Relatório de Qualidade de Serviço 2014

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1 Relatório de Qualidade de Serviço REDE ELÉCTRICA NACIONAL Relatório da Qualidade de Serviço

2 INDICE Introdução 5 Sumário Executivo 8 Continuidade de Serviço 15 Indicadores Gerais 19 Análise Global dos Indicadores Gerais 21 Indicadores Individuais 22 Análise Global dos Indicadores Individuais 25 Qualidade da Onda de Tensão 28 Plano de Monitorização 30 Principais Resultados das Medições Efetuadas em Evolução da Qualidade da Onda de Tensão 33 Disponibilidade 38 Relacionamento Comercial. Auditorias 41 Comportamento da Rede de Transporte e dos seus Equipamentos e Sistemas Incidentes 45 Incidentes com Repercussão na RNT 47 Linhas 49 Subestações 55 Transformadores de Potência 55 Disjuntores 57 Seccionadores, Descarregadores de Sobretensão e Transformadores de Medição 59 Sistemas de Proteção 60 Sistemas de Comando e Controlo 65 Melhoria da Qualidade de Serviço Anexos 1. Siglas, Abreviaturas e Definições. Padrões de Qualidade de Serviço. Regras de Cálculo dos Indicadores 2. Continuidade de Serviço 3. Qualidade da Onda de Tensão 4. Disponibilidade 5. Comportamento da Rede de Transporte e dos seus Equipamentos e Sistemas 6. Mapa com os Pontos de Entrega Relatório da Qualidade de Serviço 2

3 INDICE DE FIGURAS Figura 1 Evolução do TIE, nos últimos 5 anos Figura 2 Evolução dos indicadores de continuidade de serviço Figura 3 Evolução da Taxa Combinada de Disponibilidade, nos ultimos 5 anos Figura 4 Evolução da Vulnerabilidade da rede de transporte, nos ultimos 5 anos Figura 5 Relação entre SAIFI e SARI, desde 2001 (excluindo casos fortuitos ou de força maior) Figura 6 ENF Figura 7 TIE Figura 8 SAIFI Figura 9 MAIFI Figura 10 SAIDI Figura 11 SARI Figura 12 Evolução dos indicadores de continuidade de serviço Figura 13 Frequência das Interrupções por Ponto de Entrega Figura 14 Duração Total das Interrupções por Ponto de Entrega Figura 15 Energia Não Fornecida por Ponto de Entrega Figura 16 Interrupções nos PdE da RNT Figura 17 Distribuição das interrupções (longas) por ponto de entrega, nos últimos 5 anos Figura 18 Cavas de tensão na RNT, nos PdE a 60kV Figura 19 Cavas de tensão na RNT, nos PdE a 150kV e em pontos de rede próximos dos PdE a 150kV Figura 20 Cavas de tensão na RNT, nos PdE a 220kV e em pontos de rede próximos dos PdE a 220kV Figura 21 Pontos de Entrega (60 kv) com tremulação (flicker) mais elevados Figura 22 Pontos de Entrega (60 kv) com níveis de 5ª harmónica mais elevados Figura 23 Incentivo ao aumento da disponibilidade Figura 24 Evolução da Taxa Combinada de Disponibilidade Figura 25 Evolução do número de incidentes Figura 26 Origem dos incidentes com repercussão na RNT Figura 27 Origem dos incidentes com repercussão na RNT Figura 28 Causa dos incidentes com repercussão na RNT Figura 29 Incidentes em linhas, por nível de tensão Figura 30 Causas dos incidentes em linhas Figura 31 Número de defeitos em linhas da RNT, devido a vento forte Figura 32 Número de incêndios, área ardida e número de defeitos em linhas da RNT devido a incêndios Figura 33 Número de interrupções permanecentes (> 1 minuto) Figura 34 Duração das interrupções permanecentes (horas) Figura 35 Evolução do número de defeitos com origem em linhas aéreas da RNT por 100 km de circuito Figura 36 Evolução do número de defeitos com origem em linhas da RNT por 100 km de circuito (distribuição por causas) Figura 37 Taxa de Disponibilidade Média Global de linhas Relatório da Qualidade de Serviço 3

4 Figura 38 Taxa de Disponibilidade Média Associada à Manutenção, em linhas Figura 39 Avarias em equipamentos de subestações Figura 40 Taxa de Falhas em Transformadores de Potência Figura 41 Taxa de diosponibilidade média global de transformadores Figura 42 Taxa de Disponibilidade Média Associada à Manutenção Figura 43 Taxa de Falhas em Disjuntores Figura 44 Taxa de Fugas de SF Figura 45 Taxa de avarias em Seccionadores Figura 46 Taxa de Avarias em Descarregadores de Sobretensão Figura 47 Taxa de Avarias em Transformadores de Medição Figura 48 Dependabilidade das funções de proteção Figura 49 Segurança das funções de proteção Figura 50 Fiabilidade das funções de proteção Figura 51 Eficácia dos sistemas de proteção Figura 52 Probabilidade acumulada dos sistemas de proteção atuarem num tempo igual ou inferior a 150 ms Figura 53 Grau de Seletividade dos Sistemas de Proteção Figura 54 Tempo médio de atuação dos sistemas de proteção Figura 55 Tempo de atuação dos sistemas de proteção (em frequência acumulada). 65 Figura 56 Eficácia de Reposição pelo Operador Automático e por telecomando Figura 57 Taxa de falhas de Sistemas de comando e controlo por instalação (maiores e menores) Figura 58 Evolução da distribuição da taxa de falhas por Sistema de comando e controlo em serviço Figura 59 Evolução do comprimento de linhas com uprating Figura 60 Evolução do nº de apoios com isoladores compósitos Figura 62 Evolução do nº de cadeias lavadas Figura 61 Evolução no nº de ventoinhas, plataformas e ninhos transferidos Relatório da Qualidade de Serviço 4

5 INTRODUÇÃO O Regulamento da Qualidade de Serviço (RQS) estabelece que a REN - Rede Eléctrica Nacional S.A., na sua qualidade de operador da rede de transporte de energia elétrica no território do continente, deve elaborar anualmente um relatório com informação sobre a qualidade do serviço prestado pela Rede Nacional de Transporte. É esse o objetivo deste relatório em que a REN, além de apresentar informação detalhada sobre continuidade de serviço e qualidade da onda de tensão, bem como no que se refere aos demais requisitos do RQS que lhe são aplicáveis, fornece dados informativos complementares relativos à disponibilidade da rede e ao comportamento em serviço dos diversos elementos de rede e principais equipamentos que os constituem. Com esta informação adicional, pretende-se contribuir para uma melhor compreensão de alguns aspetos correlacionados com a qualidade de serviço da rede de transporte. Este documento encontra-se organizado em 6 capítulos, contendo informação sobre: Relatório da Qualidade de Serviço 5

6 CONTINUIDADE DE SERVIÇO Caracterização da continuidade de serviço da Rede Nacional de Transporte (RNT), de modo a responder às exigências do RQS. QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO DISPONIBILIDADE RELACIONAMENTO COMERCIAL. AUDITORIAS Caracterização da qualidade da onda de tensão, com base nos resultados das ações de monitorização às características estabelecidas no RQS. Caracterização da disponibilidade da Rede Nacional de Transporte (RNT), de acordo com as especificações estabelecidas no mecanismo regulatório de incentivo à disponibilidade. Informação sobre as reclamações de cariz técnico ou de outra natureza recebidas pela empresa. Descrição resumida do resultado das auditorias efetuadas periodicamente aos sistemas de qualidade de serviço. COMPORTAMENTO DA REDE E DOS SEUS EQUIPAMENTOS Caracterização do desempenho global da RNT e dos seus principais equipamentos, com particular atenção aos incidentes e avarias. MELHORIA DA QUALIDADE DE SERVIÇO Indicação das principais ações desenvolvidas (ou a desenvolver) pela empresa, tendentes a melhorar a qualidade de serviço. Relatório da Qualidade de Serviço 6

7 O relatório termina com um conjunto de 6 anexos que incluem as definições, a caracterização dos indicadores usados e informação detalhada complementar da contida no corpo principal do relatório. Este relatório da Qualidade de Serviço está igualmente disponível no sítio da Internet. Relatório da Qualidade de Serviço 7

8 SUMÁRIO EXECUTIVO O Relatório da Qualidade de Serviço apresenta informação detalhada sobre a qualidade do serviço prestado pela RNT, nomeadamente no que respeita à continuidade de serviço e qualidade da onda de tensão, bem como a disponibilidade da rede e comportamento em serviço dos equipamentos que a constituem. Este relatório, para além de constituir um requisito do RQS, tem como função, uma melhor compreensão dos diversos aspetos relacionados com a qualidade de serviço de uma rede de transporte. O documento encontra-se organizado em 6 capítulos: - Continuidade de serviço; - Qualidade da onda de tensão; - Disponibilidade; - Relacionamento Comercial. Auditorias; - Comportamento da rede e dos seus equipamentos; - Melhoria da qualidade de serviço. O Relatório termina com um conjunto de 6 anexos com informação complementar da contida no corpo principal do relatório. Qualidade de Serviço A Qualidade de Serviço prestada, entendida como segurança e continuidade do abastecimento de energia elétrica com características técnicas adequadas, manteve e consolidou a tendência verificada em anos anteriores de uma progressiva e sustentada melhoria do desempenho da Rede Nacional de Transporte (RNT). De salientar que foi publicado em novembro de 2013, o novo Regulamento da Qualidade de Serviço, com a sua entrada em vigor a 1 de janeiro de. Das alterações regulamentares introduzidas destaca-se a inclusão dos incidentes causados por causas fortuitas ou de força maior no cálculo dos indicadores gerais de continuidade de serviço. O indicador MAIFI, que a REN já vinha a calcular, passou a constar do conjunto de indicadores gerais de continuidade de serviço. Os valores registados nos cinco (ENF- Energia Não Fornecida, TIE - Tempo de Interrupção Equivalente, SAIFI - Frequência Média das Interrupções do Sistema, SAIDI - Duração Média das Interrupções do Sistema e SARI - Tempo Médio de Reposição de Serviço do Sistema) dos seis indicadores gerais de continuidade de serviço, estabelecidos no Regulamento de Qualidade de Relatório da Qualidade de Serviço 8

9 Serviço, foram os segundos melhores de sempre, perspetivando, deste modo, que as linhas gerais de orientação que a REN tem vindo a adotar, sustentam a manutenção de um desempenho adequado e otimizado, face aos riscos inerentes à operação e exploração deste tipo de infraestrutura, em paridade com as suas congéneres. O outro indicador (MAIFI Frequência Média das Interrupções de Curta Duração do Sistema) registou o terceiro melhor valor de sempre. O Tempo de Interrupção Equivalente (TIE) indicador de desempenho global usualmente utilizado pela utilities elétricas foi de 1,2 segundos, consistindo no segundo melhor valor de sempre (apenas superado pelo valor nulo alcançado em 2012), o que corresponde a uma energia não fornecida de 1,8 MWh. Figura 1 Evolução do TIE, nos últimos 5 anos. O gráfico seguinte apresenta a evolução dos indicadores gerais de continuidade de serviço nos últimos cinco anos, de cujo cálculo e em conformidade com o RQS (até 2013) foi excluído o incidente originado por causas fortuitas ou de força maior, ocorrido no ano de Os indicadores são apresentados em valores relativos tendo por base os valores registados no ano de Relatório da Qualidade de Serviço 9

10 Figura 2 Evolução dos indicadores de continuidade de serviço. Os vértices do polígono referente ao ano de estão muito próximos do referencial zero, o que denota a excelente performance da RNT em (só ultrapassada pela performance do extraordinário ano de 2012). Outro aspeto importante que traduz o progressivo aumento da robustez da RNT é o facto de 98% dos pontos de entrega não ter registado qualquer interrupção longa de consumos, o que ultrapassa a média dos cinco anos anteriores (95%). No âmbito da Qualidade da Onda de Tensão, as medições efetuadas continuam a mostrar resultados que se enquadram, com um reduzido número de exceções em casos pontuais e localizados, nos valores recomendados no Regulamento da Qualidade de Serviço. Comportamento da Rede de Transporte Incidentes O comportamento da RNT foi muito bom tendo o número de incidentes verificado um decréscimo de 14% face a A maioria dos incidentes não teve qualquer reflexo na continuidade de serviço observada pelos consumidores, o que é revelador da robustez crescente da rede e da eficácia de atuação dos equipamentos e sistemas das diversas instalações. Relatório da Qualidade de Serviço 10

11 Em ocorreram 215 incidentes, dos quais 167 tiveram origem na Rede de Muito Alta Tensão (MAT), 27 na Rede de Alta Tensão (AT) e 21 em outras redes mas com impacto nas redes MAT e AT da REN. Apenas 4 incidentes (1,9% do total) tiveram impacto no abastecimento de energia elétrica aos clientes, tendo apenas um deles, provocado 2 interrupções de duração superior a 3 minutos (interrupções longas). A maioria dos incidentes (153) teve origem nas linhas aéreas (71,2%), sendo causados por descargas atmosféricas (41,8%), cegonhas (24,2%), vento (13,7) e incêndios (0,6%). Disponibilidade e Fiabilidade A disponibilidade e fiabilidade dos diversos elementos de rede e equipamentos associados, manteve, em, a tendência de subida já verificada em anos anteriores. Neste âmbito, merece relevo particular, o novo máximo histórico (98,94%) registado pela Taxa Combinada de Disponibilidade de linhas e transformadores de potência, indicador regulatório introduzido em 2009 que reflete, de modo agregado, o tempo médio em serviço dos dois principais elementos da rede de transporte. Figura 3 Evolução da Taxa Combinada de Disponibilidade, nos ultimos 5 anos. Mantém-se também a tendência, já verificada em anos anteriores, para uma melhoria global sustentada da fiabilidade da rede e seus equipamentos, com alguns dos respetivos indicadores de desempenho a registarem os melhores valores históricos de sempre. Relatório da Qualidade de Serviço 11

12 Vulnerabilidade Outro indicador de comportamento da rede de transporte é a chamada Vulnerabilidade, que traduz a capacidade da rede de transporte de não cortar o abastecimento de energia elétrica aos consumidores na sequência de incidente, qualquer que seja a sua origem (inclui também os incidentes e interrupções com causa fortuita ou de força maior). Este indicador consiste no rácio entre o número total de interrupções de abastecimento e o número total de incidentes. O indicador atingiu, em, o valor de 2,33%, o que corresponde a um novo minimo histórico. Associado a este excelente resultado, está o modo como a rede de transporte de eletricidade é planeada, bem como as práticas utilizadas na operação e manutenção da rede. Com efeito, a característica malhada da rede de transporte, com um número muito reduzido de instalações mono-alimentadas, a par de adequadas políticas e estratégias de manutenção implementadas na empresa, permite minimizar as consequências dos incidentes nos consumidores. Figura 4 Evolução da Vulnerabilidade da rede de transporte, nos ultimos 5 anos. Para além do mencionado anteriormente, é importante referir ainda o trabalho desenvolvido pelo Grupo de Análise de Incidentes. Este Grupo, constituído por especialistas internos em diversos domínios, analisa as causas de todos os incidentes graves ocorridos ou com repercussão na RNT, com base no que elabora diversas recomendações, abrangendo as diversas áreas técnicas da empresa e promovendo assim a implementação de medidas pontuais ou de fundo que se têm refletido positivamente na Qualidade de Serviço. Relatório da Qualidade de Serviço 12

13 Principais Indicadores de Desempenho Os quadros seguintes resumem o desempenho da Rede Nacional de Transporte em, comparado com 2013 e com os valores médios dos últimos 5 anos, nas vertentes de Continuidade de Serviço, Disponibilidade e Fiabilidade dos principais equipamentos e sistemas. CONTINUIDADE DE SERVIÇO 2013 Interrupções Próprias Longas (> 3 minutos) vs vs. média dos últimos 5 anos Número de Interrupções Longas (duração superior a 3 minutos) ,3% - Duração das Interrupções Longas (min) 15,6 7,60-51,2% -52,5% Indicadores Gerais ENF- Energia Não Fornecida (MWh) 8,6 1,80-79,0% -94,0% TIE Tempo de Interrupção Equivalente (min) 0,09 0,02-77,7% -93,4% SAIFI Frequência Média de Interrupção do Sistema 0,04 0,03-25,0% +7,1% SAIDI Duração Média das Interrupções do Sistema (min) 0,20 0,10-50,0% -51,5% SARI Tempo Médio de Reposição de Serviço do Sistema (min) 5,20 3,80-26,9% -37,0% MAIFI - Freq. Média das Interrupções de Curta Duração do Sistema (min) 0,06 0,04-33,3% -28,6% Legenda Melhor que a média dos últimos 5 anos Pior que a média dos últimos 5 anos Igual à média dos últimos 5 anos Indicador Combinado DISPONIBILIDADE 2013 vs vs. média dos últimos 5 anos Taxa Combinada de Disponibilidade (%) 98,89 98,94 +0,05% +0,51% Circuitos de Linha Taxa de Disponibilidade Média Global (%) 99,02 98,99-0,03% +0,58% Taxa de Disponibilidade Média Associada à Manutenção (%) 99,74 99,70-0,04% +0,04% Transformadores de Potência Taxa de Disponibilidade Média Global (%) 98,48 98,81 +0,33% +0,31% Taxa de Disponibilidade Média Associada à Manutenção (%) 99,29 99,46 +0,17% -0,04% Legenda Melhor que a média dos últimos 5 anos Pior que a média dos últimos 5 anos Igual à média dos últimos 5 anos Relatório da Qualidade de Serviço 13

