caracterização da rede eléctrica da região autónoma da...

Caracterização da Rede Eléctrica da

Região Autónoma da Madeira

Sócio: AREAM-Agência Regional da Energia e Ambiente da Região

Autónoma da Madeira

Autor: AREAM-Agência Regional da Energia e Ambiente da Região

Autónoma da Madeira

Data: Novembro de 2010

PROGRAMA MAC 2007 - 2013 Código: MAC/2/C113

TRES

TRansição para um modelo Energético Sustentável para a Madeira, Açores e Canárias

Caracterização da Rede Eléctrica da Região Autónoma da Madeira

Projecto TRES

2

ÍNDICE

1. Objectivo ...................................................................................................................... 5

1.1. Resumo dos dados gerais da rede ........................................................................... 5

2. Dados gerais da rede ................................................................................................... 5

2.1. Resumo dos dados gerais da rede ........................................................................... 5

2.1.1. Subestações ..................................................................................................... 6

2.1.2. Postos de transformação ................................................................................... 6

2.1.3. Linhas e cabos da rede de transporte e distribuição .......................................... 6

2.1.4. Características do sistema electroprodutor ........................................................ 7

2.2. Grupos de geração convencional ............................................................................. 7

2.2.1. Centrais Térmicas ............................................................................................. 7

2.2.2. Centrais Hídricas ............................................................................................. 16

2.3. Grupos de geração em regime especial ................................................................. 43

2.3.1. Geração eólica. ............................................................................................... 43

2.4. Transformadores .................................................................................................... 47

2.5. Subestações. Barras de conexão. .......................................................................... 48

2.5.1. Novas subestações/aumentos de potência ..................................................... 49

2.5.2. Painéis existentes nas subestações ................................................................ 50

2.5.3. Energia emitida por nó de rede ....................................................................... 53

2.5.4. Potências de curto-circuito .............................................................................. 54

2.6. Linhas de transporte e distribuição ......................................................................... 57

2.6.1. Rede de Transporte do SEPM ......................................................................... 57

2.6.2. Rede de Distribuição MT do SEPM ................................................................. 64

2.7. Cargas ................................................................................................................... 67

2.7.1. Cargas verificadas nas subestações ............................................................... 67

3. Ligação à terra ............................................................................................................ 69


TRES



Projecto TRES

3

4. Gestão técnica global do SEPM ................................................................................. 69

4.1. Aspectos gerais da segurança do sistema eléctrico da Madeira ............................ 70

4.1.1. Princípios gerais .............................................................................................. 70

4.1.2. Critérios de funcionamento e de segurança para a exploração do sistema eléctrico

da Madeira ...................................................................................................... 70

4.1.3. Análises de segurança .................................................................................... 71

4.1.4. Estabelecimento de planos para a exploração do sistema eléctrico ................ 74

5. Exploração do sistema eléctrico regional em tempo real ............................................ 77

5.1. Controlo do sistema eléctrico regional em tempo real ............................................ 77

5.1.1. Controlo dos trânsitos de energia .................................................................... 77

5.1.2. Controlo de tensões e perdas .......................................................................... 78

5.1.3. Modulação da produção e regulação frequência-potência ............................... 78

5.1.4. Avaliação da segurança da rede ..................................................................... 78

5.2. Actuação em caso de incidente .............................................................................. 79

5.2.1. Actuação em caso de falha simples (critério N-1) ............................................ 80

5.2.2. Actuação em caso de falha de linhas de duplo circuito ................................... 80

5.2.3. Actuação em caso de falha do maior grupo gerador em serviço ..................... 80

5.2.4. Actuação em caso de alteração da frequência ................................................ 80

5.3. Comunicações para a exploração do sistema ........................................................ 81

5.3.1. Avisos recebidos pela concessionária do transporte e distribuidor vinculado do

SEPM .............................................................................................................. 81

5.4. Situações de carência absoluta de energia ............................................................ 81

5.5. Actuação perante a ocorrência de avarias ............................................................. 81

5.5.1. Actuação dos operadores ................................................................................ 81

5.5.2. Avaria na rede de telecomunicações de segurança ........................................ 82

5.5.3. Avaria no sistema de telecomando .................................................................. 82

5.5.4. Avaria na alimentação de energia eléctrica ..................................................... 82

5.5.5. Outras avarias ................................................................................................. 83

6. Referências ................................................................................................................ 84


TRES



Projecto TRES

4


TRES



Projecto TRES

5

1. OBJECTIVO

Este documento pretende caracterizar a rede eléctrica da Região Autónoma da Madeira (RAM).

A informação presente neste documento está classificada de acordo com o tipo de dados a que corresponde:

Dados gerais da rede

Rede de ligação à terra

Critérios operacionais

Estudos de rede anteriores

Registos históricos

Outros dados

Foi recolhida a maior quantidade de dados possível, de modo a permitir que os resultados sejam os

mais próximos da realidade.

1.1. RESUMO DOS DADOS GERAIS DA REDE

Tendo em conta a elevada quantidade de informação que se encontra neste relatório, neste

subcapítulo é apresentado um resumo dos dados característicos das instalações da rede eléctrica

e do sistema electroprodutor da Região Autónoma da Madeira referentes ao ano de 2009.

2. DADOS GERAIS DA REDE

Os dados gerais da rede estão relacionados com as instalações e os equipamentos. Podem ser apresentados da seguinte forma:

Rede eléctrica básica: que corresponde a uma descrição dos diferentes nós de ligação, linhas, distâncias e grupos de geração indicando a sua potência.

Rede eléctrica detalhada: informação desenvolvida da rede eléctrica básica. Aqui constam documentos e esquemas eléctricos detalhados.

2.1. RESUMO DOS DADOS GERAIS DA REDE

Tendo em conta a elevada quantidade de informação que se encontra neste relatório, neste

subcapítulo é apresentado um resumo dos dados característicos das instalações da rede eléctrica

e do sistema electroprodutor da Região Autónoma da Madeira referentes ao ano de 2009.


TRES



Projecto TRES

6

2.1.1. Subestações

Tabela 1 - Número de subestações por nível de tensão

kV 30/6,6 60/6,6 60/30 60/30/6,6 Total

Ilha da Madeira 20 4 2 2 28

Ilha do Porto Santo 3 - - - 3

Total RAM 23 4 2 2 31

Tabela 2 – Transformadores instalados nas subestações

30/6,6 60/6,6 60/30 Total

N.º SE MVA N.º SE MVA N.º SE MVA N.º SE MVA

Ilha da Madeira 20 233 6 125 2 170 28 528

Ilha do Porto Santo 3 18 - - - - 3 18

Total RAM 23 251 6 125 2 170 31 546

Nº SE – número de subestações

2.1.2. Postos de transformação

Tabela 3 - Síntese dos postos de transformação

Particulares Públicos Total

Nº P. Inst. (MVA) Nº P. Inst. (MVA) Nº P. Inst. (MVA)

Ilha da Madeira 217 142,8 1439 573,4 1656 716,2

6,6 kV 213 136,7 1393 562,1 1606 698,8

30 kV 4 6.1 46 11,3 50 17,4

Ilha do Porto Santo 21 12,5 72 22,1 93 34,6

6,6 kV 21 12,5 72 22,1 93 34,6

30 kV 0 0 0 0 0 0

RAM 238 155,3 1511 595,4 1749 750,7

6,6 kV 234 149,2 1465 584,1 1699 733,4

30 kV 4 6,1 46 11,3 50 17,4

2.1.3. Linhas e cabos da rede de transporte e distribuição

Tabela 4 – Linhas e cabos da rede de transporte e distribuição

Aérea Subterrânea Total

Madeira 3771,5 1695,2 5466,7

Rede de 60 kV 68,6 10,2 78,9

Rede de 30 kV 240 137 376,9

Rede de 6,6 kV 519,3 696,5 1215,8

Rede BT 2943,6 851,6 3795,6


TRES



Projecto TRES

7

Porto Santo 89 116,2 205,1

Rede de 30 kV 5,1 10,2 15,3

Rede de 6,6 kV 20 51,1 71,2

Rede BT 63,8 54,8 118,7

Total RAM 3860,5 1811,4 5671,9

Rede de 60 kV 68,6 10,2 78,9

Rede de 30 kV 245,1 147,2 392,2

Rede de 6,6 kV 539,3 747,7 1287

Rede BT 3007,4 906,4 3913,8

2.1.4. Características do sistema electroprodutor

Tabela 5 – Sistema electroprodutor pertencente à EEM na ilha da Madeira

Térmica Hidroeléctrica Total

Nº de centrais 1 9 10

Potência Instalada (MW) 158,5 50,4 208,9

Produção (GWh) 538 135,5 673,5

Emissão (GWh) 523,6 135 658,6

Tabela 6 – Sistema electroprodutor de entidades privadas na ilha da Madeira

Térmica Hidroeléctrica Eólica Resíduos Urbanos PV* Total

Nº de centrais 1 1 8 1 127 138

Potência Instalada (MW) 36 0,7 37,9 8 0,4 83,1

Aquisições (GWh) 188,6 4,65 36,9 36,51 0,29 266,96

* Inclui microprodução e PRE

Tabela 7 – Sistema electroprodutor da ilha de Porto Santo

Térmica EEM

Eólica PV Total

EEM ENEREEM

Nº de centrais 1 1 1 5 8

Potência Instalada (MW) 17,28 0,45 0,66 0,02 18,41

Produção (GWh) 36,93 0,65 - - 37,58

Emissão (GWh) 34,23 0,65 1,17 0,01 36,05

2.2. GRUPOS DE GERAÇÃO CONVENCIONAL

2.2.1. Centrais Térmicas

Na Ilha da Madeira existem duas centrais térmicas, a Central da Vitória, propriedade da Empresa

Electricidade da Madeira (EEM), e a Central do Caniçal, gerida por um operador privado, a Atlantic

Islands Electricity SA. Ambas produzem electricidade baseada na combustão de fuelóleo.


TRES



Projecto TRES

8

Existe também uma instalação de incineração de resíduos sólidos urbanos, onde estes são

aproveitados para a produção de electricidade.

Por sua vez, na Ilha do Porto Santo, existe uma central térmica, também baseada na combustão de

fuelóleo e que é propriedade da EEM.

Figura 1 – Distribuição das centrais térmicas pelo Arquipélago da Madeira

2.2.1.1 Central Térmica do Caniçal

Relativamente à Central Térmica do Caniçal, na medida em que é operada por uma entidade privada, não existem dados pormenorizados disponíveis.

A central está localizada na Zona Franca Industrial do Caniçal e é equipada com três grupos electrogéneos Sulzer ZAV 40 S de 12 MW de potência, totalizando 36 MW de potência instalada nesta central.

2.2.1.2 Central Térmica da Vitória

A Central Térmica da Vitória é a maior central diesel do país, possui 15 grupos electrogéneos em funcionamento, com uma potência máxima contínua disponível de 117 MW e produz cerca de 60% do total da energia eléctrica da Ilha da Madeira.

A central entrou em funcionamento em 1979 e está situada na margem esquerda da Ribeira dos Socorridos, à cota de 20 metros, freguesia de S. Martinho, concelho do Funchal. A instalação é constituída por duas naves industriais, tendo sido ao longo do tempo objecto de várias extensões até à sua configuração final. Na nave a sul (Vitória I), a primeira a entrar em funcionamento, encontram-se instalados os seis grupos mais antigos. Na nave a norte (Vitória II) estão instalados os restantes nove grupos mais recentes.

Os grupos electrogéneos da central são do fabricante New Sulzer Diesel nas versões 16 ZV 40 e 16 ZAV 40S. O motor Sulzer Z 40 a quatro tempos foi introduzido no mercado dos diesel


TRES



Projecto TRES

9

estacionários semi-rápidos nos anos 70, é o único motor deste tipo com pistões rotativos e é uma máquina robusta e extremamente fiável. O ZA40S é um desenvolvimento do Z 40 que permite atingir potências de 720 kW por cilindro.

A robustez e fiabilidade destes equipamentos estão amplamente demonstradas, possuindo a Central da Vitória mais de 1,6 milhões de horas de funcionamento, tendo vários grupos já ultrapassado as 100.000 horas de operação.

Os motores funcionam a fuelóleo como combustível primário, utilizando apenas o diesel quando é necessário fazer paragens prolongadas para revisões gerais. Em operação normal, os arranques e as paragens são efectuados a fuelóleo, tendo a central um consumo médio anual de cerca de 130.000 toneladas de fuelóleo.

O arrefecimento dos motores é efectuado em torres de refrigeração e radiadores, conseguindo-se desta forma alguma poupança de água. A lubrificação dos motores foi concebida e dimensionada para uma eficiente filtragem e depuração do lubrificante, com bombas, filtros automáticos e sistema de depuração contínuo e automático. Todos os sistemas auxiliares foram dimensionados com base no normal funcionamento em contínuo da instalação.

Os motores possuem os seguintes sistemas auxiliares principais:

Tratamento automático de combustível, óleo e água;

Alimentação e circulação de combustível, óleo e água;

Refrigeração de óleo, água e ar;

Ar comprimido de arranque a 30 bar, e controlo a 7 bar;

Produção de vapor por caldeiras de recuperação dos gases de escape.

A central possui também dois grupos diesel de emergência, um em cada nave, de cerca de 350 kVA, utilizados para arranque dos serviços auxiliares e da instalação em caso de blackout.

No intuito de fazer face ao crescimento do consumo na Ilha da Madeira, a Central Térmica da Vitória possui ainda um equipamento específico, (turbina a gás dual-fuel), apenas para serviço de corte de pontas, com uma potência instalada de cerca de 12 MWe, funcionando a diesel e preparada para funcionar no futuro a gás natural.

Equipamento eléctrico

Os alternadores são trifásicos, com 50 Hz de frequência, auto-ventilados e com geração à tensão de 6,6 kV. Estão equipados com excitação do tipo brushless, com fonte de tensão contínua de 110 Vcc controlada por um regulador automático de tensão electrónico.

A interligação à subestação é efectuada através de transformadores 6,6/30 kV, com grupo de ligação YNd5 e arrefecimento do tipo ONAF-ONAN.

Os serviços auxiliares são alimentados por transformadores 30/0,4 kV de 1200 kVA a partir do barramento de 30 kV da subestação.

Os circuitos de comando e controlo são alimentados a partir de sistemas independentes de 24 e 110 Vcc.


TRES



Projecto TRES

10

Sistemas de Comando e Controlo

O sistema de comando e controlo é constituído por dez autómatos de grupo e auxiliares, mais um de comando centralizado e supervisão, comunicando entre si através do respectivo interface. O autómato de comando centralizado, do qual dependem hierarquicamente os autómatos de grupo e auxiliares, controla o funcionamento global da instalação, e tem como objectivo optimizar a gestão da central e a eficiente utilização dos grupos.

O autómato de comando centralizado efectua, em tempo real, o controlo das potências dos grupos, das grandezas relevantes para o seu funcionamento e a comunicação com os autómatos de grupo e auxiliares. Por sua vez, as principais funções dos autómatos de grupo são - o comando sequencial, a vigilância das medidas de potência, temperatura e pressão, a regulação das válvulas de vapor e a ligação ao autómato do comando centralizado. Os autómatos de grupo têm sete programas - arranque dos auxiliares; arranque do grupo; entrada na rede; saída da rede; paragem do grupo; paragem dos auxiliares e paragem de emergência.

Os autómatos programáveis modelo Procontrol 214 da ABB, têm uma constituição modular e um funcionamento sequencial.

A central possui uma central horária GPS com sincronização via satélite que é responsável pela hora padrão dos sistemas.

Quanto ao sistema de supervisão este tem as seguintes funções principais:

Arranque, sincronização e paragem dos grupos;

Impressão dos principais eventos e alarmes do sistema;

Registo em base de dados dos principais parâmetros do sistema;

Controlo em tempo real dos grupos geradores e seus auxiliares;

Controlo em tempo real das cargas e reserva girante da central;

Visualização/impressão gráfica de alguns parâmetros do sistema.

Outros Sistemas

A central possui ainda os seguintes sistemas:

Reguladores de velocidade Woodward;

Reguladores de tensão Alstom e ABB-Unitrol;

proteccções eléctricas Siemens, ABB e General Electric;

Sistema de alarme e combate a incêndios;

Sistema interno de vigilância.

No que diz respeito às questões ambientais estas foram devidamente avaliadas e consideradas aquando do projecto de dimensionamento da instalação:

Consumo de combustível pesado com teor de enxofre < 1%;

Sistema de tratamento de hidrocarbonetos;

Sistema de tratamento de águas residuais;


TRES



Projecto TRES

11

Isolamento acústico da nave principal.

Nas tabelas que se seguem encontram-se sumarizadas as características técnicas dos equipamentos mecânicos e electrónicos da Central Térmica da Vitória.


TRES



Projecto TRES

12

Tabela 8 – Características técnicas dos grupos electrogéneos da Central Térmica da Vitória

Grupo 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Potência do motor (cv) 10500 10500 10500 11200 11200 11200 14640 14640 14640 14640 15670 15670 15670 15670 15670 -

Potência do motor (kW) 7500 7500 7500 7800 7800 7800 10760 10760 10760 10760 11520 11520 11520 11520 11520 13100

Tipo Diesel Diesel Diesel Diesel Diesel Diesel Diesel Diesel Diesel Diesel Diesel Diesel Diesel Diesel Diesel Turbina a

gás

Número de cilindros 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 -

Número de tempos 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 -

Número de R.P.M. 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 1500

Cilindros (Verticais/Horizontais)

V V V V V V V V V V V V V V V -

Construtor Sulzer Sulzer Sulzer Sulzer Sulzer Sulzer Sulzer Sulzer Sulzer Sulzer Sulzer Sulzer Sulzer Sulzer Sulzer Turbomach

Potência do gerador (kVA)

9750 9750 9750 9750 9750 9750 13000 13000 13000 13000 14000 14000 14000 14000 14000 16000

Potência efectiva (kW) 6000 6000 5000 6900 6900 6900 9400 9400 9400 9400 10100 10100 10100 10100 10100 12300

Tensão (Volts) 6600 6600 6600 6600 6600 6600 6600 6600 6600 6600 6600 6600 6600 6600 6600 6300

Tipo de corrente CA CA CA CA CA CA CA CA CA CA CA CA CA CA CA CA

Frequência (Hz) 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50

Factor de potência 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8

Construtor Sepsa Sepsa Sepsa Alstho

m Alstho

m Alstho

m Sepsa Sepsa Sepsa Sepsa

Alsthom

Alsthom

Alsthom

Alsthom

Alsthom

L.Sommer

Ano de montagem na central

1980 1979 1982 1983 1984 1984 1990 1989 1989 1991 1992 1992 1996 1996 1999 2004


TRES



Projecto TRES

13

Tabela 9 – Características técnicas dos transformadores da Central Térmica da Vitória

Transformadores Principais

Número 2 4 9

Potência (kVA) 10000 10000 13000

Razão de transformação (V/V) 6600/30000 6600/30000 6600/30000

Construtor Siemens Siemens Siemens

Ano de montagem na central 1979 1981/83/84/84 1989/90/91/92/96/98

Transformadores Auxiliares

Número 2 2 2 9

Potência (kVA) 1250 1000 1600 800

Razão de transformação (V/V) 30000/400 30000/400 30000/400 6600/400

2.2.1.3 Central Térmica do Porto Santo

A Central Térmica do Porto Santo entrou em funcionamento em 1992, está situada no sítio do Penedo, à cota de 15 metros, concelho do Porto Santo. A central possui 4 grupos electrogéneos em funcionamento, com uma potência máxima disponível de 16 MW e é responsável por cerca de 93% do total da energia eléctrica produzida na Ilha do Porto Santo.

A instalação é constituída por uma única nave industrial. Os grupos mais antigos (grupo 1 e 2) estão desactivados e fora de exploração normal e só são utilizados em caso de emergência.

O combustível primário utilizado é o fuelóleo, recorrendo-se ao diesel apenas durante as paragens prolongadas para revisões gerais.

O arrefecimento dos motores é efectuado em torres de refrigeração e radiadores, conseguindo-se desta forma alguma poupança de água. A lubrificação dos motores foi concebida e dimensionada para uma eficiente filtragem e depuração do lubrificante, com bombas, filtros automáticos e sistema de depuração contínuo e automático. Todos os sistemas auxiliares foram dimensionados com base no normal funcionamento em contínuo da instalação.

Os motores possuem os seguintes sistemas auxiliares principais:

Tratamento automático de combustível, óleo e água;

Alimentação e circulação de combustível, óleo e água;

Refrigeração de óleo, água e ar;

Ar comprimido de arranque a 30 bar, e controlo a 7 bar;

Produção de vapor por caldeiras de recuperação dos gases de escape.

A central possui também um grupo diesel de emergência, de cerca de 250 kVA, utilizado apenas para arranque dos serviços auxiliares e da instalação em caso de blackout.

Equipamento Eléctrico

Os alternadores são trifásicos, com 50 Hz de frequência, auto-ventilados e com geração à tensão de 6,6 kV. Estão equipados com excitação do tipo brushless, com fonte de tensão contínua de 110 Vcc controlada por um regulador automático de tensão electrónico.


