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RELATÓRIO DA QUALIDADE

DE SERVIÇO 2017

MAIO 2018

Eletric

idade

REN – REDE ELÉCTRICA NACIONAL S.A.

SUMÁRIO EXECUTIVORELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO ELETRICIDADE 2017

IREN - REDE ELÉCTRICA NACIONAL S.A.

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

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

O documento encontra-se organizado em quatro capítulos, tal como se segue.

1. Caracterização da RNT.2. Qualidade de serviço de âmbito técnico: a. Continuidade de serviço; b. Disponibilidade; c. Qualidade de energia elétrica; d. Comportamento da rede.3. Qualidade de serviço comercial.4. Melhoria da qualidade de serviço.

O Relatório termina com um conjunto de 5 anexos, com informação complementar à do corpo principal do relatório.

QUALIDADE DE SERVIÇO DE ÂMBITO TÉCNICO

Continuidade de Serviço Não obstante 2017 ter sido um ano particularmente adverso devido à vaga de incêndios que assolou o país (com principal incidência e gravidade na região Centro), a qualidade de serviço técnica — entendida como segurança e continuidade do abastecimento de energia elétrica — registou um nível adequado, consolidando uma tendencia do desempenho da RNT, verificada ao longo dos últimos anos.

No que diz respeito à continuidade de serviço, o efeito adverso dos incêndios de outubro teve particular impacto nos indicadores SAIDI e SARI, que registaram valores muito acima do verificado nos últimos anos.

No âmbito do RQS, a REN solicitou à ERSE a classificação como evento excecional do conjunto de ocorrências na RNT provocadas pelos incêndios dos dias 15 e 16 de outubro. Os restantes indicadores gerais estabelecidos no RQS (ENF, TIE, SAIFI e MAIFI) registaram valores em linha com o verificado nos últimos anos. Neste contexto, as políticas e estratégias adotadas pela concessionária da RNT para a atividade do transporte de energia elétrica têm promovido a adequação e eficiência na exploração da rede (atributos que são confirmados por estudos de análise comparativa do desempenho técnico-económico, entre operadores de redes de transporte de energia elétrica).


IIREN - REDE ELÉCTRICA NACIONAL S.A.

O tempo de interrupção equivalente (TIE) — indicador de desempenho global usualmente utilizado por utilities elétricas — imputado diretamente à REN, foi de 6,6 segundos, correspondendo a uma energia não fornecida de 10,5 MWh. Este valor representa o que seria um fornecimento de energia elétrica praticamente ininterrupto (em 99,99998% do tempo, i.e. 999 horas, 59 minutos e 59 segundos em cada mil horas) a um único consumidor “equivalente” à totalidade dos consumos de Portugal continental, com potência e energia que representasse a totalidade dos diversos pontos de entrega à rede nacional de distribuição e consumidores ligados diretamente à RNT.

O gráfico da figura seguinte apresenta a evolução dos valores dos indicadores gerais de continuidade de serviço nos últimos cinco anos.

Os indicadores são apresentados em valores relativos tendo por base os valores registados no ano de 2013.

TIE – TEMPO DE INTERRUPÇÃO EQUIVALENTE (MINUTOS)

1,40

1,20

1,00

0,80

0,60

0,40

0,20

0

Figura 1 – Evolução do TIE, nos últimos 10 anos

20172008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016


IIIREN - REDE ELÉCTRICA NACIONAL S.A.

Figura 2 – Evolução dos indicadores de continuidade de serviço

* Os valores apresentados, para 2017, não incluem o conjunto de ocorrências na RNT provocadas pelos incêndios dos dias 15 e 16 de outubro, que motivou o pedido da REN à ERSE de classificação destes incidentes como eventos excecionais, no âmbito do RQS.

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

Considerando as interrupções dos dias 15 e 16 de outubro, causadas pelos incêndios e com uma duração total de 230,5 minutos, e o seu impacto nos indicadores SAIDI e SARI, o ano de 2017 apresenta um agravamento face aos últimos 5 anos. Os restantes indicadores de continuidade de serviço estão em linha com os últimos anos.

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

SAIDI

20132014201520162017*

SAIFI

TIE

ENF

SARI

MAIFI

4,0

2,0

0,0


IVREN - REDE ELÉCTRICA NACIONAL S.A.

Comportamento da Rede de Transporte

Incidentes

Em 2017, ocorreram mais 97 incidentes, com repercussão na rede de Muito Alta Tensão (MAT), do que em 2016, o que representa um acréscimo de 55,7 %. Este aumento deveu-se, em grande parte, ao aumento de incidentes provocados por incêndios (+61) e descargas atmosféricas (+21), sendo estas duas causas, tradicionalmente, duas das principais causas de incidentes.

Convirá referir que a quase totalidade dos incidentes não teve qualquer reflexo na continuidade de serviço observada pelos consumidores.

Em 2017 ocorreram 285 incidentes com repercussão na rede MAT, dos quais 241 tiveram origem na própria rede de MAT, 15 em equipamentos de Alta Tensão (AT) e 29 em outras redes, mas com impacto nas redes MAT e AT.

Catorze incidentes (4,9 % do total) tiveram impacto no abastecimento de energia elétrica aos consumidores finais, tendo 7 deles provocado 7 interrupções de duração superior a 3 minutos (interrupções longas). A energia não fornecida resultante destas 7 interrupções foi 10,5 MWh. Das 14 interrupções, 7 ocorreram nos dias 15 e 16 de outubro devido aos incêndios. Assim, no âmbito do RQS, a REN solicitou à ERSE a classificação como evento excecional deste conjunto de ocorrências.

Dos incidentes com origem na rede MAT (241), a maioria (234) teve origem em linhas aéreas (97,1 %), dos quais 35,5 % foram causados por incêndios, 26,1 % por descargas atmosféricas e 18,8 % por cegonhas.

2013 2014 2015 2016 2017

100%

99%

98%

97%

96%

95%

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

TAXA COMBINADA DE DISPONIBILIDADE

VALOR DE REFERÊNCIA

ERSE

Disponibilidade A Taxa Combinada de Disponibilidade atingiu, em 2017, o valor de 98,13%. A figura seguinte apresenta a evolução anual deste indicador nos últimos 5 anos. Este desempenho traduz uma tendência consolidada no sentido da adequada coordenação e programação das indisponibilidades da rede, ao longo do período em causa.


VREN - REDE ELÉCTRICA NACIONAL S.A.

Vulnerabilidade

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

Em 2017, a rede de transporte registou em média 0,0246 interrupções longas (> 3 minutos) e o mesmo valor (0,0264) para as interrupções curtas (entre 1 segundo e 3 minutos) por incidente.

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

2013 2014 2015 2016 2017

8,0

6,0

4,0

2,0

0,0

Taxa (%)

INTERRUPÇÕES LONGAS INTERRUPÇÕES CURTAS

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

EVOLUÇÃO DA VULNERABILIDADE DA REDE DE TRANSPORTE


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Principais Indicadores de DesempenhoOs quadros seguintes resumem o desempenho da Rede Nacional de Transporte de energia elétrica em 2017, comparado com 2016 e com os valores médios dos últimos 5 anos, nas vertentes de Continuidade de Serviço, Disponibilidade e Fiabilidade dos principais equipamentos e sistemas.

CONTINUIDADE DE SERVIÇO 2017 2016

2017 vs. 2016 (variação conforme

unidades do indicador)

Média dos

últimos 5 anos

Média dos

últimos 10 anos

Interrupções Próprias Longas (> 3 minutos)

Número de Interrupções Longas (duração superior a 3 minutos) 7 3 +4 3 5

Duração das Interrupções Longas (min) 230,5 22,3 +208,2 59,9 47,2

Indicadores Gerais

ENF – Energia Não Fornecida (MWh) 10,5 31,8 -21,3 14,5 26,3

TIE – Tempo de Interrupção Equivalente (min) 0,11 0,34 -0,23 0,15 0,39

SAIFI – Frequência Média de Interrupção do Sistema 0,08 0,04 +0,04 0,04 0,05

SAIDI – Duração Média das Interrupções do Sistema (min) 2,78 0,28 +2,50 0,73 0,60

SARI – Tempo Médio de Reposição de Serviço do Sistema (min) 32,93 7,43 +25,50 12,24 9,49

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

0,08 0,04 +0,04 0,06 0,06

DISPONIBILIDADE 2017 2016



Média dos

últimos 5 anos

Média dos

últimos 10 anos

Indicador Combinado

Taxa Combinada de Disponibilidade (%) 98,13 98,33 -0,20 98,55 98,23

Circuitos de Linha

Taxa de Disponibilidade Média Global (%) 97,97 98,62 -0,65 98,65 98,22

Taxa de Disponibilidade Média Associada à Manutenção (%) 99,65 99,63 +0,02 99,67 99,59

Transformadores de Potência

Taxa de Disponibilidade Média Global (%) 98,61 97,45 +1,16 98,22 98,21

Taxa de Disponibilidade Média Associada à Manutenção (%) 99,25 99,37 -0,12 99,22 99,50

TABELA I - INDICADORES DE DESEMPENHO: CONTINUIDADE DE SERVIÇO

TABELA II - INDICADORES DE DESEMPENHO: DISPONIBILIDADE


VIIREN - REDE ELÉCTRICA NACIONAL S.A.

Os principais indicadores relativos à operação e manutenção da rede de transporte revelam um adequado desempenho. Os valores registados em 2017, embora em alguns casos inferiores aos de 2016, foram globalmente positivos. Os indicadores de linhas foram amplamente afetados pelos incêndios, em 2017, sendo que a Taxa de Falhas com Indisponibilidade Imediata em Subestações, a Taxa de Falhas com Indisponibilidade Imediata em Transformadores de Potência e a Taxa de Falhas Maiores em Disjuntores registaram reduções significativas face ao ano anterior.

FIABILIDADE 2017 2016



Média dos

últimos 5 anos

Média dos

últimos 10 anos

Linhas

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

12,91 4,29 +8,62 6,90 7,00

Nº de Defeitos com origem em linhas por 100 km de circuito 3,01 1,70 +1,31 2,00 2,15

Subestações

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

22,59 27,88 -5,28 26,1 34,6


Taxa de Falhas com Indisponibilidade Imediata (falhas/transformador)

0,0148 0,0400 -0,0252 0,0222 0,0226

Disjuntores

Taxa de Falhas Maiores (falhas/disjuntor) 0,0046 0,0071 -0,0025 0,0059 0,0056

Sistemas de Proteção

Dependabilidade das Funções de Proteção (%) 99,4 99,7 -0,03 99,3 99,2

Segurança das Funções de Proteção (%) 99,0 99,0 - 98,3 97,7

Probabilidade de atuação em t <= 150 ms (%) 99,4 98,8 +0,06 97,6 95,9

Sistemas de Comando e Controlo

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

- 1,36 - - -

Eficácia de Reposição pelo Operador Automático Subestação (%) 100,0 100,0 - 100,0 96,7

*Este indicador foi alvo de uma reformulação durante o ano de 2017.

QUALIDADE DE SERVIÇO COMERCIALDurante o ano de 2017, verificaram-se 203 solicitações de cariz comercial (reclamações e pedidos de informação), por parte de entidades externas. A totalidade das solicitações obteve resposta. Em 2017 ocorreram ainda duas reclamações de natureza técnica, por interrupção da tensão de alimentação e dez pedidos de informação, que mereceram a melhor atenção. Após análise interna concluiu-se que ambas as reclamações não tinham fundamento, por não haver incumprimento do RQS, tendo-se dado conhecimento desse facto, por escrito, à entidade reclamante.

TABELA III - INDICADORES DE DESEMPENHO: FIABILIDADE


VIIIREN - REDE ELÉCTRICA NACIONAL S.A.

PÁGINA INTENCIONALMENTE DEIXADA EM BRANCO


IXREN - REDE ELÉCTRICA NACIONAL S.A.


DE SERVIÇO 2017

MAIO 2018

RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO ELETRICIDADE 2017

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ÍNDICERELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO ELETRICIDADE 2017

Eletricidade

RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO

2017

CARACTERIZAÇÃO DA REDE NACIONAL DE TRANSPORTE 1

01

QUALIDADE DE SERVIÇO DE ÂMBITO TÉCNICO 5

2.1 CONTINUIDADE DE SERVIÇO 6

2.2 DISPONIBILIDADE 18

2.3 QUALIDADE DE ENERGIA ELÉTRICA 20

2.4 COMPORTAMENTO DA REDE 28

02

03QUALIDADE DE SERVIÇO COMERCIAL 55

MELHORIA DA QUALIDADE DE SERVIÇO 59

04

ÍNDICE DE FIGURAS


Figura 1 TIE – Tempo de interrupção equivalente II

Figura 2 Evolução dos indicadores da continuidade de serviço na RNT III

Figura 3 Taxa combinada de disponibilidade IV

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

Figura 5 Comprimento de circuitos de linhas e potência de transformação 3

Figura 6 Relação entre SAIFI e SARI, desde 2001 8

Figura 7 Energia Não Fornecida 8

Figura 8 TIE 9

Figura 9 SAIFI 9

Figura 10 MAIFI 10

Figura 11 SAIDI 10

Figura 12 SARI 11

Figura 13 Evolução dos indicadores de continuidade de serviço 12

Figura 14 Frequência das Interrupções por Ponto de Entrega 14

Figura 15 Duração Total das Interrupções por Ponto de Entrega 14

Figura 16 Energia Não Fornecida por Ponto de Entrega 15

Figura 17 Interrupções nos PdE da RNT 16

Figura 18 Distribuição das interrupções (longas) por Ponto de Entrega 17

Figura 19 Incentivo ao aumento da disponibilidade 18

Figura 20 Evolução da Taxa Combinada de Disponibilidade 19

Figura 21 Cavas de tensão na RNT, nos PdE a 60 kV 22



Figura 24 Pontos de Entrega com tremulação (flicker) mais elevada 24

Figura 25 Pontos de Entrega (60 kV) com níveis de 5ª harmónica mais elevados 25

Figura 26 Evolução do número de incidentes 28

Figura 27 Origem dos incidentes com repercussão na rede MAT 31

Figura 28 Origem dos incidentes com repercussão na rede MAT 31

Figura 29 Causa dos incidentes com repercussão na rede MAT 32

Figura 30 Incidentes em linhas, por nível de tensão 33

Figura 31 Distribuição das causas dos incidentes em linhas 33

Figura 32 Número de incêndios, área ardida e número de defeitos em linhas da RNT devido a incêndios 34

Figura 33 Número de interrupções permanecentes (≥ 1 minuto) 35

Figura 34 Duração das interrupções permanecentes (horas) 35


Figura 35 Evolução do número de defeitos com origem em linhas aéreas da rede MAT por 100 km de circuito 36

Figura 36 Evolução do número de defeitos com origem em linhas da RNT por 100 km de circuito (distribuição por causas) 37

Figura 37 Taxa de Disponibilidade Global de linhas 38

Figura 38 Taxa de Disponibilidade Associada à Manutenção, em linhas 38

Figura 39 Avarias em equipamentos de subestações 39

Figura 40 Taxa de Falhas em Transformadores de Potência 40

Figura 41 Taxa de disponibilidade média global de transformadores 41

Figura 42 Taxa de Disponibilidade Associada à Manutenção 41

Figura 43 Taxa de Falhas em Disjuntores 42

Figura 44 Taxa de fugas de SF6 42

Figura 45 Taxa de avarias em Seccionadores 43

Figura 46 Taxa de Avarias em Descarregadores de Sobretensão 43

Figura 47 Taxa de Avarias em Transformadores de Medição 44

Figura 48 Dependabilidade das funções de proteção 45

Figura 49 Segurança das funções de proteção 46

Figura 50 Fiabilidade das funções de proteção 46

Figura 51 Eficácia dos sistemas de proteção 47

Figura 52 Probabilidade dos sistemas de proteção atuarem num tempo igual ou inferior a 150 ms. 47

Figura 53 Grau de Seletividade dos Sistemas de Proteção 48

Figura 54 Tempo médio de atuação dos sistemas de proteção 49

Figura 55 Tempo de atuação dos sistemas de proteção (em frequência acumulada) 50

Figura 56 Eficácia de Reposição pelo Operador Automático e por Telecomando 51

Figura 57 Taxa de falhas de Sistemas de Comando e Controlo por instalação (maiores e menores) 52

Figura 58 Evolução da distribuição da taxa de falhas por tipo de Sistema de Comando e Controlo em serviço 53

Figura 59 Evolução do nº de apoios com isoladores compósitos 61

Figura 60 Evolução do nº de cadeias lavadas 61

Figura 61 Evolução do n.º de ventoínhas, plataformas e ninhos transferidos 62


XIVREN - REDE ELÉCTRICA NACIONAL S.A.

ÍNDICE DE TABELAS


Tabela I Indicadores de Desempenho: Continuidade de Serviço VI

Tabela II Indicadores de Desempenho: Disponibilidade VI

Tabela III Indicadores de Desempenho: Fiabilidade VII

Tabela IV Caracterização da Rede Nacional de Transporte: ativos da Rede Nacional de Transporte 2

Tabela V Energia transmitida na RNT 3

Tabela VI Indicadores de Continuidade de Serviço (interrupções longas) 7

Tabela VII Indicadores de Continuidade de Serviço (interrupções breves ou curtas) 7

Tabela VIII Pontos de entrega com incumprimento dos limites regulamentares 26

Tabela IX Incidentes com impacto na RNT 28

Tabela X Indicadores do estado operacional das funções de proteção 44

Tabela XI Indicadores de desempenho dos sistemas de proteção 45

Tabela XII Número de ocorrências registadas e tempos de resposta 56

Tabela XIII Distorção harmónica: Níveis de Compatibilidade 79

Tabela XIV Continuidade de Serviço 89

Tabela XV Interrupções nos Pontos de Entrega ocorridas em 2017 91

Tabela XVI Duração das interrupções 92

Tabela XVII Zona Norte - Síntese da qualidade da onda de tensão 2017 94

Tabela XVIII Zona Centro - Síntese da qualidade da onda de tensão 2017 96

Tabela XIX Zona Sul - Síntese da qualidade da onda de tensão 2017 98

Tabela XX Qualidade da onda de tensão: Reclamações 100

Tabela XXI Número e duração das indisponibilidades nos elementos de rede 103

Tabela XXII Número e duração das indisponibilidades nos circuitos de linha 103

Tabela XXIII Número e duração das indisponibilidades nas linhas e painéis 103

Tabela XXIV Frequência média das indisponibilidades em circuitos de linha 104

Tabela XXV Número e duração das indisponibilidades nos transformadores e autotransformadores 104

Tabela XXVI Número e duração das indisponibilidades nos transformadores e autotransformadores 104

Tabela XXVII Causas dos incidentes com origem na rede MAT – 2017 105

Tabela XXVIII Origem dos incidentes com repercussão na rede MAT – 2017 106

Tabela XXIX Causas dos incidentes com repercussão na RNT - 2017 107


XVREN - REDE ELÉCTRICA NACIONAL S.A.