14 FIABILIDADE 2013 vs vs. média dos últimos 5 anos Linhas Taxa de Falhas com Indisponibilidade Imediata em Linhas (falhas/1000km circuito) 8,36 7,18-14,1% -0,2% Nº de Defeitos com origem em linhas por 100 km de circuito 2,36 1,95-17,3% -14,8% Subestações Taxa de Falhas com Indisponibilidade Imediata em Subestações (falhas/1000 painéis) Transformadores de Potência 40,60 23,77-41,4% -27,1% Taxa de Falhas com Indisponibilidade Imediata (Nº/TR) 0,0256 0, ,4% Disjuntores Taxa de Falhas Maiores (Nº/DJ) 0,0088 0, ,1% -3,3% Sistemas de Proteção Dependabilidade das Funções de Proteção (%) 99,5 99,3-0,2% +0,3% Segurança das Funções de Proteção (%) 98,6 98,3-0,3% +0,2% Tempo de Atuação (probabilidade acumulada) <= 150 ms (%) 97,8 97,2-0,6% +1,2% Sistemas de Comando e Controlo Taxa de Falhas Maiores em Sistemas de Comando e Controlo 0,64 0,75 +17,1% -21,0% Eficácia de Reposição pelo Operador Automático Subestação (%) 100,0 100,0 - +2,1% Legenda Melhor que a média dos últimos 5 anos Pior que a média dos últimos 5 anos Igual à média dos últimos 5 anos Os principais indicadores relativos à operação e manutenção da rede de transporte revelam um nível de desempenho muito positivo. Os valores registados em, embora em alguns casos inferiores aos de 2013, foram globalmente muito positivos, com resultados na maioria dos indicadores melhores do que a média dos últimos 5 anos, registando alguns indicadores valores históricos nunca anteriormente alcançados (Taxa Combinada de Disponibilidade e Taxa de Falhas com indisponibilidade imediata em Subestações). Relatório da Qualidade de Serviço 14

15 CONTINUIDADE DE SERVIÇO Tempo de Interrupção Equivalente (TIE) 0,02 minutos Frequência Média das Interrupções do Sistema (SAIFI) 0,03 Duração Média das Interrupções do Sistema (SAIDI) 0,10 minutos Tempo Médio de Reposição de serviço (SARI) 3,80 minutos Relatório da Qualidade de Serviço 15

16 CONTINUIDADE DE SERVIÇO O Tempo de Interrupção Equivalente (TIE) foi de 0,02 minutos (1,2 segundos), que equivale a uma disponibilidade de serviço de 99,99999% (interrupção de 0,1 segundos por 1000 horas de serviço). Os valores regulamentares dos padrões individuais de continuidade de serviço foram respeitados em todos os pontos de entrega. A REN, na sua qualidade de operador da rede de transporte de energia elétrica em Portugal continental, regista e reporta periodicamente às entidades oficiais as interrupções de fornecimento de energia elétrica ocorridas nos diversos pontos de entrega à rede de distribuição ou a instalações de consumidores alimentados em muito alta tensão (MAT). Nesse reporte e, de forma individualizada, é indicada a natureza e causa do incidente, a localização, a duração e o valor estimado da energia não fornecida. O desempenho da Rede Nacional de Transporte (RNT), de acordo com o estabelecido no Regulamento da Qualidade de Serviço (RQS), é caracterizado por um conjunto de indicadores de carácter geral, relativos ao desempenho global da rede de transporte e por um conjunto de indicadores de índole individual, relativos ao desempenho da rede de transporte em cada ponto de entrega (PdE). Em conformidade com o novo RQS, os indicadores gerais e individuais de continuidade de serviço são calculados com base nas interrupções breves (duração entre 1s e 3 minutos) e Relatório da Qualidade de Serviço 16

17 nas interrupções longas (com duração superior a 3 minutos). O indicador MAIFI - frequência média de interrupções curtas do sistema que diz respeito às interrupções de duração superior ou igual a 1 segundo e inferior ou igual a 3 minutos (interrupções breves), passou assim, a integrar o conjunto dos indicadores gerais de continuidade de serviço, a partir de 1 de Janeiro de (entrada em vigor do novo RQS). A REN já vinha a calcular este indicador, na sequência da recomendação do CEER (Council of European Energy Regulators). Em, o número de incidentes e interrupções registou um decréscimo face ao ano anterior, tendo ocorrido 215 incidentes, dos quais 167 afetaram, direta ou indiretamente, a RNT. Deste conjunto de incidentes, apenas 4 (1,9% do total) tiveram impacto no abastecimento de energia elétrica aos clientes, dos quais apenas um provocou duas interrupções na alimentação de energia elétrica a clientes, com duração superior a três minutos (interrupções longas). Na maioria destas interrupções a energia não fornecida foi de valor reduzido, pelo que os indicadores de continuidade de serviço registaram valores muito baixos, mantendo a tendência de descida verificada nos últimos anos. Nos Quadros seguintes, indicam-se os valores dos indicadores registados na RNT em, para interrupções longas e curtas. INDICADORES DE Interrupções longas CONTINUIDADE DE SERVIÇO Causas próprias Causas fortuitas ou de força maior Total Número de Interrupções longas Duração das Interrupções longas (min) 7,6 0 7,6 Indicadores Gerais ENF- Energia Não Fornecida (MWh) 1,8 0 1,8 TIE Tempo de Interrupção Equivalente (min) 0,02 0 0,02 SAIFI Frequência Média de Interrupção do Sistema SAIDI Duração Média das Interrupções do Sistema (min) SARI Tempo Médio de Reposição de Serviço do Sistema (min) 0,03 0 0,03 0,10 0 0,10 3,80 0 3,80 Relatório da Qualidade de Serviço 17

18 INDICADORES DE Interrupções breves (ou curtas) CONTINUIDADE DE SERVIÇO Causas próprias Causas fortuitas ou de força maior Total Número de Interrupções curtas Duração das Interrupções curtas (min) 5,1 0 5,1 Indicadores Gerais MAIFI Frequência Média de interrupções curtas do sistema 0,04 0 0,04 A RNT mantém a tendência verificada nos últimos anos para uma melhoria contínua no desempenho em termos de continuidade de serviço. O ano de não foi exceção a esta tendência, constituindo o segundo melhor ano de sempre no que respeita à continuidade de serviço prestado pela RNT, só ultrapassado pelos valores históricos verificados em Efetivamente, os valores registados por cinco (ENF Energia Não Fornecida, TIE Tempo de Interrupção Equivalente, SAIFI - Frequência Média das Interrupções do Sistema, SAIDI - Duração Média das Interrupções do Sistema e SARI Tempo Médio de Reposição de Serviço do Sistema) dos (agora) seis indicadores gerais de continuidade de serviço, estabelecidos no Regulamento de Qualidade de Serviço (RQS), foram os segundos melhores valores de sempre. O restante indicador (MAIFI) registou o terceiro melhor valor de sempre. O gráfico seguinte, mostra-nos que os resultados alcançados em se mantêm consentâneos com a evolução muito positiva registada nos últimos anos na fiabilidade da rede de transporte, cujo expoente máximo foi alcançado em Relatório da Qualidade de Serviço 18

19 MWh Relatório de Qualidade de Serviço Figura 5 Relação entre SAIFI e SARI, desde 2001 (excluindo casos fortuitos ou de força maior) Nos gráficos seguintes e para cada um dos indicadores gerais mostra-se a sua evolução nos últimos anos. Os valores de são uma confirmação de toda a evolução registada nos últimos 10 anos. Indicadores Gerais Energia Não Fornecida ENF Figura 6 ENF A energia não fornecida total, associada às interrupções longas por causa própria foi de 1,8 MWh (segundo melhor registo histórico, apenas ultrapassado pelo ano excecional de 2012). Interrupções por Causas Fortuitas ou de Força Maior e Razões de Segurança Restantes interrupções Relatório da Qualidade de Serviço 19

20 Minutos Relatório de Qualidade de Serviço Tempo de Interrupção Equivalente TIE Figura 7 TIE 3,50 3,00 2,50 2,00 1,50 1,00 0,50 0, Interrupções por Causas Fortuitas ou de Força Maior e Razões de Segurança Restantes interrupções O TIE mantém a tendência sustentada de descida, sendo o valor de (0,02 minutos), o segundo melhor valor de sempre. ENF TIE Pme sendo EF ENF Pme T EF Energia Fornecida T - Tempo Frequência Média de Interrupções Longas do Sistema SAIFI 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0, Interrupções por Causas Fortuitas ou de Força Maior e Razões de Segurança Restantes interrupções Figura 8 SAIFI O valor do SAIFI de (0,03) é o segundo melhor valor de sempre, apenas ultrapassado pelo valor registado no ano excecional de SAIFI: Nº interrupções de duração superior a 3 min./ Nº de pontos de entrega Frequência Média de Interrupções Curtas do Sistema MAIFI 0,25 Figura 9 MAIFI 0,20 0,15 0,10 O MAIFI em foi de 0,04, o que equivale ao terceiro melhor valor de sempre. 0,05 0, MAIFI: Nº interrupções de duração igual ou superior a 1 seg. e igual ou inferior a 3 min./ Nº de pontos de entrega Restantes interrupções Interrupções por Causas Fortuitas ou de Força Maior e Razões de Segurança Relatório da Qualidade de Serviço 20

21 Minutos Minutos Relatório de Qualidade de Serviço Duração Média das Interrupções do Sistema SAIDI 18,0 15,0 12,0 9,0 6,0 3,0 0, Interrupções por Causas Fortuitas ou de Força Maior e Razões de Segurança Restantes interrupções Figura 10 SAIDI O valor do SAIDI traduz a duração média anual das interrupções por ponto de entrega. O valor de (0,1 minutos) é o segundo melhor valor no histórico do indicador. SAIDI: Duração total das interrupções de tempo superior a 3 min./ Nº de pontos de entrega Tempo Médio de Reposição de Serviço do Sistema SARI 14,0 Figura 11 SARI 12,0 10,0 8,0 6,0 4,0 2,0 0, Todas as interrupções (longas) O SARI indica o tempo médio de reposição de serviço na sequência das interrupções ocorridas nos pontos de entrega. O valor de (3,8 minutos) é o segundo melhor de sempre. SARI: Duração total das interrupções de tempo superior a 3 min./ Nº de interrupções com tempo superior a 3 minutos. Análise Global dos Indicadores Gerais O gráfico da figura seguinte apresenta a evolução dos valores dos indicadores gerais de continuidade de serviço nos últimos cinco anos, de cujo cálculo e em conformidade com o RQS foram excluídos os incidentes originados por causa fortuita ou de força maior, ocorrido no ano de Os indicadores são apresentados em valores relativos tendo por base os valores registados no ano de Relatório da Qualidade de Serviço 21

22 Evolução dos indicadores da continuidade de serviço na RNT (sem incidentes motivados por força maior) MAIFI ENF 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 TIE SARI SAIFI SAIDI Figura 12 Evolução dos indicadores de continuidade de serviço. O ano de apresentou para a maioria dos indicadores um comportamento muito favorável, o que denota um bom desempenho da RNT. Cinco dos seis indicadores de desempenho global (ENF, TIE, SAIFI, SAIDI e SARI) registaram os segundos melhores resultados do período em análise, só ultrapassados pelos valores verificados em 2012, que foi um ano excecional, dado não se terem registado interrupções longas. Indicadores Individuais Em verificaram-se duas interrupções de serviço com duração superior a 3 minutos, no fornecimento de energia elétrica, as quais afetaram dois dos 80 pontos de entrega (PdE) da REN (ver Quadro 2 do anexo 2). Descreve-se resumidamente o incidente que originou estas duas interrupções longas: 21 de Abril de, na subestação de Porto Alto, linha Porto Alto - Quinta Grande 1, com origem em cegonhas, ocorreu um defeito na fase 8, corretamente eliminado, em 100ms, pelo disparo da proteção de distância da linha, contudo, na religação, a mesma cegonha provocou o contornamento da fase 8 dos seccionadores de linha e de barra, o que corresponde ao contornamento externo do disjuntor da linha. As proteções da linha elaboraram disparo imediato e o disjuntor abriu, contudo o defeito não foi eliminado por se ter transformado, também, num defeito de barras de 150 kv. Não estando equipada esta subestação com proteção diferencial de barras, nem com falha de disjuntor, o defeito só podia ser eliminado pelo disparo em 2º escalão das proteções remotas das Relatório da Qualidade de Serviço 22

23 Minutos Relatório de Qualidade de Serviço linhas Porto Alto - Palmela 1 e 2, o que veio a acontecer aos 415ms e de onde resultaram as 2 interrupções e a ENF de 1,8 MWh; Como é visível nos gráficos seguintes, o conjunto dos pontos de entrega afetados cumpriu os valores limite estabelecidos no RQS. Frequência das Interrupções por Ponto de Entrega Quinta Grande (QGD) Int. (totais) causa própria Figura 13 Frequência das Interrupções por Ponto de Entrega S. Porto Alto (SPA) As 2 interrupções afetaram unicamente consumos alimentados por 2 pontos de entrega (2,5% do total de PdE). Uma interrupção afetou o escalão de 60kV (SPA) e a restante o escalão de 150 kv (QGD). Valor Padrão (RQS 2013): 3 (MAT) ou 6 (AT) interrupções por ano e ponto de entrega. Duração Total das Interrupções por Ponto de Entrega O tempo de interrupção mais longo ocorreu no PdE de Quinta Grande (150kV) Quinta Grande (QGD) S. Porto Alto (SPA) Valor Padrão (RQS 2013): 45 minutos (MAT) ou 3 horas (AT) por ano e ponto de entrega. Int. (totais) causa própria Figura 14 Duração Total das Interrupções por Ponto de Entrega Relatório da Qualidade de Serviço 23

24 MWh Relatório de Qualidade de Serviço Energia Não Fornecida por Ponto de Entrega 2 1 A situação mais gravosa do ponto de vista de ENF ocorreu no ponto de entrega subestação de Porto Alto, com ENF de 1,5 MWh. Valor padrão não previsto no RQS. 0 Quinta Grande (QGD) S. Porto Alto (SPA) Int. (totais) causa própria Figura 15 Energia Não Fornecida por Ponto de Entrega No Quadro 3 do anexo 2 indica-se o número total de interrupções de serviço verificadas nos últimos quinze anos. Relatório da Qualidade de Serviço 24

25 Potência interrompida (MW) Relatório de Qualidade de Serviço Análise Global dos Indicadores Individuais No gráfico seguinte assinalam-se todas as interrupções com duração superior a três minutos verificadas entre 2009 e, representadas em função do valor da potência interrompida e da respetiva duração. A curva vermelha representa os 10MWh e a curva azul os 100MWh. Interrupções nos PdE da RNT 500,0 450,0 400,0 350,0 300,0 250,0 200,0 150,0 100,0 50,0 0,0 0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 Duração das Interrupções (horas) 2009 a MWh 10 MWh Figura 16 Interrupções nos PdE da RNT Relatório da Qualidade de Serviço 25

26 Pode-se constatar que a grande maioria das interrupções de serviço que ocorreram naquele período tem uma duração inferior a 30 minutos e está associada a um corte de potência que não ultrapassa os 100 MW (1,2 % da ponta de consumo registada em ), sendo que muitas destas não atingem os 50MW : : 93% 96,6% dos dos pontos de de entrega da RNT sem qualquer interrupção. (média anual). 2012: : 100% 97,5% dos pontos de entrega da RNT sem qualquer interrupção. Outro aspeto importante a salientar, e que é reflexo da robustez da rede de transporte, reside no facto da média anual de pontos de entrega, nos últimos cinco anos, sem interrupção ser de 96,6%. O ano de confirmou essa tendência, ocorrendo apenas duas interrupções de duração superior a 3 minutos, nos PdE. O gráfico da figura seguinte indica, por ponto de entrega (ver siglas no Quadro 1 do anexo 2), o número total de interrupções (incluindo a interrupção por causas fortuitas ou de força maior ocorrida no ano de 2010, na subestação do Chafariz - SCF), com duração superior a três minutos, no período de 2010 a. Interrupções (T int >3min ) por ponto de entrega SSB NVC SOR SAV SCF (FFM) SRA QGD SPA SFN SAM Figura 17 Distribuição das interrupções (longas) por ponto de entrega, nos últimos 5 anos. Da análise do gráfico anterior destaca-se o seguinte: No quinquénio foram afetados 10 pontos de entrega por interrupções de serviço, o que relativamente aos 80 PdE em serviço em, corresponde a 12,5%; Dos pontos de entrega com interrupções de serviço, a maioria (90%) registou apenas uma interrupção em 5 anos; A totalidade dos pontos de entrega com interrupções nos últimos 5 anos registou um número médio anual de interrupções inferior ao estipulado no artigo 25º do RQS [3 (MAT) e 6 (AT) interrupções por ano]; Relatório da Qualidade de Serviço

