previsÃo de cargas – pdr 1998/2008 · informação sobre a rnt quadro ii principal equipamento...

REDE ELÉCTRICA NACIONAL, REN S.A.

CARACTERIZAÇÃO DA

REDE NACIONAL DE TRANSPORTE

PARA EFEITOS DE ACESSO À REDE EM

31 DE DEZEMBRO DE 2003

MARÇO 2004

ÍNDICE

1. ENQUADRAMENTO E OBJECTIVO ...............................................................................................................1

2. CONTEÚDO..............................................................................................................................................1

3. INFORMAÇÃO SOBRE A RNT.....................................................................................................................1

3.1 ELEMENTOS CONSTITUINTES E SUAS CARACTERÍSTICAS .......................................................................1

3.2 CARACTERIZAÇÃO DOS CONSUMOS .....................................................................................................3

3.3 PERFIS DE PRODUÇÃO........................................................................................................................5

3.4 TRÂNSITOS DE POTÊNCIAS..................................................................................................................7

3.5 PERDAS.............................................................................................................................................7

3.6 CORRENTES DE DEFEITO ....................................................................................................................9

4. CAPACIDADE DE TRANSPORTE DISPONÍVEL ...............................................................................................9

4.1 CAPACIDADE DE INTERLIGAÇÃO INTERNACIONAL ..................................................................................9

4.2 CAPACIDADE DE RECEPÇÃO DE NOVA PRODUÇÃO...............................................................................11

4.2.1 Enquadramento.......................................................................................................................11

4.2.2 Pressupostos e Critérios.........................................................................................................11

4.2.3 Resultados ..............................................................................................................................11

5. INDICADORES DE QUALIDADE DE SERVIÇO ...............................................................................................12

5.1 CONTINUIDADE DE SERVIÇO .............................................................................................................12

5.1.1 Indicadores Individuais............................................................................................................13

5.1.2 Indicadores Gerais ..................................................................................................................14

5.2 QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO .....................................................................................................16

5.2.1. Distorção Harmónica..............................................................................................................16

5.2.2. Tremulação (Flicker) ..............................................................................................................16

5.2.3. Desequilíbrio de Tensão ........................................................................................................16

5.2.4. Desvios no Valor Eficaz da Tensão. Cavas e Sobretensões. Frequência. ...........................16

6. TERMINOLOGIA......................................................................................................................................18

7. ANEXOS ................................................................................................................................................23

i

ÍNDICE DE ANEXOS Anexo A - PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DAS SUBESTAÇÕES DA RNT

Anexo B - PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DAS LINHAS DA RNT

Anexo C - POTÊNCIA INSTALADA NAS SUBESTAÇÕES DA RNT

Anexo D - SUBESTAÇÕES - TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA DA RNT

Anexo E - BATERIAS DE CONDENSADORES NA RNT

Anexo F - REACTÂNCIAS INSTALADAS NAS SUBESTAÇÕES DA RNT

Anexo G - MAPA DA RNT

Anexo H - CARGAS ACTIVAS E REACTIVAS PARA OS PONTOS DE ENTREGA NA RNT

Anexo I - PERFIS DE PRODUÇÃO

Anexo J - PRODUÇÃO EM REGIME ESPECIAL E SENV

Anexo K - DIAGRAMAS UNIFILARES DE TRÂNSITOS DE POTÊNCIA

Anexo L - VALORES MÍNIMOS DE CORRENTE E POTÊNCIA DE CURTO-CIRCUITO

Anexo M - CAPACIDADE SIMULTANEAMENTE DISPONÍVEL NA RNT PARA A RECEPÇÃO DE NOVA GERAÇÃO

Anexo N - QUALIDADE DE SERVIÇO

ii

Enquadramento e objectivo

Conteúdo

Rede Eléctrica Nacional, REN SA

CARACTERIZAÇÃO DA REDE NACIONAL DE TRANSPORTE PARA EFEITOS DE ACESSO À REDE

Situação referente a 2003

1. ENQUADRAMENTO E OBJECTIVO O presente documento, ‘Caracterização da Rede Nacional de Transporte para Efeitos de Acesso à Rede’ em 31 de Dezembro de 2003 (adiante designado apenas por ‘Caracterização da RNT’), elaborado pela REN, Rede Eléctrica Nacional, S.A., enquanto concessionária da Rede Nacional de Transporte (RNT), dá provimento ao estipulado no número 2 do artigo 9º do Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações (RARI). O seu objectivo, tal como referido no número 1 do referido artigo, é o de disponibilizar a todos os candidatos a utilizadores das Redes, em particular da RNT, um conjunto de informações que permitam e facilitem o respectivo acesso. Para esse efeito, a REN disponibiliza também este documento no seu ‘site’ da Internet em www.ren.pt. 2. CONTEÚDO A presente edição da ‘Caracterização da RNT’ abrange os seguintes pontos mais relevantes:

A composição da RNT e, em particular, as alterações mais relevantes ocorridas em 2003 nesta matéria. As principais características dos elementos

da RNT, linhas e subestações, e suas variações de acordo com a época do ano.

A situação típica de consumos nas subestações e bem assim alguns elementos relativos à produção do SEP e do SEI. Os trânsitos verificados e os

congestionamentos e restrições mais importantes da capacidade de transporte, incluindo a de interligação. Uma caracterização das perdas ocorridas

na RNT em dias característicos de diferentes épocas do ano e também por períodos tarifários para os diferentes meses. Uma breve síntese de elementos sobre a

capacidade de troca com a rede espanhola e valores sobre a capacidade de recepção de nova produção. Os indicadores da qualidade de serviço

previstos nos n.os 1 dos artigos 14º e 19º do Regulamento da Qualidade de Serviço (RQS).

3. INFORMAÇÃO SOBRE A RNT 3.1 ELEMENTOS CONSTITUINTES E SUAS

CARACTERÍSTICAS Em 31 de Dezembro de 2003 a RNT era constituída por 47 subestações, 8 postos de corte e 1 de seccionamento, e por um conjunto de linhas de transporte com as características indicadas, respectivamente, nos Anexos A e B.

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2003 1

Informação sobre a RNT

Os comprimentos totais das linhas nos diferentes níveis de tensão e as potências totais de transformação e autotransformação instaladas sintetizam-se no quadro seguinte.

QUADRO I

SÍNTESE DO EQUIPAMENTO DA RNT 31-12-2003

Comprimento de linhas em serviço 6 544.4 km 400 kV 1 402.7 km 220 kV 2 703.9 km 150 kV * 2 437.8 km

Potência de transformação em serviço 19 165 MVA Autotransformação 7 421 MVA Transformação 11 744 MVA

* Inclui 9,0 km do troço português da linha de interligação

internacional de 132 kV Lindoso-Conchas.

Os Anexos C e D contêm as características de todos os autotransformadores e transformadores da RNT. A RNT dispõe ainda de equipamento para compensação do factor de potência no valor de 1250 Mvar capacitivos instalados em diversas subestações, conforme descrição do Anexo E, e ainda de reactâncias de fase e de neutro para limitação das correntes de defeito, descritas no Anexo F. O mapa da RNT em 1 de Janeiro de 2004 é apresentado no Anexo G. Relativamente à evolução da RNT em 2003, assinala-se como mais relevante:

A desclassificação da central de Alto de

Mira com uma potência instalada de 132 MW.

A entrada em comissionamento do primeiro

grupo da central hidroeléctrica do Alqueva com 120 MW e do primeiro grupo da central térmica do Ribatejo, unidade a gás natural de ciclo combinado, com 392 MW, esta última inserida no SENV.

A entrada em serviço do nível de tensão dos 400 kV na subestação de Alto de Mira, através da instalação dos dois primeiros transformadores 400/60 kV, de 170 MVA cada, e de um autotransformador 400/220 kV, de 450 MVA. A alimentação a esta subestação é feita por duas novas linhas de 400 kV, em apoios comuns, a partir da subestação de Fanhões.

A entrada em serviço da linha de 400 kV

Alqueva – Ferreira do Alentejo. A entrada em serviço do posto blindado de

150 kV do Zêzere, inserido na reconversão para 220 kV do antigo eixo Norte-Sul a 150 kV, e, ainda, nesta subestação, de dois transformadores de 170 MVA, um 220/60 kV e outro 150/60 kV, bem como de um autotransformador 220/150 kV, de 120 MVA, proveniente de Pereiros.

A conclusão do reforço de capacidade

(‘uprating’) das linhas de 220 kV Vila Chã – Pereiros 1 e 2, Chafariz – Vila Chã 1 e 2, Carregado – Fanhões 2, Batalha – Rio Maior 1 e 2, ramal da linha Alto de Mira – Carriche para Trajouce e da linha de 150 kV Ourique – Tunes.

Diversos aumentos de capacidade de

transformação, em particular nas subestações de Sacavém, Trajouce e Vila Chã e de autotransformação em Palmela.

A entrada em serviço do posto de corte de

150 kV de Sabóia, enquadrado na electrificação de linhas ferroviárias da REFER.

O Quadro II lista em mais pormenor as alterações ocorridas na RNT ao longo do ano de 2003.



Quadro II PRINCIPAL EQUIPAMENTO ENTRADO/SAÍDO DE

EXPLORAÇÃO Potência

MVA

A. Mira 220/60 kV Transformador -120 28-AbrA. Mira 400/60 kV Transformador 170 20-MaiA. Mira 400/60 kV Transformador 170 6-JunA. Mira 220/60 kV Transformador -120 26-JulA. Mira 400/220 kV Autotransformador 450 23-DezErmesinde 150/60 kV Transformador -50 15-OutPalmela 400/150 kV Autotransformador 450 12-DezTrajouce 220/60 kV Transformador -126 26-JulTrajouce 220/60 kV Transformador 170 1-SetTrajouce 220/60 kV Transformador -126 15-NovTrajouce 220/60 kV Transformador 170 19-DezVila Chã 220/60 kV Transformador 126 23-DezZêzere 150/60 kV Transformador 170 9-JulZêzere 150 kV Posto Corte Blindado - 11-JulZêzere 150/60 kV Transformador -63 24-JulZêzere 220/150 kV Autotransformador 120 21-NovZêzere 220/60 kV Transformador 170 28-NovZêzere 150/60 kV Transformador -63 2-Dez

Data de entrada/saída

de serviçoEquipamentoSubestações

Comprimento

km

400 kVFanhões - A. Mira 5 18.3 20-MaiFanhões - A. Mira 4 18.3 3-JunAlqueva - Ferreira do Alentejo 65.2 27-Out220 kVFanhões - A. Mira 2 -18.4 28-AbrC. Ribatejo - Carregado (cabo propriedade da EDP) 0.8 23-MaiCustóias - Prelada -1.7 13-OutCustóias - Prelada 6.6 13-Out150 kVSines - Tunes 1 (abertura): -116.2 9-Dez

Sines - Sabóia 60.8 9-DezSabóia - Tunes 55.7 9-Dez

Sabóia - Luzianes 1 (REFER) 8.5 9-DezSabóia - Luzianes 2 (REFER) 8.5 9-Dez

Data de entrada/saída

de serviçoLinhas

3.2 CARACTERIZAÇÃO DOS CONSUMOS O consumo abastecido pelo SEP registou em 2003 um total de 43,1 TWh, 90% do qual repartido pelos clientes do SEP e os restantes 10% pelos clientes do SENV (em 2002 estes últimos representaram apenas 2,5% do consumo total). Este valor reflecte o conjunto da produção líquida injectada nas redes do SEP pelos centros produtores do SEP e do SEI e do saldo de trocas internacionais, subtraído do consumo para bombagem hidroeléctrica. As Figuras 1 e 2 representam a evolução ao longo de 2003 do abastecimento do consumo por tipo de fonte primária de energia utilizada e o valor da ponta máxima ocorrida em cada mês do ano.

FIGURA 1

EVOLUÇÃO DO CONSUMO SEMANAL EM 2003

0

200

400

600

800

1000

1200

GWh

PRE'S Carvão Gás Natural Fuel+Gasóleo Fios ÁguaAlbufeiras Saldo Imp. Consumo Cons+Bomb

JAN | FEV | M AR | ABR | M AI | JUN | JUL | AGO | SET | OUT | NOV | DEZ

Nota: As albufeiras e os fios de água incluem a hídrica do SENV.

FIGURA 2 PONTAS NA REDE DE TRANSPORTE EM 2003

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ

[MW

]

Rede Transporte Rede Pública Total (inclui injecções PRE+SENV ≤ 60kV)

Após um crescimento mais reduzido verificado em 2002, o consumo de energia eléctrica voltou este ano a acelerar. A totalidade do consumo abastecido pela rede pública (consumo SEP+SENV) cresceu 5,9% face ao ano anterior. Parte deste crescimento, num valor estimado em 0,8%, deve-se ao facto de os cogeradores poderem vender a totalidade da energia produzida, ampliando assim a energia contabilizada no consumo abastecido a partir da rede pública. A potência máxima solicitada à rede publica, verificada no dia 15 de Janeiro de 2003, às 18h e 47m, alcançou o valor de 8 046 MW, ultrapassando em 9% o valor da ponta do ano anterior e em 8% (+580 MW) o anterior máximo que tinha ocorrido em 2001. O consumo nesse dia foi de 151 GWh.



Os valores máximos atrás indicados referem-se à potência e à energia líquidas injectadas pelas centrais do SEP, do SENV, da produção de energia eléctrica em regime especial e do saldo das trocas nas interligações.

FIGURA 3 DIAGRAMA DE CARGA DO DIA DA PONTA ANUAL

2003-01-15

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

MW

Import.

Turb.Gas

Fuel

Alb

Gas Nat.

PREs

Fa

Carvão

Cons+Bb

Consumo

FIGURA 4

DIAGRAMA DE CARGA DE UM DIA CARACTERÍSTICO DE PRIMAVERA

2003-05-07

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

MW

Turb.Gas

Gas Nat.

Alb

Fuel

PREs

Fa

Import.

Carvão

Cons+Bb

Consumo

FIGURA 5

DIAGRAMA DE CARGA DE UM DIA CARACTERÍSTICO DE VERÃO

2003-07-31

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

MW

Turb.Gas

Fa

Alb

Import.

Fuel

PREs

Gas Nat.

Carvão

Cons+Bb

Consumo

FIGURA 6 DIAGRAMA DE CARGA DE UM DIA

CARACTERÍSTICO DE OUTONO 2003-11-05

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

MW

Turb.Gas

Fuel

Fa

Import.

Alb

PREs

Gas Nat.

Carvão

Cons+Bb

Consumo

As figuras 3 a 6 apresentam o diagrama síncrono do dia da ponta anual e ainda de mais três dias representativos das épocas sazonais de Primavera, Verão e Outono, onde se mostra igualmente o tipo de geração utilizado. No dia da ponta anual assinala-se a forte participação da componente hídrica na satisfação dos consumos, com uma contribuição quase constante ao longo das 24h. A base do diagrama foi preenchida por centrais a carvão e de fio-de-água. O recurso à importação foi bastante reduzido. Assinala-se ainda a ocorrência de situações de exportação ao longo de um apreciável número de horas deste dia. O diagrama da Primavera traduz uma situação com uma produtibilidade térmica relativamente fraca, sendo utilizado apenas o carvão na base do diagrama. Os consumos foram, em grande parte, satisfeitos com base na utilização das centrais hídricas e mediante um forte recurso à importação. Em Julho o diagrama representado corresponde ao dia de ponta de Verão. O sistema encontrava-se num quadro de reduzida afluência hidroeléctrica e continuava com uma componente bastante forte de importação.



O dia característico de Outono seleccionado, 5 de Novembro, traduz uma situação com uma componente hídrica mais forte, sendo a base do diagrama assegurada com recurso ao carvão e ao gás, com uma significativa componente de importação. A Figura 7 apresenta a distribuição, por classes, da potência máxima nas subestações da RNT.

FIGURA 7 PONTA MÁXIMA NAS SUBESTAÇÕES DA RNT

DISTRIBUIÇÃO EM CLASSES

14

17

1110

20

1313

19

1414

20

12

0

5

10

15

20

25

<= 100 ]100,250] >250Potência máxima (MW)

núm

ero

de s

ubes

taçõ

es

ano eléctrico 2000/01 ano eléctrico 2001/02 ano eléctrico 2002/03 ano eléctrico 2003/04

Observando a figura verifica-se uma tendência de crescimento das pontas máximas satisfeitas pelas subestações da RNT, principalmente naquelas com cargas inferiores a 100 MW. O número de subestações com carga superior a 100 MW manteve-se em 2001/02 e 2002/03 em 33. No entanto, em 2003/04, este número desceu para 32. A nível mais desagregado, apresentam-se no Anexo H as cargas activas e reactivas das diferentes subestações da REN nas situações típicas de ponta e vazio ocorridas no dia de ponta anual de Inverno (15 de Janeiro) e de ponta de Verão (31 de Julho) e bem assim como nas primeiras quartas-feiras de Maio e de Novembro, configurando situações típicas de Primavera e de Outono. A figura seguinte representa o diagrama de carga para cada dia acima mencionado.

FIGURA 8 DIAGRAMAS DE CARGA DOS DIAS CARACTERÍSTICO

01000

200030004000

500060007000

80009000

0:00

1:45

3:30

5:15

7:00

8:45

10:3

0

12:1

5

14:0

0

15:4

5

17:3

0

19:1

5

21:0

0

22:4

5

[MW

]

15-Jan-03

07-Mai-03

31-Jul-03

05-Nov-03

3.3 PERFIS DE PRODUÇÃO A produção das centrais, quer as ligadas directamente à MAT quer as inseridas na rede de Distribuição, são determinantes para o conjunto de trânsitos nos diversos elementos da RNT. Cumulativamente estes trânsitos são também influenciados pela circulação natural de energia que se estabelece entre a RNT e a rede homóloga de Espanha, com benefícios mútuos em termos de segurança e de redução de perdas. Em 2003 a energia de circulação atingiu os 2 821 GWh.

As Figuras 9 e 10 e o Quadro III apresentam a desagregação dos 43.1 TWh de consumo total atrás referido, pelas diferentes naturezas de produção e consumo.

FIGURA 9 ENERGIA EMITIDA PARA A REDE

POR TIPO DE CENTRAL

Térmica (Fuel+Gasóleo)

6%

Térmica (Gás)14%

Saldo Importador6%

Térmica (carvão)31%

Prod. Regime Especial

9%

Hidráulica (Albufeiras)

12%

Hidráulica (Fios de água)

22%



FIGURA 10 SATISFAÇÃO DO CONSUMO ANUAL

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

1999 2000 2001 2002 2003

Saldo Import.

Hidráulica

Fuelóleo

Gás Natural

Carvão

SENV+PRE

Consumo

TWh

QUADRO III DADOS GERAIS DE PRODUÇÃO E

CONSUMO NO SEP E NO SEI 2003GWh

HIDRÁULICA SEP+SENV 14 670Total das centrais do SEP (CPPE) 13 965

Fios de água 8 928Albufeiras 5 037

Centrais do SENV (EDP) 705TÉRMICA SEP+SENV 22 394Carvão (CPPE+Tejo Energia) 13 641Fuel+Turb. a gás (CPPE) 2 645Gás Natural (CPPE+Turbogás) 5 905Centrais do SENV (TER - Gás) 203TOTAL SEP+SENV 37 064

2003GWh

EMISSÃO TOTAL 37 064SALDO IMPORTADOR 2 794PRODUÇÃO EM REGIME ESPECIAL (PRE) 3 697CONSUMO EM BOMBAGEM HIDROELÉCTRICA 485CONSUMO TOTAL 43 070

PRODUÇÃO LÍQUIDA DAS CENTRAIS

CONSUMO TOTAL (referido à produção líquida)

A produção hidráulica SEP+SENV situou-se na casa dos 14,7 TWh a que corresponde um coeficiente de hidraulicidade anual de 1,33, valor este muito elevado. Com excepção dos meses de Verão as afluências situaram-se sempre significativamente acima da média, em particular nos fios de água. Em 2003, o total da produção hídrica SEP+SENV registou o valor mais elevado de sempre, tendo contribuído com 34% para a satisfação do consumo, enquanto que a produção térmica do SEP+SENV baixaram a sua contribuição para 52% (22,4 TWh), com utilizações elevadas no

carvão mas mais reduzidas no gás natural e principalmente no fuelóleo. O saldo de trocas com a rede eléctrica espanhola foi claramente importador atingindo os 2,8 TWh (6,5% do consumo total). Para efeitos de identificação dos trânsitos na RNT, apresentam-se no Anexo I os perfis de produção relativos às situações características referidas no ponto 3.2. A produção em regime especial subiu a sua contribuição para 8,6% do consumo, com mais de metade proveniente de cogeração e térmica renovável e o restante de origem hídrica e eólica. O quadro seguinte apresenta resumidamente as potências ligadas e energia injectada pelo SEI em 2003 (ver figura 11).

QUADRO IV SÍNTESE DA PRODUÇÃO DO SEI EM 2003

PRE 1 405 MVA 3 697 Térmico

Ter. Renovável 157 MVA 615 Ter. Cogeração 656 MVA 1 587

Hídrico 332 MVA 1 024 Eólico 261 MVA 472

SENV HÍDRICO 224 MW 705

Potência LigadaEnergia

Injectada [GWh]

FIGURA 11 EMISSÃO DE PRODUÇÃO EM REGIME ESPECIAL

Ter. Renovável17%

Ter. Cogeração42%

Eólico13%

Hídrico28%



Acrescentam-se no Anexo J alguns elementos que permitem caracterizar o parque de centrais deste sistema, agregado por ponto injector da RNT. Em 2003 deu-se a desclassificação da central de Alto de Mira, com uma potência de 132 MW. No final do ano encontrava-se em comissionamento o primeiro grupo da central hidroeléctrica do Alqueva, com 120 MW, e o primeiro grupo da central térmica do Ribatejo, unidade a gás natural de ciclo combinado, com 392 MW, esta última inserida no SENV. A potência instalada nas centrais do SEP e SENV ascendia no final do ano a 9361 MW, com um aumento de 380 MW face ao final do ano anterior. Na Figura 12 representa-se, desde 1999, a comparação entre a potência instalada e a ponta máxima anual.

FIGURA 12 POTÊNCIA INSTALADA E PONTA MÁXIMA ANUAL

(SEP + SENV )

0

2000

4000

6000

8000

10000

1999 2000 2001 2002 2003

MW

Total

Hidr

Term

Pot. Máx.

3.4 TRÂNSITOS DE POTÊNCIAS A simulação do funcionamento da RNT, tendo por base os perfis de produção e de consumo correspondentes às situações características referidas nos pontos 3.2 e 3.3, conduz aos fluxos de potência e às tensões que constam dos diagramas unifilares do Anexo K. Nas situações características consideradas, o saldo de trocas com a rede de transporte de

Espanha registou os valores indicados no Anexo I. Refira-se que os valores de trânsito interno estão sujeitos a alterações significativas nalgumas zonas da RNT, consoante o valor e o sentido do saldo de trocas com Espanha. O padrão global de trânsitos na RNT é bastante variado e depende não só do diagrama de cargas mas também da altura do ano e ainda, dada a forte concentração de centrais hidráulicas a norte do Tejo, da situação de hidraulicidade.

A situação final de 2003, quanto à capacidade de transporte da RNT, apresentou melhorias relativamente ao ano anterior, em particular tendo em conta as entradas em serviço do nível de 400 kV na subestação de Alto de Mira e a realização dos reforços de capacidade em algumas linhas situadas em eixos críticos da RNT já indicados. 3.5 PERDAS Neste capítulo apresenta-se alguma informação relativamente ao comportamento das perdas na RNT ao longo de 2003. Na Figura 13 é ilustrada a evolução de perdas médias diárias em valores absolutos e em percentagem em relação à energia que entra na RNT. Pode observar-se que os valores em percentagem se situam na gama de 1,5 % a 2,5 %. Os valores mais elevados, que ressaltam no inicio do ano e a partir de meados de Novembro, são consequência dos maiores volumes de produtibilidade hidroeléctrica, os quais induzem níveis superiores de ocupação das sub-redes de 150 e 220 kV.



FIGURA 13 PERDAS NA RNT EM 2003

0

20

40

60

80

100

120

140

2003-01-012003-01-132003-01-252003-02-062003-02-182003-03-022003-03-142003-03-262003-04-072003-04-192003-05-012003-05-132003-05-252003-06-062003-06-182003-06-302003-07-122003-07-242003-08-052003-08-172003-08-292003-09-102003-09-222003-10-042003-10-162003-10-282003-11-092003-11-212003-12-032003-12-152003-12-27

MW

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

4.00

%

Perdas [MW] Perdas %

Este facto, associado a uma grande circulação de potência proveniente do eixo a 400 kV Galiza -Minho, conduz a um aumento significativo do transporte norte-sul, contribuindo para este aumento das perdas. Por outro lado, nas Figuras 14 a 17, ilustra-se a variação diária das perdas para dias úteis característicos de Primavera, Verão, Outono e Inverno (dia de maior ponta), respectivamente. Na Figura 18, apresentam-se os valores das perdas ao longo de 2003 por período tarifário.