Tabela XXX Incidentes devidos a deficiências de equipamento – 2017 109

Tabela XXXI Incidentes com energia não fornecida - 2017 109

Tabela XXXII Interrupções nos circuitos de linha 109

Tabela XXXIII Número e duração das interrupções permanecentes em circuitos 110

Tabela XXXIV Interrupções permanecentes com causas internas na RNT 110

Tabela XXXV Interrupções permanecentes com causa externa à RNT 111

Tabela XXXVI Evolução do número de interrupções permanecentes por 100 km de circuito – 150 kV 111

Tabela XXXVII Tevolução do número de interrupções permanecentes por 100 km de circuito – 220 kV 112

Tabela XXXVIIIEvolução do número de interrupções permanecentes por 100 km de circuito – 400 kV 112

Tabela XXXIX Eficácia dos sistemas de proteção 113

Tabela XL Grau de seletividade dos sistemas de proteção 114

Tabela XLI Tempo médio de atuação dos sistemas de proteção (MS) 114

Tabela XLII Eficácia da religação automática 114


XVIREN - REDE ELÉCTRICA NACIONAL S.A.



1REN - REDE ELÉCTRICA NACIONAL S.A.

01CARACTERIZAÇÃO

DA REDE NACIONAL DE TRANSPORTE


DE SERVIÇO 2017

CARACTERIZAÇÃO DA REDE NACIONAL DE TRANSPORTERELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO ELETRICIDADE 2017


2016 2017 Variação

Comprimento de linhas em serviço (km) 8 863 8 907 0,5 %

400 kV 2 670 2 714 1,6 %

220 kV 3 611 3 611 0,0 %

150 kV 2 582 2 582 0,0 %

Potência de transformação em serviço (MVA) 36 636 37 382 2,0 %

Autotransformação (MVA) 13 890 14 340 3,1 %

400/220 kV 7 200 7 200 0,0 %

400/150 kV 5 990 6 440 7,0 %

220/150 kV 700 700 0,0 %

Transformação (MVA) 22 746 23 042 1,3 %

400/60 kV 3 910 4 080 4,2 %

220/60 kV 12 448 12 448 0,0 %

150/60 kV 5 928 6 054 2,1 %

150/130 kV 140 140 0,0 %

220/30 kV 320 320 0,0 %

CARACTERIZAÇÃO DA REDE NACIONAL DE TRANSPORTEInfraestrutura

No final de 2017, a rede nacional de transporte de eletricidade era constituída por 8 907 km de linhas, 68 subestações transformadoras e 14 postos de corte, de seccionamento e de transição. Os comprimentos totais de linhas nos diferentes níveis de tensão e as potências instaladas totais de transformação e de autotransformação encontram-se resumidos no quadro seguinte.

TABELA IV - CARACTERIZAÇÃO DA REDE NACIONAL DE TRANSPORTE: ATIVOS DA REDE NACIONAL DE TRANSPORTE



A figura seguinte representa a evolução da potência de transformação e comprimento de circuito nos últimos 10 anos. A potência instalada, em finais de 2017, era de 37 382 MVA, o que corresponde a um aumento de 2 %, face a 2016.

Energia transmitida e potência na RNT Em 2017, a energia transmitida pela RNT atingiu 47,2 TWh (o valor mais elevado de sempre), ultrapassando em 1,2 % o anterior máximo verificado no ano anterior. A potência máxima registou o valor de 9 111 MW, valor ligeiramente inferior ao verificado no ano anterior (9 141 MW).

TRANSFORMADORES AUTOTRANSFORMADORES

40 000

35 000

30 000

25 000

20 000

15 000

10 000

5 000

0

4 200

3 700

3 200

2 700

2 200

1 700

1 200

LINHAS 150 kV LINHAS 220 kV LINHAS 400 kV

Figura 5 - Comprimento de circuitos de linhas e potência de transformação

20172008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

TWh 2017 2016

Energia entrada na rede 46,7 47,2

Centros Produtores 39,6 39,8

Interligações 4,6 5,5

Rede de Distribuição 2,5 1,9

Energia saída da rede 45,9 46,5

Centros Produtores/Clientes diretos 3,3 4,0

Interligações 9,7 8,2

Rede de Distribuição 32,9 34,3

Apesar da tendência de aumento da injeção de pequenos produtores ao nível da rede de distribuição, verificada nos últimos anos, em 2017, 73 % da produção de energia elétrica em Portugal continental foi injetada diretamente na rede de transporte (face a 71 % no ano anterior), totalizando 39,8 TWh. Este valor passou a ser o mais elevado de sempre relativo à produção ligada à RNT.

MVA km

Tabela V - Energia transmitida na RNT




DE SERVIÇO 2017

02QUALIDADE DE SERVIÇO

DE ÂMBITO TÉCNICO

QUALIDADE DE SERVIÇO DE ÂMBITO TÉCNICORELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO ELETRICIDADE 2017


QUALIDADE DE SERVIÇO DE ÂMBITO TÉCNICO

CONTINUIDADE DE SERVIÇOA REN – Rede Eléctrica Nacional S.A. (REN), na sua qualidade de operador da rede de transporte (ORT) de energia elétrica em Portugal continental, regista e reporta, periodicamente, às entidades oficiais as interrupções de fornecimento de energia elétrica ocorridas nos diversos pontos de entrega à rede de distribuição, ou a instalações de consumidores alimentados diretamente em Muito Alta Tensão (MAT). Nesse reporte e, de forma individualizada, é indicada a natureza e a causa do incidente, a localização, a duração e o valor estimado da energia não fornecida.

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

Em conformidade com o RQS, os indicadores gerais e individuais de continuidade de serviço são calculados com base nas interrupções breves (duração entre 1 segundo e 3 minutos) e nas interrupções longas (com duração superior a 3 minutos). O indicador MAIFI (Frequência média de interrupções curtas do sistema), que diz respeito às interrupções de duração superior ou igual a 1 segundo e inferior ou igual a 3 minutos (interrupções breves), passou assim a integrar o conjunto dos indicadores gerais de continuidade de serviço, a partir de 1 de Janeiro de 2014. A REN já vinha a calcular este indicador, na sequência da recomendação do CEER (Council of European Energy Regulators).

No que diz respeito a 2017, este foi um ano particularmente adverso devido à vaga de incêndios que assolou o país, com principal incidência e gravidade na região centro de portugal continental. No decurso do ano e globalmente, ocorreram 285 incidentes dos quais 271 tiveram repercussão na RNT.

Deste conjunto de incidentes apenas 14 (4,9 % do total) tiveram impacto no abastecimento de energia elétrica, tendo causado 14 interrupções de consumo nos PdE.

A energia não fornecida resultante destas interrupções foi de valor reduzido (15,3 MWh). Das 14 interrupções, 7 ocorreram nos dias 15 e 16 de outubro devido aos incêndios. Assim, no âmbito do RQS, a REN solicitou à ERSE a classificação como evento excecional deste conjunto de ocorrências.

Nas tabelas seguintes indicam-se os valores dos indicadores registados na RNT em 2017, para interrupções longas e curtas.



INDICADORES DE CONTINUIDADE DE SERVIÇO

2017

INTERRUPÇÕES LONGAS

Causas próprias Causas fortuitas ou de força maior Total

Número de Interrupções longas 3 4 7Duração das Interrupções longas (min) 10,2 220,3 230,5

Indicadores Gerais

ENF- Energia Não Fornecida (MWh) 9,1 1,4 10,5TIE – Tempo de Interrupção Equivalente (min) 0,09 0,02 0,11SAIFI – Frequência Média de Interrupção do Sistema 0,04 0,05 0,09SAIDI – Duração Média das Interrupções do Sistema (min) 0,13 2,69 2,78SARI – Tempo Médio de Reposição de Serviço do Sistema (min) 6,9 55,1 32,9

INDICADORES DE CONTINUIDADE DE SERVIÇO

2017

INTERRUPÇÕES BREVES (OU CURTAS)

Causas próprias Causas fortuitas ou de força maior Total

Número de Interrupções curtas 3 4 7Duração das Interrupções curtas (min) 2,1 5,5 7,6

Indicadores Gerais

MAIFI – Frequência Média de interrupções curtas do sistema 0,05 0,03 0,08

Tabela VI - Indicadores de continuidade de serviço (interrupções longas)

Tabela VII - Indicadores de continuidade de serviço (interrupções breves ou curtas)

O efeito adverso dos incêndios de outubro teve particular impacto nos indicadores SAIDI e SARI que registaram valores acima do verificado nos últimos anos. Os restantes indicadores gerais estabelecidos no RQS (ENF, TIE, SAIFI e MAIFI) registaram valores em linha com o registado nos últimos anos.

O Tempo de Interrupção Equivalente (TIE), indicador de desempenho global usualmente utilizado por utilities elétricas, imputado diretamente à REN, foi de 6,6 segundos, correspondendo a uma energia não fornecida (ENF) de 10,5 MWh. Este valor representa o que seria um fornecimento de energia elétrica praticamente ininterrupto (em 99,99998% do tempo, i.e. 999 horas, 59 minutos e 59 segundos em cada mil horas) a um único consumidor “equivalente” à totalidade dos consumos de Portugal continental, com potência e energia que representasse a totalidade dos diversos pontos de entrega à rede nacional de distribuição e consumidores ligados diretamente à RNT.

O gráfico seguinte demonstra o efeito dos incêndios, em 2017, sobretudo no SARI, devido à longa duração das interrupções dos dias 15 e 16 de outubro (220,3 minutos no total das quatro interrupções de duração superior a 3 minutos).



40

35

30

25

20

15

10

5

0

SARI (minutos)

Interrupção que afetouum único cliente

SAIFI

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

2014*2013 0,25

0,5

2012

2011

2010

2015*

20052016* 1

2

3

4

5Linhas com SAIDIConstante (minutos)

MENOR FIABILIDADE

MAIOR FIABILIDADE

2004

20092007

2006

2008

20022003

2001

Figura 6 – Relação entre SAIFI e SARI, desde 2001 (excluindo casos fortuitos ou de força maior, entre os anos de 2001 e 2013)

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

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

Indicadores Gerais*

RESTANTES INTERRUPÇÕES

INTERRUPÇÕES POR CAUSAS FORTUITAS OU DE FORÇA MAIOR E EVENTOS EXCECIONAIS

180

150

120

90

60

30

0

2008 2009 2010 20172011 2012 2013 2014 2015 2016

A ENF total foi de 10,5 MWh, resultante de sete interrupções de duração superior a 3 minutos.

Figura 7 – Energia Não Fornecida

ENERGIA NÃO FORNECIDA – ENF

RELAÇÃO ENTRE SAIFI E SARI, DESDE 2001

MWh

2017*

* Os valores apresentados, para 2017, têm em conta o pedido da REN à ERSE de classificação como evento excecional do conjunto de ocorrências na RNT provocadas pelos incêndios dos dias 15 e 16 de outubro, no âmbito do RQS.



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



1,80

1,60

1,40

1,20

1,00

0,80

0,60

0,40

0,20

0.00

2008 2009 2010 20172011 2012 2013 2014 2015 2016

MINUTOS

O valor do TIE manteve-se ao nível dos últimos anos. Em 2017, o TIE atingiu os 0,11 minutos (incluindo as interrupções alvo de pedido de classificação de evento excecional, de acordo com o RQS).

Figura 8 – TIE

sendo

EF – Energia FornecidaT – Tempo

TIE = ENFPme

Pme =EF + ENF

T

FREQUÊNCIA MÉDIA DE INTERRUPÇÕES LONGAS DO SISTEMA – SAIFI

0,20

0,15

0,10

0,05

0.0

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017



O SAIFI alcançou o valor de 0,08, em 2017. Se não forem considerados, no cálculo, os eventos dos dias 15 e 16 de outubro devido aos incêndios o valor seria de 0,04, em linha com os dos últimos anos.

Figura 9 – SAIFI

TEMPO DE INTERRUPÇÃO EQUIVALENTE – TIE



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

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

FREQUÊNCIA MÉDIA DE INTERRUPÇÕES CURTAS DO SISTEMA – MAIFI

0,15

0,12

0,09

0,06

0,03

0.00

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017



Figura 10 – MAIFI

O MAIFI em 2017 foi de 0,08, correspondente a sete interrupções breves, das quais três foram abrangidas pelo pedido de classificação de Evento Excecional à ERSE, no âmbito do RQS.

DURAÇÃO MÉDIA DAS INTERRUPÇÕES DO SISTEMA – SAIDI



16.0

14.0

12.0

10.0

8.0

6.0

4.0

2.0

0.0

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

MINUTOS

Figura 11 – SAIDI

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

O valor de 2017 (2,78 minutos) foi fortemente afetado pelos incêndios de outubro.



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

TEMPO MÉDIO DE REPOSIÇÃO DE SERVIÇO DO SISTEMA – SARI

TODAS AS INTERRUPÇÕES (LONGAS)

35,0

30,0

25,0

20,0

15,0

10,0

5,0

0,0

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

MINUTOS

Análise Global dos Indicadores GeraisO gráfico da figura seguinte apresenta a evolução dos valores dos indicadores gerais de continuidade de serviço nos últimos cinco anos.

Os indicadores são apresentados em valores relativos tendo por base os valores registados no ano de 2013.

Figura 12 – SARI

O valor de 2017, do SARI, foi agravado pela duração elevada das interrupções causadas pelos incêndios.



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

Figura 13 – Evolução dos indicadores de continuidade de serviço

* Os valores apresentados, para 2017, não incluem o conjunto de ocorrências na RNT provocadas pelos incêndios dos dias 15 e 16 de outubro, que motivou o pedido da REN à ERSE de classificação destes incidentes como evento excecional, no âmbito do RQS.

O ano de 2017 apresenta um agravamento face aos últimos 5 anos, no que respeita ao SAIDI e SARI, devido às interrupções dos dias 15 e 16 de outubro causadas pelos incêndios, com uma duração total de 230,5 minutos. Os restantes indicadores de continuidade de serviço estão em linha com os registados nos ultimos anos.

Indicadores IndividuaisEm 2017, verificaram-se sete interrupções de serviço com duração superior a 3 minutos, no fornecimento de energia elétrica, as quais afetaram 6 dos 83 PdE da RNT (ver anexo 2).

Descreve-se, de seguida, os incidentes que originaram estas sete interrupções longas.

2 de fevereiro de 2017, devido a avaria da função direcional de terra do sistema de proteção da linha Estarreja - Albergaria (60 kV) ocorreram 3 disparos indevidos desta linha donde resultou uma interrupção de 3,1 minutos e uma ENF de 1,4 MWh. A avaria foi identificada e corrigida após o incidente.

20132014201520162017*

SAIFI

TIE

ENF

SARI

MAIFI

4,0

2,0

0,0

SAIDI



27 de fevereiro de 2017, disparo em Vila Fria, com falta de selectividade da proteção diferencial de barras, que retirou de serviço todos os painéis a ela ligados, interrompendo assim os consumos alimentados pelas linhas Vila Fria - Portucel e Vila Fria - S.R. Neiva, ambas a 60 kV. Desta interrupção, com a duração de 3,6 minutos, resultou a ENF de 3,7 MWh. A atuação indevida da proteção diferencial de barras de 60 kV da subestação de Vila Fria deveu-se a uma perda de isolamento nos circuitos de corrente da mesma, identificado e corrigido após o incidente.

23 de junho de 2017, devido à abertura intempestiva da linha Riba d Ave - Areias (60 kV) foram interrompidos os respetivos consumos, durante 3,5 minutos, resultando numa ENF de 4 MWh. O incidente ocorreu durante os trabalhos de remodelação dos sistemas de proteção e de comando e controlo da subestação de Riba d Ave, tendo-se identificado a origem do problema e implementado medidas cautelares adicionais.

15 de outubro de 2017, interrupção com origem nos incêndios que lavraram no concelho de Seia, onde as linhas, Chafariz - Vila Chã/Gouveia 1 e 2 (220 kV) foram, simultaneamente, sede de 3 curto circuitos num intervalo de 5 minutos, interrompendo os consumos à instalação Gouveia da Rede Ferroviária Nacional (RFN). Dada a dimensão dos incêndios e a persistência de disparos, a reposição das mesmas teve de ser adiada até à obtenção de condições mínimas para a sua reposição. Destes factos resultou uma interrupção de 109,3 minutos e uma ENF de 0,1 MWh.

15 de outubro de 2017, interrupção com origem nos incêndios que lavraram durante várias horas debaixo das linhas a 220 kV, Pereiros - Tábua 1/Mortágua (RFN), Pereiros - Tábua 2/Mortágua (RFN), Pereiros - Tábua 2 e Aguieira - Pereiros 2/Mortágua (RFN), tendo ocorrido 7 disparos nestas linhas num intervalo de 7 minutos, interrompendo os consumos a Mortágua (RFN). Dada a dimensão dos incêndios e a persistência dos disparos a reposição das mesmas teve de ser adiada até à obtenção de condições mínimas para a sua reposição. Destes factos resultou uma interrupção de 49,7 minutos e uma ENF de 1,3 MWh.

15 de outubro de 2017, ainda com origem nos incêndios referidos no ponto anterior, mais tarde e após a reposição das referidas linhas, as linhas Pereiros - Tábua 1/Mortágua (RFN) e Aguieira - Pereiros 2/Mortágua (RFN), a 220 kV, voltaram a ser sede de 3 defeitos e respetivos disparos que originaram uma interrupção de 48,7 minutos mas sem imputação de qualquer ENF.

16 de outubro de 2017, interrupção com origem nos incêndios que lavraram durante várias horas debaixo das linhas de muito alta tensão, Chafariz - Ferro/Sobral da Serra (RFN) 1 e 2, ocorreram 4 defeitos e respetivos disparos destas linhas num intervalo de 40 segundos interrompendo o ponto de entrega Sobral da Serra (RFN). Dada a dimensão dos incêndios e a persistência dos disparos a reposição das mesmas teve de ser adiada até à obtenção de condições mínimas para a sua reposição. Destes factos resultou uma interrupção de 12,6 minutos mas sem imputação de qualquer ENF.

Os incidentes de 15 e 16 de outubro foram abrangidos pelos pedidos de classificação como Evento Excecional, à ERSE, no âmbito do RQS.



As 7 interrupções afetaram consumos alimentados por 6 pontos de entrega (7,2 % do total de PdE). Quatro das sete interrupções afetaram o nível de 220 kV.

Figura 14 – Frequência das Interrupções por Ponto de Entrega

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

Os gráficos seguintes comparam a frequência e a duração das interrupções com os valores limite estabelecidos no RQS.

FREQUÊNCIA DAS INTERRUPÇÕES POR PONTO DE ENTREGA

3

2

1

0

INTERRUPÇÕES TOTAIS (CAUSA FORTUITA OU DE FORÇA MAIOR E EVENTOS EXCECIONAIS)

INTERRUPÇÕES PARCIAIS (CAUSA PRÓPRIA)

S. Riba d’Ave (SRA)

S. Estarreja (SER)

S. Vila Fria (SVI)

Gouveia (GVA)

Mortágua (MRT)

Sobral da Serra (SSE)

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

DURAÇÃO TOTAL DAS INTERRUPÇÕES POR PONTO DE ENTREGA

Figura 15 – Duração Total das Interrupções por Ponto de Entrega

Minutos

Os tempos de interrupção mais longos ocorreram nos pontos de entrega de Gouveia e Mortágua (ambos a 220 kV), com os valores de 109,3 e 98,4 minutos, respetivamente.

