RELATÓRIO DE QUALIDADE DE SERVIÇO

Transcrição

1 RELATÓRIO DE QUALIDADE DE SERVIÇO Redes de Confiança 2010 REN Redes Energéticas Nacionais

2 Índice relatório de QUALIDADE DE SERVIÇO 2010 Índice Introdução 4 Sumário executivo 6 Factos relevantes 6 Principais indicadores de desempenho 7 Continuidade de serviço 10 Indicadores gerais 12 Análise global dos indicadores gerais 14 Indicadores individuais 15 Causas das interrupções 16 Análise global dos indicadores individuais 17 Qualidade da onda de tensão 20 Plano de monitorização 20 Principais resultados das medições efectuadas em Evolução da qualidade da onda de tensão 23 Disponibilidade 27 Relacionamento comercial. Auditorias 29 Relacionamento Comercial. Reclamações 29 Auditorias 29 Comportamento da rede de transporte e dos seus equipamentos e sistemas 31 Incidentes 31 Incidentes com repercussão na RNT 32 Linhas 33 Incidentes com origem em linhas 33 Interrupções permanecentes 34 Disponibilidade 36 Subestações 36 Transformadores de potência 37 Disjuntores 38 Seccionadores, descarregadores de sobretensão e transformadores de medição 39 Sistemas de protecção 40 Análise comportamental 42 Comportamentos incorrectos e causas. Eficácia dos sistemas de protecção 42 Grau de selectividade dos sistemas de protecção 43 Tempo médio de actuação dos sistemas de protecção 43 Religação automática 44 Sistemas de comando e controlo 44 Melhoria da qualidade de serviço 47 Anexos A-1 Siglas e abreviaturas A-2 Definições A-3 Padrões de qualidade de serviço e regras de cálculo dos indicadores A-7 Continuidade de serviço A-12 Qualidade da onda de tensão A-15 Disponibilidade A-19 Comportamento da rede de transporte e dos seus equipamentos e sistemas A-22 Mapa com os pontos de entrega A-31

3 Introdução

4 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 eléctrica no território do continente, deve elaborar anualmente um relatório com informação sobre a qualidade do serviço prestado pela empresa. É esse o objectivo 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 aspectos correlacionados com a qualidade de serviço da rede de transporte. Este documento encontra se organizado em 6 capítulos, contendo informação sobre: 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 Caracterização da qualidade da onda de tensão, com base nos resultados das acções de monitorização às características estabelecidas no rqs. disponibilidade Caracterização da disponibilidade da Rede Nacional de Transporte (rnt), de acordo com as especificações estabelecidas no mecanismo regulatório de incentivo à disponibilidade. relacionamento comercial. auditorias Informação sobre as reclamações de cariz técnico ou de outra natureza recebidas pela empresa. Descrição resumida do resultado das auditorias efectuadas 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 acções desenvolvidas (ou a desenvolver) pela empresa, tendentes a melhorar a qualidade de serviço. 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 2010 está igualmente disponível no sítio da Internet. 4

5 Sumário executivo

6 Sumário executivo Factos relevantes A Qualidade de Serviço prestada pela REN, no fornecimento de energia eléctrica aos consumidores, situou-se novamente num patamar elevado, com o conjunto dos indicadores gerais de continuidade de serviço a posicionarem-se em níveis semelhantes aos das melhores empresas congéneres europeias. Estes resultados são credores de especial significado se atendermos ao facto de no ano se ter verificado uma interrupção com um valor de energia não fornecida (ENF) elevado, na subestação de Setúbal, que agravou alguns dos indicadores gerais de qualidade de serviço, nomeadamente o Tempo de Interrupção Equivalente (TIE) e o Tempo Médio de Reposição de Serviço do Sistema (SARI). O incidente em causa ocorreu no dia 12 de Outubro e deveu-se a um curto-circuito interno no módulo blindado novo de SF 6 (60kV), cuja colocação em serviço tinha ocorrido muito recentemente, na sequência da remodelação integral dos níveis de 150 kv e 60kV, em curso na instalação desde Não considerando esta interrupção, de carácter pontual e excepcional, o TIE baixaria de 1,15 minutos para 0,48 minutos, correspondente ao segundo melhor desempenho de sempre. Reduções equivalentes teriam sido registadas nos restantes indicadores gerais de continuidade de serviço. Adicionalmente e ainda no âmbito da continuidade de serviço, é de salientar o facto da Frequência Média das Interrupções do Sistema (SAIFI) ter atingido, em 2010, novo mínimo histórico (0,04). No âmbito da Qualidade da Onda de Tensão, em termos gerais, os valores médios das perturbações são relativamente baixos, sendo cumpridos os limites (indicativos) regulamentares, salvo nalguns casos pontuais em que se verificam desvios em relação aos padrões por margens ligeiras e de uma forma não contínua. Mantém-se a tendência, já verificada em anos anteriores, para uma melhoria global sustentada do comportamento da rede e dos seus equipamentos. Em 2010, os níveis de fiabilidade de alguns equipamentos e sistemas das subestações registaram os melhores valores históricos de sempre, como são o caso dos disjuntores, com uma taxa de falhas maiores de 0,41 por 100 disjuntores, os sistemas de protecção, onde a probabilidade acumulada de actuarem em tempo igual ou inferior a 150 ms foi de 95,0%, e os sistemas de comando e controlo com uma taxa de eficácia de reposição por telecomando de 100%. O nível global da qualidade da energia eléctrica depende do número de incidentes com origem na rede de transporte, ou com repercussão nesta, caso tenham ocorrido em redes externas. Em 2010, o número de incidentes e perturbações 273 aumentou 13,8% em relação a 2009, dos quais apenas 8 (2,9% do total) afectaram o abastecimento de energia eléctrica aos clientes, tendo apenas 3, provocado interrupções superiores a 3 minutos. A maioria dos incidentes que afectaram instalações da REN teve origem nas linhas aéreas (80% do total). Destes, as principais causas foram, uma vez mais, as descargas atmosféricas 33% e as aves (cegonhas) 19%. Consequência do indicado anteriormente, designadamente do excelente comportamento dos automatismos em serviço na rede de transporte, o indicador Vulnerabilidade da Rede 1, atingiu em 2010 novo mínimo histórico, situando-se agora em 2,93%. Associado a este bom resultado está o modo como a rede de transporte de electricidade é planeada, bem como as técnicas utilizadas na sua operação e manutenção. Com efeito, a característica malhada da rede de transporte, com um número 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. 1 Traduz a capacidade da rede de transporte de não cortar o abastecimento de energia eléctrica aos consumidores na sequência de incidente, qualquer que seja a sua origem (inclui também os incidentes causados por força maior). Este indicador é um rácio entre o número de interrupções de abastecimento e o número de incidentes. 6

