;

60kV 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 minutos para cada período de uma semana da tensão de alimentação devem estar compreendidos no intervalo Uc ± 5%. Na redes de 220 e 400kV o limite superior daquele intervalo de variação da tensão de alimentação é de 245 e 420kV, respetivamente.



73

Forma de cálculo dos desvios da tensão:

∆Ulim (%) = | ((Uf – Uc)/Uc)x100 |

∆Umin (%) = ((Umin – Uc)/Uc)x100

∆Umax (%) = ((Umax – Uc)/Uc)x100

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 minutos da componente inversa das tensões não devem ultrapassar 2% da correspondente componente direta.

Tremulação (“flicker”)

Para avaliar o efeito de tremulação (“flicker”) adotou-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 efetuado com equipamento (flickermeter) de características em conformidade com a norma CEI 868.

NÍVEIS DE COMPATIBILIDADE

AT MAT

Pst 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.


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.



74

NÍVEIS DE COMPATIBILIDADE

HARMÓNICAS ÍMPARES NÃO MÚLTIPLAS DE 3

HARMÓNICAS ÍMPARES MÚLTIPLAS DE 3

HARMÓNICAS PARES

Ordem hTensão harmónica (%)



AT MAT AT MAT AT MAT

5 5 3 3 3,0 2,0 2 1,9 1,57 4 2,0 9 1,3 1,0 4 1,0 1,011 3 1,5 15 0,5 0,3 6 0,5 0,513 1,5 1,5 21 0,5 0,2 8 0,5 0,417 1,0 10 0,5 0,419 1,0 12 0,5 0,223 0,7 >12 0,5 0,225 0,7

>250,2+

0,5*25/h

4. REGRAS E FÓRMULAS DE CÁLCULO DOS INDICADORES DE DISPONIBILIDADE

4.1. Taxa Combinada de DisponibilidadePara efeitos de cálculo do indicador, considera-se que um elemento de rede está indisponível 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 corretiva, 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, exceto 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:

Tcd = ∂ x Tdcl + (1 – ∂) x Tdtp [%]

∂ – Fator de ponderação das taxas de disponibilidade média dos circuitos de linha e dos transformadores de potência

Nicl – Nº de horas de indisponibilidade de circuitos de linha

Ncl – Nº de circuitos de linha em serviço

NiTr – Nº de horas de indisponibilidade de transformadores/autotransformadores

NTr – Nº de transformadores/autotransformadores em serviço

t – Período de cálculo



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Taxa de disponibilidade média de circuitos de linha

Tdcl = 1 - x 100 [%]Nicl

Ncl x t

Taxa de disponibilidade média de transformadores de potência

TdTr = 1 - x 100 [%]NiTr

NTr x t

5. DEFINIÇÃO DOS INDICADORES ESTATÍSTICOS PARA A ANÁLISE DE COMPORTAMENTO DOS SISTEMAS

5.1. Sistemas de Proteção

Indicadores de funções de proteção

Indicador de dependabilidade (D): Entende-se por dependabilidade de uma função de proteção a probabilidade de uma função de proteção não ter uma falha de atuação.

Pode-se medir a dependabilidade das funções de proteção de uma rede elétrica contabilizando o número de atuações corretas (CC) das funções de proteção chamadas a atuar e dividindo este número pela sua soma com o número de falhas de atuação (FA).

D = x 100 (%)CCCC + FA

Indicador de Segurança (S): Define-se segurança de uma função de proteção como a capacidade de uma função de proteção não atuar indesejadamente, ou seja, não atuar intempestivamente ou de forma não seletiva.

Mede-se a segurança das funções de proteção duma rede elétrica dividindo o número de atuações corretas (CC) pela sua soma com o número de atuações intempestivas (AI) e com o número de atuações não seletivas (FS).

S = x 100 (%)CCCC + AI + FS

Indicador de Fiabilidade (F): Por fiabilidade de uma função de proteção entende-se a capacidade de uma função de proteção não ter falhas de atuação nem atuações não seletivas ou intempestivas.

Pode medir-se a fiabilidade das funções de proteção de uma rede elétrica contando o número de atuações corretas (CC) e dividindo esse número pela sua soma com o número de atuações incorretas (AINC = FA + AI + FS).

F = x 100 (%)CCCC + FA + AI + FS



76

Indicador de sistema de proteção

Indicador de Eficácia do Sistema de Proteção (E): Diz-se que um sistema de proteção é eficaz quando a sua atuação é seletiva e rápida, ou seja, quando tem um comportamento correto.

Pode-se obter um indicador de eficácia dos sistemas de proteção de uma rede elétrica contando o número de comportamentos corretos (CC) e dividindo-o pela sua soma com o número de comportamentos incorretos (CI).

E = x 100 (%)CCCC + 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).

ER = x 100 (%)EEEE + NE

5.2. Sistemas de Comando e ControloEficácia de reposição – Número de ações de reposição bem sucedidas em percentagem do número total de ações de reposição.

Esta ratio pode ser definido para todos os agentes de reposição.

6. INDICADORES ESTATÍSTICOS PARA A ANÁLISE DO COMPORTAMENTO DAS LINHASTempo de indisponibilidade forçada (tind (horas)) – Período de tempo requerido para o restabelecimento do circuito em serviço após uma interrupção forçada.