120

100

80

60

40

20

0




S. Estarreja (SER)

S. Vila Fria (SVI)

Gouveia (GVA)

Mortágua (MRT)




Valor padrão não previsto no RQS

ENERGIA NÃO FORNECIDA POR PONTO DE ENTREGA

Figura 16 – Energia Não Fornecida por Ponto de Entrega

As quatro interrupções ocorridas no escalão MAT (PdE de Gouveia, Mortágua e Sobral da Serra – 220 kV), devido aos incêndios, estão abrangidas pelo pedido de classificação de Evento Excecional à ERSE, de acordo com o RQS.

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

A situação mais gravosa do ponto de vista de ENF ocorreu no ponto de entrega da subestação de Riba d’Ave, com ENF de 4,0 MWh.

5

4

3

2

1

0




S. Estarreja (SER)

S. Vila Fria (SVI)

Gouveia (GVA)

Mortágua (MRT)




Análise Global dos Indicadores IndividuaisNo gráfico seguinte, assinalam-se todas as interrupções com duração superior a três minutos verificadas entre 2011 e 2016, representadas em função do valor da potência interrompida e da respetiva duração.

As interrupções de serviço que ocorreram em 2017 estão associadas a um corte de potência que não ultrapassa os 70 MW, sendo que as quatro interrupções ocorridas nos pontos de entrega de Mortágua, Gouveia e Sobral da Serra não atingem os 2 MW.

Outro aspeto importante a salientar, reside no facto da média anual de pontos de entrega sem interrupção, nos últimos cinco anos, ser de 97,5 %. No ano de 2017 registaram-se sete interrupções de duração superior a 3 minutos, sendo que quatro deveram-se a causas fortuitas ou de força maior (incêndios dos dias 15 e 16 de outubro) Estas quatro interrupções foram abrangidas pelo pedido de classificação, à ERSE, como Evento Excecional, de acordo com o RQS.

O gráfico da figura seguinte indica, por ponto de entrega (ver siglas no anexo 2), o número total de interrupções, incluindo as interrupções por causas fortuitas ou de força maior (ocorridas nos anos de 2015, 2016 e 2017 nos pontos de entrega de Tunes, Alqueva, Vila Fria, Gouveia, Mortágua e Sobral da Serra, respetivamente), com duração superior a três minutos.

Figura 17 – Interrupções nos PdE da RNT

INTERRUPÇÕES NOS PdE DA RNT

500,0

450,0

400,0

350,0

300,0

250,0

200,0

150,0

100,0

50,0

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

Potência interrompida (MW)

Duração das Interrupções (horas)

2012 A 2016 2017 10 MWh 100 MWh

2012-201697,5 % dos Pontos de Entrega da RNT sem qualquer interrupção (média anual).

201792,8 % dos Pontos de Entrega da RNT sem qualquer interrupção.



Da análise do gráfico anterior destaca-se o seguinte:

No último quinquénio foram afetados 12 PdE por interrupções de serviço, o que relativamente aos 83 PdE em serviço em 2017, corresponde a 14,5 %;

Dos PdE com interrupções de serviço, a maioria (67 %) registou apenas uma interrupção em 5 anos;

A totalidade dos pontos de entrega com interrupções nos últimos 5 anos, registou um número anual de interrupções dentro dos limites estipulados no artigo 25º do RQS (3 e 6 interrupções por ano na MAT e AT, respetivamente);

O número máximo de interrupções por PdE, nos últimos 5 anos, foi de três e ocorreu no PdE de Riba d’Ave (SRA).

20132014

INTERRUPÇÕES (TINT>3MIN ) POR PONTO DE ENTREGA

3

2

1

0

QGDSAV SRA SPA STN SER SEJ MRT GVA SSE SVINVC

2017 2016 2015

Figura 18 – Distribuição das interrupções (longas) por Ponto de Entrega, nos últimos 5 anos



DISPONIBILIDADENo quadro regulatório em vigor e com o objetivo de promover a fiabilidade da rede de transporte, a ERSE introduziu, em 2009, um mecanismo de incentivo ao aumento da disponibilidade dos elementos da RNT, enquanto fator determinante para a qualidade de serviço associada ao desempenho da rede. Assim, a REN, na sua qualidade de operador da rede nacional de transporte de energia elétrica, passou a reportar periodicamente àquela entidade as indisponibilidades ocorridas, bem como a sua duração e o elemento em causa.

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

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

Em 2017, a Taxa Combinada de Disponibilidade (Tcd) foi de 98,13 %, valor inferior ao verificado em 2016 (98,33 %). 98,13 %

Taxa Combinada de Disponibilidade

Figura 19 – Incentivo ao aumento da disponibilidade

INCENTIVO AO AUMENTO DA DISPONIBILIDADE

0

INCENTIVO MÁX.

PENALIDADEMAX.

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

2017 (98,13 %)

99,0 %

Tcd

97,5 %

MECANISMO DE INCENTIVO AO AUMENTO DA DISPONIBILIDADE



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

A figura seguinte apresenta a evolução anual deste indicador desde 2012. A evolução registada por este indicador sugere a consolidação de uma adequada coordenação e programação dos trabalhos efetuados.

EVOLUÇÃO DA TAXA COMBINADA DE DISPONIBILIDADE

2013 2014 2015 2016 2017

100%

99%

98%

97%

96%

95%

Figura 20 – Evolução da Taxa Combinada de Disponibilidade

VALOR DE REFERÊNCIA

ERSE



QUALIDADE DE ENERGIA ELÉTRICAO RQS e o Manual de Procedimentos da Qualidade de Serviço do setor elétrico e do setor do gás natural (MPQS) estabelecem que o operador da RNT deve proceder à caracterização da tensão da rede, realizando para o efeito medições (através de monitorização permanente da qualidade de energia elétrica, na totalidade dos PdE) das seguintes características da tensão:

Distorção harmónica;

Tremulação (flicker);

Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões;

Valor eficaz da tensão;

Cavas de tensão;

Sobretensões;

Frequência.

As características da onda de tensão nos pontos de entrega de MAT e AT devem respeitar os limites estabelecidos no MPQS.

MonitorizaçãoA monitorização elaborada e implementada pela REN, em 2017, contemplou a realização de medições nos 83 Pontos de Entrega e pontos de interligação da RNT, com recurso a equipamento fixo com medição das características da onda de tensão durante as 52 semanas do ano.

Principais Resultados das Medições Efetuadas em 2017As medições efetuadas, cujos principais resultados são resumidos a seguir e apresentados qualitativamente na tabela do Anexo 3, mostram que nas instalações da REN são, genericamente, observados os valores de referência adotados para os parâmetros da qualidade da onda de tensão pelo RQS e pelo MPQS.

Distorção Harmónica

Para a 5ª harmónica o RQS estabelece os limites de 3,0 % na MAT e 5 % na AT.

Em 2017 as harmónicas que apresentam maior amplitude são a 5ª, a 7ª e a 12ª. Os limites regulamentares foram ultrapassados nos seguintes pontos de entrega:

Alto de Mira (5ª Harmónica), 2 semanas;

Pedralva (7ª Harmónica), 45 semanas;

Fatela (RFN) (7ª Harmónica), 47 semanas;



Mortágua (RFN) (7ª Harmónica), 1 semana;

Vermoim (12ª Harmónica), 1 semana.

No PdE Douro (RFN), Ermidas do Sado (RFN), Luzianes (RFN), Monte Novo – Palma e Quinta do Anjo foram registadas algumas harmónicas de alta frequência de ordem superior à 21ª harmónica.

Tremulação (Flicker)

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

Os limites regulamentares foram apenas ultrapassados nos pontos de entrega de Alqueva, Carregado, Siderurgia da Maia e Siderurgia do Seixal.

Desequilíbrio de Fases

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

Nas medições efetuadas não foram detetados quaisquer valores de desequilíbrio do sistema trifásico de tensões acima do limite regulamentado.

Valor Eficaz da Tensão

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

Em 2017, nos PdE de AT, não foi excedido o limite admissível de variação do valor eficaz da tensão em relação à tensão declarada. Relativamente aos PdE de MAT, na semana de 11 de dezembro, o valor eficaz ultrapassou este limite no PdE da Siderurgia do Seixal (220 kV).

Frequência

O RQS permite variações compreendidas num intervalo de +/- 1% da frequência fundamental (50 Hz) em 99,5 % do tempo durante uma semana, e permite variações de -6 % a +4 % em 100% do tempo.

Os desvios registados, no ano de 2017, foram inferiores a 0,36 %.

Sobretensões

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

Foram registadas sobretensões nas seguintes instalações:

60 kV: Alto Mira, Batalha, Carregado, Custóias, Ermesinde, Estarreja, Fernão Ferro, Feira, Frades, Lavos, Pombal, Pereiros, Rio Maior, Riba D’Ave, Sacavém, Setúbal, Tábua, Vermoim, Zêzere;

150 kV: Ermidas do Sado, Quinta do Anjo, Monte Novo - Palma;

220 kV: Gouveia, Mortágua, Siderurgia da Maia, Siderurgia do Seixal.



Cavas de tensão

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

No ano 2017 todos os PdE sofreram pelo menos uma cava. Como se pode observar nas figuras apresentadas de seguida, a maioria das cavas tem uma duração inferior a 200 milissegundos e um afundamento do valor eficaz da tensão até 40 %.

Figura 21 - Cavas de tensão na RNT, nos PdE a 60 kV

CAVAS DE TENSÃO NA RNT (PdE A 60 kV)

4 500

4 000

3 500

3 000

2 500

2 000

1 500

1 000

500

0

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

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

Nº de cavas

Figura 22 - Cavas de tensão na RNT, nos PdE a 150 kV e em pontos de rede próximos dos PdE a 150 kV

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

600

500

400

300

200

100

0

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

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

Nº de cavas



Figura 23 - Cavas de tensão na RNT, nos PdE a 220 kV e em pontos de rede próximos dos PdE a 220 kV

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

PROFUNDIDADE DA CAVA (% DE Ud)

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

600

500

400

300

200

100

0

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

Nº de cavas

Evolução da Qualidade da Onda de TensãoCom base nos dados obtidos pelo sistema de monitorização da qualidade da onda de tensão, é possível fazer uma análise, ainda que simplificada, da evolução da qualidade da energia nos pontos de entrega da RNT, bem como em alguns pontos internos da rede.

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

No que respeita à severidade de tremulação (flicker), os PdE da Siderurgia da Maia (220 kV) e da Siderurgia do Seixal (220 kV) são afetados por perturbações de carácter permanente, com origem nos clientes industriais alimentados por estes pontos de entrega, com valores que de uma forma geral ultrapassam os limites de referência regulamentares.

No gráfico seguinte, apresenta-se a evolução dos valores da tremulação (flicker) de longa duração, nos pontos de entrega que excedem o limite máximo ou se encontram próximo deste, no período de 2013 a 2017. Os valores de flicker nestes PdE apresentam uma tendência de estabilização (designadamente, para o caso das subestações de Sacavém e Ferreira do Alentejo) e, em 2017, o flicker no PdE de Frades passou de 1,56 para 0,53.



Figura 24 – Pontos de Entrega com tremulação (flicker) mais elevada

Os PdE apresentam uma tendência de estabilização ou ligeiro decréscimo (caso da Siderurgia da Maia). Em 2016 o PdE de Frades registou valores elevados (1,56), durante 3 semanas. Os valores elevados registados pelo PdE de Frades, durante 3 semanas, em 2016, não se repetiram em 2017.

Valor limite de referência: Plt <1

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

1,8

1,6

1,4

1,2

1,0

0,8

0,6

0,4

2013 2014 2015 2016 2017

Plt

SIDERURGIA MAIA FRADES

F. ALENTEJO SIDERURGIA SEIXAL

RIO MAIOR SACAVÉM

CARREGADOALQUEVA

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

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

No gráfico seguinte apresenta-se a evolução dos valores da 5ª harmónica, referente aos pontos de entrega com valores mais elevados medidos no período de 2013 a 2017. Neste último ano, acompanhando a tendência dos últimos anos, apenas no PdE de Alto de Mira foi ultrapassado o limite regulamentar da 5ª harmónica.



Figura 25 – Pontos de Entrega (60 kV) com níveis de 5ª harmónica mais elevados

Valor limite de referência: 5 %

PONTOS DE ENTREGA (60 kV) COM NÍVEIS DE 5ª HARMÓNICA MAIS ELEVADOS

7,0

6,5

6,0

5,5

5,0

4,5

4,0

3,5

3,0

2,5

2,0

1,5

2013 2014 2015 2016 2017

%

ALTO MIRATRAJOUCE ÉVORA ESTOI

Excetuando o caso da subestação de Alto de Mira (apenas numa fase), os restantes pontos de entrega registaram valores muito inferiores ao valor limite de referência, com uma tendência generalizada de estabilização.

Neste âmbito, é de referir que até à data não houve qualquer tipo de reclamação (motivada pelos níveis da 5ª harmónica) por parte dos consumidores finais ligados às redes de distribuição alimentadas por aqueles pontos de entrega da RNT.

No quadro seguinte apresenta-se a síntese dos pontos de entrega onde se verificaram incumprimentos pontuais dos limites regulamentares das características da onda de tensão no período 2013 – 2017.



PONTOS DE ENTREGA COM INCUMPRIMENTO DOS LIMITES REGULAMENTARES

PdE Tensão nominal (kV) 2013 2014 2015 2016 2017

Subestação de Vila

Pouca de Aguiar

60 S.M. - - Amplitude de tensão -

Subestação de Frades

60 S.M.Severidade de

tremulação (flicker)

-

Severidade de tremulação (flicker),

Amplitude de tensão, desequilíbrio numa

fase, Distorção harmónica (ordem 3ª harmónica numa

fase)

-

Subestação de Alqueva

60 - - -Severidade de

tremulação (flicker)Severidade de


Subestação de Vermoim

60Distorção harmónica

(12ª harmónica)

Distorção harmónica (12ª

harmónica)- -

Distorção harmónica (12ª harmónica)

Subestação de

Carvoeira60

Distorção harmónica (ordem superior à

21ª harmónica)S.M. - - -

Siderurgia da Maia

220 S.M.Severidade de


Severidade de tremulação

(flicker)


(flicker)


flicker)

Siderurgia do Seixal

220 S.M.


(flicker e Amplitude de

tensão

Severidade de tremulação (flicker) e

Amplitude de tensão

Severidade de tremulação (flicker) e Amplitude de tensão

Severidade de tremulação (flicker e Amplitude de tensão

Douro 60 - - -Distorção harmónica (ordem superior à 21ª

harmónica)

Distorção harmónica (ordem superior à 21ª

harmónica)

Ermidas Sado

150 - - -Distorção harmónica (ordem superior à 21ª

harmónica)


harmónica)

Luzianes 150 - - -Distorção harmónica (ordem superior à 21ª

harmónica)


harmónica)

S.M. – SEM MONITORIZAÇÃO, DE ACORDO COM O PLANO DE MONITORIZAÇÃO BIENAL.

Tabela VIII - Pontos de entrega com incumprimento dos limites regulamentares



PONTOS DE ENTREGA COM INCUMPRIMENTO DOS LIMITES REGULAMENTARES

Ponto de Entrega

Tensão nominal (kV) 2013 2014 2015 2016 2017

Subestação de

Santarém60 - - - Amplitude de tensão -

Quinta do Anjo


(ordem superior à 21ª harmónica)

Distorção harmónica





harmónica)


harmónica)

Subestação de Alto de

Mira60

Distorção harmónica (21ª harmónica)

Distorção harmónica (ordem 5ª

harmónica numa fase)

Distorção harmónica (ordem 5ª

harmónica numa fase)

Distorção harmónica (ordem 5ª harmónica

numa fase)

Distorção harmónica (ordem 5ª harmónica

numa fase)

Subestação de Rio Maior

60Severidade de

tremulação (flicker)- - - -

Subestação de Sacavém

60Distorção harmónica (ordem superior à 21ª

harmónica)- - - -

Subestação de

Carregado60

Severidade de tremulação (flicker)


(flicker)


(flicker)-

Severidade de tremulação (flicker)

Fatela 220 S.M.


e Distorção harmónica (7ª

harmónica)

Distorção harmónica (7ª

harmónica)

Distorção harmónica (7ª harmónica) e


Distorção harmónica (7ª harmónica) e


Gouveia 220 S.M.Amplitude de

tensão- Amplitude de tensão -

Mortágua 220 S.M. S.M.Distorção

harmónica (7ª harmónica)

Amplitude de tensãoDistorção harmónica

(7ª harmónica)

Pegões 150 S.M.



- Amplitude de tensão -

Lusosider 150 S.M.



- - -

Fogueteiro 150 S.M.






harmónica)-

Subestação da Prelada

60 - - - Amplitude de tensão -

Subestação de Sines



- - - -

Subestação de Tavira

60 S.M. S.M.Amplitude de

tensão- -

Subestação de Pedralva

60 - - - -Distorção harmónica

(7ª harmónica)

Monte Novo - Palma

150 S.M. S.M.




harmónica)


harmónica)

S.M. – SEM MONITORIZAÇÃO, DE ACORDO COM O PLANO DE MONITORIZAÇÃO BIENAL.

Tabela VIII (cont.) - Pontos de entrega com incumprimento dos limites regulamentares



COMPORTAMENTO DA REDEEm 2017 ocorreram 285 incidentes com impacto na RNT, mais 102 do que em 2016, dos quais 241 tiveram origem na rede de MAT, 15 na rede de AT da RNT e 29 em outras redes.

Rede MAT

Rede AT da RNT Redes externas à RNTCom

repercussão MAT

Sem repercussão

MAT

Com repercussão

MAT

Com repercussão

AT-ENFTOTAL

241 2 13 28 1 285

EVOLUÇÃO DO NÚMERO DE INCIDENTES

REDE MAT REDE AT REDES EXTERNAS À RNT

300

250

200

150

100

50

0

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Nº DE INCIDENTES

Figura 26 - Evolução do número de incidentes

Do total de incidentes (285), 14 (4,9 %) tiveram impacto no abastecimento de energia elétrica, tendo 7 deles provocado 7 interrupções de duração superior a 3 minutos e que, por isso, são contabilizadas nos indicadores de continuidade de serviço, conforme se encontra estabelecido no RQS. Essas interrupções de duração superior a 3 minutos originaram uma ENF de 10,5 MWh.

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

Não obstante o elevado número e duração dos incêndios que afetaram a RNT em 2017, não ocorreu qualquer incidente com ENF superior a 10 MWh e com interrupção superior a 3 minutos.

