REN - REDE ELÉCTRICA NACIONAL, S.A. CARACTERIZAÇÃO DA REDE NACIONAL DE TRANSPORTE PARA EFEITOS DE ACESSO À REDE EM 31 DE DEZEMBRO DE 2006 REVISÃO DE MAIO DO DOCUMENTO DE MARÇO DE 2007
ÍNDICE DO TEXTO 1. ENQUADRAMENTO E OBJECTIVO... 3 2. CONTEÚDO... 3 3. INFORMAÇÃO SOBRE A RNT... 4 3.1 ELEMENTOS CONSTITUINTES E SUAS CARACTERÍSTICAS... 4 3.2 CARACTERIZAÇÃO DOS CONSUMOS... 5 3.3 PERFIS DE PRODUÇÃO... 8 3.4 TRÂNSITOS DE POTÊNCIAS... 10 3.5 PERDAS... 10 3.6 CORRENTES DE DEFEITO... 11 4. CAPACIDADE DE TRANSPORTE DISPONÍVEL... 11 4.1 CAPACIDADE DE INTERLIGAÇÃO INTERNACIONAL... 13 4.2 CAPACIDADE DE RECEPÇÃO DE NOVA PRODUÇÃO... 14 4.2.1 Enquadramento... 14 4.2.2 Pressupostos e Critérios... 14 4.2.3 Resultados... 15 5. PRINCIPAIS INVESTIMENTOS EM CURSO... 15 5.1 REFORÇO DA CAPACIDADE DE INTERLIGAÇÃO... 15 5.2 LIGAÇÃO DE PRODUTORES EM REGIME ESPECIAL (PROJECTOS ESPECIFICOS)... 15 5.3 ALIMENTAÇÃO AOS CONSUMOS E REFORÇO GERAL DA REDE... 16 6. INDICADORES DE QUALIDADE DE SERVIÇO... 17 6.1 CONTINUIDADE DE SERVIÇO... 17 6.1.1 Indicadores Gerais... 18 6.1.2 Indicadores Individuais... 20 6.2 QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO... 22 6.2.1. Distorção Harmónica... 22 6.2.2. Tremulação (Flicker)... 22 6.2.3. Desequilíbrio de Fases... 23 6.2.4. Valor Eficaz da Tensão... 23 6.2.5. Frequência...23 7. TERMINOLOGIA... 24 8. ANEXOS... 29 Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2006 i
ÍNDICE DE ANEXOS Anexo A Anexo B Anexo C Anexo D Anexo E Anexo F Anexo G Anexo H Anexo I Anexo J Anexo K Anexo L Anexo M Anexo N Anexo O - PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DAS SUBESTAÇÕES DA RNT - PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DAS LINHAS DA RNT - POTÊNCIA INSTALADA NAS SUBESTAÇÕES DA RNT - SUBESTAÇÕES - TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA DA RNT - BATERIAS DE CONDENSADORES NA RNT - REACTÂNCIAS INSTALADAS NAS SUBESTAÇÕES DA RNT - MAPA DA RNT - AGREGAÇÃO DE INSTALAÇÕES AT DA EDP-DISTRIBUIÇÃO POR SUBESTAÇÃO MAT/AT DA REN - CARGAS ACTIVA E REACTIVA PARA OS PONTOS DE ENTREGA DA RNT - PERFIS DE PRODUÇÃO - PRODUÇÃO EM REGIME ESPECIAL E SENV - DIAGRAMAS UNIFILARES DE TRÂNSITOS DE POTÊNCIA - VALORES MÁXIMOS E MÍNIMOS DE CORRENTES DE DEFEITO - CAPACIDADE SIMULTANEAMENTE DISPONÍVEL NA RNT PARA RECEPÇÃO DE NOVA GERAÇÃO - QUALIDADE DE SERVIÇO Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2006 ii
Enquadramento e objectivo Conteúdo REN - Rede Eléctrica Nacional, S.A. CARACTERIZAÇÃO DA REDE NACIONAL DE TRANSPORTE PARA EFEITOS DE ACESSO À REDE Situação referente a 31 de Dezembro de 2006 1. ENQUADRAMENTO E OBJECTIVO Este documento, Caracterização da Rede Nacional de Transporte para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 (adiante designado apenas por Caracterização da RNT ), elaborado pela REN, Rede Eléctrica Nacional, S.A., na qualidade de concessionária da Rede Nacional de Transporte (RNT), dá cumprimento ao estipulado no artigo 9º do Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações (RARI) e nos artigos 36º e 37º do Decreto-Lei 172/2006, de 23 de Agosto. A sua finalidade, tal como mencionado nos referidos artigos, é a de disponibilizar a todos os utilizadores e candidatos a utilizadores das redes, em particular da RNT, a informação técnica que permita conhecer a situação dessas redes. Com o mesmo objectivo a REN, S.A. disponibiliza este documento também no seu site da Internet em www.ren.pt. 2. CONTEÚDO Nesta Caracterização da RNT contemplam-se os seguintes tópicos principais: A composição da RNT e as respectivas alterações mais relevantes ocorridas ao longo de 2006. As principais características de linhas e subestações da RNT e, quando aplicável, as respectivas variações de capacidade ao longo de diferentes épocas do ano. As condições de operação em dias típicos, quer no que se refere ao