7 evolução da vulnerabilidade da rede 25,0 % 20,0 % 15,0 % Finalmente referir que a Taxa Combinada de Disponibilidade, introduzida em 2009 pela Entidade Reguladora do Sector Energético (ERSE) no âmbito do período regulatório , atingiu em 2010 o valor de 97,78%, valor acima do valor neutro (meta) de incentivo ou penalidade, fixado em 97,5%. 10,0 % 5,0 % 0,0 % Interrupções longas Interrupções curtas Principais indicadores de desempenho Os quadros seguintes resumem o desempenho da Rede Nacional de Transporte em 2010, comparado com 2009 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 Interrupções próprias longas (> 3 minutos) vs vs. média dos últimos 5 anos Número de interrupções longas (duração superior a 3 minutos) % -57,1% Duração das interrupções longas (min) 29,9 43,4 45% -18,8% Indicadores gerais ENF Energia Não Fornecida (MWh) 40,4 114,9 184% 46,9% TIE Tempo de Interrupção Equivalente (min) 0,42 1,15 174% 38,3% SAIFI Frequência Média de Interrupção do Sistema 0,07 0,04-43% -60,9% SAIDI Duração Média das Interrupções do Sistema (min) 0,39 0,57 46% -24,8% SARI Tempo Médio de Reposição de Serviço do Sistema (min) 5,98 14,47 142% 74,4% Melhor que a média dos últimos 5 anos Pior que a média dos últimos 5 anos DISPONIBILIDADE vs vs. média dos últimos 5 anos Indicador combinado Taxa combinada de disponibilidade (%) 97,84 97,78-0,06% (a) Circuitos de linha Taxa de disponibilidade média global (%) 97,78 97,49-0,29% -0,38% Taxa de disponibilidade média associada à manutenção (%) 99,29 99,62 +0,33% +0,13% Transformadores de potência Taxa de disponibilidade média global (%) 98,01 98,66 +0,65% -0,10% Taxa de disponibilidade média associada à manutenção (%) 99,18 99,50 +0,32% +0,24% (a) Indicador apurado desde Melhor que a média dos últimos 5 anos Pior que a média dos últimos 5 anos 7

8 FIABILIDADE Linhas vs vs. média dos últimos 5 anos N.º de defeitos com origem em linhas por 100 km de circuito 2,35 2,59 +10,2% +8,8% Transformadores de potência Taxa de falhas com indisponibilidade imediata (n.º/tr) 0,0238 0,0230-3,4% -15,8% Disjuntores Taxa de falhas maiores (n.º/dj) 0,0069 0, ,6% -19,9% Sistemas de protecção Dependabilidade das funções de protecção (%) 100,0 98,2-1,8% -1,2% Segurança das funções de protecção (%) 96,1 98,7 +2,6% +2,5% Tempo de actuação (probabilidade acumulada) < = 150 ms (%) 94,6 95,0 +0,4% +3,0% Sistemas de comando e controlo Eficácia de reposição por telecomando (%) 99,6 100,0 +0,4% +0,3% Eficácia de reposição pelo operador automático subestação (%) 92,5 93,7 +1,2% +1,7% Melhor que a média dos últimos 5 anos Pior que a média dos últimos 5 anos Os principais indicadores relativos à operação e manutenção da rede de transporte revelam um nível de desempenho que se pode considerar bom. Os valores registados em 2010, embora nalguns casos inferiores aos de 2009, foram globalmente muito positivos, com resultados na maioria dos indicadores melhores que a média dos últimos 5 anos, tendo cinco indicadores (SAIFI, Taxa de disponibilidade média de circuitos de linha associada à manutenção, Taxa de falhas maiores em disjuntores, Tempo de actuação dos sistemas de protecção e Eficácia de reposição por telecomando) registado valores históricos nunca anteriormente alcançados. 8

9 Continuidade de serviço Tempo de Interrupção Equivalente (TIE) 1,15 minutos Frequência Média das Interrupções do Sistema (SAIFI) 0,04 Duração Média das Interrupções do Sistema (SAIDI) 0,57 minutos