FIGURA 14 PERDAS NA RNT NUM DIA ‘CARACTERÍSTICO’ DE

PRIMAVERA

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

MW

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0%


FIGURA 15 PERDAS NA RNT NUM DIA ‘CARACTERÍSTICO’ DE

VERÃO

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

MW

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0%


FIGURA 16

PERDAS NA RNT NUM DIA ‘CARACTERÍSTICO’ DE

OUTONO

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

MW

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0%


FIGURA 17

PERDAS NA RNT NO DIA DE MAIOR PONTA DE

INVERNO

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

MW

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0%



Capacidade de transporte

disponível

FIGURA 18 PERDAS EM % NA RNT POR PERÍODO TARIFÁRIO

1.00

1.25

1.50

1.75

2.00

2.25

2.50

2.75

3.00

Jan-03 Fev-03 Mar-03 Abr-03 Mai-03 Jun-03 Jul-03 Ago-03 Set-03 Out-03 Nov-03 Dez-03

Perd

as %

Super Vazio Vazio Normal Cheia Ponta

3.6 CORRENTES DE DEFEITO Para cada uma das situações de rede referidas nos pontos anteriores foram calculados os valores das correntes de defeito trifásico em cada um dos barramentos da RNT, tendo sido escolhido o menor de entre eles como o valor mínimo de corrente de defeito, os quais se encontram descritos no Anexo L. 4. CAPACIDADE DE TRANSPORTE DISPONÍVEL Durante o ano de 2003 registaram-se alterações positivas na capacidade de transporte da RNT nalgumas das suas áreas como consequência da conclusão de projectos de reforço na RNT. Deste modo, foram ultrapassadas ou mitigadas algumas das limitações mencionadas no ponto homólogo da edição da “Caracterização da RNT” relativa ao ano de 2002. A introdução dos 400 kV na subestação de Alto de Mira permitiu melhorar significativamente as condições de alimentação aos consumos da zona ocidental da Grande Lisboa. O reforço de capacidade das linhas de 220 kV no eixo Chafariz – Vila Chã – Pereiros e das duas linhas Batalha – Rio Maior introduziu apreciáveis melhorias nas capacidades de troca

com Espanha, essencialmente na importação, e na capacidade de trânsito sul-norte. Na zona do Algarve foi conseguida alguma melhoria através do aumento da capacidade da linha de 150 kV Ourique – Tunes, mantendo-se, contudo, debilidade no apoio mútuo entre as subestações de Tunes e Estói devido ao atraso na conclusão da ligação entre estas duas instalações. 4.1 CAPACIDADE DE INTERLIGAÇÃO

INTERNACIONAL A capacidade de interligação assume uma importância muito especial no sentido de permitir trocas transfronteiriças, quer de carácter comercial, quer para socorro mútuo entre as redes de Portugal e do resto da rede UCTE, em particular de Espanha. A capacidade de interligação está sujeita a significativas flutuações do seu valor, função da variabilidade dos perfis de consumo e, sobretudo, de geração das duas redes ibéricas. As indisponibilidades programadas ou fortuitas poderão também influenciar de modo substancial a efectiva capacidade de troca entre as duas redes. Neste sentido destacam-se, durante o ano de 2003, as acções de reforço de capacidade das linhas Chafariz – Vila Chã 1 e 2 e Vila Chã – Pereiros 1 e 2, a 220 kV. Na figura 19 ilustra-se o movimento comercial nas interligações e os movimentos físicos nas diferentes linhas de interligação com a rede de Espanha no ano de 2003.



disponível

FIGURA 19 MOVIMENTO COMERCIAL NAS INTERLIGAÇÕES

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

5000

1999 2000 2001 2002 2003

GWh

Imp.

saldobalance

Exp.

IMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO EM 2003 Movimentos físicos GWh

1472

No gráfico acima indicado, do total de importações, 88% foram realizadas por entidades do SENV e os restantes 12% pela REN, enquanto que as exportações foram todas realizadas por parte da REN. As figuras 20 e 21 ilustram os histogramas dos valores de importação e de exportação em dias úteis do ano 2003.

FIGURA 20 HISTOGRAMA DE CAPACIDADES DE IMPORTAÇÃO

EM DIAS ÚTEIS – 2003

0%

5%

10%

15%

20%

25%

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

MW

FIGURA 21

04769

139491

163276

76468

166

0128

00

Alto

Lin

doso

- C

arte

lle

Bemposta - Aldeadávila

Pocinho - Aldeadávila

Pocinho - Saucelle

Pego - Cedillo

Elvas - Badajoz

Barrancos - Encinasola

HISTOGRAMA DE CAPACIDADES DE EXPORTAÇÃO

EM DIAS ÚTEIS – 2003

0%

5%

10%

15%

20%

25%

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

MW

A capacidade de importação rondou o valor médio de 728 MW nos dias úteis o que representa uma ligeira subida, de cerca de 40 MW relativamente a 2002. No entanto os períodos de tempo em que a capacidade se situou abaixo das 400 MW foram já bastante reduzidos também por comparação com o ano anterior. Quanto à capacidade de exportação, verificou - se um valor médio de cerca de 582 MW, o que representa uma ligeira descida relativamente a 2002, que havia sido de 620 MW. No documento ‘Caracterização das Interligações’ (artigo 10º do RARI), elaborado pela REN, pode-se encontrar um conjunto bastante mais alargado de informação sobre este tema.



disponível

4.2 CAPACIDADE DE RECEPÇÃO DE NOVA

PRODUÇÃO 4.2.1 Enquadramento Apresenta-se também nesta ‘Caracterização da RNT’ a matriz de valores de capacidade de recepção de nova geração simultaneamente disponível nos barramentos da RNT, nesta edição calculada para o horizonte de 2008. Estes valores de capacidade dão uma ideia das potencialidades do sistema no curto e médio prazo (4 anos), ultrapassando, de alguma forma, o âmbito retrospectivo deste documento. Assim, foram consideradas na simulação da RNT as alterações que traduzem o seu funcionamento previsional no final do ano de 2008, de acordo com o programa de concretização de projectos de evolução da RNT existente. Esta matriz de valores de capacidade de recepção já é líquida da capacidade de transporte necessária para acomodar a geração dos novos aproveitamentos hidroeléctricos de Venda Nova II e de Alqueva e dos dois primeiros grupos da central térmica do Ribatejo. 4.2.2 Pressupostos e Critérios O cálculo de capacidade de trânsito entre áreas da rede de transporte pressupõe o cumprimento dos ‘Padrões de Segurança de Planeamento da RNT’ previamente fixados. Essa capacidade depende, em cada momento, dos perfis de produção dos centros geradores e das potências de consumo e de geração local em cada uma das subestações, encontrando-se sujeita às restrições na capacidade individual de cada um dos seus elementos constituintes, a qual, no que respeita ao equipamento exterior, depende em larga medida das condições ambientais.

Os valores dessas capacidades são, por isso, variáveis no tempo e essas variações são, por vezes, bastante significativas, mesmo entre as diferentes horas de um mesmo dia. As estimativas de capacidades foram determinadas tendo por base situações típicas de operação da RNT consideradas relevantes para o objectivo da análise, tanto em condições de saldo nulo de troca com a rede espanhola, como em situações de importação de potência nos regimes secos, com níveis de troca adequados para garantir a segurança do abastecimento do consumo do SEP. Foram simuladas tanto as situações de regime normal (todos os elementos disponíveis) como as de contingência ‘n-1’ (a perda de um qualquer elemento da RNT), não sendo permitidas violações dos padrões atrás referidos. O valor de recepção da nova geração indicada para os barramentos da RNT, nos níveis de 60 kV e de MAT imediatamente a montante, aplica-se ao conjunto de toda a nova geração que venha a ser solicitada na área geográfica de influência dessa subestação, indistintamente de vir a ser ligada às redes de Distribuição ou aos níveis de AT e MAT da própria RNT. 4.2.3 Resultados Os resultados, em termos de capacidade simultânea de recepção da nova geração nos barramentos da RNT, são apresentados no Anexo M, considerando que o valor máximo de capacidade indicado para cada agrupamento pode ser atribuído indistintamente a qualquer barramento desse agrupamento, salvo se não for indicado explicitamente qualquer outra situação mais restritiva.


Indicadores de Qualidade de

Serviço

O valor global de capacidade que se alcança é de 8480 MVA referente à estrutura da RNT prevista, no início de 2004, para o final do ano de 2008. Os principais novos projectos que se supõem concluídos até 2008 e que contribuem de um modo determinante para este aumento são:

Nova subestação 400/150 kV de Pedralva. Construção do eixo a 400 kV Valdigem-

Bodiosa-Paraimo. Prosseguimento do programa de reforço

de capacidade em linhas existentes. Fecho do eixo a 220 kV Ferro-Castelo

Branco e autotransformação 220/150 kV nesta última subestação.

Construção da nova linha a 220 kV Espariz-Penela.

Remodelação para 400 kV do troço entre Valdigem e a zona de Recarei da linha Valdigem-Vermoim.

Fecho da malha a 220 kV Douro Internacional-Macedo de Cavaleiros-Chaves-Vila Pouca de Aguiar-Valdigem.

5. INDICADORES DE QUALIDADE DE SERVIÇO A avaliação da qualidade de serviço na actividade de transporte de energia eléctrica contempla os aspectos técnicos de continuidade de serviço e da qualidade da onda de tensão.

Continuidade de serviço – Para o efeito determinam-se alguns indicadores de sistema (TIE, SAIFI, SAIDI, SARI), que permitem avaliar o comportamento da RNT como um todo, apurando-se a frequência e o tempo das interrupções de serviço nos diferentes pontos de entrega;

Qualidades da onda de tensão – Para a sua avaliação consideram-se,

nomeadamente, as características de amplitude, de frequência, de forma da onda de tensão e de simetria do sistema trifásico, medidas em vários pontos da Rede.

Seguidamente apresenta-se, de forma sintética, uma análise do desempenho da RNT em 2003, com base nos valores registados para os indicadores de qualidade de serviço anteriormente referidos. Acrescenta-se que a REN disponibiliza o documento ‘Qualidade de Serviço – Relatório Síntese 2003’ em que os aspectos de qualidade de serviço são apresentados com maior detalhe. 5.1 CONTINUIDADE DE SERVIÇO A continuidade de serviço na RNT é caracterizada, de acordo com o Regulamento da Qualidade de Serviço, por indicadores individuais e por indicadores gerais. Os primeiros são dois:

Número de interrupções por ponto de entrega (PdE);

Duração total das interrupções por PdE. A estes indicadores gerais a REN acrescenta um terceiro: energia não fornecida por PdE. Os indicadores gerais são cinco:

Energia não fornecida (ENF); Tempo de interrupção equivalente (TIE); Frequência média de interrupção do

sistema (SAIFI); Duração média das interrupções do

sistema (SAIDI); Tempo médio de reposição de serviço do

sistema (SARI).



Serviço

Na determinação destes indicadores gerais a REN tem em conta as interrupções na RNT de duração igual ou superior a 1 minuto, excepto nos casos do SAIFI, do SAIDI e do SARI, para os quais apenas considera as interrupções de duração superior a 3 minutos. O Verão de 2003 ficou marcado por uma vaga de incêndios de grandes e inusitadas proporções que afectou uma parcela muito significativa da área florestada do nosso País. Apesar disso, e por ter adoptado todas as medidas de cariz preventivo ao seu alcance, a REN conseguiu evitar repercussões significativas daquele flagelo na qualidade do serviço prestado. A única excepção foi consubstanciada pelos incidentes ocorridos em 2 de Agosto, em que se verificou um corte prolongado no abastecimento de energia eléctrica ao sul do país. Conforme explicitado em relatório específico oportunamente enviado à ERSE, aqueles incidentes tiveram origem numa causa de força maior, prevista no artigo 13º do Regulamento da Qualidade de Serviço (RQS) e nas Normas Complementares ao RQS publicadas no Despacho nº 23 705/2003 de 18 de Novembro. De referir que a REN procede a esta classificação (força maior) pela primeira vez desde a publicação do RQS devido à origem/causa dos incidentes e ao seu significativo impacto sobre os indicadores de continuidade de serviço. 5.1.1 Indicadores Individuais No decurso de 2003 verificaram-se 17 interrupções com uma duração superior a 3 minutos (Tint > 3 min) (32 caso se inclua os incidentes de 2 de Agosto com origem em incêndios, considerados casos fortuitos ou de

força maior) no fornecimento de energia eléctrica, as quais afectaram apenas 10 (17 com inclusão dos incidentes de 2 de Agosto) dos 60 pontos de entrega (PdE) da REN (ver Quadro 1 do Anexo N). Na figura 22 estão indicadas o número de interrupções totais ocorridas nos diferentes pontos de entrega, salientando-se os casos cuja origem foram os incidentes provocados pelos incêndios de 2 de Agosto.

FIGURA 22 NÚMERO DE INTERRUPÇÕES (Tint>3min)

POR PONTO DE ENTREGA

0

1

2

3

4

5

SFE SVC SMG SAM SET SFA ESD SMR SZR SRM MNO SER SSN STN NVC PGS SPC

Próprias Força maior (2 de Agosto)

Nos últimos 6 anos, o número total de interrupções nos PdE foi o indicado no quadro seguinte (as interrupções estão agrupadas por tempos).

QUADRO V Nº DE INTERRUPÇÕES POR CLASSES DE DURAÇÃO

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

1998 5 40 6 11 621999 4 37 5 8 542000 2 7 14 29 522001 2 7 10 6 252002 0 5 9 3 172003 5 5 0 10 1 7 14 27 15

a) a) a) a)

Nº de interrup

ções

Duração

1min=<Ti=<3min 3 min<Ti<10 min Ti>=10 min Totais1min <Ti< 1min

Notas: F.F.M – Fortuitas ou de Força Maior a) Não foram descriminadas De referir que, do conjunto das 42 interrupções ocorridas em 2003, 29 foram interrupções totais do ponto de entrega e 13 foram interrupções parciais do respectivo ponto de entrega (ver ponto 6. Terminologia) encontrando-se portanto, neste caso, o barramento em tensão disponível para abastecimento, o que permite a



Serviço

alimentação de clientes interligados por outros circuitos. Das 17 interrupções próprias (Tint>3minutos), imputáveis à RNT, 5 foram interrupções parciais do ponto de entrega. Nas figuras 23 e 24 apresenta-se o número e duração das interrupções próprias (parciais e totais) por ponto de entrega.

FIGURA 23 NÚMERO DE INTERRUPÇÕES PRÓPRIAS (Tint>3min) POR PONTO DE ENTREGA

0

1

2

3

4

SFE SMG SVC SAM ESD SET SFA SMR SRM SZR

Totais Parciais

FIGURA 24 DURAÇÃO TOTAL DAS INTERRUPÇÕES PRÓPRIAS

(Tint>3min) POR PONTO DE ENTREGA

161.

8

48.0

25.4

13.6

14.5 7.7 5.3 4.5

3.8

21.8 3.6

3.30

20

40

60

80

100

120

140

160

180

SMG SFE SFA SAM SVC SZR SET SMR ESD SRM

Minutos

Totais Parciais

Nas figuras 25 e 26 apresenta-se a duração total das interrupções e a energia não fornecida (ENF) por PdE incluindo as de força maior.

FIGURA 25 DURAÇÃO TOTAL DAS INTERRUPÇÕES (Tint>3min) POR PONTO DE ENTREGA

161.

8

51.8

25.4

122.

6

159.

0

31.0

252.

7

200.

1

145.

6

43.1

28.8

19.7

21.817.2 14.5

3.34.55.37.7 5.10

50

100

150

200

250

300

SMG SFE SFA SAM SVC SZR SET SMR ESD SRM SER STN SSN NVC MNO SPC PGS

Minutos

Próprias Força maior (2 de Agosto)

FIGURA 26 ENF - ENERGIA NÃO FORNECIDA POR

PONTO DE ENTREGA

32.9

32.4

19.7

80.6

230.

4

257.

8

188.

8

43.0

15.7

15.29.1 6.7 4.1 1.1 0.1

23.710.1

0

50

100

150

200

250

300

SVC SZR SFA SET SMG SFE SMR SAM SRM ESD STN SER SSN SPC NVC

MWh

Int. proprias Int. força maior (2 de Agosto)

5.1.2 Indicadores Gerais Nas figuras 27 a 29 mostra-se a evolução do SAIFI, SAIDI e SARI nos últimos 7 anos. A frequência média das interrupções do sistema (SAIFI), consideradas apenas as interrupções de duração superior a 3 minutos, foi de 0,28 (0,53 caso se inclua os incidentes de 2 de Agosto).



Serviço

FIGURA 27 SAIFI TI>3 - FREQUÊNCIA MÉDIA DE INTERRUPÇÃO

DO SISTEMA

0.40.3

0.20.3

0.30.2

0.2

0.4

0.2

0

0.

0.

0.

0.

1

1.

199 199 199 200 200 200 200

Incidente de 9 de

Incidente de 2 de (Incêndios florestais-

de força

No que diz respeito ao tempo médio das interrupções do sistema (SAIDI), o valor foi de 5,22 minutos (22,02 incluindo os incidentes de 2 de Agosto) para as interrupções de duração superior a 3 minutos.

FIGURA 28 SAIDI TI>3 - DURAÇÃO MÉDIA DAS INTERRUPÇÕES

DO SISTEMA

16.05

8.51 4.91 4.37 3.73 5.22

19.85 16.80

4.65 0

5

10

15

20

25

30

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Minutos

Incidente de 9 de Maio Incidente de 2 de Agosto

(Incêndios florestais-situação de força maior)

O tempo médio de reposição do serviço do sistema (SARI) foi de 18,43 minutos (41,28 incluindo os incidentes de 2 de Agosto) para as interrupções de duração superior a 3 minutos.

FIGURA 29 SARI TI>3- TEMPO MÉDIO DE REPOSIÇÃO DE

SERVIÇO DO SISTEMA

32.78 25.53

21.29

11.57 15.69 18.66 18.43

18.28

22.85

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Minutos

Incidente de 9 de Maio Incidente de 2 de Agosto

(Incêndios florestais-situação de força maior)

Em resultado dos incidentes ocorridos na RNT a energia não fornecida em 2003 (figura 30) totalizou 141,3 MWh (975,7 caso se considerem as interrupções dos incidentes de 2 de Agosto), valor superior ao registado no ano anterior (91,4 MWh).

FIGURA 30

ENERGIA NÃO FORNECIDA – ENF (Ti >= 1min)

495.0 410.0 362.0 378.0 212.0

441.6 254.4

91.4

834.4

141.3356.0

1575.2

0

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

2250

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

MWh

Incidente de 9 de Maio

Incidente de 2 de Agosto(Incêndios florestais-situação

de força maior)

Merece relevo especial o facto de os incidentes com origem em incêndios, ocorridos em 2 de Agosto, terem contribuído com 85 % para o valor da ENF anual.

O tempo de interrupção equivalente (TIE) da RNT foi de 2,02 minutos (13,93 incluindo os incidentes de 2 de Agosto), ver figura 31. Este valor é o segundo melhor de sempre.

FIGURA 31

TEMPO DE INTERRUPÇÃO EQUIVALENTE – TIE (Ti >= 1min)

10.047.98 6.79 6.86

3.22 6.46

3.821.35

23.07

11.91

2.02

6.12 0

5

10

15

20

25

30

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Minutos

Incidente de 9 de Maio

Incidente de 2 de Agosto(Incêndios florestais-situação

de força maior)

No Quadro VI apresentam-se valores numéricos relativos ao impacte dos incidentes de 2 de Agosto de 2003 nos indicadores de continuidade de serviço da RNT.



Serviço

QUADRO VI Interrupções

Incidentes de 2 de Agosto

INDICADORES INDIVIDUAIS

Interrupções 17 15 32Duração das

Interrupções (min.) 313,30 1 007,27 1 320,57INDICADORES GERAIS

ENF (MWh) 141,30 834,40 975,70TIE (min.) 2,02 11,91 13,93

SAIFI 0,28 0,25 0,53SAIDI (min.) 5,22 16,80 22,02SARI (min.) 18,43 22,85 41,28

Interrupções Próprias TOTAL

5.2 QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO Para avaliar a qualidade da onda de tensão, a REN estabeleceu e implementou um Plano de Monitorização no âmbito do qual foram realizadas, ao longo do ano, medições de distorção harmónica, de tremulação (flicker), do valor eficaz da tensão, do desequilíbrio de tensão e da frequência nos barramentos de 52 subestações e pontos de interligação da RNT, cobrindo a totalidade dos pontos de entrega com viabilidade de medição. O plano registou uma taxa de cumprimento de 97%. Os casos onde não foi realizado foram excepcionais e decorreram de anomalias ocorridas nos equipamentos de medição. As medições efectuadas, resumidas a seguir e apresentadas de modo mais desenvolvido no Anexo N, mostram que nas instalações da REN são, genericamente, observados os valores de referência adoptados para os parâmetros da qualidade da onda de tensão pelo Regulamento da Qualidade de Serviço. 5.2.1. Distorção Harmónica As harmónicas que apresentam maior amplitude são, por ordem decrescente de importância, as 5ª, 7ª e 3ª.

Ao nível dos 60 kV os valores máximos da 5ª harmónica medidos (com 95% de probabilidade de não serem excedidos) não atingem o valor limite de referência. 5.2.2. Tremulação (Flicker) Os valores medidos da tremulação de curta duração (Pst) e de longa duração (Plt) são relativamente moderados variando, geralmente, entre 20% e 80% do valor limite de referência. Ao nível dos 150 kV os valores situam-se na sua larga maioria abaixo do limite, à excepção das medições efectuadas nas subestações de Vermoim e Ermesinde, instalações electricamente próximas da Siderurgia Nacional da Maia, e onde houve reflexos na rede de 60 kV. 5.2.3. Desequilíbrio de Tensão Nas medições efectuadas não se detectaram valores de desequilíbrio do sistema trifásico de tensões acima do valor limite. 5.2.4. Desvios no Valor Eficaz da Tensão. Cavas e Sobretensões. Frequência. Como se pode ver pelo Quadro 23 do Anexo N, apenas foi excedido ligeiramente o limite admissível de variação do valor eficaz da tensão (a 95% do tempo) em relação aos valores de tensão declarada, ao nível dos 60 kV, acordados com a EDP Distribuição, na subestação do Carregado. Relativamente à frequência, verificaram-se, como seria de esperar, desvios muito baixos (da ordem de 0,1%) em relação à frequência industrial, uma vez que a RNT está interligada com a rede síncrona europeia da UCTE.



Serviço

No âmbito de uma melhor caracterização das cavas de tensão na RNT, realizou-se um estudo estatístico, com base nos dados obtidos em 2001 e 2002. No referido estudo utilizaram-se três agregações temporais das cavas: 280 ms, 1 minuto e 10 minutos. Resumem-se de seguida as principais ilações de carácter global:

A maioria das cavas apresenta uma duração inferior a 500 milisegundos e um afundamento do valor eficaz da tensão inferior a 30%; O número de cavas por nível de tensão

(400, 220, 150 e 60 kV) é cerca de 100 por ano, utilizando-se uma agregação temporal de 1 minuto; Com uma agregação temporal de

1 minuto verifica-se uma frequência semelhante de cavas monofásicas, bifásicas e trifásicas para tensões inferiores a 400 kV, predominando neste nível de tensão as cavas monofásicas e bifásicas. Os resultados obtidos com as agregações

de 1 e 10 minutos são muito semelhantes, concluindo-se que os fenómenos que originam cavas sucessivas, ou temporalmente próximas, têm normalmente uma duração inferior a 1 minuto.


Terminologia

6. TERMINOLOGIA Alta Tensão (AT) – tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 45 kV e igual ou inferior a 110 kV. Baixa Tensão (BT) – tensão entre fases cujo valor eficaz é igual ou inferior a 1 kV. Carga – valor, num dado instante, da potência activa fornecida em qualquer ponto de um sistema, determinada por uma medida instantânea ou por uma média obtida pela integração da potência durante um determinado intervalo de tempo. A carga pode referir-se a um consumidor, um aparelho, uma linha, ou uma rede. Cava (abaixamento) da tensão de alimentação – diminuição brusca da tensão de alimentação para um valor situado entre 90% e 1% da tensão declarada, seguida do restabelecimento da tensão depois de um curto lapso de tempo. Por convenção, uma cava de tensão dura de 10 ms a 1 min. O valor de uma cava de tensão é definido como sendo a diferença entre a tensão eficaz durante a cava de tensão e a tensão declarada. Cliente – pessoa singular ou colectiva com um contrato de fornecimento de energia eléctrica ou acordo de acesso e operação das redes. Circuito – sistema de três condutores através dos quais flui um sistema trifásico de correntes eléctricas. Compatibilidade electromagnética (CEM) - aptidão de um aparelho ou de um sistema para funcionar no seu ambiente electromagnético de forma satisfatória e sem ele próprio produzir perturbações electromagnéticas intoleráveis para tudo o que se encontre nesse ambiente. CEI – Comissão Electrotécnica Internacional.

Corrente de curto-circuito – corrente eléctrica entre dois pontos em que se estabeleceu um caminho condutor ocasional e de baixa resistência. Desequilíbrio de tensão – estado no qual os valores eficazes das tensões das fases ou das desfasagens entre tensões de fases consecutivas, num sistema trifásico, não são iguais. Emissão (electromagnética) – processo pelo qual uma fonte fornece energia electromagnética ao exterior. Energia não fornecida (ENF) – valor estimado da energia não fornecida nos pontos de entrega, devido a interrupções de fornecimento. Equipamento de Protecção (vulgo protecção) - equipamento que incorpora, entre outras, uma ou mais funções de protecção. Exploração – conjunto das actividades necessárias ao funcionamento de uma instalação eléctrica, incluindo as manobras, o comando, o controlo, a manutenção, bem como os trabalhos eléctricos e os não eléctricos. ERSE – Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos. Flutuação de tensão – série de variações da tensão ou variação cíclica da envolvente de uma tensão. Fornecimento de energia eléctrica - venda de energia eléctrica a qualquer entidade que é cliente do distribuidor e concessionária da RNT. Frequência da tensão de alimentação (f) – taxa de repetição da onda fundamental da tensão de alimentação, medida durante um dado intervalo de tempo (em regra 1 segundo).