27 O número máximo de interrupções por ponto de entrega foi de 2 e ocorreu apenas no PdE de Fanhões (SFN). No mapa do anexo 6 localizam-se geograficamente os 80 pontos de entrega da REN, com indicação do número de interrupções de serviço no período de 2010 a. Relatório da Qualidade de Serviço 27

28 QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO Taxa de realização do plano de monitorização 92%. Apenas em 3 pontos de entrega, referente à severidade da tremulação, são afetados por perturbações de carácter permanente, que corresponde a 96% dos pontos de entrega.. Relatório da Qualidade de Serviço 28

29 QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO Os níveis médios das perturbações registadas são relativamente baixos, sendo cumpridos os limites regulamentares, salvo nalguns casos pontuais em que se verificaram desvios, em relação aos valores padrão, por margens ligeiras e, de modo geral, de forma não contínua. O RQS estabelece que a entidade concessionária da RNT procederá, anualmente, à caracterização da onda de tensão, em conformidade com um plano de monitorização, realizando para o efeito medições, nos pontos de entrega selecionados, das seguintes características: Distorção harmónica; Tremulação (flicker); Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões; Valor eficaz da tensão; Cavas de tensão; Sobretensões (introduzidas no novo RQS); Frequência. As características da onda de tensão nos pontos de entrega aos clientes de Muito Alta Tensão (MAT) e Alta Tensão (AT) devem respeitar os limites estabelecidos no RQS. No caso das cavas de tensão, o regulamento estabelece os procedimentos para a sua monitorização mas não especifica limites a respeitar. Relatório da Qualidade de Serviço 29

30 Plano de Monitorização O plano de monitorização elaborado e implementado pela REN, em, contemplou a realização de medições em 50 subestações e pontos de interligação da RNT, com recurso a: Equipamento fixo (em 31 instalações), com medição das características da onda de tensão durante as 52 semanas do ano; Equipamento móvel, com períodos de medição da onda de tensão de 4 semanas, utilizando 7 unidades de aquisição instaladas rotativamente em diferentes pontos da rede. A taxa de realização do plano de monitorização foi de 92%. Os poucos casos de incumprimento do plano deveram-se anomalias de exploração do sistema, que impediram que o período útil de medição fosse de 52 semanas. Principais Resultados das Medições Efetuadas em As medições efetuadas, cujos principais resultados são resumidos a seguir e apresentados qualitativamente no Quadro 1 do anexo 3, mostram que nas instalações da REN são, genericamente, observados os valores de referência adotados para os parâmetros da qualidade da onda de tensão pelo RQS. Distorção Harmónica Relativamente à 5ª harmónica, o RQS estabelece os limites de 3,0% na Muito Alta Tensão (MAT) e 5% na Alta Tensão (AT). As harmónicas que apresentam maior amplitude são, por ordem decrescente de importância, a 5ª, a 7ª e a 3ª. No Quadro 1 do anexo 3 estão indicados os nós de rede sujeitos a monitorização, bem como os resultados das medições da 5ª harmónica. Os limites regulamentares foram ultrapassados em Fatela, na 7ª harmónica, na subestação de Vermoim, na 12ª harmónica, em Quinta do Anjo, Alto de Mira e Fogueteiro onde foram registadas algumas harmónicas de alta frequência (ordem superior à 21ª harmónica). Tremulação (Flicker) Os índices de severidade de tremulação de curta duração (Pst) e de longa duração (Plt) devem ser inferiores a 1 em Muito Alta Tensão (MAT) e o índice de severidade de tremulação de longa duração (Plt) deve ser inferior a 1 em Alta Tensão (AT). Os valores medidos da tremulação de curta duração (Pst) e de longa duração (Plt) são relativamente moderados variando, geralmente, entre 20% e 80% do valor limite de referência (Pst = Plt =1). Os limites regulamentares foram ultrapassados nos pontos de entrega de Carregado, Alqueva, Siderurgia da Maia e Siderurgia do Seixal. Relatório da Qualidade de Serviço 30

31 Desequilíbrio de Fases Num período de uma semana, 95% dos valores eficazes médios de dez minutos da componente inversa das tensões não devem ultrapassar 2% da correspondente componente direta. Nas medições efetuadas não foi detetado valores de desequilíbrio do sistema trifásico de tensões acima do valor limite. Valor Eficaz da Tensão Num período de uma semana, 95% dos valores eficazes médios de dez minutos da tensão de alimentação devem estar compreendidos no intervalo de 5% da tensão declarada, sem ultrapassar a tensão máxima de serviço das respetivas redes O limite admissível de variação do valor eficaz da tensão em relação aos valores de tensão declarada, acordados com a EDP Distribuição, não foi excedido em AT. Os limites regulamentares foram ultrapassados ligeiramente em MAT nos pontos de entrega de Fatela, Siderurgia do Seixal e Gouveia. Frequência O RQS permite variações compreendidas num intervalo de 1% da frequência fundamental (50 Hz) 60kV: Alto Mira; Carregado; Estarreja; Estoi; Ferreira do Alentejo; Ferro; Lavos; Pereiros; Riba D Ave; Rio Maior; Recarei; Sines; Sacavém; Tunes; Vila Chã; Valdigem; Vermoim; Fanhões; Falagueira; Oleiros; Trajouce; Tavira. 150kV: Quinta do Anjo; Cogeração Sines; Fogueteiro; Pegões; Rodão; Lusosider. 220kV: Carregado; Fatela; Gouveia; Mortágua; Siderurgia da Maia; Siderurgia do Seixal. Os desvios registados foram inferiores a 0,1%. Cavas de tensão O RQS estabelece os procedimentos para a sua monitorização mas não especifica limites a respeitar. No decurso das medições em regime contínuo foram registadas cavas de tensão nas seguintes subestações: Os resultados são apresentados nos gráficos seguintes, sendo a totalidade das cavas de tensão representadas com uma agregação temporal de 1 minutos. A maioria das cavas apresenta uma duração inferior a 250 milisegundos e um afundamento do valor eficaz da tensão até 30%, valores considerados globalmente aceitáveis. Relatório da Qualidade de Serviço 31

32 10 < t <= < t <= < t <= < t <= < t <= > u 40 > u >= 5 70 > u >= 40 Número de cavas 80 > u >= > u >= < t <= < t <= < t <= < t <= < t <= > u 40 > u >= 5 Número de cavas 70 > u >= > u >= > u >= 80 Relatório de Qualidade de Serviço 2012 Cavas de Tensão na RNT (PdEs a 60 kv) Profundidade da cava (% de Ud) Duração (milisegundos) Figura 18 Cavas de tensão na RNT, nos PdE a 60kV Cavas de Tensão na RNT (PdE a 150 kv e em pontos de rede próximos dos PdEs a 150kV) Profundidade da cava (% de Ud) Duração (milisegundos) Figura 19 Cavas de tensão na RNT, nos PdE a 150kV e em pontos de rede próximos dos PdE a 150kV. Relatório da Qualidade de Serviço

33 10 < t <= < t <= < t <= < t <= < t <= > u 40 > u >= 5 70 > u >= 40 Número de cavas 80 > u >= > u >= 80 Relatório de Qualidade de Serviço Cavas de Tensão na RNT (Medições efetuadas em PdEs a 220kV e em pontos de rede próximos dos PdEs a 220 kv) Profundidade da cava (% de Ud) Duração (milisegundos) Figura 20 Cavas de tensão na RNT, nos PdE a 220kV e em pontos de rede próximos dos PdE a 220kV. Evolução da Qualidade da Onda de Tensão Com base nos dados obtidos pelo sistema de monitorização da qualidade da onda de tensão, é possível fazer uma análise, ainda que simplificada, da evolução da qualidade da energia nos pontos de entrega da RNT, bem como em alguns pontos internos da rede. De um modo geral, da análise efetuada, pode-se concluir que os níveis médios das perturbações são relativamente baixos em relação aos valores de referência do RQS, o que é um reflexo duma boa qualidade da onda de tensão nos diversos pontos da rede e, em particular, nos que são pontos de entrega. No que respeita à severidade de tremulação (flicker), Carregado ( 220 kv) e Alqueva ( 60 kv), são afetados por perturbações de carácter permanente, com valores que de uma forma geral ultrapassam os limites de referência regulamentares. Os níveis da tremulação (flicker) no Carregado (60kV e 220 kv), tiveram origem em instalações industriais de clientes MAT alimentados por aquela subestação. No caso de Alqueva (60 kv), os Relatório da Qualidade de Serviço 33

34 Plt Relatório de Qualidade de Serviço níveis de tremulação (flicker) registados têm origem na linha de interligação com Espanha a 400 kv (Alqueva Brovales). No gráfico seguinte, apresenta-se a evolução dos valores da tremulação (flicker) de longa duração, nos pontos de entrega (60 kv) que excedem o limite máximo ou se encontram próximo deste, no período de 2010 a. A intensidade do desconforto provocado pela tremulação é medida através do indicador de longo prazo Plt. Este indicador é avaliado sobre uma sequência de 12 valores do indicador de curto prazo Pst (mais informações no anexo 1). Pontos de Entrega (60 kv) com tremulação (flicker) mais elevados 1,8 1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 Os PdE apresentam uma tendência de estabilização ou ligeiro decrescimento (caso das subestações de Sacavém e Ermesinde). Das instalações medidas em, apenas as subestações do Carregado e Alqueva ultrapassaram o limite de referência. Nota: Em não se efetuaram medidas na subestação de Ermesinde. 0, Ermesinde Alqueva Carregado Sacavém F. Alentejo Rio Maior Valor limite de referência: Plt <1 Figura 21 Pontos de Entrega (60 kv) com tremulação (flicker) mais elevados A subestação Ermesinde não foi objeto de monitorização de acordo com plano de monitorização bianual O impacto da tremulação (flicker) é muito localizado, conforme referido anteriormente. No entanto, a sua evolução tem merecido por parte da empresa um acompanhamento muito atento, de modo a prevenir eventuais perturbações nos consumidores finais. É de notar que, até à data, não houve qualquer reclamação com origem neste tipo de perturbação. No referente à distorção harmónica, a 5ª harmónica é, conforme já referido, a que apresenta valores mais significativos na rede, e tem a sua principal origem nas redes a jusante dos pontos de entrega. Relatório da Qualidade de Serviço 34

35 % Relatório de Qualidade de Serviço No gráfico seguinte, apresenta-se a evolução dos valores da 5ª harmónica, referente aos pontos de entrega com valores mais elevados medidos no período de 2010 a. Pontos de Entrega (60 kv) com níveis de 5ª harmónica mais elevados 6,0 5,5 5,0 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 Em, os pontos de entrega com teor harmónico mais elevado registaram valores inferiores ao limite de referência, com exceção do caso atípico ocorrido em Alto Mira, apenas numa fase. Valor limite de referência: 5 % 1, Trajouce Alto Mira Évora Estoi Figura 22 Pontos de Entrega (60 kv) com níveis de 5ª harmónica mais elevados A maioria dos pontos de entrega com teor harmónico mais elevado (acima de 1,5%) localiza-se predominantemente na zona da Grande Lisboa (STJ subestação de Trajouce, SAM subestação de Alto de Mira) e na zona sul do país (SER subestação de Évora e SET subestação de Estói). Excetuando o caso atípico registado em 2012 e, na subestação de Alto de Mira ocasionalmente (apenas numa fase), os restantes pontos de entrega registam valores muito inferiores ao valor limite de referência, com uma tendência generalizada de estabilização. Neste âmbito, será também de referir que até à data não houve qualquer tipo de reclamação por parte dos consumidores finais ligados às redes de distribuição alimentadas por aqueles pontos de entrega da RNT. No quadro seguinte, apresenta-se a síntese dos pontos de entrega onde se verificaram incumprimentos dos limites regulamentares das características da onda de tensão no período Relatório da Qualidade de Serviço 35

36 Pontos de entrega com incumprimento dos limites regulamentares Ponto de entrega Subestação de Ermesinde Subestação do Pocinho Subestação de Vila Pouca de Aguiar Subestação de Frades Subestação de Ferreira do Alentejo Nível de Tensão (kv) Severidade de tremulação ("flicker" S.M S.M Distorção harmónica (6ª harmónica) Severidade de tremulação ("flicker" Amplitude de tensão e desequilíbrio numa fase Distorção harmónica (6ª harmónica) - S.M. S.M. - S.M. - S.M. - S.M. - Severidade de tremulação ("flicker") e Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) - - Subestação de Alqueva 60 Severidade de tremulação ("flicker") S.M. Severidade de tremulação ("flicker") S.M. Subestação de Vermoim Distorção harmónica (12ª harmónica) Distorção harmónica (12ª harmónica) Distorção harmónica (12ª harmónica) Subestação de Carvoeira 60 - S.M. - Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) S.M. Siderurgia da Maia 220 S.M. S.M. S.M. S.M. Severidade de tremulação ( flicker ) Siderurgia do Seixal Subestação de Tunes 220 S.M. S.M. S.M. S.M. 60 Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) Severidade de tremulação ( flicker ) e amplitude de tensão Subestação de Estarreja 60 - Severidade de tremulação ( flicker ) Subestação da Batalha 60 - Amplitude da tensão S.M. S.M. - Relatório da Qualidade de Serviço 36

37 Pontos de entrega com incumprimento dos limites regulamentares Ponto de entrega Nível de Tensão (kv) Subestação de Estremoz 60 - Amplitude da tensão S.M. - S.M. Subestação de Porto Alto Quinta do Anjo Subestação de Alto de Mira Subestação de Rio Maior Subestação de Sacavém Subestação de Carregado Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) Severidade de tremulação ("flicker") numa fase - - S.M. Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) Distorção harmónica (ordem 5ª harmónica numa fase e 21ª harmónica) Severidade de tremulação ("flicker") Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) Severidade de tremulação ("flicker") e Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) Severidade de tremulação ("flicker") e Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) Distorção harmónica (21ª harmónica) Severidade de tremulação ("flicker") Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) Severidade de tremulação ("flicker") Fatela 220 S.M. S.M. S.M. S.M. Gouveia 220 S.M. S.M. S.M. S.M. Pegões 150 S.M. S.M. S.M. S.M. Lusosider 150 S.M. S.M. S.M. S.M. Fogueteiro 150 S.M. S.M. S.M. S.M. Subestação de Pereiros 60 - Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) Distorção harmónica (ordem 5ª harmónica numa fase) - - Severidade de tremulação ("flicker") Amplitude de tensão e Distorção harmónica (7ª harmónica) Amplitude de tensão Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) Distorção Distorção Distorção harmónica Distorção harmónica Subestação harmónica (ordem harmónica 60 (ordem superior (ordem superior à 21ª de Sines superior à 21ª (ordem superior à à 21ª harmónica) harmónica) 21ª harmónica) harmónica) S.M. Sem monitorização, de acordo com o plano de monitorização bianual Relatório da Qualidade de Serviço 37

38 DISPONIBILIDADE Taxa Combinada de Disponibilidade: 98,94% Relatório da Qualidade de Serviço 38

39 DISPONIBILIDADE A Taxa Combinada de Disponibilidade registou novo máximo histórico (98,94%), valor significativamente acima do nível de indiferença fixado pela entidade reguladora (97,5%). No quadro regulatório em vigor e com o objetivo de promover a fiabilidade da rede de transporte, a Entidade Reguladora do Sector Energético (ERSE) introduziu um novo mecanismo de incentivo ao aumento da disponibilidade dos elementos da Rede Nacional de Transporte (RNT), enquanto fator determinante para a qualidade de serviço associada ao desempenho da RNT. Assim, a REN, na sua qualidade de operador da rede de transporte de eletricidade, passou a reportar periodicamente àquela entidade as indisponibilidades ocorridas, bem como a sua duração e o elemento em causa. O mecanismo de incentivo ao aumento da disponibilidade incide sobre o indicador designado por Taxa Combinada de Disponibilidade. Este indicador conjuga os dois principais elementos da RNT, os circuitos de Linha, que englobam as linhas aéreas e subterrâneas, e os Transformadores de Potência, que englobam os transformadores de entrega à rede de distribuição e os autotransformadores, incluindo-se em ambos os casos as indisponibilidades dos painéis associados a cada elemento de rede. Em a Taxa Combinada de Disponibilidade foi de 98,94%, valor superior ao verificado em 2013 (98,89%), e melhor valor de sempre. O valor deste indicador determina a atribuição de um incentivo ou de uma penalidade económica para a REN, conforme se situe acima ou abaixo do nível de indiferença que foi fixado em 97,5%. Relatório da Qualidade de Serviço 39