Tabela IX - Incidentes com impacto na RNT

3,0 Número de defeitos por 100 km de circuito (Linhas)

0,0148 falhas/transformadorTaxa média de falhas com retirada imediata de serviço (T. Potência)

0,0046 falhas/disjuntorTaxa média de falhas maiores (Disjuntores)

99,4 %Sistemas de Proteção (Dependabilidade)

99,0 %Sistemas de Proteção (Segurança)

99,4 %Tempo de atuação (Probabilidade atuação <= 150 ms)



Apresenta-se de seguida uma breve descrição dos incidentes que tiveram impacto no abastecimento de energia elétrica. Os sete primeiros incidentes originaram interrupções superiores a 3 minutos (a que correspondem 10,5 MWh de ENF), enquanto os restantes geraram interrupções inferiores ou iguais a 3 minutos (a que correspondem 4,8 MWh de energia não fornecida).

2 de fevereiro de 2017, devido a avaria da função direcional de terra do sistema de proteção da linha Estarreja - Albergaria (60 kV) ocorreram 3 disparos indevidos desta linha donde resultou uma interrupção de 3,1 minutos e uma ENF de 1,4 MWh. A avaria foi identificada e corrigida após o incidente.

27 de fevereiro de 2017, interrupção com origem num defeito monofásico na linha Oleiros - Penide (60 kV), seguido de religação bem-sucedida, disparou em Vila Fria, com falta de seletividade, a proteção diferencial de barras que retirou de serviço todos os painéis a ela ligados, interrompendo assim os consumos alimentados pelas linhas Vila Fria - Portucel e Vila Fria - S.R. Neiva, ambas a 60 kV. Desta interrupção, com a duração de 3,6 minutos, resultou a ENF de 3,7 MWh. A atuação indevida da proteção diferencial de barras de 60 kV da subestação de Vila Fria deveu-se a uma perda de isolamento nos circuitos de corrente da mesma, identificado e corrigido após o incidente..

23 de junho de 2017, devido à abertura intempestiva da linha Riba d Ave - Areias (60 kV) foram interrompidos os respetivos consumos, donde resultou uma interrupção de 3,5 minutos e a ENF de 4 MWh. O incidente ocorreu durante os trabalhos de remodelação dos sistemas de proteção e de comando e controlo da subestação de Riba d Ave, tendo-se identificado a origem do problema e implementado medidas cautelares adicionais.

15 de outubro de 2017, interrupção com origem nos incêndios que lavraram no concelho de Seia, onde as linhas, Chafariz - Vila Chã/Gouveia 1 e 2 (220 kV) foram, simultaneamente, sede de 3 curto circuitos num intervalo de 5 minutos, interrompendo os consumos a Gouveia (RFN). Dada a dimensão dos incêndios e a persistência de disparos, a reposição das mesmas teve de ser adiada até à obtenção de condições mínimas para a sua reposição. Destes factos resultou uma interrupção de 109,3 minutos e uma ENF de 0,1 MWh.

15 de outubro de 2017, interrupção com origem nos incêndios que lavraram durante várias horas debaixo das linhas a 220 kV, Pereiros - Tábua 1/Mortágua (RFN), Pereiros - Tábua 2/Mortágua (RFN), Pereiros - Tábua 2 e Aguieira - Pereiros 2/Mortágua (RFN), tendo ocorrido 7 disparos nestas linhas num intervalo de 7 minutos, interrompendo os consumos a Mortágua (RFN). Dada a dimensão dos incêndios e a persistência dos disparos a reposição das mesmas teve de ser adiada até à obtenção de condições mínimas para a sua reposição. Destes factos resultou uma interrupção de 49,7 minutos e uma ENF de 1,3 MWh.

15 de outubro de 2017, ainda com origem nos incêndios referidos no ponto anterior, mais tarde e após a reposição das referidas linhas, as linhas Pereiros - Tábua 1/Mortágua (RFN) e Aguieira - Pereiros 2/Mortágua (RFN), a 220 kV, voltaram a ser sede de 3 defeitos e respetivos disparos que originaram uma interrupção de 48,7 minutos mas sem imputação de qualquer ENF.

16 de outubro de 2017, interrupção com origem nos incêndios que lavraram durante várias horas debaixo das linhas de muito alta tensão, Chafariz - Ferro/Sobral da Serra (RFN) 1 e 2, ocorreram 4 defeitos e respetivos disparos destas linhas num intervalo de 40 segundos interrompendo o ponto de entrega Sobral da Serra (RFN). Dada a dimensão dos incêndios e a persistência dos disparos a reposição das mesmas teve de ser adiada até à obtenção de condições mínimas para a sua reposição. Destes factos resultou uma interrupção de 12,6 minutos mas sem imputação de qualquer ENF.



1 de fevereiro de 2017, devido a regulação incorreta, a função de máximo de intensidade do sistema de proteção da linha Vila Fria - S. R. Neiva (60 kV) disparou intempestivamente, interrompendo parcialmente o ponto de entrega de Vila Fria, donde resultou uma interrupção de 0,3 minutos e a ENF de 0,4 MWh.

6 de fevereiro de 2017, devido a regulação incorreta a função de máximo de intensidade do sistema de proteção da linha Vila Fria - S. R. Neiva disparou intempestivamente, interrompendo parcialmente o ponto de entrega de Vila Fria, donde resultou uma interrupção de 0,3 minutos e a ENF de 0,4 MWh. A natureza da regulação incorreta só tinha efeito adverso quando a corrente de carga da linha ultrapassava determinado valor. O problema foi corretamente identificado e corrigido após este incidente.

28 de julho de 2017, com origem nos incêndios que lavraram no concelho de Seia, as linhas Chafariz - Vila Chã/Gouveia, 1 e 2 a 220 kV foram, simultaneamente, sede de 2 curto circuitos num intervalo de 44 segundos interrompendo os consumos a Gouveia (RFN), donde resultou uma interrupção de 0,3 minutos, mas sem ENF imputada.

15 de outubro de 2017, incidente com origem em incêndio disparou a linha Feira – Lavos (400 kV), seguido de religação e de disparo definitivo. Como, nessa altura, a linha Recarei – Feira (400 kV) se encontrava indisponível para remodelação, o disparo definitivo da linha Feira - Lavos deu origem a uma situação de tensão zero da subestação da Feira, interrompendo os consumos no ponto de entrega da Feira. Esta interrupção foi de 1,8 minutos donde resultou a ENF de 1,7 MWh.

15 de outubro de 2017, cerca de 8 minutos mais tarde voltou a acontecer o referido no ponto anterior, provocando agora uma interrupção de 1,3 minutos e uma ENF de 1,3 MWh.

16 de outubro de 2017, com origem nos incêndios que lavraram no concelho de Seia, as Chafariz - Vila Chã/Gouveia a 220 kV foram, simultaneamente, sede de 4 curto circuitos, interrompendo os consumos a Gouveia (RFN), donde resultou uma interrupção de 2,1 minutos, mas sem ENF imputada.

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



Incidentes com repercussão na rede MATEm 2017, o conjunto de incidentes com repercussão na rede MAT totalizou 271 (mais 55,7 % do que em 2016), cuja distribuição, consoante a origem, é indicada no gráfico seguinte.

DISTRIBUIÇÃO PERCENTUAL DA ORIGEM DOS INCIDENTES COM REPERCUSSÃO NA REDE MAT

Figura 27 - Origem dos incidentes com repercussão na rede MAT

REDE ATREDE MAT REDES EXTERNAS À RNT

28 (10,3 %)2 (0,74 %)

241 (88,9 %)

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

ORIGEM DOS INCIDENTES COM REPERCUSSÃO NA REDE MAT

SISTEMA PRIMÁRIO DA RNT

SISTEMAS AUXILIARES DA RNT

F(%) - FREQUÊNCIA ACUMULADA

SISTEMAS EXTERIORES À RNT

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

L220 L150 TRF+ATR BARRL400

Nº DE INCIDENTES F(%)

Exteriorà MAT

Figura 28 - Origem dos incidentes com repercussão na rede MAT

Como é habitual, a maioria dos incidentes com origem nos sistemas primários e auxiliares da RNT afetou as linhas (97,1 %), que representa 86,3 % do total de incidentes com repercussão na RNT.

Dos incidentes com origem externa à rede MAT (30), 93,3 % ocorreram em redes não concessionadas à REN.



90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

Nº DE INCIDENTES

CAUSA DOS INCIDENTES COM REPERCUSSÃO NA REDE MAT

Figura 29 - Causa dos incidentes com repercussão na rede MAT

Em 2017 houve mais 55,7 % incidentes com repercussão na rede MAT do que em 2016. Duas das três causas mais frequentes, pela ordem que se segue, foram as principais responsáveis pelo aumento verificado: incêndios (mais 277,3 %) e fatores atmosféricos (mais 81 %).

Fatoresatmosféricos

Aves Incêndios Def. deEquip./

Sistemas

Desconh. Erros Hum.Diretos

Outras Exterior à MAT

Informação mais detalhada referente à origem, causa e gravidade dos incidentes, poderá ser consultada no anexo 5.

L150 - LINHAS A 150 kV L220 - LINHAS A 220 kV

BARR - BARRAMENTOSATR+TRF

L400 - LINHAS A 400 kV

LINHAS

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



DISTRIBUIÇÃO DOS INCIDENTES EM LINHAS POR NÍVEL DE TENSÃO

Figura 30 - Incidentes em linhas, por nível de tensão

150 kV 220 kV 400 kV

32,9 %29,5 %

37,6 %

Em 2017 registaram-se 234 incidentes nas linhas (mais 67,1 % do que em 2016), afetando os diversos níveis de tensão conforme apresentado no gráfico que se segue.

Os principais grupos de causas dos incidentes em linhas foram a ação ambiental com 54,3 % (sendo 35,47 % devido a incêndios e 18,8 % a aves) e a ação atmosférica com 32,5 % (sendo 26,1 % devido a descargas atmosféricas e 6,4 % devido a nevoeiro/poluição).

DISTRIBUIÇÃO DAS CAUSAS DOS INCIDENTES EM LINHAS

Figura 31 - Distribuição das causas dos incidentes em linhas

AÇÃO AMBIENTAL: INCÊNDIOS

AÇÃO ATMOSFÉRICA: DESCARGAS ATMOSFÉRICAS

AÇÃO ATMOSFÉRICA: NEVOEIRO/POLUIÇÃO

AÇÃO AMBIENTAL: AVES

OUTRAS CAUSAS

26,07 %13,25 %

35,47 %

18,8 %

6,41 %



Os incêndios foram a principal causa dos incidentes nas linhas (83), mais 61 do que em 2016, e o valor máximo imediatamente abaixo registado nos últimos 10 anos foi de 27, em 2012. A média dos últimos 10 anos situa-se em 21,3 incidentes. Refira-se, ainda, que 62,7 % dos incidentes em linhas com causa incêndios afetou diretamente as linhas de 220 kV.

Também foi elevado o número de incidentes em linhas com causa descarga atmosférica (61), mais 21 do que em 2016. Embora o número mais elevado (102) registado nos últimos 10 anos tenha ocorrido em 2011, a média nesse período situa-se em 55 incidentes. Refira-se, ainda, que 49,2 % dos incidentes em linhas com causa descarga atmosférica afetou diretamente as linhas de 150 kV.

As aves, uma das 3 principais causas de incidentes em linhas, foram responsáveis por 44 incidentes, menos 10 do que em 2016, e a média dos últimos 10 anos situa-se em 41,1 incidentes. Neste caso, 65,9 % dos incidentes em linhas com causa aves afetou diretamente as linhas de 400 kV.

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

30

25

20

15

10

5

0

500

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Nº DE INCÊNDIOS MILHARES

ÁREA ARDIDA (1000 ha);N.º DEFEITOS RNT

15

26

87

19 16

74

25

21

110

32 231

16

13

160

3264

820

7152

19

15

22

133

18

2

INCÊNDIOS ÁREA ARDIDA (1000 ha) DEFEITOS EM LINHAS

Figura 32 - Número de incêndios, área ardida e número de defeitos em linhas da RNT devido a incêndios O ano de 2017 ficou marcado pelo elevado número de incêndios e sobretudo pela área ardida (mais de 442 mil hectares). O nº de defeitos na RNT, devido a incêndios, atingiu assim o valor excecionalmente elevado de 107 defeitos.

NOTA: O número de incêndios e área ardida de 2017 apenas contempla dados até 15 Out.Fonte: Instituto de Conservação da Natureza e Florestas – ICNF

17

442

107



Interrupções permanecentesComo consequência dos incidentes com origem em linhas, registaram-se 367 interrupções (210 em 2016) nos diversos circuitos de rede, das quais 140 (80 em 2016) tiveram um tempo de interrupção igual ou superior a 1 minuto (interrupções permanecentes). O tempo total das interrupções permanecentes registou um valor muito acima do registado em anos anteriores, devido à indisponibilidade provocada por um incidente na central de Bemposta, com causa não imputável à concessionária da RNT. Em 2016, ocorreu uma situação semelhante na central de Miranda.

A este conjunto de interrupções permanecentes, correspondeu um tempo total de interrupção de 3 273 horas. Para mais informação consultar o anexo 5.

160

140

120

100

80

60

40

20

0

Média

20172008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

NÚMERO DE INTERRUPÇÕES PERMANECENTES (> 1 MINUTO)

Figura 33 - Número de interrupções permanecentes (> 1 minuto) O ano de 2017 ficou marcado pelo elevado número de interrupções permanecentes, num total de 140, das quais 75 se deveram a incêndios.

20172008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

DURAÇÃO DAS INTERRUPÇÕES PERMANECENTES (HORAS)

6 000

5 000

4 000

3 000

2 000

1 000

0

Figura 34 - Duração das interrupções permanecentes (horas)

Média

(n)

(h)



O gráfico da figura seguinte ilustra o desempenho da rede nos últimos anos, por nível de tensão, através do número de defeitos registados com origem nas linhas por 100 quilómetros de circuito.

No cálculo do indicador, e em cada incidente, os defeitos no mesmo elemento de rede são agregados temporalmente em períodos de 10 minutos.

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

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

5,0

4,5

4,0

3,5

3,0

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0,0

Nº DE DEFEITOS POR 100 km DE CIRCUITO

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

Figura 35 - Evolução do número de defeitos com origem em linhas aéreas da rede MAT por 100 km de circuito

Em 2017 o número de defeitos por 100 km de circuito foi de 3,0, a que corresponde um aumento de 76,5 % relativamente a 2016. Sem os incêndios o número de defeitos por 100 km de circuito teria sido de 1,79.

20172008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016



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

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

1,6

1,4

1,2

1,0

0,8

0,6

0,4

0,2

0,0

Nº DE DEFEITOS POR100 km DE CIRCUITO

INCÊNDIOS

NEVOEIRO/NEBLINA OU POLUIÇÃO

OUTROS (S/VENTO E S/ÁRVORES)

CEGONHAS

OUTROS

DESCARGAS ATMOSFÉRICAS

DESCONHECIDOS

Figura 36 - Evolução do número de defeitos com origem em linhas da RNT por 100 km de circuito (distribuição por causas)

Em 2017, os incêndios foram a primeira causa de defeitos em linhas aéreas na RNT. Também as descargas atmosféricas registaram um aumento face a 2016 (35 %). Ocorreram ainda 15 defeitos devido a nevoeiro ou poluição, o que consubstancia um valor atípico, considerando a média dos últimos 10 anos (4 defeitos)

Como seria de esperar, o ano de 2017 ficou marcado pela vaga de incêndios de grandes proporções que assolou a zona centro de Portugal Continental, o que afetou o desempenho das linhas. Ocorreram 107 defeitos devido a incêndios em 2017 (+234 % do que em 2016), valor só equiparável com o obtido em 2005 (149 defeitos). O valor registado pela causa ‘nevoeiro ou poluição’ verificou um aumento significativo, face aos últimos anos. O valor registado em 2017 foi de 15 defeitos, sendo a média dos últimos 10 anos de 4 defeitos.

Este facto deve-se, sobretudo, a 2017 ter sido um ano particularmente seco, o que proporcionou alguns eventos por poluição em zonas em que habitualmente não se preocede à lavagem das cadeias de isoladores.

20172008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016



DisponibilidadeA taxa de disponibilidade média global dos circuitos de linha, incluindo os painéis terminais, foi de 97,97 % (98,62 % em 2016). Considerando apenas as indisponibilidades devidas a falhas e as associadas à manutenção programada, o valor sobe para 99,65 %, valor idêntico ao verificado em 2016 (99,63 %). Os gráficos seguintes mostram a evolução de ambas as taxas nos últimos anos.

TAXA DE DISPONIBILIDADE GLOBAL DE LINHAS

100,0

99,0

98,0

97,0

96,0

95,0

Figura 37 - Taxa de Disponibilidade Global de linhas A taxa de disponibilidade global de linhas registou, em 2017, um valor ligeiramente inferior ao obtido no ano anterior e à média dos últimos dez anos. No cálculo deste indicador estão incluídas todas as indisponibilidades com duração superior a 1 hora, com exceção das solicitadas por entidades externas.

Média

(%)

TAXA DE DISPONIBILIDADE DE LINHAS ASSOCIADA À MANUTENÇÃO

100,0

99,0

98,0

97,0

96,0

95,0

Figura 38 - Taxa de Disponibilidade Associada à Manutenção, em linhas A taxa de disponibilidade de circuitos de linha, associada a trabalhos exclusivamente de manutenção, atingiu em 2017 o valor de 99,65 %, valor equivalente ao obtido no ano anterior.

(%)

Média

20172008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

20172008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016



SUBESTAÇÕESEm 2017 registaram-se 636 avarias no conjunto dos equipamentos de Alta e de Muito Alta Tensão, e nos sistemas secundários de subestações, o que representa uma redução de 16 % relativamente a 2016.

Ainda em comparação com 2016, em 2017 verificou-se uma redução generalizada do número de avarias em todos os equipamentos. Os sistemas de comando e controlo, apesar de apresentarem uma ligeira descida de 8,5 %, continua a ser a categoria de ativos com a mais elevada incidência de avarias (39 % do total).

Em 2017 registaram-se 15 casos (22, em 2016), atribuídos a deficiências nos equipamentos e sistemas em serviço nas subestações (ver anexo 5).


Avarias e Taxas de Falhas

Das 65 avarias (menos 19 do que em 2016) verificadas nos transformadores de potência e/ou acessórios, 26 exigiram que as reparações fossem efetuadas com as máquinas fora-de-serviço. Deste conjunto, 3 deram origem a indisponibilidades imediatas. Em consequência, as taxas de falhas com indisponibilidade imediata e total foram, respetivamente, de 0,0148 e 0,1281.

Nº DE AVARIAS EM EQUIPAMENTOS DE SUBESTAÇÕES

300

250

200

150

100

50

0

S. Comando e Controlo

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

OutrosEquip.

Figura 39 - Avarias em equipamentos de subestações

2013 2014 2015 2016 2017

(n)



0,25

0,20

0,15

0,10

0,05

0,00

Figura 40 - Taxa de Falhas em Transformadores de Potência As taxas de falhas em transformadores de potência registaram reduções significativas face a 2016. O valor anual global situou-se, em 2017, em 13 falhas por 100 máquinas (24, em 2016), valor semelhante ao obtido no ano de 2015.