TRES



Projecto TRES

14

A interligação à subestação é efectuada através de transformadores 6,6/30 kV, com grupo de ligação YNd5 e arrefecimento do tipo ONAF-ONAN.

Os serviços auxiliares são alimentados por transformadores 30/0,4 kV de 630 kVA a partir do barramento de 30 kV da subestação.

Os circuitos de comando e controlo são alimentados a partir de sistemas independentes de 24 e 110 Vcc.

Sistemas de Comando e Controlo

O sistema de comando e controlo é constituído por quatro autómatos de grupo e auxiliares, mais um de comando centralizado e supervisão, comunicando entre si através do respectivo interface. O autómato de comando centralizado, do qual dependem hierarquicamente os autómatos de grupo e auxiliares, controla o funcionamento global da instalação, visando optimizar a gestão da central e a eficiente utilização dos grupos.

O autómato de comando centralizado efectua, em tempo real, o controlo das potências dos grupos, das grandezas relevantes para o seu funcionamento e a comunicação com os autómatos de grupo e auxiliares.

Os autómatos de grupo têm como principais funções - o comando sequencial, a vigilância das medidas de potência, temperatura e pressão e a ligação ao autómato do comando centralizado.

A central possui uma central horária GPS com sincronização via satélite que é responsável pela hora padrão dos vários sistemas.

No que diz respeito ao sistema de supervisão este possui as seguintes funções principais:

Impressão dos principais eventos e alarmes do sistema;

Registo em base de dados dos principais parâmetros do sistema;

Controlo em tempo real dos grupos geradores e seus auxiliares;

Controlo em tempo real da carga, frequência e reserva girante da rede;

Visualização/impressão gráfica de alguns parâmetros do sistema.

Outros Sistemas

A central possui também os seguintes subsistemas:

Reguladores de velocidade Woodward;

Protecções eléctricas Siemens;

Sistema de alarme e combate a incêndios.

As questões ambientais foram devidamente avaliadas e consideradas no projecto de dimensionamento da instalação:

Consumo de combustível pesado com teor de enxofre < 1%;

Sistema de tratamento de hidrocarbonetos;

Sistema de tratamento de águas residuais.

Nas tabelas que se seguem encontram-se sumarizadas as características técnicas dos equipamentos mecânicos e electrónicos da Central.


TRES



Projecto TRES

15

Tabela 10 - Características técnicas dos grupos electrogéneos da Central Térmica do Porto Santo

Grupo 1 e 2

(desactivados) 3,4,5 e 6

Potência do motor (cv) 7200 5880

Tipo Diesel Diesel

Número de cilindros 12 6

Número de tempos 4 4

Número de R.P.M. 600 500

Cilindros (Verticais/Horizontais) V Em Linha

Construtor Milress Sulzer

Potência do gerador (kVA) 6431 5160

Potência efectiva (kW) 3500 4000

Tensão (Volts) 6600 6600

Tipo de corrente CA CA

Frequência (Hz) 50 50

Construtor Brush Leroy Sommer

Ano de montagem na central 1992 1998/2001/2008

Tabela 11 - Características Técnicas dos Transformadores


Número 2 3

Potência (kVA) 6500 5500

Razão de transformação (V/V) 6600/30000 6600/30000

Construtor Siemens Siemens

Ano de montagem na central 1992 1998/2001/2008

Transformadores Auxiliares

Número 2

Potência (kVA) 630

Razão de transformação (V/V) 30000/400

2.2.1.4 Estação de Tratamento de Resíduos Sólidos da Meia Serra

A Estação de Tratamento de Resíduos Sólidos (ETRS) da Meia Serra foi construída no final da década de 80 e entrou em funcionamento em 1991. Esta ETRS foi dimensionada para tratar cerca de 165 toneladas de Resíduos Urbanos Sólidos (RSU) por dia, até 2008. Constituiu o primeiro sistema integrado de tratamento e destino final de RSU do País, sendo composto por uma instalação de compostagem, complementada por dois incineradores – um com capacidade para processar uma tonelada por hora para refugos da compostagem e, outro, com capacidade para processar meia tonelada por hora de resíduos hospitalares e de matadouro – e um aterro de apoio.


TRES



Projecto TRES

16

No entanto, devido à crescente produção de RSU na Região, aquela ETRS deixou de ter capacidade para os tratar. Assim, e com a necessidade de adequar os tratamentos existentes na ETRS às directrizes europeias e nacionais, bem como, adoptar uma solução integrada para a valorização, tratamento e confinamento dos resíduos devidamente articulada com a valorização multi-material, através de recolha selectiva e de reciclagem dos materiais, em 1998, foi adoptado um conjunto de soluções técnicas viáveis e mais adequadas para a ETRS da Meia Serra, nomeadamente, aterro controlado, compostagem e incineração.

Actualmente, na ETRS da Meia Serra, os processos de tratamento de RSU instalados permitem, por um lado, a valorização, por compostagem, de parte da matéria fermentável dos resíduos, e por outro lado, a valorização energética dos restantes resíduos sólidos urbanos, através da sua incineração com produção de energia

A instalação de incineração de RSU da ETRS da Meia Serra deu início à sua laboração a 6 de Agosto de 2002 e visa a valorização energética de resíduos urbanos, através de um processo controlado e automatizado que, para além de tratar os resíduos termicamente, possibilita a produção de energia eléctrica. Esta instalação, constituída por duas linhas de incineração independentes, com capacidade unitária de 8 toneladas/hora e funcionando 24 horas por dia, encontra-se dotada de dois sistemas forno-caldeira e dois sistemas de tratamento de gases (um por linha). A energia eléctrica produzida pela instalação é assegurada pelo grupo turbo-gerador, que possui uma capacidade nominal de 8 MW. Uma parte da energia produzida é encaminhada para auto-consumo na ETRS, enquanto a restante é direccionada para a rede de distribuição pública, tendo correspondido em 2007 a cerca de 4% do consumo total de electricidade da Região e a 15% do seu consumo doméstico.

Na tabela seguinte encontram-se as principais características técnicas desta instalação, que está localizada no Sítio da Meia Serra, concelho da Camacha e é operada pela empresa Valor Ambiente - Gestão e Administração de Resíduos da Madeira S.A.

Tabela 12 – Principais características técnicas da instalação de incineração de RSU da ETRS da Meia Serra

Combustível RSU

Processo Combustão em massa com aproveitamento energético

Grelha LENTJES Rostfeuerungen GmbH - "rolos"

Área total ocupada (m2) 42.500

Capacidade de incineração (ton/hora) 2 x 8

Capacidade nominal de processamento (ton/ano) 126.000 (90% de disponibilidade)

Poder calorífico dos resíduos (nominal) (kJ/kg) 7.500

Regime de exploração 24 horas/dia durante 8.000 horas/ano

Nº de caldeiras de produção de vapor 2

Caudal de vapor da turbina (ton/hora) 19,44

Produção de energia eléctrica garantida (kWh/ton) 473

2.2.2. Centrais Hídricas

São dez as centrais hídricas ligadas à rede eléctrica regional, sendo que nove são propriedade da EEM e uma é operada por uma entidade privada.


TRES



Projecto TRES

17

Figura 2 – Distribuição das centrais hidroeléctricas no Arquipélago da Madeira

Nos subcapítulos que se seguem, apresentam-se pormenorizadamente as características das centrais hidroeléctricas da Região.

2.2.2.1 Central Hidroeléctrica da Serra d’Água

A Central Hidroeléctrica da Serra d’Água foi inaugurada em 1953, fazendo parte da primeira fase dos aproveitamentos hidroagrícolas realizados na década de cinquenta. Funcionou durante muitos anos como uma central de compensação, regulando vários parâmetros importantes, nomeadamente a frequência da rede eléctrica da Ilha da Madeira.

Actualmente, estando essas funções a serem executadas pela Central Térmica da Vitória, esta funciona como central de base hidroeléctrica, contribuindo normalmente com a sua potência máxima nas horas de ponta e nos regimes hidráulicos de inverno. Nos períodos de estio a central é forçada a funcionar a fio-de-água devido à necessidade de estabilização dos caudais de irrigação.

Esta central fica situada na Ribeira da Achada, a 400 metros da sua confluência com a ribeira do Poço, sendo a altitude do solo da central de cerca de 568 metros. Esta utiliza águas do Paúl da Serra, captadas por um sistema de dois canais situados aproximadamente à cota 1.000 metros: a levada das Rabaças e o canal do Norte.

Este aproveitamento engloba uma rede de levadas cuja extensão total é de 22.800 metros, dos quais 14.000 metros se desenvolvem na encosta Norte da Ilha e 8.800 metros que se estendem pela encosta Sul (sendo 9.794 metros de levada em túneis).

A jusante da central, saindo de uma bacia de compensação, regularizadora do caudal, tem início a levada do Norte, Lanço Sul, que se destina a conduzir águas para as estações de tratamento da Ribeira Brava e regadio da zona costeira entre a Ribeira Brava e Câmara de Lobos, abaixo da cota 550 metros. Parte dos caudais disponíveis, são turbinados em segunda queda na Central Hidroeléctrica da Fajã dos Padres.

Desde 1994, as águas turbinadas nesta central que não são necessárias ao abastecimento público nem à rega (períodos de maior pluviosidade), são conduzidas para a Central Hidroeléctrica dos


TRES



Projecto TRES

18

Socorridos, onde são turbinadas em segunda queda, aumentando assim a quantidade de energia produzida para os caudais disponíveis.

A contribuição média anual desta central é de cerca de 15 GWh.

Equipamento hidromecânico

A Central está dotada com dois grupos geradores com turbinas de fabrico Neyrpic do tipo Pelton de eixo horizontal.

A roda da turbina possui 22 pás em aço inoxidável, um injector comandado por servoválvulas e um deflector comandado igualmente por servoválvulas.

A turbina é provida de regulação automática de velocidade.

A conduta forçada, com um comprimento aproximado de 835 metros divide-se, na parte final, em dois troços para alimentação às turbinas. Cada troço está dotado de válvulas de guarda do tipo cunha a montante das turbinas.

No início da conduta existe uma válvula de topo do tipo borboleta, que pode ser manobrada manualmente no local ou por servomotor hidráulico.

O túnel de fuga faz a restituição em escoamento livre para uma câmara de restituição.

Cada grupo possui uma chumaceira da turbina, uma chumaceira de alternador e uma chumaceira de impulso. Existe um sistema de refrigeração às chumaceiras que utiliza as águas turbinadas.

Equipamento eléctrico principal

Os alternadores são trifásicos, 50 Hz e auto-ventilados. A excitação é feita através de um dínamo acoplado ao veio e controlada por um regulador de tensão. Os alternadores entregam a energia produzida a uma tensão de 6,6 kV a um transformador elevador para 30 kV com potência de 3.600 kVA.

Duas linhas saem do barramento de 30 kV e fazem o transporte de energia para S. Vicente e Ponta Vermelha. A partir do barramento de 30 kV um transformador 30/6,6 kV faz a ligação a um monobloco de 6,6 kV, de onde saem três linhas para o fornecimento de energia à rede local.

Os transformadores estão interligados em sala própria, com galeria comum, para ventilação e escoamento do óleo em caso de derrame.

As subestações que alimentam as linhas de 30 kV e as de 6,6 kV estão interligadas no mesmo edifício da central e são do tipo interior.

As protecções eléctricas são do fabricante GE e de tecnologia digital.

Sistemas auxiliares

Serviços Auxiliares de c.a.: Os serviços auxiliares são alimentados por um transformador 30/0,22 kV de 50 kVA através de uma saída do barramento de 30kV.

Serviços Auxiliares de c.c.: Os circuitos de controlo e comando são alimentados a partir de sistemas independentes de 24 e 110 V.

No caso de falta de serviços auxiliares de c.a., os serviços essenciais são alimentados a c.c. a partir das baterias da central. O tempo de serviço assim assegurado depende da capacidade das baterias e do consumo que no momento esteja a ser assegurado.


TRES



Projecto TRES

19

As baterias existentes nesta central são baterias de 110 V, tipo ácidas de 54 elementos com capacidade de 145 Ah e, baterias de 24 V, tipo alcalinas de 19 elementos com capacidade de 145 Ah.

Instalações de Comando e Controlo

Localmente o comando pode ser efectuado directamente nos quadros de comando dos diversos equipamentos.

O autómato de grupo centraliza o comando das operações necessárias entre estados estáveis dos grupos. Possui oito programas, nomeadamente arranque em vazio, sincronização com carga mínima, sincronização com carga base, saída da rede, paragem normal, paragem por protecção eléctrica, paragem por protecção mecânica e paragem de urgência (por telecomando).

As paragens por protecção eléctrica e mecânica, são programas internos do autómato, só executáveis por comutação, ou seja, sem acesso pelo operador.

Outros Sistemas/instalações

O sistema de medição de nível da câmara de carga possui uma sonda instalada na câmara de carga, a indicação é enviada analogicamente para o autómato que faz a regulação de nível e para o quadro de comando hidráulico.

O sistema de medição de pressão de água na conduta é do tipo capacitivo e está instalado junto à central no trecho final, este equipamento transmite informação para o autómato como indicação e registo.

No sistema de sinalização da presença de pessoas, a informação é enviada para o autómato e permite dar conhecimento no centro de telecomando quando alguém entra na central.

Na Tabela 13 encontram-se sumarizadas as características técnicas desta central.

Tabela 13 – Características Técnicas da Central Hidroeléctrica da Serra d’Água

Central

Localização Serra de Água

Entrada em serviço 1953

Potência máxima líquida (kW) 4800

Câmara de carga

Nível máximo/cota do descarregador (m) 992

Capacidade total (m3) 12360

Capacidade útil (m3) 9410

Conduta forçada

Comprimento (m) 835

Comprimento do canal a céu aberto (m) 13300

Comprimento da galeria (m) 9700

Circuito hidráulico

Tipo de válvulas de topo Borboleta

Nº de válvulas de isolamento da turbina 1 por grupo

Tipo de válvulas de isolamento da turbina Cunha

Turbinas

Altura da queda bruta (m) 424 424

Altura da queda útil (m) 406 406

Tipo de roda Pelton Pelton

Nº de pás da roda 20 22

Diâmetro nominal da roda (m) 1,10 1,10


TRES



Projecto TRES

20

Caudal máximo turbinável (m3/s) 0,75 0,75

Velocidade nominal (r.p.m.) 750 750

Potência nominal (kW) 3600 3600

Construtor Neyrpic Neyrpic

Alternadores

Potência nominal (kVA) 3600

Potência efectiva (kW) 2400

Tensão nominal (V) 6600

Factor de potência nominal 0,8

Corrente nominal (A) 315

Frequência (Hz) 50

Construtor Alsthom

Ano de montagem na central 1953



Razão de transformação (kV/kV) 6,6/30

Tipo de transformador Trifásico

Grupo de ligações YNd11

Modo de refrigeração ONAN

Construtor Merlin Gering


Transformador auxiliar


Razão de transformação (kV/kV) 30/0,4/0,11

Regulador de velocidade

Tipo de regulador Nert 21

Tipo de regulação Electrónico-Modular

Fornecedor Noell

Regulador de tensão

Tipo de regulador BBC 2/1

Tipo de regulação Reostato

Fornecedor BBC

Autómato de grupo

Tipo de autómato Indatic 61

Número de Programas 8

Fornecedor ABB

Protecção de grupos geradores

Tipo Digitais

Fornecedor GE

Sincronizador

Tipo Synchrotact 3

Fornecedor ABB

Telecomando

Tipo RTU Indatic 33/41

Fornecedor ABB

Na figura seguinte encontra-se o esquema unifilar desta central hidroeléctrica.


TRES



Projecto TRES

21

Figura 3 – Esquema unifilar da Central Hidroeléctrica da Serra d’Água

2.2.2.2 Central Hidroeléctrica da Calheta

A Central Hidroeléctrica da Calheta foi igualmente integrada nas obras da primeira fase dos aproveitamentos hidroagrícolas, tendo ficado concluída em 1953. Inicialmente equipada com três grupos de diferentes quedas, foi posteriormente ampliada com um quarto grupo em 1978.

Esta central, juntamente com a Central da Serra d’Água, constituiu durante muito tempo a base da produção de electricidade da Ilha da Madeira e, ainda hoje, são as centrais hidroeléctricas mais regulares do sistema da EEM, contribuindo com uma parcela importante para a produção total da Ilha.

A Central da Calheta fica situada na ribeira da Calheta, a cerca de 4 km a Nordeste da vila do mesmo nome, sendo a altitude do solo da central de cerca de 658 metros acima do nível médio do mar.


TRES



Projecto TRES

22

Nesta central estão agrupadas três quedas de água: o escalão do Paúl da Serra, o escalão do Rabaçal e o escalão da Rocha Vermelha. O desenvolvimento global de levadas no aproveitamento da Calheta é de cerca de 40.653 metros, com 4.752 metros em túneis. À saída da Central da Calheta as águas destas três quedas são conduzidas, através de uma bacia de compensação, para duas levadas de rega, cujo nível de água, à partida, está fixado à cota de 654 metros.

Com a construção da Central da Calheta de Inverno, é ampliado o primeiro troço da levada da Ponta do Pargo (na extensão de 1.800 metros), o qual fica assim adaptado ao transporte de caudais de inverno conduzidos até uma câmara de acumulação, situada no Lombo do Salão (à cota 650 metros).

A contribuição média anual desta Central é de cerca de 16 GWh.


A Central está dotada com quatro grupos geradores com turbinas do tipo Pelton de eixo horizontal de fabrico Neyrpic para os grupos 1, 2 e 3 e de fabrico Voith para o grupo 4.

A roda da turbina do grupo 1 possui 26 pás enquanto as rodas dos grupos 2 e 3 possuem 22 pás, todas em aço inoxidável. Os grupos 1, 2 e 4 possuem um injector e um deflector comandados por servoválvulas.

O grupo 3 possui dois injectores e dois deflectores comandados por servoválvulas.

Nesta central há quatro condutas forçadas, a do Paúl com cerca de 1.718 metros, a do Rabaçal com cerca de 610 metros e a conduta da Rocha Vermelha com cerca de 349 metros.

Do Paúl saem duas condutas, uma primeira de alimentação ao grupo 1, e posteriormente devido ao surgimento do grupo 4, uma outra de maior secção paralela à já existente.

As turbinas são providas de regulação automática de velocidade.

O grupo 1 possui uma chumaceira de turbina e duas chumaceiras de alternador, o grupo 2 e 3 possuem duas chumaceiras de turbina e duas chumaceiras de alternador.

O grupo 4 possui uma chumaceira de turbina e uma chumaceira de alternador.


Os alternadores são trifásicos, 50 Hz e auto-ventilados. A excitação é feita através de um dínamo acoplado ao veio e controlada por um regulador de tensão. Os alternadores entregam a energia produzida a um barramento de MT.

Dois transformadores de 6,6/30 kV com 3.000 kVA de potência fazem a interligação deste barramento com um outro de 30 kV.

Do barramento de 30 kV saem três linhas para, Lombo do Meio, Fonte do Bispo e subestação de 60 kV da Calheta.

Os transformadores estão instalados em sala própria, com galeria comum, para ventilação e escoamento do óleo em caso de derrame.

O barramento de 6,6 kV ao qual é entregue a energia produzida está interligado a uma subestação de 6,6 kV de onde saem duas linhas, para a Calheta e Rabaçal.

O barramento de 30 kV da central também está interligado à subestação de 6,6 kV através de dois transformadores de 30/6,6 kV.


TRES



Projecto TRES

23

As subestações que alimentam as três linhas de 6,6 kV e as três linhas de 30 kV estão interligadas no mesmo edifício da central e são do tipo interior.

Sistemas auxiliares

Serviços Auxiliares de c.a.: Os serviços auxiliares são alimentados por dois transformadores, um de 6,6/0,11 kV com uma potência de 50 kVA e outro de 6,6/0,22 kV com uma potência de 100 kVA.



As baterias existentes nesta central são baterias de 110 V, tipo alcalinas de 85 elementos (grupos 1, 2 e 3) com capacidade de 160Ah, 90 elementos (grupo 4 e Telecomando) com capacidade de 140 Ah, e baterias de 24 V, tipo alcalinas de 19 elementos com capacidade de 180 Ah.


As instalações de comando e controlo tem as mesma características que a Central Hidroeléctrica da Serra d’Água.


O sistema de medição de nível da câmara de carga do Paúl da Serra é do tipo capacitivo e possui uma sonda instalada na câmara de carga, a indicação é enviada analogicamente para o autómato que faz a regulação de nível e para o quadro de comando hidráulico.

No sistema de medição de nível nos canais do Rabaçal e Rocha Vermelha (Sonda VEGA) a informação é enviada para o autómato como informação e registo e para o quadro de comando hidráulico onde é visionada.

No sistema de sinalização da presença de pessoas a informação é enviada para o autómato e permite dar conhecimento no centro de telecomando quando alguém entra na central.