40 Incentivo ao Aumento da Disponibilidade Incentivo Max. (98,94%) ,5% 97,0% 97,5% 98,0% 98,5% 99,0% Penalidade Max. Tcd Mecanismo de Incentivo ao Aumento da Disponibilidade Figura 23 Incentivo ao aumento da disponibilidade A maioria das indisponibilidades é do tipo planeado e, por isso, sem consequências gravosas para a exploração da rede, estando também, maioritariamente, associadas a trabalhos relacionados com novos investimentos na rede, reforço de capacidade das linhas e programas de remodelação de instalações mais antigas. A figura seguinte apresenta a evolução anual deste indicador desde A evolução positiva registada pelo indicador, é indicativa de uma contínua e progressiva melhoria da coordenação e programação dos trabalhos efetuados. 100% Taxa Combinada de Disponibilidade 99% 98% Valor de referência ERSE 97% 96% 95% Figura 24 Evolução da Taxa Combinada de Disponibilidade Relatório da Qualidade de Serviço 40

41 RELACIONAMENTO COMERCIAL. AUDITORIAS Em não ocorreu qualquer reclamação de cariz técnico. Relatório da Qualidade de Serviço 41

42 RELACIONAMENTO COMERCIAL. AUDITORIAS O nível de desempenho da RNT na ótica da continuidade de serviço e da qualidade da onda de tensão tem-se refletido no reduzido número de reclamações recebidas. Em não ocorreu qualquer reclamação. Relacionamento Comercial. Reclamações A boa qualidade da onda de tensão tem-se refletido no reduzido número de reclamações de consumidores. Em não houve qualquer reclamação de natureza técnica. A esfera de relacionamento comercial e contratual da REN estende-se, em função da regulamentação e legislação em vigor desde 2010, a diversos agentes do sector elétrico português, nomeadamente: Cogeradores, no âmbito da criação pela REN, da Entidade Emissora de Garantias de Origem, na sequência da publicação do Decreto-Lei n.º 23/2010, de 25 de Março, alterado pela Lei n.º 19/2010, de 23 de Agosto, que estabelecem o regime jurídico e remuneratório aplicável à energia elétrica e mecânica e de calor útil produzidos em cogeração; Produtores em Regime Especial, no âmbito, quer do acordo de ligação à RNT, quer da gestão da entrega e receção de energia reativa à Rede Nacional de Transporte, em respeito pela publicação do novo Regulamento da Rede de Transporte, através da Portaria n.º 596/2010, de 30 de Julho; Clientes interruptíveis, no âmbito da contratualização dos serviços de sistema de gestão ativa dos consumos, na sequência da publicação das Portaria n.º 592/2010, de 29 de Relatório da Qualidade de Serviço 42

43 Julho, complementada pelas Portarias n.º 1308/2010 e n.º 1309/2010, ambas de 23 de Dezembro. Durante o ano de, verificaram-se 50 solicitações de cariz comercial, por parte de entidades externas. Auditorias O Regulamento de Qualidade de Serviço (RQS) prevê que a REN, de dois em dois anos, promova a realização de uma auditoria interna, por uma entidade independente, aos seus sistemas e procedimentos de recolha e registo de informação sobre a qualidade de serviço e às metodologias e critérios utilizados no cálculo dos indicadores de qualidade de serviço. No decurso de, a REN procedeu à implementação de um conjunto de ações de melhoria identificadas durante a auditoria realizada em 2013, pelo Instituto da Soldadura e Qualidade (ISQ), com o acompanhamento e participação da ERSE, de acordo com o plano de melhoria elaborado na sequência desta auditoria. Relatório da Qualidade de Serviço 43

44 COMPORTAMENTO DA REDE DE TRANSPORTE E DOS SEUS EQUIPAMENTOS E SISTEMAS Linhas - número de defeitos por 100 km de circuito: 1,95 T. Potência - taxa média de falhas com retirada imediata de serviço: 0,0256 Disjuntores - taxa média de falhas maiores: 0,0058 Sistemas de Protecção dependabilidade: 99,3%; segurança: 98,3%; Tempo de actuação (probabilidade acumulada) <= 150 ms: 97,2% S.Comando e Controlo taxa de falhas maiores: 0,75 Eficácia de reposição pelo operador automático das subestações: 100,0% Relatório da Qualidade de Serviço 44

45 COMPORTAMENTO DA REDE DE TRANSPORTE E DOS SEUS EQUIPAMENTOS E SISTEMAS Em, o número de incidentes reduziu-se em 16% e a maioria dos indicadores de desempenho registou valores melhores do que em 2013 e muito melhores do que a média dos últimos 5 anos. Globalmente, o comportamento da RNT pode considerar-se muito positivo. Incidentes Em ocorreram 215 incidentes com impacto na Rede Eléctrica Nacional, menos 34 do que em 2013, dos quais 167 tiveram origem na Rede de Muito Alta Tensão (MAT), 27 na Rede de Alta Tensão (AT) da REN e 21 em outras redes. Rede AT Redes externas à REN Rede TOTAL MAT Com repercussão Sem repercussão Com repercussão Com repercussão MAT MAT MAT AT-ENF Relatório da Qualidade de Serviço 45

46 Nº de incidentes Relatório de Qualidade de Serviço 350 Evolução do número de incidentes Rede MAT Rede AT Redes externas à REN Figura 25 Evolução do número de incidentes Do total de incidentes (215), apenas 4, correspondente a 1,9%, tiveram impacto no abastecimento de energia elétrica aos clientes, tendo, 1 deles, provocado 2 interrupções de duração superior a 3 minutos (interrupções longas). Tendo em consideração a potência disponibilizada nos diversos pontos de entrega da RNT, a REN classifica como incidente grave todo aquele de que resulte uma energia não fornecida de valor igual ou superior a 10 MWh. Em não ocorreu qualquer incidente com ENF superior a 10 MWh. Segue-se uma descrição sucinta dos 4 incidentes que tiveram impacto no abastecimento de energia elétrica aos clientes. O primeiro com duas interrupções superiores a 3 minutos, a que corresponde 1,8 MWh de energia não fornecida e os restantes 3 com interrupções inferiores ou iguais a 3 minutos, a que corresponde 1 MWh de energia não fornecida: 21 de Abril de, na subestação de Porto Alto (SPA), na linha Porto Alto - Quinta Grande 1, com origem em cegonhas, ocorreu um defeito na fase 8, corretamente eliminado em 100 ms pelo disparo da proteção de distância da linha, contudo, na religação, a mesma cegonha provocou o contornamento da fase 8 dos seccionadores de linha e de barra, o que corresponde ao contornamento externo do disjuntor da linha. As proteções da linha elaboraram disparo imediato e o disjuntor abriu mas o defeito não foi eliminado por se ter transformado, também, num defeito de barras de 150 kv. Não estando equipada esta subestação com proteção diferencial de barras nem com falha de Relatório da Qualidade de Serviço 46

47 disjuntor, o defeito só podia ser eliminado pelo disparo em 2º escalão das proteções remotas das linhas Porto Alto - Palmela 1 e 2, o que veio a acontecer aos 415 ms e de onde resultaram as 2 interrupções e a ENF de 1,8 MWh; 26 de Março de, na subestação de Èvora (SER), com origem em erro de manobra do seccionador de barras 1, do painel de bateria de condensadores 1, durante a realização de ensaios de medição da resistência de contacto do disjuntor da mesma bateria, ocorreu um defeito em barras 1 de 150 kv, fase 0, que foi corretamente eliminado pelo disparo da proteção diferencial de barras, de onde resultou a ENF de 0,3MWh; 3 de Junho de, na subestação da Carvoeira (SCVR), com origem em outras aves (falcão peneireiro), ocorreu um defeito monofásico (M8) em barras 1 de 60 kv, que foi corretamente eliminado pelo disparo da proteção diferencial de barras, donde resultou a ENF de 0,7 MWh; 21 de Novembro de, na subestação de Ferreira do Alentejo (SFA), com origem em erro de manobra do disjuntor da linha Ferreira do Alentejo - Santiago/Inag, que retirou de serviço este painel, donde resultou uma ENF nula. Todos estes incidentes que originaram interrupções, bem como outros, mais ou menos graves e classificados com interesse para acautelar situações futuras, foram objeto de análise por parte do Grupo de Análise de Incidentes da REN. Este Grupo, constituído por especialistas internos em diversos domínios, analisa as causas dos incidentes e, se for o caso, produz recomendações, abrangendo as diversas áreas técnicas da empresa, para a elaboração de estudos e/ou implementação de medidas pontuais ou de fundo que se têm refletido positivamente na Qualidade de Serviço. Incidentes com repercussão na RNT Embora a REN contabilize e registe a totalidade dos incidentes que afetam as suas redes, MAT e AT, merecem-lhe particular atenção o conjunto de incidentes que afetam, direta ou indiretamente, a RNT (equipamentos MAT de tensão nominal superior a 110 kv). Em este conjunto de incidentes totalizou 190 (menos 18,8% do que em 2013), cuja distribuição, consoante a origem, é indicada no gráfico seguinte. Relatório da Qualidade de Serviço 47

48 Nº de incidentes F(%) Relatório de Qualidade de Serviço Distribuição percentual da origem dos incidentes com repercussão na RNT 2 (1,1%) 21 (11%) 167 (87,9%) RNT Rede AT da REN Redes externas à REN Figura 26 Origem dos incidentes com repercussão na RNT A distribuição dos incidentes por elemento de rede e causas é apresentada nos dois gráficos seguintes (ver, também, Quadro 2 do anexo 5, onde se indicam as entidades proprietárias das redes externas). Origem dos incidentes com repercussão na RNT L400 L220 L150 TRF+ATR BARR EXTERIOR RNT Como é habitual, a maioria dos incidentes com origem nos sistemas da RNT afetou as linhas (81% dos incidentes com repercussão na RNT). Dos incidentes com origem externa à RNT (23), 91,3% ocorreram em redes não concessionadas à REN. Sistemas Exteriores à RNT Sistema Primário da RNT Sistemas Auxiliares da RNT F(%) - Frequência Acumulada Figura 27 Origem dos incidentes com repercussão na RNT Relatório da Qualidade de Serviço 48

49 Nº de incidentes Relatório de Qualidade de Serviço Causa dos incidentes com repercussão na RNT Factores atmosféricos Aves Incêndios Def. de Equip./ Sistemas Desconh. Erros Hum. Directos Outras L150 - Linhas a 150 kv L220 - Linhas a 220 kv L400 - Linhas a 400 kv ATR+TRF - Transf. e Auto-transf. BARR - Barramentos Exterior à RNT Em houve menos 18,8% de incidentes com repercussão na RNT do que em 2013, contudo os incidentes com causa factores atmosféricos aumentaram de 23,2%, dos quais 24,7% devido a vento. Com causa incêndios registou-se apenas 1 incidente. A causa aves (37), registou uma redução de 32,7%, com especial destaque para os 400 kv (-40,5%). Figura 28 Causa dos incidentes com repercussão na RNT Informação mais detalhada referente à origem, causa e gravidade dos incidentes, poderá ser consultada nos Quadros 3, 4 e 5 do anexo 5. Linhas Incidentes com origem em linhas As linhas aéreas, pela sua dispersão geográfica e pelas características tão díspares dos terrenos onde estão implantadas, estão mais sujeitas, como é natural, à ação dos agentes externos meioambientais (incêndios, aves, descargas atmosféricas, vento, poluição, etc.), principais causadores de incidentes na rede. Em registaram-se 153 incidentes nas linhas (menos 17,3% do que em 2013), afetando os diversos níveis de tensão (ver gráfico seguinte com a distribuição percentual). Relatório da Qualidade de Serviço 49

50 Distribuição percentual dos incidentes em linhas por nível de tensão 32% 32% 36% 150kV 220kV 400kV Figura 29 Incidentes em linhas, por nível de tensão Os principais grupos de causas dos incidentes em linhas foram a ação atmosférica, 55,6% (sendo 41,8% devido a descargas atmosféricas e 13,7% a vento) e a ação ambiental, 24,8% (sendo 24,2% devido a aves e 0,6% a incêndios). Distribuição percentual das causas dos incidentes em linhas Outras Causas 19,61% Ação Ambiental: Incêndios 0,65% Ação Atmosférica: Descargas Atmosféricas 41,83% Ação Ambiental: Aves 24,18% Ação Atmosférica: Vento 13,73% Figura 30 Causas dos incidentes em linhas Em voltou a registar-se um aumento significativo de incidentes causados por descargas atmosféricas, 64 contra 45, em Também, o número de incidentes com origem em vento (21) se manteve anormalmente alto, em 2013 foram 24. Estes 21 incidentes deram origem a 23 defeitos em linhas da RNT, causados por vento forte, sendo que a maioria (95%) teve lugar na noite do dia 9 e madrugada do dia 10 de fevereiro de. Por outro lado, os incêndios registaram uma significativa redução no número de defeitos, tendo em registado apenas uma ocorrência (23 em 2013 ver gráficos seguintes). Relatório da Qualidade de Serviço 50

51 área ardida (1000ha); nº defeitos RNT Relatório de Qualidade de Serviço Número de defeitos em linhas da RNT, devido a vento forte Figura 31 Número de defeitos em linhas da RNT, devido a vento forte O número de defeitos devido a vento registou um número anormalmente alto em 2013 e, embora por períodos muito curtos de tempo (um a dois dias de vento muito intenso) e sem consequências para os consumidores, apesar do impacto na rede de transporte. Número de incêndios, área ardida e número de defeitos em linhas da RNT devido a incêndios nº de incêndios Milhares Em manteve-se a tendência de divergência entre o número de incêndios e área ardida e o número de defeitos nas linhas da RNT, tendo-se verificado apenas uma ocorrência na RNT. NOTA: O nº de incêndios e área ardida de apenas contempla dados até 15 Out. Fonte: Instituto de Conservação da Natureza e Florestas - ICNF Incêndios área ardida (1000ha) defeitos na RNT Figura 32 Número de incêndios, área ardida e número de defeitos em linhas da RNT devido a incêndios Interrupções permanecentes Em consequência dos incidentes com origem em linhas, referidos anteriormente, registaram-se 202 interrupções fortuitas (256 em 2013) nos diversos circuitos de rede, das quais 88 (108 em 2013) tiveram um tempo de interrupção igual ou superior a 1 minuto (interrupções permanecentes). A este conjunto de interrupções permanecentes, correspondeu um tempo total de interrupção de 637 horas, sobretudo devido a uma avaria num disjuntor GIS de 150kV (83% do tempo total). Para mais informação consultar o Quadro 7 do anexo 5. Relatório da Qualidade de Serviço 51

52 Número de interrupções permanecentes (> 1 minuto) Média O valor registado em, foi inferior ao verificado no ano anterior e à média dos últimos 10 anos. De realçar a tendência evidente de descida no número de interrupções permanecentes, tendo os últimos 8 anos registado valores abaixo da média dos últimos 10. Figura 33 Número de interrupções permanecentes (> 1 minuto) Duração das interrupções permanecentes (horas) Média A duração das interrupções permanecentes registou um valor elevado, apesar de inferior ao valor registado em 2013, em virtude de uma avaria num disjuntor GIS. Figura 34 Duração das interrupções permanecentes (horas) O gráfico da figura seguinte ilustra o desempenho da rede nos últimos anos, por nível de tensão, através do número de defeitos registados com origem nas linhas por 100 quilómetros de circuito. No cálculo do indicador, e em cada incidente, os defeitos no mesmo elemento de rede são agregados temporalmente em períodos de 10 minutos. Defeito Eléctrico: qualquer anomalia no sistema de potência resultante de uma perda de isolamento que requeira a abertura automática de disjuntores. Relatório da Qualidade de Serviço 52

53 Nº de defeitos em linhas aéreas por 100km de circuito Nº de defeitos por 100 Km de circuito Relatório de Qualidade de Serviço 2012 Evolução do número de defeitos com origem em linhas aéreas da RNT por 100 km de circuito , ,8 2,8 2,4 2,2 2,0 2,4 2,6 2 1,8 1,9 O número de defeitos por 100 km de circuito registou uma redução de 17% face a Em termos absolutos ocorreram menos 38 defeitos do que no ano anterior L 400kV L 220kV L 150kV Índice global rede de MAT Figura 35 Evolução do número de defeitos com origem em linhas aéreas da RNT por 100 km de circuito No gráfico seguinte apresenta-se o mesmo indicador distribuído por causas. Evolução do número de defeitos com origem em linhas da RNT por 100 km de circuito (distribuição por causas) 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 As descargas atmosféricas foram a única causa a registar um agravamento face ao ano anterior, tendo as restantes causas registado decréscimos significativos. A causa incêndios registou apenas uma ocorrência em. 0, INCÊNDIOS CEGONHAS DESCARGAS ATMOSFÉRICAS NEVOEIRO/NEBLINA OU POLUIÇÃO OUTROS DESCONHECIDOS OUTROS (s/ VENTO e s/ ÁRVORES) Figura 36 Evolução do número de defeitos com origem em linhas da RNT por 100 km de circuito (distribuição por causas) A causa Descargas atmosférica foi a única a verificar um agravamento (42%) face a 2013, tendo sido o período veranil particularmente adverso (74% dos defeitos devido a descargas atmosféricas ocorreram entre junho e setembro). Apesar desta subida o resultado obtido em, encontrase muito distante do limiar recomendável para uma rede de transporte (1,5 defeitos/100 km). Relatório da Qualidade de Serviço