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

T = (horas)tind ∑

Tempo médio das indisponibilidades forçadas

d = (h)TN N

∑=

tind

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



77

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

f = 100 x TL

L – Comprimento do circuito

Frequência de interrupções forçadas por circuito – Número de interrupções forçadas por circuito:

f1 = NC

C – Número de circuitos

Indisponibilidade absoluta

Uabs = x 100% T

8760

Indisponibilidade relativa

Ur = = x x 100 x 100 T

8760f x d

24 x 365100

L

Indisponibilidade relativa por circuito

I = = x x 100 x 100 (%) T

8760f1 x d

24 x 3651C

7. TAXAS DE FALHAS COM INDISPONIBILIDADE IMEDIATA (LINHAS E SUBESTAÇÕES)

Taxa de falhas com indisponibilidade imediata em linhas

Tf _linhas = *1000 N falhas

L circuito

Nfalhas – Nº de falhas ocorridas (falhas intempestivas e forçadas)

Lcircuito – Comprimento de circuito, em quilómetros

São consideradas as falhas em linhas que provocaram incidente na rede (definição de Falha Intempestiva), com duração igual ou superior a 1 minuto (os Disparos com Religação – DR – não são considerados), bem como as falhas que, não tendo provocado incidente, obrigaram a uma indisponibilidade imediata, no período de 24 horas, para inspecção ou reparação (definição de falha forçada).



78

Taxa de falhas com indisponibilidade imediata em subestações

Tf _subestações = *1000 N falhas

N painéis

Nfalhas – Nº de falhas ocorridas (falhas intempestivas e forçadas)

Npainéis – Nº total de painéis

São consideradas as falhas em equipamentos de subestações que provocaram incidente na rede (definição de Falha intempestiva), bem como as falhas que, não tendo provocado incidente, obrigaram a uma indisponibilidade imediata, no período de 24 horas, para inspecção ou reparação (definição de falha forçada).

ANEXO 2CONTINUIDADE DE SERVIÇO


79


PONTOS DE ENTREGA DA RNT EM 2016 TENSÃO DECLARADA

– UC (kV)

TENSÃO (kV)Nº Código Ponto de Entrega

1 CSNG Cogeração da Refinaria de Sines 157 150

2 DOU Douro (Refer) 232 220

3 ESD Ermidas Sado (Refer) 157 150

4 FGT Fogueteiro (Refer) 156 150

5 FTL Fatela (Refer) 226 220

6 GVA Gouveia (Refer) 229 220

7 LZN Luzianes (Refer) 155 150

8 MNO Monte Novo-Palma (Refer) 156 150

9 MRT Mortágua (Refer) 230 220

10 NVC Neves Corvo (Somincor) 156 150

11 PGS Pegões (Refer) 155 150

12 QAJ Quinta do Anjo (Autoeuropa) 156 150

13 QGD Quinta Grande (Refer) 156 150

14 RDA Rodão (Refer) 156 150

15 SAM Subestação de Alto Mira 62,9 60

16 SAV Subestação do Alqueva 63 60

17 SASJ Subestação do Alto de São João 62,4 60

18 SBA Subestação da Bodiosa 63 60

19 SBL Subestação da Batalha 62,4 60

20 SCC Subestação de Castelo Branco 63 60

21 SCF Subestação de Chafariz 63 60

22 SCG Subestação do Carregado 63,2 60

23 SCH Subestação de Carriche 62,4 60

24 SCL Subestação de Carrapatelo 64 60

25 SCN Subestação de Canelas 64 60

26 SCT Subestação de Custóias 64,2 60

27 SCVR Subestação da Carvoeira 63,5 60

28 SED Subestação de Ermesinde 64,2 60

29 SEJ Subestação de Estarreja 63 60

30 SER Subestação de Évora 63 60

31 SET Subestação de Estói 63,5 60

32 SETM Subestação de Estremoz 64,2 60

33 SFA Subestação de Ferreira do Alentejo 64,2 60

34 SFAF Subestação de Fafe 64,2 60

35 SFE Subestação do Ferro 63 60

36 SFF Subestação de Fernão Ferro 62,7 60

Quadro 1



80

PONTOS DE ENTREGA DA RNT EM 2016 TENSÃO DECLARADA

– UC (kV)