Tabela 14 – Características Técnicas da Central Hidroeléctrica da Calheta

Central

Localização Calheta (Lombo do Doutor)

Entrada em serviço G1, G2 e G3 – 1953

G4 – 1978


Câmara de carga




Conduta forçada

Comprimento (m) 1718 610 349 1818







TRES



Projecto TRES

24


Turbinas

Altura da queda bruta (m) 622 308 173 622

Altura da queda útil (m) 595 294 165 595

Tipo de roda Pelton Pelton Pelton Pelton

Nº. de pás da roda 26 22 22 22

Diâmetro nominal da roda (m) 1,025 0,91 0,91 0,995

Caudal máximo turbinável (m3/s) 0,22 0,22 0,37 0,50

Velocidade nominal (r.p.m.) 1000 1000 750 1000

Potência nominal (kVA) 1380 685 670 3536

Construtor Neyrpic Neyrpic Neyrpic Neyrpic

Alternador

Potência nominal (kVA) 1350 685 670 3500

Potência efectiva (kW) 1100 500 500 2600

Tensão nominal (V) 6600 6600 6600 6600

Factor de potência nominal 0,8 0,8 0,8 0,8

Corrente nominal (A) 118 58.5 58.7 262

Frequência (Hz) 50 50 50 50

Construtor Alsthom Alsthom Alsthom Alsthom

Ano de montagem na central 1953 1953 1953 1978

Transformadores principais






Construtor Efacec


Transformadores auxiliares

Potência nominal (kVA) 50 100

Razão de transformação (kV/kV) 6,6/0,23/0,11 6,6/0,4/0,22

Reguladores de velocidade

Tipo de regulador Nert 21/22 GR4 ETR 74

Tipo de regulação Electrónico Electrónico

Fornecedor Noell Voith

Reguladores de tensão

Tipo de regulador BBC 2/1 GR4 FREA

Tipo de regulação Reostato Electrónico

Fornecedor BBC ASEA

Autómato de grupo

Tipo de autómato Procontic Procontic

Número de programas 8 8

Fornecedor ABB ABB

Protecções dos grupos geradores

Tipo Digitais GR4 Digitais

Fornecedor GE GE

Sincronizador

Tipo Synchrotact 3

Fornecedor ABB

Telecomando


Fornecedor ABB


TRES



Projecto TRES

25


Figura 4– Esquema unifilar da Central Hidroeléctrica da Calheta

2.2.2.3 Central Hidroeléctrica da Calheta de Inverno

A Central Hidroeléctrica da Calheta de Inverno foi construída em 1992, fica situada na vila da Calheta, junto à margem direita da ribeira com o mesmo nome, à cota de cerca de 13 metros e aproveita a água turbinada na Central da Calheta, utilizando uma queda útil de cerca de 610 metros.

Esta central funciona principalmente durante o Inverno, sendo a água conduzida desde a Central da Calheta até à câmara de carga (com 20.000 m3 de capacidade), através de um canal com 1.800 metros de extensão, construído sobre o troço inicial da levada da Ponta do Pargo. Durante o Verão, a água escoante na levada é essencialmente destinada ao regadio.


TRES



Projecto TRES

26

A água turbinada na central é restituída directamente ao mar, uma vez que a cota de jusante já não permite outra utilização.



A central está dotada de um grupo gerador com turbina de fabrico Sulzer, do tipo Pelton, de eixo horizontal, com dois injectores de comando independente, e alimentada por uma conduta forçada, com um comprimento aproximado de 3.105 metros.

A roda da turbina possui 20 pás em aço inoxidável e dois injectores comandados por servoválvulas de duplo efeito, e dois deflectores, um para cada injector, accionados por um servomotor de efeito simples com tendência permanente de fecho por mola incorporada.

O sistema de detecção de velocidade tem montado no veio do alternador, lado da turbina, uma roda polar e o sistema de frenagem é feito com contra jacto de água oriundo do bypass.

No início da conduta existe uma válvula de topo do tipo borboleta que é accionada por servoválvulas de duplo efeito, sendo o fecho feito por contrapeso. A montante da turbina existe uma válvula de isolamento do tipo esférico comandada por electro-válvulas com abertura e fecho por servomotor hidráulico de duplo efeito.

A turbina está equipada para um funcionamento acoplado à rede em regulação de nível utilizando o caudal disponível a montante. O arranque da turbina é controlado pelo regulador de velocidade que leva o grupo a uma velocidade síncrona, para que se proceda à operação de acoplamento com a rede. O arranque em vazio, sem energia exterior, é feito a partir dos serviços auxiliares de corrente contínua. Para isso o grupo óleo hidráulico dispõe de electrobomba de corrente contínua assim como as electro-válvulas e regulador da turbina.

Conjuntamente, a turbina, os sistemas auxiliares e a válvula esférica de isolamento funcionam comandadas por um autómato.

O veio da máquina apoia-se em chumaceiras de deslizamento, lubrificadas por jacto de óleo de baixa pressão, com o sistema de refrigeração em serpentina mergulhada no canal de rejeição da turbina.


Um alternador é trifásico de 50 Hz e auto-ventilado;

Janelas com persianas automaticamente comandadas com a abertura e fecho da válvula de admissão responsáveis pela ventilação;

Relé responsável pelo fecho das persianas é temporizado por outro relé;

Um alternador, que possui um sistema de excitação brushless e é controlado por um regulador automático de tensão;

Um transformador com a potência de 9.000 kVA e ligado por uma linha de 30 kV à subestação da Calheta, responsável pela elevação da energia produzida à tensão de 6,6 kV para 30 kV por um transformador.

Sistemas auxiliares

Serviços Auxiliares de c.a.: Os serviços auxiliares são alimentados a partir do barramento de 30 kV por um transformador 30/0,4 kV com uma potência de 250 kVA.


TRES



Projecto TRES

27

Serviços Auxiliares de c.c.: Os serviços essenciais (circuitos de comando e controlo) são alimentados a partir de sistemas independentes de 24 e 110 Vcc.

O tempo de serviço assim assegurado depende da capacidade das baterias e do consumo que no momento esteja a ser assegurado.

A bateria de 110 V do tipo alcalinas tem 43 elementos com capacidade de 145 Ah, e, a bateria de 24 V também alcalina é composta por 19 elementos com capacidade de 145 Ah.


Localmente o comando pode ser efectuado directamente nos quadros de comando dos diversos equipamentos.

O autómato de grupo centraliza o comando das operações necessárias entre estados estáveis do grupo. Possui seis programas, nomeadamente arranque em vazio, arranque com carga base, saída da rede, paragem normal, paragem de urgência e paragem central.

A central está dotada de um registador cronológico que tem como função vigiar e registar permanentemente algumas das transições de estado da central. Estas informações binárias são enviadas através de uma interface série para uma impressora para comunicação com o operador.


O sistema de transmissão de nível possui uma sonda pressostática instalada na câmara de carga. Para minorar os efeitos negativos da avaria do sistema, estão instalados detectores de nível por bóia, um para nível máximo dá um alarme respectivo, outro para nível mínimo efectua a paragem da turbina.

O sistema de sinalização da presença de pessoas gera uma informação enviada ao centro de telecomando. Este sistema está instalado na central e na câmara de carga e é do tipo fim de curso. A transmissão de dados é feita por feixes hertzianos para o autómato de grupo. Em caso de falha nas comunicações, o autómato interpreta que a comunicação com a câmara de carga está fora de serviço. Os alarmes transmitidos assim como a medida de nível deixam de estar válidos, e o autómato toma a iniciativa de parar o grupo, desde que a falha se prolongue por mais de 20 minutos, para evitar que o nível da água na câmara de carga desça para níveis perigosos.

O sistema de detecção de incêndio, instalado em armário mural na sala de comando, emite uma sinalização para o centro de despacho.


Tabela 15 – Características Técnicas da Central Hidroeléctrica da Calheta de Inverno

Central

Localização Vila da Calheta



Câmara de carga




Conduta forçada

Comprimento (m) 3105




TRES



Projecto TRES

28


Nº de válvulas de isolamento da turbina 1

Tipo de válvulas de isolamento da turbina Esférica

Turbina

Altura da queda bruta (m) 637

Altura da queda útil (m) 610

Tipo de roda Pelton

Nº de pás da roda 20

Diâmetro nominal da roda (m) 1

Caudal máximo turbinável (m3/s) 1,3

Velocidade nominal (r.p.m.) 1000

Potência nominal (cv) 9600

Construtor SULZER

Alternador






Frequência (Hz) 50

Construtor SEPSA


Transformador principal






Construtor SIEMENS




Razão de transformação (kV/kV) 30/0,4


Tipo de regulador ETR 21

Tipo de regulação Electrónica

Fornecedor SULZER


Tipo de regulador UNA 16820


Fornecedor ABB

Autómato de grupo

Tipo de autómato Procontrol 214


Fornecedor ABB

Registador cronológico

Tipo Procontrol 214

Nº de canais utilizados/disponíveis -

Fornecedor ABB


Tipo Electromecânicos

Fornecedor ABB


TRES



Projecto TRES

29

Sincronizador

Tipo Synchrotact 3

Fornecedor ABB

Telecomando


Fornecedor ABB


Figura 5 – Esquema unifilar da Central Hidroeléctrica da Calheta de Inverno

2.2.2.4 Central Hidroeléctrica dos Socorridos

O Aproveitamento de Fins Múltiplos dos Socorridos é, inquestionavelmente, uma das maiores obras hidráulicas construídas na RAM. Projectado para atingir simultaneamente três objectivos:

Abastecimento de água ao Funchal e a Câmara de Lobos;

Regularização dos caudais de rega e

Produção de energia eléctrica.

A central hidroeléctrica dos Socorridos entrou em funcionamento no ano de 1994 e encontra-se localizada na margem direita da Ribeira dos Socorridos, à cota de 89 metros, no sítio do Engenho Velho, freguesia e concelho de Câmara de Lobos. Esta central utiliza águas drenadas até ao Covão, por um sistema de túneis, canais e captações de que se refere:

Túnel da Encumeada, com uma extensão de 2.850 metros;


TRES



Projecto TRES

30

Túnel do Canal do Norte, com uma extensão de 2.768 metros;

Túnel do Pico Grande, com uma extensão de 2.921 metros;

Túnel do Curral das Freiras, com uma extensão de 1.818 metros;

Túnel dos Socorridos, com uma extensão de 4.991 metros.

A contribuição média anual desta Central é de cerca de 40 GWh.


A central está dotada com três grupos geradores com turbina de fabrico Noell/Andino, do tipo Pelton de eixo horizontal, com dois injectores de comando independente.

A conduta forçada, com um comprimento aproximado de 1.175 metros divide-se na sua parte final em três saídas para alimentação das turbinas, e uma outra para interligação à Central de Santa Quitéria. A conduta possui uma comporta a montante, do tipo vagão com fecho automático em caso de excesso de velocidade da água na conduta. Cada saída está dotada de válvulas esféricas de isolamento, com duplo vedante de fecho.

A roda da turbina em aço inoxidável possui 19 pás e um conjunto de dois injectores e deflectores comandados por servoválvulas. A turbina é provida de regulação automática de velocidade.


Os alternadores são trifásicos, e a excitação é do tipo brushless, assegurada por uma fonte de tensão contínua de 110 V e controlada por um regulador de tensão electrónico.

Os alternadores entregam a energia produzida a uma tensão de 6,6 kV a um transformador de 6,6/60 kV com uma potência de 30 MVA.

Esta ligação é feita num monobloco com celas separadas onde estão instalados os barramentos entrada/saída, disjuntores extraíveis de corte em vácuo, transformadores de medida e seccionador de terra.

As protecções eléctricas são de tecnologia electrónica, com excepção da diferencial transformador que é analógica.

Na subestação do tipo interior, com sete celas, estão equipadas com disjuntores de corte em SF6.

Sistemas auxiliares

Serviços Auxiliares de c.a.: Os serviços auxiliares são alimentados por um transformador 6,6/0,4 kV de 160 kVA a partir do barramento de 6,6 kV do monobloco.

Serviços Auxiliares de c.c.: Os circuitos de comando e controlo são alimentados a partir de sistemas independentes de 24 e 110 Vcc.

As baterias existentes na central são do tipo alcalinas de 27 elementos para a de 110 V, e de 19 elementos para a de 24 V, tendo cada uma delas a capacidade de 245 Ah.

No caso de falta dos serviços auxiliares de c.a., os serviços essenciais são alimentados a c.c. O tempo de serviço assim assegurado depende da capacidade das baterias e do consumo que no momento esteja a ser assegurado.


TRES



Projecto TRES

31


O sistema de controlo é constituído por três autómatos de grupo e um de comando centralizado, comunicando entre si através de interface série equipados com modems NSK35 (modelo G3GP) à velocidade de 1200 baud.

O autómato de comando centralizado, do qual dependem hierarquicamente os autómatos de grupo, controla o funcionamento global da instalação, visando optimizar a gestão da água e a utilização dos grupos.

O autómato do comando centralizado faz o controlo das potências dos grupos, a parametrização da regulação do nível da câmara de carga, ajustando a potência produzida de acordo com os caudais afluentes, e a ligação aos autómatos de grupo.

As principais funções atribuídas aos autómatos de grupo são o comando sequencial, a vigilância das medidas de temperatura, a regulação do nível da câmara de carga, a ligação ao centro de telecomando e a ligação ao autómato do comando centralizado.

Os autómatos de grupo têm sete programas que são: arranque em vazio; arranque com carga mínima; arranque com carga base; saída da rede; paragem normal; paragem de emergência e paragem rápida.

Os autómatos programáveis modelo Procontrol 214 da ABB, têm uma constituição modular e um funcionamento sequencial.

A central está dotada com um registador cronológico do tipo Procontrol 214 da ABB. Este sistema de controlo tem como função, vigiar e registar permanentemente todas as transições de estado na central. Para isso regista toda a informação binária ocorrida na central, é composto por uma ou mais unidades de aquisição ligadas por porta série RS232C a um posto de operação.

O registador possui uma impressora que comunica directamente com o posto de operação através de um interface Centronics.

A central tem instalada uma central horária com sincronização via satélite que é responsável pela hora padrão do sistema.


O sistema de medida de pressão na turbina é constituído por uma sonda montada na picagem a montante da válvula de isolamento. Esta medida é enviada ao autómato onde são programados os valores máximo e mínimo admissíveis da pressão.

O sistema de medida de nível de água na câmara de carga é constituído por três sondas, duas pressostáticas e uma ultra-sónica. A medida do nível é dada pela média aritmética das sondas, sendo essa indicação enviada analogicamente para o autómato que faz a regulação de nível e para o quadro de comando hidráulico local e da central.

O sistema de transmissão de dados entre a central e a câmara de carga é feito por modems encontra-se ligado a autómatos ABB-CS31.

O sistema de sinalização da presença de pessoas gera uma informação enviada ao centro de telecomando.

Estação de Bombagem

A complementar o funcionamento desta Central Hidroeléctrica, a Estação de Bombagem dos Socorridos tem como principal objectivo garantir a disponibilidade da Central (24 MW) durante todo


TRES



Projecto TRES

32

o ano, especialmente nos meses de verão em que os caudais afluentes são nulos, uma vez que são totalmente utilizados para o abastecimento público.

Com uma reserva estratégica de água de cerca de 40.000 m3 no Túnel do Covão à cota 547 m, esta é turbinada nas horas de ponta, sendo acumulada numa galeria com a mesma capacidade, na Estação de Bombagem à cota 85 m. Durante a noite e nos períodos de vazio, a água é colocada de novo no Túnel do Covão, em regime de bombagem pura, para início de novo ciclo.

A estação de bombagem está equipada com três bombas de cerca de 3.750 KW de potência unitária, mais uma de reserva, sendo o período de bombagem de cerca de 6 horas para a totalidade dos caudais acumulados.

Está prevista uma utilização média anual desta instalação, de cerca de 800 horas.


Tabela 16 – Características Técnicas da Central Hidroeléctrica dos Socorridos

Central

Localização Engenho Velho (Câmara de Lobos)



Câmara de carga


Capacidade câmara de carga (m3) 2870

Capacidade câmara de carga + túnel (m3) 7800


Conduta forçada




Tipo de válvulas de topo Comporta vagão


Tipo de válvulas de isolamento da turbina Esférica

Turbinas


Altura da queda útil (m)* 450/433

Tipo de roda Pelton

Nº. de pás da roda 19

Diâmetro nominal da roda (m) 1,118

Caudal máximo turbinável (m3/s) 2



Construtor Noell

Alternadores






Frequência (Hz) 50

Construtor VEM


Transformador principal


TRES



Projecto TRES

33





Modo de refrigeração ONAF/ONAN

Construtor SIEMENS




Razão de transformação (kV/kV) 6,6/0,4


Tipo de regulador T 200s

Tipo de regulação Digital

Fornecedor Noell


Tipo de regulador RGBEF 20001 BB


Fornecedor VEM

Autómato de grupo

Tipo de autómato Procontrol 214


Fornecedor ABB

Autómato comando centralizado

Tipo Procontrol 214

Fornecedor ABB

Registador cronológico

Tipo Procontrol 214

Nº de canais utilizados/disponíveis 518/298

Fornecedor ABB


Tipo Electrónica

Fornecedor ABB

Sincronizador

Tipo Synchrotact 4

Fornecedor ABB

Telecomando


Fornecedor ABB

* 450 para 8 MW ou 433 para 24 MW.



TRES



Projecto TRES

34

Figura 6– Esquema unifilar da Central Hidroeléctrica dos Socorridos

2.2.2.5 Central Hidroeléctrica da Fajã da Nogueira

A Central da Fajã da Nogueira foi a última das centrais hidroeléctricas construídas na segunda fase do plano hidroagrícola iniciado na década de cinquenta. Com a sua entrada em funcionamento em 1971, a Ilha da Madeira ficou dotada de um sistema de produção hidroeléctrica fundamental para a Região.

A Central da Fajã da Nogueira está implantada junto à Ribeira da Ametade, sendo a altitude do solo da central de cerca de 625 metros. Esta central utiliza águas das levadas da Serra do Faial e do Juncal, conduzidas até uma câmara de carga localizada no Pico da Nogueira, à cota aproximada de 968 metros.

O Aproveitamento da Fajã da Nogueira apresenta uma extensão total de levadas de 15.036 metros. A jusante da Central a água entra na levada dos Tornos, através de um reservatório de compensação.

Ainda hoje esta Central tem um papel fundamental nas horas de ponta, reservando-se muitas vezes a água da sua câmara de carga para turbinar nos períodos de maior consumo.



A Central está dotada com dois grupos geradores com turbinas de fabrico Meier, do tipo Pelton de eixo horizontal.


TRES



Projecto TRES

35

A conduta forçada, com um comprimento aproximado de 604 metros, divide-se, na parte final, em dois troços para alimentação às turbinas.

A roda da turbina possui 16 pás em aço inoxidável e um injector comandado por servomotor. Existe igualmente um deflector, manobrado por um servomotor.

A montante de cada turbina a conduta é dotada de uma válvula de segurança, do tipo guilhotina, comandada por um servomotor hidráulico, actuado de cada vez que o grupo pára e arranca.

A turbina é provida de regulação automática de velocidade.


Os alternadores são trifásicos, 50 Hz e auto-ventilados. A excitação é feita através de um dínamo acoplado ao veio e controlada por um regulador de tensão. Os alternadores entregam a energia produzida num monobloco de 30 kV através de transformadores 6,6/30 kV com 1.440 kVA de potência.

Deste monobloco saem duas linhas de transporte para o Palheiro Ferreiro e Lombo do Faial.

Os transformadores estão instalados em sala própria, com galeria comum para ventilação e escoamento de óleo em caso de derrame.

A subestação de alimentação às linhas de 30 kV está interligada no mesmo edifício da Central e é do tipo interior.

As protecções eléctricas são de tecnologia digital, do fabricante GE.

Sistemas auxiliares

Serviços Auxiliares de c.a.: Os serviços auxiliares são alimentados por um transformador 30/0,22 kV com uma potência de 50 kVA.


No caso de falta de serviços c.a., os serviços essenciais são alimentados a c.c. a partir das baterias da central. O tempo de serviço assim assegurado depende da capacidade das baterias e do consumo que no momento esteja a ser assegurado.

As baterias existentes nesta central são baterias de 110 V, tipo alcalinas de 91 elementos com capacidade de 145 Ah, e baterias de 24 V, tipo alcalinas de 21 elementos com capacidade de 145 Ah.




O sistema de medição de nível da câmara de carga é do tipo capacitivo e possui uma sonda instalada na câmara de carga, a indicação é enviada analogicamente para o autómato que faz a regulação de nível e para o quadro de comando hidráulico.

O sistema de medição de pressão de água na conduta é do tipo capacitivo, a instalação da sonda é feita na picagem a montante da válvula de isolamento. É no autómato que é detectado o valor do limite superior e inferior da pressão.


TRES



Projecto TRES

36

No sistema de sinalização da presença de pessoas a informação é enviada para o autómato e permite dar conhecimento no centro de telecomando quando alguém entra na central.