54 Disponibilidade A taxa de disponibilidade média global dos circuitos de linha, incluindo os painéis terminais foi de 98,99% (99,02% em 2013). Considerando apenas as indisponibilidades devidas a falhas e as associadas à manutenção programada, o valor sobe para 99,70%, valor ligeiramente inferior ao verificado em 2013 (99,74%). Os gráficos seguintes mostram a evolução de ambas as taxas nos últimos anos. Taxa de Disponibilidade Média Global [%] 100,0 99,0 Média 98,0 97,0 96,0 95, Figura 37 Taxa de Disponibilidade Média Global de linhas A taxa de disponibilidade média global, incluindo os painéis terminais, registou, em, um valor idêntico ao obtido no ano anterior, onde foi ultrapassada a marca dos 99% pela primeira vez. No cálculo deste indicador estão incluídas todas as indisponibilidades com exceção das solicitadas por entidades externas. Taxa de Disponibilidade Média Associada à Manutenção [%] 100,0 Média 99,0 98,0 97,0 96,0 95, A taxa de disponibilidade média de circuitos de linha associada a trabalhos exclusivamente de manutenção atingiu, em, o valor de 99,70%, valor idêntico ao obtido no ano anterior. Figura 38 Taxa de Disponibilidade Média Associada à Manutenção, em linhas Informação detalhada sobre o número e duração das indisponibilidades nos circuitos de linha poderá ser consultada no conjunto de quadros que integram o anexo 4 Disponibilidade. Relatório da Qualidade de Serviço 54

55 Subestações Em registaram-se 707 avarias no conjunto dos equipamentos de alta e de muito alta tensão e nos sistemas auxiliares de subestações, o que representa uma redução de 5,1% relativamente a Ainda em comparação com 2013, verificou-se uma descida generalizada do número de avarias em todos os equipamentos, exceto nas baterias de condensadores e outros equipamentos. Os sistemas de comando e controlo, apesar de apresentarem uma ligeira descida de 1,4%, continuam a ser a família de equipamentos com a maior incidência de avarias (40,7% do total). Ver mais à frente, em parágrafo específico, a sua análise, bem como de outras famílias de equipamentos. Nº de Avarias em Equipamentos de Subestações S. Comando e Controlo S. Aux. Disjuntores Seccionad. T. Potência T. Medição Baterias Cond. Outros Equip Figura 39 Avarias em equipamentos de subestações Apesar do esforço permanente das equipas de manutenção no controlo e prevenção de qualquer tipo de anomalia, não foi possível evitar que algumas destas avarias originassem incidentes na rede. Em há a registar 23 casos (29 em 2013), atribuídos a deficiências nos equipamentos e sistemas em serviço nas subestações (Quadro 4 anexo 5). Transformadores de Potência Avarias e Taxas de Falhas Das 56 avarias (menos 5 do que em 2013) verificadas nos transformadores de potência e/ou acessórios, 33 exigiram que as reparações fossem efetuadas com as máquinas fora de serviço. Deste conjunto, apenas 5 deram origem a indisponibilidades imediatas. Em consequência, as Relatório da Qualidade de Serviço 55

56 Falhas / Nº Equipamentos Relatório de Qualidade de Serviço taxas de falhas com indisponibilidade imediata e total foram, respetivamente, de 0,0256 e 0,1692 por unidade. Taxa de Falhas em Transformadores de Potência 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0, A taxa de falhas com indisponibilidade imediata registou o mesmo valor de 2013 (5 falhas). A taxa de falhas sem indisponibilidade imediata registou um ligeiro aumento (17%) em relação ao ano transato. O valor anual global situou-se em nas 16 falhas por 100 máquinas (14 em 2013). C/ Indisponibilidade Imediata S/ Indisponibilidade Imediata Figura 40 Taxa de Falhas em Transformadores de Potência Todas as cinco falhas foram causadoras de incidente na rede. As máquinas afetadas foram o Transformador 1 (220/30kV; 120 MVA) da subestação da Maia; o Autotransformador 5 (400/150kV; 450 MVA) da subestação de Fernão Ferro; os Autotransformadores desfasadores 1 e 2 (400/150kV; 450 MVA) da subestação de Pedralva e o Transformador 4 (220/60kV; 126 MVA) da subestação de Rio Maior. Em todas as situações, as avarias ocorreram ao nível dos acessórios/proteções próprias, tendo as máquinas regressado ao serviço num espaço relativamente curto de tempo. Disponibilidade A taxa de disponibilidade total dos transformadores de potência, incluindo os respetivos painéis terminais, foi de 98,81%, valor superior ao obtido em 2013 (98,48%). A taxa de disponibilidade global por manutenção, que inclui as indisponibilidades por falhas e as associadas à manutenção preventiva, situouse em 99,46%, valor superior ao verificado no ano anterior e à média dos últimos 10 anos. Relatório da Qualidade de Serviço 56

57 Taxa de Disponibilidade Média Global [%] 100,0 99,0 98,0 97,0 96,0 Média A taxa de disponibilidade média global de transformadores de potência, incluindo painéis terminais, foi em de 98,81%, valor superior ao registado em 2013 e à média dos últimos 10 anos. 95, Figura 41 Taxa de diosponibilidade média global de transformadores Taxa de Disponibilidade Média Associada à Manutenção [%] 100,0 99,0 98,0 97,0 96,0 Média A taxa de disponibilidade média de transformadores de potência associada a trabalhos exclusivamente de manutenção foi em de 99,46 %, valor inferior a , Figura 42 Taxa de Disponibilidade Média Associada à Manutenção Informação detalhada sobre o número e duração das indisponibilidades em transformadores de potência poderá ser consultada no conjunto de quadros que integram o anexo 4 Disponibilidade. Disjuntores Das 74 avarias (menos 6 que em 2013) ocorridas nos disjuntores, 8 foram consideradas falhas maiores, 51 falhas menores e as restantes 15 do tipo defeito. Em consequência, as taxas de falhas maiores e menores foram, em, respetivamente, 0,0058 e 0,0371 por disjuntor. Ambas as taxas de falhas registaram diminuições, tendo a taxa de falhas maiores sido a mais significativa (-34,1%). As falhas maiores ocorreram em diversos tipos de disjuntores, tendo sido o nível de 60kV o mais afetado. A empresa está atenta a estas situações estando em curso um Relatório da Qualidade de Serviço 57

58 Falhas / Nº Equipamentos Relatório de Qualidade de Serviço programa de substituição/recondicionamento das unidades mais críticas (ver capitulo Melhoria de Qualidade de Serviço). Taxa de Falhas em Disjuntores 0,20 0,16 0,12 0,08 Em, a taxa de falhas global, correspondente ao conjunto das falhas maiores e falhas menores, foi de 4,3 falhas por 100 disjuntores, valor ligeiramente inferior ao registado em ,04 0, Falhas Maiores Falhas Menores Figura 43 Taxa de Falhas em Disjuntores Das oito falhas maiores, quatro deram origem a incidentes da rede. Do conjunto das falhas menores, a maioria (49%) deveu-se a fugas de hexafluoreto de enxofre (SF 6 ), tendo 28% tido origem em fugas de óleo localizadas a nível dos macacos e de diversos componentes dos comandos. Taxa de Fugas de SF6 [%] 0,40 0,30 A taxa de fugas de SF6 registou em o valor mais baixo de sempre, situando-se nos 0,031%. 0,20 0,10 Média 0, Figura 44 Taxa de Fugas de SF6 Relatório da Qualidade de Serviço 58

59 Seccionadores, Descarregadores de Sobretensão e Transformadores de Medição As figuras seguintes mostram a evolução das taxas de avarias dos seccionadores, descarregadores de sobretensão e transformadores de medição. Taxa de avarias em Seccionadores 0,016 0,012 Média 0,008 0,004 0, Figura 45 Taxa de avarias em Seccionadores A taxa de avarias em seccionadores registou em uma evolução muito positiva (-36% que em 2013). O valor verificado em (menos de uma avaria por cada 100 seccionadores) situa-se muito abaixo da média dos últimos 10 anos. Taxa de Avarias em Descarregadores de Sobretensão 0,005 0,004 0,003 0,002 Média 0,001 0, Pelo segundo ano consecutivo não se registaram quaisquer avarias em descarregadores de sobretensão. A taxa de avarias neste tipo de equipamento tem vindo a manter ao longo dos anos valores praticamente residuais. Figura 46 Taxa de Avarias em Descarregadores de Sobretensão Taxa de Avarias em Transformadores de Medição 0,008 0,006 0,004 0,002 Média A taxa de avarias em transformadores de medição registou uma melhoria significativa face a 2013 (- 41%). O valor registado em situou-se num patamar que é muito inferior à média dos últimos dez anos. 0, Figura 47 Taxa de Avarias em Transformadores de Medição Relatório da Qualidade de Serviço 59

60 Sistemas de Proteção Principais Indicadores Cada sistema de proteção engloba diversas funções de proteção cujo eventual mau funcionamento isolado não implica, necessariamente, um comportamento incorreto do sistema no seu todo. No caso concreto do sistema de proteção de uma linha, o seu comportamento é considerado correto se os comportamentos ao nível de cada extremo forem corretos, independentemente do eventual mau funcionamento de alguma função de proteção. O estado operacional das funções de proteção é avaliado pelos seguintes indicadores: O desempenho dos sistemas de proteção de cada elemento de rede é avaliado pelos indicadores: Dependabilidade (D) - mede a probabilidade de uma função de proteção não ter uma falha de atuação; Segurança (S) - mede a capacidade de uma função de proteção não atuar indesejadamente, ou seja, não atuar intempestivamente ou de forma não seletiva; Fiabilidade (F) mede a capacidade de uma função de proteção não ter falhas de atuação nem atuações não seletivas ou intempestivas; Eficácia (E) mede a capacidade de um sistema de proteção ter um comportamento correto, isto é, ter uma atuação seletiva e rápida; Tempo de Atuação dos Sistemas de Proteção probabilidade acumulada dos sistemas de proteção atuarem num tempo igual ou inferior a 150 ms Eficácia (%) 93,0 93,1 Índice do tempo de atuação (%) 97,2 97, Dependabilidade (%) 99,3 99,5 Segurança (%) 98,3 98,6 Fiabilidade (%) 97,1 97,2 Relatório da Qualidade de Serviço 60

61 Nos gráficos seguintes mostra-se a evolução destes indicadores nos últimos anos. Dependabilidade das funções de proteção 100,0% 99,5% Média 99,0% 98,5% 98,0% 97,5% 97,0% Em foram identificadas 4 falhas de atuação, tal como em 2013, que não interferiram no bom funcionamento dos sistemas de proteção. O indicador situou-se em 99,3%, uma décima acima do valor médio dos últimos 10 anos (99,2%). Figura 48 Dependabilidade das funções de proteção Segurança das funções de proteção 100% 99% 98% 97% 96% 95% 94% Média Das 612 funções de proteção que atuaram ou deviam ter atuado, menos 160 do que em 2013, 4 foram intempestivas e 6 com falta de seletividade. Este indicador obteve o valor de 98,3%, situando-se, claramente, acima da média dos últimos 10 anos (97%). Figura 49 Segurança das funções de proteção Fiabilidade das funções de proteção 100% 98% 96% Média 94% Este indicador, que crescia desde 2008, desceu uma décima em, situandose nos 97,1%. Não obstante, a média nos últimos 10 anos subiu 4 décimas, situandose, agora, nos 94,4%. 92% 90% Figura 50 Fiabilidade das funções de proteção Relatório da Qualidade de Serviço 61

62 Eficácia dos sistemas de proteção 100% 95% 90% Média 85% 80% 75% 70% Das 186 atuações dos sistemas de proteção, menos 59 do que em 2013, 173 foram classificadas como corretas e 13 como incorretas, a que corresponde uma eficácia dos sistemas de proteção de 93%, valor este claramente superior à média do período em análise (88,1%). Figura 51 Eficácia dos sistemas de proteção Probabilidade acumulada dos sistemas de proteção atuarem num tempo igual ou inferior a 150 ms. 100% 95% Média 90% 85% 80% Este indicador obteve em o segundo melhor valor de sempre (97,2%) e, desde 2009 que se situa acima da meta para (94,5%). A média dos últimos 10 anos situa-se agora em 93,1%. 75% 70% Figura 52 Probabilidade acumulada dos sistemas de proteção atuarem num tempo igual ou inferior a 150 ms. Análise Comportamental Comportamentos incorretos e causas. Eficácia dos Sistemas de Proteção. Em houve 180 situações que determinaram a atuação dos sistemas de proteção (170 na RNT, 3 na rede de ligação a centros produtores, 3 na ligação à rede Eléctrica de Espanha e 4 na ligação a 130 kv à rede de distribuição da EDP), das quais, 173 foram classificadas como corretas e 7 como incorretas (3,9% do total). Relatório da Qualidade de Serviço 62

63 Além das 180 atuações referidas anteriormente, houve mais 6 atuações que não deviam ter ocorrido e, por isso, foram consideradas incorretas (4 devido a disparos intempestivos e 2 por disparos com falta de seletividade para defeitos em parque eólico). Em, o indicador global da eficácia dos sistemas de proteção foi de 93%, tendo os níveis de tensão de 400 kv, 220 kv e 150 kv obtido os valores de 96,5%, 88,9% e 93,9%, respetivamente. O valor de 93% para o indicador global situa-se, claramente, acima da média dos últimos 10 anos, que é de 88,1%. No Quadro 13 (anexo 5), apresentam-se os resultados, por nível de tensão e global, referentes ao indicador eficácia dos sistemas de proteção. Grau de Seletividade dos Sistemas de Proteção Das 170 vezes em que as proteções foram chamadas a atuar para defeitos na RNT, três (1,76%) foram não seletivas, isto é, os sistemas de proteção não promoveram apenas a abertura dos disjuntores estritamente necessários à eliminação dessas perturbações. Além das referidas faltas de seletividade para defeitos na RNT, registaram-se mais duas para defeitos num parque eólico, com repercussão no nível de tensão de 150 kv. O Quadro 14 (anexo 5) mostra, por nível de tensão, o número de atuações seletivas e não seletivas dos sistemas de proteção da RNT e os respetivos graus de seletividade. No gráfico seguinte apresenta-se a evolução do grau de seletividade ao longo dos últimos 10 anos. Grau de Seletividade dos Sistemas de Proteção [%] 100,0 98,0 96,0 94,0 92,0 O grau de seletividade dos sistemas de proteção da RNT em foi de 97,2%, tendo o nível de tensão de 400 kv evidenciado o melhor desempenho (100%), i.e. sem qualquer falta de seletividade, tal como em ,0 400 kv 220 kv 150 kv RNT Figura 53 Grau de Seletividade dos Sistemas de Proteção Relatório da Qualidade de Serviço 63

64 t(ms) Relatório de Qualidade de Serviço Tempo médio de atuação dos Sistemas de Proteção Em o tempo médio de atuação dos sistemas de proteção da RNT foi de 36,17 ms, conforme apresentado, por nível de tensão, no Quadro 15 (anexo 5). Registaram-se apenas 5 defeitos em que o tempo de atuação dos sistemas de proteção foi superior a 150 ms. Dois devido ao facto do defeito se situar no extremo da linha em que o disjuntor se encontrava aberto, obrigando, num dos casos, ao disparo em segundo escalão e noutro ao disparo por direcional de terra. Outro devido a falha da teleproteção, obrigando a disparo em segundo escalão. O quarto foi devido a um defeito resistivo com particular fraca contribuição de um dos extremos levando à atuação em cascata das proteções de cada um dos três extremos. O último tratou-se de um defeito na subestação de Porto Alto com origem em cegonhas, e localizado em sítio só eliminável pelo disparo das proteções remotas em 2º escalão. Tempo médio de atuação dos sistemas de proteção O tempo médio de atuação dos sistemas de proteção da RNT em foi de 36,17 ms (+11,2% do que em 2013). Realça-se a grande melhoria deste indicador que em 2005 registava o valor de 169 ms kv 220 kv 150 kv RNT Figura 54 Tempo médio de atuação dos sistemas de proteção Merece especial destaque o tempo médio de atuação dos sistemas de proteção do nível de tensão de 400 kv que foi de 18,39 ms, (-28,3% do que em 2013). Na figura abaixo apresenta-se o tempo de atuação dos sistemas de proteção em termos de frequência acumulada, por nível de tensão e global. Relatório da Qualidade de Serviço 64