TENSÃO (kV)Nº Código Ponto de Entrega

37 SFN Subestação de Fanhões 62,7 60

38 SFR Subestação de Falagueira 63 60

39 SFRA Subestação da Feira 63 60

40 SFRD Subestação de Frades 63 60

41 SLV Subestação de Lavos 63 60

42 SMC Subestação de Mourisca 64 60

43 SMCC Subestação de Macedo de Cavaleiros 64 60

44 SMG Subestação de Mogadouro 63 60

45 SOR Subestação de Oleiros 64,2 60

46 SPA Subestação de Porto Alto 63 60

47 SPB Subestação de Pombal 63 60

48 SPD Subestação da Prelada 64 60

49 SPDV Subestação de Pedralva 132 130

50 SPI Subestação de Paraímo 63 60

51 SPN Subestação de Pocinho 64,2 60

52 SPNL Subestação de Penela 63,5 60

53 SPO Subestação de Portimão 63 60

54 SPR Subestação de Pereiros 63,5 60

55 SRA Subestação de Riba D'ave 64,2 60

56 SRM Subestação de Rio Maior 63,5 60

57 SRR Subestação de Recarei 64,2 60

58 SSB Subestação de Setúbal 63 60

59 SSE Sobral da Serra (Refer) 228 220

60 SSM Subestação da Siderurgia Nacional - Maia 230 220

61 SSN Subestação de Sines 61,7 60

62 SSR Sibestação de Santarém 63 60

63 SSS Subestação de Sete Rios 62,4 60

64 SSV2 Subestação de Sacavém (60kV) 63,8 60

65 STBA Subestação de Tábua 63 60

66 STFR Subestação da Trafaria 62,7 60

67 STJ Subestação de Trajouce 64,2 60

68 STN Subestação de Tunes 63 60

69 STR Subestação do Torrão 64,2 60

70 STVR Subestação de Tavira 63 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 Vila Pouca de Aguiar 63 60

76 SVPC Subestação de Valpaços 63 60

77 SXL Seixal (Siderurgia Longos Seixal) 232 220

78 SXR Lusosider 156 150

79 SZBJ Subestação de Zambujal 62,7 60

80 SZR Subestação do Zêzere 64 60



81

Interrupções nos Pontos de Entrega ocorridas em 2016

Ponto de Entrega

Dia (dd/mm/aa)

Hora (hh/mm) Equipamento

Causa Interrupção Total/ Parcial

Tempo de Interrup. 1 (min)

ENF 1 (MWh)Classif. Descrição

SPDV 30/01/16 19:49 TR4 SPDV PrópriasTransformador

de PotênciaTotal 2,0 1,3

SRA 15/03/16 01:30LRA.Ruivães 1; LRA.Caniços;

LRA.S.M.CampoPróprias

Transformador de Tensão

Parcial 5,3 8,7

SBA 10/05/16 19:08LBA.Gumiei

(LBA.Fornelo do Monte)

Próprias Disjuntor Parcial 2,4 1,0

SER 26/05/16 05:47TR2 SER TR3 SER

PrópriasCausa

desconhecidaTotal 3,6 2,3

SSE 02/08/16 17:07LCF.FE1/SSE LCF.FE2/SSE

Força Maior

Incêndios Total 0,7 0,0

SVI 09/08/16 17:48LOR.VI1LOR.VI2 LPDV.VI2

Força Maior

Incêndios Total 13,4 20,8

Quadro 2



82

Nº DE INTER-

RUPÇÕES

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.

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

2011 6 0 2 1 0 0 8 1

2012 3 2 0 0 0 0 3 2

2013 5 0 3 0 0 0 8 0

2014 3 0 2 0 0 0 5 0

2015 5 2 0 0 0 2 5 4

2016 2 1 2 0 0 1 4 2

F.F.M. – FORTUITAS OU DE FORÇA MAIOR

Quadro 3

ANEXO 3QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO


83

MEDIÇÕES EFETUADASDurante o ano de 2016, 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 RNT apresentadas no Quadro 1.

Os períodos de medição realizados em cada nível de tensão tiveram a duração de uma semana.




84

SÍNTESE DA QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO 2016

INSTALAÇÂO/PdEData da medição

Tensão Eficaz Desequilíbrio Tremulação (Plt) Harmónicas (5ª)

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

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

FIX

OS

DOU Douro (Refer) 04-Jan-06 01-Jan-07 49 49 47 49

SCL Carrapatelo 28-Dec-05 01-Jan-07 53 53 47 53

SCT Custóias 28-Dec-05 01-Jan-07 53 53 51 53

SED Ermesinde 28-Dec-05 01-Jan-07 47 47 45 47

SEJ Estarreja 28-Dec-05 01-Jan-07 28 28 26 28

SFAF Fafe 18-Jan-06 01-Jan-07 42 42 36 42

SFRA Feira 28-Dec-05 01-Jan-07 53 53 48 53

SFRD Frades 28-Dec-05 01-Jan-07 40 12

35 17

42 3

52

SGR Guimarães 28-Dec-05 01-Jan-07 51 2

53 50 53

SMCC Macedo de Cavaleiros 28-Dec-05 01-Jan-07 16 16 16 16

SMG Mogadouro 28-Dec-05 01-Jan-07 26 26 23 26

SOR Oleiros 28-Dec-05 01-Jan-07 53 53 49 53

SPD Prelada 01-Feb-06 01-Jan-07 45 2

47 46 47

SPN Pocinho 28-Dec-05 01-Jan-07 24 24 22 24

SRA Riba d'Ave Sul 28-Dec-05 01-Jan-07 21 21 20 21

SRA Riba d'Ave Norte 28-Dec-05 01-Jan-07 21 21 20 21

SRR Recarei 28-Dec-05 01-Jan-07 53 53 51 53

SRU Ruivães 28-Dec-05 01-Jan-07 53 53 50 53

SSM Maia 28-Dec-05 01-Jan-07 49 49 2

44 49

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)