Terminologia

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. Imunidade (a uma perturbação) - aptidão dum dispositivo, dum aparelho ou dum sistema para funcionar sem degradação na presença duma perturbação electromagnética. Incidente - qualquer anomalia na rede eléctrica, com origem no sistema de potência ou não, que requeira ou cause a abertura automática de disjuntores. 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. Instalação (eléctrica) – conjunto dos equipamentos eléctricos utilizados na Produção, no Transporte, na Conversão, na Distribuição e na Utilização da energia eléctrica, incluindo as fontes de energia, como as baterias, os condensadores e todas as outras fontes de armazenamento de energia eléctrica. Interrupção acidental - interrupção do fornecimento ou da entrega de energia eléctrica provocada por defeitos permanentes ou transitórios, na maior parte das vezes ligados a acontecimentos externos, a avarias ou a interferências. Interrupção breve – interrupção acidental com um tempo igual ou inferior a 3 minutos. Interrupção do fornecimento ou da entrega – situação em que o valor eficaz da tensão de

alimentação no ponto de entrega é inferior a 1% da tensão declarada Uc, em pelo menos uma das fases, dando origem, a cortes de consumo nos clientes. Interrupção forçada – saída de serviço não planeada de um circuito, correspondente à remoção automática ou de emergência de um circuito (abertura de disjuntor). Interrupção longa - interrupção acidental com um tempo superior a 3 min. Interrupção permanecente – interrupção de tempo superior ou igual a um minuto. Interrupção prevista - interrupção do fornecimento ou da entrega que ocorre quando os clientes são informados com antecedência, para permitir a execução de trabalhos programados na rede. Interrupção transitória – interrupção de tempo inferior a um segundo. Limite de emissão (duma fonte de perturbação) - valor máximo admissível do nível de emissão. Limite de imunidade - valor mínimo requerido do nível de imunidade. Média Tensão (MT) – tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 1 kV e igual ou inferior a 45 kV. Muito Alta Tensão (MAT) - tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 110 kV. Nível (duma quantidade) - valor duma quantidade avaliada duma maneira especificada. Nível de compatibilidade (electromagnética) - nível de perturbação especificado para o qual existe uma forte e aceitável probabilidade de compatibilidade electromagnética.


Terminologia

Nível de emissão - nível duma dada perturbação electromagnética, emitida por um dispositivo, aparelho ou sistema particular e medido duma maneira especificada. Nível de imunidade - nível máximo duma perturbação electromagnética de determinado tipo, incidente sobre um dispositivo, aparelho ou sistema, de forma a não provocar qualquer degradação do funcionamento. Nível de perturbação - nível de uma dada perturbação electromagnética, medido de uma maneira especificada. Perturbação (electromagnética) – fenómeno electromagnético susceptível de degradar o funcionamento dum dispositivo, dum aparelho ou dum sistema, ou de afectar desfavoravelmente a matéria viva ou inerte. Ponto de entrega - ponto (da rede) onde se faz a entrega de energia eléctrica à instalação do cliente ou a outra rede.

Nota: Na Rede Nacional de Transporte o ponto de

entrega é, normalmente, o barramento de uma

subestação a partir do qual se alimenta a instalação do

cliente. Podem também constituir pontos de entrega:

Os terminais dos secundários de transformadores

de potência de ligação a uma instalação do cliente.

A fronteira de ligação de uma linha à instalação do

cliente.

Ponto de ligação - ponto da rede electricamente identificável no qual uma carga e/ou qualquer outra rede e/ou grupo(s) gerador(es) são ligadas à rede em causa. Ponto de medida - ponto da rede onde a energia e/ou a potência é medida. Posto (de uma rede eléctrica) - parte de uma rede eléctrica, situada num mesmo local, englobando principalmente as extremidades de linhas de transporte ou de distribuição, a

aparelhagem eléctrica, edifícios e, eventualmente, transformadores. Potência 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. PRE – Produção em Regime Especial Produtor – entidade responsável pela ligação à rede e pela exploração de um ou mais grupos geradores. RARI – Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações Rede – conjunto de subestações, linhas, cabos e outros equipamentos eléctricos ligados entre si com vista a transportar a energia eléctrica produzida pelas centrais até aos consumidores. Rede de distribuição – parte da rede utilizada para condução da energia eléctrica, dentro de uma zona de consumo, para o consumidor final. Rede de transporte – parte da rede utilizada para o transporte da energia eléctrica, em geral e na maior parte dos casos, dos locais de produção para as zonas de distribuição e de consumo. Rede Nacional de Transporte (RNT) - Compreende a rede de muito alta tensão, rede de interligação, instalações do Gestor do Sistema e os bens e direitos conexos. RQS – Regulamento da Qualidade de Serviço. SEI – Sistema Eléctrico Independente. SENV – Sistema Eléctrico Não Vinculado. SEP – Sistema Eléctrico de Serviço Público.


Terminologia

Severidade da tremulação - intensidade do desconforto provocado pela tremulação definida pelo método de medição UIE-CEI da tremulação e avaliada segundo os seguintes valores:

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

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

312

112

3

∑=

=i

stlt PP

Sobretensão temporária à frequência industrial - Sobretensão ocorrendo num dado local com uma duração relativamente longa. Sobretensão transitória - Sobretensão, oscilatória ou não, de curta duração, em geral fortemente amortecida e com uma duração máxima de alguns milisegundos. Subestação – posto destinado a algum dos seguintes fins:

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

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

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 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. 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. 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:

∑=

=40

2

2

hhUTHD

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.


Terminologia

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. Variação de tensão – aumento/diminuição do valor eficaz da tensão provocados pela variação da carga total da rede ou de parte desta. Upgrading – aumento da capacidade de transporte de energia eléctrica da linha através da subida do seu nível de tensão. Uprating – aumento da capacidade de transporte de energia eléctrica da linha sem subir o seu nível de tensão. UCTE – Union pour la Coordenation du Transport de l’Electricité. UIE – Union Internationale d’Electrothermie.


Anexos

7. ANEXOS Anexo A - PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DAS SUBESTAÇÕES DA RNT Anexo B - PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DAS LINHAS DA RNT Anexo C - POTÊNCIA INSTALADA NAS SUBESTAÇÕES DA RNT Anexo D - SUBESTAÇÕES - TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA DA RNT Anexo E - BATERIAS DE CONDENSADORES NA RNT Anexo F - REACTÂNCIAS INSTALADAS NAS SUBESTAÇÕES DA RNT Anexo G - MAPA DA RNT Anexo H - CARGAS ACTIVAS E REACTIVAS PARA OS PONTOS DE ENTREGA NA RNT Anexo I - PERFIS DE PRODUÇÃO Anexo J - PRODUÇÃO EM REGIME ESPECIAL E SENV Anexo K - DIAGRAMAS UNIFILARES DE TRÂNSITOS DE POTÊNCIA Anexo L - VALORES MÍNIMOS DE CORRENTE E POTÊNCIA DE CURTO-CIRCUITO Anexo M - CAPACIDADE SIMULTANEAMENTE DISPONÍVEL NA RNT PARA A RECEPÇÃO DE NOVA GERAÇÃO

Anexo N - QUALIDADE DE SERVIÇO


Anexo A

Principais características das subestações da RNT

Designação Sigla 400 kV 220 kV 150 kV 60/30 kV Transformadores [MVA]

Auto-Transf. [MVA]

ALTO MIRA SAM 1963 Amadora 400/220/60 6 7 - 18 580 450 80BATALHA SBL 1973 Batalha 220/60 - 8 - 11 366 80CANELAS SCN 1981 V.N.Gaia 220/60 - 8 - 13 486 60CARREGADO SCG 1967 Alenquer 220/60 - 22 - 3 360 -CARRICHE SCH 1983 Lisboa 220/60 - 9 - 4 410 30CHAFARIZ SCF 1997 Cel. Beira 220/60 - 9 - 4 126 -CHAVES SCV 1996 Chaves 150/60 - - 1 1 63 -CUSTÓIAS SCT 1993 Matosinhos 220/60 - 5 - 9 252 30ERMESINDE SED 1951 Valongo 150/60 - - 12 17 352 60ESTARREJA SEJ 1968 Estarreja 220/60 - 8 - 16 378 80ESTOI SET 1992 Faro 150/60 - - 5 8 252 30ÉVORA SER 1986 Évora 150/60 - - 6 4 189 30F. ALENTEJO SFA 1963 F. Alentejo 400/150/60 3 - 8 9 125 250 -FALAGUEIRA SFR 1992 Nisa 400/150/60 1 - 7 2 63 250 -FANHÕES SFN 1986 Loures 400/220/150/60 10 10 1 5 340 1026 40FERNÃO FERRO SFF 1980 Seixal 150/60 - - 10 11 378 40FERRO SFE 2001 Covilhã 220/60 - 3 - 3 63 -GUIMARÃES SGR 1977 Guimarães 150/60 - - 1 1 126 -LAVOS SLV 2002 Figueira da Foz 400/60 5 - - 5 170 -MOGADOURO SMG 1993 Mogadouro 220/60 - 3 - 1 63 -MOGOFORES SMR 1979 Anadia 220/60 - 1 - 1 126 -MOURISCA SMC 1983 Águeda 220/60 - 7 - 9 309 40OLEIROS SOR 1996 Vila Verde 150/60 - - 6 7 252 -PALMELA SPM 1979 Palmela 400/150 13 - 16 - - 1350 -PEREIROS SPR 1957 Coimbra 220/150/60 - 12 4 14 309 120 90POCINHO SPN 1974 T. Moncorvo 220/60 - 11 - 6 90 -POMBAL SPB 1983 Pombal 220/60 - 1 - 2 126 -PORTO ALTO SPA 1961 Benavente 150/60 - - 9 5 126 -PRACANA SPC 1982 Mação 150/60 - - 1 1 63 -RECAREI SRR 1990 Paredes 400/220/60 7 14 - 2 126 900 -RÉGUA CRG 1973 Peso da Régua 220/150 - - - - - 75 (1) -RIBA D´AVE SRA 1984 V.N.Famalicão 400/150/60 9 - 16 18 586 720 60RIO MAIOR SRM 1979 Caldas Rainha 400/220/60 9 13 - 6 252 900 -RUIVÃES SRU 1982 V.N.Famalicão 150/130 - - - - - 150 (3) -SACAVÉM SSV 1951 Loures 220/150/60/30 - 5 9 21 628 30SANTARÉM SSR 2002 Santarém 220/60 - 3 - 1 63 -SETE RIOS SSS 1999 Lisboa 220/60 - 1 - - 170 -SETÚBAL SSB 1952 Setúbal 150/60 - - 8 14 300 60SINES SSN 1978 Sant.Cacém 400/150/60 10 - 12 13 240 720 -TORRÃO STR 1988 Marco Canav. 220/60 - 6 - 5 126 -TRAJOUCE STJ 1990 Cascais 220/60 - 6 - 5 510 70TUNES STN 1973 Silves 150/60 - - 9 19 315 80VALDIGEM SVG 1976 Lamego 220/60 - 15 - 6 252 20VERMOIM SVM 1959 Maia 220/150/60 - 13 6 26 600 390 120VILA CHÃ SVC 1961 Seia 220/60 - 8 - 12 378 60VILA FRIA SVI 1987 Viana Castelo 150/60 - - 5 8 252 30ZÊZERE SZR 1951 Tomar 220/150/60 - 2 15 13 403 120 30

ALTO LINDOSO PCAL 1992 Ponte da Barca 400 5 - - - - -CARRAPATELO PCCL 1969 Cinfães 220 - 9 - - - -ERMIDAS SADO PCES 2002 Sant.Cacém 150 - - 2+2 (2) - - -MONTE da PEDRA PCMP 2002 Alcácer do Sal 150 - - 2+2 (2) - - -OURIQUE PCOQ 1990 Ourique 150 - - 8 - - -PEGO PCPG 1992 Abrantes 400 6 - - - - -PRIOR VELHO PSPV 1996 Loures 220 e 150 - 4 - - - -SABÓIA PCSI 2003 Odemira 150 - - 5 - - -URRÔ PCUR 2002 Penafiel 220 - 3+2 (2) - - - -

Totais: 84 228 188 359 11744 7421 1250

(1) Este equipamento é propriedade da EDP-Produção. (2) Saída de "feeders". (3) Este equipamento é propriedade da EDP-Distribuição.

Anexo A

Niveis de Tensão [kV]

Situação em 31 Dez 2003PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DAS SUBESTAÇÕES DA RNT

Para além das subestações, postos de corte (PC) e postos de seccionamento (PS) indicados, a RNT interliga-se com produtores e clientes atravésde outras instalações, nomeadamente parques de centrais do SEP e de clientes MAT como REFER, Siderurgias, Somincor e Autoeuropa. Estasinstalações estão interligadas no sistema de comando controlo e protecção da RNT e algumas delas podem vir a ter no futuro funçõesestruturantes da própria RNT.

Nota: a) Esta data refere-se à abertura da instalação, não contemplando posteriores remodelações ou ampliações

Postos de Corte e de Seccionamento

Baterias de Condensadores

[Mvar]

Subestação Potência Instaladanº de PainéisConcelho

Ano Entrada em Serviço (a)

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2003 A - 1/2

Anexo A

Principais características das subestações da RNT

LN TR IB BC GE MO400 kV 35 22 11 0 9 7 84

220 kV 112 70 24 0 18 4 228

150 kV 104 58 21 0 5 0 18860/30 kV 180 109 31 38 1 0 359TOTAIS 431 259 87 38 33 11 859

Anexo APRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DAS SUBESTAÇÕES DA RNT

Painéis - Situação em 31 Dez 2003

Nível de tensão

nº de Painéis por Tipo Total

Notas:

LN – Painel de Linha TR – Painel de Transformador IB – Painel Inter-Barras BC – Painel de Bateria de Condensadores TR – Painel de Gerador MO - Modúlo

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2003 A - 2/2

Anexo B

Principais características eléctricas das linhas da RNT

BARRAMENTO BARRAMENTO Comp. Tensão R [pu] X [pu] B [pu]INICIAL FINAL [km] [kV] (a) (a) (a) Verão Inverno

ALQUEVA FERREIRA DO ALENTEJO 2x Zambeze 65.2 400 0.0012 0.0135 0.3570 1150 1480ALTO LINDOSO CARTELLE (troço português2) 2x Rail 1.1 400 0.00002 0.0002 0.0066 1036 1330ALTO LINDOSO RIBA DE AVE 1 2x Zambeze 59.1 400 0.0011 0.0123 0.3235 1150 1386ALTO LINDOSO RIBA DE AVE 2 2x Zambeze 59.6 400 0.0011 0.0125 0.3318 1150 1386CENTRAL DE SETÚBAL PALMELA 1 2x Zambeze 7.3 400 0.0001 0.0013 0.0444 346 346CENTRAL DE SETÚBAL PALMELA 2 2x Zambeze 7.3 400 0.0001 0.0013 0.0444 346 346CENTRAL DE SETÚBAL PALMELA 3 2x Zambeze 7.2 400 0.0001 0.0013 0.0441 346 346CENTRAL DE SETÚBAL PALMELA 4 2x Zambeze 7.2 400 0.0001 0.0013 0.0441 346 346CENTRAL DE SINES SINES 2 2x Zambeze 12.2 400 0.0002 0.0022 0.0749 346 346CENTRAL DE SINES SINES 3 2x Zambeze 12.0 400 0.0002 0.0022 0.0730 346 346CENTRAL DE SINES SINES 4 2x Zambeze 12.0 400 0.0002 0.0022 0.0730 346 346CENTRAL DO ALTO LINDOSO ALTO LINDOSO 1 2x Aster1144 0.4 400 0.0000 0.0001 0.0025 1581 2060CENTRAL DO ALTO LINDOSO ALTO LINDOSO 2 2x Aster1144 0.4 400 0.0000 0.0001 0.0024 1581 2060CENTRAL DO PEGO PEGO 1 2x Zambeze 0.2 400 0.0000 0.0000 0.0011 1150 1386CENTRAL DO PEGO PEGO 2 2x Zambeze 0.2 400 0.0000 0.0000 0.0010 1150 1386FANHÕES ALTO DE MIRA 4 2x Zambeze 18.3 400 0.0003 0.0034 0.1105 1150 1386FANHÕES ALTO DE MIRA 5 2x Zambeze 18.3 400 0.0003 0.0034 0.1105 1150 1386FERREIRA DO ALENTEJO SINES 2x Zambeze 59.4 400 0.0011 0.0124 0.3268 1150 1480LAVOS RIO MAIOR 2x Zambeze 86.5 400 0.0016 0.0179 0.4749 1150 1386PALMELA FANHÕES 2x Zambeze 68.1 400 0.0013 0.0141 0.3735 1150 1386PALMELA SINES 2 2x Zambeze 96.0 400 0.0018 0.0199 0.5262 1150 1386PALMELA SINES 3 2x Zambeze 96.2 400 0.0017 0.0200 0.5433 1150 1386PEGO CEDILLO (troço português2) 2x Zambeze 64.3 400 0.0012 0.0134 0.3532 790 1386PEGO RIO MAIOR 2x Zambeze 81.3 400 0.0015 0.0168 0.4457 1150 1386RECAREI LAVOS 2x Zambeze 133.2 400 0.0024 0.0276 0.7315 1150 1386RECAREI RIO MAIOR 2 2x Zambeze 223.4 400 0.0040 0.0464 1.2241 1150 1386RIBA DE AVE RECAREI 1 2x Zambeze 29.4 400 0.0005 0.0061 0.1612 1150 1386RIBA DE AVE RECAREI 2 2x Zambeze 34.1 400 0.0006 0.0072 0.1851 1150 1386RIO MAIOR FANHÕES 2x Zambeze 53.0 400 0.0010 0.0110 0.2913 1150 1386RIO MAIOR PALMELA 2x Zambeze 88.3 400 0.0016 0.0183 0.4834 1150 1386

RAMAISRAMAL DA LINHA PEGO - CEDILLO P/ SUB. DA FALAGUEIRA1 2x Zambeze 1.3 400 0.00001 0.0001 0.0155 450 450

Comprimento Total (km) 1402.7

Notas:Os valores das capacidades térmicas correspondem ao valor mais restritivo do conjunto linha mais painel.a) Os valores em pu são referidos à potência base de 100 MVA e às tensões de 400, 220, 150, 130 e 63 kV.

1 Linha dupla com os ternos em paralelo.2 O comprimento e os parâmetros eléctricos correspondem ao troço português e as capacidades ao menor dos valores entre os troços português e espanhol.

Anexo BPRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DAS LINHAS DA RNT

Cap. Term. [MVA]Tipo

Situação em 31 Dez 2003

LINHAS A 400kV

de Cabo

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2003 B - 1/5

Anexo B


BARRAMENTO BARRAMENTO Comp. Tensão R [pu] X [pu] B [pu]

INICIAL FINAL [km] [kV] (a) (a) (a) Verão Inverno

AGUIEIRA PEREIROS 1 1x Zebra 30.4 220 0.0048 0.0263 0.0405 200 295AGUIEIRA PEREIROS 2 1x Zebra 30.2 220 0.0048 0.0261 0.0401 200 295ALTO DE MIRA CARRICHE 1x Zebra 7.8 220 0.0012 0.0065 0.0106 200 295BATALHA RIO MAIOR 1 1x Zebra 39.9 220 0.0063 0.0345 0.0523 321 384BATALHA RIO MAIOR 2 1x Zebra 49.1 220 0.0079 0.0432 0.0646 321 384BEMPOSTA ALDEADÁVILA (troço português2) 1x Zebra 28.2 220 0.0045 0.0252 0.0367 321 384BEMPOSTA POCINHO 1x Zebra 61.1 220 0.0097 0.0538 0.0800 200 295CARRAPATELO ESTARREJA 1 1x Zebra 49.3 220 0.0078 0.0426 0.0645 200 295CARRAPATELO ESTARREJA 2 1x Zebra 49.2 220 0.0078 0.0396 0.0686 200 295CARRAPATELO MOURISCA 1x Zebra 67.8 220 0.0107 0.0557 0.0930 200 295CARRAPATELO TORRÃO 1x Zebra 12.8 220 0.0021 0.0111 0.0170 200 295CARREGADO ALTO DE MIRA 1x Zebra 38.5 220 0.0061 0.0332 0.0505 268 344CARREGADO FANHÕES 2 1x Zebra 25.4 220 0.0040 0.0220 0.0333 268 344CARREGADO RIO MAIOR 1 1x Zebra 39.7 220 0.0063 0.0343 0.0521 200 295CARREGADO RIO MAIOR 2 1x Zebra 38.7 220 0.0061 0.0309 0.0541 200 295CARREGADO RIO MAIOR 3 1x Zebra 38.8 220 0.0061 0.0309 0.0541 200 295CARREGADO SACAVÉM :

- TROÇO EM LINHA AÉREA 1x Zebra 30.0 220 0.0047 0.0254 0.0401 200 295 -TROÇO EM CABO SUBTERRÂNEO (1000 mm2) 1x Alumínio 1.8 220 0.0002 0.0004 0.0493 320 320CARREGADO SANTARÉM 1x Zebra 34.7 220 0.0028 0.0151 0.0907 536 687CARREGADO SEIXAL 1x Zebra 56.8 220 0.0091 0.0489 0.0753 200 295CARRICHE SETE RIOS: -CABO SUBTERRÂNEO (1240 mm2) 1x Cobre 7.6 220 0.0005 0.0018 0.2242 364 364CENTRAL DO PICOTE PICOTE 1 1x Zebra 0.4 220 0.0001 0.0003 0.0005 200 295CENTRAL DO PICOTE PICOTE 2 1x Zebra 0.4 220 0.0001 0.0003 0.0005 200 295CENTRAL DO PICOTE PICOTE 3 1x Zebra 0.4 220 0.0001 0.0003 0.0005 200 295CENTRAL DO POCINHO POCINHO 1x Zebra 1.0 220 0.0002 0.0009 0.0013 200 229CENTRAL DO TORRÃO TORRÃO 1 1x Zebra 0.2 220 0.0000 0.0002 0.0003 152 152CENTRAL DO TORRÃO TORRÃO 2 1x Zebra 0.3 220 0.0000 0.0002 0.0004 152 152CHAFARIZ FERRO 1 1x Aster 570 73.0 220 0.0099 0.0582 0.1027 293 377CHAFARIZ FERRO 2 1x Aster 570 73.0 220 0.0099 0.0582 0.1028 293 377CHAFARIZ VILA CHÃ 1 1x Zebra 34.5 220 0.0552 0.0309 0.0446 321 384CHAFARIZ VILA CHÃ 2 1x Zebra 34.6 220 0.0055 0.0305 0.0447 321 384CUSTÓIAS PRELADA1 1x Zambeze 6.6 220 0.0044 0.0315 0.0003 91 117ESTARREJA PERREIROS 1x Zebra 81.3 220 0.0130 0.0701 0.1083 268 344FANHÕES ALTO DE MIRA 3 1x Zebra 18.3 220 0.0029 0.0153 0.0248 268 344FANHÕES CARRICHE 1x Zebra 19.5 220 0.0031 0.0165 0.0263 268 344FANHÕES SACAVÉM 2 :

- TROÇO EM LINHA AÉREA 1x Zebra 13.3 220 0.0021 0.0108 0.0185 200 295 -TROÇO EM CABO SUBTERRÂNEO (1000 mm2) 1x Alumínio 1.8 220 0.0002 0.0004 0.0493 320 320MIRANDA PICOTE 1 1x Zebra 14.9 220 0.0024 0.0131 0.0191 200 229MIRANDA PICOTE 2 1x Zambeze 15.5 220 0.0019 0.0129 0.0210 229 229MOGADOURO VALEIRA 1x Zebra 74.1 220 0.0117 0.0653 0.0959 200 295MOURISCA PEREIROS 1x Zebra 55.6 220 0.0087 0.0475 0.0721 200 295PEREIROS BATALHA 1 1x Zebra 66.8 220 0.0106 0.0578 0.0880 200 240PEREIROS BATALHA 2 1x Zebra 76.1 220 0.0121 0.0664 0.0995 200 295PICOTE BEMPOSTA 1x Zebra 19.1 220 0.0030 0.0168 0.0250 200 295PICOTE MOGADOURO 1x Zebra 20.9 220 0.0033 0.0184 0.0269 200 295PICOTE POCINHO 1x Zebra 74.4 220 0.0119 0.0663 0.0977 200 295POCINHO ALDEADÁVILA (troço português2) 1x Zebra 39.5 220 0.0063 0.0352 0.0519 321 384POCINHO CHAFARIZ 1 1x Zebra 61.9 220 0.0099 0.0552 0.0798 268 344POCINHO CHAFARIZ 2 1x Zebra 61.8 220 0.0094 0.0544 0.0798 268 344POCINHO SAUCELLE (troço português2) 1x Zebra 30.2 220 0.0048 0.0268 0.0395 321 384

1 Explorada provisoriamente a 60 kV. Os parâmetros eléctricos e capacidade referem-se à tensão de exploração.2 O comprimento e os parâmetros eléctricos correspondem ao troço português e as capacidades ao menor dos valores entre os troços português e espanhol



Cap. Term. [MVA]

LINHAS A 220kV


Anexo B


BARRAMENTO BARRAMENTO Comp. Tensão R [pu] X [pu] B [pu]