65 Frequência acumulada (%) Relatório de Qualidade de Serviço Tempo de atuação dos sistemas de proteção (em frequência acumulada) Em a probabilidade das proteções atuarem num tempo inferior a 150 ms foi de 97,2%, valor este, superior em 2,9% relativamente à meta estabelecida para (94,5%). RNT () 400 kv 220 kv 150 kv Figura 55 Tempo de atuação dos sistemas de proteção (em frequência acumulada) Religação Automática O índice de eficácia da religação automática foi de 86%. Este indicador foi penalizado pelos fortes ventos ocorridos nos dias 9 e 10 de fevereiro que foram responsáveis por 15 das 32 religações não eficazes, envolvendo 2 elementos de rede de 220 kv. No quadro 16 do anexo 5 indicam-se os valores individualizados por nível de tensão, onde se destaca o valor alcançado no nível de tensão de 400 kv (91,9%). Sistemas de Comando e Controlo A análise do desempenho dos Sistemas de Comando e Controlo (SCC) tem por base o comportamento destes sistemas na reposição de serviço após incidente e no número de falhas ocorridas. No referente à eficácia da reposição de serviço após incidente, o desempenho dos Sistemas de Comando e Controlo (SCC) foi bom, verificando-se taxas elevadas para as reposições feitas pelo OPA (operador automático e automatismo de religação lenta) e por telecomando (operador remoto) de 100%, em ambos os índices, ligeiramente melhores do que os resultados obtidos em anos anteriores. Relatório da Qualidade de Serviço 65

66 Eficácia de Reposição pelo Operador Automático e por telecomando na RNT e 60kV 100,0 100,0 Eficácia reposição OPA 93,7 96,1 100,0 92,5 84,3 Eficácia reposição por Telecomando (COR) 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 99,6 99,8 80,0 85,0 90,0 95,0 100,0 (%) Figura 56 Eficácia de Reposição pelo Operador Automático e por telecomando Tal como em anos anteriores, procedeu-se à catalogação das avarias em falhas maiores e falhas menores com o objetivo de encontrar padrões de comportamento que permitam definir planos de manutenção preventiva eficazes. Para o efeito dividiu-se a totalidade das avarias em dois grupos, designados por falhas maiores e menores, correspondendo as primeiras às avarias suscetíveis de causar risco para Rede, pessoas ou bens, pela impossibilidade de se efetuarem reposições de serviço pelo COR ou de forma segura nas instalações, ou pela ocorrência de manobras intempestivas. Consideraram-se falhas menores, todas as avarias não classificadas na categoria falhas maiores. Procedeu-se ainda à segregação dos sistemas em serviço em quatro diferentes tipos: 1. Sistemas em Centros Produtores. Correspondem às unidades remotas do SCADA da REN e respetivos equipamentos auxiliares instalados em centros produtores. 2. Sistemas Convencionais. Caracterizam-se por serem constituídos por equipamentos discretos e centralizados, centrados na função que desempenham (RCA, RTU e OPA). 3. Sistemas Informáticos Anteriores a Sistema Informáticos de 2005 e posteriores, contabilizando a totalidade dos sistemas instalados mercê da recente expansão da Rede. Verifica-se relativamente ao ano anterior uma taxa total de falhas equivalente à de 2013, de 2,7 falhas por instalação com um ligeiro aumento do número total de falhas em valor absoluto, de 288 para 292, para o número de instalações em serviço de 109. Em verificou-se, Relatório da Qualidade de Serviço 66

67 Taxa de falhas Relatório de Qualidade de Serviço relativamente ao ano de 2013, um aumento da taxa de Falhas maiores de 0,6 para 0,8 e um decréscimo da taxa de falhas menores de 2,1 para 1,8. Taxas de falhas de sistema de comando e controlo por instalação 4 3,5 3 2, ,8 0,9 0,6 0,8 1,5 1 2,5 2,4 2,2 2,1 1,8 0, Falhas Menores Falhas Maiores Figura 57 Taxa de falhas de Sistemas de comando e controlo por instalação (maiores e menores) Verifica-se que a maior taxa de falhas ocorre para os sistemas de comando e controlo de tecnologia informática posteriores a 2005 (aumentou de 0,5 em 2013 para 1,1 em ). A principal causa da elevada taxa de falhas prende-se com diversos problemas ocorridos principalmente ao nível das unidades centrais. A taxa de falhas em sistemas instalados em centros produtores são as mais reduzidas de todas as categorias observadas, enquanto as falhas em sistemas convencionais registaram um valor quase idêntico aos do ano anterior e a dos sistemas informáticos com tecnologia anterior a 2005 uma ligeira descida principalmente nas falhas menores. Relatório da Qualidade de Serviço 67

68 Taxas de falhas em por tipo de sistema de comando e controlo em serviço Ano 2010 Ano 2011 Ano 2012 Sist. em Centros Produtores (por Sist. em Serviço) Sistemas Convencionais (por Sist. em Serviço) Sist. Informáticos Ant. a 2005 (por Sist. em Serviço) Sist. Informáticos de 2005 e Posteriores (por Sist. em Serviço) Ano 2013 Ano Figura 58 Evolução da distribuição da taxa de falhas por Sistema de comando e controlo em serviço Em houve uma continuidade do programa de ações corretivas sobre famílias de equipamentos com um número de avarias considerado demasiado elevado, a continuação do programa iniciado em 2012 e com prazo de 3 anos para a eliminação dos nós de Rede equipados com Gateway única na interface com o SCADA e o aprofundamento do acesso a partir do Centro de Acesso Remoto (CAR) que tem por objetivo a otimização da operação e da manutenção dos sistemas de Comando, Proteção, Alimentações e Qualidade de Onda de Tensão, tirando partido das redes de comunicação de base TCP/IP com cobertura Nacional e presentes no interior de muitas das instalações da RNT e também o alargamento da exploração de sistemas de monitorização em tempo real para mais rápida deteção e caracterização de problemas em gateways/routers de interface com o SCADA. Relatório da Qualidade de Serviço 68

69 MELHORIA DA QUALIDADE DE SERVIÇO Em entrou ao serviço o posto de corte de Vieira do Minho (400kV) e a subestação de Fafe (150/60kV). Relatório da Qualidade de Serviço 69

70 MELHORIA DA QUALIDADE DE SERVIÇO No que concerne ao estipulado no artigo 20.º do RQS, a REN não submeteu à DGEG qualquer plano de melhoria da qualidade de serviço de natureza técnica, dado o cumprimento generalizado dos padrões de qualidade geral e individual. Referem-se em seguida alguns dos investimentos concretizados pela REN em e que terão influência positiva na fiabilidade da rede e na qualidade de serviço dos próximos anos. Em foram colocados em serviço um conjunto de infraestruturas destinadas a reforçar a RNT, com vista ao aumento da capacidade de receção de energia, em particular a proveniente de fontes renováveis. Procedeu-se também à melhoria das capacidades de troca internacionais com Espanha e ao reforço da segurança e fiabilidade de funcionamento global do sistema e das condições de alimentação às redes de distribuição. Entre estes, merecem relevo especial, a entrada em serviço do novo posto de corte de Vieira do Minho, a 400kV, e a nova ligação entre este e a subestação de Pedralva, bem como a abertura da nova subestação de Fafe (150/60kV). No eixo do Douro, salienta-se a ligação a 220kV entre a central do Baixo Sabor e a subestação do Pocinho. Na região litoral a sul do Grande Porto foi colocada ao serviço a linha Carrapatelo Estarreja 3, a 220kV, reforçando assim a segurança global da operação da rede. Relatório da Qualidade de Serviço 70

71 Na região da Grande Lisboa, foi concluído o troço aéreo (entre a subestação de Fanhões e o posto de seccionamento do Prior Velho) da futura ligação, a 220kV, Alto S. João Fanhões, para reforço da segurança e fiabilidade de alimentação aos consumos da região. Para controlo dos perfis de tensão na RNT, foram instaladas três reactâncias shunt : uma no nível de 150kV, com 75Mvar, na subestação de Tavira, e duas nos 400kV, com 150Mvar cada, nas subestações de Portimão e Rio Maior. O programa de reforço de capacidade de linhas já existentes continuou em, tendo sido alvo de intervenção a linha Palmela Setúbal 3, a 150kV. A evolução registada nos últimos anos é mostrada no gráfico seguinte. Figura 59 Evolução do comprimento de linhas com uprating No âmbito da manutenção, e nas diferentes áreas técnicas, foram tomadas diversas medidas visando a melhoria da Qualidade de Serviço, das quais se destacam: Recondicionamento e beneficiação geral do autotransformador 2 (400/150 kv) da subestação de Riba D Ave e transformador 2 (220/60 kv) da subestação de Carriche; Substituição de disjuntores de menor fiabilidade e que requeriam muita manutenção, nos 220kV (1), 150kV (1) e 60kV (2); Substituição de diversos transformadores de medição nos escalões de 400 kv (13), 220 kv (3) e 150 kv (1); Manutenção da proteção anticorrosiva da linha Pocinho Armamar 1 (220 kv); Análise de vibrações na linha Palmela Sines 2 (400kV); Substituição de isoladores partidos nas linhas Alto Lindoso Riba D Ave 2 (400kV), Terras Altas de Fafe Riba D Ave (150kV), Tabuaço Valdigem (150kV) e Feira Lavos (400kV); Substituição e bloqueio de cerca de 4000 peças furtadas em 326 apoios da RNT; Relatório da Qualidade de Serviço 71

72 Relativamente ao fenómeno da poluição industrial e salina que, de forma sazonal, afeta particularmente as linhas da Grande Lisboa e da região sul do país, em foram instalados isoladores compósitos na linha Batalha Ribatejo (400kV); No âmbito da proteção da cegonha branca, que interfere particularmente com as linhas situadas na proximidade dos estuários do Tejo, Mondego e Sado, prosseguiu o programa, iniciado há alguns anos (ver gráfico), de montagem em apoios críticos de dispositivos condicionadores de poiso das aves (ventoinhas) sobre as cadeias dos isoladores e de transferência de ninhos para plataformas especiais localizadas em pontos mais favoráveis dos apoios. Figura 60 Evolução do nº de apoios com isoladores compósitos Figura 61 Evolução do nº de cadeias lavadas Figura 62 Evolução no nº de ventoinhas, plataformas e ninhos transferidos Relatório da Qualidade de Serviço 72

73 ANEXO 1 SIGLAS, ABREVIATURAS e DEFINIÇÕES PADRÕES DE QUALIDADE DE SERVIÇO REGRAS DE CÁLCULO DOS INDICADORES Relatório da Qualidade de Serviço 73

74 Siglas e Abreviaturas AT Alta Tensão. ATR Autotransformador AUT Autómato. B. Condensadores Bateria de condensadores. CEER Council of European Energy Regulators. COR Centro de Operação da Rede DGEG Direção Geral de Energia e Geologia. DI Tempo total das interrupções. EDP Eletricidade de Portugal. ENF Energia não fornecida. ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos F. Maiores Falhas maiores. F. Menores Falhas menores. FFM Causa Fortuita ou de Força Maior. L150 kv Linhas de 150 kv. L220 kv Linhas de 220 kv. L400 kv Linhas de 400 kv. MAIFI Frequência média das interrupções de curta duração do sistema. MAT Muito Alta Tensão. OPA Operador automático de uma subestação. PdE Ponto de entrega da RNT. PDIRT Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Transporte de Eletricidade. P lt - Severidade da tremulação de longa duração. P st Severidade da tremulação de curta duração. Qte Quantidade. RCA Registador cronológico de acontecimentos. REFER Rede Ferroviária Nacional. REN Rede Eléctrica Nacional RNT Rede Nacional de Transporte RQS Regulamento da Qualidade de Serviço. RTU Unidade remota de telecomando. RTU Server Servidor de comunicações das RTU. SAIDI Tempo médio das interrupções do sistema. SAIFI Frequência média de interrupções do sistema. SARI Tempo médio de reposição de serviço do sistema. SAS Sistema de armazenamento seletivo de registo cronológico de acontecimentos. SCADA Supervisory Control and Data Acquisition. SCC Sistema de comando e controlo. SIN Verificador de sincronismo. TI Tempo de interrupção. TIE Tempo de interrupção equivalente. TR Transformador. U Tensão. 2. Definições Relatório da Qualidade de Serviço

75 Atuação Correta de uma Função de Proteção (AC) - elaboração correta de uma ordem de disparo com a intenção de promover a abertura de disjuntores. Atuação de uma Função de Proteção -. atuação de uma função de proteção nas situações especificadas. Atuação Incorreta de uma Função de Proteção (AINC) - define-se que uma função de proteção teve uma atuação incorreta quando atuou duma forma intempestiva, não seletiva ou falhou a sua atuação. Atuação Intempestiva de uma Função de Proteção (AI) - tipo de comportamento de uma função de proteção que se caracteriza pela sua atuação na ausência de qualquer perturbação no sistema de potência. Atuação Não Seletiva de uma Função de Proteção (FS) - tipo de comportamento de uma função de proteção que se caracteriza pela sua atuação perante a existência no sistema de potência de uma perturbação para a qual não deveria ter atuado. Alta Tensão (AT) - tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 45 kv e igual ou inferior a 110 kv. Anomalia no Sistema de Potência - estado de funcionamento do sistema de potência (por exemplo, em tensão, corrente, potência, frequência, estabilidade), fora das condições normais. Baixa Tensão (BT) - tensão entre fases cujo valor eficaz é igual ou inferior a 1 kv. Carga valor, num dado instante, da potência ativa fornecida em qualquer ponto de um sistema, determinada por uma medida instantânea ou por uma média obtida pela integração da potência durante um determinado intervalo de tempo. A carga pode referir-se a um consumidor, um aparelho, uma linha, ou a uma rede. Cava (abaixamento) da tensão de alimentação - diminuição brusca da tensão de alimentação para um valor situado entre 90% e 5% da tensão declarada, seguida do restabelecimento da tensão depois de um curto lapso de tempo. Por convenção, uma cava de tensão dura de 10 ms a 1 min, de acordo com a NP EN O valor de uma cava de tensão é definido como sendo a diferença entre a tensão eficaz durante a cava de tensão e a tensão declarada. Cliente ou consumidor pessoa singular ou coletiva com um contrato de fornecimento de energia elétrica ou acordo de acesso e operação das redes. Circuito sistema de três condutores através dos quais flui um sistema trifásico de correntes elétricas. Compatibilidade eletromagnética (CEM) - aptidão de um aparelho ou de um sistema para funcionar no seu ambiente eletromagnético de forma satisfatória e sem ele próprio produzir perturbações eletromagnéticas intoleráveis para tudo o que se encontre nesse ambiente. Comportamento Correto de um Sistema de Proteção (CC) - diz-se que um sistema de proteção teve um comportamento correto quando, perante a existência de uma perturbação no sistema de potência, promove apenas a abertura dos disjuntores estritamente necessários ao isolamento dos elementos afetados no menor tempo previsto. Comportamento Correto de uma Função de Proteção (CC) - define-se que uma função de proteção teve um comportamento correto quando a sua atuação não se caracteriza por nenhum dos tipos de comportamento incorretos anteriormente descritos. Comportamento Incorreto de um Sistema de Proteção (CI) - tipo de comportamento de um sistema de proteção que se caracteriza por desencadear a abertura de mais disjuntores dos que os estritamente necessários ao isolamento dos elementos do sistema de potência afetados por uma perturbação e/ou num tempo superior ao máximo previsto. Comportamento Incorreto de uma Função de Proteção (CI) - define-se que uma função de proteção teve um comportamento incorreto quando atuou duma forma intempestiva ou não seletiva, quando falhou a sua atuação ou quando teve um mau funcionamento. Condições normais de exploração - condições de uma rede que permitem corresponder à procura de energia elétrica, às manobras da rede e à eliminação de defeitos pelos sistemas automáticos de proteção, na ausência de Relatório da Qualidade de Serviço 75

76 condições excecionais ligadas a influências externas ou a incidentes importantes. Corrente de curto-circuito - corrente elétrica entre dois pontos em que se estabeleceu um caminho condutor ocasional e de baixa resistência. Defeito Elétrico - qualquer anomalia no sistema de potência resultante de uma perda de isolamento que requeira a abertura automática de disjuntores. Desequilíbrio no sistema trifásico de tensões - estado no qual os valores eficazes das tensões das fases ou das desfasagens entre tensões de fases consecutivas, num sistema trifásico, não são iguais. Disparo abertura automática de disjuntor provocando a saída da rede de um elemento ou equipamento. A abertura automática é comandada por órgãos de proteção da rede, em consequência de um incidente ou devido à superação dos limites de regulação dos parâmetros da proteção. Dispositivo de Religação Automática (vulgo religador) - equipamento que incorpora unicamente uma função de religação. Duração média das interrupções do sistema (SAIDI - System Average Interruption Duration Index ) - quociente da soma dos tempos das interrupções nos pontos de entrega, durante determinado período, pelo número total dos pontos de entrega, nesse mesmo período. Emissão (eletromagnética) - processo pelo qual uma fonte fornece energia eletromagnética ao exterior. Energia não fornecida (ENF) - valor estimado da energia não fornecida nos pontos de entrega, devido a interrupções longas de fornecimento, durante um determinado intervalo de tempo. Equipamento de Proteção (vulgo proteção) - equipamento que incorpora, entre outras, uma ou mais funções de proteção. Exploração conjunto das atividades necessárias ao funcionamento de uma instalação elétrica, incluindo as manobras, o comando, o controlo, a manutenção, bem como os trabalhos elétricos e os não elétricos. Falha evento que inibe um determinado equipamento de cumprir a sua função. Falha de Atuação de uma Função de Proteção (FA) - tipo de comportamento de uma função de proteção que perante uma perturbação no sistema de potência devia ter atuado e não o fez. Falha intempestiva falha causadora de incidente na rede, isto é, que obrigou à intervenção de um sistema de proteção (e consequente abertura de disjuntor) em resposta à falha de um componente ou causa externa Falha forçada falha que, não sendo causadora de incidente na rede, obriga à retirada de serviço de um determinado equipamento, no prazo de 24 horas, em virtude de a sua condição poder evoluir para uma falha intempestiva. Falha maior de um disjuntor falha completa de um disjuntor que acarreta a perda de uma ou de várias funções fundamentais e exige normalmente uma intervenção num prazo de 30 minutos. Falha maior de um transformador de potência falha do transformador para a qual este tem de ser retirado de serviço num tempo inferior a 30 minutos. Falha menor de um disjuntor falha de um disjuntor que acarreta a perda de uma ou de várias funções, mas que não originam falha maior. Falha menor de um transformador de potência falha do transformador para a qual este pode ser retirado de serviço num tempo superior a 30 minutos. Flutuação de tensão - série de variações da tensão ou variação cíclica da envolvente de uma tensão. Fornecedor - entidade responsável pelo fornecimento de energia elétrica, nos termos de um contrato. Frequência da tensão de alimentação (f) - taxa de repetição da onda fundamental da tensão de alimentação, medida durante um dado intervalo de tempo (em regra 1 s). Relatório da Qualidade de Serviço 76