FALHAS / EQUIPAMENTO

C/INDISPONIBILIDADE IMEDIATA S/INDISPONIBILIDADE IMEDIATA

Das três falhas com indisponibilidade imediata, em 2017, duas foram causadoras de incidente na rede. As máquinas afetadas foram as seguintes:

Transformador 2 (400/60 kV) da subestação de Alto de Mira;

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

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

Disponibilidade

A taxa de disponibilidade total dos transformadores de potência, incluindo os respetivos painéis terminais, foi de 98,61 %, valor ligeiramente superior ao obtido em 2016 (97,45 %). A taxa de disponibilidade global por manutenção, que inclui as indisponibilidades por falhas e as associadas à manutenção preventiva, situou-se em 99,25 %, valor ligeiramente inferior ao verificado no ano anterior.

20172008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

TAXA DE FALHAS EM TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA



100,0

99,0

98,0

97,0

96,0

95,0

Figura 41 - Taxa de disponibilidade média global de transformadores A taxa de disponibilidade média global de transformadores de potência, incluindo painéis terminais, foi em 2017 de 98,61 %, valor superior ao registado em 2016 e à média dos últimos 10 anos.

(%)

Média

20172008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

20172008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

TAXA DE DISPONIBILIDADE DE TRANSFORMADORES ASSOCIADA À MANUTENÇÃO

TAXA DE DISPONIBILIDADE GLOBAL DE TRANSFORMADORES

100,0

99,0

98,0

97,0

96,0

95,0

Figura 42 - Taxa de Disponibilidade Associada à Manutenção

(%)

Média

A taxa de disponibilidade de transformadores de potência associada a trabalhos exclusivamente de manutenção foi, em 2017, de 99,25 %, valor ligeiramente inferior a 2016.

DisjuntoresDas 75 avarias (menos 11 do que em 2016) ocorridas nos disjuntores, 7 foram consideradas falhas maiores, 44 falhas menores e as restantes 24 do tipo “defeito”. Como consequência, as taxas de falhas maiores e menores foram, em 2017, respetivamente, 0,0046 e 0,0291.



TAXA DE FALHAS EM DISJUNTORES

0,08

0,06

0,04

0,02

0,00

Figura 43 - Taxa de Falhas em Disjuntores Em 2017, a taxa de falhas global, correspondente ao conjunto das falhas maiores e falhas menores, foi de 3,4 falhas por 100 disjuntores.

FALHAS / DISJUNTOR

FALHAS MAIORES FALHAS MENORES

À semelhança das taxas de falhas em transformadores, também as taxas de falhas em disjuntores registaram melhorias face a 2016, tendo a taxa de falhas maiores sido a mais significativa (redução de 35 %). As falhas maiores ocorreram em diversos tipos de disjuntores, tendo afetado os níveis de tensão de 60 kV, 150 kV e 220 kV. A este respeito refira-se que está em curso um programa de remodelação e melhoria operacional das unidades mais criticas.

20172008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

20172008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Das sete falhas maiores, três deram origem a incidentes na rede. Do conjunto das falhas menores, a maioria (43 %) deveu-se a fugas de hexafluoreto de enxofre (SF6), tendo 32 % origem em fugas de óleo localizadas a nível dos macacos e de diversos componentes dos comandos.

TAXA DE FUGAS DE SF6

0,15

0,10

0,05

0,00

(%)

Média

Figura 44 - Taxa de fugas de SF6 A taxa de fugas de SF6 atingiu em 2017 um valor ligeiramente acima do verificado no ano anterior e semelhante à média dos últimos 10 anos. A maioria das fugas ocorreu em compartimentos Gas Insulated Switchgear (GIS) das subestações de Carriche e da Batalha.



Seccionadores, Descarregadores de Sobreten-são e Transformadores de MediçãoAs figuras seguintes mostram a evolução das taxas de avaria dos seccionadores, descarregadores de sobretensão e transformadores de medição.

TAXA DE AVARIAS EM SECCIONADORES

0,020

0,016

0,012

0,008

0,004

0,000

Figura 45 - Taxa de avarias em Seccionadores A taxa de avarias em seccionadores registou em 2017 uma descida face ao 2016 (-20,7 %), no entanto o valor registado em 2017 é ainda superior à média dos últimos 10 anos (1,4 avarias por cada 100 seccionadores).

Média

20172008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

TAXA DE AVARIAS EM DESCARREGADORES DE SOBRETENSÃO

0,002

0,001

0,000

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Figura 46 - Taxa de Avarias em Descarregadores de Sobretensão Em 2017 ocorreram duas avarias em descarregadores de sobretensão. A taxa de avarias neste tipo de equipamento tem vindo a manter, ao longo dos anos, valores praticamente residuais.

Média

(AVARIAS/SECCIONADOR)

(AVARIAS/DESCARREGADOR)



2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

TAXA DE AVARIAS EM TRANSFORMADORES DE MEDIÇÃO

0,008

0,006

0,004

0,002

0,000

Figura 47 - Taxa de Avarias em Transformadores de Medição A taxa de avarias em transformadores de medição registou um ligeiro recuo face ao ano anterior (4 %). O valor registado, em 2017, foi ligeiramente acima da média dos últimos dez anos.

Média

Sistemas de Proteção

Principais Indicadores

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

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

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

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

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

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

2017 2016

Dependabilidade (%) 99,4 99,7Segurança (%) 99,0 99,0Fiabilidade (%) 98,3 98,1

(AVARIAS/TRANSFORMADOR)

Tabela X – Indicadores do estado operacional das funções de proteção



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

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

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

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

2017 2016

Eficácia (%) 97,0 96,7Índice do tempo de atuação (%) 99,4 98,8

Figura 48 - Dependabilidade das funções de proteção

Em 2017 foram identificadas 7 falhas de atuação das funções de proteção, mas apenas duas interferiram no bom funcionamento dos sistemas de proteção.O indicador situou-se em 99,4 %, duas décimas acima do valor médio dos últimos 10 anos.

DEPENDABILIDADE DAS FUNÇÕES DE PROTEÇÃO

100,0

99,5

99,0

98,5

98,0

97,5

97,0

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Média

(%)

Tabela XI – Indicadores de desempenho dos sistemas de proteção



SEGURANÇA DAS FUNÇÕES DE PROTEÇÃO

100

99

98

97

96

95

94

2008

2008

2009

2009

2010

2010

2011

2011

2012

2012

2013

2013

2014

2014

2015

2015

2016 2017

2016 2017

Figura 49 - Segurança das funções de proteção Das 1 122 funções de proteção que atuaram ou deviam ter atuado (mais 533 do que em 2016), apenas 2 foram intempestivas e 9 com falta de seletividade. Este indicador obteve o valor de 99,0 %, o melhor de sempre, e 1,3 pontos percentuais acima da média dos últimos 10 anos.

Média

(%)

FIABILIDADE DAS FUNÇÕES DE PROTEÇÃO

100

98

96

94

92

90

Figura 50 - Fiabilidade das funções de proteção Em 2017 este indicador obteve o melhor valor de sempre, 98,3 %, e situou-se 2,8 pontos percentuais acima da média dos últimos 10 anos.

Média

(%)



Figura 51 - Eficácia dos sistemas de proteção Das 338 atuações dos sistemas de proteção (mais 158 do que em 2016), 328 foram corretas e 10 incorretas, a que corresponde uma eficácia dos sistemas de proteção de 97 %, 3,5 pontos percentuais acima da média dos últimos 10 anos e o melhor valor de sempre.

EFICÁCIA DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO

100

95

90

85

80

75

70

2008

2008

2009

2009

2010

2010

2011

2011

2012

2012

2013

2013

2014

2014

2015

2015

2016 2017

2016 2017

Média

(%)

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

Figura 52 - Probabilidade dos sistemas de proteção atuarem num tempo igual ou inferior a 150 ms. Este indicador obteve em 2017 o melhor valor de sempre, 99,4 %, e situou-se 3,5 pontos percentuais acima da média dos últimos 10 anos.

100

95

90

85

80

75

70

Média

(%)

Análise Comportamental

Comportamentos incorretos e causas. Eficácia dos Sistemas de Proteção.

Em 2017 houve 338 situações que determinaram a atuação dos sistemas de proteção (323 na rede MAT, 4 na zona da Rede Eléctrica Espanhola em interligações a 400 kV, 3 nas ligações a Cartelle e um nas ligações a Brovales, 4 em centros produtores ligados à rede MAT, 2 através dos 220 kV e 2 através dos 400 kV, 4 em centros produtores eólicos ligados à rede MAT através dos 220 kV, 2 em ligações à RFN a 220 kV e um na rede de distribuição de 60 kV) das quais 328 foram corretas e 10 incorretas (2,96 % do total).



Em 2017, o indicador global da eficácia dos sistemas de proteção foi de 97 % e o melhor de sempre, tendo os níveis de tensão de 400 kV, 220 kV e 150 kV obtido os valores de 96,9 %, 97,4 % e 96,6 %, respetivamente.

Este indicador situou-se 5,4 pontos percentuais acima da média dos últimos 10 anos (91,6 %).

No anexo 5 apresentam-se os resultados, por nível de tensão e global, referentes ao indicador eficácia dos sistemas de proteção.

Grau de Seletividade dos Sistemas de Proteção

Das 178 vezes em que os sistemas de proteção foram chamados a atuar face a defeitos, duas (1,1 %) atuações foram não seletivas, isto é, os sistemas de proteção não promoveram apenas a abertura dos disjuntores estritamente necessários à eliminação dessas perturbações. Além das referidas faltas de seletividade para defeitos na rede MAT, registou-se mais uma para um defeito de barramento nos 60 kV, com repercussão no nível de tensão de 400 kV.

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

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

GRAU DE SELETIVIDADE DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO

100

98

96

94

92

90

220 kV 150 kV RNT400 kV

Figura 53 - Grau de Seletividade dos Sistemas de Proteção O grau de seletividade dos sistemas de proteção da rede MAT em 2017 foi de 98,2 %, tendo o nível de tensão de 400 kV evidenciado o melhor desempenho (99 %).

(%)

2008 2009 2010 2011 2012

2013 2014 2015 2016 2017



Tempo médio de atuação dos Sistemas de Proteção

Em 2017 o tempo médio de atuação dos sistemas de proteção da rede MAT foi de 23,05 ms, conforme apresentado, por nível de tensão, no anexo 5.

Tal como em 2016, o valor obtido para este indicador foi o melhor de sempre, não obstante ter havido uma quantidade excecional de defeitos com origem em incêndios que, muitas vezes, começam com características resistivas.

De todos os defeitos ocorridos na rede MAT registaram-se 2 em que os sistemas de proteção atuaram num tempo superior e 150 ms, tal como se segue.

1. 420 ms, defeito na linha Aguieira - Pereiros/Mortágua (220 kV). Como o defeito se situou próximo da Central da Aguieira, que se encontrava com o disjuntor de linha aberto e a linha ainda não se encontra protegida por proteção diferencial de linha, o mesmo só podia ser eliminado pelo disparo em 2º escalão das proteções de distância de Pereiros reguladas com tempo operacional de 400 ms.

2. 500 ms, defeito na linha Pereiros - Tábua/Mortágua. Como o defeito se situou próximo de Mortágua e a função diferencial de linha não funcionou o mesmo foi eliminado pelo disparo em 2º escalão das proteções de distância de Pereiros e Tábua.

TEMPO MÉDIO DE ATUAÇÃO DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO

Figura 54 - Tempo médio de atuação dos sistemas de proteção

O tempo médio de atuação dos sistemas de proteção da RNT, em 2017, foi de 23,05 ms, sendo o melhor registo de sempre.Por nível de tensão, o melhor desempenho verificou-se nos 400 kV com o tempo de 17,98 ms.

300

250

200

150

100

50

0

t(ms)

400 kV 220 kV 150 kV RNT

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 20172008



Na figura seguinte apresenta-se o tempo de atuação dos sistemas de proteção em termos de frequência acumulada, por nível de tensão e global. Tal como o tempo médio, também este indicador foi o melhor de sempre (99,4 %).

Religação Automática

O índice de eficácia da religação automática foi de 74,7%. Houve 333 religações eficazes e 113 não eficazes, destas 89 deveram-se a defeitos permanecentes com origem em incêndios e 24 a defeitos permanecentes de origem diversa.

No anexo 5 indicam-se os valores individualizados por nível de tensão, onde se destaca o valor alcançado no nível de tensão de 150 kV (92,9%).

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

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

Figura 55 - Tempo de atuação dos sistemas de proteção (em frequência acumulada)

Em 2017, a probabilidade de os sistemas de proteção atuarem num tempo inferior ou igual a 150 ms foi de 99,4 % (o melhor registo de sempre). O melhor desempenho foi obtido nas redes de 400 kV e 150 kV, com um registo de 100 %.

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

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

Frequência acumulada (%)

ms

400 kV 220 kV 150 kV MAT (2017)



A eficácia da reposição de serviço após incidente, em 2017, apresentou valores adequados, no seguimento dos resultados dos últimos 5 anos. Verificaram-se ainda taxas máximas de eficácia para as reposições feitas pelas funções de automatismo RL e OPA (Religação Lenta e Operador Automático, respetivamente) e por telecomando (operador remoto do COR – Centro de Operação de Rede) - 100 % em ambos os índices.

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

Procedeu-se ainda à segregação dos sistemas em serviço em quatro diferentes tipos:

1. Sistemas em Centros Produtores. Correspondem às unidades remotas do SCADA da REN e respetivos equipamentos auxiliares instalados em centros produtores hidro e termoelétricos;

2. Sistemas Convencionais, caracterizam-se por serem constituídos por equipamentos discretos e centralizados, centrados na função que desempenham (RCA – Registos Cronológicos de Acontecimentos, RTU – Remote Terminal Unit e OPA – Operador Automático);

3. Sistemas de Comando e Controlo anteriores a 2005;

4. Sistemas de Comando e Controlo de 2005 e posteriores, contabilizando a totalidade dos sistemas instalados nos últimos anos em resultado da recente expansão da Rede e remodelações de sistemas (subestações com sistemas convencionais).

EFICÁCIA DE REPOSIÇÃO PELO OPERADOR AUTOMÁTICO E POR TELECOMANDO

Figura 56 - Eficácia de Reposição pelo Operador Automático ou por Telecomando

100

95

90

85

50

80

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 20172008

EFICÁCIA REPOSIÇÃO OPAEFICÁCIA REPOSIÇÃO POR TELECOMANDO (COR)



A taxa total de falhas registou um decréscimo relativamente a 2016 (2,1 falhas em 2017 vs. 2,6 falhas em 2016). Esta redução é traduzida pela diminuição da taxa de falhas maiores de 1,0 em 2016 para 0,6 em 2017. A taxa de falhas menores obteve o mesmo valor de 2016 (1,6).

A maior taxa de falhas ocorre para os sistemas de comando e controlo de tecnologia posterior a 2005, contudo a mesma diminuiu face ao ano anterior passando de 4,1, em 2016, para 2,9, em 2017. A principal causa desta diminuição de taxa de falhas prende-se com diminuição problemas ocorridos principalmente ao nível das unidades centrais dos SCC e das unidades eletrónicas de painel, após ação de manutenção preventiva a estes equipamentos.

As falhas em sistemas convencionais registaram um valor inferior ao do ano anterior, com exceção das falhas maiores que apresentam um ligeiro aumento. Os sistemas com tecnologia anterior a 2005 registam um valor inferior ao do ano anterior (taxa total de falhas, falhas maiores e falhas menores) assim como a dos sistemas com tecnologia posterior a 2005 (taxa total de falhas e falhas maiores).

TAXAS DE FALHAS DE SISTEMA DE COMANDO E CONTROLO POR INSTALAÇÃO

3

2,5

2

1,5

1

0,5

0

2013 2014 2015 2016 2017

Figura 57 - Taxa de falhas de Sistemas de Comando e Controlo por instalação (maiores e menores)

Taxa de falhas

FALHAS MAIORESFALHAS MENORES

2.1

0.6

1.8

0.8

1.4

1.2

1.6

1.0

1.6

0.6



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

Figura 58 - Evolução da distribuição da taxa de falhas por tipo de Sistema de Comando e Controlo em serviço

SISTEMAS INFORMÁTICOS DE 2005 E POSTERIORES SISTEMAS CONVENCIONAIS

SISTEMAS INFORMÁTICOS ANTERIORES A 2005

Em 2017, registou-se a continuidade do programa de ações preventivas sobre famílias de equipamentos com um número de avarias elevado, assim como a melhoria do acesso aos SCC a partir do Centro de Acesso Remoto (CAR). Este programa de melhoria do acesso remoto tem por objetivo a otimização da operação e da manutenção dos sistemas de Comando, Proteção e Qualidade de Onda de Tensão, tirando partido das redes de comunicação de base TCP/IP, presentes na quase totalidade das instalações da RNT.

Ao longo do ano de 2017, tal como em 2016, foi também dado especial ênfase ao desenvolvimento de aplicações para monitorização dos sistemas de comando e proteção em tempo real, permitindo uma deteção e caracterização de incidentes, análise do comportamento dos sistemas e identificação de avarias.

ANO 2016 ANO 2017


DE SERVIÇO 2017

03QUALIDADE DE SERVIÇO COMERCIAL

QUALIDADE DE SERVIÇO COMERCIALRECLAMAÇÕES



QUALIDADE DE SERVIÇO COMERCIALRELACIONAMENTO COMERCIAL. RECLAMAÇÕES Em 2017 ocorreram duas reclamações de natureza técnica por interrupção da tensão de alimentação (ver anexo 3) e dez pedidos de informação, que mereceram a melhor atenção por parte da REN. Após análise interna concluiu-se que ambas as reclamações não tinham fundamento, por não haver incumprimento do RQS, tendo-se dado conhecimento por escrito desse facto à entidade reclamante.

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

Entidades que celebraram o Contrato de Adesão ao Mercado de Serviços de Sistema de acordo com o estabelecido no Manual de Procedimentos da Gestão Global do Sistema;

Produtores em Regime Especial, no âmbito, quer do acordo de ligação à RNT, quer da gestão da entrega e receção de energia reativa à rRNT, em respeito pela publicação do novo Regulamento da Rede de Transporte, através da Portaria n.º 596/2010, de 30 de julho;

Produtores, ou seus representantes, que celebraram o Contrato de Uso das Redes;

Prestadores do Serviço de Interruptibilidade, no âmbito da contratualização do serviço de interruptibilidade, na sequência da publicação das Portaria n.º 592/2010, de 29 de julho, complementada pelas Portarias n.º 1308/2010 e n.º 1309/2010, ambas de 23 de dezembro;

Entidades adjudicatárias dos leilões de reserva de segurança estabelecidos na sequência da publicação da Portaria n.º 41/2017.

Durante o ano de 2017 verificaram-se 203 solicitações de cariz comercial (reclamações e pedidos de informação), por parte de entidades externas. A totalidade das solicitações obteve resposta por parte da REN. Da totalidade das solicitações, dois dos pedidos de informação foram respondidos em 2018. O quadro seguinte sumariza o número de ocorrências registadas e os respetivos tempos de resposta.