INICIAL FINAL [km] [kV] (a) (a) (a) Verão Inverno

POCINHO VALDIGEM 1 1x Zebra 58.2 220 0.0093 0.0519 0.0771 200 295POCINHO VALDIGEM 2 (1º troço) 1x Zebra 3.1 220 0.0005 0.0027 0.0040 200 295POCINHO VALDIGEM 2 (2º troço) 2x Zambeze 51.2 220 0.0031 0.0352 0.0851 633 814POCINHO VALDIGEM 2 (3º troço) 1x Zebra 2.1 220 0.0003 0.0018 0.0028 200 295RECAREI CANELAS 11 1x Zebra 21.4 220 0.0017 0.0086 0.0598 400 560RECAREI CANELAS 3 3x Zambeze 27.4 220 0.0011 0.0145 0.0576 948 1200RECAREI CUSTÓIAS 1x Zebra 29.3 220 0.0042 0.0235 0.0407 200 295RECAREI VERMOIM 1 1x Zebra 20.2 220 0.0032 0.0164 0.0279 200 295RECAREI VERMOIM 2 2x Zambeze 18.6 220 0.0011 0.0115 0.0338 457 457RECAREI VERMOIM 3 2x Zambeze 18.7 220 0.0011 0.0116 0.0338 476 476RÉGUA VALDIGEM 1x Zebra 2.1 220 0.0003 0.0018 0.0029 200 295C. RIBATEJO CARREGADO 3 1x Alumínio 0.8 220 0.00006 0.0002 0.0207 438 438RIO MAIOR TRAJOUCE 1x Zebra 79.4 220 0.0126 0.0700 0.1029 200 295TAPADA DO OUTEIRO (GÁS) CANELAS 3x Zambeze 18.4 220 0.0007 0.0098 0.0387 948 953TAPADA DO OUTEIRO (GÁS) RECAREI 3x Zambeze 10.4 220 0.0004 0.0056 0.0215 948 953TORRÃO RECAREI 1x Zebra 20.8 220 0.0033 0.0177 0.0279 200 295URRÔ RECAREI 1x Zebra 15.7 220 0.0025 0.0130 0.0221 200 295VALDIGEM CARRAPATELO 1 1x Zebra 32.8 220 0.0052 0.0278 0.0438 200 295VALDIGEM CARRAPATELO 2 1x Zebra 32.9 220 0.0052 0.0263 0.0460 200 295VALDIGEM CARRAPATELO 3 1x Zebra 32.9 220 0.0052 0.0263 0.0460 200 295VALDIGEM RECAREI 1 1x Zebra 65.0 220 0.0103 0.0529 0.0897 200 295VALDIGEM URRÔ 1x Zebra 50.0 220 0.0078 0.0404 0.0685 200 295VALDIGEM VERMOIM (1º troço) 1x Zebra 64.3 220 0.0102 0.0566 0.0830 200 295VALDIGEM VERMOIM (2º troço) 2x Zambeze 9.0 220 0.0005 0.0056 0.0163 457 457VALEIRA VALDIGEM 1 1x Zebra 32.6 220 0.0051 0.0265 0.0450 200 295VALEIRA VALDIGEM 2 1x Zebra 32.6 220 0.0051 0.0265 0.0450 200 295VERMOIM CUSTÓIAS 1x Zebra 10.4 220 0.0013 0.0082 0.0148 200 295VERMOIM PRELADA 2 1x Zambeze 6.9 220 0.0008 0.0056 0.0098 91 117VILA CHÃ PEREIROS 1 1x Zebra 68.5 220 0.0109 0.0602 0.0884 321 384VILA CHÃ PEREIROS 2 1x Zebra 68.8 220 0.0108 0.0602 0.0883 321 384

RAMAISRAMAL DA LINHA AGUIEIRA - PEREIROS 2 P/ SUB. DE MORTÁGUA (REFER) 1x Zebra 7.7 220RAMAL DA LINHA ALTO DE MIRA - CARRICHE P/ SUB. DE TRAJOUCE 1x Zebra 8.9 220 0.0014 0.0078 0.0118 321 384RAMAL DA LINHA CARREGADO-ALTO DE MIRA P/ SUB. DE CARRICHE 1x Zebra 2.8 220 0.0004 0.0025 0.0035 268 344

RAMAL DA LINHA CHAFARIZ - FERRO 1 P/ SUB. DE SOBRAL (REFER) 1x Aster 570 0.8 220

RAMAL DA LINHA CHAFARIZ - FERRO 2 P/ SUB. DE SOBRAL (REFER) 1x Aster 570 0.8 220

RAMAL DA LINHA CHAFARIZ - VILA CHÃ 1 P/ SUB.DE GOUVEIA (REFER) 1x Zebra 5.9 220RAMAL DA LINHA CHAFARIZ - VILA CHÃ 2 P/ SUB.DE GOUVEIA (REFER) 1x Zebra 5.9 220RAMAL DA LINHA FANHÕES - ALTO DE MIRA 3 P/ SUB. DE CARRICHE 1x Zebra 2.5 220 0.0004 0.0022 0.0032 268 344RAMAL DA LINHA MOURISCA - PEREIROS P/ SUB. DE MOGOFORES 1x Zebra 2.6 220 0.0004 0.0023 0.0034 191 191RAMAL DA LINHA PEREIROS - BATALHA 2 P/ SUBESTAÇÃO DE POMBAL 1x Zebra 3.6 220 0.0006 0.0031 0.0047 191 191RAMAL DA LINHA RECAREI - CANELAS 3 P/ TAPADA DO OUTEIRO 3x Zambeze 0.8 220 0.0000 0.0004 0.0017 948 953RAMAL DA LINHA TAPADA OUTEIRO-CANELAS P/ SUBESTAÇÃO DE ESTARREJA 1x Zebra 31.7 220 0.0050 0.0269 0.0423 200 295RAMAL DA LINHA VILA CHÃ - PEREIROS 1 P/ SUB. DE MORTÁGUA (REFER) 1x Zebra 18.2 220


1 Linha dupla com os ternos em paralelo.2 Explorada provisoriamente a 60 kV. Os parâmetros eléctricos e capacidade referem-se à tensão de exploração.3 Este cabo é propriedade da EDP.



de Cabo

CIRCUITO COM 2 FASES






LINHAS A 220kVTipo Cap. Term. [MVA]


Anexo B



ALTO RABAGÃO CANIÇADA 1x Bear 33.9 150 0.0190 0.0653 0.0204 104 104BOUÇÃ ZÊZERE 1 1x Bear 36.6 150 0.0201 0.0687 0.0220 104 104BOUÇÃ ZÊZERE 2 1x Bear 36.6 150 0.0201 0.0687 0.0223 104 104CABRIL BOUÇÃ 1x Bear 10.5 150 0.0058 0.0197 0.0063 104 104CANIÇADA OLEIROS 1x Bear 26.7 150 0.0147 0.0469 0.0172 104 151CANIÇADA RIBA DE AVE 1 1x Panther 33.2 150 0.0221 0.0603 0.0206 91 133CANIÇADA RIBA DE AVE 2 1x Bear 33.1 150 0.0181 0.0618 0.0199 104 151CANIÇADA VILA FRIA 1 1x Bear 46.7 150 0.0254 0.0876 0.0281 104 151CANIÇADA VILA FRIA 2 1x Bear 50.2 150 0.0277 0.0880 0.0323 104 151CASTELO DO BODE ZÊZERE 1 1x Bear 0.7 150 0.0004 0.0013 0.0004 104 151CASTELO DO BODE ZÊZERE 2 1x Bear 0.7 150 0.0004 0.0013 0.0004 104 151CASTELO DO BODE ZÊZERE 3 1x Bear 0.7 150 0.0004 0.0013 0.0004 104 151CENTRAL SINES SINES 1 2x Zambeze 12.8 150 0.0016 0.0166 0.0111 390 390ERMIDAS SADO FERREIRA DO ALENTEJO 1x Bear 26.0 150 0.0139 0.0487 0.0157 138 176FALAGUEIRA RODÃO 1 (REFER) 1x Zebra 19.9 150 0.0071 0.0386 0.0130 183 234FALAGUEIRA RODÃO 2 (REFER) 1x Zebra 19.9 150 0.0071 0.0386 0.0130 183 234FANHÕES SACAVEM 1 1x Zebra 13.3 150 0.0046 0.0239 0.0085 130 130FERNÃO FERRO FOGUETEIRO 1 (REFER) 1x Bear 4.4 150FERNÃO FERRO FOGUETEIRO 2 (REFER) 1x Bear 4.4 150FERNÃO FERRO MONTE DA CAPARICA 1- 2 1x Bear 13.0 150 0.0036 0.0121 0.0159 87 127FERNÃO FERRO QUINTA DO ANJO 1x Zebra 12.1 150 0.0040 0.0206 0.0075 136 201FERREIRA DO ALENTEJO ÉVORA 1x Zebra 61.3 150 0.0210 0.1117 0.0380 183 234FERREIRA DO ALENTEJO OURIQUE 1x Bear 44.5 150 0.0244 0.0817 0.0275 138 176FRATEL FALAGUEIRA 1x Bear 7.8 150 0.0044 0.0146 0.0048 104 151MONTE DA PEDRA SINES 1x Bear 50.5 150 0.0274 0.0925 0.0313 104 151OLEIROS VILA FRIA 1x Bear 23.6 150 0.0129 0.0413 0.0150 104 151OURIQUE ESTOI 1 1x Bear 73.8 150 0.0409 0.1405 0.0438 138 176OURIQUE ESTOI 2 1x Bear 73.8 150 0.0409 0.1405 0.0438 138 176OURIQUE NEVES CORVO 1x Bear 22.0 150 0.0121 0.0412 0.0132 104 130OURIQUE TUNES 1x Bear 61.6 150 0.0338 0.1130 0.0380 164 195PALMELA ÉVORA 1x Bear 96.7 150 0.0533 0.1812 0.0581 104 151PALMELA FERNÃO FERRO 1 1x Zebra 23.0 150 0.0078 0.0396 0.0149 136 201PALMELA FERNÃO FERRO 2 1x Zebra 23.0 150 0.0078 0.0396 0.0149 136 201PALMELA QUINTA DO ANJO 1x Zebra 12.0 150 0.0041 0.0206 0.0078 136 201PALMELA SEIXAL 1x Zebra 24.3 150 0.0082 0.0424 0.0154 136 201PALMELA SETÚBAL 1 1x Bear 4.2 150 0.0023 0.0080 0.0026 104 151PALMELA SETÚBAL 2 1x Bear 4.1 150 0.0023 0.0077 0.0025 104 151PALMELA SETÚBAL 3 1x Zebra 4.0 150 0.0014 0.0074 0.0025 136 201PALMELA MONTE DA PEDRA 1x Bear 41.0 150 0.0222 0.0752 0.0254 104 151PORTO ALTO PALMELA 1 1x Bear 36.7 150 0.0203 0.0702 0.0221 138 176PORTO ALTO PALMELA 2 1x Bear 36.6 150 0.0201 0.0686 0.0220 138 176PORTO ALTO QUINTA GRANDE (REFER) 1x Bear 35.0 150RIBA DE AVE ERMESINDE 1 1x Panther 28.5 150 0.0193 0.0508 0.0193 91 130RIBA DE AVE ERMESINDE 2 1x Panther 27.4 150 0.0185 0.0500 0.0166 91 130RIBA DE AVE ERMESINDE 3 1x Bear 27.4 150 0.0138 0.0493 0.0173 104 130RIBA DE AVE ERMESINDE 4 1x Bear 33.2 150 0.0184 0.0621 0.0202 104 151RIBA DE AVE OLEIROS 1x Bear 35.2 150 0.0195 0.0657 0.0215 104 151RIBA DE AVE RUIVÃES 1x Bear 5.1 150 0.0028 0.0094 0.0031 104 151SABOIA LUZIANES 1 1x Bear 8.5 150SABOIA LUZIANES 2 1x Bear 8.5 150SABOIA TUNES 1x Bear 55.7 150 0.0306 0.0992 0.0352 164 195SACAVÉM PORTO ALTO :

TROÇO EM LINHA AÉREA 1x Bear 32.2 150 0.0177 0.0605 0.0194 104 130 TROÇO EM CABO SUBTERRÂNEO (1000 mm2) 1x Alumínio 1.8 150 0.0004 0.0009 0.0229 216 216

1 Linha dupla com os ternos em paralelo.2 Explorada provisoriamente a 60 kV. Os parâmetros eléctricos e capacidade referem-se à tensão de exploração.






Cap. Term. [MVA]

LINHAS A 150kV




Anexo B



SALAMONDE CANIÇADA 1x Panther 13.9 150 0.0095 0.0251 0.0086 91 133SINES ERMIDAS SADO 1x Bear 32.6 150 0.0179 0.0610 0.0197 138 176SINES OURIQUE 1 1x Zebra 63.4 150 0.0215 0.1093 0.0413 183 234SINES OURIQUE 2 1x Zebra 63.4 150 0.0215 0.1093 0.0413 183 234SINES SABOIA 1x Bear 60.8 150 0.0333 0.1079 0.0382 164 195SINES TUNES 2 1x Bear 116.2 150 0.0638 0.2065 0.0732 164 195TABUAÇO RÉGUA 1x Bear 16.9 150 0.0093 0.0317 0.0102 65 65VERMOIM ERMESINDE 1 1x Bear 9.5 150 0.0052 0.0178 0.0057 104 151VERMOIM ERMESINDE 2 1x Bear 9.5 150 0.0052 0.0175 0.0059 104 151VERMOIM ERMESINDE 3 1x Zebra 9.5 150 0.0032 0.0173 0.0059 136 201VILA NOVA RIBA DE AVE 1x Panther 53.5 150 0.0365 0.0978 0.0329 91 133VILA NOVA SALAMONDE 1 8.0 150 1 1 1 1 1

ZÊZERE FALAGUEIRA 1x Bear 53.7 150 0.0294 0.0985 0.0331 104 151ZÊZERE PEREIROS 1 1x Bear 71.1 150 0.0391 0.1335 0.0433 104 130ZÊZERE PORTO ALTO 1 1x Bear 93.1 150 0.0512 0.1647 0.0592 104 130ZÊZERE PORTO ALTO 2 1x Bear 93.1 150 0.0511 0.1646 0.0592 104 130

ZÊZERE SACAVÉM 2 :

TROÇO EM LINHA AÉREA 1x Bear 109.8 150 0.0609 0.2038 0.0678 104 130 TROÇO EM CABO SUBTERRÂNEO (1000 mm2) 1x Alumínio 1.8 150 0.0004 0.0009 0.0229 216 216

RAMAISRAMAL DA LINHA ALTO RABAGÃO-CANIÇADA P/ SUBESTAÇÃO DE CHAVES 1x Bear 36.6 150 0.0205 0.0703 0.0219 114 114RAMAL DA LINHA CANIÇADA - RIBA DE AVE 2 P/ SUBESTAÇÃO DE GUIMARÃES 1x Bear 3.7 150 0.0020 0.0067 0.0023 104 130RAMAL DA LINHA CANIÇADA - VILA FRIA 1 P/ VILARINHO DAS FURNAS 1x Bear 7.3 150 0.0040 0.0137 0.0044 104 151RAMAL DA LINHA FRATEL - FALAGUEIRA P/ SUBESTAÇÃO DE PRACANA 1x Bear 3.1 150 0.0017 0.0058 0.0019 65 65

RAMAL DA LINHA PALMELA - ÉVORA P/ SUB. DE PEGÕES (REFER) 1x Bear 6.9 150 0.0038 0.0128 0.0043 104 151

RAMAL DA LINHA PALMELA - MONTE DA PEDRA P/ SUB. DE PEGÕES (REFER) 1x Bear 8.5 150 0.0047 0.0157 0.0052 104 151RAMAL DA LINHA PALMELA - SEIXAL P/ SUB. DE FERNÃO FERRO 1x Zebra 5.2 150 0.0018 0.0090 0.0034 136 201RAMAL DA LINHA PALMELA - SEIXAL P/ LUSOSIDER (troço inicial) 1x Zebra 0.2 150 0.0001 0.0003 0.0001 136 201RAMAL DA LINHA VERMOIM - ERMESINDE 3 P/ SIDERURGIA NACIONAL (MAIA) 1x Bear 2.2 150 0.0012 0.0040 0.0013 104 151RAMAL DA LINHA ZÊZERE - PORTO ALTO 2 P/ SUB. DE QTA. GRANDE (REFER) 1x Bear 16.9 150

LINHAS EXPLORADAS A 130 kVLINDOSO CONCHAS (troço português) 1x Bear 9.0 130 0.0067 0.0230 0.0041 90 131


1 Linha em remodelação.




LINHAS A 150kVCap. Term. [MVA]

Linhas Circuitos Circuitos Linhas (faixa) Faixa Simples Faixa Dupla Cabo

Isolado400 27 30 1402.7 1355.7 1296.0 59.8 0.0220 82 76 2703.9 2296.8 1802.2 482.6 12.0150 73 70 2437.7 1929.9 1411.2 515.0 3.6

Total 182 176 6544.3 5582.4 4509.4 1057.4 15.6

Comprimentos de Linhas e Circuitos em 31 Dezembro de 2003

Tensão (kV)

Quantidade Comprimento (km)


Anexo C

Potência instalada nas subestações da RNT

150/30 kV 150/60 kV 220/60 kV 400/60 kV 150/130 kV 220/150 kV 400/150 kV 400/220 kVNº [MVA] Nº [MVA] Nº [MVA] Nº [MVA] Nº [MVA] Nº [MVA] Nº [MVA] Nº [MVA]

ALTO MIRA 2 120 2 170 580 1 450 450 1 030BATALHA 2 120 366 366

1 126CANELAS 3 120 486 486

1 126CARREGADO 3 120 360 360CARRICHE 2 120 410 410

1 170CHAFARIZ 2 63 126 126CHAVES 1 63 63 63CUSTÓIAS 2 126 252 252ERMESINDE 2 50 352 352

2 126ESTARREJA 3 126 378 378ESTOI 2 126 252 252ÉVORA 3 63 189 189F. ALENTEJO 1 25 125 1 250 250 375

2 50FALAGUEIRA 1 63 63 1 250 250 313FANHÕES 2 170 340 1 126 2 450 1 026 1 366F. FERRO 3 126 378 378FERRO 1 63 63 63GUIMARÃES 1 126 126 126LAVOS 1 170 170 170MOGADOURO 1 63 63 63MOGOFORES 1 126 126 126MOURISCA 1 63 309 309

1 1201 126

OLEIROS 2 126 252 252PALMELA 3 450 1 350 1 350PEREIROS 1 63 1 120 309 1 120 120 429

1 126POCINHO 1 90 90 90POMBAL 1 126 126 126PORTO ALTO 2 63 126 126PRACANA 1 63 63 63RECAREI 1 126 126 2 450 900 1 026RÉGUA (1) 1 75 75 75RIBA DE AVE 1 120 2 170 586 2 360 720 1 306

1 126RIO MAIOR 2 126 252 2 450 900 1 152RUIVÃES (2) 1 150 150 150SACAVÉM 1 45 1 63 2 170 628 628

3 60SANTARÉM 1 63 63 63SETE RIOS 1 170 170 170SETÚBAL 3 60 300 300

1 120SINES 2 120 240 2 360 720 960TORRÃO 1 126 126 126TRAJOUCE 3 170 510 510TUNES 3 63 315 315

1 126VALDIGEM 2 126 252 252VERMOIM 5 120 600 2 120 390 990

1 150VILA CHÃ 2 63 378 378

2 126VILA FRIA 2 126 252 252ZÊZERE 1 63 1 170 403 1 120 120 523

1 1704 225 41 3 701 55 6 628 7 1 190 11 744 1 150 7 831 9 3 290 7 3 150 7 421 19 165

107 24 131

(1) Este equipamento é propriedade da EDP-Produção.(2) Este equipamento é propriedade da EDP-Distribuição.

Transformadores Autotransformadores

NÚMERO TOTAL DE UNIDADESTOTAIS

NÚMERO TOTAL DE UNIDADES

Anexo CPOTÊNCIA INSTALADA NAS SUBESTAÇÕES DA RNT


Subestação Total [MVA]

Total [MVA]

Total Geral [MVA]

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2003 C - 1/1

Anexo D

Subestações – Transformadores de Potência da RNT

Entrada em Serviço da Instalação

(a)

Nº Unidade Tipo (b)

Sistema Refrig.

(c)

Tensões Nom.

Prim./Sec. [kV]

PotênciaNominal [MVA]

R [pu](d)

X [pu](d)

G [pu](d)

B [pu] (d)

Entradaem Serviço

Ano Fabrico

AT 1 M ODAF 400/220 450 0.0016 0.1191 0.00030 -0.0010 2003 2002TRF 1 T ODAF 400/60 170 0.0025 0.1569 0.0007 -0.00397 2003 1996TRF 2 T ODAF 400/60 170 0.0026 0.1586 0.0008 -0.00624 2003 2002TRF 3 M ONAF 220/60 3x40 0.0037 0.0992 0.00117 -0.0120 1971 1970TRF 4 M ONAF 220/60 3x40 0.0040 0.1023 0.00102 -0.0040 1963 1962TRF 3 T ONAF 220/60 126 0.0030 0.1182 0.00059 -0.0017 1991 1990TRF 4 M ONAF 220/60 3x40 0.0038 0.0993 0.00125 -0.0163 1973 1973TRF 5 M ONAF 220/60 3x40 0.0037 0.0984 0.00121 -0.0156 1977 1973TRF 1 T ODAF 220/60 120 0.0028 0.1187 0.00072 -0.0031 1986 1985TRF 2 T ODAF 220/60 120 0.0030 0.1124 0.00070 -0.0023 1984 1983TRF 3 T ODAF 220/60 120 0.0031 0.1143 0.00068 -0.0026 1986 1985TRF 4 T ODAF 220/60 126 0.0029 0.1186 0.00059 -0.0023 1994 1993TRF 1 T ONAF 220/60 120 0.0031 0.1060 0.00100 -0.0091 1973 1973TRF 2 T ONAF 220/60 120 0.0032 0.1053 0.00095 -0.0104 1975 1973TRF 3 T ONAF 220/60 120 0.0036 0.1015 0.00087 -0.0076 1980 1979TRF 1 T ONAF 220/60 170 0.0029 0.1184 0.00028 -0.0014 1994 1994TRF 2 T ONAF 220/60 120 0.0037 0.1176 0.00081 -0.0079 1983 1979TRF 3 T ONAF 220/60 120 0.0038 0.1152 0.00074 -0.0081 1984 1982TRF 2 T ONAF 220/60 63 0.0044 0.1187 0.00080 -0.0049 1997 1983TRF 3 T ONAF 220/60 63 0.0043 0.1155 0.00066 -0.0042 1997 1992

SCV CHAVES 1996 TRF 1 T ONAF 150/60 63 0.0043 0.0990 0.00101 -0.0067 1996 1965TRF 1 T ODAF 220/60 126 0.0030 0.1202 0.00059 -0.0022 1994 1992TRF 2 T ODAF 220/60 126 0.0028 0.1169 0.00050 -0.0002 1996 1995TRF 1 T ONAF 150/60 50 0.0045 0.1111 0.00171 -0.0115 1951 1951TRF 2 T ONAF 150/60 50 0.0000 0.1052 0.00166 -0.0108 1951 1951TRF 4 T ODAF 150/60 126 0.0028 0.1279 0.00041 -0.0002 1993 1993TRF 5 T ODAF 150/60 126 0.0030 0.1210 0.00048 -0.0029 1996 1996TRF 2 T ODAF 220/60 126 0.0040 0.1176 0.00072 -0.0063 1983 1982TRF 3 T ODAF 220/60 126 0.0027 0.1178 0.00048 -0.0002 1994 1994TRF 4 T ODAF 220/60 126 0.0030 0.1192 0.00060 -0.0023 1994 1993TRF 2 T ODAF 150/60 126 0.0027 0.1193 0.00047 -0.0003 1995 1995TRF 3 T ODAF 150/60 126 0.0035 0.1205 0.00043 -0.0012 1992 1992TRF 1 T ONAF 150/60 63 0.0042 0.1004 0.00076 -0.0060 1999 1998TRF 2 T ONAF 150/60 63 0.0054 0.1211 0.00047 -0.0011 1986 1985TRF 3 T ONAF 150/60 63 0.0049 0.1084 0.00085 -0.0041 1992 1976TRF 1 T ONAF 150/60 50 0.0048 0.1249 0.00079 -0.0033 1983 1981TRF 2 T ONAF 150/60 25 0.0075 0.1257 0.00123 -0.0058 1963 1963TRF 3 T ONAF 150/60 50 0.0044 0.1381 0.00119 -0.0131 1970 1969AT 5 T ODAF 400/150 250 0.0022 0.1193 0.00033 -0.0015 2002 2002AT 3 T ODAF 400/150 250 0.0022 0.1197 0.00029 -0.0022 2000 1999TRF 2 T ODAF 150/60 63 0.0055 0.1219 0.00059 -0.0049 1992 1982TRF 2 T ODAF 400/60 170 0.0026 0.1579 0.00068 -0.0042 1996 1995TRF 3 T ODAF 400/60 170 0.0034 0.1621 0.00063 -0.0026 1993 1992AT 5 T ODAF 400/220 450 0.0018 0.1175 0.00030 -0.0008 1992 1991AT 6 T ODAF 400/220 450 0.0018 0.1208 0.00032 -0.0010 1986 1984AT 7 M ONAF 220/150 3x42 0.0021 0.0635 0.00054 -0.0018 1988 1963TRF 1 T ONAF 150/60 126 0.0038 0.1239 0.00085 -0.0109 1980 1975TRF 2 T ONAF 150/60 126 0.0039 0.1205 0.00081 -0.0078 1980 1975TRF 3 T ONAF 150/60 126 0.0028 0.1217 0.00042 -0.0012 1992 1992

CARREGADO PC 1967 SE 1973

CARRICHE (f) 1983

ESTÓI 1992

ÉVORA 1986

SBL BATALHA 1973

SFR

SEJ

1992

ESTARREJA (e)

F.ALENTEJO

SFF

1963

FALAGUEIRA

SUBESTAÇÕES - TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA DA RNTSituação em 31 Dez 2003

SCN

SCT

1963ALTO MIRASAM

1997

SCH

PC 1981 SE 1984CANELAS

SFA

FANHÕES

F. FERRO

ERMESINDE 1951

PC 1993 SE 1994

1968

1986

1980

SCF CHAFARIZ

SED

CUSTÓIAS

SET

SER

Anexo D

Subestação

SFN

SCG

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2003 D - 1/3

Anexo D



(a)


Sistema Refrig.

(c)

Tensões Nom.