Tabela 17 – Características Técnicas da Central Hidroeléctrica da Fajã da Nogueira

Central

Localização Fajã da Nogueira

Entrada em Serviço 1971


Câmara de carga




Conduta forçada

Comprimento (m) 604





Nº. de válvulas de isolamento da turbina 1 por grupo


Turbinas


Altura da queda útil (m) 338,6

Tipo de roda Pelton






Construtor Grasset-Meier

Alternadores






Frequência (Hz) 50

Construtor Efacec








Construtor Efacec






TRES



Projecto TRES

37




Fornecedor Noell




Fornecedor BBC

Autómato de grupo

Tipo de autómato Indatic


Fornecedor ABB


Tipo Digitais

Fornecedor GE

Sincronizador

Tipo Synchrotact 3

Fornecedor ABB

Telecomando


Fornecedor ABB



TRES



Projecto TRES

38

Figura 7 – Esquema unifilar da Central Hidroeléctrica da Fajã da Nogueira

2.2.2.6 Central Hidroeléctrica da Ribeira da Janela

A Central da Ribeira da Janela foi a primeira das duas centrais hidroeléctricas construídas na segunda fase do plano hidroagrícola, tendo ficado concluída em 1965.

Esta é a única central em regime de funcionamento permanente que está junto ao mar, na foz da ribeira, não sendo possível o reaproveitamento da água para irrigação, ou para um segundo patamar de produção.

A Central da Ribeira da Janela fica situada na foz da Ribeira da Janela, à cota de cerca de 11 metros, constituindo um aproveitamento hidroeléctrico puro, sem quaisquer implicações a jusante.

Esta central utiliza águas conduzidas pelo canal da Ribeira da Janela até uma câmara de acumulação localizada no sítio dos Lamaceiros, sobranceira à foz da ribeira, à cota de cerca de 410 metros.

O canal da Ribeira da Janela apresenta dois troços, um primeiro designado por Levada dos Cedros (de pequena secção transversal), encontrando-se na margem direita da ribeira, tendo a sua origem no Ribeiro Gordo, à cota de 427 metros, apresentando um desenvolvimento de 2,800 metros (115 metros em túneis), até ao travessão situado no leito da ribeira, sendo aí que se faz a ligação com o segundo troço.


TRES



Projecto TRES

39

O canal da Ribeira da Janela (segundo troço) está implantado na margem esquerda da referida ribeira, onde se desenvolve, captando águas do seu leito, no citado travessão, estabelecido à cota 423 metros, na confluência com a Ribeira do Remal.

A partir daí, recebe todas as escorrências até à câmara de acumulação, situada no sítio dos Lamaceiros, após um percurso de 11.831 metros, (dos quais 2.738 metros em túneis). A extensão do canal da Ribeira da Janela é assim de 14.631 metros.



A Central está dotada com dois grupos geradores com turbinas de fabrico Grasset-Meier, do tipo Pelton de eixo horizontal.

A roda da turbina possui 18 pás em aço inoxidável, um injector comandado por servoválvulas e um deflector também comandado por servoválvulas. A turbina é provida de regulação automática de velocidade.

A conduta forçada, com um comprimento aproximado de 1.149 metros divide-se, na parte final, em dois troços para alimentação às turbinas. Cada troço está dotado de válvulas de isolamento do tipo cunha.

O canal de rejeição lança a água turbinada ao mar, uma vez que a cota residual não permite outra utilização.

Cada grupo possui, 2 chumaceiras da turbina, 2 chumaceiras do alternador e chumaceira da excitatriz.


Os alternadores são trifásicos, 50 Hz e auto-ventilados. A excitação é feita através de um dínamo acoplado ao veio e controlada por um regulador de tensão.

Os alternadores entregam a energia produzida num monobloco de 30 kV através de transformadores 6,6/30 kV com 2.000 kVA de potência. Duas linhas de 30 kV saem deste monobloco e fazem o transporte de energia para o Seixal e Fonte do Bispo.

Um transformador 30/6,6 kV faz a interligação do monobloco de 30 kV com um monobloco de 6,6 kV, e deste saem três linhas de distribuição para o Norte, Ribeira da Janela e Vila de Porto Moniz.

Os transformadores estão instalados em sala própria, com uma galeria comum para ventilação e escoamento do óleo em caso de derrame.

A subestação que alimenta as duas linhas de 30 kV e a que alimenta as três linhas de 6,6 kV estão interligadas no mesmo edifício da central.

As protecções eléctricas são de tecnologia digital, do fabricante GE.

Sistemas auxiliares

Serviços Auxiliares de c.a.: Os serviços auxiliares são alimentados por um transformador 30/0,4 kV com uma potência de 50 kVA.



TRES



Projecto TRES

40


As baterias existentes nesta central são baterias de 110 V, tipo alcalinas de 88 elementos com capacidade de 145 Ah, e baterias de 24 V, tipo alcalinas de 19 elementos com capacidade de 145 Ah.




O sistema de medição de nível da câmara de carga é do tipo capacitivo e possui uma sonda instalada na câmara de carga, a indicação é enviada analogicamente para o autómato que faz a regulação de nível e para o quadro de comando hidráulico.

O sistema de medição de pressão na conduta é do tipo capacitivo e é no autómato que é detectado o valor do limite superior e inferior da pressão, a instalação da sonda é feita na picagem a montante da válvula de isolamento.

No sistema de sinalização da presença de pessoas a informação é enviada para o autómato e permite dar conhecimento no centro de Telecomando quando alguém entra na instalação.


Tabela 18 – Características Técnicas da Central Hidroeléctrica da Ribeira Janela

Central

Localização Ribeira da Janela

Entrada em Serviço 1965


Câmara de carga




Conduta forçada






Nº. de válvulas de isolamento da turbina 1 por grupo


Turbinas


Altura da queda útil (m) 384

Tipo de roda Pelton







TRES



Projecto TRES

41

Construtor Grasset-Meier

Alternadores






Frequência (Hz) 50

Construtor Efacec








Construtor Efacec








Fornecedor Noell




Fornecedor BBC

Autómato de grupo

Tipo de autómato Procontic


Fornecedor ABB


Tipo Digitais

Fornecedor GE

Sincronizador

Tipo Synchrotact 3

Fornecedor ABB

Telecomando


Fornecedor ABB



TRES



Projecto TRES

42

Figura 8 – Esquema unifilar da Central Hidroeléctrica da Ribeira Janela

2.2.2.7 Centrais hidroeléctricas de menor dimensão

Central Hidroeléctrica do Lombo Brasil

Localizada perto da Central da Calheta, a Central do Lombo Brasil é uma central mini-hídrica que utiliza os caudais captados em galeria para abastecimento público. Com uma potência efectiva de 150 kW, esta Central é a mais pequena central da rede da EEM. O seu modo de funcionamento é automático e não acompanhado, e a energia que produz é debitada na subestação da Central da Calheta através de uma linha de 6,6 kV.

Central Hidroeléctrica da Fajã dos Padres

A Central da Fajã dos Padres é um aproveitamento hidroagrícola de iniciativa privada, financiado por apoios comunitários e explorado pela EEM. A central utiliza caudais excedentes recolhidos no lanço sul do Canal do Norte, mergulhando-os, quase na vertical, através de uma conduta de cerca de 300 metros fixada numa falésia junto ao Cabo Girão. Com um único grupo de 1.700 kW, esta central funciona em modo automático e não acompanhado, arrancando quando há água disponível


TRES



Projecto TRES

43

e suspendendo a sua actividade quando aquela falta. O aproveitamento viabilizado pela Central da Fajã dos Padres possibilita a irrigação de uma vasta fajã que se espraia junto ao mar, na base da falésia.

Central Hidroeléctrica de Santa Quitéria

A Central de Santa Quitéria é uma central de fio-de-água com uma potência instalada de 1.700 kW. Está localizada em junto à Estação de Tratamento de Águas do Covão, freguesia de Estreito de Câmara de Lobos, concelho de Câmara de Lobos, e é alimentada pela ribeira dos Socorridos.

Central Hidroeléctrica da Terça

A Central Hidroeléctrica da Terça é uma central de fio-de-água equipada com uma turbina que é alimentada pela Ribeira de Terça. Esta central pertence ao Instituto de Gestão da Água e está localizada na freguesia de São Roque do Faial, no concelho de Santana. Iniciou a sua produção em 1999 e conta com 800 kW de potência instalada.

2.3. GRUPOS DE GERAÇÃO EM REGIME ESPECIAL

2.3.1. Geração eólica.

Na Região Autónoma da Madeira existem seis parques eólicos ligados à rede eléctrica da EEM, quatro situam-se na Ilha da Madeira e dois na Ilha do Porto Santo. Três desses parques são propriedade da EEM e da empresa ENEREEM, Energias Renováveis Lda. e os restantes (dois no Paúl da Serra e um no Caniçal) de entidades privadas.

Figura 9 – Distribuição dos parques eólicos pelo Arquipélago da Madeira

Em seguida, apresentam-se as características dos parques eólicos da Região. Por escassez de dados relativos aos parques eólicos operados por privados, nos subcapítulos que se seguem, os


TRES



Projecto TRES

44

parques eólicos que pertencem à EEM e à ENEREEM, Energias Renováveis Lda. apresentam dados mais detalhados.

2.3.1.1 Parque Eólico do Paúl da Serra

A EEM, através da sua participação na empresa ENEREEM, Energias Renováveis Lda., opera um dos parques eólicos instalados no planalto do Paúl da Serra. Este parque está em funcionamento desde 2003.

O parque está ligado à rede eléctrica através de uma linha de 30 kV, que transporta a electricidade produzida até à subestação do Lombo do Doutor, na Calheta.

Este parque é composto por cinco aerogeradores modelo V47, potência de 660 kW, do fabricante VESTAS.

Note-se que, para além deste parque, existem também dois parques operados por privados no planalto do Paúl da Serra.

A Tabela 19 sumariza algumas características técnicas do parque da ENEREEM no Paúl da Serra.

Tabela 19 - Características técnicas do Parque Eólico da ENEREEM no Paúl da Serra

Tipo de turbina Vestas V47

Nº de turbinas 5

Potência de cada turbina (kW) 660

Potência instalada (kW) 3300

Altura das torres (m) 45

Número de pás 3

Comprimento das pás (m) 23

Sistema de controlo Pitch Control

Produção em 2006 (GWh) 7,56

Curva de potência da turbina Vestas V47

A figura seguinte representa a curva de potência da turbina Vestas V47, de acordo com informações fornecidas pelo fabricante e considerando uma densidade média do ar de 1,225 kg/m3.

Esta turbina opera com velocidades do vento de 4 a 25 m/s, sendo a velocidade do vento nominal cerca de 15 m/s.


TRES



Projecto TRES

45

Figura 10 – Curva de potência da turbina Vestas V47 – 660 kW

2.3.1.2 Parque Eólico do Cabeço do Carvalho

A EEM possui, desde 1996, no Cabeço do Carvalho, Ilha do Porto Santo, um parque eólico com uma potência instalada de 450 kW. No final do ano 2000, o parque foi ampliado adicionando-lhe um novo aerogerador de 660 kW.

O parque está interligado à rede eléctrica pública através de duas linhas de 6,6 kV que transportam a electricidade produzida até às subestações da Vila Baleira e da Calheta do Porto Santo.

Actualmente, o parque é composto por três aerogeradores, dois com potências de 225 kW cada, operados pela EEM, e um com potência de 660 kW, operado pela sociedade ENEREEM.

As tabelas que se seguem sumarizam as características técnicas destes dois parques.

Tabela 20 – Características técnicas do parque da EEM do Cabeço do Carvalho


Nº de turbinas 2

Potência de cada turbina (kW) 50/225



Número de pás 3




0

100

200

300

400

500

600

700

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

Po

tên

cia

(kW

)

Velocidade do vento (m/s)


TRES



Projecto TRES

46

Curva de potência da turbina Vestas V29

A figura seguinte representa a curva de potência da turbina Vestas V29, de acordo com informações fornecidas pelo fabricante e considerando uma densidade média do ar de 1,225 kg/m3.

Figura 11 – Curva de potência da turbina Vestas V29 – 225/50 kW

Esta turbina opera com velocidades do vento de 4 a 25 m/s, sendo a velocidade do vento nominal cerca de 18 m/s.

Tabela 21 - Características Técnicas do parque da ENEREEM do Cabeço do Carvalho


Nº de turbinas 1

Potência de cada turbina (kW) 660



Número de pás 3




2.3.1.3 Parques eólicos operados por privados

Parque eólico do Paúl da Serra (Bica da Cana) propriedade da ENERGÓLICA SA

Este parque eólico iniciou a sua produção em 1993 e conta actualmente com 12 aerogeradores de 150 kW, que perfazem 1.800 kW de potência instalada. Está localizado no lugar de Bica de Canas, freguesia de Canhas, concelho de Ponta do Sol.

0

50

100

150

200

250

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

Po

tên

cia

(kW

)

Velocidade do vento (m/s)


TRES



Projecto TRES

47

Parque eólico do Paúl da Serra propriedade da Perform 3

Este parque eólico iniciou a sua produção em 1992, com 3 aerogeradores de 130 kW. Desde 1993 que mais 14 aerogeradores de 150 kW se encontram em funcionamento neste local, perfazendo uma potência total instalada de 2.490 kW. Está localizado na freguesia e concelho de São Vicente.

Parque eólico do Caniçal

Este parque eólico pertence à empresa ENERGÓLICA SA e iniciou a sua produção em 1993, contando actualmente com 6 aerogeradores de 150 kW, perfazendo 900 kW de potência instalada. Está localizado no lugar e freguesia do Caniçal, concelho de Machico.

2.4. TRANSFORMADORES

Na Tabela 22 encontram-se os dados referentes ao ano de 2009 dos transformadores instalados nas subestações, nomeadamente o tipo de transformador, o refrigerante utilizado, a tensão, a pressão nominal, a tensão de curto-circuito (Ucc), o respectivo valor da resistência (R) e da reactância.

Tabela 22 – Transformadores instalados nas subestações em 2009

Unid Tipo (a)

Refrigerante (b)

Tensões [kV]

Pressão nominal [MVA]

Ucc [%]

R [p.u.] (c)

X [p.u.] (c)

Ilha da Madeira

Funchal TF1 TF2 TF3

T T T

ONAF ONAF ONAF

30/6,6 30/6,6 30/6,6

10 10 10

8 8 8

0,0054 0,0054 0,054

0,0798 0,0798 0,0798

Amparo TF1 TF2

T T

ONAF ONAF

30/6,6 30/6,6

10 10

8 8

0,0063 0,0063

0,0798 0,0798

Vitória 6,6 kV TF1 TF2

T T

ONAF ONAF

30/6,6 30/6,6

10 10

8 8

0,0050 0,0050

0,0798 0,0798

Vitória

TF1 TF2 TF3 TF4

T T T T

ONAF ONAF ONAF ONAF

60/6,6 60/6,6 60/6,6 60/6,6

25 25 25 25

10 10 10 10

0,0040 0,0040 0,0040 0,0040

0,0999 0,0999 0,0999 0,0999

Santa Quitéria TF1 T ONAF 30/6,6 10 8 0,0050 0,0798

Virtudes TF1 TF2

T T

ONAF ONAF

30/6,6 30/6,6

15 15

8 8

0,0072 0,0072

0,0797 0,0797

Alegria TF1 T ONAF 60/6,6 10 10 0,0048 0,0999

Viveiros TF1 T ONAF 60/6,6 15 10 0,0048 0,0999

TF2 T ONAF 60/6,6 15 10 0,0048 0,0999

Ponte Vermelha TF1 T ONAF 30/6,6 10 8 0,0050 0,0798

Lombo de Melo TF1 T ONAN 30/6,6 4 5,7 0,0055 0,0567

Central da Calheta TF1 T ONAN 30/6,6 0,5 4 0,0110 0,0385

TF2 T ONAN 30/6,6 0,5 4 0,0110 0,0385

Calheta TF1 T ONAF 30/6,6 10 8 0,0050 0,0798

Lombo do Doutor TF1 T ONAF 60/6,6 25 10 0,0040 0,0999

Ribeira da Janela TF1 T ONAF 30/6,6 6 6 0,0063 0,0597

Serra d’Água TF1 T ONAN 30/6,6 4 5,7 0,0055 0,0567

Lombo do Faial TF1 T ONAF 30/6,6 6 6 0,0063 0,0597

Santana TF1 T ONAF 30/6,6 6 6 0,0063 0,0597

Machico TF1 T ONAF 60/6,6 15 10 0,0048 0,0999

TF2 T ONAF 60/6,6 15 10 0,0048 0,0999


TRES



Projecto TRES

48

TF3 T ONAF 60/6,6 10 10 0,0068 0,0998

Caniço TF1 T ONAF 30/6,6 10 8 0,0063 0,0798

TF2 T ONAF 30/6,6 10 8 0,0063 0,0798

Livramento TF1 T ONAF 30/6,6 10 8 0,0050 0,0798

TF2 T ONAF 30/6,6 10 8 0,0050 0,0798

Palheiro Ferreiro

TF1 T ONAF 60/6,6 15 10 0,0048 0,0999

TF2 T ONAF 60/6,6 15 10 0,0048 0,0999

TF3 T ONAF 60/6,6 10 10 0,0048 0,0999

TF4 T ONAF 60/6,6 10 10 0,0048 0,0999

S, Vicente TF1 T ONAF 30/6,6 6 6 0,0065 0,0596

Prazeres TF1 T ONAN 30/6,6 2 5,4 0,0085 0,0533

TF2 T ONAN 30/6,6 2 5,4 0,0085 0,0533

Caniçal TF1 T ONAF 60/6,6 10 10 0,0050 0,0999

Cabo Girão TF1 T ONAF 30/6,6 10 8 0,0050 0,0798

Santo da Serra TF1 T ONAF 30/6,6 6 6 0,0065 0,0596

Ponta Delgada TF1 T ONAF 30/6,6 10 8 0,0050 0,0798

São João TF1 T ONAF 60/6,6 15 10 0,0048 0,0999

TF2 T ONAF 60/6,6 15 10 0,0048 0,0999

Ilha do Porto Santo

Nova Central TF1 T ONAF 30/6,6 4 5,7 0,0055 0,0567

Vila Baleira TF1 T ONAF 30/6,6 4 5,7 0,0055 0,0567

TF2 T ONAF 30/6,6 4 5,7 0,0055 0,0567

Calheta TF1 T ONAF 30/6,6 6 6 0,0055 0,0596

a) T - Transformador constituído por uma única unidade

M - Transformador constituído por unidades monofásicas

b) ONAF - Óleo Natural, Ar Forçado

ONAN - Óleo Natural, Ar Natural

c) Valor calculado com os valores de base do transformador

2.5. SUBESTAÇÕES. BARRAS DE CONEXÃO.

A rede de transporte compreende as subestações (AT/MT e MT/MT) e as linhas de transmissão. Na RAM, os níveis de tensão utilizados no transporte são de 30 e 60 kV.

Em 2009, registaram-se na RAM 31 subestações - 26 destinadas a alimentar a rede MT na ilha da Madeira e 3 a rede MT na ilha do Porto Santo. As 2 restantes destinam-se exclusivamente ao transporte (trânsitos de energia entre os níveis de tensão 60 e 30 kV).

A Tabela 23 representa o resumo das potências totais instaladas na ilha da Madeira e do Porto Santo.

Tabela 23 – Potências instaladas

Madeira Porto Santo

60/30 kV 170 MVA -

60/6,6 kV 125 MVA -

30/6,6 kV 251 MVA 18 MVA


TRES



Projecto TRES

49

Na Tabela 24 encontram-se pormenorizadas as potências instaladas nas diversas subestações espalhadas pelas ilhas da Madeira e do Porto Santo, no ano de 2009.

Tabela 24 – Potência Instalada nas subestações

Entrada

em serviço

30/6,6 60/6,6 60/30 Total

N.º MVA* N.º MVA* N.º MVA* N.º MVA*

Ilha da Madeira 29 233 10 125 8 170 47 528

Funchal (FCH) 1952 3 10 3 30

Amparo (AMP) 1975 2 10 2 20

Vitória 6.6kV (VIT) 1981 2 10 2 20

Vitória 60kV (VTO) 1988 4 25 4 100

Santa Quitéria (STQ) 2001 1 10 1 10

Virtudes (1VTS) 1983 2 15 2 30

Alegria (ALE) 1989 1 10 1 10

Viveiros (VIV) 1997 2 15 2 30

Ponte Vermelha (PVM) 1977 1 10 1 10

Lombo do Meio (LDM) 1971 1 4 1 4

Central da Calheta (CAV) 1953 2 0.5 2 1

Calheta (CTS) 1996 1 10 1 10

Lombo do Doutor (LDR) 1990 1 25 1 25

Ribeira da Janela (RDJ) 1965 1 6 1 6

Serra d’Água (SDA) 1953 1 4 1 4

Lombo do Faial (LDF) 1984 1 6 1 6

Santana (STA) 1998 1 6 1 6

Machico (MCH) 1974 1 10 1 15 3 40

1 15

Caniço (CAN) 1974 2 10 2 20

Livramento (LIV) 1998 2 10 2 20

Palheiro Ferreiro (PFE) 1988 2 10 2 15 4 50

S. Vicente (SVC) 1988 1 6 1 6

Prazeres (PRZ) 1987 2 2 2 4

Caniçal (CNL) 1988 1 10 1 10

Cabo Girão (CGR) 1992 1 10 1 10

Santo da Serra (SSR) 2006 1 6 1 6

Ponta Delgada (PDG) 2006 1 10 1 10

São João (SJO) 2007 2 15 2 30

Ilha do Porto Santo 4 18

Central Térmica (CNP) 1991 1 4 1 4

Vila Baleira (VBL) 1991 2 4 2 8

Calheta (CPS) 1991 1 6 1 6

Total RAM 33 251 10 125 8 170 51 546

* Potência Unitária por transformador

2.5.1. Novas subestações/aumentos de potência

Para o período 2010/2012, estão previstas as seguintes novas instalações:


TRES



Projecto TRES

50

Tabela 25 - Novas Subestações previstas entre 2010/2012

Data

prevista

Potência a Instalar (MVA) Tensão (kV)

Finalidade Nº TR’s Total

Ilha da Madeira

Pedra Mole PML 2010/12 2 25 50 60/30 Transporte

Fontes FNT 2010/12 1 10 10 60/6,6 Distribuição

Ponta do Pargo PDP 2010/12 1 6 6 30/6,6 Distribuição

A subestação PDP tem como fim garantir os valores regulamentares do perfil de tensões na rede de distribuição MT, dotar a rede de maior capacidade de reconfiguração (critério de segurança N-1), melhorando assim os indicadores de qualidade de serviço técnico.