Quadro 1*



85






FIX

OS

SVG Valdigem 28-Dec-05 01-Jan-07 53 53 50 53

SVM Vermoim 28-Dec-15 01-Jan-17 51 51 50 51

SVPA Vila Pouca de Aguiar 28-Dec-15 01-Jan-17 17 3

20 20 20

SVPC Valpaços 28-Dec-15 01-Jan-17 19 19 18 19

FTL Fatela (Refer) 21-Dec-15 01-Jan-17 37 14

51 49 51

GVA Gouveia (Refer) 21-Dec-15 01-Jan-17 34 6

40 38 40

MRT Mortágua (Refer) 21-Dec-15 01-Jan-17 27 2

29 27 29

RDA Rodão (Refer) 21-Dec-15 01-Jan-17 50 50 50 50

SAM Alto de Mira 21-Dec-15 01-Jan-17 50 50 50 42 8

SBA Bodiosa 21-Dec-15 01-Jan-17 52 52 49 52

SBL Batalha 04-Jan-16 01-Jan-17 34 34 33 34

SCC Castelo Branco 04-Jan-16 01-Jan-17 39 39 32 39

SCF Chafariz 04-Jan-16 01-Jan-17 33 33 31 33

SCG Carregado 21-Dec-15 01-Jan-17 54 54 53 1

54

SCH Carriche 21-Dec-15 01-Jan-17 52 52 52 52

SFE Ferro 21-Dec-15 01-Jan-17 51 51 47 51

SFN Fanhões 21-Dec-15 01-Jan-17 53 53 42 53

SFR Falagueira 21-Dec-15 01-Jan-17 50 50 50 50





86






FIX

OS

SLV Lavos 21-Dec-15 01-Jan-17 33 33 30 33

SPB Pombal 04-Jan-16 01-Jan-17 48 48 47 48

SPI Paraimo 21-Dec-15 01-Jan-17 54 54 53 54

SPNL Penela 21-Dec-15 01-Jan-17 54 54 53 54

SPR Pereiros 21-Dec-15 01-Jan-17 45 45 41 45

SRM Rio Maior 21-Dec-15 01-Jan-17 54 54 52 54

SSR Santarém 04-Jan-16 01-Jan-17 49 3

52 51 52

SSS Sete Rios 04-Jan-16 01-Jan-17 30 30 30 30

SSV Sacavém 21-Dec-15 01-Jan-17 50 50 50 50

STBA Tábua 04-Jan-16 01-Jan-17 37 37 34 37

STJ Trajouce 21-Dec-15 01-Jan-17 54 54 54 54

SVC Vila Chã 21-Dec-15 01-Jan-17 47 47 45 47

SXL Siderurgia do Seixal-Longos 21-Dec-15 01-Jan-17 49 3

52 42 9

52

SZBJ Zambujal 21-Dec-15 01-Jan-17 53 53 53 53

SZR Zêzere 21-Dec-15 01-Jan-17 54 54 49 54

CSNG Cogeração da Refinaria de Sines 28-Dec-15 01-Jan-17 53 53 50 53

ESD Ermidas Sado (Refer) 04-Jan-16 01-Jan-17 51 51 51 51

FGT Fogueteiro (Refer) 28-Dec-15 01-Jan-17 53 53 53 53

LZN Luzianes (Refer) 04-Jan-16 01-Jan-17 12 8 8 2

MNO Monte Novo Palma (Refer) 04-Jan-16 01-Jan-17 52 52 52 52

NVC Neves Corvo (Somincor) 04-Jan-16 01-Jan-17 41 41 40 41





87






FIX

OS

PGS Pegões 150kV 28-Dec-15 01-Jan-17 51 51 51 51

QAJ Quinta do Anjo 28-Dec-15 01-Jan-17 49 49 49 49

SAV Alqueva 28-Dec-15 01-Jan-17 53 53 52 1

53

SET Estói 28-Dec-15 01-Jan-17 53 53 48 53

SETM Estremoz 28-Dec-15 01-Jan-17 50 50 39 50

SFA Ferreira do Alentejo 28-Dec-15 01-Jan-17 50 50 48 50

SFF Fernão Ferro 28-Dec-15 01-Jan-17 43 43 43 43

SPO Portimão 28-Dec-15 01-Jan-17 53 53 50 53

SSB Setúbal 28-Dec-15 01-Jan-17 53 53 53 53

SSN Sines 28-Dec-15 01-Jan-17 53 53 51 53

STFR Trafaria 28-Dec-15 01-Jan-17 52 52 52 52

STN Tunes 28-Dec-15 01-Jan-17 53 53 47 53

STVR Tavira 28-Dec-15 01-Jan-17 53 53 49 53

SXR Lusosider 28-Dec-15 01-Jan-17 51 51 51 51



* Foram excedidos os limites regulamentares das seguintes harmónicas:

3ª na instalação: Frades – 2 semanas nos 60kV;

5ª na instalação: Alto Mira – 8 semanas nos 60kV;

7ª na instalação: Fatela - 31 semanas nos 220 kV;

21ª na instalação: Luzianes – 2 semanas nos 150kV;

33ª nas instalações: Douro – 31 semanas nos 220kV, Ermidas Sado – 39 semanas e Monte da Pedra - 52 semanas nos 150 kV;

45ª nas instalações: Quinta do Anjo - 19 semanas e Fogueteiro – 8 semanas, nos 150 kV;



88

Quadro 2






MÓ

VE

IS

SCN Canelas 03-Out-16 01-Jan-17 13 13 13 13

SER Évora 03-Out-16 01-Jan-17 13 13 5 13

SMC Mourisca 03-Out-16 01-Jan-17 13 13 13 13

SPA Porto Alto 03-Out-16 01-Jan-17 13 13 7 13

SVI Vila Fria 03-Out-16 01-Jan-17 12 12 12 12



Qte Natureza Entidade Reclamante Resposta/Seguimento Obs.

1Interrupção da tensão

de alimentaçãoRamirez & Cª (Filhos) S.A

Reclamação sem fundamento, por não haver incumprimento do RQS

Reclamação por email

Quadro 3

89


ANEXO 4DISPONIBILIDADE


90

ANEXO 4DISPONIBILIDADEA 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.