Prim./Sec. [kV]


R [pu](d)

X [pu](d)

G [pu](d)

B [pu] (d)

Entradaem Serviço

Ano Fabrico

SFE FERRO 2001 TRF 1 T ONAF 220/60 63 0.0044 0.1172 0.00080 -0.0070 2001 1983SGR GUIMARÃES 1977 TRF 1 T ONAF 150/60 126 0.0037 0.1199 0.00076 -0.0062 1977 1976SLV LAVOS 2002 TRF 3 T ODAF 400/60 170 0.0036 0.1618 0.00037 -0.0067 2002 2001SMG MOGADOURO 1993 TRF 2 T ONAF 220/60 63 0.0043 0.1155 0.00065 -0.0035 1993 1992SMR MOGOFORES 1979 TRF 1 T ONAF 220/60 126 0.0035 0.1151 0.00038 -0.0030 2000 2000

TRF 1 T ODAF 220/60 120 0.0032 0.1122 0.00068 -0.0021 1984 1983TRF 2 T ONAF 220/60 126 0.0040 0.1175 0.00077 -0.0075 1983 1981TRF 3 T ONAF 220/60 63 0.0031 0.1139 0.00061 -0.0006 1998 1994TRF 1 T ODAF 150/60 126 0.0028 0.1266 0.00044 -0.0005 1996 1993TRF 2 T ODAF 150/60 126 0.0030 0.1219 0.00047 -0.0029 1996 1996AT 2 M ODAF 400/150 3x150 0.0019 0.1277 0.00049 -0.0033 1979 1977AT 3 M ODAF 400/150 3x150 0.0020 0.1278 0.00050 -0.0038 1981 1977AT 4 T ODAF 400/150 450 0.0019 0.1239 0.00044 -0.0022 2003 2003AT 2 M ONAN 220/150 3x40 0.0020 0.0586 0.00084 -0.0101 1958 1956TRF 3 T ONAF 150/60 63 0.0048 0.1050 0.00090 -0.0080 1991 1974TRF 5 M ONAF 220/60 3x40 0.0037 0.0993 0.00120 -0.0163 1974 1972TRF 6 T ONAF 220/60 126 0.0039 0.1175 0.00081 -0.0076 1982 1981

SPN POCINHO 1974 TRF 1 M ONAF 220/60 3x30 0.0035 0.0953 0.00124 -0.0138 1975 1973SPB POMBAL 1983 TRF 1 T ONAF 220/60 126 0.0032 0.1199 0.00079 -0.0068 2001 2000

TRF 3 T ONAF 150/60 63 0.0044 0.0947 0.00099 -0.0091 1979 1978TRF 4 T ONAF 150/60 63 0.0047 0.0946 0.00074 -0.0068 1981 1974

SPC PRACANA 1982 TRF 1 T ONAF 150/60 63 0.0045 0.0947 0.00101 -0.0120 1982 1974AT 1 T ODAF 400/220 450 0.0017 0.1172 0.00030 -0.0009 1991 1991AT 2 T ODAF 400/220 450 0.0016 0.1181 0.00031 -0.0007 1990 1989TRF 4 T ONAF 220/60 126 0.0035 0.1151 0.00039 -0.0025 2001 2000

CRG RÉGUA (g) 1973 AT 1 T ONAF 220/150 75 0.0012 0.0525 0.00040 -0.0008 1988 1986AT 1 T ODAF 400/150 360 0.0022 0.1605 0.00039 -0.0016 1988 1987AT 2 T ODAF 400/150 360 0.0022 0.1605 0.00040 -0.0015 1987 1986TRF 3 T ODAF 400/60 170 0.0034 0.1621 0.00061 -0.0022 1989 1988TRF 4 T ODAF 400/60 170 0.0034 0.1621 0.00063 -0.0026 1993 1993TRF 5 T ONAF 150/60 120 0.0037 0.1132 0.00085 -0.0102 1984 1982TRF 6 T ONAF 150/60 126 0.0036 0.1203 0.00082 -0.0068 1980 1980AT 2 M ODAF 400/220 3x150 0.0019 0.1247 0.00033 -0.0010 1981 1977AT 3 M ODAF 400/220 3x150 0.0019 0.1257 0.00035 -0.0023 1979 1977TRF 4 T ONAF 220/60 126 0.0031 0.1227 0.00045 -0.0015 1991 1989TRF 5 T ONAF 220/60 126 0.0040 0.1185 0.00080 -0.0067 1981 1980

SRU RUIVÃES (h) 1982 TRF 1 T ONAF 150/130 150 0.0020 0.0691 0.00921 -0.0324 1982 1981TRF 1 T ONAF 150/30 60 0.0049 0.0965 0.00122 -0.0065 1961 1960TRF 2 T ODAF 150/30 45 0.0058 0.0919 0.00212 -0.0416 1951 1950TRF 3 T ONAF 150/30 60 0.0031 0.0991 0.00070 -0.0014 1988 1988TRF 5 T ONAF 150/30 60 0.0035 0.1030 0.00114 -0.0083 1980 1979TRF 6 T ONAF 150/60 63 0.0044 0.0988 0.00096 -0.0060 1996 1972TRF 1 T ONAF 220/60 170 0.0029 0.1518 0.00052 -0.0003 1998 1997TRF 2 T ONAF 220/60 170 0.0029 0.1525 0.00046 -0.0002 2002 2002

SSR SANTARÉM 2002 TRF 2 T ONAF 220/60 63 0.0037 0.1134 0.00064 -0.0014 2002 1992SSS SETE RIOS 1999 TRF 1 T ONAF 220/60 170 0.0030 0.1519 0.00052 -0.0003 1999 1998

TRF 1 T ONAF 150/60 60 0.0032 0.1197 0.00151 -0.0102 1957 1956TRF 2 T ONAF 150/60 60 0.0030 0.1194 0.00150 -0.0095 1957 1956TRF 3 T ONAF 150/60 60 0.0036 0.1127 0.00114 -0.0125 1968 1966TRF 4 T ODAF 150/60 120 0.0038 0.1206 0.00066 -0.0026 1978 1978TRF 1 T ONAF 150/60 120 0.0037 0.1155 0.00088 -0.0067 1980 1978TRF 2 T ONAF 150/60 120 0.0038 0.1151 0.00084 -0.0051 1981 1978AT 5 T ODAF 400/150 360 0.0020 0.1243 0.00043 -0.0016 1986 1985AT 6 T ODAF 400/150 360 0.0020 0.1225 0.00036 -0.0008 1994 1993

1952SETÚBAL

OLEIROS

SMC MOURISCA 1983

SRM

RIBA D´AVE


SPA

SSB

IP 1980 SE 1984

PC 1961 SE 1971

1990

PORTO ALTO

SRR

SRA

RECAREI

1979

SSN

RIO MAIOR

PC 1957 SE 1958

PALMELA 1979

1996

SPR PEREIROS

SPM

SOR

Anexo D

SINES 1978

SSV SACAVÉM 1951

Subestação


Anexo D



(a)


Sistema Refrig.

(c)

Tensões Nom.

Prim./Sec. [kV]


R [pu](d)

X [pu](d)

G [pu](d)

B [pu] (d)

Entradaem Serviço

Ano Fabrico

STR TORRÃO PC 1988 SE 1993 TRF 2 T ODAF 220/60 126 0.0029 0.1186 0.00060 -0.0019 1993 1993

TRF 1 T ONAF 220/60 170 0.0029 0.1525 0.00050 -0.0002 2002 2002STJ TRAJOUCE 1990 TRF 2 T ONAF 220/60 170 0.0029 0.1528 0.00048 -0.0003 2003 2003

TRF 3 T ONAF 220/60 170 0.0029 0.1515 0.00049 -0.0004 2003 2003TRF 1 T ONAF 150/60 126 0.0024 0.0937 0.00060 -0.0022 1991 1991TRF 2 T ONAF 150/60 63 0.0047 0.1060 0.00082 -0.0087 1975 1974TRF 4 T ONAF 150/60 63 0.0040 0.1059 0.00068 -0.0024 1983 1982TRF 6 T ONAF 150/60 63 0.0030 0.0955 0.00075 -0.0026 1987 1986TRF 1 M ONAF 220/60 3x42 0.0034 0.1152 0.00111 -0.0107 1976 1975TRF 2 M ONAF 220/60 3x42 0.0035 0.1105 0.00097 -0.0071 1982 1980AT 0 T ONAF 220/150 150 0.0017 0.0716 0.00051 -0.0036 1977 1974AT 1 M ONAF 220/150 3x40 0.0021 0.0596 0.00044 -0.0010 1975 1973AT 2 M ONAN 220/150 3x40 0.0020 0.0588 0.00080 -0.0076 1960 1957TRF 3 M ONAF 220/60 3x40 0.0039 0.0994 0.00119 -0.0113 1971 1969TRF 4 M ONAF 220/60 3x40 0.0037 0.1044 0.00133 -0.0133 1959 1958TRF 5 M ONAF 220/60 3x40 0.0038 0.1047 0.00131 -0.0133 1960 1958TRF 6 M ONAF 220/60 3x40 0.0037 0.0982 0.00116 -0.0118 1975 1973TRF 7 M ONAF 220/60 3x40 0.0037 0.0986 0.00123 -0.0129 1980 1973TRF 1 T ONAF 220/60 126 0.0029 0.1132 0.00065 -0.0023 2003 1989TRF 2 T ONAF 220/60 63 0.0035 0.1112 0.00152 -0.0183 1961 1960TRF 3 T ONAF 220/60 63 0.0041 0.1028 0.00106 -0.0093 1977 1975TRF 4 T ONAF 220/60 126 0.0033 0.1217 0.00066 -0.0021 2002 1983TRF 2 T ONAF 150/60 126 0.0039 0.1189 0.00049 -0.0022 1987 1986TRF 3 T ONAF 150/60 126 0.0039 0.1188 0.00048 -0.0027 1987 1986AT 1 M ONAF 220/150 120 0.0020 0.0590 0.00084 -0.0098 2003 1956TRF 2 T ONAF 220/60 170 0.0030 0.1574 0.00042 -0.0001 2003 2003TRF T ONAF 150/60 170 0.0028 0.1649 0.00040 -0.0002 2003 2002TRF 3 T ONAF 150/60 63 0.0054 0.0962 0.00068 -0.0018 1983 1982

Notas:a) PC - Posto de Corte SE - Subestação IP - Instalação Provisóriab) T - Transformadores constituídos por uma única unidade. M - Transformadores constituídos por unidades monofásicas.c) Sistema de refrigeração à potência máxima: ONAN - Óleo Natural, Ar Natural ONAF - Óleo Natural, Ar Forçado ODAF - Óleo Dirigido, Ar Forçadod) Os valores em pu referem-se à potência nominal (MVA) do transformador.e) Em 1983 iniciou-se a instalação dos 220 kV e em 1990 a remodelação do parque de 60 kV.

g) Este equipamento é propriedade da EDP-Produção.h) Este equipamento é propriedade da EDP-Distribuição.

Equipamento de Transformação em reserva: Subestações de Alto de Mira - 2 pólo monofásico 220/60 kV, 40 MVA.Subestações da Batalha, Pereiros e Valdigem - 1 pólo monofásico 220/60 kV, 40 MVA, em cada uma delas.Subestação de Estareja - 1 AT 220/150 kV, 126 MVA, e 1 pólo monofásico de 42 MVA.Subestação de Fanhões - 1 pólo monofásico 220/150 kV, 42 MVA.Subestação do Pocinho - 1 pólo monofásico 220/60 kV, 30 MVA.

Subestação do Zêzere - 1 pólo monofásico 220/150 kV, 40 MVA.

1973

VERMOIM 1959

VALDIGEM 1976

VILA FRIA IP 1983 SE 1987

VILA CHÃ 1961

TUNES

1951SZR ZÊZERE

SVI


SVC

SVG

SVM

STN

f) A subestação de Carriche sofreu uma remodelação em 1995 que consistiu na passagem a tecnologia compacta a SF6 do nível de 220kV. A restante subestaçãoremonta a 1983.

Anexo D

Subestação


Anexo E

Baterias de condensadores na RNT

[kV] 2002 2003

ALTO DE MIRA 63 2*30 1*30+1*50BATALHA 63 2*40 2*40CANELAS 63 2*30 2*30CARREGADO 63 0 0CARRICHE 63 1*30 1*30CHAFARIZ 63 0 0CHAVES 63 0 0CUSTÓIAS 63 1*30 1*30ERMESINDE 63 2*30 2*30ESTARREJA 63 2*40 2*40ESTOI 63 1*30 1*30ÉVORA 63 1*30 1*30F.ALENTEJO 63 0 0FALAGUEIRA 63 0 0FANHÕES 63 1*40 1*40FERNÃO FERRO 63 1*40 1*40FERRO 63 0 0GUIMARÃES 63 0 0LAVOS 63 0 0MOGADOURO 63 0 0MOGOFORES 63 0 0MOURISCA 63 1*40 1*40OLEIROS 63 0 0PEREIROS 63 3*30 3*30POCINHO 63 0 0POMBAL 63 0 0PORTO ALTO 63 0 0PRACANA 63 0 0R.MAIOR 63 0 0RECAREI 63 0 0RIBA D`AVE 63 2*30 2*30SACAVÉM 63 0 0SACAVÉM (a) 33 1*20+1*10 1*20+1*10SANTARÉM 63 0 0SETE RIOS 63 0 0SETÚBAL 63 2*30 2*30SINES 63 0 0TORRÃO 63 0 0TRAJOUCE 63 1*30+1*40 1*30+1*40TUNES 63 1*30+1*50 1*30+1*50VALDIGEM 63 1*20 1*20VERMOIM 63 3*40 3*40VILA CHÃ 63 2*30 2*30VILA FRIA 63 1*30 1*30ZÊZERE 63 1*30 1*30

1230 1250

Notas:a) 10 Mvar fora de serviço, dos 30 Mvar da subestação

Anexo E


Subestação

Total

Baterias [Mvar]

BATERIAS DE CONDENSADORES DA RNT

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2003 E - 1/1

Anexo F

Reactâncias instaladas nas subestações da RNT

Subestação XN XF XN XF XN XF XN XF

Nº MVA (Ω) (Ω) Nº MVA (Ω) (Ω) Nº MVA (Ω) (Ω) Nº MVA (Ω) (Ω)ALTO MIRA 2 170 12 1.5 2 120 12 1.5CANELAS 3 120 - 2

1 126 - 2CARREGADO 3 120 9CARRICHE 1 170 15

2 120 30ERMESINDE 2 50 17.2

2 126 17.2FERNÃO FERRO 3 126 12SACAVÉM 2 170 8 1 63 8 3 60 1.5 1.323

1 45 1.5 1.323SETE RIOS 1 170 4SETÚBAL 3 60 5

1 120 5TORRÃO 1 126 3VERMOIM 5 120 10

Reactâncias de neutro nos 6 TRs de grupo da CCG (12Ω) e no TR de grupo da CRJ que liga aos 220 kV (12Ω)Reactâncias de neutro nos 3 Autotransformadores 400/150 kV, de 450 MVA, de Palmela (10Ω)

Anexo FREACTÂNCIAS INSTALADAS NAS SUBESTAÇÕES DA RNT


400 / 60 kV 220 / 60 kV 150 / 60 kV 150 / 30 kV

TRANSFORMADORES

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2003 F - 1/1

Anexo G

Mapa da Rede Nacional de Transporte

Anexo G

MAPA DA REDE NACIONAL DE TRANSPORTE

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2003 G - 1/2

Anexo G

Mapa da Rede Nacional de Transporte

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2003 G - 2/2

Anexo H

Cargas activas e reactivas para os PdE na RNT

P [MW] Q [Mvar] P [MW] Q [Mvar] P [MW] Q [Mvar] P [MW] Q [Mvar]

ALTO MIRA 195.1 115.4 105.4 25.7 322.0 155.2 163.4 79.1 BATALHA 215.5 88.1 122.6 27.3 234.2 95.5 146.4 50.7 CANELAS 274.3 105.0 144.5 26.4 279.8 121.3 137.8 45.2 CARREGADO 142.4 48.0 91.2 42.0 170.0 72.0 109.2 56.8 CARRICHE 195.6 78.4 83.6 20.8 282.0 133.6 111.2 42.4 CHAFARIZ 44.1 19.0 24.1 13.4 59.3 24.2 39.0 18.4 CHAVES 0.1 6.1 -8.0 13.2 39.8 13.8 24.6 12.7 CUSTÓIAS 74.4 25.9 39.7 18.8 82.4 34.2 44.2 18.2 ERMESINDE 153.0 64.8 67.7 9.1 153.7 76.2 77.4 21.0 ERMIDAS -SADO 1.7 0.5 0.4 0.2 0.0 0.2 0.5 0.3 ESTARREJA 233.5 99.6 162.7 56.4 239.4 108.1 176.8 65.0 ESTOI 101.2 29.2 60.8 27.6 127.2 56.8 69.6 41.6 ÉVORA 90.2 28.8 46.2 16.4 114.9 40.6 68.4 44.2 F. ALENTEJO 44.5 13.3 29.7 13.5 73.9 37.1 47.8 29.8 F. FERRO 186.6 49.6 126.4 38.9 235.9 88.9 150.3 64.3 FALAGUEIRA 16.2 7.7 13.4 6.2 35.8 15.4 23.3 13.2 FANHÕES 196.8 82.1 135.6 86.3 179.2 77.5 85.6 97.5 FERRO 48.9 13.0 26.1 9.9 46.2 17.5 30.6 10.0 FOGUETEIRO 1.2 0.3 0.4 0.0 1.7 0.4 0.9 0.0 GOUVEIA 1.8 -0.3 2.1 0.2 1.5 0.1 0.1 -0.5 GUIMARÃES 58.2 16.6 46.9 12.6 64.6 24.6 45.2 12.2 LAVOS 58.7 0.4 19.4 12.2 50.6 8.7 43.1 8.7 MAIA 62.2 23.4 69.8 32.7 61.0 30.0 66.4 34.5 MOGADOURO 5.5 -0.4 4.1 2.0 7.0 1.3 5.2 3.4 MOGOFORES 74.4 24.4 53.2 10.8 70.4 29.2 43.6 12.0 MONTE DA PEDRA 0.0 0.2 0.0 0.2 0.0 0.2 0.6 0.4 MORTÁGUA 2.7 1.2 0.0 -0.4 0.4 -0.2 0.0 -0.2 MOURISCA 167.6 51.9 90.2 15.4 161.3 50.4 86.0 10.1 NEVES CORVO 14.8 5.2 16.9 7.6 15.7 5.2 14.9 7.1 OLEIROS 126.4 44.0 67.2 6.0 82.4 39.6 43.2 13.2 PEGÕES 0.7 -0.3 0.0 -0.3 0.1 -0.3 0.0 -0.3 PEREIROS 127.0 55.3 76.4 24.0 196.0 87.4 144.2 73.2 POCINHO 16.9 1.0 17.0 -0.6 40.4 14.2 29.6 6.0 POMBAL 43.2 18.4 30.4 12.0 42.0 13.2 20.0 8.8 PORTO ALTO 43.7 20.8 28.9 19.3 69.0 40.3 55.9 42.1 PRACANA 16.2 7.7 13.4 6.2 35.8 15.4 23.3 13.2 QTA. DO ANJO 17.7 6.6 11.2 2.2 6.7 1.0 4.6 0.8 QTA. GRANDE 3.0 0.9 1.7 0.5 0.0 -0.2 0.0 -0.2 RECAREI 38.8 10.4 12.0 0.8 52.4 21.2 19.2 6.4 RIBA D'AVE 242.3 86.2 138.2 46.8 320.0 131.4 200.9 56.2 RIO MAIOR 94.5 25.0 55.8 17.6 101.0 27.5 61.8 19.8 RUIVÃES 44.8 12.8 35.9 3.9 82.5 36.0 40.6 7.6 SACAVÉM 30 74.7 14.9 42.2 12.3 95.8 25.6 51.8 19.7 SACAVÉM 60 80.5 16.0 50.1 14.6 102.6 27.4 56.9 21.6 SANTARÉM 34.2 11.1 21.4 6.4 47.7 21.2 33.3 20.0 SEIXAL 220 8.8 6.4 40.2 14.4 63.4 18.0 39.8 9.6 SEIXAL 150 10.9 1.6 9.8 2.4 10.2 0.4 7.5 6.9 SETE RIOS 107.8 47.4 42.9 12.5 133.3 49.6 47.3 -1.1 SETÚBAL 184.4 85.4 133.8 61.3 182.8 93.1 130.8 78.6 SINES 29.8 8.0 31.3 17.6 47.3 20.5 48.8 20.8 SOBRAL 1.0 0.5 0.4 -0.2 1.1 0.8 0.0 -0.3 TORRÃO 62.0 23.4 28.8 7.3 97.2 46.8 53.4 20.9 TRAJOUCE 212.9 64.0 120.6 49.6 207.6 81.4 103.2 54.8 TUNES 121.5 39.6 76.4 48.6 230.6 108.5 146.1 96.8 URRÔ 0.7 -0.2 0.2 -0.2 0.2 -0.2 0.2 -0.1 VALDIGEM 28.2 -5.8 25.3 11.5 88.6 47.2 63.6 25.8 VERMOIM 310.2 127.3 166.9 26.3 347.6 158.5 189.3 50.9 VILA CHÃ 131.0 48.3 87.4 39.3 101.5 48.6 85.6 39.2 VILA FRIA 104.5 25.5 65.8 14.2 124.3 45.1 84.8 23.9 ZÊZERE 98.0 40.6 84.8 34.4 169.1 84.2 111.8 62.1

TOTAL 5077.5 1840.2 3091.5 1056.1 6189.1 2621.4 3709.6 1595.0

CARGA ACTIVA E REACTIVA PARA OS PONTOS DE ENTREGA NA RNTAnexo H

Primavera07-Mai-03 31-Jul-03Subestação

Verão

Máximo Mínimo Máximo Mínimo

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2003 H - 1/2

Anexo H

Cargas activas e reactivas para os PdE na RNT

P [MW] Q [Mvar] P [MW] Q [Mvar] P [MW] Q [Mvar] P [MW] Q [Mvar]

ALTO MIRA 249.7 66.0 119.1 22.2 368.9 143.7 158.6 17.2 BATALHA 213.9 80.1 135.0 26.8 219.5 70.5 139.9 26.6 CANELAS 362.6 146.5 183.0 61.8 365.7 105.7 184.0 36.5 CARREGADO 174.8 71.6 108.0 46.4 222.8 79.2 117.2 39.2 CARRICHE 239.2 96.4 104.8 29.2 300.4 88.8 129.2 21.6 CHAFARIZ 60.8 17.7 29.4 12.0 68.6 14.6 33.2 13.6 CHAVES 10.6 7.5 -7.4 9.0 14.1 12.2 -3.0 17.5 CUSTÓIAS 74.7 28.0 40.8 15.2 128.3 32.9 55.2 20.2 ERMESINDE 186.8 74.6 82.2 11.3 249.4 64.6 105.5 9.6 ERMIDAS -SADO 0.0 0.1 0.5 0.3 3.1 0.9 0.0 0.2 ESTARREJA 222.4 92.2 157.8 52.8 277.8 84.2 172.1 46.2 ESTOI 149.6 51.2 76.0 34.4 171.6 53.2 80.8 8.0 ÉVORA 106.6 29.0 55.8 23.6 137.2 28.2 58.6 -4.2 F. ALENTEJO 57.6 18.8 31.8 13.2 73.7 27.1 33.2 10.7 F. FERRO 234.0 74.8 137.4 49.1 337.2 77.1 167.2 2.9 FALAGUEIRA 20.1 6.2 9.0 9.4 34.2 11.2 7.2 6.6 FANHÕES 162.0 54.4 127.6 78.0 171.6 36.9 79.2 66.4 FERRO 35.9 10.8 26.0 8.7 37.0 8.0 5.4 8.8 FOGUETEIRO 2.6 0.9 0.9 0.0 2.2 0.8 2.0 0.3 GOUVEIA 2.0 0.8 0.1 -0.5 2.0 0.3 1.7 -0.1 GUIMARÃES 58.5 19.4 41.8 11.9 68.6 15.8 39.4 8.6 LAVOS 54.6 2.6 26.8 9.9 52.1 8.7 31.3 5.2 MAIA 65.0 29.4 66.4 34.5 54.0 22.8 43.8 14.1 MOGADOURO 9.2 1.6 4.7 2.1 10.5 1.1 5.6 1.9 MOGOFORES 100.8 39.6 55.6 10.0 80.4 22.8 44.0 6.8 MONTE DA PEDRA 0.0 0.0 0.6 0.4 0.0 0.2 1.9 0.9 MORTÁGUA 0.0 -0.7 0.0 -0.2 3.1 0.6 0.0 -0.5 MOURISCA 184.0 63.5 98.5 11.7 197.4 44.2 99.6 12.1 NEVES CORVO 17.2 9.2 14.9 7.1 16.2 6.8 16.5 7.5 OLEIROS 144.4 54.4 72.0 9.6 157.2 40.8 78.8 14.4 PEGÕES 0.0 -0.3 0.0 -0.3 1.5 0.7 0.1 -0.2 PEREIROS 135.4 59.7 82.4 45.8 268.1 74.7 141.8 40.0 POCINHO 42.1 9.1 28.6 4.6 45.2 4.1 17.7 2.7 POMBAL 61.6 27.6 32.8 22.4 76.4 18.8 42.8 11.6 PORTO ALTO 47.6 17.5 28.7 16.1 68.3 25.9 34.0 14.2 PRACANA 20.1 6.2 9.0 9.4 34.2 11.2 7.2 6.6 QTA. DO ANJO 16.3 6.7 4.6 0.8 16.6 5.0 11.9 2.9 QTA. GRANDE 0.0 -0.1 0.0 -0.2 0.0 -0.2 0.0 -0.2 RECAREI 42.4 12.0 13.6 2.0 43.6 9.6 16.0 1.2 RIBA D'AVE 238.0 78.3 177.8 48.6 336.7 80.8 174.1 56.0 RIO MAIOR 113.7 29.9 63.6 13.7 132.5 29.5 71.7 16.5 RUIVÃES 48.8 15.9 26.6 4.8 55.2 7.8 31.2 3.5 SACAVÉM 30 78.7 12.7 43.1 11.5 111.7 16.1 55.7 9.8 SACAVÉM 60 92.9 15.0 54.0 14.4 125.6 18.1 57.8 10.2 SANTARÉM 42.4 18.8 22.5 13.4 46.4 13.6 23.7 9.9 SEIXAL 220 46.2 8.8 39.8 9.6 71.4 18.4 14.0 1.0 SEIXAL 150 10.5 0.0 7.5 6.9 4.8 -2.0 8.4 3.4 SETE RIOS 103.2 46.5 43.9 12.3 124.5 41.0 56.2 11.2 SETÚBAL 190.3 80.5 131.8 64.8 233.8 66.9 125.0 18.8 SINES 57.4 21.8 45.4 25.6 71.3 20.8 44.0 13.2 SOBRAL 0.2 -0.3 0.0 -0.3 0.4 -0.2 0.1 -0.4 TORRÃO 84.9 32.4 14.7 16.5 87.1 21.2 35.0 4.6 TRAJOUCE 277.0 89.8 138.4 48.8 345.9 89.3 161.9 45.4 TUNES 145.2 44.1 76.4 43.8 191.6 47.4 104.3 11.4 URRÔ 1.4 -0.1 0.2 -0.1 1.4 0.8 0.2 0.0 VALDIGEM 50.6 12.4 21.8 15.1 41.9 -7.1 -4.6 5.2 VERMOIM 391.0 168.1 197.3 47.8 401.8 137.8 189.4 38.8 VILA CHÃ 104.9 30.3 50.5 34.1 83.2 6.0 23.2 27.4 VILA FRIA 112.2 44.9 81.4 16.6 143.1 39.2 73.3 24.2 ZÊZERE 124.7 41.2 83.5 34.4 143.7 47.1 58.4 33.3