Nas subestações existentes estão previstos os seguintes aumentos de potência:

SE PRZ - instalação de um transformador de 6 MVA (30/6,6 kV), em 2010/12, no Lombo da Velha;

SE PVM - instalação de um segundo transformador de 10 MVA (30/6,6 kV), em 2010/12;

SE MCH - instalação de um segundo transformador de 15 a 25 MVA (60/30 kV) em 2010/12.

Os aumentos de potência nas subestações e calendarização dos investimentos indicados, foram estabelecidos com base na previsão da evolução das cargas, pelo que poderão ser alterados, tendo em conta a sua real evolução.

As localizações esquemáticas das novas subestações são indicadas no mapa da rede de transporte.

2.5.2. Painéis existentes nas subestações

Nas tabelas seguintes encontram-se discriminados por nível de tensão os diversos painéis existentes nas subestações, referentes ao ano de 2009.

Tabela 26 – Painéis existentes nas subestações ao nível 60 kV

Saídas Para transformadores

Ocup. Reserv. Não equip. Disp. Ocup. Disp.

Ilha da Madeira

Vitória (VTO) 6 5 0 0 5 0

Alegria (ALE) 0 (1)

0 0 0 1 0

Viveiros (VIV) 3 0 1 0 2 1

Lombo do Doutor (LDR) 0 (1)

0 0 0 1 0

Machico (MCH) 3 0 0 0 3 0

Palheiro Ferreiro (PFE) 3 0 0 0 4 0

Caniçal (CNL) 4 0 0 0 1 0

Socorridos (SCR) 0 (1)

0 0 0 1 0

São João (SJO) 1 0 0 2 2 0

Central Térmica do Caniçal (CTC) 2 0 0 0 0 0


TRES



Projecto TRES

51

1) A Linha entra directamente no painel do transformador

Tabela 27 – Painéis existentes nas subestações ao nível de 30 kV

Saídas Para

transformadores Serviços auxiliares

Ocup. Reser. Não.

Equp. Disp. Ocup. Disp.

Ilha da Madeira

Funchal (FCH) 5 0 0 1 3 0 0(1)

Amparo (AMP) 5 0 0 0 2 0 0(1)

Vitória 30kV (VIT) 9 2 0 2 5 0 0(1)

Vitória (VTO) 0 0 0 0 0 0 0(1)

Santa Quitéria (STQ) 2 0 0 1 1 0 0(1)

Virtudes (VTS) 9 0 0 2 2 0 0(1)

Ponte Vermelha (PVM) 4 0 0 0 1 0 0(1)

Lombo do Meio (LDM) 2 0 0 0 1 0 0(1)

Central da Calheta (CAV) 3 0 1 1 2 0 1

Calheta (CTS) 3 0 0 0 1 0 0(1)

Lombo do Doutor (LDR) 4 0 0 0 1 0 0(1)

Ribeira da Janela (RDJ) 2 0 0 0 1 0 1

Serra d’Água (SDA) 2 0 1 0 1 0 1

Lombo do Faial (LDF) 3 0 0 0 1 0 0(1)

Santana (STA) 1 1 0 0 1 0 0(1)

Machico (MCH) 3 0 0 0 1 0 0(1)

Caniço (CAN) 4 0 0 1 2 0 0(1)

Livramento (LIV) 2 0 0 0 2 0 0(1)

Palheiro Ferreiro (PFE) 5 0 1 0 2 0 0(1)

S. Vicente (SVC) 3 2 0 0 1 0 0(1)

Prazeres (PRZ) 0 0 0 0 2 0 0(1)

Fajã da Nogueira (FDN) 2 0 0 0 0 0 1

Meia Serra (MSR) 3 0 0 0 2 0 0(1)

Cabo Girão (CGR) 5 0 0 0 1 0 0(1)

Lombo da Velha (LDV) 3 0 0 1 0 0 0(2)

Santo da Serra (SSR) 2 1 0 0 1 0 0(1)

Ponta Delgada (PDG) 1 1 0 0 1 0 0(2)

Aeroporto (AEP) 3 0 0 0 0 0 0

Fonte do Bispo (FDB) 3 0 0 0 0 0 0

Bica da Cana (BDC) 5 1 0 0 1 0 1

Pedras (PED) 3 1 2 1 0 0 1

Loiral (LOI) 3 0 2 0 0 0 1

Ilha do Porto Santo

Nova Central (CNP) 2 0 0 0 1 0 0(1)

Vila Baleira (VBL) 4 0 0 0 2 0 0(1)

Calheta (CPS) 1 1 0 0 1 1 0(1)

1) Serviços Auxiliares Ligados aos 6,6 kV

2) Serviços Auxiliares na Rede BT local

Tabela 28 – Painéis existentes nas subestações ao nível de 6,6 kV

Saídas Para Serviços


TRES



Projecto TRES

52

transformadores auxiliares

Ocup. Reser. Não.

Equp. Disp. Ocup. Disp.

Ilha da Madeira

Funchal (FCH) 27 0 0 3 3 0 1

Amparo (AMP) 16 0 0 1 2 0 1

Vitória 6.6kV (VIT) 10 0 0 0 2 0 2

Santa Quitéria (STQ) 6 1 0 0 1 0 1

Virtudes (VTS) 16 0 1 0 2 0 1

Alegria (ALE) 7 0 1 0 1 0 1

Viveiros (VIV) 17 1 0 8 2 1 1

Ponte Vermelha (PVM) 10 0 0 0 1 0 1

Lombo do Meio (LDM) 4 0 0 0 1 0 1

Central da Calheta (CAV) 3 0 0 1 2 0 0 (1)

Calheta (CTS) 4 1 0 0 1 0 1

Ribeira da Janela (RDJ) 3 0 1 0 1 0 0 (1)

Serra d’Água (SDA) 3 0 0 1 1 0 0 (1)

Lombo do Faial (LDF) 4 2 0 0 1 0 1

Santana (STA) 5 0 0 0 1 0 1

Machico (MCH) 9 2 2 0 2 0 1

Caniço (CAN) 11 0 0 0 2 0 1

Livramento (LIV) 9 0 0 9 2 0 1

Palheiro Ferreiro (PFE) 10 0 1 0 2 0 1

S. Vicente (SVC) 7 0 0 0 1 0 1

Prazeres (PRZ) 3 0 0 0 2 0 2

Caniçal (CNL) 11 0 0 3 1 1 1

Cabo Girão (CGR) 5 0 0 0 1 0 1

Santo da Serra (SSR) 3 3 0 0 1 0 1

Ponta Delgada (PDG) 3 0 0 0 1 0 0

São João (SJO) 13 0 0 5 2 0 1

Ilha do Porto Santo

Nova Central (CNP) 3 0 0 0 1 0 1

Vila Baleira (VBL) 8 0 0 9 2 0 1

Calheta (CPS) 6 0 0 3 1 0 1

1) Serviços Auxiliares Ligados aos 30 kV

Legenda:

Saídas:

Ocup. - Referem-se os painéis efectivamente utilizados nas ligações;

Reser. - São painéis que se encontram reservados já para futuras ligações, quer sejam para clientes ou para novas ligações da rede de distribuição ou de transporte, consoante o caso;

Não Equip. - Referem-se a espaços existentes para novos painéis mas não equipados, que se encontram disponíveis para novas ligações;

Disponíveis: Painéis equipados disponíveis para ligações

Para Transformadores:

Ocup. - Referem-se a painéis já ocupados por transformadores existentes;


TRES



Projecto TRES

53

Disp. - Referem-se a painéis existentes equipados ou não equipados para futuros transformadores;

Outras Celas:

Serv. Aux. - Referem-se a painéis existentes para o transformador de serviços auxiliares;

Bat. de Cond. - Painéis destinados a baterias de condensadores, quer já instalados, quer para instalação futura.

2.5.3. Energia emitida por nó de rede

As centrais de produção de energia eléctrica encontram-se ligadas a vários nós da rede a diferentes níveis de tensão.

A Tabela 29 apresenta a energia emitida por central e por nó injector, para o ano de 2009, bem como a sua evolução em relação ao ano anterior.

Tabela 29 – Síntese de emissão de energia no Sistema Eléctrico de Serviço Público da Madeira (SEPM)

Nó injector Produção * Variação

2009/2008 GWh %

Ilha da Madeira 925,59 0,1

Hídricas 139,64 15,1 67,8

Serra d’Água SDA 18,01 1,9 48,5

Calheta I CAV 19,50 2,1 60,3

Calheta II CTI 26,89 2,9 105,2

Ribeira da Janela RDJ 10,01 1,1 58,4

Fajã da Nogueira FDN 7,09 0,8 37,7

Lombo Brasil CTS 1,18 0,1 -2,3

Fajã dos Padres CGR 0,00 0,0 -

Sta Quitéria STQ 2,71 0,3 10,8

Socorridos SCR 49,60 5,4 86,4

Bombagem -1,05 -55,9

Terça (priv.) ALE 4,65 0,5 13,4

Térmicas 748,76 80,9 -9,6

Vitória CTV 523,65 56,6 -12,4

Caniçal (priv.) CNL 188,6 20,4 -2,2

Meia Serra (priv.) MSR 36,51 3,9 -1,9

Eólicas 36,60 4,0 182,0

Perform – Paúl (priv.) BDC 4,14 0,4 44,5

WindMad – Paúl (priv.) PDR 4,97 0,5 -

Energólica (priv.) BDC 0,42 0,0 -34,3

Energólica (priv.) CNL 1,33 0,1 -33,5

ENEREEM – Loiral (priv.) LRL 7,27 0,8 -

ENEREEM – Pedras (priv.) PDR 13,58 1,5 -

ENEREEM – Paúl (priv.) BDC 5,19 0,6 -31,5

Fotovoltaica ** (Rede BT) 0,29 0,03


TRES



Projecto TRES

54

Ilha do Porto Santo 36,05 -5,8

Térmica 34,23 94,9 -2,2

Central Térmica CNP 34,23 94,9 -5,2

Eólica 1,82 5,0 -16,1

EEM CPS 0,65 1,8 -26,3

ENEREEM (priv.) VBL 1,17 3,3 -9,2

Fotovoltaica ** (Rede BT) 0,01 0,02

Energia total que entrou na rede do SEPM 961,64 -0,1

Energia total emitida para a rede do SEPM 960,59 0,0

* Referidas à emissão para a rede

** Inclui a Microprodução e Produção em Regime Especial

*** Exclui o consumo com a bombagem da Central dos Socorridos

Na ilha da Madeira, a Central Térmica da Vitória é a instalação responsável pela regulação dos parâmetros da rede. Estão também ligados à rede um conjunto de centrais hidroeléctricas, parques eólicos, uma central de queima de resíduos e uma central térmica pertencente a um operador privado. Verifica-se que em 2009 a produção de electricidade de origem hídrica foi superior em 67,8% face a 2008. Este acréscimo deveu-se a um aumento significativo dos níveis de precipitação. Note-se que, a Central Hidroeléctrica dos Socorridos recorreu, sempre que necessário, à bombagem, contribuindo desta forma para o aumento verificado. O consumo de bombagem para efeitos hidroeléctricos foi da ordem dos 1,1 GWh. No que diz respeito à produção de electricidade de origem térmica esta atingiu os 748,8 GWh, representando cerca de 80,9 % da produção total.

Por sua vez, na ilha do Porto Santo a produção de energia eólica, em 2009, sofreu um decréscimo de 16,1%, relativamente a 2008. Verifica-se também um decréscimo da produção de origem térmica de cerca de 5,2%, que pode ser explicado pelo decréscimo dos consumos de electricidade. Quanto à componente eólica esta representou, em 2009, cerca de 5,0% do total de electricidade emitida na rede.

2.5.4. Potências de curto-circuito

As potências de curto-circuito trifásico simétrico, máxima e mínima, nos barramentos MT e AT das subestações e centrais, foram calculadas segundo a Norma CEI 909.

Na Tabela 30 encontram-se registadas as potências de curto-circuito para cada nó da rede, por nível de tensão e por ilha.

Note-se que:

S” – Potência aparente de curto-circuito da rede a montante

I” – Corrente simétrica de curto-circuito da rede de alimentação


TRES



Projecto TRES

55

Tabela 30 – Potências de curto-circuito

Tensão

[kV]

Mínima Máxima

Período I´ćc [kA]

S´ćc [MVA]

I´ćc [kA]

S´ćc [MVA]

Ilha da Madeira

Funchal 30,0 7,7 402 19,1 990 Verão

6,6 17,9 205 25,7 294 Verão

Amparo 30,0 8,0 416 19,8 1029 Verão

6,6 14,5 166 19,1 218 Verão

Vitória 6,6 kV 30,0 8,6 446 23,3 1209 Verão

6,6 14,9 170 19,6 224 Verão

Vitória 60,0 3,9 404 9,1 943 Verão

Sta Quitéria 30,0 7,9 408 18,5 961 Verão

6,6 9,9 113 11,5 131 Verão

Virtudes 30,0 8,2 424 21,1 1095 Verão

6,6 18,3 210 26,3 301 Verão

Alegria 60,0 3,6 374 7,5 775 Verão

6,6 7,8 89 8,4 96 Verão

Viveiros 60,0 3,5 362 7,0 730 Verão

6,6 15,1 173 20,0 228 Verão

Ponte Vermelha 30,0 4,9 255 10,3 533 Verão

6,6 7,9 90 9,7 111 Verão

Lombo do Meio 30,0 1,8 94 6,7 346 Verão

6,6 3,7 43 5,6 64 Verão

Central da Calheta 30,0 2,4 124 7,2 376 Verão

6,6 2,0 23 2,3 26 Verão

Calheta 30 kV 30,0 2,3 122 7,1 369 Verão

6,6 5,7 65 8,8 101 Verão

Calheta 60 kV 60,0 2,1 218 4,1 421 Verão

6,6 2,5 131 8,6 448 Verão

Ribeira da Janela 30,0 1,3 68 3,8 195 Verão

6,6 3,8 43 6,4 73 Verão

Serra d’Água 30,0 3,1 160 6,9 359 Verão

6,6 4,7 53 5,7 65 Verão

Lombo do Faial 30,0 1,3 67 3,6 185 Inverno

6,6 3,6 42 6,2 71 Inverno

Santana 30,0 1,1 58 2,5 132 Inverno

6,6 3,3 38 5,4 61 Inverno

Machico

60,0 3,1 317 7,8 816 Inverno

30,0 2,1 109 6,9 356 Inverno

6,6 12,9 148 18,0 206 Inverno

Caniço 30,0 3,0 155 9,0 470 Verão

6,6 8,7 99 15,3 175 Verão

Livramento 30,0 3,3 173 8,9 461 Verão

6,6 9,4 108 15,3 175 Verão

Palheiro Ferreiro

60,0 3,7 386 8,2 851 Verão

30,0 4,2 216 14,2 736 Verão

6,6 12,6 144 15,3 175 Verão

S. Vicente 30,0 2,6 134 6,9 356 Verão

6,6 5,5 62 7,0 80 Verão

Prazeres 30,0 1,7 88 3,9 202 Verão

6,6 3,3 38 4,5 51 Verão

Caniçal 60,0 3,0 311 7,9 823 Inverno

6,6 7,1 81 10,2 117 Inverno

Cabo Girão 30,0 6,3 327 13,2 688 Verão


TRES



Projecto TRES

56

6,6 8,5 98 10,1 116 Verão

Santo da Serra 30,0 1,6 85 4,3 225 Inverno

6,6 4,2 48 6,5 75 Inverno

Ponta Delgada 30,0 2,0 103 3,8 198 Verão

6,6 5,3 61 7,4 84 Verão

São João 60,0 3,3 347 6,4 670 Verão

6,6 14,8 169 19,4 222 Verão

Bica da Cana 30,0 6,5 74 36,1 413 Verão

Socorridos 60,0 3,5 367 7,8 810 Verão

Aeroporto 30,0 2,0 103 7,0 363 Inverno

Calheta de Inv. 30,0 2,1 110 5,5 288 Verão

Meia Serra 30,0 3,4 178 8,7 450 Verão

Fajã da Nogueira 30,0 2,1 107 4,1 215 Verão

Fonte do Bispo 30,0 0,9 47 5,0 260 Verão

Lombo da Velha 30,0 1,8 94 4,8 250 Verão

Loiral 30,0 1,8 92 7,6 396 Verão

Pedras 30,0 1,5 76 9,5 494 Verão

Ilha do Porto Santo

Central Térmica 30,0 0,4 22 1,4 73 Inverno

6,6 1,5 17 3,6 41 Inverno

Vila Baleira 30,0 0,4 22 1,4 72 Inverno

6,6 1,7 19 4,5 52 Inverno

Calheta 30,0 0,4 22 1,4 71 Inverno

6,6 1,5 17 3,2 37 Inverno

Potências de curto-circuito mínimas

As potências de curto-circuito dependem da composição do sistema electroprodutor e da configuração da rede. Nos vazios de Inverno, em que a componente hidroeléctrica é elevada, as subestações da zona do Funchal e da zona Este apresentam os valores de potências de curto-circuito mais baixos, enquanto nos vazios de Verão estes acontecem nas subestações da zona Oeste.

Para efeitos de cálculo, considera-se que no Inverno há uma componente hídrica muito elevada, ficando apenas três grupos térmicos a regular os parâmetros da rede (tensão e frequência) - dois grupos na central da Vitória e outro na central do Caniçal (central de resíduos da Meia Serra).

No vazio de Verão, alguns grupos hídricos participam na produção de energia activa, destinando-se fundamentalmente a produzir energia reactiva, de modo a garantir a estabilidade de tensões na vizinhança de rede. Geralmente, funciona um grupo em cada uma das centrais clássicas - Serra de Água, Calheta, Ribeira da Janela e Fajã da Nogueira. No parque térmico, considerou-se cinco grupos na central da Vitória, dois na central do Caniçal e a central da Meia Serra (cenário I) ou quatro grupos na central da Vitória, três na central do Caniçal e a central da Meia Serra (cenário II).

No Porto Santo, as potências mínimas ocorrem quando apenas existe um grupo em funcionamento, sem os parques eólicos, considerando-se que a rede de 30 kV é explorada radialmente.

Potências de curto-circuito máximas

Para o cálculo das potências máximas de curto-circuito, considera-se que todos os grupos existentes se encontram ligados (inclusive os parques eólicos), e que a rede de transporte é explorada em malha fechada.


TRES



Projecto TRES

57

2.6. LINHAS DE TRANSPORTE E DISTRIBUIÇÃO

2.6.1. Rede de Transporte do SEPM

A rede de transmissão destina-se a efectuar o transporte de energia entre as centrais e as subestações de distribuição. A rede de 30 kV é a mais extensa e antiga, tendo nascido com a electrificação rural nos anos 50. A rede mais antiga tem vindo a ser remodelada com o intuito de melhorar a qualidade de serviço e de aumentar a capacidade de transporte.

No que diz respeito às novas ligações, os principais tipos de condutores e cabos utilizados são:

Rede de 60 kV

LXHIOLE - 3x1x630 mm2 (45 MVA);

Al-Aço - 261 mm2 (59 MVA).

Rede de 30 kV

Al-Aço - 261 mm2 (30 MVA);

LXHIOV 3x1x240 mm2 (20 MVA);

LXHIOV 3x1x500 mm2 (30 MVA);

Nas redes mais antigas são utilizados nos troços aéreos condutores CU 25, 35 e 50 e nos traços subterrâneos cabos do tipo PCIAV 120 mm2.

Nas tabelas seguintes estão representadas pormenorizadamente as características das linhas de transporte a 60 kV e 30 kV para a ilha da Madeira e a Ilha de Porto Santo referentes ao ano de 2009.

Tabela 31 - Características das linhas de transporte a 60 kV

Barramentos

Inst. Tipo Secção [mm

2]

Comp [km]

R [p.u.]