perfil do consumo, quer ao da produção do SEP/EDIA e SEI. Os trânsitos verificados na rede e os congestionamentos e restrições mais importantes ao transporte de energia. A caracterização das perdas ocorridas na RNT, em dias típicos por época sazonal e por períodos tarifários para cada mês. Os valores máximos e mínimos expectáveis para as correntes de defeito nos diferentes nós da RNT. Uma breve síntese sobre o comportamento da capacidade de interligação com a rede espanhola e de valores relativos à capacidade de recepção de nova produção. Os principais desenvolvimentos da estrutura da RNT a curto/médio prazo. Os indicadores técnicos de qualidade de serviço mais expressivos do Regulamento da Qualidade de Serviço (RQS). Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2006 3
Informações sobre a RNT 3. INFORMAÇÃO SOBRE A RNT 3.1 ELEMENTOS CONSTITUINTES E SUAS Relativamente à evolução da estrutura da RNT ao longo de 2006, assinala-se como mais relevante: CARACTERÍSTICAS Em 31 de Dezembro de 2006 a RNT tinha em serviço 50 subestações, 9 postos de corte e 2 de seccionamento e um conjunto de linhas de transporte, com as características indicadas, respectivamente, nos Anexos A e B. Os comprimentos totais das linhas nos diferentes níveis de tensão e as potências totais de transformação e de autotransformação instaladas encontram-se sintetizados no quadro seguinte: QUADRO I SÍNTESE DO EQUIPAMENTO DA RNT 31-12-2006 31-12-2005 Comprimento de linhas em serviço 7 018 km 6 657 km 400 kv 1 507 km 1 500 km 220 kv 3 080 km 2 875 km 150 kv * 2 431 km 2 282 km Potência de transformação em serviço 21 135 MVA 19 968 MVA Autotransformação 7 871 MVA 7 421 MVA Transformação 13 264 MVA 12 547 MVA * Inclui 9,0 km do troço português da linha de interligação internacional de 132 kv Lindoso-Conchas. Nos Anexos C e D descrevem-se as características principais dos transformadores e autotransformadores da RNT. As baterias de condensadores para compensação do factor de potência representavam no final de 2006 o montante de 1 770 Mvar capacitivos, repartidos por diversas subestações conforme detalhado no Anexo E. Para limitação das correntes de defeito a RNT tem em serviço um conjunto de reactâncias de fase e de neutro, descrito em detalhe no Anexo F. No Anexo G apresenta-se o mapa da RNT com a situação da rede no final de 2006. A colocação em serviço da nova linha Valdigem - Bodiosa (dupla com um terno equipado), isolada para 400 kv mas transitoriamente explorada a 220 kv. A introdução na Batalha do nível de tensão de 400 kv, por abertura nesta subestação da linha Recarei - Rio Maior 2, a 400 kv. A entrada em exploração da linha a 150 kv Tunes - Estoi, com a qual se tornou possível melhorar significativamente os níveis de qualidade de serviço na alimentação ao Algarve. A abertura das novas subestações 220/60 kv de Bodiosa (Viseu), 400/60 kv de Paraimo (Anadia) e 150/60 kv de Portimão. A entrada em serviço das novas linhas Penamacor - Ferro, a 220 kv, e Gardunha - Castelo Branco, a 150 kv, para ligação, respectivamente, dos parques eólicos de Penamacor e da Gardunha. A construção das novas linhas Ferro - Castelo - Branco 1 e 2, a 220 kv, Bodiosa - Paraimo, preparada para 400 kv mas transitoriamente explorada a 220 kv, Batalha-Pego, a 400 kv, e o prolongamento até Castelo Branco das duas linhas Falagueira - Ródão 1 e 2, de 150 kv. A reconstrução da antiga linha a 220 kv Fanhões - Alto de Mira 2, como dupla com um terno a 400 kv e outro a 220 kv. O reforço de capacidade ( uprating ) das linhas de 220 kv Torrão - Recarei e Carrapatelo - Torrão, e das de 150 kv Caniçada-Vila Fria 1, Caniçada - Riba d Ave 2, Palmela - Quinta do Anjo, Quinta do Anjo - Fernão Ferro, Palmela - Fernão Ferro 4, Fernão Ferro - Trafaria e Palmela - Évora. Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2006 4