TOTAL 5879.3 2076.0 3319.0 1182.8 7132.7 1946.2 3462.6 841.0

CARGA ACTIVA E REACTIVA PARA OS PONTOS DE ENTREGA NA RNTAnexo H

Mínimo

InvernoDia de maior ponta 15-Jan-2003Subestação

Máximo Mínimo Máximo

Outono05-Nov-03

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2003 H - 2/2

Anexo I

Perfis de Produção

nº Pmáx/gr. Pmáx Sigla Nome Tipo Grupos [MW] [MW]

Lima CAL Alto Lindoso Alb. 2 315 630 298 0 464 0 158 0 575 0 CTD Touvedo Alb. 1 22 22 20 0 12 18 9 0 20 20

Douro CMD1 Miranda F.A. 3 60 180 68 0 59 0 80 60 140 0 Internac. CMD2 Miranda F.A. 1 189 189 189 150 0 0 189 0 189 186

CPT Picote F.A. 3 65 195 181 185 63 0 192 71 163 165 CBT Bemposta F.A. 3 80 240 252 252 50 0 211 80 256 258

Douro CPN Pocinho F.A. 3 62 186 131 46 0 0 142 48 166 89 Nacional CVR Valeira F.A. 3 80 240 198 73 0 0 132 118 240 234

CRG Régua F.A. 3 60 180 163 109 58 0 148 98 174 175 CCL Carrapatelo F.A. 3 67 201 200 202 81 0 200 88 196 202 CCM Crestuma-Lever F.A. 3 39 117 112 60 37 0 113 32 114 115

Távora CTC (a) Vilar-Tabuaço Alb. 2 29 58 0 0 55 0 55 0 56 56 Tâmega CTR Torrão F.A. / B 2 70 140 120 0 101 -147 93 -147 122 0 Cávado CAR (b) Alto Rabagão Alb. / B 2 34 68 0 0 66 0 60 -57 0 0

CVN1(c) Venda Nova Alb. 3 30 90 89 0 82 89 90 90 54 56 CVN2 Paradela Alb. 1 54 54 0 0 0 0 24 37 0 0 CSD (d) Salamonde Alb. 2 21 42 34 30 40 0 40 40 40 40 CCD (e) Caniçada Alb. 2 31 62 60 0 31 31 61 61 55 55

Homem CVF (f) Vilarinho Furnas Alb. 1 72 0 0 72 0 0 0 72 0 CVF2 (f) Vilarinho Furnas Alb. / B 1 71 0 0 43 0 0 0 46 -78

Mondego CAG Aguieira Alb. / B 3 112 336 179 -273 204 -276 194 -276 200 0 CRV Raiva Alb. 2 12 24 21 0 0 0 20 9 20 20 CCA Caldeirão Alb. 1 40 40 38 0 0 0 38 0 38 0

Tejo CFT Fratel F.A. 3 44 132 122 0 0 0 122 0 126 128 Zêzere CCR Cabril Alb. 2 54 108 95 0 87 0 69 29 104 104

CBC Bouça Alb. 2 22 44 42 0 42 0 32 21 44 44 CCB Castelo do Bode Alb. 3 53 159 103 0 103 32 66 55 157 157

Ocreza CPC1 Pracana Alb. 2 8 16 0 0 0 0 6 6 10 10 CPC2 Pracana Alb. 1 25 25 0 0 0 0 25 22 25 25

Guadiana CAV (j) Alqueva Alb. 1 120 120 0 0 0 0 0 0 0 0 Potência Hídrica - Total [MW] 2715 834 1750 -253 2569 485 3402 2061 Total de Albufeiras [MW] 979 -243 1301 -106 947 37 1516 509 Total de Fio de Água [MW] 1736 1077 449 -147 1622 448 1886 1552 Total de bombagem [MW] 0 -273 0 -423 0 -480 0 -78

Legenda: F.A.- Fio de água Alb.- Albufeira B- Centrais com bombagem

Máx

Primavera [MW]07-Mai-03 31-Jul-03

Min Máx Min

Verão [MW]

Máx Min Máx Min

15-Jan-03Inverno [MW]

125

Anexo IPERFIS DE PRODUÇÃO

PRODUÇÃO HÍDRICAOutono [MW]Sistema Central

05-Nov-03

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2003 I - 1/2

Anexo I

Perfis de Produção

nº Pmáx/gr. Pmáx Sigla Nome Tipo Grupos [MW] [MW]

CAM (h) Alto de Mira Gasol 6 22 132 0 0 - - - - 0 0 CBR (g) Barreiro Fuel 2 32 56 11 11 52 34 15 11 54 31 CCG1 Carregado Fuel+Gás 4 118 473 106 0 473 69 107 0 341 0 CCG2 Carregado Fuel 2 119 237 0 0 85 0 0 0 0 0 CRJ (i) Ribatejo Gás 1 392 392 - - - - 24 0 - -CSB Setúbal Fuel 4 237 946 0 0 708 333 136 0 946 0 CSN Sines Carvão 4 298 1192 1191 1192 1190 1195 1192 1194 1196 1194 CTO Tapada Outeiro C.+Fuel 1 47 47 0 0 0 0 0 0 0 0 CTN1 Tunes Gasol 2 16 32 0 0 0 0 0 0 0 0 CTN2 Tunes Gasol 2 83 165 0 0 0 0 0 0 0 0 CPG Pego Carvão 2 292 584 498 460 578 583 584 532 584 321 CTG T. Outeiro (Gás) Gás 3 330 990 0 0 893 959 968 388 680 390

Potência Térmica - Total [MW] 1806 1663 3979 3173 3026 2125 3801 1936

Térmica + Hidráulica 4521 2497 5729 2920 5595 2610 7203 3997 Interligação (Imp - ; Exp +) -711 -689 -599 -885 -461 -803 -137 429 Térmica + Hidráulica - Interl. 5232 3186 6328 3805 6056 3413 7340 3568 Consumo 5078 3092 6189 3710 5879 3319 7133 3463 Bombagem 0 -273 0 -423 0 -480 0 -78

Notas:

a) 58/35 MW de Pot.máx. se em funcionamento simultâneo 2/1Gruposb) 68/38 MW de Pot.máx. se em funcionamento simultâneo 2/1Gruposc) 90/64/34 MW de Pot.máx. se em funcionamento simultâneo 3/2/1Gruposd) 42/22 MW de Pot.máx. se em funcionamento simultâneo 2/1Grupose) 62/32 MW de Pot.máx. se em funcionamento simultâneo 2/1Gruposf) 125 MW de Pot.máx. se em funcionamento simultâneo os 2Grupos (cada grupo com 62.5MW)g) Central com 2caldeiras-2Grup. Pmax=56MW Pmin=29MW Central com 1caldeira-1Grup. Pmax=22MW Pmin=15MWh) Os seis grupos da CAM sairam de exploração a 30 de Junho de 2003i) Central do SENV em paralelo com a RNT desde 12 de Setembro de 2003.j) Central em paralelo com a RNT desde 11 de Dezembro de 2003.

Máx Min Máx

Central

Primavera [MW] Verão [MW] Outono [MW]

Máx Min Máx Min

07-Mai-03 31-Jul-03 05-Nov-03 15-Jan-03Primavera [MW] Verão [MW] Outono [MW] Inverno [MW]

Pmax refere-se à potência líquida máxima de cada centralPara efeitos de simulação considera-se a central do Torrão como de fio de água, atendendo à sua pequenacapacidade de regularização de caudais afluentes.Considerou-se como Pmax./gr = Pmax.tot / nºgr. , no entanto em algumas centrais hídricas a funcionarem comapenas 1gr. a Pmax./gr pode ter um valor mais elevado que o indicado na tabela.

07-Mai-03 31-Jul-03

Máx Min Máx

PRODUÇÃO TÉRMICA

Anexo IPERFIS DE PRODUÇÃO

Min

Máx Min Máx

05-Nov-03 15-Jan-03

TOTAIS

Min

Inverno [MW]

Min

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2003 I - 2/2

Anexo J

Produção em Regime Especial e SENV

Eólico Hídrico Cogeração Outros Total

BATALHA - 1.6 19.0 0.2 20.8 CANELAS 4.5 14.0 - 1.1 19.6 CARREGADO 7.4 - 19.9 0.1 27.5 CARRICHE - - 2.1 - 2.1 CHAFARIZ - 14.7 - 0.3 15.0 CHAVES 27.7 21.3 - - 49.0 CUSTÓIAS - - 39.5 - 39.5 ERMESINDE - 6.2 2.5 4.4 13.1 ESTARREJA - 11.2 80.8 - 92.1 ÉVORA - 0.6 0.6 - 1.2 F. ALENTEJO - 3.7 - - 3.7 F. FERRO - - 14.7 - 14.7 FANHÕES 13.1 - 50.3 63.0 126.4 GUIMARÃES - 1.7 30.4 - 32.1 LAVOS - - 68.2 - 68.2 MOGOFORES - - 0.5 10.0 10.5 MOURISCA - 10.2 9.5 - 19.7 OLEIROS 0.01 3.8 12.7 - 16.5 PEREIROS 20.0 9.7 - 4.3 34.0 POCINHO - 12.7 0.2 - 12.9 PORTO ALTO - - 8.1 0.04 8.1 PRACANA 23.6 8.1 3.6 4.4 39.6 RIBA D'AVE 11.3 44.0 133.4 - 188.7 RIO MAIOR - - - 0.1 0.1 SACAVÉM - - 10.9 - 10.9 SETÚBAL - - 18.0 18.0 36.0 SINES 2.1 - 30.0 - 32.1 TORRÃO 41.6 3.3 - - 44.8 TRAJOUCE - - 1.7 - 1.7 TUNES 22.5 1.3 - - 23.8 VALDIGEM 76.5 59.5 5.2 - 141.2 VERMOIM - - 37.7 27.0 64.7 VILA CHÃ - 69.1 31.9 0.1 101.0 VILA FRIA 0.7 22.1 7.3 - 30.0 ZÊZERE 10.0 12.9 17.7 23.4 64.0

TOTAL 261.0 331.5 656.3 156.5 1405.3

Anexo J PRODUTORES EM REGIME ESPECIAL

Subestação Potência Ligada [MVA]

AGREGADO POR SUBESTAÇÃO DA RNTSituação em 31 Dez 2003

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2003 J - 1/2

Anexo J

Produção em Regime Especial e SENV

Eólico Hídrico Cogeração Outros Total

GUIMARÃES - 0.0 - - 0.0 OLEIROS - 0.0 - - 0.0 PEREIROS - 12.0 - - 12.0 PRACANA - 0.0 - - 0.0 RIBA D'AVE - 10.8 - - 10.8 RUIVÃES - 17.5 - - 17.5 VALDIGEM - 22.0 - - 22.0 VILA CHÃ - 80.6 - - 80.6 VILA FRIA - 0.0 - - 0.0 ZÊZERE - 80.7 - - 80.7

TOTAL - 223.6 - - 223.6

Anexo J PRODUTORES HÍDRICOS DO SENV

AGREGADO POR SUBESTAÇÃO DA RNTSituação em 31 Dez 2003

Subestação Potência Ligada [MW]

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2003 J - 2/2

Anexo K

Diagramas unifilares de trânsitos de potência

Anexo K

DIAGRAMAS UNIFILARES DE TRÂNSITOS DE POTÊNCIA

MAPA 1 - MÁXIMO DO DIA 15 JAN 2003 – INVERNO

MAPA 2 - MÍNIMO DO DIA 15 JAN 2003 – INVERNO

MAPA 3 - MÁXIMO DO DIA 7 MAI 2003 – PRIMAVERA

MAPA 4 - MÍNIMO DO DIA 78 MAI 2003 – PRIMAVERA MAPA 5 - MÁXIMO DO DIA 31 JUL 2003 – VERÃO

MAPA 6 - MÍNIMO DO DIA 31 JUL 2003 – VERÃO

MAPA 7 - MÁXIMO DO DIA 5 NOV 2003 – OUTONO

MAPA 8 - MÍNIMO DO DIA 5 NOV 2003 – OUTONO

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2003 K - 1/9

Anexo L

Valores mínimos de corrente e potência de curto-circuito

Barramento Tensão Barramento TensãoDesignação [kV] [kA] [MVA] Designação [kV] [kA] [MVA]

ALQUEVA 400 3.1 2136 ALTO RABAGÃO 150 4.0 1052 ALTO DE MIRA 400 7.0 4850 BOUÇÃ 150 4.4 1152 ALTO LINDOSO 400 10.2 7034 CABRIL 150 3.6 931 FALAGUEIRA 400 6.8 4698 CANIÇADA 150 9.6 2490 FANHÕES 400 7.5 5181 CHAVES 150 2.7 704 F. DO ALENTEJO 400 4.3 2995 ERMESINDE 150 17.3 4493 LAVOS 400 6.8 4717 ERMIDAS-SADO 150 6.3 1635 PALMELA 400 7.5 5163 ESTÓI 150 3.0 777 PEGO 400 6.8 4735 ÉVORA 150 3.9 1008 RECAREI 400 11.8 8194 FALAGUEIRA 150 8.0 2083 RIBA D'AVE 400 11.5 7981 FANHÕES (b) 150 8.3 2153 RIO MAIOR 400 9.3 6409 FERNÃO FERRO 150 11.1 2878 SINES 400 6.2 4322 F. DO ALENTEJO 150 7.7 1996 AGUIEIRA 220 7.1 2719 FRATEL 150 6.2 1615 ALTO DE MIRA 220 10.3 3928 GUIMARÃES 150 10.2 2653 BATALHA 220 9.5 3604 MAIA 150 13.5 3506 BEMPOSTA 220 13.1 4973 MONTE DA PEDRA 150 6.0 1564 CANELAS 220 18.1 6883 NEVES CORVO 150 3.8 997 CARRAPATELO 220 17.8 6780 OLEIROS 150 7.6 1973 CARREGADO 220 10.7 4064 OURIQUE 150 6.5 1700 CARRICHE 220 10.4 3964 PALMELA 150 14.9 3876 CENTRAL POCINHO 220 18.5 7060 PEGÕES 150 5.9 1526 CHAFARIZ 220 9.7 3700 PEREIROS (b) 150 7.8 2030 CUSTÓIAS 220 14.1 5369 PORTO ALTO (c) 150 9.4 2446 ESTARREJA 220 12.9 4934 PRACANA (a) 150 5.8 1511 FANHÕES 220 11.1 4216 QT. DO ANJO 150 10.1 2632 FERRO 220 4.7 1796 RÉGUA 150 4.9 1276 MIRANDA 220 8.4 3191 RIBA D'AVE 150 17.8 4627 MOGADOURO 220 7.9 2994 RUIVÃES 150 12.4 3234 MOGOFORES (a) 220 6.6 2532 SABOIA 150 3.9 1013 MOURISCA 220 6.8 2584 SACAVÉM (b) 150 8.2 2133 PEREIROS 220 11.1 4231 SALAMONDE 150 7.0 1819 PICOTE 220 10.4 3976 SEIXAL 150 150 8.0 2078 POCINHO 220 19.7 7506 SETÚBAL 150 13.6 3532 POMBAL (a) 220 7.0 2674 SINES 150 12.3 3199 RECAREI 220 22.2 8445 TABUAÇO 150 3.5 904 RÉGUA 220 17.2 6541 TUNES 150 4.3 1119 RIO MAIOR 220 12.1 4622 VERMOIM 150 18.4 4779 SACAVÉM 220 8.9 3380 VILA FRIA 150 6.3 1632 SANTARÉM 220 6.7 2543 VIL. FURNAS 150 7.1 1846 SEIXAL 220 220 3.6 1378 VILA NOVA 150 6.4 1671 SETE RIOS 220 9.7 3705 ZÊZERE 150 7.6 1968 TORRÃO 220 15.8 6012 RUIVÃES 130 5.9 1323 TRAJOUCE 220 8.4 3208 TURBOGÁS 220 20.2 7707 URRÔ 220 13.2 5025 VALDIGEM 220 19.4 7394 VALEIRA 220 11.3 4298 VERMOIM 220 18.9 7201 VILA CHÃ 220 8.8 3342 ZÊZERE 220 3.0 1144

VALORES MÍNIMOS DE CORRENTE E POTÊNCIA DE CURTO-CIRCUITOAnexo L

Icc mínimo Icc mínimo

2003

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2003 L - 1/2

Anexo L

Valores mínimos de corrente e potência de curto-circuito

Barramento Tensão Barramento TensãoDesignação [kV] [kA] [MVA] Designação [kV] [kA] [MVA]

ALTO DE MIRA 63 18.0 1962 PEREIROS 63 16.0 1749 BATALHA 63 16.7 1825 POCINHO (g) 63 8.3 910 CANELAS (d) 63 18.9 2064 POMBAL (a) (h) 63 10.3 1122 CARREGADO (e) 63 14.4 1576 PORTO ALTO (c) 63 8.0 873 CARRICHE 63 17.5 1912 PRACANA (a) (f) 63 6.1 668 CHAFARIZ 63 7.7 844 RECAREI 63 9.0 985 CHAVES (g) 63 4.6 500 RIBA D`AVE 63 25.0 2729 CUSTÓIAS 63 14.2 1554 RIO MAIOR 63 13.5 1474 ERMESINDE 63 16.6 1808 SACAVÉM 63 15.2 1659 ESTARREJA 63 18.2 1987 SANTARÉM 63 4.3 466 ESTOI 63 5.4 584 SETE RIOS 63 8.1 885 ÉVORA 63 6.0 654 SETÚBAL 63 14.1 1543 FALAGUEIRA (f) 63 5.9 643 SINES 63 11.9 1302 FANHÕES 63 14.2 1553 TORRÃO 63 8.4 919 FERNÃO FERRO 63 15.1 1648 TRAJOUCE 63 15.5 1694 F.ALENTEJO 63 6.1 667 TUNES 63 7.8 849 FERRO 63 3.8 418 VALDIGEM (g) 63 16.7 1824 GUIMARÃES (a) 63 7.0 762 VERMOIM (d) (i) 63 27.1 2958 LAVOS (h) 63 11.0 1199 VILA CHÃ 63 15.6 1706 MOGADOURO 63 4.2 463 VILA FRIA 63 8.7 946 MOGOFORES (a) 63 7.1 772 ZÊZERE 63 10.1 1107 MOURISCA 63 12.3 1341 C. Barreiro 63 6.3 690 OLEIROS 63 9.4 1026 SACAVÉM (b) 33 14.5 827

Nota: Valores calculados considerando disponíveis todos os elementos da RNT.Os valores indicados para as correntes referem-se a valores subtransitórios.

d) Ligação a 60 kV Vermoim-Crestuma abertae) Calculado na SE de Vale do Tejo da EDP-Distribuiçãof) Inclui fecho de malha a 60 kV Falagueira - Pracanag) Inclui fecho de malha a 60 kV Pocinho-Chaves e Chaves-Valdigemh) Inclui fecho de malha a 60 kV Lavos-Pombali) Considerando em serviço apenas 4 dos 5 Transformadores existentes

Anexo L

Icc mínimo Icc mínimo

2003

a) Instalações consideradas provisórias pelo que a médio prazo poderá haver uma alteração significativa da suaconsistência, que poderá mesmo passar pela sua desactivação total como ponto injector da REN.b) Nível de tensão em fase de desactivação.c) Devido a futuras alterações de rede este valor deverá diminuir para 7 kA no nível de tensão dos 150 kV e para 6 kA no nível dos 63 kV.

VALORES MÍNIMOS DE CORRENTE E POTÊNCIA DE CURTO-CIRCUITO

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2003 L - 2/2

Anexo M

Capacidade simultaneamente disponível na RNT para a recepção de nova geração

Barramento Barramento[kV] [MW] [kV] [MW]

Riba d'Ave 400 300 Batalha 400 300Recarei 400 200 Batalha 60 115Chaves 60** 74 Zêzere 220 ou 60* 64Frades 150 ou 60 74 C. Branco 150 ou 60 172Pedralva 400 ou150 209 Falagueira 400 93Oleiros 150 ou 60 Falagueira 150 ou 60

V. Fria 150 ou 60 Pracana 60**

Guimarães 60** 13 C. Pego 400 180Recarei 60 71 Santarém 220 ou 60**

Vermoim 60* Carregado 220 ou 60**

Custóias 220 ou 60 R. Maior 220 ou 60 128Riba d'Ave 150 R. Maior 400

Riba d'Ave 60 PC Ribatejo 400

Ermesinde 60* 87 Fanhões 400 ou 60**

Canelas 220 ou 60 132 Torres Vedras 220 ou 60 139Torrão 60 121 A. Mira 60*

Carrapatelo 220 ou 60 186 Sete Rios 60**

Valdigem 400 186 Trajouce 220 ou 60** 111Valdigem 220 ou 60 Carriche 60** 33Vila P. Aguiar 220 ou 60 Sacavém 60** 104Mogadouro 60** P. Alto 150 ou 60 32Macedo 220 ou 60 M. Caparica 150 ou 60

Pocinho 220 ou 60 137 F. Ferro 60

Bodiosa 400 ou 60 383 Palmela 150

Chafariz*** 220 ou 60 Setúbal 60*

Ferro*** 220 ou 60 Palmela 400

V. Chã*** 220 ou 60 Sines 400

Espariz 220 ou 60 214 Sines 150 ou 60 175Mogofores 60** Évora 150 ou 60** 68Paraimo 220 Alqueva 60 95Paraimo 400 ou 60 139 Alqueva 400

Estarreja 220 ou 60 121 F. Alentejo 400

Mourisca 60 65 F. Alentejo 60 56Pereiros 220 Ourique 150 102Penela 220 ou 60 Estói 150 ou 60 74Lavos 400 ou 60 254 Portimão 150 ou 60

Pombal 60** 69 Tunes 60*

Total 8480

Notas:

** O barramento neste nível de tensão pertence à EDP Distribuição e Energia,S.A.*** Individualmente a capacidade de recepção encontra-se limitada a 300 MVA.

5- A ligação ao nível de 60 kV ou a tensões inferiores nas redes de distribuição poderão induzir necessidadede reforço de transformação MAT/60kV no sentido de transito dos 60 kV para a MAT, que serão avaliadoscaso a caso. 6- Os valores de capacidade estão expressos em MW utilizando o factor de potência de 0,9285, paraconverter MW em MVA.

209

2- Os valores de capacidade são líquidos das futuras gerações das centrais: TER, Pego 2, V. Nova 2, Picote2 e Baixo Sabor.3- A recepção de potência em subestações futuras está dependente da possibilidade da efectivaconcretização na data prevista, bem como das linhas que a elas convergem e que constam do Plano de 4- O montante total de recepção de potência nos barramentos de 60 kV poderá ser mais restritivo do que oindicado por razões de garantia de qualidade de onda de tensão, o que será objecto de analise caso a caso.

139

399 197

111

123

119

167

418

Capacidade Capacidade

197

145

235

186

Anexo MESTIMATIVA DA CAPACIDADE SIMULTANEAMENTE DISPONÍVEL

PARA A RECEPÇÃO DE NOVA GERAÇÃOValores indicativos para 2008

* Parque de 60 kV totalmente ocupado. Expansão em solução convencional, em princípio, não possível. Necessidade de estudar a viabilidade de uma solução alternativa compacta, isolada a SF6, de custo inicial mais elevado.

1- Estes valores devem ser encarados como montantes adicionais para ligação às redes de nova potência degeração, em relação com a que já se encontrava em serviço em finais de 2001.