Nº Registos Soma dos tempos de resposta (dias úteis)

Tempo médio de resposta (dias uteis)

Reclamações 106 640 6

Pedidos de informação 97 323 3

TABELA XII - NÚMERO DE OCORRÊNCIAS REGISTADAS E TEMPOS DE RESPOSTA




AUDITORIAS O RQS prevê que a concessionária da RNT, de dois em dois anos, promova a realização de uma auditoria interna, por uma entidade independente, aos seus sistemas e procedimentos de recolha e registo de informação sobre a qualidade de serviço e às metodologias e critérios utilizados no cálculo dos indicadores de qualidade de serviço.

No decurso de 2017, a REN procedeu à implementação de um conjunto de ações de melhoria identificadas pela entidade auditora (selecionada após um processo de aquisição de serviços acompanhado e validado pela ERSE), durante a auditoria realizada em 2016 — e acompanhada pela ERSE —, de acordo com o plano de melhoria elaborado na sequência desta auditoria.



DE SERVIÇO 2017

04MELHORIA

DA QUALIDADEDE SERVIÇO

MELHORIA DA QUALIDADE DE SERVIÇORELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO ELETRICIDADE 2017


MELHORIA DA QUALIDADE DE SERVIÇONo que concerne ao estipulado no artigo 20.º do RQS, a REN não submeteu à DGEG qualquer plano de melhoria da qualidade de serviço de natureza técnica, dado o cumprimento generalizado dos padrões de qualidade geral e individual. No entanto, deve ser referido que os projetos de investimento, incluídos nos planos de desenvolvimento e investimento da RNT, contribuem para a melhoria da qualidade de serviço, tal foi confirmado através da metodologia multicritério/custo-benefício subsumida nesses planos.

Referem-se em seguida alguns dos investimentos e outras iniciativas concretizadas pela REN, em 2017, que terão uma influência positiva na fiabilidade da rede e na qualidade de serviço dos próximos anos.

Em 2017 foram colocados em serviço um conjunto de infraestruturas destinadas a reforçar a RNT, com vista ao aumento da capacidade de receção de energia e ao reforço da segurança e fiabilidade de funcionamento global do sistema e das condições de alimentação às redes de distribuição.

Para melhoria de alimentação aos consumos nos concelhos do Montijo e de Alcochete, destaca-se a criação do novo ponto injetor 400/60 kV de Alcochete, alimentado através da abertura da linha de 400 kV Palmela - Fanhões. No Alentejo, refere-se a instalação de transformação 150/60 kV na subestação de Ourique, servindo consumos localizados no eixo central do Baixo Alentejo.

Nas subestações de Alcochete e de Ourique foram instalados dois novos transformadores de 400/60 kV e 150/60 kV respetivamente. Na subestação de Tavira foi instalado um autotransformador de 400/150 kV.

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

No que respeita às linhas, merece especial relevo a nova ligação a 400 kV entre o aproveitamento hidroelétrico de Foz Tua e a subestação de Armamar e a colocação em serviço do 2º terno da linha Falagueira - Castelo Branco 3. Foram ainda realizados investimentos de modernização de ativos em fim de vida útil, nomeadamente a remodelação das linhas a 400 kV Batalha - Paraimo, Falagueira - Cedillo, Lavos - Rio Maior, Pego – Rio Maior e Recarei - Feira, e da linha a 150 kV Alto Rabagão - Frades.

A REN promoveu ainda várias iniciativas visando a melhoria da qualidade de serviço, no âmbito de programas de modernização de ativos em fim de vida útil, dos quais se destacam os seguintes:

Recondicionamento e beneficiação geral de transformadores de potência nas subestações de Riba d’Ave (1 unidade de 400/60 kV), de Fernão Ferro (1 unidade de 150/60 kV) e de Estoi (1 unidade de 150/60 kV);

Remodelação de serviços auxiliares e substituição de transformadores de serviços auxiliares;

Remodelação dos sistemas de proteção e automação do Posto de Corte de Ermidas Sado;

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

Em 2017 foram instalados 2 novos transformadores e um novo autotransformador na RNT



Relativamente ao fenómeno da poluição industrial e salina que, de forma sazonal, afeta particularmente as linhas da Grande Lisboa e da região sul do país, foram tomadas medidas preventivas de despoluição de isoladores em 279 apoios, assim como a instalação pontual de isoladores compósitos. Os gráficos seguintes ilustram a evolução do número de apoios equipados com isoladores compósitos e evolução do número de apoios com cadeias de isoladores lavadas, respetivamente.

Nº DE APOIOS EQUIPADOS COM ISOLADORES COMPÓSITOS

2800

2700

2600

2500

2400

2300

2200

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Figura 59 - Evolução do nº de apoios com isoladores compósitos

Nº

LAVAGEM DE CADEIAS DE ISOLADORES - Nº DE APOIOS

Figura 60 - Evolução do nº de cadeias de isoladores lavadas

800

700

600

500

400

300

200

100

0

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

N.º



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

Por fim, o operador da RNT lançou, no final de 2017, um modelo preditivo para apoio ao planeamento de médio-prazo (≥ 1 ano) da manutenção e modernização de linhas aéreas, após vários anos de desenvolvimento e teste. Esta ferramenta tem por base a probabilidade de falha associada a diferentes causas, i.e. cegonhas; nevoeiro/poluição; descargas atmosféricas; e incêndios.

MONTAGEM DE “VENTOÍNHAS”, PLATAFORMAS E MUDANÇA DE NINHOS

8000

7000

6000

5000

4000

3000

2000

1000

0

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 20172008

Figura 61 - Evolução do n.º de ventoínhas, plataformas e ninhos transferidos

Nº

PLATAFORMAS NINHOS TRANSFERIDOSVENTOÍNHAS


DE SERVIÇO 2017

ANEXOS

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



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

1. SIGLAS E ABREVIATURAS

AT Alta Tensão.

ATR Autotransformador.

AUT Autómato.

B. Condensadores Bateria de condensadores.

CEER Council of European Energy Regulators.

COR Centro de Operação da Rede.

DGEG Direção Geral de Energia e Geologia.

DI Tempo total das interrupções.

ENF Energia não fornecida.

ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos.

F. Maiores Falhas maiores.

F. Menores Falhas menores.

FFM Causa Fortuita ou de Força Maior.

L150kV Linhas de 150kV.



MAIFI Frequência média das interrupções de curta duração do sistema.

MAT Muito Alta Tensão.

OPA Operador automático de uma subestação.

PdE Ponto de entrega da RNT.

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

Plt Severidade da tremulação de longa duração.

Pst Severidade da tremulação de curta duração.

Qte Quantidade.

RCA Registador cronológico de acontecimentos.

RFN Rede Ferroviária Nacional.




REN REN – Rede Eléctrica Nacional, S.A.

RNT Rede Nacional de Transporte.

RQS Regulamento da Qualidade de Serviço.

RTU Remote Terminal Unit.

RTU Server Servidor de comunicações das RTU.

SAIDI Tempo médio das interrupções do sistema.

SAIFI Frequência média de interrupções do sistema.

SARI Tempo médio de reposição de serviço do sistema.

SAS Sistema de armazenamento seletivo de registo cronológico de acontecimentos.

SCADA Supervisory Control and Data Acquisition.

SCC Sistema de comando e controlo.

SIN Verificador de sincronismo.

TI Tempo de interrupção.

TIE Tempo de interrupção equivalente.

TR Transformador.

U Tensão.




2. DEFINIÇÕES

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

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

Atuação Incorreta de uma Função de Proteção (AINC) - define-se que uma função de proteção teve uma atuação incorreta quando atuou de uma forma intempestiva, não seletiva ou falhou a sua atuação.

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

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

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

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

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

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

Cava (abaixamento) da tensão de alimentação – diminuição brusca da tensão de alimentação para um valor situado entre 90% e 5% da tensão declarada, seguida do restabelecimento da tensão depois de um curto lapso de tempo. Por convenção, uma cava de tensão dura de 10 ms a 1 min, de acordo com a NP EN 50160. O valor de uma cava de tensão é definido como sendo a diferença entre a tensão eficaz durante a cava de tensão e a tensão declarada.

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

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

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

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




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

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

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

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

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

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

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

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

Dispositivo de Religação Automática – equipamento que incorpora unicamente a função de religação.

Duração média das interrupções do sistema (SAIDI - “System Average Interruption Duration Index”) – quociente da soma dos tempos das interrupções nos Pontos de Entrega, durante determinado período, pelo número total dos Pontos de Entrega, nesse mesmo período.

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

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

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

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

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

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

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




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

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

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

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

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

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

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

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

Frequência média de interrupções do sistema (SAIFI - “System Average Interruption Frequency Index”) – quociente do número total de interrupções nos Pontos de Entrega, durante determinado período, pelo número total dos Pontos de Entrega, nesse mesmo período.

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

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

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

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

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

Indisponibilidade planeada – indisponibilidade incluída num plano anual de indisponibilidades.

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

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




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

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

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

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

Interrupção permanecente – interrupção de tempo superior ou igual a 1 minuto.

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

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

Interrupção transitória – interrupção de tempo inferior a 1 segundo.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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




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

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

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

Ponto de entrega – ponto (da rede) onde se faz a entrega de energia elétrica à instalação do cliente ou a outra rede.

Nota: Na Rede Nacional de Transporte o Ponto de Entrega é, normalmente, o barramento de uma subestação a partir do qual se alimenta a instalação do cliente. Podem também constituir Pontos de Entrega: Os terminais dos secundários de transformadores de potência de ligação a uma instalação do cliente;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Regime Especial de Exploração – situação em que é colocado um elemento de rede (ou uma instalação) durante a realização de trabalhos em tensão, ou na vizinhança de tensão, de modo a diminuir o risco elétrico ou a minimizar os seus efeitos.

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

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

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

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




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

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

Severidade da tremulação – intensidade do desconforto provocado pela tremulação definida pelo método de medição UIE-CEI da tremulação e avaliada segundo os seguintes valores: severidade de curta duração (Pst) medida num período de 10 minutos; severidade de longa duração (Plt) calculada sobre uma sequência de 12 valores de Pst relativos a um intervalo de 2 horas, segundo a expressão:

Plt = Pst3

12 3

12

i=1

∑

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

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

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

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

Taxa de cumprimento do plano de monitorização (Tcpm) – valor em percentagem das semanas de monitorização previstas no plano que foram realizadas.

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

Tempo de interrupção equivalente (TIE) – quociente entre a energia não fornecida (ENF) num dado período e a potência média do diagrama de cargas nesse período, calculada a partir da energia total fornecida e não fornecida no mesmo período.

Tempo médio de reposição de serviço do sistema (SARI - “System Average Restoration Index”) – quociente da soma dos tempos de interrupção em todos os Pontos de Entrega, durante determinado período, pelo número total de interrupções de alimentação nos Pontos de Entrega nesse mesmo período.

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

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

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




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

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

THD = Uh2 40

h=2

∑

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

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

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

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

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

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




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

3.1. Continuidade de serviço

Interrupções de Serviço

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

Para se avaliar a Qualidade de Serviço associada à continuidade do fornecimento de energia elétrica são determinados, pela entidade concessionária da RNT, os seguintes indicadores gerais ou de sistema:

Energia Não Fornecida – ENF TI>3

Tempo de Interrupção Equivalente – TIE TI>3

Frequência média de interrupção de longa duração do sistema – SAIFI TI>3

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

Duração média das interrupções do sistema – SAIDI TI>3

Tempo médio de reposição de serviço do sistema – SARI TI>3

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

Além daqueles indicadores de sistema são ainda apurados os seguintes indicadores individuais por Ponto de Entrega:

Frequência de interrupções – FI TI>3

Duração total das interrupções – DI TI>3

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

Energia Não Fornecida (ENF)

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

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

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




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

A tensão de alimentação no PdE; ou

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

Tempo de Interrupção Equivalente (TIE) da RNT

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

TIE =

Pme =

em minutos

[MWh/minuto]sendo o

ENF

EF + ENF

Pme

T

e

ENF – energia não fornecida, em MWh;

EF – energia fornecida, em MWh;

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

T – período de tempo considerado, em minutos.

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

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

Expressão de cálculo do SAIFI TI>3:

SAIFI TI>3 = Número de interrupções de tempo superior a 3 min. /Número de Pontos de Entrega.

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

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

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

MAIFI 1s<=TI=<3min = Número de interrupções de tempo superior ou igual a 1 segundo e inferior ou igual a 3 min./Número de Pontos de Entrega.




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

O SAIDI TI>3 para um determinado período de tempo (um ano, geralmente) é o tempo médio das interrupções acidentais de tempo superior a 3 minutos nos Pontos de Entrega.

Expressão de cálculo do SAIDI TI>3:

SAIDI TI>3 = �∑ Tempo total das interrupções de tempo superior a 3 min./Número de Pontos de Entrega

Tempo médio de reposição de serviço do sistema (SARI – System Average Restauration Índex)

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

Expressão de cálculo do SARI TI>3:

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

Frequência de interrupções num Ponto de Entrega (FI)

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

Duração total das interrupções num Ponto de Entrega (DI)

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

Expressão de cálculo do DI:

DI = �∑ Tempo das interrupções de serviço num Ponto de Entrega.

3.2 Qualidade da Onda de Tensão

Valor eficaz da tensão de alimentação

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

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

60 kV em AT.

A tensão declarada (Uc) pode ser fixada, no âmbito global da RNT ou por Ponto de Entrega, no intervalo

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

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




Forma de cálculo dos desvios da tensão:

∆Ulim (%) = | ((Uf – Uc)/Uc)x100 |

∆Umin (%) = ((Umin – Uc)/Uc)x100

∆Umax (%) = ((Umax – Uc)/Uc)x100

Uf – Tensão de alimentação (no Ponto de Entrega).

Uc – Tensão declarada (no Ponto de Entrega).

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

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

Desequilíbrio da tensão

Em condições normais de exploração, nas redes de AT e MAT, para cada período de uma semana, 95% dos valores eficazes médios de 10 minutos da componente inversa das tensões não devem ultrapassar 2% da correspondente componente direta.

Tremulação (“flicker”)

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

NÍVEIS DE COMPATIBILIDADE

AT MAT

Pst 1,0

Plt 1,0 1,0

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




NÍVEIS DE COMPATIBILIDADE

HARMÓNICAS ÍMPARES NÃO MÚLTIPLAS DE 3

HARMÓNICAS ÍMPARES MÚLTIPLAS DE 3

HARMÓNICAS PARES

Ordem hTensão harmónica (%)



AT MAT AT MAT AT MAT

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

>250,2+

0,5*25/h


Para garantir o cumprimento do disposto na NP EN 50160 são considerados para as redes AT e MAT os níveis de compatibilidade apresentados no quadro seguinte.

A distorção harmónica total, calculada de acordo com a NP EN 50160, não deverá exceder 8% para as redes de AT e 4% para as redes de MAT.

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

TABELA XIII - NÍVEIS DE COMPATIBILIDADE




4. REGRAS E FÓRMULAS DE CÁLCULO DOS INDICADORES DE DISPONIBILIDADE

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

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

A Taxa Combinada de Disponibilidade resulta da ponderação das taxas de disponibilidade média dos circuitos de linha e dos transformadores de potência:

Tcd = ∂ x Tdcl + (1 – ∂) x Tdtp [%]

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

Nicl – Nº de horas de indisponibilidade de circuitos de linha

Ncl – Nº de circuitos de linha em serviço

NiTr – Nº de horas de indisponibilidade de transformadores/autotransformadores

NTr – Nº de transformadores/autotransformadores em serviço

t – Período de cálculo

Taxa de disponibilidade média de circuitos de linha

Tdcl = 1 - x 100 [%]Nicl

Ncl x t

Taxa de disponibilidade média de transformadores de potência

TdTr = 1 - x 100 [%]NiTr

NTr x t




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

5.1. Sistemas de Proteção

Indicadores de funções de proteção

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

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

D = x 100 (%)CCCC + FA

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

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

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

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

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

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

Indicador de sistema de proteção

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

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

E = x 100 (%)CCCC + CI




Outros indicadores

Indicador de Eficácia da religação automática (ER): O indicador de eficácia da religação automática obtém-se contabilizando o número de religações eficazes (EE) e dividindo o resultado pela soma deste número com o número de religações não eficazes (NE).

ER = x 100 (%)EEEE + NE

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

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




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

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

T = (horas)tind ∑

Tempo médio das indisponibilidades forçadas

d = (horas)TN N

∑=

tind

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

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

f = 100 x NL

L – Comprimento do circuito

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

f1 = NC

C – Número de circuitos

Indisponibilidade absoluta

Uabs = x 100% T

8760

Indisponibilidade relativa

Ur = = x x 100 x 100 T

8760f x d

24 x 365100

L

Indisponibilidade relativa por circuito

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

8760f1 x d

24 x 3651C




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

Taxa de falhas com indisponibilidade imediata em linhas

Tf _linhas = x 1000 N falhas

L circuito

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

Lcircuito – Comprimento de circuito, em quilómetros

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

Taxa de falhas com indisponibilidade imediata em subestações

Tf _subestações = x 1000 N falhas

N painéis

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

Npainéis – Nº total de painéis

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

ANEXO 2CONTINUIDADE DE SERVIÇO




Identificação Ponto de Entrega Tensão

declarada UC (kV)

Tensão (kV) Ponto de Medição

1 ARTLANT* Artlant 160.0 150 Sines (150 kV)

2 CSNG Cogeração da Refinaria de Sines 160.0 150 Sines (150 kV)

3 DOU Douro (RFN) 232.0 220 Posto Corte Urrô (220 kV)

4 ESD Ermidas do Sado (RFN) 159.0 150Posto Corte Ermidas do Sado

(150 kV)

5 FGT Fogueteiro (RFN) 156.0 150 Fernão Ferro (150 kV)

6 FTL Fatela (RFN) 234.0 220 Ferro (220 kV)

7 GVA Gouveia (RFN) 234.0 220 Vila Chã (220 kV)

8 LZN Luzianes (RFN) 159.0 150 Posto de Corte Sabóia (150 kV)

9 MNO Monte-Novo Palma (RFN) 158.0 150Posto de Corte Monte da Pedra

(150 kV)