Informações sobre a RNT O aumento do valor da potência de transformação instalada nas subestações de Ferro (+ 63 MVA), Santarém (+ 126 MVA, em substituição de 63 MVA), Sete Rios (+ 170 MVA), e da potência de autotransformação na Falagueira, com uma nova unidade desfasadora 400/150 kv, de 450 MVA. O Quadro II apresenta em mais pormenor as alterações ocorridas na RNT ao longo de 2006. 3.2 CARACTERIZAÇÃO DOS CONSUMOS Em 2006 o consumo total abastecido pelo SEP registou o valor de 49,2 TWh, dos quais 85% respeitante aos clientes do SEP e os restantes 15% aos do SENV. Este valor traduz o agregado da produção líquida injectada nas redes do SEP pelos centros produtores do SEP/EDIA e do SEI, com o saldo de trocas internacionais, subtraído do consumo para bombagem hidroeléctrica. Quadro II PRINCIPAL EQUIPAMENTO ENTRADO/SAÍDO DE EXPLORAÇÃO Subestações Equipamento Potência (MVA) Data Falagueira 400/150 kv Autotransformador Desfasador 450 24-Fev Sete Rios 220/60 kv Transformador 170 25-Abr Santarém 220/60 kv Transformador -63 3-Mai Bodiosa 220/60 kv Transformador 126 30-Mai Santarém 220/60 kv Transformador 126 26-Jul Ferro 220/60 kv Transformador 63 5-Ago Sacavém 150/30 kv Transformador -45 25-Ago Batalha 400/60 kv Transformador 170 6-Set Tunes 150/60 kv Transformador -170 18-Set Portimão 150/60 kv Transformador 170 23-Dez Paraímo 400/60 kv Transformador 170 29-Dez Linhas Comprimento (km) Data 400 kv Pego - Cedilho -64.5 23-Fev Ramal da linha Pego - Cedilho para a Falagueira -1.3 23-Fev Pego - Falagueira 40.7 24-Fev Falagueira - Cedillo 26.2 24-Fev Recarei - Rio Maior 2-223.4 6-Set Recarei - Batalha 182.6 6-Set Batalha - Rio Maior 3 41.9 6-Set Recarei - Batalha -182.6 28-Dez Recarei - Paraímo 85.3 28-Dez Paraímo - Batalha 101.5 28-Dez Rio Maior - Alto de Mira* 69.9 Batalha - Pego* 65.9 220 kv Bodiosa - Valdigem (linha isolada para 400 kv) 60.3 30-Mai Vermoim - Custóias 2 6.6 28-Jun Penamacor - Ferro 24.9 27-Jul Castelo Branco - Ferro 1 55.0 31-Dez Castelo Branco - Ferro 2 55.0 31-Dez Ramal da linha Castelo Branco - Ferro 1 para Fatela 2.0 31-Dez Ramal da linha Castelo Branco - Ferro 2 para Fatela 2.0 31-Dez Bodiosa - Paraímo * (linha isolada para 400 kv) 60.6 Ramal da linha Rio Maior - Trajouce para Fanhões* 16.5 150 kv Tunes - Estoi 54.1 22-Jun Falagueira - Rodão 1-19.9 7-Dez Falagueira - Castelo Branco 1 41.6 7-Dez Ramal da linha Falagueira - Castelo Branco 1 para Rodão 3.4 7-Dez Falagueira - Rodão 2-19.9 7-Dez Falagueira - Castelo Branco 2 41.6 7-Dez Gardunha - Castelo Branco 31.9 7-Dez Ramal da linha Falagueira - Castelo Branco 2 para Rodão 3.4 7-Dez Portimão - Tunes 1 27.9 23-Dez Portimão - Tunes 2 27.9 23-Dez Saboia - Tunes -55.7 23-Dez Saboia -Portimão 35.1 23-Dez Sines - Portimão 2 95.6 23-Dez Sines - Tunes 2-116.2 23-Dez * Linha concluída em 2006, com entrada ao serviço no início de 2007. As Figuras 1 e 2 representam, respectivamente, a evolução semanal do abastecimento do consumo por tipo de fonte primária de energia utilizada ao longo de 2006 e o valor da ponta máxima ocorrida em cada mês do ano. FIGURA 1 EVOLUÇÃO DO CONSUMO SEMANAL EM 2006 Nota: As albufeiras e os fios de água incluem a hídrica do SENV. 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 GWh 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 JAN FEV M AR ABR M AI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ PRE'S Carvão Gás Natural Fuel+Gasóleo Fios Á gua Albufeiras Saldo Imp. Consumo Cons+Bomb FIGURA 2 PONTAS NA REDE DE TRANSPORTE EM 2006 MW JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ Rede Transporte Rede Pública Total Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2006 5