NÚMERO E DURAÇÃO DAS INDISPONIBILIDADES NOS ELEMENTOS DE REDE

Elemento de RedeN.º de Indisp. Tempo

N.º (%) Horas (%)

Circuitos 523 27% 32 778 22%

ATR/TR 448 23% 45 624 31%

B. Condensadores 68 4% 39 330 27%

Barramentos 884 46% 29 071 20%

Total 1 923 100% 146 803 100%

NÚMERO E DURAÇÃO DAS INDISPONIBILIDADES NOS CIRCUITOS DE LINHA

U (kV)Manut. Preventiva Manut. Corretiva Outros Trabalhos Total

Qte Horas Qte Horas Qte Horas Qte Horas

400 58 1 111 15 354 61 13 313 134 14 778

220 101 4 865 20 213 108 6 636 229 11 713

150 68 1 753 17 647 75 3 887 160 6 287

Total 227 7 728 52 1 214 244 23 836 523 32 778

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 kmLinha Painel Total Linha Painel Total

400 57 77 134 5,0 13 653 1 125 14 778 553,5

220 97 132 229 6,3 4 765 6 948 11 713 324,4

150 55 105 160 6,2 2 235 4 052 6 287 243,5

Total 209 314 523 5,9 20 653 12 126 32 778 369,8

Quadro 1

Quadro 2

Quadro 3

ANEXO 4DISPONIBILIDADE


91

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)

2012 2013 2014 2015 2016 2012 2013 2014 2015 2016

400 15 12 15 12 10 35 27 44 29 25

220 10 10 14 7 8 31 31 45 22 25

150 10 17 8 9 8 31 51 21 30 27

NÚMERO E DURAÇÃO DAS INDISPONIBILIDADES NOS TRANSFORMADORES E AUTOTRANSFORMADORES

U (kV)Manut. Preventiva Manut. Corretiva Outros Trabalhos Total

Qte Horas Qte Horas Qte Horas Qte Horas

400 64 2 971 9 995 53 5 302 126 9 268,05

220 67 1 753 27 900 85 20 246 179 22 898,5

150 56 4 277 6 93 81 9 088 143 13 457,8

Total 187 9 001 42 1 988 219 34 636 448 45 624,3

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]Máq. Painel Total Máq. Painel Total

TR

400 7 44 51 2,2 1 020 1 904 2 923 127,1

220 41 122 163 1,8 10 256 12 466 22 722 249,7

150 26 117 143 2,8 4 194 9 263 13 458 263,9

Total 74 283 357 2,2 15 470 23 633 39 104 237,0

ATR

400 7 68 75 2,4 2 264 4 081 6 345 204,7

220 0 16 16 4,0 0 176 176 44,1

Total 7 84 91 2,6 2 264 4 257 6 521 186,3

Total Global 81 367 448 2,2 17 734 27 890 45 624 228,1

Quadro 4

Quadro 5

Quadro 6

* Considerado o nível de tensão mais elevado

ANEXO 5COMPORTAMENTO DA REDE DE TRANSPORTE E DOS SEUS EQUIPAMENTOS E SISTEMAS


92


Incidentes com origem na rede MAT 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Total 176 152 185 210 237 154 208 167 102 161

Origem dos incidentes (%):

Linhas a 400 kV 19,3 21,7 23,8 24,8 26,6 27,9 41,3 29,3 31,4 32,3

Linhas a 220 kV 20,5 28,9 36,2 34,8 34,6 27,9 25,5 33,0 22,5 22,4

Linhas a 150 kV 52,3 40,8 30,8 33,3 33,3 35,7 22,1 29,3 32,4 32,3

Outras 7,9 8,6 9,2 7,1 5,5 8,5 11,1 8,4 13,7 13,0

Causas dos incidentes (%):

Fatores atmosféricos 43,2 37,5 34,6 37,6 45,1 18,8 33,2 50,9 33,3 26,1

Aves 31,8 26,3 22,2 17,6 29,5 35,7 26,4 22,2 24,5 31,7

Incêndios 1,7 1,3 9,2 7,6 5,9 17,5 11,1 0,6 7,8 13,7

Desconhecidas 10,8 17,1 20,0 20,0 6,8 9,8 7,7 9,6 11,8 5,6

Outras 12,5 17,8 14,0 17,2 12,7 18,2 21,6 16,7 22,6 23,0

Defeitos em linhas agrupados, por incidente, associados

aos Incidentes com origem na rede MAT

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Total em linhas 164 148 177 207 234 148 204 168 87 149

Nº de defeitos por 100 km:

Linhas a 400 kV 2,1 2,0 2,7 2,6 2,6 1,8 3,6 2,0 1,2 1,76

Linhas a 220 kV 1,3 1,4 2,0 2,4 2,6 1,3 2,0 1,6 0,8 1,22

Linhas a 150 kV 3,4 2,7 2,5 2,9 3,3 2,2 1,7 2,4 1,1 2,29

Índice global rede de MAT 2,2 2,0 2,4 2,6 2,8 1,7 2,4 2,0 1,0 1,7

Quadro 1 – Causas dos Incidentes com Origem na rede MAT – 2016



93

Incidentes com origem na rede MAT

Elemento da Rede Origem Incidentes (n) Incidentes (%)

Linhas a 400 kV 52 32,3

Linhas a 220 kV 36 22,4

Linhas a 150 kV 52 32,3

Transformadores 10 6,2

Auto-transformadores 6 3,7

Barras/inter-barras 5 3,1

Total 161 100,0

Incidentes com origem externa à rede MAT

Rede Origem Incidentes (n) Incidentes (%)