10 MRT Mortágua (RFN) 233.0 220 Pereiros (220 kV)

11 NVC Neves Corvo (SOMINCOR) 156.0 150 Ourique (150 kV)

12 PGS Pegões 157.0 150 Palmela (150 kV)

13 QAJ Quinta do Anjo 156.0 150 Quinta do Anjo (150 kV)

14 QGD Quinta Grande (RFN) 156.0 150 Porto Alto (150 kV)

15 RDA Rodão (RFN) 157.0 150 Falagueira (150 kV)

16 SACT Subestação de Alcochete 63.0 60 Alcochete (60 kV)

17 SAM Subestação de Alto de Mira 62.9 60 Alto de Mira (60 kV)

18 SASJ Subestação de Alto S. João 62.4 60 Alto São João (220 kV)

19 SAV Subestação de Alqueva 63.0 60 Alqueva (60 kV)

20 SBA Subestação de Bodiosa 63.0 60 Bodiosa (60 kV)

21 SBL Subestação de Batalha 62.4 60 Batalha (60 kV)

22 SCC Subestação de Castelo Branco 63.0 60 Castelo Branco (60 kV)

23 SCF Subestação de Chafariz 63.0 60 Chafariz (60 kV)

24 SCG Subestação de Carregado 63.2 60 Carregado (60 kV)

25 SCH Subestação de Carriche 62.4 60 Carriche (60 kV)

26 SCL Subestação de Carrapatelo 64.0 60 Carrapatelo (60 kV)

27 SCN Subestação de Canelas 64.0 60 Canelas (60 kV)

28 SCT Subestação de Custóias 64.2 60 Custóias (60 kV)

29 SCVR Subestação de Carvoeira 63.5 60 Carvoeira (60 kV)

30 SED Subestação de Ermesinde 64.2 60 Ermesinde (60 kV)

31 SEJ Subestação de Estarreja 63.0 60 Estarreja (60 kV)

32 SER Subestação de Évora 63.0 60 Évora (60 kV)

33 SET Subestação de Estói 63.5 60 Estói (60 kV)

34 SETM Subestação de Estremoz 64.2 60 Estremoz (60 kV)

35 SFA Subestação de Ferreira do Alentejo 64.2 60 Ferreira do Alentejo (60 kV)

36 SFAF Subestação de Fafe 64.0 60 Fafe (60 kV)

37 SFE Subestação de Ferro 63.0 60 Ferro (60 kV)

TABELA XIV - CONTINUIDADE DE SERVIÇO




Identificação Ponto de Entrega Tensão

declarada UC (kV)

Tensão (kV) Ponto de Medição

38 SFF Subestação de Fernão Ferro 62.7 60 Fernão Ferro (60 kV)

39 SFN Subestação de Fanhões 62.7 60 Fanhões (60 kV)

40 SFR Subestação de Falagueira 63.0 60 Falagueira (60 kV)

41 SFRA Subestação de Feira 63.0 60 Feira (60 kV)

42 SFRD Subestação de Frades 63.0 60 Frades (60 kV)

43 SLV Subestação de Lavos 63.0 60 Lavos (60 kV)

44 SMC Subestação de Mourisca 64.0 60 Mourisca (60 kV)

45 SMCC Subestação de Macedo de Cavaleiros 64.0 60 Macedo de Cavaleiros (60 kV)

46 SMG Subestação de Mogadouro 63.0 60 Mogadouro (60 kV)

47 SOQ Subestação de Ourique 63.0 60 Ourique (60 kV)

48 SOR Subestação de Oleiros 64.2 60 Oleiros (60 kV)

49 SPA Subestação de Porto Alto 63.0 60 Porto Alto (60 kV)

50 SPB Subestação de Pombal 63.0 60 Pombal (220 kV)

51 SPD Subestação de Prelada 64.0 60 Prelada (220 kV)

52 SPDV Subestação de Pedralva 132.0 130 Pedralva (150 kV)

53 SPI Subestação de Paraimo 63.0 60 Paraimo (60 kV)

54 SPN Subestação de Pocinho 64.2 60 Pocinho (60 kV)

55 SPNL Subestação de Penela 63.5 60 Penela (60 kV)

56 SPO Subestação de Portimão 63.0 60 Portimão (60 kV)

57 SPR Subestação de Pereiros 63.5 60 Pereiros (60 kV)

58 SRA Subestação de Riba d'Ave 64.2 60 Riba D’Ave (60 kV)

59 SRM Subestação de Rio Maior 63.5 60 Rio Maior (60 kV)

60 SRR Subestação de Recarei 64.2 60 Recarei (60 kV)

61 SSB Subestação de Setúbal 63.0 60 Setúbal (60 kV)

62 SSE Sobral da Serra (RFN) 234.0 220 Chafariz (220 kV)

63 SSM Siderurgia da Maia 231.0 220 Maia (220 kV)

64 SSN Subestação de Sines 61.7 60 Sines (60 kV)

65 SSR Subestação de Santarém 63.0 60 Santarém (220 kV)

66 SSS Subestação de Sete Rios 62.4 60 Sete Rios (220 kV)

67 SSV Subestação de Sacavém 63.8 60 Sacavém (60 kV)

68 STBA Subestação de Tábua 63.0 60 Tábua (60 kV)

69 STFR Subestação de Trafaria 62.7 60 Trafaria (60 kV)

70 STJ Subestação de Trajouce 64.2 60 Trajouce (60 kV)

71 STN Subestação de Tunes 63.0 60 Tunes (60 kV)

72 STR Subestação de Torrão 64.2 60 Torrão (60 kV)

73 STVR Subestação de Tavira 63.0 60 Tavira (60 kV)

74 SVC Subestação de Vila Chã 63.0 60 Vila Chã (60 kV)

75 SVG Subestação de Valdigem 64.0 60 Valdigem (60 kV)

76 SVI Subestação de Vila Fria 63.5 60 Vila Fria (60 kV)

77 SVM Subestação de Vermoim 64.0 60 Vermoim (60 kV)

78 SVPA Subestação de Vila Pouca de Aguiar 63.0 60 Vila Pouca de Aguiar (60 kV)

79 SVPC Subestação de Valpaços 63.0 60 Valpaços (60 kV)

80 SXL Siderurgia do Seixal-Longos 232.0 220 Carregado (220 kV)

81 SXR Subestação de Lusosider 154.0 150 Palmela (150 kV)

82 SZBJ Subestação de Zambujal 62.7 60 Zambujal (220 kV)

83 SZR Subestação de Zêzere 64.0 60 Zêzere (60 kV)

– PONTO DE ENTREGA COM ENTRADA EM SERVIÇO EM 2017.* PDE PASSOU A SER EXPLICITAMENTE CONTABILIZADO.




Interrupções nos Pontos de Entrega ocorridas em 2017

Ponto de Entrega

Dia (dd/mm/aa)

Hora (hh/mm) Equipamento

Causa Interrupção Total/ Parcial

Tempo de Interrup. 1 (min)

ENF 1 (MWh)Classif. Descrição

SVI 01-02-2017 18:47 LVI.S.R.Neiva PrópriasErro de

projecto ou comissionamento

Parcial 0,3 0,4

SEJ 02-02-2017 05:55 LEJ.Albergaria PrópriasSistemas de protecções

Parcial 3,1 1,4

SVI 06-02-2017 19:35 LVI.S.R.Neiva PrópriasErro de


Parcial 0,3 0,4

SVI 27-02-2017 09:14 B 2 60 SVI PrópriasErro de


Parcial 3,6 3,7

SEJ 02-03-2017 11:13 LEJ.Albergaria Próprias

Erro em conservação, montagens e

ensaios

Parcial 1,5 1,0

SRA 23-06-2017 10:32 LRA.Areias Próprias

Erro em conservação, montagens e

ensaios

Parcial 3,5 4,0

GVA 28-07-2017 19:03 LCF.VC1/GVAForça Maior

Incêndios Total 0,3 0,0



SFRA 15-10-2017 17:23 LFRA.LVForça Maior


SFRA 15-10-2017 17:32 LFRA.LVForça Maior


MRT 15-10-2017 18:12 LAG.PR2/MRTForça Maior


MRT 15-10-2017 19:20 LAG.PR2/MRTForça Maior


SSE 16-10-2017 00:26 LCF.FE2/SSEForça Maior




TABELA XV - INTERRUPÇÕES NOS PONTOS DE ENTREGA OCORRIDAS EM 2017

– INTERRUPÇÃO ABRANGIDA PELO PEDIDO DE CLASSIFICAÇÃO À ERSE COMO EVENTO EXCECIONAL




Nº DE INTER-

RUPÇÕES

DURAÇÃO

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

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

2008 3 0 10 0 3 0 16 0

2009 8 1 4 1 1 5 13 7

2010 5 0 2 0 1 0 8 0

2011 6 0 2 1 0 0 8 1

2012 3 2 0 0 0 0 3 2

2013 5 0 3 0 0 0 8 0

2014 3 0 2 0 0 0 5 0

2015 5 2 0 0 0 2 5 4

2016 2 1 2 0 0 1 4 2

2017 3 4 3 0 0 4 6 8

F.F.M. – FORTUITAS OU DE FORÇA MAIOR

TABELA XVI - DURAÇÃO DAS INTERRUPÇÕES

ANEXO 3QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO



MEDIÇÕES EFETUADASDurante o ano de 2017 foram realizadas medições de teor harmónico, tremulação (flicker), desequilíbrio do sistema trifásico de tensões, valor eficaz da tensão, frequência, cavas de tensão e sobretensões nas instalações da RNT. Na tabela seguinte apresentada-se o número de semanas em conformidade para a 5ª Harmónica, Tremulação, Desequilíbrio e Valor eficaz da tensão.





SÍNTESE DA QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO 2017

INSTALAÇÂO/PdEData da medição

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

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

Abrev. Designação 220 130 60 220 130 60 220 130 60 220 130 60

FIX

OS

DOU Douro (RFN) 02-jan-17 31-dez-17 52 52 48 52

SCL Carrapatelo 02-jan-17 31-dez-17 52 52 45 52

SCN Canelas 02-jan-17 31-dez-17 10 10 9 10

SCT Custóias 02-jan-17 31-dez-17 52 52 50 52

SED Ermesinde 02-jan-17 31-dez-17 52 52 48 52

SEJ Estarreja 02-jan-17 31-dez-17 52 52 48 52

SFAF Fafe 02-jan-17 31-dez-17 33 33 31 33

SFRA Feira 02-jan-17 31-dez-17 52 52 45 52

SFRD Frades 02-jan-17 31-dez-17 52 52 47 52

SMCC Macedo de Cavaleiros 02-jan-17 31-dez-17 51 51 44 51

SMG Mogadouro 02-jan-17 31-dez-17 50 50 47 50

SOR Oleiros 02-jan-17 31-dez-17 52 52 48 52

SPD Prelada 02-jan-17 31-dez-17 52 52 48 52

SPDV Pedralva 02-jan-17 31-dez-17 52 52 47 52

LEGENDA/EXEMPLO3 MEDIÇÕES DENTRO DOS LIMITES REGULAMENTARES (DURANTE 3 SEMANAS)1 MEDIÇÕES FORA DOS LIMITES REGULAMENTARES (DURANTE 1 SEMANA)

INSTALAÇÃO/TENSÃO, DEFINIDA COMO PONTO DE ENTREGA (PdE)

TABELA XVII (zona norte) - SÍNTESE DA QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO 2017









FIX

OS

SPN Pocinho 02-jan-17 31-dez-17 50 50 46 50

SRA Riba d'Ave 02-jan-17 31-dez-17 46 46 41 46

SRR Recarei 02-jan-17 31-dez-17 52 52 47 52

SSM Maia 02-jan-17 31-dez-17 41 41 1

37 41

STR Torrão 02-jan-17 31-dez-17 39 39 29 39

SVG Valdigem 02-jan-17 31-dez-17 51 51 44 51

SVI Vila Fria 02-jan-17 31-dez-17 39 39 37 39

SVM Vermoim 02-jan-17 31-dez-17 50 50 48 50

SVPA Vila Pouca de Aguiar 02-jan-17 31-dez-17 52 52 45 52

SVPC Valpaços 02-jan-17 31-dez-17 52 52 44 52



TABELA XVII (zona norte) (cont.) - SÍNTESE DA QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO 2017









FIX

OS

FTL Fatela (RFN) 02-jan-17 31-dez-17 48 48 42 48

GVA Gouveia (RFN) 02-jan-17 31-dez-17 50 50 44 50

MRT Mortágua (RFN) 02-jan-17 31-dez-17 50 50 44 50

RDA Rodão (RFN) 02-jan-17 31-dez-17 47 47 40 47

SAM Alto de Mira 02-jan-17 31-dez-17 51 51 48 49

2

SASJ Alto S. João 02-jan-17 31-dez-17 40 40 35 40

SBA Bodiosa 02-jan-17 31-dez-17 52 52 48 52

SBL Batalha 02-jan-17 31-dez-17 52 52 47 52

SCC Castelo Branco 02-jan-17 31-dez-17 52 52 46 52

SCF Chafariz 02-jan-17 31-dez-17 52 52 44 52

SCG Carregado 02-jan-17 31-dez-17 42 42 33

7 42

SCH Carriche 02-jan-17 31-dez-17 51 51 47 51

SCVR Carvoeira 02-jan-17 31-dez-17 52 52 47 52

SFE Ferro 02-jan-17 31-dez-17 51 51 44 51

SFN Fanhões 02-jan-17 31-dez-17 49 49 46 49

SFR Falagueira 02-jan-17 31-dez-17 52 52 46 52

SLV Lavos 02-jan-17 31-dez-17 52 52 46 52

SMC Mourisca 02-jan-17 31-dez-17 37 37 31 37

SPB Pombal 02-jan-17 31-dez-17 50 50 43 50



TABELA XVIII (zona centro) - SÍNTESE DA QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO 2017

150150150150









FIX

OS

SPI Paraimo 02-jan-17 31-dez-17 52 52 46 52

SPNL Penela 02-jan-17 31-dez-17 52 52 44 52

SPR Pereiros 02-jan-17 31-dez-17 52 52 44 52

SRM Rio Maior 02-jan-17 31-dez-17 51 51 43 51

SSE Sobral da Serra (RFN) 02-jan-17 31-dez-17 52 52 44 52

SSR Santarém 02-jan-17 31-dez-17 45 45 40 45

SSS Sete Rios 02-jan-17 31-dez-17 47 47 42 47

SSV Sacavém 02-jan-17 31-dez-17 49 49 43 49

STBA Tábua 02-jan-17 31-dez-17 52 52 45 52

STJ Trajouce 02-jan-17 31-dez-17 52 52 48 52

SVC Vila Chã 02-jan-17 31-dez-17 51 51 45 51

SXL Siderurgia do Seixal-Longos 02-jan-17 31-dez-17 45 1

46 33

6 46

SZBJ Zambujal 02-jan-17 31-dez-17 50 50 45 50

SZR Zêzere 02-jan-17 31-dez-17 52 52 44 52



150150150150

TABELA XVIII (zona centro) (cont.) - SÍNTESE DA QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO 2017









FIX

OS

ART Artlant 02-out-17 31-dez-17 13 13 13 13

CSNGCogeração da Refinaria

de Sines02-jan-17 31-dez-17 52 52 45 52

ESD Ermidas Sado (RFN) 02-jan-17 31-dez-17 43 43 42 43

FGT Fogueteiro (RFN) 02-jan-17 31-dez-17 52 52 52 52

LZN Luzianes (RFN) 02-jan-17 31-dez-17 25 25 23 25

MNO Montemor Novo (RFN) 02-jan-17 31-dez-17 51 51 51 51

NVC Neves Corvo (Somincor) 02-jan-17 31-dez-17 52 52 50 52

PGS Pegões 150Kv 02-jan-17 31-dez-17 51 51 50 51

QAJ Quinta do Anjo 02-jan-17 31-dez-17 50 50 50 50

QGD Quinta Grande (RFN) 02-jan-17 31-dez-17 38 38 38 38

SACT Alcochete 25-set-17 31-dez-17 14 14 11 14

SAV Alqueva 02-jan-17 31-dez-17 52 52 49

1 52

SER Évora 02-jan-17 31-dez-17 39 39 34 39

SET Estói 02-jan-17 31-dez-17 51 51 48 51

SETM Estremoz 02-jan-17 31-dez-17 52 52 41 52

SFA Ferreira do Alentejo 02-jan-17 31-dez-17 51 51 49 51

SFF Fernão Ferro 02-jan-17 31-dez-17 47 47 47 47

SOQ Ourique 25-dez-17 31-dez-17 1 1 1 1

SPA Porto Alto 02-jan-17 31-dez-17 38 38 36 38



150150150150

TABELA XIX (zona sul) - SÍNTESE DA QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO 2017









FIX

OS

SPO Portimão 02-jan-17 31-dez-17 52 52 48 52

SSB Setúbal 02-jan-17 31-dez-17 46 46 45 46

SSN Sines 02-jan-17 31-dez-17 52 52 48 52

STFR Trafaria 02-jan-17 31-dez-17 52 52 50 52

STN Tunes 02-jan-17 31-dez-17 48 48 39 48

STVR Tavira 02-jan-17 31-dez-17 48 48 46 48

SXR Lusosider 02-jan-17 31-dez-17 51 51 50 51



150150150150

* Foram excedidos os limites regulamentares das seguintes harmónicas:

5ª na instalação: Alto Mira – 2 semanas nos 60 kV;

7ª na instalação: Pedralva - 45 semanas nos 130 kV, Fatela – 47 semanas nos 220 kV, Mortágua – 1 semana nos 220 kV;

12ª na instalação: Vermoim – 1 semana nos 60 kV;

Ordem superior à 21ª: Douro – 46 semanas nos 220 kV, Ermidas Sado – 22 semanas nos 150 kV, Luzianes – 22 semanas nos 150 kV, Monte Novo – Palma – 51 semanas nos 150 kV e Quinta do Anjo – 5 semanas nos 150 kV.

TABELA XIX (zona sul) (cont.) - SÍNTESE DA QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO 2017




Qte Natureza Entidade Reclamante Resposta/Seguimento Obs.

1Interrupção da tensão

de alimentaçãoChampiagro, Lda

Reclamação sem fundamento, por não haver incumprimento do RQS

Reclamação por carta

2Interrupção da tensão

de alimentaçãoFunghorgânico

Reclamação sem fundamento, por não haver incumprimento do RQS

Reclamação por carta

TABELA XX - RECLAMAÇÕES

ANEXO 4DISPONIBILIDADE



ANEXO 4DISPONIBILIDADEA partir de 2009 e de acordo com o estabelecido no mecanismo de incentivo ao aumento da disponibilidade dos elementos da RNT, apenas são contabilizadas as indisponibilidades de duração superior a 1 hora.