10 Continuidade de serviço O Tempo de Interrupção Equivalente (TIE) foi de 1 minuto e 9 segundos, que equivale a uma disponibilidade de serviço de 99,99978% (interrupção de 8 segundos por 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 eléctrica no território do continente, regista e reporta periodicamente às entidades oficiais as interrupções de fornecimento de energia eléctrica 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 RQS, os indicadores gerais e individuais de continuidade de serviço são calculados com base exclusivamente nas interrupções com duração superior a 3 minutos (interrupções longas). Complementarmente é apurado o indicador MAIFI frequência média de interrupções curtas do sistema (não previsto no RQS), que diz respeito às interrupções de duração superior ou igual a 1 segundo e inferior ou igual a 3 minutos (interrupções curtas), conforme recomendação do CEER (Council of European Energy Regulators). No decurso de 2010 ocorreram 273 incidentes, 243 dos quais afectaram, directa ou indirectamente, a RNT. Para maior detalhe ver capítulo referente ao Comportamento da rede e dos seus equipamentos. Deste conjunto de incidentes, apenas 8 (2,9% do total) tiveram impacto no abastecimento de energia eléctrica aos clientes, dos quais 3 provocaram interrupções na alimentação de energia eléctrica a clientes com duração superior a 3 minutos (interrupções longas). Do conjunto das 3 interrupções longas de serviço, a mais significativa ocorreu em 12 de Outubro, na subestação de Setúbal, consequência de um curto-circuito interno no módulo blindado novo de SF 6 (60kV), cuja colocação em serviço tinha ocorrido muito recentemente, na sequência da remodelação integral dos níveis de 150 kv e 60kV, em curso na instalação desde Esta interrupção teve a duração de 25,8 minutos e uma energia não fornecida de 66,80 Mwh, afectando o abastecimento de consumos na cidade de Setúbal e zonas limítrofes. Este incidente, que se considera de carácter excepcional, dada a origem intrínseca que lhe está associada, foi objecto de análise particular no âmbito do Grupo de Análise de Incidentes, estando nesta data a decorrer uma investigação conjunta com o fabricante do equipamento para determinar a sua causa. No Quadro seguinte, indicam-se os valores dos indicadores de continuidade de serviço registados na RNT em

11 INDICADORES DE CONTINUIDADE DE SERVIÇO 2010 Causas próprias Interrupções longas próprias Causas fortuitas ou de força maior Número de Interrupções Duração das Interrupções (min) 43,4 0 43,4 Indicadores Gerais ENF Energia Não Fornecida (MWh) 114, ,9 TIE Tempo de Interrupção Equivalente (min) 1,15 0 1,15 SAIFI Frequência Média de Interrupção do Sistema 0,04 0 0,04 SAIDI Duração Média das Interrupções do Sistema (min) 0,57 0 0,57 SARI Tempo Médio de Reposição de Serviço do Sistema (min) 14, ,47 Total A RNT mantém a tendência verificada nos últimos anos para uma melhoria contínua no desempenho em termos de continuidade de serviço. O ano de 2010 não foi excepção e constitui um bom ano no que respeita à continuidade de serviço prestado pela RNT. Efectivamente, com apenas 3 interrupções de serviço, a Frequência Média de Interrupção do Sistema (SAIFI) registou o melhor valor de sempre (0,04), a par de um Tempo de Interrupção Equivalente (TIE) de 1,15 minutos. No gráfico seguinte, no qual foram excluídos os incidentes originados por causa fortuita ou de força maior e segurança, ocorridas nos anos de 2003, 2005, 2006, 2007 e 2009, bem como os incidentes de carácter excepcional ocorridos em 2004 e 2010, mostra-nos que os resultados alcançados em 2010 se mantêm consentâneos com a evolução muito positiva registada nos últimos anos na fiabilidade da rede de transporte. 25,00 MENOR FIABILIDADE 20, MAIOR FIABILIDADE 15, SARI (minutos) 10,00 5, , Linhas com SAIDI constante (minutos) 0,00 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 SAIFI 11

12 Nos gráficos seguintes e para cada um dos indicadores gerais mostra-se a sua evolução nos últimos anos. Indicadores gerais Energia Não Fornecida ENF MWh A energia não fornecida total associada às 3 interrupções longas foi estimada em 114,9 MWh. O incidente ocorrido na subestação de Setúbal, considerado de carácter excepcional, representa 58% do valor anual (1) Interrupções por causas fortuitas ou de força maior e razões de segurança (2) Interrupções por incidentes de carácter excepcional Todas excepto (1) e (2) Tempo de Interrupção Equivalente TIE 16,00 14,00 Minutos 12,00 10,00 8,00 6,00 4,00 O TIE mantém a tendência sustentada de melhoria, sendo o valor de 2010 de 1,15 minutos. Caso se retire o incidente ocorrido na subestação de Setúbal, o TIE reduzir-se-ia a 0,48 minutos 2,00 0, (1) Interrupções por causas fortuitas ou de força maior e razões de segurança (2) Interrupções por incidentes de carácter excepcional Todas excepto (1) e (2) sendo EF Energia Fornecida T Tempo 12