194

193

100

274

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2003 M - 1/1

Anexo N

Qualidade de Serviço

Anexo N

QUALIDADE DE SERVIÇO

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2003 N - 1/23

ANEXO N

Qualidade de Serviço – Pontos de entrega

QUADRO 1

Nº Código Ponto de entrega Tensão (kV)1 DOU DOURO (REFER) 2202 GVA GOUVEIA (REFER) 2203 MRT MORTÁGUA (REFER) 2204 SSE SOBRAL DA SERRA (REFER) 2205 SXL SIDERURGIA DO SEIXAL - LONGOS 2206 ESD ERMIDAS SADO (REFER) 1507 FGT FOGUETEIRO (REFER) 1508 MAA SIDERURGIA DA MAIA 1509 MNO MONTE NOVO-PALMA (REFER) 150

10 NVC NEVES CORVO (SOMINCOR) 15011 PGS PEGÕES (REFER) 15012 QAJ QUINTA DO ANJO (AUTOEUROPA) 15013 QGD QUINTA GRANDE (REFER) 15014 SXS SIDERURGIA DO SEIXAL - SERVIÇOS 15015 SRU SUBESTAÇÃO DE RUIVÃES 15016 SAM SUBESTAÇÃO DE ALTO DE MIRA 6017 SBL SUBESTAÇÃO DA BATALHA 6018 SCF SUBESTAÇÃO DE CHAFARIZ 6019 SCG SUBESTAÇÃO DO CARREGADO 6020 SCH SUBESTAÇÃO DE CARRICHE 6021 SCN SUBESTAÇÃO DE CANELAS 6022 SCT SUBESTAÇÃO DE CUSTÓIAS 6023 SCV SUBESTAÇÃO DE CHAVES 6024 SED SUBESTAÇÃO DE ERMESINDE 6025 SEJ SUBESTAÇÃO DE ESTARREJA 6026 SER SUBESTAÇÃO DE ÉVORA 6027 SET SUBESTAÇÃO DE ESTÓI 628 SF

0A SUBESTAÇÃO DE F.DO ALENTEJO 60

29 SFE SUBESTAÇÃO DO FERRO 6030 SFF SUBESTAÇÃO DE FERNÃO FERRO 6031 SFN SUBESTAÇÃO DE FANHÕES 6032 SFR SUBESTAÇÃO DA FALAGUEIRA 6033 SGR SUBESTAÇÃO DE GUIMARÃES 6034 SLV SUBESTAÇÃO DE LAVOS 6035 SMC SUBESTAÇÃO DE MOURISCA 6036 SMG SUBESTAÇÃO DO MOGADOURO 6037 SMR SUBESTAÇÃO DE MOGOFORES 6038 SOR SUBESTAÇÃO DE OLEIROS 6039 SPA SUBESTAÇÃO DE PORTO ALTO 6040 SPB SUBESTAÇÃO DE POMBAL 6041 SPC SUBESTAÇÃO DA PRACANA 6042 SPN SUBESTAÇÃO DO POCINHO 6043 SPR SUBESTAÇÃO DE PEREIROS 6044 SRA SUBESTAÇÃO DE RIBA D'AVE 6045 SRM SUBESTAÇÃO DE RIO MAIOR 6046 SRR SUBESTAÇÃO DE RECAREI 6047 SSB SUBESTAÇÃO DE SETÚBAL 6048 SSN SUBESTAÇÃO DE SINES 6049 SSR SUBESTAÇÃO DE SANTAREM 6050 SSS SUBESTAÇÃO DE SETE RIOS 6051 SSV2 SUBESTAÇÃO DE SACAVÉM (60 kV) 6052 STJ SUBESTAÇÃO DE TRAJOUCE 6053 STN SUBESTAÇÃO DE TUNES 6054 STR SUBESTAÇÃO DO TORRÃO 6055 SVC SUBESTAÇÃO DE VILA CHÃ 6056 SVG SUBESTAÇÃO DE VALDIGEM 6057 SVI SUBESTAÇÃO DE VILA FRIA 6058 SVM SUBESTAÇÃO DE VERMOIM 6059 SZR SUBESTAÇÃO DO ZÊZERE 6060 SSV1 SUBESTAÇÃO DE SACAVÉM (30 kV) 30

Pontos de entrega da REN em 2003

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2003 2/23

ANEXO N

Qualidade de Serviço – Pontos de entrega

QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO 1. MEDIÇÕES EFECTUADAS Durante o ano de 2003 foram realizadas medições de teor harmónico, tremulação (flicker), desequilíbrio do sistema trifásico de tensões, valor eficaz da tensão, frequência, cavas de tensão e sobretensões nas instalações da REN apresentadas no Quadro 2. Os períodos de medição realizados em cada nível de tensão tiveram a duração de uma semana.

QUADRO 2

400 220 150 60 Harm. Trem. Desequi. Tensão Freq.Central da Bemposta * CBT 220 50

A. Lindoso * PCAL 400 51Carrapatelo PCCL 220 4

Ermidas Sado PCES 150 3 3 (150 kV) *** Monte da Pedra PCMP 150 4 4 (150 kV) ***

Pego * PCPG 400 2 2 (400 kV) ***Alto de Mira * SAM 220 e 60 40 40 1 40 (220 kV) ***

Batalha SBL 220 e 60 4 4 1Chafariz SCF 220 e 60 4 4 1

Carregado SCG 220 e 60 1 1 2 (220 kV) *** Carriche SCH 220 e 60 4 6 1 6 (220 kV) *** ,***** Canelas SCN 220 e 60 4 4 1Custóias SCT 220 e 60 4 4 1Chaves SCV 150 e 60 4 4 1

Ermesinde SED 150 e 60 8 4 (150 kV), 4 (60 kV) *** Estarreja SEJ 220 e 60 4 4 1

Évora SER 150 e 60 4 3 1 3 (150 kV) *** Estói SET 150 e 60 4 3 1 3 (150 kV) ***

Ferreira do Alentejo SFA 400, 150 e 60 1 3 (150 kV), 4 (400 kV) ***

Ferro SFE 220 e 60 4 4 1Fernão Ferro SFF 150 e 60 4 3 1 3 (150 kV) ***

Fanhões SFN 400, 220, 150 e 60 0 1 2 (150 kV), 4 (220 e 400

kV) ***,*****Falagueira * SFR 400 2 2 (400 kV) ***Falagueira SFR 150 e 60 4 4 1Guimarães SGR 150 e 60 2 1 (150 kV), 1 (60 kV) ***

Lavos SLV 400 e 60 4 4 1 4 (400 kV) ***Mourisca SMC 220 e 60 4 4 1

Mogadouro SMG 220 e 60 4 4 1Mogofores SMR 220 e 60 4 4 1Ourique SOQ 150 3 3 (150 kV) *** Oleiros SOR 150 e 60 4 4 1

Porto Alto SPA 150 e 60 4 1 1 1 (150 kV) *** Pombal SPB 220 e 60 4 4 1Pracana SPC 150 4

Palmela * SPM 400 e 150 22 1 11 (400 kV), 12 (150 kV) ***, ****

Pocinho * SPN 220 50Pocinho SPN 60 4 1

Pereiros * SPR 220,150 e 60 35 37 2 1 2 (220 kV) ***Riba de Ave SRA 400, 150 e 60 7 7 5 1 5 (150 kV) ***

Rio Maior SRM 400, 220 e 60 4 7 1 3 (220 kV), 4 (400 kV) ***

Recarei * SRR 400, 220 31 31 ****Recarei SRR 60 4 1Setubal SSB 150 e 60 4 4 1

Sines * SSN 400, 150 e 60 37 34 1 22 (150 kV), 26 (400 kV) ***

Santarém SSR 220 4 1 1 (220 kV) *** Sete Rios SSS 220 4 4 (220 kV) *** Sacavem SSV 220,150 e 60 4 4 1 1 1 (220 kV) ***Sacavem SSV30 30 4 1Trajouce STJ 220 e 60 4 4 1 4 (220 kV) ***,***** Tunes * STN 150 e 60 28 23 1 23 (150 kV) *** Torrão STR 220 e 60 4 4 1

Vila Chã SVC 220 e 60 4 4 1Valdigem SVG 220 e 60 4 4 1Vila Fria SVI 150 e 60 4 4 1

Vermoim * SVM 220,150 e 60 38 38 28 1 28 (150 kV) ***Zêzere SZR 150 e 60 4 4 4 (60 kV) ***

11 27 23 41 22 6 0 1 0 Total:268 294 202 293 188 19 0 1 0 42 ******

Monitorização da qualidade da onda de tensão em 2003

Pontos de Entrega

(qtd)

Tensões nominais [kV] na instalação

Pontos de medida totais:

ObservaçõesNúmero de períodos de medição em que foram

excedidos os limites regulamentares. ***

208

Número de períodos de medição efectuados por nivel da tensão nominal

[kV] **

Número de períodos de medição Total: 1057Número de períodos de medição Totais parciais:

Designação Abrev.

******- Dos 60 pontos de entrega existentes foram apenas efectuadas medições em 42, devido a limitações técnicas (falta de TT) e dos locais físicos não serem pertença física da instalação.

Nota: * - Instalação com equipamento de medição permanente.

** - A vermelho indica-se o nivel de tensão em que não foram cumpridos todos os limites regulamentares.

*** - Períodos de medição em que são excedidos os limites regulamentares, quando os valores de referência do parâmetro em análise não são respeitados em 95% do tempo.

**** - Devido a anomalia dos equipamentos de medição e dos sistema de comunicações não foram feitas monitorizações da qualidade da onda de tensão durante algumas semanas das instalações, SVM; SRR; SSN; SPM; SAM; STN, e durante o 4º trimestre não foram realizadas medições na instalação de SPM (150 kV) e SPM (400 kV) .

*****- Nas medições programadas no plano foram excedidos os valores regulamentares do desvio de tensão. Através de acções correctivas nas tomadas dos transformadores foram realizadas os ajustamento necessários para garantir os limites estabelecidos. Nas medições seguintes foi confirmado o correcto valor das tensões.

44

5340

4 4 24

4 4 1

44

4 4 4 7

4

4 4 4 4 1

50

4 4 14

4

4

23 23

357

4 4

37 37

444

428

294 1


ANEXO N

Qualidade de Serviço – Distorção Harmónica

2. DISTORÇÃO HARMÓNICA No Quadro 3 indicam-se alguns dos valores limite de referência considerados no RQS para as harmónicas de tensão e para a distorção harmónica total (THD).

QUADRO 3

60 kV [%] 150/220/400 kV [%]2 1,6 1,53 3,0 2,05 3.5 26 0,5 0,57 3,0 2,011 2,5 1,512 0.2 0.218 0.2 0.220 0.2 0.2

THD 5,0 3,0

Tensão NominalOrdem da Harmónica

Harmónicas - limites do RQS

Os resultados das medições efectuadas são apresentados nos Quadros 4 a 10, assinalando-se a vermelho os casos em que se ultrapassam os limites estabelecidos. A partir do Quadro 4, não se apresentam os valores das medições das componentes acima da 7ª harmónica por serem negligenciáveis.


ANEXO N


QUADRO 4

Subestação (Abreviatura) Fase 3ª Harm.

[%]5ª Harm.

[%]7ª Harm.

[%]

Distorção Harmónica Total [%]

0 0.27 1.60 0.79 1.664 0.17 1.51 0.96 1.638 0.27 1.58 1.01 1.730 0.18 0.76 2.344 0.14 2.11 0.87 2.388 0.14 0.86 2.280 0.08 1.224 0.09 1.25 2.808 0.09 1.38 2.840 0.08 0.674 0.09 0.568 0.09 0.75 2.940 0.14 0.87 2.464 0.14 0.94 2.548 0.15 0.94 2.310 0.09 1.094 0.07 1.038 0.11 1.050 0.17 0.94 2.814 0.07 1.00 2.758 0.14 1.20 2.790 0.27 1.42 0.77 1.604 0.16 1.30 0.80 1.498 0.25 1.43 0.68 1.560 0.42 0.82 2.684 0.45 0.97 2.668 0.46 0.83 2.730 0.14 1.81 0.75 1.934 0.14 1.85 0.86 2.028 0.11 1.85 0.74 1.960 0.16 1.13 2.854 0.08 1.21 2.858 0.14 1.09

2 2 2 3Limite [%]

SSN

PCPG

SFN

SRM

SRA

SPM

SLV

SFA

SRR

Níveis de harmónicas em percentagem da tensão nominal, em pontos de medida a 400 kV

SFR

PCAL

2.11

2.093.00 3.112.702.703.02 3.083.07 3.102.882.152.132.053.10 3.253.35 3.473.18 3.292.642.602.58

2.582.502.61

2.632.592.86 3.04


ANEXO N


QUADRO 5


[%]5ª Harm.

[%]7ª Harm.

[%]


0 0.94 0.60 1.09 1.604 0.49 0.85 1.09 1.568 0.57 0.55 0.66 1.110 0.26 1.00 0.35 1.094 0.12 0.97 0.40 1.038 0.20 1.04 0.36 1.100 0.18 1.13 0.40 1.184 0.15 1.03 0.40 1.108 0.19 1.09 0.35 1.120 0.10 0.65 2.264 0.41 0.68 2.408 0.40 0.67 2.740 0.18 1.65 0.42 1.674 0.15 1.67 0.41 1.698 0.12 1.65 0.40 1.660 0.23 0.39 0.46 0.694 0.12 0.41 0.43 0.678 0.20 0.46 0.45 0.720 0.22 0.43 2.304 0.11 0.38 2.288 0.05 0.43 2.230 0.15 0.51 2.104 0.20 0.46 2.148 0.10 0.47 2.070 0.21 0.99 0.31 1.014 0.14 0.99 0.45 1.068 0.09 1.09 0.36 1.120 0.28 1.34 0.27 1.384 0.22 1.40 0.27 1.448 0.28 1.45 0.28 1.500 0.20 1.07 0.61 1.204 0.11 0.99 0.63 1.128 0.25 1.09 0.65 1.240 0.30 0.48 0.41 0.754 0.14 0.50 0.41 0.718 0.21 0.66 0.43 0.840 0.11 0.39 2.694 0.07 0.48 2.588 0.17 0.48 2.640 0.13 1.08 0.45 1.174 0.15 1.11 0.45 1.218 0.13 1.10 0.47 1.20

2 2 2 3

SMC

Limite [%]


SCH

SCN

SCT

SEJ

SBL

SCF

SCG

SAM

CBT

PCCL

SFN

SFE

PCUR

2.152.272.27

2.252.252.192.062.092.02

2.672.562.59


ANEXO N


QUADRO 6


[%]5ª Harm.

[%]7ª Harm.

[%]


0 0.12 0.41 0.32 0.574 0.09 0.37 0.35 0.578 0.10 0.41 0.32 0.560 0.17 1.02 0.40 1.114 0.18 1.03 0.41 1.138 0.09 1.05 0.44 1.150 0.26 1.65 0.37 1.724 0.08 1.60 0.30 1.648 0.22 1.71 0.33 1.760 0.28 0.56 0.43 0.804 0.10 0.60 0.39 0.768 0.22 0.63 0.41 0.830 0.31 1.58 0.46 1.674 0.24 1.09 0.43 1.218 0.50 1.09 0.56 1.430 0.16 0.38 2.024 0.15 1.96 0.43 1.988 0.25 0.37 2.060 0.36 1.23 0.30 1.304 0.35 1.25 0.33 1.328 0.07 1.25 0.35 1.370 0.20 0.41 2.204 0.10 0.40 2.078 0.14 0.37 2.240 0.10 0.80 2.204 0.10 2.00 0.90 2.208 0.20 2.00 0.80 2.100 0.21 1.98 0.39 2.014 0.20 0.35 2.038 0.12 1.96 0.44 1.990 0.35 0.904 0.40 0.918 0.36 0.910 0.12 1.10 0.24 1.124 0.24 1.19 0.25 1.228 0.29 1.13 0.24 1.180 0.15 0.53 0.47 0.714 0.10 0.53 0.46 0.698 0.22 0.56 0.45 0.740 0.18 0.66 0.46 0.814 0.08 0.66 0.48 0.808 0.20 0.70 0.49 0.850 0.26 0.79 0.41 0.914 0.22 0.84 0.48 0.968 0.15 0.84 0.42 0.85

2 2 2 3

SVG

SVM

Limite [%]

SSV

STJ

STR

SVC


SPN

SPR

SRM

SSS

SSR

SMG

SMR

SPB

SRR

2.01

2.02

2.152.032.202.10

2.01

3.44 3.533.41 3.533.37 3.48


ANEXO N


QUADRO 7


[%]5ª Harm.

[%]7ª Harm.

[%]


0 0.10 1.13 2.734 0.08 1.18 2.498 0.10 1.33 2.500 0.10 0.80 2.604 0.10 0.70 2.508 0.20 0.90 2.400 0.26 0.87 0.32 1.024 0.27 0.89 0.33 1.128 0.22 0.93 0.33 1.130 0.66 0.70 0.33 0.994 0.62 0.58 0.45 0.918 0.51 0.79 0.34 0.970 0.19 0.67 2.654 0.12 0.68 2.498 0.15 0.73 2.310 0.06 1.02 2.644 0.11 1.24 2.688 0.13 1.18 2.590 0.10 0.894 0.11 0.99 2.728 0.12 0.94 2.760 0.10 0.38 2.344 0.09 0.45 2.248 0.13 0.46 2.080 0.12 0.42 2.184 0.12 0.35 2.288 0.10 0.43 2.120 0.14 1.07 0.71 1.234 0.11 1.21 0.75 1.368 0.19 0.91 0.74 1.130 0.19 1.12 0.38 1.164 0.54 0.71 0.37 0.948 0.25 1.02 0.38 1.070 0.07 1.08 2.614 0.07 1.20 2.478 0.11 1.27 2.490 0.17 0.93 0.35 0.994 0.12 0.86 0.35 0.918 0.17 0.91 0.31 0.96

2 2 2 3

PCES

SED

SER


SCV

PCMP

SET

Limite [%]

SOQ

SOR

SFA

SFF

SFN

SFR

SGR

2.482.272.192.302.402.10

2.582.442.242.432.392.312.95 3.012.632.692.302.192.012.142.252.10

2.452.242.19


ANEXO N


QUADRO 8


[%]5ª Harm.

[%]7ª Harm.

[%]Distorção Harmónica

Total [%]0 0.08 1.85 0.47 1.904 0.11 0.42 2.078 0.13 1.81 0.53 1.900 0.09 1.55 0.72 1.674 0.13 1.73 0.74 1.858 0.19 1.45 0.78 1.610 0.13 0.59 2.394 0.08 0.52 2.658 0.11 0.57 2.530 0.54 1.03 0.52 1.684 0.42 1.08 0.53 1.328 0.50 1.08 0.60 1.290 0.14 0.98 0.43 1.054 0.17 1.05 0.44 1.138 0.16 1.02 0.38 1.080 0.40 1.70 0.80 1.904 0.50 1.70 0.70 1.908 0.60 1.80 0.70 2.000 0.09 0.82 2.644 0.14 0.96 2.368 0.11 0.88 2.520 0.24 1.69 0.26 1.734 0.18 1.62 0.29 1.658 0.13 1.65 0.30 1.690 0.09 0.50 2.504 0.11 0.49 2.678 0.19 0.53 2.460 0.08 0.82 0.38 0.904 0.20 0.77 0.43 0.878 0.21 0.83 0.42 0.930 0.20 1.09 0.26 1.144 0.22 1.19 0.27 1.248 0.06 1.19 0.27 1.230 0.17 0.70 0.36 0.794 0.14 0.77 0.39 0.878 0.13 0.72 0.37 0.82

2 2 2 3

SSV

Limite [%]

STN

SVI

SVM

SZR

SPR

SRA

SSB

SSN


SPA

SPC

SPM

2.01

2.312.592.45

2.572.232.43

2.422.592.37


ANEXO N


QUADRO 9

Subestação (Abreviatura) Fase 3ª Harm. [%] 5ª Harm. [%] 7ª Harm. [%] Distorção Harmónica Total [%]

0 1.32 3.34 1.02 2.134 1.40 3.31 1.05 2.158 1.53 3.46 1.04 2.720 0.29 1.45 0.50 1.514 0.28 1.57 0.46 1.628 0.11 1.52 0.46 1.570 0.23 0.98 0.69 1.174 0.16 0.98 0.65 1.168 0.24 0.88 0.68 1.140 0.32 1.63 0.32 1.684 0.19 1.56 0.37 1.608 0.18 1.66 0.35 1.700 2.18 2.30 0.71 3.174 2.47 2.34 0.72 3.408 2.64 2.13 0.70 3.400 0.28 1.63 0.83 1.884 0.16 1.51 0.89 1.788 0.22 1.48 0.86 1.740 0.26 1.02 0.44 1.124 0.22 0.94 0.47 1.058 0.29 1.05 0.48 1.170 0.34 1.46 0.71 1.614 0.41 1.54 0.67 1.708 0.29 1.37 0.66 1.520 0.45 1.54 0.58 1.644 0.42 1.56 0.58 1.658 0.40 1.76 0.65 1.850 0.38 1.39 0.95 1.664 0.52 1.45 0.97 1.758 0.34 1.63 0.98 1.870 0.24 2.60 0.79 2.694 0.20 2.48 0.74 2.568 0.20 2.27 0.71 2.330 0.07 2.50 0.84 2.634 0.13 2.47 1.10 2.698 0.14 2.32 0.92 2.490 0.09 3.02 0.47 3.034 0.12 2.72 0.52 2.748 0.16 2.68 0.54 2.700 0.29 1.63 0.62 1.714 0.26 1.79 0.64 1.878 0.25 1.75 0.66 1.830 0.13 1.73 0.48 1.804 0.15 1.83 0.50 1.918 0.14 1.54 0.51 1.640 0.13 2.98 0.41 2.994 0.15 2.99 0.42 3.008 0.17 2.99 0.41 3.000 0.22 1.49 0.77 1.674 0.15 1.56 0.77 1.728 0.18 1.24 0.78 1.440 0.32 1.64 0.55 1.774 0.29 1.66 0.55 1.788 0.26 1.65 0.48 1.740 0.18 1.47 0.58 1.574 0.25 1.50 0.58 1.628 0.13 1.52 0.61 1.640 0.11 0.53 0.38 0.594 0.09 0.53 0.38 0.608 0.15 0.53 0.38 0.61

3 3.5 3 5

SAM

SBL

SCF


Limite [%]

SCG

SCH

SCN

SCT

SCV

SED

SEJ

SER

SET

SGR

SMC

SMG

SFA

SFF

SFN

SFR

SFE


ANEXO N


QUADRO 10

Subestação (Sigla) Fase 3ª Harm. [%] 5ª Harm. [%] 7ª Harm. [%] Distorção Harmónica Total [%]0 0.15 1.22 0.37 1.294 0.13 1.19 0.38 1.278 0.11 1.23 0.41 1.300 0.17 1.27 0.47 1.334 0.14 1.18 0.49 1.258 0.16 1.23 0.48 1.290 0.07 1.83 0.46 1.904 0.13 1.99 0.43 2.068 0.15 1.81 0.53 1.900 0.33 1.51 0.43 1.584 0.27 1.43 0.46 1.508 0.49 1.39 0.48 1.480 0.49 1.37 0.39 1.474 0.32 1.59 0.41 1.708 0.29 1.61 0.36 1.680 0.15 1.70 0.68 1.824 0.23 1.71 0.74 1.828 0.18 1.71 0.73 1.880 0.20 1.23 0.32 1.304 0.06 1.19 0.52 1.278 0.17 1.16 0.59 1.300 0.23 1.30 0.18 1.324 0.19 1.21 0.20 1.228 0.22 1.34 0.22 1.360 0.44 1.58 0.16 1.634 0.20 1.52 0.16 1.558 0.24 1.64 0.16 1.660 0.18 1.21 0.36 1.274 0.20 1.13 0.40 1.198 0.21 1.21 0.39 1.280 0.15 1.83 0.27 1.844 0.10 1.71 0.25 1.738 0.14 2.06 0.24 2.070 0.09 1.67 0.65 1.834 0.08 1.60 0.71 1.828 0.14 1.77 0.60 1.920 0.22 2.15 0.49 2.204 0.15 2.22 0.39 2.258 0.08 2.05 0.47 2.090 0.14 1.47 0.73 1.544 0.16 1.44 0.59 1.548 0.12 1.42 0.48 1.440 0.30 1.94 0.82 2.044 0.15 1.89 0.79 1.978 0.30 1.66 0.84 1.780 0.21 2.76 0.82 2.894 0.26 2.90 0.77 3.038 0.20 2.78 0.81 2.920 0.08 2.60 0.67 2.644 0.22 2.73 0.68 2.778 0.17 2.73 0.68 2.530 0.39 1.35 0.40 1.454 0.17 1.23 0.42 1.298 0.28 1.37 0.44 1.450 0.23 0.51 0.48 0.734 0.08 0.56 0.47 0.728 0.46 0.58 0.46 0.860 0.41 0.66 0.44 0.854 0.17 0.73 0.44 0.838 0.25 0.76 0.45 0.900 0.17 0.80 0.50 0.914 0.19 0.74 0.55 0.868 0.36 0.81 0.50 0.960 0.55 1.85 0.44 1.954 0.31 1.40 0.43 1.488 0.57 1.60 0.45 1.720 0.53 0.47 0.40 0.794 0.25 0.50 0.36 0.658 0.50 0.47 0.36 0.72

3 3.5 3 5

SPN

SPR

SRR


SMR

SOR

SPB

SPA

SLV

SSB

SSN

SRA

STJ

SRM

SSV30

SSV

SSR

STN

STR

SVC

Limite [%]

SVG

SVI

SVM

SZR


ANEXO N

Qualidade de Serviço – Tremulação (flicker)

3. TREMULAÇÃO (FLICKER)

Os valores apresentados nos quadros correspondem aos mais desfavoráveis em cada uma das subestações referidas.