Rede de distribuição 2 15,4

Centrais hidráulicas 4 30,8

Parques Eólicos 2 15,4

Siderurgia da Maia 1 7,6

REE (Red Eléctrica de España) 2 15,4

Parque AT da RNT 2 15,4

Total 13 100,0

Incidentes com repercussão na rede MAT

Incidentes (n) Incidentes (%)

Origem na MAT 161 92,5

Origem no parque AT da RNT 2 1,2

Origem externa à RNT 11 6,3

Total 174 100,0

Quadro 2 – Origem dos incidentes com repercussão na rede MAT – 2016



94

REPERCUSSÃO

Total de Incidentes

Linhas MATAT+TR+B+BC+RS

400 kV 220 kV 150 kV

Família de Causas Causas (n) (%) Inciden.

(n)Inciden.

(%)Inciden.

(n)Inciden.

(%)Inciden.

(n)Inciden.

(%)Inciden.

(n)Inciden.

(%)

Ação Atmosférica

Descargas atmosféricas

40 24,9 6 11,5 13 36,1 21 40,4 0 0

Nevoeiro 2 1,2 2 3,8 0 0 0 0 0 0

Ação Ambiental

Cegonhas 50 31,2 29 55,8 3 8,3 17 32,7 1 4,8

Incêndios 22 13,8 7 13,5 10 27,7 5 9,6 0 0

Outras aves 1 0,6 0 0 0 0 1 1,9 0 0

Árvores 2 1,2 1 1,9 1 2,8 0 0 0 0

Outros animais 1 0,6 0 0 0 0 0 0 1 4,8

Defeito Equip – MAT

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

Cabo condutor de subestações

1 0,6 0 0 1 2,8 0 0 0 0

Outro componente de linhas

1 0,6 0 0 0 0 1 1,9 0 0

Ligações 1 0,6 0 0 1 2,8 0 0 0 0

Transformador de tensão

1 0,6 0 0 1 2,8 0 0 0 0

Módulo SF6 2 1,2 0 0 0 0 0 0 2 9,5

Transformador de potência (inclui

acessórios)8 5,0 0 0 0 0 0 0 8 38,0

Defeito – Sist Aux

Sistemas de proteção

1 0,6 0 0 1 2,8 0 0 0 0

Serviços auxiliares 1 0,6 0 0 0 0 0 0 1 4,8

Outros

Erro humano – Conservação,

montagens e ensaios

5 3,1 0 0 1 2,8 0 0 4 19,0

Erro de manobras 5 3,1 1 1,9 1 2,8 2 3,9 1 4,8

Outras causas conhecidas

1 0,6 1 1,9 0 0 0 0 0 0

Causas desconhecidas

9 5,6 3 5,8 3 8,3 1 1,9 2 9,5

Terceiros 1 0,6 0 0 0 0 1 1,9 0 0

Total incidentes com origem na rede MAT 161 100,0 52 100,0 36 100,0 52 100,0 21 100,0

Quadro 3 – Causas dos Incidentes com repercussão na rede MAT – 2016



95

REPERCUSSÃO

Total de Incidentes


400 kV 220 kV 150 kV

Família de Causas

Causas dos incidentes/

repercussões(n) (%) Inciden.

(n)Inciden.

(%)Inciden.

(n)Inciden.

(%)Inciden.

(n)Inciden.

(%)Inciden.

(n)Inciden.

(%)

Ação terceiros

Causas outras redes

2 15,4 1 33,3 0 0 1 33,3 0 0

Causas outras entidades

9 69,2 2 66,6 5 100 2 66,6 0 0

Origem interna

Transformador de tensão

1 7,7 0 0 0 0 0 0 1 50


1 7,7 0 0 0 0 0 0 1 50

Total incidentes com origem externa à rede MAT 13 100,0 3 100,0 5 100,0 3 100,0 2 0,0

REPERCUSSÃO

Total de Incidentes


400 kV 220 kV 150 kV

Incidentes com repercussões na rede MAT (n) (%) Inciden.

(n)Inciden.

(%)Inciden.

(n)Inciden.

(%)Inciden.

(n)Inciden.

(%)Inciden.

(n)Inciden.

(%)

Total incidentes com origem interna à rede MAT

161 92,5 52 92,9 36 85,7 52 94,5 21 100

Total incidentes com origem externa à rede MAT

13 7,5 4 7,1 6 14,3 3 5,5 0 0

Total incidentes 174 100,0 56 100,0 42 100,0 55 100,0 21 100,0

Quadro 3 – (Continuação) Causas dos Incidentes com repercussão na rede MAT – 2016



96

Família de causas Equipamento Nº Incidentes f(%) F(%) Nº Inc

no SPNº Inc no SA

Defeito – Sistemas Auxiliares

Sistema de proteção 1 4,5 4,5 0 1

Servilos auxiliares 1 4,5 9,0 0 1

Defeito equipamento – MAT

Disjuntor 6 27,4 36,4 6 0

Outro componente de subestações

1 4,5 40,9 1 0

Outro componente de linhas

1 4,5 45,4 1 0

Ligações 1 4,5 49,9 1 0

Transformador de tensão 1 4,5 54,4 1 0

Transformador de potência (incluindo acessórios)

8 36,5 90,9 8 0

Módulo SF6 2 9,1 100 2 0

Total 22 100 20 2

Quadro 4 – Incidentes devidos a Deficiências de Equipamento – 2016

2012 2013 2014 2015 2016

Origem do Incidente

Nº Total

de Inc.