13 Frequência Média de Interrupções Longas do Sistema SAIFI 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 O SAIFI desceu em 57%, relativamente a O valor de 2010 (0,04) é o melhor valor de sempre. 0,1 0, (1) Interrupções por causas fortuitas ou de força maior e razões de segurança (2) Interrupções por incidentes de carácter excepcional Todas excepto (1) e (2) SAIFI: Número de interrupções de duração superior a 3 min. / Número de pontos de entrega Frequência Média de Interrupções Curtas do Sistema MAIFI 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0, (1) Interrupções por causas fortuitas ou de força maior e razões de segurança Todas excepto (1) O MAIFI registou uma descida significativa relativamente a O valor de 2010 (0,07) iguala o valor de 2007, tendo apenas sido ultrapassado pelos valores dos anos de 2005 e MAIFI: Número de interrupções de duração igual ou superior a 1 seg. e igual ou inferior a 3 min. / Número de pontos de entrega Duração Média das Interrupções do Sistema SAIDi 25,0 Minutos 20,0 15,0 10,0 5,0 O valor do SAIDI traduz a duração média anual das interrupções por ponto de entrega. O valor de 2010 (0,57 minutos) é o terceiro melhor valor de sempre, só ultrapassado pelos anos de 2005 e , (1) Interrupções por causas fortuitas ou de força maior e razões de segurança (2) Interrupções por incidentes de carácter excepcional Todas excepto (1) e (2) SAIDI: Duração total das interrupções de tempo superior a 3 min. / Número de pontos de entrega 13

14 Tempo Médio de Reposição de Serviço do Sistema SARI Minutos 40,0 35,0 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 Em 2010, o valor do SARI foi de 14,47 minutos, valor substancialmente agravado pelo incidente verificado na subestação de Setúbal. Sem este incidente o SARI reduzir-se-ia a 8,80 minutos 0, (2) Interrupções por incidentes de carácter excepcional Todas excepto (2) SARI: Duração total das interrupções de tempo superior a 3 min. / Número 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, de força maior ou razões de segurança, ocorridos nos anos de 2006, 2007 e Os indicadores são apresentados em valores relativos tendo por base os valores registados no ano de O indicador SAIFI registou o melhor valor do período em análise, enquanto os SAIDI e MAIFI registaram os segundos melhores resultados até à data verificados. Os restantes indicadores são substancialmente agravados pelo incidente verificado na subestação de Setúbal. Evolução dos indicadores da continuidade de serviço na RNT (sem incidentes motivados por força maior) 3,0 ENF 2,5 MAIFI 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 TIE (sem incidente de Setúbal) SARI SAIFI SAIDI 14

15 Indicadores individuais Em 2010 verificaram-se 3 interrupções de serviço com duração superior a 3 minutos no fornecimento de energia eléctrica, as quais afectaram 3 dos 76 pontos de entrega (PdE) da REN (ver Quadro 2 do Anexo 2). O ponto de entrega mais afectado foi a subestação de Setúbal, consequência, conforme já indicado anteriormente, de um curto-circuito interno no módulo blindado novo de SF 6 (60kV), da linha Setúbal Algeruz 1, com interrupção do abastecimento à cidade de Setúbal e zonas limítrofes. Como é visível nos gráficos seguintes (ver siglas no Quadro 1 do Anexo 2) a totalidade dos pontos de entrega cumpriu os valores limite estabelecidos no RQS. Frequência das Interrupções por Ponto de Entrega SAM SFN SSB Int. (totais) causa própria Int. (parciais) causa própria Int. (totais) força maior As 3 interrupções afectaram unicamente consumos alimentados por 3 Pontos de Entrega (4% do total de PdE). O conjunto das 3 interrupções ocorreu exclusivamente no escalão de entrega de 60kV (AT). Valor padrão: 3 (MAT) ou 8 (AT) interrupções por ano e ponto de entrega. Duração Total das Interrupções por Ponto de Entrega Minutos O PdE de Setúbal teve o tempo de interrupção mais longo (25,8 min). 0 SAM SFN SSB Int. (totais) causa própria Int. (parciais) causa própria Int. (totais) força maior Valor padrão: 45 minutos (MAT) ou 4 horas (AT) por ano e ponto de entrega. 15

16 Energia Não Fornecida por Ponto de Entrega SAM SFN SSB Int. (totais) causa própria Int. (parciais) causa própria Int. (totais) força maior As situações mais gravosas, do ponto de vista de ENF, ocorreram nas subestações de Setúbal (SSB) e Alto de Mira (SAM), com ENF de 66,8 e 29,7 MWh, respectivamente. Indicador não previsto no RQS. Embora o RQS estabeleça que no cálculo dos indicadores de continuidade de serviço apenas deverão ser consideradas as interrupções com duração superior a 3 minutos, a REN regista e analisa a totalidade das interrupções. No Quadro 3 do Anexo 2 indica-se o número total de interrupções de serviço verificadas nos últimos catorze anos. Causas das interrupções No histograma da figura seguinte representa-se a distribuição percentual das causas (primeira causa) das interrupções em relação ao número, tempo total de interrupção e energia não fornecida. Interrupções em 2010 (por causas em %) Número Tint ENF 0% 20% 40% 60% 80% 100% Deficiência de equipamento Erro humano Manobras 16

17 Análise global dos indicadores individuais No gráfico seguinte assinalam-se todas as interrupções com duração superior a três minutos verificadas entre 2005 e 2010, representadas em função do valor da potência interrompida e da respectiva duração. Interrupções nos PdE da RNT 500,0 450,0 400,0 350,0 Potência interrompida (MW) 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) De 2005 a MWh 10 MWh 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% da ponta de consumo registada em 2010). Outro aspecto importante a salientar, e que é reflexo da robustez da rede de transporte, reside no facto da maioria (92%) dos pontos de entrega de energia eléctrica da RNT não ter registado, nos últimos cinco anos, qualquer interrupção de duração superior a 3 minutos. O ano de 2010 confirmou essa tendência, com 96% dos PdE sem qualquer interrupção : 92% dos pontos de entrega da RNT sem qualquer interrupção. 2010: 96% dos pontos de entrega da RNT sem qualquer interrupção 17