QUADRO 11

Subestação (Sigla) Fase Pst Plt

0 0.44 0.394 0.44 0.398 0.42 0.380 0.26 0.334 0.26 0.218 0.27 0.210 0.19 0.194 0.17 0.208 0.18 0.200 0.28 0.254 0.28 0.248 0.28 0.250 0.28 0.714 0.28 0.268 0.29 0.280 0.28 0.774 0.30 0.748 0.280 0.38 0.334 0.36 0.338 0.36 0.350 0.54 0.454 0.53 0.458 0.56 0.470 0.27 0.234 0.26 0.238 0.27 0.240 0.54 0.484 0.51 0.558 0.51 0.490 0.22 0.544 0.22 0.458 0.23 0.40

1 1Limite

SSN

SPM

SRA

SRM

SRR

SLV

PCPG

SFN

SFR

Níveis de tremulação ("flicker") em pontos de medida a 400 kV

PCAL

SFA

1.20

1.10

QUADRO 12


0 0.23 0.294 0.23 0.448 0.23 0.330 0.37 0.334 0.36 0.328 0.35 0.320 0.49 0.444 0.50 0.478 0.50 0.440 0.51 0.724 0.51 0.698 0.50 0.700 0.32 0.424 0.31 0.348 0.31 0.360 0.20 0.234 0.20 0.268 0.19 0.220 0.70 0.614 0.67 0.598 0.68 0.590 0.474 0.46 0.538 0.47 0.460 0.52 0.434 0.49 0.418 0.51 0.450 0.70 0.594 0.68 0.598 0.66 0.580 0.38 0.374 0.37 0.438 0.36 0.390 0.21 0.504 0.21 0.308 0.20 0.290 0.36 0.314 0.38 0.338 0.38 0.32

1 1

PCUR

SFE

SCG

SCH

SCN

SCT

SEJ

Limite


CBT

SBL

SCF

SAM

PCCL

SFN


ANEXO N


QUADRO 13


0 0.28 0.354 0.27 0.308 0.27 0.320 0.27 0.264 0.25 0.258 0.26 0.240 0.27 0.334 0.25 0.308 0.26 0.320 0.26 0.234 0.26 0.238 0.26 0.230 0.28 0.494 0.25 0.278 0.27 0.340 0.254 0.258 0.260 0.43 0.374 0.43 0.388 0.45 0.380 0.60 0.504 0.58 0.668 0.58 0.480 0.77 0.644 0.74 0.638 0.74 0.630 0.36 0.314 0.37 0.418 0.37 0.410 0.524 0.52 0.518 0.52 0.480 0.40 0.374 0.41 0.348 0.40 0.350 0.48 0.434 0.49 0.418 0.51 0.440 0.15 0.164 0.16 0.168 0.16 0.150 0.34 0.384 0.39 0.378 0.32 0.350 0.744 0.708 0.71

1 1

SVC

SVG

Limite

SVM

SRR

SSR

STJ

STR

SSV

SSS

SPB

SPN

SPR

SRM

SMC

SMG

SMR


1.821.701.81

1.10

3.033.003.01

1.48 1.201.40 1.181.39 1.15

1.051.091.07

QUADRO 14


0 0.15 0.254 0.15 0.288 0.16 0.290 0.19 0.184 0.18 0.218 0.18 0.160 0.52 0.634 0.52 0.618 0.51 0.600480 0.21 0.604 0.32 0.498 0.29 0.620 0.16 0.454 0.19 0.368 0.19 0.340 0.20 0.344 0.19 0.238 0.18 0.470 0.22 0.224 0.21 0.218 0.21 0.200 0.31 0.274 0.30 0.268 0.31 0.270 0.21 0.634 0.20 0.238 0.21 0.240 0.884 0.908 0.880 0.18 0.264 0.18 0.328 0.19 0.24

1 1

SFR

SGR

SOQ

Limite


SFA

SFF

SFN

PCES

SED

SER

SET

SCV

PCMP


ANEXO N


QUADRO 15

Subestação (Abreviatura) Fase Pst Plt

0 0.69 0.864 0.69 0.858 0.71 0.880 0.21 0.384 0.25 0.298 0.23 0.270 0.16 0.354 0.16 0.248 0.16 0.220 0.244 0.24 0.978 0.230 0.23 0.224 0.22 0.288 0.23 0.330 0.904 0.898 0.930 0.20 0.194 0.20 0.208 0.20 0.190 0.20 0.574 0.20 0.608 0.20 0.610 0.32 0.484 0.32 0.378 0.32 0.860 0.20 0.484 0.17 0.688 0.17 0.350 0.85 0.784 0.81 0.738 0.80 0.700480 0.30 0.574 0.29 0.558 0.26 0.51

1 1

SSN

SSV

Limite

STN

SVI

SVM

SZR

SPM

SPR

SRA

SSB

SOR


SPA

SPC

2.05

1.72

1.081.081.13

1.75 1.451.62 1.321.45 1.18

1.37 1.111.29 1.101.28 1.06

1.01

1.04

QUADRO 16

PdE (Abreviatura) Fase Pst Plt

0 0.43 0.504 0.44 0.508 0.42 0.500 0.32 0.764 0.31 0.688 0.31 0.570 0.18 0.224 0.17 0.298 0.18 0.220 0.54 0.464 0.56 0.488 0.57 0.490 0.43 0.394 0.43 0.388 0.42 0.380 0.46 0.394 0.43 0.398 0.44 0.380 0.63 0.544 0.62 0.538 0.60 0.520 0.56 0.484 0.68 0.478 0.62 0.470480 0.38 0.364 0.37 0.498 0.37 0.400 0.29 0.934 0.49 0.738 0.46 0.930 0.19 0.504 0.21 0.388 0.21 0.440 0.20 0.704 0.18 0.618 0.19 0.480 0.21 0.494 0.20 0.508 0.18 0.340 0.18 0.174 0.17 0.208 0.17 0.170 0.22 0.264 0.22 0.268 0.22 0.260 0.19 0.594 0.18 0.308 0.19 0.450 0.834 0.99 0.838 0.860 0.27 0.564 0.25 0.468 0.26 0.470 0.26 0.254 0.25 0.248 0.25 0.230 0.25 0.674 0.23 0.408 0.24 0.470 0.79 0.734 0.76 0.708 0.74 0.650 0.64 0.784 0.62 0.758 0.62 0.76

1 1

SVI

SFN

SFR

SMG

SMC

Limite

SCG

SCH

SCN

SMR

SCT

SGR

SED

SEJ

SER

SFE

SFA


SOR

SET

SAM

SBL

SCF

SCV

SFF


ANEXO N

Qualidade de Serviço – Valor eficaz da tensão

QUADRO 17

PdE (Abreviatura) Fase Pst Plt

0 0.21 0.384 0.21 0.338 0.21 0.270 0.23 0.334 0.23 0.198 0.23 0.450 0.30 0.584 0.29 0.438 0.30 0.510 0.23 0.284 0.23 0.298 0.24 0.280 0.23 0.234 0.23 0.238 0.23 0.240 0.76 0.634 0.71 0.608 0.72 0.600 0.40 0.844 0.41 0.848 0.41 0.820 0.39 0.374 0.40 0.408 0.39 0.370 0.18 0.184 0.19 0.198 0.18 0.190 0.17 0.464 0.17 0.458 0.18 0.550 0.68 0.644 0.66 0.598 0.66 0.620 0.45 0.984 0.45 0.488 0.45 0.440 0.29 0.784 0.29 0.468 0.29 0.550 0.40 0.434 0.41 0.448 0.40 0.360 0.20 0.444 0.18 0.658 0.16 0.400 0.47 0.404 0.44 0.398 0.45 0.390 0.15 0.164 0.17 0.178 0.16 0.160 0.35 0.364 0.48 0.348 0.45 0.340 0.79 0.734 0.76 0.708 0.74 0.650 0.644 0.618 0.620 0.604 0.538 0.61

1 1


SVC

SPA

SPN

SPR

SRA

SRM

SPB

SSR

Limite

SRR

SSB

SSN

STN

STJ

SSV30

SSV

SVM

SVI

SZR

SVG

STR

SLV

1.151.161.141.121.111.08

4. VALOR EFICAZ DA TENSÃO

QUADRO 18

Subestação (Abreviatura) Fase Umin [%] Umax [%]

0 2.02 4.094 1.34 4.128 1.68 4.120 1.58 3.364 1.78 3.718 1.90 3.710 1.02 3.894 1.12 4.738 1.92 4.730 0.64 3.464 0.34 3.338 0.86 3.760 2.62 4.644 2.39 4.948 2.89 4.940 0.75 3.214 0.52 2.688 0.42 2.680 1.30 4.204 1.49 4.328 1.91 4.710 1.50 3.114 1.97 3.538 1.52 3.160 1.03 3.184 1.82 3.138 1.08 3.130 0.52 3.174 1.46 3.968 1.38 4.080 2.03 4.364 2.63 4.988 1.68 4.14

Desvios máximos da tensão eficaz em pontos com a tensão nominal a 400 kV (Uref = 400 kV)

PCAL

PCPG

SFN

SFA

SRR

SSN

SFR

SPM

SRA

SRM

SLV


ANEXO N


QUADRO 19

Subestação (Sigla) Uref [kV] Fase Umin [%] Umax [%]

0 -0.84 0.47237 4 -0.89 0.42

8 -0.28 1.010 -3.39 0.82

229 4 -3.01 1.218 -3.00 1.110 0.92 4.50

220 4 1.20 4.808 1.460 -0.73 0.77

238 4 -1.37 -0.148 -1.85 -0.140 -2.71 1.27

229 4 -2.53 1.198 -2.81 1.190 -1.31 1.52

226 4 -0.81 2.158 -1.33 1.530 -2.31 -0.23

235 4 -1.04 0.988 -1.15 0.980 -2.21 1.51

223 4 -2.20 1.618 -1.85 1.690 -1.06 2.00

222 4 -1.07 1.978 -1.68 1.590

220 480 -1.20 0.80

236 4 -1.00 1.008 -1.30 0.600 -1.85 1.76

231 4 -1.55 2.098 -1.75 1.900 -1.59 0.53

237 4 -1.47 0.488 -1.62 0.490 -3.28 -0.32

236 4 -2.73 0.248 -2.77 0.24

SVG

SVM

* - Utilizada Un (ainda se encontra em definição Uref)

SSV

STJ

STR

SVC

SSR

SPN

SPR

SRM

SRR

SMG

SMR

SPB*

Desvios máximos da tensão eficaz em pontos com a tensão nominal a 220 kV

5.04

3.48 7.603.92 8.023.84 8.01

QUADRO 20


0 -0.53 0.81238 4 -0.86 0.12

8 -1.29 0.120 0.25 2.89

220 4 0.27 2.928 0.52 3.180 -1.06 2.47

223 4 -1.41 1.888 -1.52 1.880 -2.83 0.57

226 4 -2.89 0.658 -2.61 0.840 -1.94 0.88

233 4 -1.88 1.408 -1.45 1.400 -2.62 1.22

226 4 -2.66 1.228 -2.18 1.600 -1.90 1.89

221 4 -1.88 1.868 -1.60 2.020 -0.99 1.23

234 4 -1.08 1.208 -0.86 1.340 -1.31 2.41

233 4 -1.29 2.448 -0.89 2.810 -2.04 0.59

233 4 -2.24 0.428 -2.05 0.510 -1.84 1.15

234 4 -2.06 1.008 -1.93 1.020 -1.24 2.15

222 4 -0.85 2.518 -1.09 2.160 -3.59 0.67

229 4 -3.26 0.988 -3.10 0.99

SCN

SCT

SEJ

SMC

SFN

SFE

SCH

SCG


CBT

SBL

SCF

SAM

PCCL


ANEXO N


QUADRO 21


0 -1.99 1.49157 4 -1.91 1.60

8 -1.70 1.800 -2.78 0.54

159 4 -3.05 0.278 -2.28 0.990 -4.09 0.66

155 4 -4.51 0.168 -4.00 0.460 -3.27 2.05

152 4 -4.15 1.878 -3.68 2.250 -2.21 0.57

157 4 -1.45 1.168 -2.25 0.450 -2.86 -0.29

155 4 -3.16 -0.628 -2.54 0.050 0.15 3.51

150 4 0.10 3.538 0.56 3.890 -2.91 -0.31

158 4 -2.53 -0.228 -2.27 0.370

150 480 -2.68 0.07

157 4 -2.85 -0.138 -2.29 0.420 -0.47

159 4 -0.828 -0.560 -0.26 2.52

155 4 -0.44 2.248 -0.03 2.70

SFA

SFF

SFN

SOR

* - Utilizada Un (ainda se encontra em definição Uref)

SPA


SFR

SOQ

SGR *

SCV

SED

SER

SET

6.50 8.706.10 8.406.30 8.60

-5.15-5.56-5.24

QUADRO 22


0 -2.40 0.41157 4 -2.23 0.42

8 -1.58 1.120 -2.12 0.83

156 4 -2.05 0.718 -1.47 1.410 -2.76 0.06

160 4 -2.63 0.308 -2.13 0.540 -1.81 1.21

154 4 -2.15 0.708 -2.23 0.700 -1.94 1.12

155 4 -1.63 0.708 -2.24 0.700 0.30 2.46

159 4 0.52 2.648 0.50 2.680 0.26 3.94

155 4 0.21 3.898 -0.07 3.540 -1.24 1.30

161 4 -0.56 0.968 -1.61 0.960 -1.99 1.92

152 4 -1.61 2.138 -1.86 2.000 -2.12 1.79

156 4 -2.39 2.058 -1.77 2.050 -4.04 1.62

156 4 -4.35 1.368 -3.97 1.600 -2.35 1.12

159 4 -2.21 1.398 -2.13 1.390 -0.48 1.74

155 4 -0.56 1.428 -0.75 1.35

STN

SVI

SVM

SZR

SRA

SSB

SSN

SSV

SPC

SPM

SPR


PCES

PCMP


ANEXO N


QUADRO 23

Subestação (Sigla) Uc [kV] Fase Umin [%] Umax [%]

0 -2.42 -0.034 -3.12 -0.458 -3.26 -0.490 -1.97 1.644 -1.76 2.438 -1.18 2.430 -0.45 2.294 -0.79 2.278 -0.94 2.160 -3.164 -4.90 -2.918 -4.66 -2.540 -1.57 0.904 -1.68 0.848 -2.06 0.470 -0.08 2.804 -0.10 2.788 0.00 2.860 0.62 2.894 0.59 2.928 1.04 3.300 -2.88 0.964 -2.62 1.218 -2.39 1.430 -1.41 1.314 -1.29 1.488 -0.04 2.820 -1.77 2.074 -2.40 1.498 -2.07 1.830 -2.12 2.554 -2.60 2.128 -2.12 2.460 -2.27 0.914 -2.75 1.118 -2.32 1.110 -2.49 0.644 -2.62 1.138 -1.84 1.130 -2.27 2.214 -2.43 2.048 -2.46 2.010 -1.88 0.084 -1.96 -0.048 -1.41 0.520 -1.46 1.754 -1.58 1.608 -1.24 1.900 0.99 3.824 1.21 4.298 1.61 4.600 -0.43 2.134 -0.29 2.278 -0.55 2.040 -1.87 0.994 -1.54 1.308 -1.51 1.310 -0.65 0.934 -1.06 0.478 -0.44 1.050 -1.77 2.204 -1.64 2.698 -1.21 2.69

-5 5

SFE 63

63

63

SET 63.5

SFA 63.3

64

64.2

63.7

64.2

63.5

63

64.2

62.4

SCG

SCH

SCN

SCT

Limite [%]

Desvios máximos da tensão eficaz nos pontos de entrega com a tensão nominal a 60 kV

SCV

SED

SEJ

SAM

SBL

SCF

62.9

SER

SFF 62.7

SFN 63.5

SMR 63

SMG 63

SFR 63

SMC 64

SGR 64

-5.16

QUADRO 24

Subestação (Sigla) Uc [kV] Fase Umin [%] Umax [%]

0 0.44 2.624 0.11 2.348 0.45 2.620 -2.31 1.894 -1.83 2.318 -1.74 2.400 -4.04 -0.414 -3.34 0.278 -3.61 0.000 0.19 2.874 -0.04 2.608 -0.26 2.380 -2.24 1.104 -2.35 0.908 -2.22 0.900 -1.60 1.704 -1.51 1.778 -1.28 1.950 0.15 2.914 -0.12 2.558 0.20 2.920 -1.53 0.884 -1.16 0.548 -1.77 0.540 0.00 2.014 0.06 2.118 0.18 2.170 -2.60 1.644 -2.84 1.418 -3.14 1.160 -0.09 2.254 0.43 2.748 -0.41 1.840 -1.41 0.814 -1.39 0.888 -1.25 0.930 -5.09 -0.944 -5.26 -1.128 -4.91 -0.860 -1.37 1.744 -1.73 1.108 -1.57 1.310 -1.47 2.644 -1.29 2.848 -0.93 3.210 0.04 2.444 0.10 2.518 0.24 2.620 -1.62 1.854 -1.20 2.338 -1.42 2.180 -0.28 2.354 -0.41 2.128 -0.07 2.510 -2.57 2.184 -2.60 2.248 -2.52 2.200 -0.67 2.014 -0.99 2.118 -0.57 2.110 -4.09 -0.724 -4.08 -0.538 -2.51 1.05

-5 5

SLV 63

63.5

64

SRA 64.2

Desvios máximos da tensão eficaz nos pontos de entrega com a tensão nominal a 60 kV

SPN

SPR

SOR

SPB

64.2

64.2

63

64.2

SPA

Limite [%]

SRM

SRR

SZR 64

SSB 63

SSN 61.7

SSV

63

63.8

STJ 62.8

STN 63

SSV30 31.4

64

SVM 64

SVG 64.2

SVI 64

STR 64.2

SVC


ANEXO N

Qualidade de Serviço – Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões

5. DESEQUILÍBRIO DO SISTEMA TRIFÁSICO DE TENSÕES

QUADRO 25

PdE (Sigla) Desequilíbrio [%]SAM 0.74SBL 0.59SCF 0.32SCG 0.47SCH 0.47SCN 0.17SCT 0.31SCV 0.31SED 0.94SEJ 0.42SER 0.42SET 0.35SFA 0.55SFE 0.20SFF 0.42SFN 0.45SFR 0.65SGR 0.21SMC 0.30SMG 0.37SMR 0.26SOR 0.22SPA 0.42SPB 0.69SPN 0.84SPR 0.27SLV 0.34SRA 0.26SRM 0.52SRR 0.15SSB 0.36SSN 0.60SSR 0.51SSV 0.36

SSV30 0.34STJ 0.81STN 0.44STR 0.17SVC 0.31SVG 0.29SVI 0.13SVM 0.28SZR 1.22

Limite [%]: 2

Desequilíbrio da tensão em pontos de medida a 60 kV

QUADRO 26

Subestação (Sigla)

Tensão nominal (kV) Desequilíbrio [%]

PCAL 400 0.30PCPG " 0.58SFA " 0.61SFN " 0.45SFR " 0.95SPM " 0.51SLV " 0.52SRA " 0.27SRM " 0.73SRR " 0.61SSN " 0.70CBT 220 0.45

PCCL " 0.30PCUR " 0.19SAM " 0.71SBL " 0.30SCF " 0.35SCG " 0.60SCH " 0.25SCN " 0.20SCT " 0.30SEJ " 0.19SFE " 0.22SFN " 0.45SMC " 0.34SMG " 0.40SMR " 0.30SPB " 0.35SPN " 0.36SPR " 0.30SRM " 0.55SRR " 1.18SSR " 0.52SSS " 0.57SSV " 0.40STJ " 0.48STR " 0.28SVC " 0.26SVG " 0.12SVM " 0.51

2

Desequilíbrio da tensão em pontos de medida a 400 e 220 kV

Limite [%]:


ANEXO N

Qualidade de Serviço – Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões

QUADRO 27

Subestação (Sigla)

Tensão nominal (kV) Desequilíbrio [%]

PCES 150 0.59

PCMP " 0.49SCV " 0.34SED " 0.44SER " 0.41SET " 0.36SFA " 0.25SFF " 0.47SFN " 0.50SFR " 0.64SGR " 0.23SOQ " 0.40SOR " 0.68SPA " 0.43SPC " 0.51SPM " 0.52SPR " 0.76SRA " 0.22SSB " 0.35SSN " 0.66SSV " 0.36STN " 0.57SVI " 0.18SVM " 0.23SZR " 0.30

2

Desequilíbrio da tensão em pontos de medida a 150 kV

Limite [%]:


ANEXO N

Qualidade de Serviço – Cavas de tensão e Sobretensões

6. CAVAS DE TENSÃO E SOBRETENSÕES

QUADRO 28

UnkV 10ms<= t <100ms 100ms<= t <500ms 500ms<= t <1s 1s<= t <3s60 SSN 2003 10...<15% 64 9 3 3

15...<30% 47 19 6 130...<60% 37 13 3 560...<99% 13 2

60 SAM 2003 10...<15% 43 1515...<30% 53 26 230...<60% 62 16 360...<99% 27 8

60 SPR 2003 10...<15% 49 8 315...<30% 73 7 730...<60% 660...<99% 44 4 1

60 STN 2003 10...<15% 25 32 11 115...<30% 61 41 21 930...<60% 54 95 26 260...<99% 1 9 3

60 SVM 2003 10...<15% 60 8 2 315...<30% 20 15 2 230...<60% 19 5 360...<99% 20 15

150 SVM 2003 10...<15% 70 11 2 115...<30% 22 17 230...<60% 13 2 360...<99% 8 3

150 SPM 2003 10...<15% 20 24 115...<30% 30 26 330...<60% 22 14 260...<99% 14

Período de Medição

Amplitude máxima da

cavas

Cavas de Tensão - Número / Duração Identificação

(Sigla)

Subestação

2 - Não é feita qualquer agregação espacial. Isto significa que um mesmo incidente que dê origem a cavas de tensão em vários pontos de medição écontabilizado em cada um desses pontos.

Nota:

1 - Neste quadro apresenta-se uma agregação temporal do nùmero de cavas que ocorreram nas 3 fases. O período de agregação é de 1 segundo considera-seapenas um evento (uma cava). Contudo, cavas simultâneas em mais do que uma das fases estão contabilizadas como eventos múltiplos (2 ou 3 cavas, casosejam afectadas duas ou as três fases, respectivamente).

UnkV t< 1 s 1 s<= t < 3m t >= 3 m60 STN F 2003 110...<120% 3 2

120...<140% 4140...<160%160...<200%

> 200 %

Período de Medição Amplitude

Sobretensões - Número / Duração Identificação

(Sigla)Fixo (F)/Móvel

(M)

Ponto de Medição

Nota: As sobretensões são contabilizados fase a fase.


ANEXO N

Qualidade de Serviço – Frequência

7. FREQUÊNCIA

QUADRO 29

Subestação (Abreviatura)

Tensão nominal (kV) Fmax [%] Fmin [%]

PCAL 400 0.13 -0.12PCPG " 0.17 -0.13SFA " 0.14 -0.17SFN " 0.16 -0.11SFR " 0.14 -0.14SPM " 0.14 -0.11SLV " 0.17 -0.11SRA " 0.12 -0.09SRM " 0.15 -0.11SRR " 0.15 -0.15SSN " 0.17 -0.16CBT 220 0.13 -0.14

PCCL " 0.13 -0.09SAM " 0.17 -0.12SBL " 0.14 -0.13SCF " 0.16 -0.12SCG " 0.17 -0.12SCH " 0.16 -0.11SCN " 0.16 -0.13SCT " 0.16 -0.12SEJ " 0.19 -0.13SFE " 0.15 -0.11SFN " 0.17 -0.11SMC " 0.14 -0.12SMG " 0.16 -0.15SMR " 0.13 -0.13SPB " 0.17 -0.12SPN " 0.14 -0.12SPR " 0.14 -0.13SRM " 0.15 -0.11SRR " 0.15 -0.15SSR " 0.15 -0.11SSV " 0.16 -0.12STJ " 0.17 -0.12STR " 0.11 -0.11SVC " 0.14 -0.11SVG " 0.18 -0.10SVM " 0.20 -0.12

PCES 150 0.14 -0.17PCMP " 0.14 -0.11SCV " 0.12 -0.11SED " 0.16 -0.12SER " 0.14 -0.18SET " 0.12 -0.04SFA " 0.13 -0.13SFF " 0.13 -0.14SFN " 0.17 -0.11SFR " 0.17 -0.12SGR " 0.12 -0.09SOQ " 0.16 -0.19SOR " 0.15 -0.15SPA " 0.14 -0.11SPC " 0.13 -0.11SPM " 0.17 -0.12SPR " 0.14 -0.13SRA " 0.11 -0.11SSB " 0.15 -0.11SSN " 0.17 -0.16SSV " 0.16 -0.14STN " 0.17 -0.12SVI " 0.44 -0.15SVM " 0.20 -0.12SZR " 0.14 -0.12

-1 1

Desvios máximos da frequência nos pontos de medida a 400,220 e 150 kV

Limite [%]:


ANEXO N

Qualidade de Serviço – Frequência

QUADRO 30

PdE (Sigla) Fmax [%] Fmin [%]

SAM 0.17 -0.16SBL 0.14 -0.13SCF 0.14 -0.15SCG 0.13 -0.12SCH 0.14 -0.14SCN 0.14 -0.15SCT 0.12 -0.12SCV 0.18 -0.10SED 0.14 -0.15SEJ 0.16 -0.16SER 0.14 -0.12SET 0.12 -0.17SFA 0.13 -0.13SFE 0.15 -0.11SFF 0.13 -0.12SFN 0.16 -0.10SFR 0.14 -0.15SGR -0.09 0.12SMC 0.14 -0.12SMG 0.20 -0.13SMR 0.13 -0.13SOR 0.17 -0.17SPA 0.15 -0.12SPB 0.16 -0.11SPN 0.13 -0.11SPR 0.14 -0.13SLV 0.17 -0.11SRA 0.12 -0.09SRM 0.15 -0.11SRR 0.14 -0.14SSB 0.14 -0.11SSN 0.17 -0.16SSV 0.16 -0.12

SSV30 0.16 -0.12STJ 0.15 -0.15STN 0.17 -0.12STR 0.11 -0.11SVC 0.17 -0.12SVG 0.13 -0.15SVI 0.15 -0.13SVM 0.20 -0.12SZR 0.14 -0.12

Limite [%]: -1 1

Desvios máximos da frequência nos pontos de medida a 60 kV


previsÃo de cargas – pdr 1998/2008 · informação sobre a rnt quadro ii principal equipamento...

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