Nº Total

de Inc.

Nº Total

de Inc.

Nº Total

de Inc.

Nº interrup.

de Serviço resultantes

Nº Inc. que originaram

ENF

ENF resultante

(MWh)

Nº Total

de Inc.

Nº interrup.

de Serviço resultantes

Nº Inc. que originaram

ENF

ENF resultante

(MWh)

Incidentes com origem na RNT

154 208 167 102 1 1 19,5 161 2 2 23,1

Incidentes com origem externa e repercussão

na RNT

18 26 23 19 1 1 0,4 13 1 1 8,7

Total parcial 172 234 190 121 2 2 19,9 174 3 3 31,8

Incidentes com ENF imputável à REN e sem repercussão

na RNT

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Total 172 234 190 121 2 2 19,9 174 3 3 31,8

Quadro 5 – Incidentes com Energia Não Fornecida - 2016

Nota: Só foram consideradas as interrupções superiores a 3 minutos

Tensão (kV)

Interrupções Fugitivas

Interrupções Permanecentes

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

150 46 9 20

220 19 12 39

400 42 2 21

Total 107 23 80

Quadro 6 – Interrupções nos Circuitos de Linha

f - FREQUÊNCIA; F – FREQUÊNCIA ACUMULADA; SP – SISTEMA PRIMÁRIO; SA – SISTEMA AUXILIAR



97

Tensão (kV)

Nº de Interrupções

forçadas

Nº de Interrupções por 100 km

Nº de Interrupções por Circuito

Tempo Total de Interrupção

(horas)

Duração Média por Interrupção

(horas)

Indisponibilidade Relativa (%/100 km)

Indisponibilidade Relativa por Circuito (%)

[N] [f]=100*N/L [f1]=N/C [T] [d]=T/N [u]=f*d*100/24*366 [I]=f1*d*100/24*366

150 20 0,75 0,31 35 1,75 0,015 0,006

220 39 1,08 0,35 5127 131,46 1,616 0,521

400 21 0,81 0,26 29 1,36 0,013 0,004

Total 80 2,64 0,91 5191 134,57 1,644 0,531

Quadro 7 – Número e Duração das Interrupções Permanecentes em Circuitos

Quadro 8 – Interrupções Permanecentes com Causas Internas na RNT

U (kV)

Inc. com origem interna na RNT (Qte)

Família de Causas Causas

Interrupções forçadas Nº Int. Forçadas

Nº Int. por 100 km

Tempo Total Int. (horas)

Duração Média Int.

(horas)

Indisponib. Relativa

(%/100 km)

Circuitos origem de

defeito (nº)

Circuitos afetados

por defeito (nº)

[N] [f]=100*N/L [T] [d]=T/N [u]=f*d*100/ 24*366

150 52

Ação atmosféricaDescargas

atmosféricas3 0 3 0,11 0,0722 0,02 0,00003

Ação ambiental Incêndios 7 0 7 0,26 5,2242 0,75 0,00223

Def. Equip. AT Disjuntor 3 0 3 0,11 28,9775 9,66 0,01236

Acção Terceiros Terceiros 1 0 1 0,04 0,0314 0,03 0,00001

Origem internaErro Manobra 2 0 2 0,07 0,1892 0,09 0,00008


0 2 2 0,07 0,1950 0,10 0,00008

Total 52 16 2 18 0,67 34,6894 1,93 0,01479

220 36

Ação atmosféricaDescargas

atmosféricas3 0 3 0,08 0,5950 0,20 0,00019

Ação ambientalIncêndios 10 0 10 0,28 14,9131 1,49 0,00470

Árvores 1 0 1 0,03 4,5439 4,54 0,00143

Def. Equip. Linhas Cabo Condutor 2 0 2 0,06 65,0039 32,50 0,02049

Def. Equip. AT

Módulo SF6 1 0 1 0,03 24,0000 24,00 0,00757

Transformador de Tensão

1 0 1 0,03 49,3231 49,32 0,01555

Outros componentes 1 0 1 0,03 152,4822 152,48 0,04807

Def. Equip. Sist. Aux.

Sistemas de Proteção 1 0 1 0,03 1,7419 1,74 0,00055

Ação TerceirosCausas Outras

entidades0 3 3 0,08 3,3419 1,11 0,00105

Origem internaOutras causas

conhecidas1 9 10 0,28 10,29 1,03 0,00324

Desconhecidas Desconhecidas 1 0 1 0,03 0,9406 0,94 0,00030

Total 36 22 12 34 0,94 327,1736 9,62 0,10315

400 52

Ação atmosférica

Descargas atmosféricas

0 1 1 0,04 0,0200 0,02 0,00001

Nevoeiro 1 0 1 0,04 0,0372 0,04 0,00002

Ação ambientalCegonhas 2 0 2 0,08 0,8267 0,41 0,00036

Incêndios 7 0 7 0,27 3,9503 0,56 0,00174

Def. Equip. AT Disjuntor 2 0 2 0,08 0,8850 0,44 0,00039

Origem internaErro Manobra 1 0 1 0,04 0,0297 0,03 0,00001


2 0 2 0,08 0,0886 0,04 0,00004

Total 52 14 0 14 0,54 5,7803 0,41 0,00255



98

Quadro 9 – Interrupções Permanecentes com Causa Externa à RNT

U (kV)

Inc. com origem externa na RNT (Qte)

Família de Causas Causas

Interrupções forçadas Nº Int. Forçadas

Nº Int. por 100 km

Tempo Total Int. (horas)

Duração Média Int.