18 O gráfico da figura seguinte indica, por ponto de entrega (ver siglas no Quadro 1 do Anexo 2), o número total de interrupções (excluídas as fortuitas ou de força maior e por razões de segurança), com duração superior a três minutos, no período de 2006 a Número de Interrupções (Tint>3min.) por ponto de entrega LZN STJ SCN SPO SSV1 SSB SBL SFR SFN SRA SSN SVM SXL SVG SVPA SRM SCV SAM SET SMG STR Da análise do gráfico anterior destaca-se o seguinte: No quinquénio foram afectados 21 pontos de entrega por interrupções de serviço, o que relativamente aos 76 PdE em serviço em 2010, corresponde a 28%; Dos pontos de entrega com interrupções de serviço, a maioria (66%) 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 17.º do RQS [3 (MAT) e 8 (AT) interrupções por ano]; O número máximo de interrupções por ponto de entrega foi de 6 e ocorreu no PdE do Torrão (STR); Entre os pontos de entrega com maior número de interrupções estão Mogadouro (SMG) e Torrão (STR), instalações onde só em 2008 passou a existir segurança n-1 a nível de transformação. No mapa do Anexo 6 localizam-se geograficamente os 76 pontos de entrega da REN, com indicação do número de interrupções de serviço no período de 2006 a

19 Qualidade da onda de tensão Taxa de realização do plano de monitorização 86,0%. Os limites regulamentares são cumpridos em 92% dos pontos de entrega. Apenas em 3 pontos de entrega, referente à severidade da tremulação, são afectados por perturbações de carácter permanente.

20 Qualidade da onda de tensão O plano de monitorização da REN para 2010 contemplava a realização de medições, utilizando: 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 artigo 19.º do 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 seleccionados, das seguintes características: Distorção harmónica; Tremulação ( flicker); Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões; Valor eficaz da tensão; Cavas de tensão; 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. Plano de monitorização O plano de monitorização elaborado e implementado pela REN, em 2010, contemplou a realização de medições em 69 subestações e pontos de interligação da RNT, abrangendo a totalidade dos pontos de entrega em que é viável a medição, com excepção da subestação do Ferro, por razões técnicas associadas a problemas de parametrização do equipamento. Equipamento fixo (em 12 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 17 unidades de aquisição instaladas rotativamente em diferentes pontos da rede. A taxa de realização do plano de monitorização foi de 86,0%. Os casos excepcionais de incumprimento do plano deveram-se a anomalias verificadas em alguns equipamentos fixos e móveis que implicaram que o período útil de medição fosse inferior às 52 semanas e 4 semanas, respectivamente. Principais resultados das medições efectuadas em 2010 As medições efectuadas, 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 adoptados para os parâmetros da qualidade da onda de tensão pelo RQS. Distorção harmónica Relativamente à 5.ª harmónica, o RQS estabelece os limites de 3,0% na Muito Alta Tensão (MAT) e 4,5% na Alta Tensão (AT). As harmónicas que apresentam maior amplitude são, por ordem decrescente de importância, a 5.ª, a 7.ª e a 3.ª. No Quadro 1 do Anexo 3 estão indicados os nós de rede sujeitos a monitorização, bem como os resultados das medições da 5.ª harmónica. Os limites regulamentares foram ultrapassados relativos à 6.ª harmónica na subestação de Frades (60kV), por um período de 4 semanas. Nas subestações de Tunes e Sines (60kV), foram registadas algumas harmónicas de alta frequência (ordem superior à 21.ª harmónica) que excederam também os limites regulamentares. 20

21 Tremulação (Flicker) Frequência Os índices de severidade de tremulação de curta duração (Pst) e de longa duração (Plt) devem ser inferiores a 1. O RQS permite variações compreendidas num intervalo de ±1% da frequência fundamental (50 Hz) Os valores medidos da tremulação de curta duração (Pst) e de longa duração (Plt) são relativamente moderados variando, geralmente, entre 20% e 80% do valor limite de referência (Pst = Plt =1). Os limites regulamentares foram apenas ultrapassados nos pontos de entrega de Ermesinde, Carregado e Alqueva (60 kv). Estas situações têm origem respectivamente em clientes MAT e na REE propagando-se pela interligação com Espanha (Alqueva-Brovales). Desequilíbrio de fases 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. Durante as medições em contínuo foram efectuadas medições de cavas de tensão nas subestações de Vermoim (60 kv e 150 kv), Sines (60kV), Pereiros (60kV), Alto de Mira (60kV), Tunes (60kV) e Palmela (150 kv), cujos resultados se apresentam nos gráficos seguintes. A totalidade destas cavas de tensão é representada com uma agregação temporal de 1 minuto. 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 directa 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. Nas medições efectuadas não foram detectados 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 respectivas 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 nos pontos de entrega. 21

22 Cavas de Tensão na RNT (PdE a 60 kv) 100 Número de cavas < t <= < t <= < t <= < t <= 1 1< t <= 3 Duração (segundos) 3< t <= 20 20< t <= 60 60< t <= <99% 80...<90% 70...<80% 60...<70% 50...<60% 40...<50% 30...<40% 20...<30% 10...<20% Profundidade da cava (% de Ud) Cavas de Tensão na RNT (Medições efectuadas em pontos de rede próximos dos PdE a 150 kv) Número de cavas < t <= < t <= < t <= < t <= 1 1< t <= 3 Duração (segundos) 3< t <= 20 20< t <= 60 60< t <= <99% 80...<90% 70...<80% 60...<70% 50...<60% 40...<50% 30...<40% 20...<30% 10...<20% Profundidade da cava (% de Ud) 22