(a)

X [p.u.] (a)

B [p.u.] (a)

Cap. [A] (b)

Cap. [MVA]

(b) Inicial Final

Ilha da Madeira

VTO6-LDR6

VTO6 LDR6 Aérea AL-Aço 261 22,8 0,0860 0,2596 0,0001 570 59,2

VTO6-VIV6

VTO6 VIV6 Aérea AL-Aço 261 8,4 0,0317 0,0957 0,0000 570 59,2

VIV6-PFE6 VIV6 PFE6 Aérea AL-Aço 261 7,4 0,0279 0,0844 0,0000 570 59,2

VTO6-SCR6

VTO6 SCR6 Aérea AL-Aço 261 2,4 0,0089 0,0268 0,0000 570 59,2

VTO6-ALE6-PFE6

VTO6 DERAL

EG Aérea AL-Aço 261 6,2 0,0235 0,0710 0,0000 570 59,2

VTO6-ALE6-PFE6

DERALEG

ALEG Subt. XHIOV 240 0,2 0,0005 0,0007 0,0000 475 49,4

VTO6-ALE6-PFE6

DERALEG

PFE6 Aérea AL-Aço 261 5,2 0,0195 0,0588 0,0000 570 59,2

PFE6-MCH6

PFE6 MCH6 Aérea AL-Aço 261 11,9 0,0448 0,1354 0,0000 570 59,2

CNL6- CNL6 CTC6 Aérea AL-Aço 261 0,7 0,0025 0,0001 0,0000 570 59,2


TRES



Projecto TRES

58

CTC6-1

CNL6-CTC6-2

CNL6 CTC6 Aérea AL-Aço 261 0,7 0,0025 0,0187 0,0000 571 59,3

MCH6-CNL6-1

MCH6 ASM

CH6CNL6_1

Aérea AL-Aço 261 0,7 0,0027 0,0081 0,0000 570 59,2

ASM CH6CNL6_1

CNL6 Subt. LXHIOL

E 630 6,7 0,0087 0,0186 0,0002 474 59,3

MCH6-CNL6-2

MCH6 ASM

CH6CNL6_2

Aérea AL-Aço 116 0,7 0,0027 0,0081 0,0000 570 59,2

ASM CH6CNL6_2

CNL6 Subt. LXHIOL

E 630 6,7 0,0087 0,0186 0,0002 474 49,3

SJO6-VIV6 SJO6 VIV6 Subt. LXHIOL

E 630 3,7 0,0048 0,0103 0,0001 474 49,3

a) Os valores em p.u. são referidos à potência de base 100 MVA e à tensão de base de 60 KV

b) A capacidade térmica do Inverno é igual à capacidade térmica do Verão

Nota:

R - resistência

X - reactância

B - Susceptância

Tabela 32 - Características das linhas de transporte a 30 kV

Barramentos

Inst. Tipo Secção [mm

2]

Comp [km]

R [p.u.]

(a)

X [p.u.]

(a)

B [p.u.]

(a)

Cap. [A] (b)

Cap. [MVA]

(b) Inicial Final

Ilha da Madeira

PRZ3-LDV3

PRZ3 LDV3 Aérea CU 25 1,2 0,1028 0 100 5,2 PRZ3-LDV3

LDV3-CTS3

LDV3 CTS3 Aérea AL-Aço 116 4,8 0,1457 0 304 15,8 LDV3-CTS3

LDV3-FDB3

LDV3 FDB3 Aérea CU 25 2,6 0,2184 0 100 5,2 LDV3-FDB3

FDB3-RDJ3

FDB3 RDJ3 Aérea CU 35 9,6 0,5874 0 125 6,5 FDB3-RDJ3

FDB3-CAV3

FDB3 CAV3 Aérea CU 35 6 0,3647 0 125 6,5 FDB3-CAV3

LDR3-CAV3

LDR3 CAV3 Aérea AL-Aço 116 1,2 0,0364 0 304 15,8 LDR3-CAV3

LDR3-DerLRL

LDR3 DerLRL Aérea AL-Aço 116 5,9 0,1775 0 304 15,8 LDR3-

DerLRL

DerLRL3-BDC3

DerLRL3

BDC3 Aérea AL-Aço 116 3,1 0,095 0 304 15,8 DerLRL3-BDC3

LDR3-CTS3

LDR3 CTS3 Aérea AL-Aço 116 1,2 0,0364 0 304 15,8 LDR3-CTS3

CTI3-CTS3 CTI3 CTS3 Aérea AL-Aço 116 1,8 0,0531 0 304 15,8 CTI3-CTS3

LDM3-PVM3

LDM3 PVM3 Aérea AL-Aço 261 6,2 0,2655 0 570 29,6 LDM3-PVM3

LDM3-LDR3

LDM3 ASLDMLDR3

Aérea AL-Aço 116 7,6 0,2297 0 304 15,8 LDM3-LDR3


TRES



Projecto TRES

59

ASLDMLDR

3 LDR3 Subt. LXHIOV 240 1,2 0,0201 0 376 19,5

PVM3-SDA3

PVM3 ASSDAPVM3

Subt. LXHIOV 240 4,1 0,0679 0 376 19,5

PVM3-SDA3

ASSDAPVM

3-1

ASSDAPVM3-2

Aérea CU 35 2,3 0,1407 0 125 6,5

ASSDAPVM

3-2

ASSDAPVM3-3

Subt. LXHIOV 240 2,4 0,0406 0 376 19,5

ASSDAPVM

3-3 SDA3 Aérea AL-Aço 261 0,3 0,0042 0 570 29,6

PVM3-CGR3-1*

PVM3 CGR3 Aérea CU 25 5,5 0,2356 0,000

1 200 10,4

PVM3-CGR3-

1*

PVM3-CGR3-2

PVM3 ASPVMCGR3

Aérea AL-Aço 261 5,3 0,0513 0,000

1 570 29,6

PVM3-CGR3-

2 ASPVMCGR

3 CGR3 Subt. LXHIOV 240 0,6 0,0094

0,0004

376 19,5

SVC3-DerBDC3

SVC3 DerBDC

3 Aérea AL-Aço 116 0 0 304 15,8

SVC3-DerBD

C3

DerBDC3-SXA3

DerBDC3

SXA3 Aérea AL-Aço 116 0 0 304 15,8 DerBD

C3-SXA3

SXA3-RDJ3

SXA3 SASXA3

RDJ3 Subt. LXHIOV 240 4 0,0668

0,0028

376 19,5 SXA3-RDJ3 SASXA

3RDJ3 RDJ3 Aérea AL-Aço 116 2,2 0,068

0,0001

304 15,8

CTV3-VTO3TR1

CTV3 VTO3TR

1 Subt. LXHIOV 240 0,4 0,007

0,0003

376 19,5 CTV3-VTO3T

R1 CTV3 VTO3TR

1 Subt. LXHIOV 240 0,4 0,007

0,0003

376 19,5

CTV3-VTO3TR2

CTV3 VTO3TR

2 Subt. LXHIOV 240 0,4 0,007

0,0003

376 19,5 CTV3-VTO3T

R2 CTV3 VTO3TR

2 Subt. LXHIOV 240 0,4 0,007

0,0003

376 19,5

CTV3-VTO3TR3

CTV3 VTO3TR

3 Subt. LXHIOV 240 0,4 0,007

0,0003

376 19,5 CTV3-VTO3T

R3 CTV3 VTO3TR

3 Subt. LXHIOV 240 0,4 0,007

0,0003

376 19,5

CTV3-CGR3-1*

CTV3 SACTV3

CGR3 Subt. LXHIOV 70 0,4 0,0124

0,0002

336 17,5 CTV3-CGR3-

1* SACTV3CGR3

CGR3 Aérea CU 35 5 0,2142 0,000

1 250 13

CTV3 - CGR3 - 2

CTV3 FNT Aérea AL-Aço 261 3,8 0,05125 0,000

10 570,0 29,6

CTV3 - CGR3 -

2

FNT ASFNT3CGR3

Aérea AL-Aço 261 3,0 0,03979 0,053

18 571,0 29,7

ASFNT3CGR3

CGR3 Subt. LXHIOV 240 0,6 0,00939 0,000

39 376,0 19,5

CTV3 - AMP3 - 1

CTV3 SACTV3AMP3(1)

Subt. LXHIOV 240 0,6 0,0107 0,000

45 376,0 19,5

CTV3 - AMP3 -

1 SACTV3AMP3

(1) AMP3 Aérea AL-Aço 116 2,2 0,06801

0,00005

304,0 15,8


TRES



Projecto TRES

60

CTV3 - AMP3 - 2

CTV3 SACTV3AMP3(2)

Subt. LXHIOV 240 0,6 0,01008 0,000

42 376,0 19,5

CTV3 - AMP3 -

2 SACTV3AMP3

(2) AMP3 Aérea AL-Aço 116 2,2 0,06761

0,00005

304,0 15,8

CTV3 - AMP3 - 3

CTV3 SACTV3AMP3(3)

Subt. LXHIOV 240 0,6 0,0:008 0,000

42 376 19,5

CTV3 - AMP3 -

3 SACTV3AMP3

(3) AMP3 Aérea AL-Aço 116 2,2 0,06761

0,00005

304,0 15,8

CTV3- STQ3

CTV3 SACTV3

STQ3 Subt. LXHIOV 240 0,4 0,00688

0,00029

376,0 19,5

CTV3- STQ3

SACTV3STQ3

ASCTV3STQ3

Aérea AL-Aço 261 1,3 0,01686 0,000

03 570,0 29,6

ASCTV3STQ3

STQ3 Subt. LXHIOV 240 1,0 0,01678 0,000

70 376,0 19,5

CTV3 - VTS3 - 1

CTV3 VTS3 Subt. PCIAV 120 5,8 0,10752 0,004

59 270,0 14,0

CTV3 - VTS3 -

1

CTV3 - VTS3 - 2


59 270,0 14

CTV3 - VTS3 -

2

CTV3 - VTS3 - 3


59 270,0 14,0

CTV3 - VTS3 -

3

VTS3 - FCH3 - 1

VTS3 FCH3 Subt. PCIAV 120 3,4 0,06303 0,002

69 270,0 14,0

VTS3 - FCH3 -

1

VT53 - FCH3 - 2


69 270,0 14,0

VT53 - FCH3 -

2

VT53 - FCH3- 3


69 270,0 14,0

VT53 - FCH3- 3

VT53 - AMP3- 1

VTS3 AMP3 Subt. PCIAV 120 1,8 0,03337 0,001

43 270,0 14

VT53 - AMP3- 1

VT53 - AMP3 - 2

VTS3 AMP3 Subt. PCIAV 120 1,8 0,03337 0,001

43 270,0 14

VT53 - AMP3 -

2

VTS3 - STQ3

VTS3 S T Q 3 Subt. LXHIOV 240 3,0 0,05033 0,002

11 376,0 19,5

VTS3 - STQ3

FCH3 - PFE3 - 1

FCH3 De rMS

R Subt. LXHIOV 240 2,4 0,04026

0,00169

376,0 19,5 FCH3 - PFE3 -

1 De rM

SR PFE3 Aérea AL-Aço 261 2,6 0,03480

0,00007

570,0 29,6

FCH3 - PFE3 - 2

FCH3 SAFCH3PFE3(2)

Subt. LXHIOV 240 2,4 0,0402

6 0,001

69 376,0 19,5

FCH3 - PFE3 -

2 SAFCH3PFE3(

2) PFE3 Aérea AL-Aço 261 24 0,0348

0,00007

570,0 29,6

PFE3 - MSR3

PFE3 MSR3 Aérea AL-Aço 261 6 0,08092 0,000

16 570,0 29,6

PFE3 - MSR3

MSR3 - FDN3

MSR3 MLMSR3FDN3

Aérea AL-Aço 116 2,1 0,06342 0,000

05 304,0 15,8

MSR3 - FDN3

MSR3 - FDN3

MLMSR3FDN

3 FDN3 Aérea CU 35 5,1 0,30899

0,00011

125,0 6,5 MSR3 - FDN3

FDN3 - LDF3

FDN3 LDF3 Aérea CU 35 6,2 0,3763 0,000

13 125 6,5

FDN3 - LDF3

PFE3 - PFE3 CAN3 Aérea AL-Aço 261 4,3 0,05732 0,000 570,0 29,6 PFE3 -


TRES



Projecto TRES

61

CAN3 11 CAN3

CAN3 - UV3

CAN3 ASCAN3

LIV3 Aérea AL-Aço 261 1,2 0,01632

0,00003

570,0 29,6 CAN3 -

UV3 ASCAN3LIV3

LIV3 Subt. LXHIOV 240 2,5 0,04194 0,001

76 376,0 19,5

CAN3 - AE03

CAN3 ASCAN3

AEP3 Aérea AL-Aço 261 1,2 0,01632

0,00003

570,0 29,6

CAN3 - AE03

ASCAN3AEP

3 AEP3 Subt. LXHIOV 240 7,8 0,13069

0,00549

376,0 19,5

CAN3 - DerAEP3

CAN3 DerAEP

3 Aérea CU 35 7,1 0,00264

0,00018

125 6,5 CAN3 - DerAEP

3

DerAEP3- MCH3

DerAEP3

MCH3 Aérea CU 35 2,0 0,12237 0,000

04 125,0 6,5

DerAEP3-

MCH3

DerAEP3 - AEP3

DerAEP3

AEP3 Subt. LXHIOV 240 1,5 0,02466 0,001

04 376 19,5

DerAEP3 -

AEP3

MCH3 - AEP3

MCH3 AEP3 Subt. LXHIOV 240 3,0 0,05033 0,002

11 376,0 19,5

MCH3 - AEP3

MCHI - SSR3

MCH3 SSR3 Aérea AL-Aço 261 6,2 0,08381 0,000

17 570,0 29,6

MCHI - SSR3

SSR3 - LDF3

SSR3 LDF3 Aérea AL-Aço 261 7,4 0,09975 0,000

20 570,0 29,6

SSR3 - LDF3

LDF3 - STA3

LDF3 STA3 Aérea AL-Aço 261 7,0 0,0944! 0,000

19 570,0 29,6

LDF3 - STA3

PFE3 - LIV3

PFE3 LIV3 Subt. LXHIOV 240 4,6 0,07633 0,003

21 376,0 19,5

PFE3 - LIV3

CGR3 - GR,FDP

CGR3 GR,FDP Aérea CU SO -TA 0,10065

0,00005

160,0 8,3 CGR3 - GR,FDP

SVC3 - SDA3

SVC3 ASSVCS

DA Subt. LXHIOV 240 5,9 0,09898

0,00416

376,0 19,5 SVC3 - SDA3 ASSVC

SDA SDA3 Aérea AL-Aço 261 0,3 0,00337

0,00001

570,0 29,6

SVC3 - PDG3

SVC3 PDG# Subt. LXHIOV 240 10,5 0,17548 0,007

37 376,0 19,5

SVC3 - PDG3

SVC3 - RCM

SVC3 RDJ3 Subt. LXHIOV 240 18,0 0,30198 0,012

68 376,0 19,5

SVC3 - RCM

LRL3-DerLRL3

LRL3 DerLRL3 Subt. LXHIOV 240 1,8 0,02936 0,001

23 376,0 19,5

LRL3-DerLRL

3

BDC3-PDR3

BDC3 PDR3 Subt. LXHIOV 500 2,0 0,01600 0,001

44 376,0 26,4

BDC3-PDR3

LDV3-Rap,**

LDV3 Rap. Subt. LXHIOV 240 3,0 0,05033 0,002

11 376,0 19,5

LDV3-Rap,**

Ilha do Porto Santo

CNP3 – VBL3-1

CNP3 VBL3 Aérea LXHIOV 70 2,2 0,124

82 0,00106 168,0 8,7

CNP3 – VBL3-1

CNP3 – VBL3-2

CNP3 VBL3 Subt. LXHIOV 70 2,6 0,150

87 0,00128 168,0 8,7

CNP3 – VBL3-2

VBL3 – CPS3-1

VBL3 CPS3 Subt. LXHIOV 70 4,8 0,277

36 0,00236 168,0 8,7

VBL3 – CPS3-1

VBL3 – CPS3-2

VBL3 ASVBLCPS3(1

) Subt. LXHIOV 70 0,5

0,03141

0,00027 168,0 8,7

VBL3 – CPS3-2 ASVB

LCPS3(1)

ASVBLCPS3(2

) Aérea LXHIOV 70 2,2

0,12482

0,00106 168,0 8,7


TRES



Projecto TRES

62

ASVBLCPS3(2)

CPS3 Subt. LXHIOV 70 2,4 0,136

90 0,00116 168,0 8,7

a) Os valores em p.u. são referidos à potência de base 100 MVA e à tensão de base de 60 KV

A capacidade térmica do Inverno é igual à capacidade térmica do Verão

a) Em paralelo - dois ternos (Cu 35mm2 e Cu 25mm2) ligados nos mesmos painéis de linha

b) ** Parte da futura ligação Lombo da Velha (Prazeres) à futura subestação da Ponta do Pargo

c) *** Apenas o primeiro troço (LRL-ASLRL3) é linha nova.

A Figura 12 representa a rede de transporte da Região Autónoma da Madeira.


TRES



Projecto TRES

63

Figura 12 – Esquema da Rede de Transporte


TRES



Projecto TRES

64

2.6.2. Rede de Distribuição MT do SEPM

A maioria dos postos de transformação é alimentada a 6,6 kV, no entanto existem alguns alimentados a 30 kV.

2.6.2.1 Postos de transformação

Na Tabela 33 encontram-se sumarizadas as características dos diversos Postos de Transformação distribuídas por concelho, referentes ao ano de 2009.

Tabela 33 – Postos de Transformação

Particulares Públicos Total

N.º Pot. Inst. [kVA] N.º Pot. Inst. [kVA] N.º Pot. Inst. [kVA]

Ilha da Madeira 217 142800 1439 573350 1656 716150

6,6 213 136690 1393 562080 1606 698770

30 4 6110 46 11270 50 17380

Funchal 104 77715 464 250135 568 327850

6,6 103 77465 460 248885 563 326350

30 1 250 4 1250 5 1500

C. Lobos 16 9990 113 42585 129 52575

6,6 16 9990 110 41605 126 51595

30 0 0 3 980 3 980

R. Brava 5 2410 113 34375 118 36785

6,6 5 2410 110 34075 115 36485

30 0 0 3 300 3 300

Calheta 4 1530 124 33325 128 34855

6,6 4 1530 120 32775 124 34305

30 0 0 4 550 4 550

Ponta do Sol 3 700 56 20125 59 20825

6,6 3 700 46 16385 49 17085

30 0 0 10 3740 10 3740

S. Vicente 5 1610 55 16625 60 18235

6,6 5 1610 54 16375 59 17985

30 0 0 1 250 1 3740

Santana 13 6900 84 17980 97 24880

6,6 13 6900 78 17080 91 23980

30 0 0 6 900 6 900

Machico 31 18395 120 45510 151 63905

6,6 31 18395 119 45110 150 63505

30 0 0 1 400 1 400

Santa Cruz 36 23550 261 100010 297 123560

6,6 33 17690 254 97960 287 115650

30 3 5860 7 2050 10 7910

Porto Moniz 0 0 49 12680 49 12680

6,6 0 0 42 11830 42 11830

30 0 0 7 850 7 850

Ilha do Porto Santo 21 12535 72 22060 93 34595

6,6 21 12535 72 22060 93 34595

30 0 0 0 0 0 0

Total 238 155335 1511 595410 1749 750745


TRES



Projecto TRES

65

6,6 234 149225 1465 584140 1699 733365

30 4 6110 46 11270 50 17380


TRES



Projecto TRES

66

Figura 13 - Esquema da rede de distribuição


TRES



Projecto TRES

67

2.7. CARGAS

2.7.1. Cargas verificadas nas subestações

Nas tabelas que se seguem são indicadas as cargas máximas (pontas) e mínimas por trimestre, o factor de utilização da potência instalada, para o ano de 2009, e ainda, a evolução dos valores de ponta em relação aos anos anteriores.