77 Frequência média de interrupções do sistema (SAIFI - System Average Interruption Frequency Index ) - quociente do número total de interrupções nos pontos de entrega, durante determinado período, pelo número total dos pontos de entrega, nesse mesmo período. Função de Proteção - conjunto de relés de medida e outros, e de elementos lógicos, incorporados num equipamento de proteção, destinados a identificar perturbações no sistema de potência e a promover a abertura de disjuntores. Função de Religação Automática - função de controlo destinada a iniciar o fecho automático de disjuntores após atuação da função de proteção do circuito associado. Imunidade (a uma perturbação) - aptidão dum dispositivo, dum aparelho ou dum sistema para funcionar sem degradação na presença duma perturbação eletromagnética. Incidente - qualquer acontecimento ou fenómeno de carácter imprevisto que provoque a desconexão, momentânea ou prolongada, de um ou mais elementos da rede, podendo originar uma ou mais interrupções de serviço, quer do elemento inicialmente afetado, quer de outros elementos da rede. Indisponibilidade situação em que um determinado elemento, como um grupo, uma linha, um transformador, um painel, um barramento ou um aparelho, não se encontra apto a responder em exploração às solicitações de acordo com as suas características técnicas e parâmetros considerados válidos. Indisponibilidade planeada indisponibilidade incluída num plano anual de indisponibilidades. Indisponibilidade programada indisponibilidade prevista com uma antecedência mínima de 24 horas. Instalação elétrica - conjunto dos equipamentos elétricos utilizados na Produção, no Transporte, na Conversão, na Distribuição e na Utilização da energia elétrica, incluindo as fontes de energia, como as baterias, os condensadores e todas as outras fontes de armazenamento de energia elétrica. Interrupção fortuita - interrupção do fornecimento ou da entrega de energia elétrica provocada por defeitos permanentes ou transitórios, na maior parte das vezes ligados a acontecimentos externos, a avarias ou a interferências. Interrupção breve (ou curtas) - interrupção com um tempo entre 1 segundo e 3 minutos. Interrupção forçada saída de serviço não planeada de um circuito, correspondente à remoção automática ou de emergência de um circuito (abertura de disjuntor). Interrupção longa - interrupção acidental com um tempo superior a 3 min. Interrupção permanecente interrupção de tempo superior ou igual a um minuto. Interrupção parcial de um ponto de entrega quando é interrompida a tensão de uma ou várias saídas no ponto de entrega. Interrupção total de um ponto de entrega quando é interrompida a tensão no ponto de entrega. Interrupção transitória interrupção de tempo inferior a um segundo. Limite de emissão (duma fonte de perturbação) - valor máximo admissível do nível de emissão. Limite de imunidade - valor mínimo requerido do nível de imunidade. Manobras - ações destinadas a realizar mudanças de esquema de exploração, ou a satisfazer, a cada momento, o equilíbrio entre a produção e o consumo ou o programa acordado para o conjunto das interligações internacionais, ou ainda a regular os níveis de tensão ou a produção de energia reativa nos valores mais convenientes, bem como as ações destinadas a desligar ou a religar instalações para trabalhos. Manutenção corretiva (reparação) - combinação de ações técnicas e administrativas realizadas depois da deteção de uma avaria e destinadas à reposição do funcionamento de uma instalação elétrica. Manutenção preventiva (conservação) - combinação de ações técnicas e administrativas realizadas com o objetivo de reduzir a Relatório da Qualidade de Serviço 77

78 probabilidade de avaria ou degradação do funcionamento de uma instalação elétrica. Manutenção - combinação de ações técnicas e administrativas, compreendendo as operações de vigilância, destinadas a manter uma instalação elétrica num estado que lhe permita cumprir a sua função. Mau Funcionamento de uma Função de Proteção (MF) - tipo de comportamento de uma função de proteção que se caracteriza pela sua atuação nas situações especificadas mas não do modo previsto. Média Tensão (MT) - tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 1 kv e igual ou inferior a 45 kv. Muito Alta Tensão (MAT) - tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 110 kv. Nível de compatibilidade (eletromagnética) - nível de perturbação especificado para o qual existe uma forte e aceitável probabilidade de compatibilidade eletromagnética. Nível de emissão - nível duma dada perturbação eletromagnética, emitida por um dispositivo, aparelho ou sistema particular e medido duma maneira especificada. Nível de imunidade - nível máximo duma perturbação eletromagnética de determinado tipo, incidente sobre um dispositivo, aparelho ou sistema, de forma a não provocar qualquer degradação do funcionamento. Nível de perturbação - nível de uma dada perturbação eletromagnética, medido de uma maneira especificada. Ocorrência acontecimento que afete as condições normais de funcionamento de uma rede elétrica. Operação - ação desencadeada localmente ou por telecomando que visa modificar o estado de um órgão ou sistema. Perturbação (eletromagnética) - fenómeno eletromagnético suscetível de degradar o funcionamento dum dispositivo, dum aparelho ou dum sistema, ou de afetar desfavoravelmente a matéria viva ou inerte. Ponto de entrega - ponto (da rede) onde se faz a entrega de energia elétrica à instalação do cliente ou a outra rede. Nota: Na Rede Nacional de Transporte o ponto de entrega é, normalmente, o barramento de uma subestação a partir do qual se alimenta a instalação do cliente. Podem também constituir pontos de entrega: Os terminais dos secundários de transformadores de potência de ligação a uma instalação do cliente. A fronteira de ligação de uma linha à instalação do cliente. Ponto de ligação - ponto da rede eletricamente identificável no qual uma carga e/ou qualquer outra rede e/ou grupo(s) gerador(es) são ligadas à rede em causa. Ponto de medida - ponto da rede onde a energia e/ou a potência é medida. Posto (de uma rede elétrica) - parte de uma rede elétrica, situada num mesmo local, englobando principalmente as extremidades de linhas de transporte ou de distribuição, a aparelhagem elétrica, edifícios e, eventualmente, transformadores. Potência nominal - é a potência máxima que pode ser obtida em regime contínuo nas condições geralmente definidas na especificação do fabricante, e em condições climáticas precisas. Produtor entidade responsável pela ligação à rede e pela exploração de um ou mais grupos geradores. Rede de distribuição parte da rede utilizada para condução da energia elétrica, dentro de uma zona de consumo, para o consumidor final. Rede de transporte parte da rede utilizada para o transporte da energia elétrica, 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. Rede conjunto de subestações, linhas, cabos e outros equipamentos elétricos ligados entre si com vista a transportar a energia elétrica produzida pelas centrais até aos consumidores. Regime Especial de Exploração situação em que é colocado um elemento de rede (ou uma Relatório da Qualidade de Serviço 78

79 instalação) durante a realização de trabalhos em tensão, ou na vizinhança de tensão, de modo a diminuir o risco elétrico ou a minimizar os seus efeitos. Religação fecho automático do disjuntor após disparo, através de dispositivo integrado no sistema de proteção. Reposição fecho do disjuntor, manual ou automático, após disparo definitivo ou abertura programada ou fortuita. Seletividade - característica de um sistema de proteção que caracteriza a sua capacidade de, ao ser chamado a atuar perante a existência de uma perturbação no sistema de potência, promover unicamente a abertura dos disjuntores que são essenciais para eliminar essa perturbação. Serviços auxiliares sistemas de apoio ao funcionamento de uma central de produção de energia elétrica ou de uma subestação ou posto de corte. Sistema de Proteção - conjunto de equipamentos de proteção e outros dispositivos destinado a identificar perturbações no sistema de potência e a promover a abertura dos disjuntores estritamente necessários ao isolamento dos elementos afetados no mais curto espaço de tempo possível. Sistema de Teleproteção - conjunto de equipamentos destinado a assegurar a transferência de forma adequada de sinais de funções de proteção entre terminais de uma linha. Considera-se ainda como fazendo parte de um sistema de teleproteção os equipamentos de teleproteção e de transmissão terminais, a sua interligação, o canal de comunicação e os circuitos auxiliares. Severidade da tremulação - intensidade do desconforto provocado pela tremulação definida pelo método de medição UIE-CEI da tremulação e avaliada segundo os seguintes valores:. severidade de curta duração (P st ) medida num período de 10 min;. severidade de longa duração (P lt ) calculada sobre uma sequência de 12 valores de Pst relativos a um intervalo de duas horas, segundo a expressão: 12 lt 3 Pst 3 P 12 i1 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:. Compensação do fator de potência por compensadores síncronos ou condensadores, em alta tensão.. Transformação da corrente elétrica por um ou mais transformadores estáticos, cujo secundário é de alta tensão; Taxa de cumprimento do plano de monitorização (Tcpm)- valor em percentagem, das semanas de monitorização previstas no plano que foram realizadas. Tempo de Atuação de um Sistema de Proteção (t SP) - tempo que medeia entre o início duma perturbação no sistema de potência e a atuação da última função de proteção do sistema de proteção que elaborou disparo e é essencial para a eliminação da perturbação, pela abertura do(s) disjuntor(es) associado(s). Tempo de interrupção equivalente (TIE) - quociente entre a energia não fornecida (ENF) num dado período e a potência média do diagrama de cargas nesse período, calculada a partir da energia total fornecida e não fornecida no mesmo período. Tempo médio de reposição de serviço do sistema (SARI - System Average Restoration Index ) - quociente da soma dos tempos de interrupção em todos os pontos de entrega, durante determinado período, pelo número total de interrupções de alimentação nos pontos de entrega nesse mesmo período. Tensão de alimentação - valor eficaz da tensão entre fases presente num dado momento no ponto de entrega, medido num dado intervalo de tempo. Relatório da Qualidade de Serviço 79

80 Tensão de alimentação declarada (Uc) - tensão nominal Un entre fases da rede, salvo se, por acordo entre o fornecedor e o cliente, a tensão de alimentação aplicada no ponto de entrega diferir da tensão nominal, caso em que essa tensão é a tensão de alimentação declarada Uc. Tensão harmónica - tensão sinusoidal cuja frequência é um múltiplo inteiro da frequência fundamental da tensão de alimentação. As tensões harmónicas podem ser avaliadas:. individualmente, segundo a sua amplitude relativa (Uh) em relação à fundamental (U1), em que h representa a ordem da harmónica;. globalmente, ou seja, pelo valor da distorção harmónica total (THD) calculado pela expressão seguinte: THD 40 U h2 2 h Tensão inter-harmónica - tensão sinusoidal cuja frequência está compreendida entre as frequências harmónicas, ou seja, cuja frequência não é um múltiplo inteiro da frequência fundamental. Tensão nominal de uma rede (Un) - tensão entre fases que caracteriza uma rede e em relação à qual são referidas certas características de funcionamento. Tremulação ( flicker ) - impressão de instabilidade da sensação visual provocada por um estímulo luminoso, cuja luminância ou repartição espectral flutua no tempo. Upgrading aumento da capacidade de transporte de energia elétrica da linha através da subida do seu nível de tensão. Uprating aumento da capacidade de transporte de energia elétrica da linha sem subir o seu nível de tensão. Variação de tensão - aumento ou diminuição do valor eficaz da tensão, provocado pela variação da carga total da rede ou de parte desta. 3. Padrões de Qualidade de Serviço e Regras de Cálculo dos Indicadores 3.1 Continuidade de serviço Interrupções de Serviço A continuidade de serviço é caracterizada pelo número e tempo das interrupções de alimentação, as quais podem ser previstas (programadas) ou acidentais (imprevistas). As interrupções acidentais podem ainda classificar-se em longas (de tempo superior a 3 minutos) ou breves (de tempo igual ou inferior a 3 minutos). Consideram-se transitórias (microcortes) as interrupções de tempo igual ou inferior a 1 segundo. Para se avaliar a Qualidade de Serviço associada à continuidade do fornecimento de energia elétrica são determinados, pela entidade concessionária da RNT, os seguintes indicadores gerais ou de sistema: Energia Não Fornecida ENF TI>3 Tempo de Interrupção Equivalente TIE TI>3 Frequência média de interrupção de longa duração do sistema SAIFI TI>3 Frequência média de interrupção de curta duração do sistema MAIFI 1s<=TI=<3min Duração média das interrupções do sistema SAIDI TI>3 Tempo médio de reposição de serviço do sistema SARI TI>3 Para efeitos da determinação dos indicadores são consideradas as interrupções de serviço acidentais de tempo superior a 3 minutos (índice TI>3 ) em conformidade com o RQS. Além daqueles indicadores de sistema são ainda apurados os seguintes indicadores individuais por ponto de entrega: Frequência de interrupções FI TI>3 Duração total das interrupções DI TI>3 Nos pontos seguintes são referidas as principais regras adotadas na determinação destes indicadores. Energia Não Fornecida (ENF) Relatório da Qualidade de Serviço 80

81 A ENF imputável à entidade concessionária da RNT é estimada com base na potência cortada no início da interrupção e do tempo da interrupção. Para interrupções de tempo mais elevado (acima dos 30 minutos) considera-se também, no cálculo da ENF, a evolução da carga em diagramas de cargas do PdE do mesmo dia da semana. Para o cálculo do tempo da interrupção de serviço considera-se que o início da interrupção é o instante em que: A tensão de alimentação no PdE desce abaixo de 1% do valor da tensão declarada em pelo menos uma das fases; Considera-se, igualmente, que o fim da interrupção é o instante em que é reposta: A tensão de alimentação no PdE; ou A alimentação dos consumos afetados por outro(s) ponto(s) de entrega a que o cliente se encontre ligado. Tempo de Interrupção Equivalente (TIE) da RNT Indicador que representa o tempo de interrupção da potência média fornecida expectável (no caso de não ter havido interrupções) num determinado período (normalmente, um ano civil) e que é dado pela expressão: Expressão de cálculo do TIE: ENF TIE em minutos sendo o e: Pme Pme EF ENF T [MWh/minuto] ENF- energia não fornecida, em MWh; EF- energia fornecida, em MWh; Pme- potência média expectável, caso não se tivessem registado interrupções, em MWh/minuto; T- período de tempo considerado, em minutos. Frequência média das interrupções de longa duração do sistema (SAIFI System Average Interruption Frequency Índex) O SAIFI TI>3 corresponde ao número médio de interrupções acidentais de tempo superior a 3 minutos verificadas nos pontos de entrega num determinado intervalo de tempo (um ano, geralmente). Expressão de cálculo do SAIFI TI>3 : SAIFI TI>3 = Número de interrupções de tempo superior a 3 min. / Número de pontos de entrega. Frequência média das interrupções de curta duração do sistema (MAIFI Momentary Average Interruption Frequency Índex) O MAIFI 1s<=TI=<3min corresponde ao número médio de interrupções acidentais de tempo superior ou igual a 1 segundo e inferior ou igual 3 minutos verificadas nos pontos de entrega num determinado intervalo de tempo (um ano, geralmente). Expressão de cálculo do MAIFI 1s<=TI=<3min : MAIFI 1s<=TI=<3min = Número de interrupções de tempo superior ou igual a 1 segundo e inferior ou igual a 3 min. / Número de pontos de entrega. Duração média das interrupções do sistema (SAIDI System Average Interruption Duration Índex) O SAIDI TI1 (SAIDI TI>3 ) para um determinado período de tempo (um ano, geralmente) é o tempo médio das interrupções acidentais de tempo superior a 3 minutos nos pontos de entrega. Expressão de cálculo do SAIDI TI>3 : SAIDI TI>3 = Tempo total das interrupções de tempo superior a 3 min. / Número de pontos de entrega Tempo médio de reposição de serviço do sistema (SARI System Average Restauration Índex) O SARI TI1 (SARI TI>3 ) é o valor médio dos tempos das interrupções de serviço de tempo superior a 3 minutos num determinado intervalo de tempo (um ano, geralmente). Expressão de cálculo do SARI TI>3 : SARI TI>3 = Tempo total das interrupções de tempo igual ou superior a 3 min. / Número de interrupções Relatório da Qualidade de Serviço 81