(horas)

Indisponib. Relativa

(%/100 km)

Circuitos origem de

defeito (nº)

Circuitos afetados

por defeito (nº)

[N] [f]=100*N/L [T] [d]=T/N [u]=f*d*100/ 24*366

150 3 Acção TerceirosCausas Outras

Entidades0 2 2 0,07 0,3719 0,19 0,0002

Total 3 0 2 2 0,07 0,3719 0,19 0,0002


Entidades0 5 5 0,19 4799,7722 959,95 2,0465

Total 6 0 5 5 0,19 4799,7722 959,95 2,0465


Entidades0 5 5 0,19 22,8114 4,56 0,0101

Total 4 0 5 5 0,194 22,8114 4,56 0,0101

Ano

150kV

Descargas Atmosféricas Poluição Cegonhas Incêndios

Outras Redes

(ext. RNT)

Outras Causas

Indeter- minadas Total

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

2011 0,67 0,00 0,04 0,09 0,09 0,18 0,04 1,12

2012 0,30 0,00 0,07 0,07 0,15 0,30 0,04 0,93

2013 0,15 0,00 0,04 0,00 0,18 0,26 0,11 0,73

2014 0,45 0,00 0,04 0,00 0,00 0,45 0,07 1,01

2015 0,04 0,00 0,00 0,04 0,00 0,38 0,00 0,46

2016 0,11 0,00 0,00 0,26 0,07 0,22 0,00 0,67

Média 0,44 0,00 0,04 0,06 0,14 0,35 0,07 1,12

Média (%) 39,66% 0,00% 3,79% 5,59% 12,85% 31,70% 6,40% 100,00%

Quadro 10 – Evolução do Número de Interrupções Permanecentes por 100 km de Circuito – 150 kV



99

Ano

220kV


Outras Redes

(ext. RNT)

Outras Causas


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

2011 0,37 0,00 0,09 0,11 0,26 0,34 0,09 1,26

2012 0,14 0,00 0,14 0,40 0,06 0,23 0,03 0,99

2013 0,20 0,00 0,00 0,28 0,06 0,48 0,17 1,18

2014 0,41 0,00 0,03 0,00 0,12 0,44 0,12 1,11

2015 0,06 0,00 0,00 0,08 0,14 0,33 0,03 0,64

2016 0,08 0,00 0,00 0,28 0,00 0,22 0,03 0,61

Média 0,25 0,00 0,03 0,17 0,08 0,29 0,12 0,94

Média (%) 26,52% 0,00% 2,73% 17,98% 8,88% 31,11% 12,79% 100,00%

Ano

400kV


Outras Redes

(ext. RNT)

Outras Causas


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

2011 0,04 0,00 0,11 0,19 0,04 0,38 0,08 0,83

2012 0,04 0,00 0,00 0,21 0,13 0,26 0,04 0,69

2013 0,09 0,00 0,09 0,21 0,21 1,20 0,17 1,97

2014 0,17 0,00 0,00 0,04 0,04 0,43 0,13 0,81

2015 0,08 0,00 0,00 0,08 0,16 0,08 0,00 0,39

2016 0,00 0,04 0,08 0,27 0,00 0,20 0,00 0,59

Média 0,83 0,10 0,28 1,30 2,01 4,17 0,88 9,57

Média (%) 8,66% 1,07% 2,90% 13,63% 20,99% 43,57% 9,18% 100,00%





100

Elemento origemNível de tensão (kV)

400 220 150 RNT

Linhas e Cabos

Total de atuações 51 48 64 163

Comportamento Correto 49 46 64 159

Comportamento Incorreto 2 2 0 4

Eficácia (%) 96,1 95,8 100 97,5

Transformadores,Autotransformadores (*) e Reactância Shunt




Eficácia (%) 100 - 50 66,7

Barramentos e Interbarras/Bypass




Eficácia (%) 100 100 100 100

Outras Redes com Repercussão na RNT (**)




Eficácia (%) 80 100 100 90

Total




Eficácia (%) 94,8 96,3 98,5 96,7

Quadro 13 – Eficácia dos Sistemas de Proteção

(*) 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.



101

AtuaçõesNível de tensão (kV)

400 220 150 RNT


Seletivas 56 52 67 175

Não Seletivas 2 0 1 3

Grau de selectividade (%) 96,6 100 98,5 98,3

Religação automáticaNível de tensão (kV)

400 220 150 RNT

Total de religações 94 45 88 227

Eficazes 83 36 83 202

Não Eficazes 11 9 5 25

Eficácia (%) 88,3 80 94,3 89

Nível de tensão (kV)

400 220 150 RNT

16,25 24,63 37,74 27,07

Quadro 14 – Grau de Seletividade dos Sistemas de Proteção

Quadro 16 – Eficácia da Religação Automática

Quadro 15 – Tempo Médio de Atuação dos Sistemas de Proteção (ms)

ANEXO 6MAPA COM OS PONTOS DE ENTREGA


102

REDE ELÉCTRICA NACIONAL, S.A.

Avenida Estados Unidos da América, 55 1749-061 LISBOA

Telefone: +351 210 013 500

www.ren.pt

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