23 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 desses indicadores nos pontos de entrega da RNT, bem como nos pontos internos daquela rede. De um modo geral, da análise efectuada, 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), apenas Ermesinde (60 e 150 kv), Vermoim (150 kv) e, mais recentemente, Carregado (60 e 220kV) e Alqueva (400kV e 60 kv), são afectados por perturbações de carácter permanente, com valores que de uma forma geral ultrapassam os limites de referência regulamentares. Os níveis da tremulação (flicker) registados em Ermesinde (60 e 150 kv), Vermoim (150 kv) e Carregado (60 e 220kV) deveram-se à injecção dessa perturbação pelas instalações industriais de clientes MAT alimentados por aquelas subestações. No caso de Alqueva (400 e 60 kv), os 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 curta duração, nos pontos de entrega (60 kv) que excedem o limite máximo, no período de 2002 a Pst 1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 Pontos de Entrega (60 kv) com tremulação (flicker) mais elevados SED SAV SCG O PdE Carregado (SCG), cuja origem está num cliente MAT alimentado a 220 kv, manteve a tendência de crescimento registada em anos anteriores, ultrapassando em 2010 o limite de referência. O PdE de Ermesinde retomou os níveis de flicker anteriores a Nota: Alqueva (SAV) só foi considerado PdE em Dezembro de 2007 Valor limite de referência: Pst=Plt <1 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 5.ª harmónica é, conforme já referido, a que apresenta valores mais significativos na rede, e tem a sua principal origem nas redes a jusante dos pontos de entrega. No gráfico seguinte, apresenta-se a evolução dos valores da 5.ª harmónica, referente aos pontos de entrega com valores mais elevados medidos no período de 2002 a

24 Pontos de Entrega (60 kv) com níveis de 5.ª harmónica mais elevados % 6,5 6,0 5,5 5,0 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0, STJ SAM SET SER Em 2010, os pontos de entrega com teor harmónico mais elevado registaram valores inferiores aos de 2009 e muito abaixo do limite de referência. Confirmase que o valor registado pelo PdE de Alto de Mira (SAM), em 2009 (apenas numa fase), foi completamente atípico e de carácter pontual. Valor limite de referência: 4,5% A maioria dos pontos de entrega com teor harmónico mais elevado (acima de 2%) localiza-se predominantemente na zona da Grande Lisboa (STJ subestação de Trajouce e SAM subestação de Alto de Mira) e na zona sul do país (SER subestação de Évora e SET subestação de Estói). Exceptuando o caso atípico e pontual (afectando apenas uma fase) registado em 2009, na subestação de Alto de Mira, 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 há conhecimento de qualquer tipo de reclamação por parte dos consumidores finais ligados às redes de distribuição alimentadas por aquelas zonas de fornecimento de energia eléctrica. 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 Pontos de entrega com incumprimento dos limites regulamentares Ponto de entrega Subestação de Ermesinde Subestação do Torrão Subestação da Falagueira Subestação de Frades Subestação de Ferro Subestação de Alqueva Nível de Tensão (kv) Severidade de tremulação (flicker) Severidade de tremulação (flicker) 60 Amplitude de tensão 60 Distorção harmónica (5.ª harmónica) Severidade de tremulação (flicker) Severidade de tremulação (flicker) 60 Distorção harmónica (6.ª harmónica) 60 Severidade de tremulação (flicker) Desequilíbrio de fases 60 Severidade de tremulação (flicker) Severidade de tremulação (flicker) 24

25 Subestação de Ferreira do Alentejo Subestação de Macedo de Cavaleiros 60 Amplitude de tensão 60 Distorção harmónica (ordem superior à 21.ª harmónica) Subestação de Pombal Subestação de Tunes Subestação de Trafaria Subestação de Porto Alto 60 Distorção harmónica (ordem superior à 21.ª harmónica) 60 Distorção harmónica (ordem superior à 21.ª harmónica) 60 Distorção harmónica (ordem superior à 21.ª harmónica) 60 Distorção harmónica (ordem superior à 21.ª harmónica) Distorção harmónica (ordem superior à 21.ª harmónica) Subestação de Alto de Mira Subestação de Sacavém Subestação de Carregado Subestação de Carvoeira Subestação de Sines 60 Distorção harmónica (3.ª harmónica) Distorção harmónica (3.ª harmónica) 60 Distorção harmónica (ordem superior à 21.ª harmónica) 60 Severidade de tremulação (flicker) 60 Distorção harmónica (ordem superior à 21.ª harmónica) 60 Distorção harmónica (ordem superior à 21.ª harmónica) Distorção harmónica (ordem superior à 21.ª harmónica) Distorção harmónica (ordem superior à 21.ª harmónica) Distorção harmónica (ordem superior à 21.ª harmónica) No caso dos PdE Sines e Tunes, onde continuam a ser registadas harmónicas de alta frequência, a REN prosseguirá em 2011 a realização de medidas complementares tendentes a caracterizar a origem das perturbações. Referente ao PdE Frades, encontra-se em análise interna a eventual necessidade de efectuar medidas complementares tendentes a averiguar a origem da 6.ª harmónica. 25