82 Frequência de interrupções num ponto de entrega (FI) Este indicador representa o número total de interrupções num ponto de entrega num determinado intervalo de tempo (um ano, geralmente). Duração total das interrupções num ponto de entrega (DI) Este indicador representa o tempo total das interrupções acidentais longas verificadas num ponto de entrega num determinado intervalo de tempo (um ano, geralmente). Expressão de cálculo do DI: DI = Tempo das interrupções de serviço num ponto de entrega. 3.2 Qualidade da Onda de Tensão Valor eficaz da tensão de alimentação As tensões nominais (U n ) utilizadas pela REN, para o transporte e para a entrega a distribuidores ou clientes diretos, são as seguintes: 130 kv, 150 kv, 220 kv e 400 kv em MAT; 60 kv em AT. A tensão declarada (U c ) pode ser fixada, no âmbito global da RNT ou por ponto de entrega, no intervalo U n 7%, salvo se for estabelecido um acordo diferente com os clientes. Em condições normais de exploração, não considerando as interrupções de alimentação, 95% dos valores eficazes médios de 10 min para cada período de uma semana da tensão de alimentação devem estar compreendidos no intervalo U c 5%. Na redes de 220 e 400 kv o limite superior daquele intervalo de variação da tensão de alimentação é de 245 e 420 kv, respetivamente. Forma de cálculo dos desvios da tensão: U lim (%) = ((U f U c )/ U c )x100 U min (%) = ((U min U c )/ U c )x100 U max (%) = ((U max U c )/ U c )x100 U f Tensão de alimentação (no ponto de entrega). U c Tensão declarada (no ponto de entrega). U min Valor eficaz da tensão alimentação (no ponto de entrega) que foi ultrapassado em 95% do tempo de medição. U max Valor eficaz da tensão alimentação (no ponto de entrega) que apenas foi ultrapassado em 5% do tempo de medição. Desequilíbrio da tensão Em condições normais de exploração, nas redes de AT e MAT, para cada período de uma semana, 95% dos valores eficazes médios de 10 min da componente inversa das tensões não devem ultrapassar 2% da correspondente componente direta. Tremulação ( flicker ) Para avaliar o efeito de tremulação ( flicker ) adotou-se um indicador denominado P lt, de medida da severidade de longo prazo das flutuações de tensão. Este indicador baseia-se no indicador de severidade de curto prazo, P st, cujo valor é calculado para intervalos de tempo de 10 minutos. O indicador P lt é avaliado sobre uma sequência de 12 valores de P st relativos, portanto, a um intervalo de tempo de 2 horas, num período total de medição de uma semana efetuado com equipamento (flickermeter) de características em conformidade com a norma CEI 868. Níveis de compatibilidade AT MAT P st 1,0 P lt 1,0 1,0 Os índices de severidade da tremulação devem ser inferiores, com probabilidade de 95%, aos níveis de compatibilidade da tabela anterior. O tempo de medida dos indicadores P st e P lt deve ser no mínimo de uma semana. Relatório da Qualidade de Serviço 82

83 Distorção harmónica Para garantir o cumprimento do disposto na NP EN são considerados para as redes AT e MAT os níveis de compatibilidade apresentados no quadro seguinte. A distorção harmónica total, calculada de acordo com a NP EN , não deverá exceder 8% para as redes de AT e 4% para as redes de MAT. Em condições normais de exploração, 95% dos valores eficazes médios de 10 min de cada tensão harmónica, medidos nos pontos de entrega durante, pelo menos, uma semana não devem exceder os valores abaixo indicados. 4. Regras e fórmulas de cálculo dos indicadores de disponibilidade Taxa Combinada de Disponibilidade Para efeitos de cálculo do indicador, considerase que um elemento de rede está indisponível quando não se encontra apto para entrar ao serviço, devido à ocorrência de uma falha ou incidente, ou necessidade de colocação fora de serviço para a execução de tarefas de manutenção preventiva ou corretiva, ou de trabalhos que requeiram a sua colocação fora de tensão. No cálculo da Taxa Combinada de Disponibilidade, consideram-se todas as indisponibilidades, com duração igual ou superior a 1 hora, exceto as que resultem de casos fortuitos ou de força maior, enquadrados de acordo com o Regulamento da Qualidade de Serviço. A Taxa Combinada de Disponibilidade resulta da ponderação das taxas de disponibilidade média dos circuitos de linha e dos transformadores de potência: Níveis de compatibilidade Harmónicas ímpares não múltiplas de 3 Harmónicas ímpares múltiplas de 3 Harmónicas pares Ordem h Tensão harmónica (%) Ordem h Tensão harmónica (%) Ordem h Tensão harmónica (%) AT MAT AT MAT AT MAT ,0 2,0 2 1,9 1, ,0 9 1,3 1,0 4 1,0 1, ,5 15 0,5 0,3 6 0,5 0,5 13 1,5 1,5 21 0,5 0,2 8 0,5 0,4 17 1,0 10 0,5 0,4 19 1,0 12 0,5 0,2 23 0,7 >12 0,5 0,2 25 0,7 >25 0,2+ 0,5*25/h Tcd Td cl 1) Td [%] ( tp - Fator de ponderação das taxas de disponibilidade média dos circuitos de linha e dos transformadores de potência Ni - Nº de horas de indisponibilidade de circuitos de cl linha N - Nº de circuitos de linha em serviço cl Ni - Nº de horas de indisponibilidade de Tr transformadores/autotransformadores - Nº de transformadores/autotransformadores em Tr serviço Relatório da Qualidade de Serviço 83 N t - Período de cálculo Taxa de disponibilidade média de circuitos de linha Td cl Nicl 1 100[%] N t cl

84 Taxa de disponibilidade média de transformadores de potência Td Tr NiTr 1 100[%] N t Tr 5. Definição dos indicadores estatísticos para a análise de comportamento dos Sistemas Sistemas de Proteção Indicadores de funções de proteção Indicador de dependabilidade (D): Entende-se por dependabilidade de uma função de proteção a probabilidade de uma função de proteção não ter uma falha de atuação. Pode-se medir a dependabilidade das funções de proteção de uma rede elétrica contabilizando o número de atuações corretas (CC) das funções de proteção chamadas a atuar e dividindo este número pela sua soma com o número de falhas de atuação (FA). CC D 100% CC FA Indicador de Fiabilidade (F): Por fiabilidade de uma função de proteção entende-se a capacidade de uma função de proteção não ter falhas de atuação nem atuações não seletivas ou intempestivas. Pode medir-se a fiabilidade das funções de proteção de uma rede elétrica contando o número de atuações corretas (CC) e dividindo esse número pela sua soma com o número de atuações incorretas (AINC = FA + AI + FS). CC F 100% CC FA AI FS Indicador de Segurança (S): Define-se segurança de uma função de proteção como a capacidade de uma função de proteção não atuar indesejadamente, ou seja, não atuar intempestivamente ou de forma não seletiva. Mede-se a segurança das funções de proteção duma rede elétrica dividindo o número de atuações corretas (CC) pela sua soma com o número de atuações intempestivas (AI) e com o número de atuações não seletivas (FS). Indicador de sistema de proteção Indicador de Eficácia do Sistema de Proteção (E) - Diz-se que um sistema de proteção é eficaz quando a sua atuação é seletiva e rápida, ou seja, quando tem um comportamento correto. Pode-se obter um indicador de eficácia dos sistemas de proteção de uma rede elétrica contando o número de comportamentos corretos (CC) e dividindo-o pela sua soma com o número de comportamentos incorretos (CI). CC E 100% CC CI Outros indicadores Indicador de Eficácia da religação automática (ER): O indicador de eficácia da religação automática obtém-se contabilizando o número de religações eficazes (EE) e dividindo o resultado pela soma deste número com o número de religações não eficazes (NE). EE ER 100% EE NE Sistemas de Comando e Controlo Eficácia de reposição - Número de ações de reposição bem sucedidas em percentagem do número total de ações de reposição. Este rácio pode ser definido para todos os agentes de reposição. 6. Indicadores estatísticos para a análise do comportamento das linhas Tempo de indisponibilidade forçada ( t ind (horas)) Período de tempo requerido para o restabelecimento do circuito em serviço após uma interrupção forçada. Tempo total de indisponibilidade Somatório dos tempos de indisponibilidade forçada (só interrupções forçadas) de um circuito ao longo do período de análise: T t (horas) ind CC S 100% CC AI FS Relatório da Qualidade de Serviço 84

85 Tempo médio das indisponibilidades forçadas 7 Taxas de falhas com indisponibilidade imediata (linhas e subestações) d T N t N ind (h). Taxa de falhas com indisponibilidade imediata em linhas N - Número de interrupções forçadas no circuito ao longo do período de análise Frequência de interrupções forçadas por 100 km de circuito - Número de interrupções forçadas por cada 100 quilómetros de circuito, normalmente referido a um período de um ano: N f 100. L L Comprimento do circuito Frequência de interrupções forçadas por circuito - Número de interrupções forçadas por circuito: N f 1. C Indisponibilidade absoluta u abs Indisponibilidade relativa u r T 8760 T 100 (%) f d L Indisponibilidade relativa por circuito T 1 f d I (%) 8760 C N Tf _ linhas L falhas circuito *1000 N falhas - Nº de falhas ocorridas (falhas intempestivas e forçadas) L Comprimento de circuito, em circuito quilómetros São consideradas as falhas em linhas que provocaram incidente na rede (definição de Falha Intempestiva), com duração igual ou superior a 1 minuto (os Disparos com Religação DR não são considerados), bem como as falhas que, não tendo provocado incidente, obrigaram a uma indisponibilidade imediata, no período de 24 horas, para inspecção ou reparação (definição de Falha Forçada). Taxa de falhas com indisponibilidade imediata em subestações N Tf _ subestações N falhas painéis *1000 N Nº de falhas ocorridas (falhas falhas intempestivas e forçadas) N Nº total de painéis painéis São consideradas as falhas em equipamentos de subestações que provocaram incidente na rede (definição de Falha intempestiva), bem como as falhas que, não tendo provocado incidente, obrigaram a uma indisponibilidade imediata, no período de 24 horas, para inspecção ou reparação (definição de falha forçada). Relatório da Qualidade de Serviço 85

86 2013 ANEXO 2 CONTINUIDADE DE SERVIÇO Relatório da Qualidade de Serviço

87 Quadro 1 Pontos de entrega da REN em Tensão declarada Uc (kv) Nº Código Ponto de entrega Tensão (kv) 1 DOU DOURO (REFER) FTL FATELA (REFER) GVA GOUVEIA (REFER) MRT MORTÁGUA (REFER) SSE SOBRAL DA SERRA (REFER) SXL SIDERURGIA DO SEIXAL - LONGOS SSM SIDERURGIA DA MAIA ESD ERMIDAS SADO (REFER) FGT FOGUETEIRO (REFER) LZN LUZIANES (REFER) MNO MONTE NOVO-PALMA (REFER) NVC NEVES CORVO (SOMINCOR) PGS PEGÕES (REFER) QAJ QUINTA DO ANJO (AUTOEUROPA) QGD QUINTA GRANDE (REFER) RDA RODÃO (REFER) SXR LUZOSIDER SRU SUBESTAÇÃO DE RUIVÃES CSNG COGERAÇÃO DA REFINARIA DE SINES SPDV SUBESTAÇÃO DE PEDRALVA SAM SUBESTAÇÃO DE ALTO DE MIRA 62, SAV SUBESTAÇÃO DO ALQUEVA SBA SUBESTAÇÃO DA BODIOSA SBL SUBESTAÇÃO DA BATALHA 62, SCC SUBESTAÇÃO DE CASTELO BRANCO SCF SUBESTAÇÃO DE CHAFARIZ SCG SUBESTAÇÃO DO CARREGADO 63, SCH SUBESTAÇÃO DE CARRICHE 62, SCL SUBESTAÇÃO DE CARRAPATELO SCN SUBESTAÇÃO DE CANELAS SCT SUBESTAÇÃO DE CUSTÓIAS 64, SCVR SUBESTAÇÃO DE CARVOEIRA SED SUBESTAÇÃO DE ERMESINDE SEJ SUBESTAÇÃO DE ESTARREJA SER SUBESTAÇÃO DE ÉVORA SET SUBESTAÇÃO DE ESTÓI SETM SUBESTAÇÃO DE ESTREMOZ SFA SUBESTAÇÃO DE F.DO ALENTEJO SFE SUBESTAÇÃO DO FERRO SFF SUBESTAÇÃO DE FERNÃO FERRO SFN SUBESTAÇÃO DE FANHÕES SFR SUBESTAÇÃO DA FALAGUEIRA SFRA SUBESTAÇÃO DA FEIRA SFRD SUBESTAÇÃO DA FRADES SGR SUBESTAÇÃO DE GUIMARÃES SLV SUBESTAÇÃO DE LAVOS SMC SUBESTAÇÃO DE MOURISCA Relatório da Qualidade de Serviço 87

88 48 SMCC SUBESTAÇÃO DE MACEDO DE CAVALEIROS SMG SUBESTAÇÃO DO MOGADOURO SOR SUBESTAÇÃO DE OLEIROS SPA SUBESTAÇÃO DE PORTO ALTO SPB SUBESTAÇÃO DE POMBAL SPD SUBESTAÇÃO DA PRELADA SPI SUBESTAÇÃO DA PARAÍMO SPN SUBESTAÇÃO DO POCINHO SPNL SUBESTAÇÃO DA PENELA SPO SUBESTAÇÃO DA PORTIMÃO SPR SUBESTAÇÃO DE PEREIROS SRA SUBESTAÇÃO DE RIBA D'AVE SRM SUBESTAÇÃO DE RIO MAIOR SRR SUBESTAÇÃO DE RECAREI SSB SUBESTAÇÃO DE SETÚBAL SSN SUBESTAÇÃO DE SINES SSR SUBESTAÇÃO DE SANTAREM SSS SUBESTAÇÃO DE SETE RIOS SSV SUBESTAÇÃO DE SACAVÉM STBA SUBESTAÇÃO DE TÁBUA STFR SUBESTAÇÃO DE TRAFARIA STJ SUBESTAÇÃO DE TRAJOUCE STN SUBESTAÇÃO DE TUNES STR SUBESTAÇÃO DO TORRÃO STVR SUBESTAÇÃO DO TAVIRA SVC SUBESTAÇÃO DE VILA CHÃ SVG SUBESTAÇÃO DE VALDIGEM SVI SUBESTAÇÃO DE VILA FRIA SVM SUBESTAÇÃO DE VERMOIM SVPA SUBESTAÇÃO DE VILA POUCA DE AGUIAR SVPC SUBESTAÇÃO DE VALPAÇOS SZBJ SUBESTAÇÃO DO ZAMBUJAL SZR SUBESTAÇÃO DO ZÊZERE Nota: O ponto de entrega da Subestação de Chaves saiu de serviço em Junho de. Relatório da Qualidade de Serviço 88

89 Quadro 2 Interrupções nos pontos de entrega ocorridas em Ponto de Entrega Dia (dd/mm/aa) Hora (hh/m m) Equipamento Classif. SER :13 BC 1 SER Próprias Causa Descrição Erro em conservação, montagens e ensaios Interrupção Total / Parcial Tempo de Interrup. 1 (min) ENF 1 (MWh) Total QGD :44 LPA.QGD1 Próprias Cegonhas Total SPA :44 LPA.QGD1 Próprias Cegonhas Total SCVR :50 LCVR.Cabeda Próprias Outras aves Total SFA :53 LFA.Santiago/ INAG Próprias Erro de manobras Parcial Quadro 3 Duração Nº de interrupções 1seg.<T i =<3min. 3min. <T i<10min. T i>=10min. Totais Próprias F.F.M. Próprias F.F.M. Próprias F.F.M. Próprias F.F.M a) a) a) a) F.F.M. Fortuitas ou de força maior a) - Não foram discriminadas. Relatório da Qualidade de Serviço 89

90 ANEXO 3 QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO Relatório da Qualidade de Serviço 90

91 Medições efetuadas Durante o ano de foram realizadas medições de teor harmónico, tremulação (flicker), desequilíbrio do sistema trifásico de tensões, valor eficaz da tensão, frequência, cavas de tensão e sobretensões nas instalações da REN apresentadas no Quadro 1. Os períodos de medição realizados em cada nível de tensão tiveram a duração de uma semana. Relatório da Qualidade de Serviço 91

92 Quadro 1 Relatório da Qualidade de Serviço 92

93 Quadro 1 (continuação) * Foram excedidos os limites regulamentares das seguintes harmónicas: - 7ª na instalação: FTL - 22 semanas nos 220 kv; - 12ª na instalação: SVM - 4 semanas nos 60 kv; - 45ª nas instalações: QAJ - 25 semanas, PGS 2 semanas, SXR 2 semanas e FGT 3 semanas, nos 150 kv; Relatório da Qualidade de Serviço 93

94 Quadro 2 Relatório da Qualidade de Serviço 94