Tabela 34 - Níveis de carga nas subestações

MW 1º trimestre 2º trimestre 3º trimestre 4º trimestre

Max Min Med Max Min Med Max Min Med Max Min Med

Ilha da Madeira

Funchal 19,5 6,7 11,9 19,4 6,7 11,7 20,6 6,8 12,7 21,1 6,6 12,6

Amparo 12,3 4,3 8,0 10,0 4,1 7,4 12,1 4,4 8,2 12,8 4,7 8,8

Vitória 6,6kV 11,5 3,8 7,0 10,2 4,3 7,3 10,4 4,2 7,4 9,9 3,7 6,1

Santa Quitéria 5,3 1,2 3,2 4,8 1,5 3,2 5,2 1,3 3,5 5,7 1,3 3,4

Virtudes 13,4 5,2 8,5 11,1 5,2 8,4 13,5 4,8 9,3 14,5 5,5 9,1

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

Viveiros 11,8 4,4 7,6 10,7 4,2 7,2 10,8 4,5 7,7 12,4 4,8 8,2

Ponte Vermelha 7,0 2,8 4,4 5,7 2,8 4,2 6,0 2,8 4,5 7,4 3,1 4,6

Lombo do Meio 2,1 0,8 1,2 1,7 0,8 1,1 1,8 0,8 1,2 2,5 0,9 1,3

Central da Calheta

0,4 0,1 0,2 0,3 0,1 0,2 0,3 0,2 0,2 0,4 0,2 0,2

Calheta 3,6 1,1 2,4 3,1 1,5 2,3 3,3 1,6 2,5 3,9 1,6 2,4

Ribeira da Janela

1,5 0,9 1,1 2,0 0,9 1,1 1,7 0,8 1,2 1,7 0,9 1,2

Serra d’Água 0,6 0,2 0,4 0,9 0,3 0,4 0,7 0,2 0,4 0,6 0,3 0,4

Lombo do Faial 1,4 0,6 0,9 2,1 0,6 0,9 1,6 0,6 0,9 1,6 0,5 0,9

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

Machico 10,8 5,4 7,4 9,3 3,7 7,1 10,1 5,0 7,5 12,2 4,6 7,4

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

Livramento 7,2 2,6 4,6 6,4 2,6 4,6 7,7 2,6 5,3 8,2 2,8 5,0

Palheiro Ferreiro

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

S, Vicente 2,5 0,8 1,5 2,2 0,4 1,4 2,5 0,8 1,5 2,3 0,9 1,4

Prazeres 2,4 1,1 1,5 2,0 1,0 1,4 2,3 1,0 1,5 2,4 1,2 1,5

Caniçal 3,8 0,8 1,9 3,9 0,8 1,9 3,8 0,6 1,9 3,7 0,9 1,9

Cabo Girão 4,4 1,6 2,5 3,5 1,8 2,5 5,2 1,9 3,5 6,7 2,4 3,6

Santo da Serra 2,1 0,9 1,5 2,2 1,1 1,5 2,3 0,9 1,7 2,6 1,0 1,7

Ponta Delgada 2,0 0,6 0,9 1,3 0,5 0,9 1,7 0,3 0,9 1,5 0,6 0,9

São João 7,6 2,4 4,8 8,3 2,7 5,2 9,4 2,6 5,8 8,5 2,6 5,3

Ilha do Porto Santo

Nova Central 1,8 1,0 1,4 2,0 1,0 1,5 2,5 1,7 1,3 2,0 1,0 1,5

Vila Baleira 2,4 0,8 1,8 2,5 1,2 1,9 2,9 2,2 1,6 2,5 0,9 1,9

Calheta 1,3 0,4 1,0 1,9 0,7 1,4 2,3 1,3 1,0 1,8 0,4 1,3

Os valores mínimos de carga reflectem apenas a situação normal de exploração.


TRES



Projecto TRES

68

Tabela 35 - Evolução da carga das subestações de Distribuição

Potência instalada Cargas máximas anuais Factor

de carga

[%]

Variação 2009/2008 [%]

Tr’s [MVA]

Bat. [MVAr]

P [MW]

Q [MVAr]

S [MVA]

Cos [ф]

Activa Aparente

Ilha da Madeira

Funchal 30 6 21,1 13,9 22,5 0,936 75 -4 -3

Amparo 20 2 12,8 6,3 13,5 0,949 68 -5 -4

Vitória 6,6kV 20 4 11,5 5,9 11,6 0,987 58 -2 -1

Santa Quitéria 10 5,7 2,7 6,3 0,901 63 -1 -1

Virtudes 30 2 14,5 5,2 14,8 0,976 49 -9 -12

Alegria 10 5,0 2,4 5,5 0,903 55 -5 -4

Viveiros 30 4 12,4 6,7 12,7 0,977 42 9 10

Ponte Vermelha 10 2 7,4 3,5 7,5 0,980 75 3 1

Lombo do Meio 4 2,5 1,3 2,8 0,890 69 1 2

Central da Calheta 1 0,4 0,3 0,5 0,787 49 -1 0

Calheta 10 3,9 1,5 4,2 0,929 42 -1 -1

Ribeira da Janela 6 2,0 1,5 2,5 0,800 41 22 22

Serra d’Água 4 0,9 0,6 1,1 0,850 28 8 8

Lombo do Faial 6 2,1 1,4 2,5 0,821 42 33 35

Santana 6 3,3 2,0 3,9 0,862 65 -1 2

Machico 25 2 12,2 6,2 12,9 0,946 52 3 5

Caniço 20 2 9,5 5,0 10,0 0,954 50 0 0

Livramento 20 2 8,2 3,5 8,3 0,985 42 8 -2

Palheiro Ferreiro 20 2 6,3 3,1 6,4 0,984 32 -19 -17

S, Vicente 6 2,5 1,5 2,9 0,868 49 3 4

Prazeres 4 2,4 1,9 3,1 0,781 77 -4 11

Caniçal 10 3,9 2,6 4,7 0,826 47 0 1

Cabo Girão 10 6,7 4,2 7,9 0,850 79 44 44

Santo da Serra 6 2,6 1,3 2,9 0,890 49 1 1

Ponta Delgada 10 2,0 1,7 2,6 0,765 26 25 34

São João 30 4 9,4 5,7 9,5 0,984 32 21 19

Ilha do Porto Santo

Nova Central 4 2,5 1,4 2,8 0,880 71 -18 -18

Vila Baleira 8 2,9 1,6 3,3 0,880 41 -32 -32

Calheta 6 2,3 1,3 2,6 0,880 44 -5 -5

* Factores de Potência na ponta com compensação nas subestações

Legenda:

Tr’s – Potência instalada nos transformadores

Bat. – Potência instalada nas baterias de condensadores

P – Potência Activa

Q – Potência reactiva

S – Potência Aparente

Numa primeira análise das tabelas verifica-se que os factores de utilização da potência instalada não excederam os 75%. Pode-se também observar que as cargas nas subestações CGR, LDF, PDG, e RDJ apresentaram um acréscimo significativo, quando comparadas com os valores de 2008. Este crescimento deve-se à tomada de carga de outras subestações. O aumento de cargas n


TRES



Projecto TRES

69

subestação CGR deveu-se, principalmente, à instalação de uma nova saída MT para a zona do Estreito de Câmara de Lobos, transferindo uma carga importante da subestação VIT. No caso da subestação LDF o aumento deveu-se, sobretudo, ao acréscimo de consumos da sua zona de influência.

Em contrapartida, verificaram-se reduções nas subestações PFE, FCH, AMP, VIT, VTS e ALE.

Na Tabela 36 encontra-se a evolução de carga das subestações relativas ao serviço de transporte, referente ao ano de 2009.

Tabela 36 - Evolução da carga nas subestações do Serviço de Transporte ao longo do ano

Potência instalada

[MVA]

Cargas máximas por trimestre [MVA]

Factor de

carga [%]

Variação 2009/2008

[%] 1ª 2ª 3ª 4ª Max

Vitória 100 24 34,3 41,2 43,5 43,525 44 -37

Lombo do Doutor 25 8 10,5 9,8 11,8 11,752 47 0

Machico 15 10 9,4 10,0 10,5 10,505 70 -3

Palheiro Ferreiro 30 12 13,7 13,1 20,5 20,548 68 29

Vitória 100 24 34,3 41,2 43,5 43,525 44 -37

Como se pode observar, nas subestações de transporte 60/30 kV, registaram-se factores de carga entre os 45 e os 68%, tendo os valores mais altos ocorrido em situações pontuais de exploração. Salienta-se, que a entrada em exploração de um quarto transformador permitiu reduzir, de forma apreciável, os factores de carga máximos verificados em anos anteriores.

3. LIGAÇÃO À TERRA

O tipo de ligação de neutro utilizado nas redes AT e MT é de neutro isolado, com excepção da rede afecta à SE CAV, em que os neutros dos dois transformadores (2x0,5 MVA) estão ligados à terra, através de uma resistência de 7000Ω, no lado dos 6,6 kV.

4. GESTÃO TÉCNICA GLOBAL DO SEPM

No processo de gestão e condução dos sistemas eléctricos de produção, transporte e distribuição do SEPM, é importante reportar o conjunto de regras, procedimentos, deveres e direitos dos intervenientes na coordenação do funcionamento das redes da concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM e das instalações ligadas às suas redes, nomeadamente:

Modulação da produção, em função do consumo, dos centros electroprodutores sujeitos a despacho;

Coordenação das indisponibilidades da rede de transporte e distribuição do SEPM e dos produtores sujeitos a despacho.


TRES



Projecto TRES

70

4.1. ASPECTOS GERAIS DA SEGURANÇA DO SISTEMA ELÉCTRICO DA MADEIRA

4.1.1. Princípios gerais

A concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM é responsável pelo estabelecimento de critérios de segurança para a exploração do sistema eléctrico, com base nos seguintes valores:

a) Potência admissível nos transformadores, auto-transformadores e linhas da rede de transporte;

b) Níveis mínimos de reserva para a regulação de frequência/potência.

A concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM pode alterar os valores estabelecidos, nos termos previstos no Manual de Procedimentos, sempre que ocorram condicionalismos de exploração que justifiquem a sua modificação, procedendo à divulgação das alterações e respectivos motivos.

4.1.2. Critérios de funcionamento e de segurança para a exploração do sistema eléctrico da Madeira

4.1.2.1 Variáveis de controlo e de segurança

As variáveis que permitem supervisionar o estado de funcionamento da rede de transporte e distribuição em cada ilha são:

a) Frequência;

b) Tensão;

c) Potência e temperatura nos diversos elementos da rede de transporte (linhas, transformadores e aparelhos associados);

d) Regulação de frequência – potência.

4.1.2.2 Limites admissíveis das variáveis de controlo

Frequência

A frequência de referência e as margens de variação de frequência na rede de transporte do SEPM são estabelecidas de acordo com o estipulado nas normas e regras internacionais aplicáveis, designadamente as recomendações da UCTE.

Para evitar uma diminuição da reserva primária, a frequência de referência (f0) não deverá permanecer, de forma durável, em regime não perturbado, fora do intervalo, ± 500 mHz.

A frequência de referência, sempre que não se esteja a proceder a correcções da hora síncrona, é de 50,00 Hz.

Para sincronizar a hora da rede interligada com a hora astronómica, a frequência de referência pode ser alterada para + 50 mHz.


TRES



Projecto TRES

71

Tensão

O perfil de tensão na rede de transporte do SEPM tem em consideração os limites impostos pelas normas, a existência de cláusulas contratuais de entrega de energia, bem como os valores desejáveis para minimização de perdas.

Deverá também atender-se a limitações pontuais decorrentes do tipo de local em que as instalações se encontram inseridas, onde se verifiquem, por exemplo, níveis elevados de poluição ou salinidade ou outras circunstâncias desfavoráveis, e ainda a limitações temporárias determinadas pelo estado de funcionamento da aparelhagem.

Em situação normal de exploração os valores de tensão não deverão ultrapassar ±10% do valor nominal.

Potência e temperatura

Os valores de potência máxima em regime permanente não deverão ser superiores à capacidade nominal, no caso de auto-transformadores e transformadores, nem à capacidade térmica permanente, no caso de linhas de transporte, considerando a temperatura máxima do condutor definida nas condições de projecto.

A potência máxima em regime permanente nas linhas poderá ser inferior ao valor atrás indicado como resultado de situações em que esteja em causa a estabilidade dinâmica, em que exista o risco potencial de colapso de tensão ou ainda devido a restrições à flecha máxima decorrentes da alteração dos pressupostos do projecto.

De um modo geral, a temperatura máxima prevista no projecto ou indicada pelos fabricantes para funcionamento dos equipamentos, quer em regime permanente, quer em condições de sobrecarga temporária, nunca deverá ser excedida.

A capacidade de transporte das linhas deverá ser definida de forma a não ultrapassar a temperatura máxima do condutor especificada nas condições de projecto. A capacidade dos transformadores e auto-transformadores é definida pelos fabricantes, de acordo com as suas características construtivas específicas.

4.1.3. Análises de segurança

Nas análises de segurança efectuadas pela concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM, abrangendo cada uma das ilhas da Região, devem ser consideradas todas as contingências, nas condições a seguir mencionadas decorrentes de falhas simples de um qualquer elemento ao nível da rede de transporte (critério N-1), de falhas simultâneas dos dois circuitos das linhas duplas (quando houver) e da falha do maior grupo gerador em serviço.

4.1.3.1 Falha simples (critério N-1)

A ocorrência da falha de um qualquer elemento da rede de transporte não deverá, em regra, implicar:

Interrupções prolongadas no abastecimento de energia nem degradação significativa da qualidade com que esta é fornecida;

Sobrecargas permanentes nas linhas de transporte, podendo, no entanto, ser admitidas sobrecargas transitórias (de duração igual ou inferior a vinte minutos) até 20% da sua


TRES



Projecto TRES

72

capacidade nominal ou até 30% eliminada rapidamente (duração inferior ou igual a dez minutos);

Sobrecargas em permanência nos transformadores, podendo, no entanto, ser admitidas sobrecargas (de duração igual ou inferior a duas horas) até 10% da sua capacidade nominal, no Verão, e 20%, no Inverno.

Após o incidente, as tensões em regime estacionário deverão estar compreendidas entre os limites referidos na secção seguinte.

4.1.3.2 Falha de linhas de duplo circuito

Entende-se por linhas de duplo circuito, aquelas cujos circuitos partilham apoios pelo menos em um dos troços dos seus traçados.

Considerar-se-á a falha de uma linha de duplo circuito sempre que o seu traçado tenha mais de dois apoios comuns, existindo uma lista, publicada e actualizada pela concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM, das linhas que se encontram nestas condições.

Estas contingências deverão ser consideradas apenas em situações meteorológicas adversas, com possibilidade de ocorrência de trovoadas, ou em caso de incêndio nas imediações das linhas.

Neste caso não se deverão verificar:

Interrupções de fornecimento de energia nem degradação significativa da qualidade com que esta é fornecida;

Sobrecargas permanentes nas linhas de transporte, podendo, no entanto, ser admitidas sobrecargas transitórias (de duração igual ou inferior a vinte minutos) até 30% da sua capacidade nominal;

Sobrecargas em permanência nos transformadores, podendo, no entanto, ser admitidas sobrecargas (de duração igual ou inferior a duas horas) até 10% da sua capacidade nominal no Verão e 30% no Inverno.

Após o incidente, as tensões em regime estacionário deverão estar compreendidas entre ±10% do valor nominal.

4.1.3.3 Falha do maior grupo gerador em serviço de cada sistema electroprodutor

Nas análises de segurança deverá ser considerada a falha do maior grupo gerador em serviço tendo presente também a necessidade da eliminação dos desvios resultantes num intervalo não superior a 15 minutos.

Este tipo de contingência não deve ter como consequência:

Interrupções no abastecimento de energia nem degradação significativa da qualidade com que esta é fornecida;

Sobrecargas permanentes nas linhas de transporte, podendo, no entanto, ser admitidas sobrecargas transitórias até 20% da sua capacidade nominal com duração igual ou inferior a vinte minutos ou até 30% com duração inferior ou igual a dez minutos;

Sobrecargas em permanência nos transformadores, podendo, no entanto, ser admitidas sobrecargas, com duração igual ou inferior a duas horas, até 10% e 20% da sua capacidade nominal respectivamente no Verão e no Inverno.


TRES



Projecto TRES

73

Após o incidente, as tensões em regime estacionário deverão estar compreendidas entre ±10% do valor nominal.

4.1.3.4 Regulação de frequência/potência

4.1.3.4.1 Princípios subjacentes

Os princípios subjacentes ao estabelecimento da reserva para a regulação de frequência/potência, bem como as regras relativas à sua regulação primária e secundária encontram-se definidos pelas regras relativas à regulação primária de frequência/potência, emitidas pela UCTE.

4.1.3.4.2 Níveis mínimos de reserva primária

Princípio

A regulação primária deve manter o equilíbrio entre a produção e o consumo através da actuação automática dos reguladores de velocidade/potência activa dos respectivos grupos, a qual provoca uma variação de potência inversamente proporcional à variação da frequência da rede, segundo a característica de estatismo definida para os grupos geradores.

Compensação de perda súbita de produção

De acordo com as regras atrás mencionadas, uma perda súbita de produção de um grupo gerador deve ser inteiramente compensada pela regulação primária do conjunto das centrais interligadas, não devendo verificar-se nestas condições uma variação de frequência que obrigue a deslastre de cargas, com a excepção da penetração de energia renovável no sistema eléctrico ser muito elevada, nomeadamente, no período horário de vazio.

Compensação de deslastre súbito

De igual modo, um deslastre súbito de 10% da carga não deverá conduzir a um acréscimo significativo do valor da frequência.

Contribuição para a reserva primária

A contribuição para a reserva primária total a que cada central fica obrigada é estabelecida todos os anos pela concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM, sendo função do crescimento anual das pontas de consumo do sistema eléctrico

Insensibilidade e banda morta da regulação primária dos reguladores dos grupos

De modo a manter o mais constante possível o valor da energia reguladora da rede, a banda de insensibilidade dos reguladores dos grupos deverá ser tão estreita quanto possível, e sempre inferior a ±100 mHz.

Velocidade de activação

A reserva primária deverá ser activada de forma automática, através dos seus reguladores, para qualquer tipo de perturbação.

4.1.3.4.3 Níveis mínimos de reserva secundária

Princípio

A regulação secundária visa anular o desvio de frequência ou o desvio de potência total das redes do SEPM, relativamente ao valor programado.


TRES



Projecto TRES

74

Forma de assegurar a reserva secundária

A reserva secundária é assegurada por reserva rápida, constituída pelos grupos hídricos e térmicos que possam ser mobilizados num espaço de tempo inferior a dez e vinte minutos, respectivamente;

Determinação da reserva secundária

A reserva secundária deve ser determinada pela concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM, para cada hora do dia, em função da (im)previsibilidade da evolução do consumo e da probabilidade de falha de grupos geradores.

Eliminação dos desvios de regulação

Os desvios de regulação devem ser eliminados num prazo de 15 minutos.

4.1.4. Estabelecimento de planos para a exploração do sistema eléctrico

4.1.4.1 Planos de segurança

Os Planos de Segurança devem estabelecer as medidas preventivas necessárias por forma a evitar a ocorrência de incidentes que provoquem a interrupção do serviço aos utilizadores do sistema eléctrico.

Para o efeito, a concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM deverá tomar antecipadamente as medidas entendidas como necessárias, nomeadamente estabelecendo esquemas especiais de exploração ou modificando o programa de despacho de forma a garantir que os limites definidos no ponto referente à análise de segurança não sejam ultrapassados.

Nos planos de segurança encontram-se também contempladas as situações de teledisparo de grupos geradores que, na sequência da ocorrência de contingências pré-definidas, possam originar sobrecargas importantes. Estes dispositivos deverão ser identificados em lista a manter pela concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM.

Por outro lado, sempre que se verifiquem situações de risco que ponham em causa os sistemas informáticos, ou a integridade física dos operadores do centro de controlo, estes deverão informar as centrais térmicas, munir-se da pasta designada por “Despacho de emergência”, localizada na sala de comando do centro de controlo, e dirigir-se para o centro de comando de emergência, onde se encontram meios alternativos para garantir a operação do sistema eléctrico.

Se uma situação idêntica se registar no centro de operação da rede de uma dada ilha, os seus operadores deverão informar o centro de controlo, assumindo a concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM as funções de operação da rede da ilha onde se registou o incidente.

4.1.4.2 Planos de deslastre de cargas

4.1.4.2.1 Princípio

Compete à concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM o estabelecimento e coordenação de planos de deslastre de carga do sistema eléctrico, bem como a sua actualização.


TRES



Projecto TRES

75

Assim, sempre que, com o objectivo de preservar o funcionamento do sistema eléctrico, seja necessário efectuar deslastres de carga, a concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM deverá prever a possibilidade de os efectuar, mediante dispositivos automáticos ou de forma manual.

4.1.4.2.2 Deslastre verificados por actuação de dispositivos automáticos

Os deslastres verificados por actuação dos dispositivos automáticos deverão ter como finalidade:

a) Eliminar, de forma expedita, sobrecargas pontuais na rede de transporte e rede de distribuição do SEPM;

b) Evitar que a frequência desça abaixo de limiares mínimos pré-definidos, conforme o plano de deslastre frequencimétrico;

A concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM deverá proceder, periodicamente ou sempre que tal se justifique, à simulação do plano de deslastre frequencimétrico, por forma a garantir que os princípios gerais que o suportam permanecem válidos e que os consumos essenciais não são afectados.