NÚMERO E DURAÇÃO DAS INDISPONIBILIDADES NOS ELEMENTOS DE REDE

Elemento de RedeN.º de Indisp. Tempo

N.º (%) Horas (%)

Circuitos 510 21% 46 432 37%

ATR/TR 471 19% 23 807 19%

B. Condensadores 80 3% 22 963 18%

Barramentos 1 400 57% 32 932 26%

Total 2 461 100% 126 134 100%

NÚMERO E DURAÇÃO DAS INDISPONIBILIDADES NOS CIRCUITOS DE LINHA

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

Qte Horas Qte Horas Qte Horas Qte Horas

400 49 4 118 16 1 492 43 14 283 108 19 893

220 108 6 362 9 565 158 7 618 275 14 545

150 73 2 994 5 24 49 8 976 127 11 994

Total 230 13 473 30 2 081 250 30 878 510 46 432

NÚMERO E DURAÇÃO DAS INDISPONIBILIDADES NAS LINHAS E PAINÉIS

U (kV)N.º de Indisp. Origem N.º de

indisp. Por 100 km

Tempo Total das Indisp. [h] Tempo por 100 kmLinha Painel Total Linha Painel Total

400 36 72 108 4,0 10 983 8 909 19 893 733,0

220 75 200 275 7,6 1 473 13 072 14 545 402,8

150 26 101 127 4,9 1 352 10 642 11 994 464,5

Total 137 373 510 5,7 13 809 32 623 46 432 521,3

TABELA XXI - NÚMERO E DURAÇÃO DAS INDISPONIBILIDADES NOS ELEMENTOS DE REDE

TABELA XXII - NÚMERO E DURAÇÃO DAS INDISPONIBILIDADES NOS CIRCUITOS DE LINHA

TABELA XXIII - NÚMERO E DURAÇÃO DAS INDISPONIBILIDADES NAS LINHAS E PAINÉIS

ANEXO 4DISPONIBILIDADE



FREQUÊNCIA MÉDIA DAS INDISPONIBILIDADES EM CIRCUITOS DE LINHA

U (kV)Frequência Média da Indisp. por 100 km

de Circuito (semanas)Frequência Média da Indisp.

por Circuito (semanas)

2013 2014 2015 2016 2017 2013 2014 2015 2016 2017

400 12 15 12 10 13 27 44 29 25 33

220 10 14 7 8 7 31 45 22 25 22

150 17 8 9 8 11 51 21 30 27 34

NÚMERO E DURAÇÃO DAS INDISPONIBILIDADES NOS TRANSFORMADORES E AUTOTRANSFORMADORES

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

Qte Horas Qte Horas Qte Horas Qte Horas

400 57 4 998 14 715 57 4 996 128 10 709

220 143 2 324 26 1 294 89 3 269 258 6 887

150 39 3 265 8 123 38 2 823 85 6 210

Total 239 10 587 48 2 131 184 11 088 471 23 807

NÚMERO E DURAÇÃO DAS INDISPONIBILIDADES NOS TRANSFORMADORES E AUTOTRANSFORMADORES

Tipo U [kV]*N.º de Indisp. [origem] N.º de Indisp.

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

por unidade [h]Máq. Painel Total Máq. Painel Total

TR

400 5 53 58 2,4 2 141 2 261 4 402 183,4

220 36 216 252 2,8 1 568 5 175 6 743 74,1

150 16 69 85 1,6 2 986 3 224 6 210 119,4

Total 57 338 395 2,4 6 695 10 660 17 355 103,9

ATR

400 17 52 69 2,2 1 951 3 882 5 834 182,3

220 1 5 6 1,5 34 110 145 36,1

Total 18 57 75 2,1 1 985 3 993 5 978 166,1

Total Global 75 395 470 2,3 8 680 14 653 23 333 114,9

TABELA XXIV - FREQUÊNCIA MÉDIA DAS INDISPONIBILIDADES EM CIRCUITOS DE LINHA

TABELA XXV - NÚMERO E DURAÇÃO DAS INDISPONIBILIDADES NOS TRANSFORMADORES E AUTOTRANSFORMADORES

TABELA XXVI - NÚMERO E DURAÇÃO DAS INDISPONIBILIDADES NOS TRANSFORMADORES E AUTOTRANSFORMADORES

* Considerado o nível de tensão mais elevado

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




Incidentes com origem na rede MAT 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Total 152 185 210 237 154 208 167 102 161 241

Origem dos incidentes (%):

Linhas a 400 kV 21,7 23,8 24,8 26,6 27,9 41,3 29,3 31,4 32,3 28,6

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

Linhas a 150 kV 40,8 30,8 33,3 33,3 35,7 22,1 29,3 32,4 32,3 32,0

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

Causas dos incidentes (%):

Fatores atmosféricos 37,5 34,6 37,6 45,1 18,8 33,2 50,9 33,3 26,1 31,5

Aves 26,3 22,2 17,6 29,5 35,7 26,4 22,2 24,5 31,7 18,3

Incêndios 1,3 9,2 7,6 5,9 17,5 11,1 0,6 7,8 13,7 34,4

Desconhecidas 17,1 20,0 20,0 6,8 9,8 7,7 9,6 11,8 5,6 6,2

Outras 17,8 14,0 17,2 12,7 18,2 21,6 16,7 22,6 23,0 9,6

Defeitos em linhas agrupados, por incidente, associados

aos Incidentes com origem na rede MAT

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Total em linhas 148 177 207 234 148 204 168 87 149 265

Nº de defeitos por 100 km:

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

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

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

Índice global rede de MAT 2,0 2,4 2,6 2,8 1,8 2,4 2,0 1,0 1,7 3,0

TABELA XXVII – CAUSAS DOS INCIDENTES COM ORIGEM NA REDE MAT – 2017




Incidentes com origem na rede MAT

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

Linhas a 400 kV 69 28,6

Linhas a 220 kV 88 36,5

Linhas a 150 kV 77 32,0

Transformadores 3 1,2

Auto-transformadores 3 1,2

Barras/inter-barras 1 0,4

Total 241 100,0

Incidentes com origem externa à rede MAT

Rede Origem Incidentes (n) Incidentes (%)

Rede de distribuição 2 6,7

Centrais hidráulicas 7 23,3

Centrais térmicas 1 3,3

Tejo Energia 5 16,6

Parques eólicos 4 13,4

RFN 5 16,6

REE (Red Eléctrica de España) 4 13,4

Parque AT da RNT 2 6,7

Total 30 100,0

Incidentes com repercussão na rede MAT

Incidentes (n) Incidentes (%)

Origem na MAT 241 88,9

Origem no parque AT da RNT 2 0,7

Origem externa à RNT 28 10,4

Total 271 100,0

TABELA XXVIII – ORIGEM DOS INCIDENTES COM REPERCUSSÃO NA REDE MAT – 2017




REPERCUSSÃO

Total de Incidentes

Linhas MATAT+TR+B+BC+RS

400 kV 220 kV 150 kV

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

(n)Inciden.

(%)Inciden.

(n)Inciden.

(%)Inciden.

(n)Inciden.

(%)Inciden.

(n)Inciden.

(%)

Ação Atmosférica

Descargas atmosféricas

61 25,3 12 17,4 19 22,6 30 37,0 0 0,0

Nevoeiro 15 6,2 2 2,9 1 1,2 12 14,8 0 0,0

Ação Ambiental

Cegonhas 44 18,3 29 42,0 1 1,2 14 17,3 0 0,0

Incêndios 83 34,4 19 27,5 52 61,9 12 14,8 0 0,0

Árvores 1 0,4 1 1,4 0 0,0 0 0,0 0 0,0

Defeito Equip. – MAT

Disjuntor 3 1,2 1 1,4 0 0,0 2 2,5 0 0,0

Cabo condutor 2 0,8 2 2,9 0 0,0 0 0,0 0 0,0

Ligações 1 0,4 0 0,0 1 1,2 0 0,0 0 0,0

Isoladores 2 0,8 1 1,4 0 0,0 1 1,2 0 0,0

Módulo SF6 2 0,8 0 0,0 0 0,0 0 0,0 2 28,6

Transformador de potência (inclui

acessórios)2 0,8 0 0,0 0 0,0 0 0,0 2 28,6

Defeito – Sist. Aux.

Sistemas de proteção

2 0,8 1 1,4 0 0,0 1 1,2 0 0,0

Serviços auxiliares 1 0,4 0 0,0 0 0,0 0 0,0 1 14,3

Outros

Erro humano – Conservação,

montagens e ensaios

6 2,5 0 0,0 4 0,0 0 4,9 2 28,6

Causas desconhecidas

15 6,2 1 1,4 10 11,9 4 4,9 0 0,0

Terceiros 1 0,4 0 0,0 0 0,0 1 1,2 0 0,0

Total incidentes com origem na rede MAT 241 100,0 69 100,0 88 100,0 77 100,0 7 100,0

TABELA XXIX – CAUSAS DOS INCIDENTES COM REPERCUSSÃO NA RNT - 2017




REPERCUSSÃO

Total de Incidentes


400 kV 220 kV 150 kV

Família de Causas

Causas dos incidentes/

repercussões(n) (%) Inciden.

(n)Inciden.

(%)Inciden.

(n)Inciden.

(%)Inciden.

(n)Inciden.

(%)Inciden.

(n)Inciden.

(%)

Ação terceiros

Causas outras redes

2 6,7 0 0,0 0 0,0 2 66,7 0 0,0

Causas outras entidades

26 86,7 10 100,0 15 100,0 1 33,3 0 0,0

Origem interna

Erro humano - Conservação,

montagens e ensaios

1 3,3 0 0,0 0 0,0 0 0,0 1 50,0

Desconhecidas Desconhecidas 1 3,3 0 0,0 0 0,0 0 0,0 1 50,0

Total incidentes com origem externa à rede MAT 30 100,0 10 100,0 15 100,0 3 100,0 2 0,0

REPERCUSSÃO

Total de Incidentes


400 kV 220 kV 150 kV

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

(n)Inciden.

(%)Inciden.

(n)Inciden.

(%)Inciden.

(n)Inciden.

(%)Inciden.

(n)Inciden.

(%)

Total incidentes com origem interna à rede MAT

241 88,9 69 87,3 84 84,8 81 96,4 7 77,8

Total incidentes com origem externa à rede MAT

30 11,1 10 12,7 15 15,2 3 3,6 2 22,2

Total incidentes 271 100,0 79 100,0 99 100,0 84 100,0 9 100,0

TABELA XXIX – (CONTINUAÇÃO) CAUSAS DOS INCIDENTES COM REPERCUSSÃO NA RNT - 2017




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

no SPNº Inc no SA

Defeito – Sistemas Auxiliares

Sistemas de proteção 2 13,3 13,3 0 2

Servilos auxiliares 1 6,7 20,0 0 1

Defeito equipamento – MAT

Disjuntor 3 20,0 40,0 3 0

Cabo condutor 2 13,3 53,3 2 0

Ligações 1 6,7 60,0 1 0

Isoladores 2 13,3 73,3 2 0

Módulo SF6 2 13,3 86,6 2 0

Transformador de potência (incluindo acessórios)

2 13,3 100 2 0

Total 15 100 12 3

TABELA XXX – INCIDENTES DEVIDOS A DEFICIÊNCIAS DE EQUIPAMENTO – 2017

2013 2014 2015 2016 2017

Origem do Incidente

Nº Total

de Inc.

Nº Total

de Inc.

Nº Total

de Inc.

Nº Total

de Inc.

Nº interrup.

de Serviço resultantes

Nº Inc. que originaram

ENF

ENF resultante

(MWh)

Nº Total

de Inc.

Nº interrup.

de Serviço resultantes

Nº Inc. que originaram

ENF

ENF resultante

(MWh)

Incidentes com origem na rede MAT

208 167 102 161 2 2 23,1 241 4 4 1,4

Incidentes com origem externa e repercussão na rede MAT

26 23 19 13 1 1 8,7 30 1 1 3,7

Total parcial 234 190 121 174 3 3 31,8 271 5 5 5,1

Incidentes com ENF imputável à REN e sem repercussão na rede MAT

0 0 0 0 0 0 0 2 2 2 5,4

Total 234 190 121 174 3 3 31,8 273 7 7 10,5

TABELA XXXI – INCIDENTES COM ENERGIA NÃO FORNECIDA - 2017

Nota: Só foram consideradas as interrupções superiores a 3 minutos

Tensão (kV)

Interrupções Fugitivas

Interrupções Permanecentes

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

150 62 7 25

220 64 35 68

400 51 8 47

Total 177 50 140

TABELA XXXII – INTERRUPÇÕES NOS CIRCUITOS DE LINHA

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




Tensão (kV)

Nº de Interrupções

forçadas

Nº de Interrupções por 100 km

Nº de Interrupções por Circuito

Tempo Total de Interrupção

(horas)

Duração Média por Interrupção

(horas)

Indisponibilidade Relativa (%/100 km)

Indisponibilidade Relativa por Circuito (%)

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

150 25 0,97 0,30 75 3,00 0,033 0,010

220 68 1,88 0,59 774 11,38 0,244 0,076

400 47 1,73 0,68 2424 51,57 1,017 0,400

Total 140 4,58 1,57 3273 65,95 1,294 0,486

TABELA XXXIII – NÚMERO E DURAÇÃO DAS INTERRUPÇÕES PERMANECENTES EM CIRCUITOS

TABELA XXXIV – INTERRUPÇÕES PERMANECENTES COM CAUSAS INTERNAS NA RNT

U (kV)

Inc. com origem interna na RNT (Qte)

Família de Causas Causas

Interrupções forçadas Nº Int. Forçadas

Nº Int. por 100 km

Tempo Total Int. (horas)

Duração Média Int.

(horas)

Indisponib. Relativa

(%/100 km)

Circuitos origem de

defeito (nº)

Circuitos afetados

por defeito (nº)

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

150 77

Ação atmosféricaDescargas

atmosféricas9 0 9 0,35 0,3839 0,04 0,00017

Ação ambiental Incêndios 5 0 5 0,19 14,1222 2,82 0,00623

Def. Equip. AT Disjuntor 3 0 3 0,12 14,1392 4,71 0,00623

Ação TerceirosAeronave 2 0 2 0,08 10,3528 5,18 0,00456

Outras causas conhecidas

0 1 1 0,04 16,1744 16,17 0,00713

Total 77 19 1 20 0,77 55,1725 2,76 0,02433

220 88

Ação atmosféricaDescargas

atmosféricas5 0 5 0,14 0,4039 0,08 0,00013

Ação ambiental Incêndios 53 0 53 1,47 155,4867 2,93 0,04902

Def. Equip. Linhas Ligações 1 0 1 0,03 23,6603 23,66 0,00746

Ação TerceirosCausas Outras

entidades0 1 1 0,03 0,7806 0,78 0,00025

Origem interna Erro de Conservação 2 0 2 0,06 1,14 0,57 0,00036

Total 88 61 1 62 1,72 181,4686 2,93 0,05721

400 69

Ação atmosférica

Descargas atmosféricas

7 0 7 0,26 0,3783 0,05 0,00016

Nevoeiro 5 0 5 0,18 7,9469 1,59 0,00333

Ação ambientalÁrvores 2 0 2 0,07 2,2917 1,15 0,00096

Incêndios 17 0 17 0,63 10,7600 0,63 0,00451

Def. Equip. AT Disjuntor 1 0 1 0,04 0,0847 0,08 0,00004

Def. Equip. LinhasIsoladores 2 0 2 0,07 23,4961 11,75 0,00986

Cabo condutor 2 0 2 0,07 434,1017 217,05 0,18209

Def. Equip. Sist. Aux.

Sistemas de proteção 2 1 3 0,11 0,8639 0,29 0,00036

Origem internaOutras causas

conhecidas0 1 1 0,04 4,2422 4,24 0,00178

Total 69 26 2 28 1,03 475,8403 16,99 0,19960




TABELA XXXV – INTERRUPÇÕES PERMANECENTES COM CAUSA EXTERNA À RNT

U (kV)

Inc. com origem externa na RNT (Qte)

Família de Causas Causas

Interrupções forçadas Nº Int. Forçadas

Nº Int. por 100 km

Tempo Total Int. (horas)

Duração Média Int.

(horas)

Indisponib. Relativa

(%/100 km)

Circuitos origem de

defeito (nº)

Circuitos afetados

por defeito (nº)

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

150 3

Ação TerceirosCausas Outras

Entidades0 1 1 0,04 0,4867 0,49 0,0002

Origem InternaOutras causas

conhecidas0 1 1 0,04 0,4214 0,42 0,0002

Total 3 0 2 2 0,08 0,9081 0,91 0,0004

220 15 Ação TerceirosCausas Outras

Entidades0 6 6 0,23 592,1967 98,70 0,2611

Total 15 0 6 6 0,23 592,1967 98,70 0,2611

400 10 Ação TerceirosCausas Outras

Entidades0 7 7 0,26 1940,1472 277,16 0,8138

Total 10 0 7 7 0,258 1940,1472 277,16 0,8138

Ano

150 kV

Descargas Atmosféricas Poluição Cegonhas Incêndios

Outras Redes

(ext. RNT)

Outras Causas

Indeter- minadas Total

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2017 0,35 0,00 0,00 0,19 0,08 0,19 0,00 0,81

Média 0,41 0,00 0,03 0,07 0,13 0,34 0,05 1,04

Média (%) 39,20% 0,00% 3,29% 7,07% 12,65% 32,77% 5,02% 100,00%

TABELA XXXVI – EVOLUÇÃO DO NÚMERO DE INTERRUPÇÕES PERMANECENTES POR 100 KM DE CIRCUITO – 150 KV




Ano

220 kV


Outras Redes

(ext. RNT)

Outras Causas


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

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

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

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

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

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

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

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

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

2017 0,14 0,00 0,00 1,47 0,17 0,08 0,00 1,86

Média 0,23 0,00 0,03 0,32 0,09 0,29 0,11 1,06

Média (%) 21,54% 0,00% 2,42% 29,78% 8,59% 27,54% 10,13% 100,00%

Ano

400 kV


Outras Redes

(ext. RNT)

Outras Causas


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

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

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

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

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

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

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

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

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

2017 0,26 0,18 0,00 0,63 0,26 0,33 0,00 1,66

Média 0,96 0,29 0,28 1,87 1,77 4,00 0,82 9,98

Média (%) 9,59% 2,87% 2,78% 18,75% 17,70% 40,11% 8,20% 100,00%

TABELA XXXVII – EVOLUÇÃO DO NÚMERO DE INTERRUPÇÕES PERMANECENTES POR 100 KM DE CIRCUITO – 220 KV

TABELA XXXVIII – EVOLUÇÃO DO NÚMERO DE INTERRUPÇÕES PERMANECENTES POR 100 KM DE CIRCUITO – 400 KV




Elemento origemNível de tensão (kV)

400 220 150 RNT

Linhas e Cabos

Total de atuações 89 145 87 321

Comportamento Correto 87 143 85 315

Comportamento Incorreto 2 2 2 6

Eficácia (%) 97,8 98,6 97,7 98,1

Transformadores, Autotransformadores (*)




Eficácia (%) 0 - - 0

Barramentos e Interbarras/Bypass




Eficácia (%) 100 - - 100

Outras Redes com Repercussão na RNT (**)




Eficácia (%) 100 75 0 80

Total




Eficácia (%) 96,9 97,4 96,6 97

TABELA XXXIX – EFICÁCIA DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO

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

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




AtuaçõesNível de tensão (kV)

400 220 150 RNT


Seletivas 95 150 85 330

Não Seletivas 1 3 2 6

Grau de selectividade (%) 99,0 98,0 97,7 98,2

Religação automáticaNível de tensão (kV)

400 220 150 RNT

Total de religações 134 186 126 446

Eficazes 96 120 117 333

Não Eficazes 38 66 9 113

Eficácia (%) 71,6 64,5 92,9 74,7

Nível de tensão (kV)

400 220 150 RNT

17,98 28,33 19,74 23,05

TABELA XL – GRAU DE SELETIVIDADE DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO

TABELA XLII – EFICÁCIA DA RELIGAÇÃO AUTOMÁTICA

TABELA XLI – TEMPO MÉDIO DE ATUAÇÃO DOS SISTEMAS DE PROTEÇÃO (MS)

ANEXO 6MAPA COM OS PONTOS DE ENTREGA



REN - REDE ELÉCTRICA NACIONAL, S.A.

Avenida Estados Unidos da América, 55 1749-061 LISBOA

Telefone: +351 210 013 500

www.ren.pt

maio 2018 2017 - ren.pt · o tempo de interrupção equivalente (tie) — indicador de desempenho...

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