26 Disponibilidade Taxa Combinada de Disponibilidade: 97,78%

27 Disponibilidade Incentivo ao Aumento da Disponibilidade A Taxa Combinada de Disponibilidade foi de 97,78%, valor acima do nível de indiferença (meta) fixado pela entidade reguladora (97,50%) Incentivo máx (97,78%) 96,5% 97,0% 97,5% 98,0% 98,5% 99,0% No quadro regulatório em vigor e com o objectivo de promover a fiabilidade, 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 factor determinante para a qualidade de serviço associada ao desempenho da RNT. Assim, a REN, na sua qualidade de operador da rede de transporte de electricidade, 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 novo 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 auto-transformadores, incluindo-se em ambos os casos as indisponibilidades dos painéis associados a cada elemento de rede. Penalidade máx. 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 (meta) que foi fixada em 97,5%. Em 2010 a Taxa Combinada de Disponibilidade atingiu o valor de 97,78%, valor ligeiramente inferior ao verificado em 2009 (97,84%). A maioria destas indisponibilidades foram planeadas 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 mostra a evolução da Taxa Combinada de Disponibilidade ao longo do ano de Tcd Mecanismo de incentivo ao aumento da disponibilidade Taxa Combinada de Disponibilidade (2010) 99,0% 98,5% 98,0% 97,78% 97,5% 97,0% 96,5% 96,0% Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro

28 Relacionamento comercial. Auditorias Em 2010 ocorreu uma reclamação de natureza técnica que, após apreciação, foi considerada sem fundamento, por não haver incumprimento do Regulamento de Qualidade de Serviço.

29 Relacionamento comercial. Auditorias O nível de desempenho da RNT na óptica da continuidade de serviço e da qualidade da onda de tensão tem-se reflectido no reduzido número de reclamações recebidas. Em 2010 ocorreu uma reclamação de cariz técnico. Relacionamento Comercial. Reclamações A boa qualidade da onda de tensão tem-se reflectido no reduzido número de reclamações de consumidores. Em 2010 houve uma reclamação de natureza técnica, provocada por cavas na tensão de alimentação (ver Quadro 2 do Anexo 3), que mereceu a melhor atenção por parte da REN. Após análise interna concluiu-se que a reclamação não tinha fundamento, por não haver incumprimento do RQS, dando-se conhecimento por escrito desse facto à entidade reclamante. No ano de 2010 verificou-se um significativo alargamento das obrigações de relacionamento comercial e contratual da REN, em resultado da publicação de nova legislação e regulamentação. Em consequência, o universo deste relacionamento estendeu-se pela primeira vez a vários agentes do sector eléctrico que estavam fora da esfera comercial da REN, nomeadamente os seguintes: 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 eléctrica 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 recepção de energia reactiva 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 activa dos consumos, na sequência da publicação das Portaria n.º 592/2010, de 29 de Julho, complementada pelas Portarias n.º 1308/2010 e n.º 1309/2010, ambas de 23 de Dezembro. Em simultâneo prosseguiu o esforço contínuo de melhoria do serviço prestado aos agentes do MIBEL. Consolidou-se também a utilização do sistema de Service Desk de mercado, permitindo a gestão mais eficiente e auditável do relacionamento comercial com os agentes de mercado, permitindo também obter acesso detalhado a informação para caracterização do nosso relacionamento comercial. De referir também em 2010, a colocação em serviço de novas ferramentas, visando a melhoria do relacionamento comercial e rapidez de resposta aos agentes. Finalmente, realça-se a disponibilização de acessos directos por Web-services, verificando-se uma crescente utilização das mesmas por parte dos agentes de mercado, contribuindo para o aumento da transparência e facilidade de prestação de esclarecimentos. Esta ferramenta revelou-se de especial relevância no âmbito da Liquidação de serviços de sistema relativos a desvios de mercado, efectuada pela REN. 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. Tendo em vista a introdução de nova abordagem na realização destas auditorias, a ERSE propôs à REN o adiamento para 2011 da auditoria prevista realizar em Outubro de

30 Comportamento da rede de transporte e dos seus equipamentos e sistemas Linhas - número de defeitos por 100 km de circuito: 2,59 T. Potência taxa média de falhas com retirada imediata de serviço: 0,0230 Disjuntores taxa média de falhas maiores: 0,0041 Sistemas de protecção dependabilidade: 98,2%; segurança: 98,7%; tempo de actuação (probabilidade acumulada) <= 150 ms: 95,0% S. Comando e Controlo eficácia de reposição por telecomando: 100,0%; eficácia de reposição pelo operador automático das subestações: 93,7%