4.1.4.2.3 Plano de deslastre frequencimétrico

As regras gerais em que deve assentar o plano de deslastre frequencimétrico são as seguintes:

Garantir a manutenção da integridade da rede em caso de um défice de produção (desequilíbrio produção-consumo) de cerca de 10% do consumo total, em horas de vazio;

Os relés a instalar devem medir apenas a frequência e devem ser temporizados;

O deslastre frequencimétrico encontra-se dividido por quatro escalões:

Tabela 37 – Escalões do deslastre frequencimétrico

Escalão Frequência Temporização Carga deslastrada

D f < 48,0 Hz 0,15 s C1

C f < 47,5 Hz 0,15 s C1 + C2

B f < 47,0 Hz 0,15 s C1 + C2 + C3

A f < 49,0 Hz e df/dt > 2,5Hz/s C1 + C2 + C3

Nos valores mais elevados de frequência deve ser deslastrada uma percentagem significativa da carga máxima, por forma a obter, nos casos de grande desequilíbrio produção-consumo, uma travagem eficaz da descida da frequência a esses níveis, e por conseguinte garantir uma intervenção em tempo útil da regulação primária;

Os relés de mínimo de frequência só deverão actuar após decorridas as temporizações que constam em lista na concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM, através das quais se consegue o conveniente escalonamento dos deslastres;

Todos os deslastres devem ser efectuados nas saídas MT das subestações da rede de distribuição.

A concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM, deverá possuir, no prazo de 5 anos, programas para efectuar a simulação do plano de deslastre, considerando as situações mais severas, que, de uma forma geral, se poderão caracterizar por:


TRES



Projecto TRES

76

Situações de vazio do diagrama de carga (mais desfavorável relativamente à ponta, por haver menos grupos em paralelo, logo menor momento de inércia);

Aparecimento súbito de um défice de produção da ordem de 50% do consumo total.

4.1.4.2.4 Deslastres de carga manuais

Devido a situações excepcionais, não enquadráveis nos critérios de segurança normalmente adoptados, quer na programação de exploração, quer na exploração em tempo real, poderá existir a necessidade de efectuar deslastres de carga manuais localizados, designadamente os que possam resultar das seguintes situações:

a) Perda simultânea, não programada, de múltiplos elementos da rede de transporte ou de redes de distribuição a ela ligadas;

b) Perda simultânea, não programada, de múltiplos geradores;

c) Perda simultânea, não programada, de um elemento da rede de transporte ou de redes a ela ligadas e de um grupo gerador;

d) Ocorrência de valores anómalos de frequência, da tensão ou da corrente em determinados elementos da rede de transporte;

e) Qualquer situação caracterizada como de força maior.

Alguns dos cenários que justificarão os deslastres manuais são os seguintes:

Sobrecargas em linhas de transporte inferiores a 20% e com duração superior ou igual a 20 minutos;

Sobrecargas em linhas de transporte superiores ou iguais a 20%;

Tensões em regime estacionário inferiores a 5% da tensão nominal, com capacidade de regulação em carga dos transformadores esgotada;

Frequência em regime estacionário inferior a 49 Hz;

Sobrecargas permanentes nos transformadores superiores a 20% durante o Inverno e a 10% no Verão;

Situações de carência absoluta de energia, conforme definido na secção 5.4.

4.1.4.3 Planos de reposição de serviço

4.1.4.3.1 Princípios

A concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM estabelecerá planos que integrem medidas específicas de actuação, para além de dispositivos automáticos de reposição de serviço, com o objectivo de minimizar as consequências para os utilizadores do sistema eléctrico após a ocorrência de um incidente.

4.1.4.3.2 Plano de reposição de serviço

A elaboração do plano de reposição de serviço, após incidente generalizado, deverá abordar a situação de interrupção generalizada da rede do SEPM.


TRES



Projecto TRES

77

O plano de reposição de serviço deve ser actualizado sempre que entrem em serviço novos elementos da rede do SEPM, ou sempre que sejam desclassificados elementos que nele constam.

O plano de reposição de serviço encontra-se disponível na concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM.

5. EXPLORAÇÃO DO SISTEMA ELÉCTRICO REGIONAL EM TEMPO REAL

A exploração dos sistemas electroprodutores em cada uma das ilhas da região, em tempo real, será objecto de medidas graduais visando o controlo e operação centralizada dos diferentes sistemas eléctricos existentes.

5.1. CONTROLO DO SISTEMA ELÉCTRICO REGIONAL EM TEMPO REAL

O controlo do sistema eléctrico regional em tempo real, baseado na permanente monitorização do seu estado de funcionamento, visa:

A manutenção ou reposição dos valores de tensão, frequência e trânsitos de energia dentro dos limites estabelecidos, respeitando os níveis de segurança e de qualidade de serviço regulamentares;

A permanente confrontação das condições efectivas de exploração do sistema e, se necessário, a modificação do programa de despacho estabelecido;

A detecção e diagnóstico tempestivo de incidentes ou de situações passíveis de colocar em risco a segurança do sistema eléctrico e a identificação de medidas tendentes a minimizar o impacto da sua ocorrência, nomeadamente nos casos em que possa estar em causa a continuidade do abastecimento de energia eléctrica.

5.1.1. Controlo dos trânsitos de energia

Para efectuar o controlo dos trânsitos de energia nos diversos elementos da rede de transporte, a concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM deverá poder dispor de meios de aquisição de dados em tempo real que lhe permitem verificar se o sistema eléctrico se encontra numa situação normal de exploração.

Sempre que, por alteração das condições de exploração, se torne necessário limitar os trânsitos de energia nos diversos elementos da rede, em conformidade com os critérios de segurança definidos para o efeito, a concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM poderá:

Modificar o programa de despacho inicialmente considerado, alterando programas de produção de produtores vinculados (PV) ou de produtores não vinculados (PNV);

Alterar a topologia da rede de transporte, através da implementação de esquemas especiais de exploração nas suas instalações, como por exemplo colocando grupos geradores em antena sobre uma determinada instalação;

Deslastrar cargas pontuais, como último recurso.

Estas medidas poderão ser tomadas isolada ou conjuntamente.


TRES



Projecto TRES

78

5.1.2. Controlo de tensões e perdas

Para efectuar o controlo de tensão e perdas, a concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM pode emitir instruções de despacho para os produtores vinculados (PV) e produtores não vinculados (PNV).

5.1.3. Modulação da produção e regulação frequência-potência

A concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM deve modular a produção em função do consumo, de acordo com os planos diários de potência previsível elaborados pela concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM, tendo em atenção as condições efectivas de exploração em cada ilha, nomeadamente:

Evolução do consumo;

Estado de disponibilidade das centrais e respectivos grupos geradores;

Topologia e capacidade das linhas de transporte;

Eventuais restrições de carácter ambiental ou decorrentes da utilização dos locais onde os centros electroprodutores se inserem, não previstas no planeamento inicial.

Esta modulação deverá ser feita atendendo aos factores mencionados e tendo também em consideração a existência de eventuais contratos bilaterais físicos (CBF) em curso.

A modulação da produção concretiza-se pelo envio de instruções de despacho, quer por tele-regulação, normalmente de forma automática, quer por emissão de instruções específicas.

Estas instruções de despacho, em princípio, destinam-se apenas às centrais vinculadas ou sujeitas a despacho centralizado efectivo.

Os CBF são considerados firmes, pelo que o envio de instruções de despacho para centrais não vinculadas e fornecedores envolvidos naquelas transacções apenas se verificará nos seguintes casos:

Sempre que esteja em causa a segurança do sistema eléctrico regional em cada uma das ilhas;

A central, unidade de produção ou fornecedor, participante num CBF, esteja em falha de disponibilidade, não tenha contrato de garantia de abastecimento e se verifique uma situação de carência energética conforme definida em 5.4. Nestas condições a instrução de despacho especificará que o produtor ou fornecedor em falha de disponibilidade deverá comunicar aos seus clientes abrangidos pelo CBF a necessidade de reduzirem os seus consumos, em conformidade com o estabelecido no RARI relativamente a falhas de disponibilidade.

5.1.4. Avaliação da segurança da rede

O nível de segurança, de acordo com os critérios anteriormente definidos, deverá ser permanentemente avaliado através da aplicação informática que realiza a análise de contingências em tempo real, verificando o comportamento de todos os elementos da rede de transporte e distribuição perante a ocorrência de contingências pré-definidas e alertando o operador sempre


TRES



Projecto TRES

79

que os valores limites das variáveis de controlo e segurança monitorizadas sejam ultrapassados em qualquer elemento.

Esta análise de contingências efectua-se:

Sempre que ocorram alterações topológicas na rede transporte e distribuição do SEPM;

Sempre que o operador o deseje, através da opção de arranque manual;

Periodicamente, caso não se verifiquem as condições anteriores.

Sempre que a concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM constatar que não se encontra assegurado o nível de segurança desejável de acordo com o referido na secção 4.1.3, com base nos valores obtidos pela aplicação informática mencionada anteriormente, deverá adoptar esquemas especiais de exploração de forma a corrigir a situação.

5.2. ACTUAÇÃO EM CASO DE INCIDENTE

Tal como foi referido na secção anterior, o sistema eléctrico regional deverá ser explorado para que perante a ocorrência de uma contingência não se verifiquem interrupções de fornecimento de energia, nem sobrecargas permanentes.

No entanto, surgem por vezes incidentes não susceptíveis de se enquadrarem nos critérios normais de previsão (casos em que se verifica uma sobreposição desfavorável de acontecimentos).

A actuação da concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM perante um incidente deste tipo tem como objectivo principal a minimização das consequências daí resultantes para o sistema eléctrico regional, retomando o mais rapidamente possível, e em condições de segurança, a satisfação total dos consumos eventualmente afectados. Para tal, e num primeiro nível de actuação, serão repostos o serviço e os níveis de segurança de acordo com os planos de emergência estabelecidos.

Para manter a tensão, frequência e trânsitos de energia dentro dos limites definidos, a concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM poderá emitir instruções extraordinárias de despacho, decidir pelo deslastre de cargas, modificar o programa de despacho ou implementar esquemas especiais de exploração, de acordo com os planos identificados na secção anterior.

A responsabilidade de coordenação das manobras de reposição de serviço após um incidente é da concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM (centro de controlo), devendo seguir o plano de reposição de serviço no caso de se tratar de um disparo generalizado.

Caso o centro de comando e controlo da rede fique impossibilitado de telecomandar uma instalação, ou se não for possível estabelecer o contacto entre a concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM e operadores das salas de comando dos centros produtores (PV, PNV ou co-gerador), o operador da concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM deverá tentar realizar as manobras necessárias solicitando a comparência de pessoal habilitado para executar as manobras em modo local.

Após a ocorrência de um incidente, e logo que o sistema eléctrico se afigure estável, deverão ser reavaliados os níveis de segurança correspondentes à nova topologia da rede.


TRES



Projecto TRES

80

Todos os PV e PNV deverão proceder de acordo com o determinado no RARI e nos eventuais protocolos de exploração estabelecidos com a concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM, nomeadamente no que diz respeito à reposição de serviço em caso de incidente não generalizado.

Em caso de disparo generalizado, deverão ser adoptados os procedimentos estabelecidos no plano de reposição de serviço, sob coordenação da concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM.

5.2.1. Actuação em caso de falha simples (critério N-1)

De acordo com o estabelecido na secção 4.1.3, sempre que ocorra um incidente deste tipo, não se deverão verificar sobrecargas permanentes nos elementos da rede de transporte, situando-se as tensões nos barramentos dentro dos limites referidos.

No entanto, nos casos de defeitos permanentes, o operador do centro de controlo (concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM), deverá verificar se continuam a manter-se os níveis de segurança exigidos.

Se existirem restrições de transporte ou transformação, deverá proceder às necessárias alterações de forma a eliminar os riscos existentes em caso de um novo incidente.

Se tal não for suficiente para resolver as restrições, deverão ser adoptadas medidas para proceder às transferências de cargas necessárias.

Se as violações surgirem ao nível das tensões, deverão mobilizar-se as capacidades máximas de produção ou absorção de potência reactiva dos grupos geradores em exploração e, em caso de necessidade, recorrer aos contratos para fornecimento do serviço de compensação síncrona/estática que tenham sido celebrados com a concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM.

5.2.2. Actuação em caso de falha de linhas de duplo circuito

Perante um incidente deste tipo deverá proceder-se da mesma forma que no ponto anterior.

5.2.3. Actuação em caso de falha do maior grupo gerador em serviço

Neste tipo de incidentes, e após decorrido o tempo de actuação da reserva secundária (caso exista), a concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM deverá tomar medidas, mobilizando outros grupos de forma a atingir aquele objectivo.

5.2.4. Actuação em caso de alteração da frequência

Sempre que se verifiquem alterações de frequência superiores a 500 mHz, a concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM deverá tentar averiguar o motivo da referida variação.

Se as alterações forem significativas, deverá ter-se em conta o estabelecido no plano de deslastre referido na secção relativa aos Planos de deslastre de cargas. Sempre que existam interrupções de fornecimento de energia, por actuação dos dispositivos automáticos de deslastre ou por instrução de despacho, o Operador deverá reunir todos os dados necessários à elaboração do relatório especificado na referida secção.


TRES



Projecto TRES

81

5.3. COMUNICAÇÕES PARA A EXPLORAÇÃO DO SISTEMA

5.3.1. Avisos recebidos pela concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM

5.3.1.1 Ocorrências justificativas da declaração de situação de carência energética

As ocorrências que justifiquem a declaração de situação de carência energética deverão ser publicitadas pela concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM sempre que aquelas tenham implicações no abastecimento dos clientes.

5.3.1.2 Falhas de disponibilidade de fornecedores de CBF

Sempre que esteja em causa a segurança do sistema eléctrico de uma ilha e se verifique uma situação de carência energética conforme definida na secção que se segue, os fornecedores de CBF sem contrato de garantia de abastecimento e que estejam em situação de falha de disponibilidade, serão notificados desta situação.

5.4. SITUAÇÕES DE CARÊNCIA ABSOLUTA DE ENERGIA

A concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM tem a capacidade de decretar a situação de carência absoluta de energia sempre que ocorram situações susceptíveis de colocar em perigo a manutenção de adequados níveis de segurança do sistema eléctrico, designadamente:

Situações de força maior com origem em causas externas de natureza imprevisível e irresistível;

Impossibilidade de dispor de qualquer meio de produção em condições de fazer paralelo em menos de duas horas;

Incapacidade de cumprimento das disposições que constam do Regulamento da Qualidade de Serviço (RQS);

Insuficiência de reserva secundária;

Insuficiência de reserva de capacidade para controlo de tensão.

Sempre que se verifique uma destas situações, a concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM poderá declarar a situação de carência absoluta de energia.

5.5. ACTUAÇÃO PERANTE A OCORRÊNCIA DE AVARIAS

5.5.1. Actuação dos operadores

Perante a ocorrência de avarias, a concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM actuará de modo a utilizar as soluções alternativas, sempre que exista redundância, caso contrário comunicarão os factos aos técnicos de disponibilidade com a brevidade que a situação exigir.

Se o tipo de avaria afectar os dados necessários à gestão da rede do SEPM, os operadores da concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM solicitarão a colaboração dos diversos interlocutores no sentido de serem informados de qualquer ocorrência com relevância na rede do SEPM, bem como da evolução do consumo e dos valores de tensão e frequência nos


TRES



Projecto TRES

82

barramentos mais importantes solicitando, inclusivamente, aos agentes autorizados para tal, a realização das manobras eventualmente necessárias e comunicarão os factos aos técnicos de disponibilidade com a brevidade que a situação exigir.

Se considerarem que não existem condições para garantia de segurança e integridade do sistema eléctrico, deverão actuar de acordo com o plano de deslastre de cargas definido na secção 4.1.4.2.

5.5.2. Avaria na rede de telecomunicações de segurança

Sempre que ocorra uma avaria, em horas normais de laboração, num canal de fonia utilizado pela concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM, deverá efectuar-se a participação ao departamento encarregue da gestão destas falhas, indicando qual a gravidade da avaria em causa.

Se a avaria ocorrer fora das horas normais de laboração e se não existir alternativa, designadamente através de empresas fornecedoras de serviços de telecomunicações, deverá contactar-se o técnico de disponibilidade.

5.5.3. Avaria no sistema de telecomando

Se, na sequência de uma avaria, vier a revelar-se impossível o telecomando de uma instalação, elemento da rede do SEPM ou grupo gerador, o operador da concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM determinará a comparência de pessoal habilitado a executar manobras no local, caso se conclua que, da impossibilidade de efectuá-las prontamente, possam surgir violações dos limites estabelecidos no capítulo 4.

Enquanto se procede à reparação das avarias, a concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM tomará todas as medidas ao seu dispor de forma a manter a segurança e a boa gestão do SEPM, devendo para isso:

a) Desenvolver contactos com as centrais hídricas e térmicas, para que lhe sejam facultadas as informações entendidas como necessárias;

b) No caso da falha de medidas, poderá socorrer-se aos valores fornecidos pelo estimador de estado (estará operacional a partir de 2004) que, tal como o seu nome indica, fornece valores estimados das medidas reais;

c) Em caso de avarias mais graves, que originem a perda importante de informação (falha dos computadores ou falha total das medidas das interligações das centrais), o operador deverá recorrer, para além dos contactos mencionados, aos responsáveis superiores e aos que tenham a responsabilidade de operar o sistema eléctrico manualmente.

5.5.4. Avaria na alimentação de energia eléctrica

A alimentação de energia eléctrica das instalações da concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM, que efectua a gestão técnica global do SEPM, deve ser provida de recursos de substituição capazes de assegurar, pelo menos, a continuidade de fornecimento aos órgãos essenciais.


TRES



Projecto TRES

83

Quando ocorram avarias em horas normais de laboração, as mesmas deverão ser participadas aos serviços de apoio.

Quando as avarias ocorram fora das horas normais de laboração, e se a situação o exigir, deverão ser comunicadas aos técnicos de disponibilidade desses serviços.

5.5.5. Outras avarias

Entende-se por “outras avarias” aquelas que, pela sua especificidade, não se enquadram nos pontos anteriores e que poderão colocar em causa a segurança ou a boa gestão técnica global do SEPM ou a segurança de pessoas e bens.

Perante a sua ocorrência, o operador da concessionária do transporte e distribuidor vinculado do SEPM deve encaminhar a sua resolução para os respectivos responsáveis, com a maior brevidade possível, tomando as medidas ao seu dispor de forma a superar a avaria existente e colaborar na garantia da segurança de pessoas e bens.


TRES



Projecto TRES

84

6. REFERÊNCIAS

1. Empresa Electricidade da Madeira SA - Direcção de Estudos e Planeamento. Caracterização da rede de transporte e distribuição em AT e MT para o ano de 2009, Março 2010.

2. www.eem.pt

3. Ricardo Pinto. Centrais eléctricas na RAM. Disponível em: www.wikienergia.pt/~edp/index.php?title=Centrais_el%C3%A9ctricas_na_Regi%C3%A3o_Aut%C3%B3noma_da_Madeira

4. Empresa Electricidade da Madeira SA – Direcção de Serviços e Produção. Central Térmica do Caniçal. Disponível em: www.eem.pt

5. Empresa Electricidade da Madeira SA – Direcção de Serviços e Produção. Central Térmica da Vitória. Disponível em: www.eem.pt

6. Valor Ambiente - Gestão e Administração de Resíduos da Madeira SA. ETRS Meia Serra. Disponível em: www.valorambiente.pt/etrs-meia-serra

7. Empresa Electricidade da Madeira SA – Direcção de Serviços e Produção. Central Térmica do Porto Santo. Disponível em: www.eem.pt

8. Empresa Electricidade da Madeira SA – Direcção de Serviços e Produção. Central Hidroeléctrica da Calheta de Inverno. Disponível em: www.eem.pt

9. Empresa Electricidade da Madeira SA – Direcção de Serviços e Produção. Central Hidroeléctrica da Serra d’Água. Disponível em: www.eem.pt

10. Empresa Electricidade da Madeira SA – Direcção de Serviços e Produção. Central Hidroeléctrica dos Socorridos. Disponível em: www.eem.pt

11. Empresa Electricidade da Madeira SA – Direcção de Serviços e Produção. Central Hidroeléctrica da Calheta. Disponível em: www.eem.pt

12. Empresa Electricidade da Madeira SA – Direcção de Serviços e Produção. Central Hidroeléctrica da Fajã da Nogueira. Disponível em: www.eem.pt

13. Empresa Electricidade da Madeira SA – Direcção de Serviços e Produção. Central Hidroeléctrica da Ribeira da Janela. Disponível em: www.eem.pt

14. Vestas. Vestas V47–660 kW brochure.

15. Vestas. Vestas V29 - 225 kW 50 Hz Wind Turbine, General Specifications. Novembro 1998

16. Empresa Electricidade da Madeira SA. Manual de procedimentos do acesso e operação do SEPM, Artigo 59.º do regulamento de relações comerciais, Abril 2004.

http://www.eem.pt/

http://www.wikienergia.pt/~edp/index.php?title=Centrais_el%C3%A9ctricas_na_Regi%C3%A3o_Aut%C3%B3noma_da_Madeira

http://www.wikienergia.pt/~edp/index.php?title=Centrais_el%C3%A9ctricas_na_Regi%C3%A3o_Aut%C3%B3noma_da_Madeira

http://www.eem.pt/

http://www.eem.pt/

http://www.valorambiente.pt/etrs-meia-serra

http://www.eem.pt/

http://www.eem.pt/

http://www.eem.pt/

http://www.eem.pt/

http://www.eem.pt/

http://www.eem.pt/

http://www.eem.pt/

caracterização da rede eléctrica da região autónoma da...

Documents