31 Comportamento da rede de transporte e dos seus equipamentos e sistemas Em 2010, a fiabilidade das instalações, equipamentos e sistemas pode considerar-se boa, apesar do número de incidentes ter registado um aumento de 13,7% face a A maioria dos indicadores de desempenho registou valores melhores que em 2009, tendo alguns deles registado os melhores valores de sempre. Globalmente, o comportamento da RNT pode considerar-se muito positivo. Incidentes Em 2010 ocorreram 273 incidentes com impacto na Rede Eléctrica Nacional, mais 13,8% do que em 2009, dos quais 210 tiveram origem na Rede de Muito Alta Tensão (MAT), 34 na Rede de Alta Tensão (AT) da REN e 29 em outras redes. Rede MAT Com repercussão MAT Rede AT Redes externas à REN TOTAL Sem repercussão MAT Com repercussão MAT Com repercussão AT-ENF Do total de incidentes, apenas 8, correspondente a 2,9%, tiveram impacto no abastecimento de energia eléctrica aos clientes, tendo, 3 deles, provocado 3 interrupções com duração superior a 3 minutos e, por isso, contabilizadas nos indicadores de continuidade de serviço, conforme estabelece o RQS. Essas 3 interrupções originaram uma energia não fornecida (ENF) no valor de 114,9 Mwh. Tendo em conta 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 2010 ocorreram 3 incidentes com ENF superior a 10 Mwh, correspondendo à totalidade da energia não fornecida nas interrupções com duração superiores a 3 minutos: 25 de Março de 2010, na subestação de Fanhões e devido a um erro de parametrização, a Função de Corte por Tensão Zero (CTZ) actuou indevidamente originando uma energia não fornecida de 18,4 Mwh; 30 de Abril de 2010, na subestação de Alto de Mira, durante manobras de isolamento da bateria de condensadores 1, foi dada, indevidamente, ordem de abertura em carga ao seccionador de barras 2 do referido painel, dando origem a um defeito de barras e ao consequente disparo dos 3 transformadores, donde resultou a energia não fornecida de 29,7 Mwh; 12 de Outubro de 2010, na subestação de Setúbal, durante manobras de mudança de barramento do painel Algeruz 1 deu-se um curto circuito interno no módulo blindado híbrido (SF 6 ) deste painel donde resultou o disparo dos 3 transformadores 150/60 kv e a energia não fornecida de 66,8 Mwh. Evolução do número de incidentes N.º de incidentes Rede MAT Rede AT Redes externas à REN 31

32 Incidentes com repercussão na RNT Embora a REN contabilize e registe a totalidade dos incidentes que afectam as suas redes, MAT e AT, merecem-lhe particular atenção o conjunto de incidentes que afectam, directa ou indirectamente, a RNT (equipamentos MAT de tensão nominal superior a 110 kv). Em 2010 este conjunto de incidentes totalizou 243 (mais 16,3% que em 2009), cuja distribuição, consoante a origem, é indicada no gráfico à direita. A distribuição da origem dos incidentes por tipo de elemento de rede e sistema de potência ou auxiliar e ainda por causas, é apresentada nos dois gráficos seguintes (ver, também, Quadro 2 do Anexo 5, onde se indicam as entidades proprietárias das redes externas). Informação mais detalhada referente à origem, causa e gravidade dos incidentes, poderá ser consultada nos Quadros 3, 4 e 5 do Anexo 5. Distribuição percentual da origem dos incidentes com repercussão na RNT RNT 4 (1,6%) Rede AT da REN Redes externas à REN 29 (11,9%) 210 (86,4%) Origem dos incidentes com repercussão na RNT N.º de incidentes l400 l220 l150 trf+atr barr Sistemas exteriores à RNT Sistemas auxiliares da RNT Exterior à rnt F (%) Como é habitual, a maioria dos incidentes afectou as linhas 80,2%. Dos incidentes com origem externa à RNT (33), 87,9% ocorreram em redes não concessionadas à REN Sistema primário da RNT F(%) Frequência acumulada Causa dos incidentes com repercussão na RNT N.º de incidentes Factores atmosféricos Desconh. Aves Def. de equip. / Sistemas Incêndios Outras Erros hum. directos Exterior à RNT Os factores atmosféricos e as aves continuam a ser as principais causas de incidentes na rede. O número de incidentes com origem em aves foi praticamente igual (-4) ao registado em 2009, apesar de uma descida em termos percentuais. Exterior à RNT ATR+TRF Transf. e Auto-transf. L220 -Linhas a 220 kv BARR Barramentos L400 -Linhas a 400 kv L150 -Linhas a 150 kv 32

33 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 acção dos agentes externos meio-ambientais (incêndios, aves, descargas atmosféricas, poluição, etc.), principais causadores de incidentes na rede. Em 2010 registaram-se 195 incidentes nas linhas (mais 16,1% do que em 2009), afectando os diversos níveis de tensão (ver gráfico seguinte com a distribuição percentual). Os principais grupos de causas dos incidentes em linhas foram a acção atmosférica 39,5% (sendo 33,3% devido a descargas atmosféricas, 4,6% a vento e 1,5% a nevoeiro/neblina) e a acção ambiental 28,7% (sendo 19% devido a aves, 8,2% a incêndios e 1,5% a árvores, por derrube com origem em vento intenso). De assinalar, comparativamente com o ano anterior, a redução do peso relativo dos incidentes causados por aves (cegonhas), embora em termos absolutos seja praticamente idêntico ao registado em No referente aos incêndios, apesar da área ardida em 2010 ter aumentado significativamente (ver gráfico seguinte), confirma-se a tendência, já verificada em 2009, para um menor impacto na rede eléctrica, consequência de medidas preventivas implementadas pela empresa, ao abrigo dos planos municipais de defesa da floresta contra incêndios. Distribuição percentual dos incidentes em linhas por nível de tensão em kV 220kV 400kV Outras causas 35% 27% Acção ambiental: incêndios 8% 37% Distribuição percentual das causas dos incidentes em linhas em 2010 Acção ambiental: aves 19% 36% Acção atmosférica: descargas atmosféricas 33% Acção atmosférica: vento FFM 1% Acção atmosférica: vento 4% Número de incêndios, área ardida e número de defeitos em linhas da RNT devido a incêndios n.º de incêndios (Milhares) área ardida (1000ha); n.º defeitos RNT Em 2009 e em 2010, de modo evidente, verificase que deixou de existir correlação directa entre o número de incêndios, a área ardida e o número de defeitos nas linhas da RNT, verificada em anos anteriores. Fonte: Autoridade Florestal Nacional Incêndios Área ardida (1000ha) Defeitos na RNT 33