Informações sobre a RNT Em 2006 o consumo de energia eléctrica FIGURA 4 manteve a tendência de crescimento verificada no ano anterior. O consumo abastecido pela rede pública (consumo SEP+SENV) subiu 3,2% relativamente ao ano anterior, valor que já tem em conta a correcção devida ao efeito da temperatura e do número de dias úteis. 9000 8000 7000 6000 MW DIAGRAMA DE CARGA DE UM DIA CARACTERÍSTICO DE PRIMAVERA 2006-05-10 Turbinas Gás Fuel Albufeiras Import. 5000 Fios Água A potência máxima solicitada à rede pública alcançou o valor de 8 804 MW, no dia 30 de Janeiro de 2006 às 19:30 h, representando um aumento de 3,2% em relação ao máximo de 2005, que havia sido de 8 528 MW. O consumo total nesse dia foi de 169 GWh. Os valores máximos atrás indicados referem-se à produção das centrais do SEP/EDIA, do SENV, da PRE e do saldo de troca nas interligações. 4000 PREs 3000 Gás Natural 2000 Carvão 1000 Cons+Bb Consumo 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 FIGURA 5 DIAGRAMA DE CARGA DE UM DIA CARACTERÍSTICO DE VERÃO As Figuras 3 a 6 apresentam quatro diagramas síncronos representativos do SEN, incluindo o tipo de produção utilizada. O primeiro refere-se ao dia da ponta anual (de Inverno) e os três outros ilustram dias típicos das épocas sazonais de Primavera, Verão e Outono. 9000 8000 7000 6000 5000 4000 MW 2006-07-14 Turbinas Gás Albufeiras Fios Água Import. Fuel PREs 3000 Gás Natural 2000 Carvão FIGURA 3 DIAGRAMA DE CARGA DO DIA DA PONTA ANUAL 1000 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 Cons+Bb Consumo 2006-01-30 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 MW Turbinas Gás Albufeiras Fios Água Import. Fuel PREs Gás Natural Carvão Cons+Bb 9000 8000 7000 MW FIGURA 6 DIAGRAMA DE CARGA DE UM DIA CARACTERÍSTICO DE OUTONO 2006-11-08 Turbinas Gás Fuel Import. 0 Consumo 6000 Albufeiras 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 5000 Fios Água 4000 PREs 3000 Gás Natural 2000 Carvão 1000 Cons+Bb 0 Consumo 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2006 6
Informações sobre a RNT O diagrama do dia de ponta anual, ocorrido em 30 de Janeiro, evidencia uma forte contribuição das componentes de carvão e de gás natural nas horas de ponta e cheia do diagrama, assinalando-se igualmente uma expressão significativa da componente fuel, também nas horas de ponta e cheia. Na parcela referente à importação, presente ao longo da maior parte do dia, verifica-se a sua anulação no período compreendido, sensivelmente, entre as 17 e as 20 horas, motivada por uma redução e corte da capacidade de exportação do sistema espanhol. A produção hídrica apresenta uma participação relativamente mediana, reforçada nas horas em que o saldo importador foi reduzido. No diagrama de Primavera o carvão e o gás continuam a ter uma utilização significativa, o que já não acontece com o fuel, o qual, no caso do dia representado, não chegou a ser mobilizado. A importação manteve um padrão mais ou menos regular ao longo das horas de ponta e cheias, atingindo maior expressão durante o vazio. A componente de hídrica de albufeira mostrou-se superior à da dos fios de água. De Verão continua a notar-se a forte componente de carvão e de gás na base do diagrama, e até mesmo com algum reforço no caso do gás, assinalando-se ainda, no dia em questão, o recurso ao fuel nas horas de ponta e cheias. As trocas com a REE foram de cariz importador no período de vazio e de alguma exportação nas horas de ponta. Nas horas de maior carga a componente hídrica teve um contributo apreciável. fenómeno que também se verificou com a importação. Em qualquer um dos quatro diagramas é possível observar um vector da contribuição PRE com um valor que se pode classificar de permanente e algo relevante, e que no diagrama de Outono chega mesmo a apresentar um reforço da sua expressão. Na Figura 7 mostra-se num único gráfico os diagramas de carga dos quatro dias típicos acima mencionados. FIGURA 7 DIAGRAMA DE CARGA DOS DIAS CARACTERÍSTICOS MW 9000 8000 7000 6000 30-01-2006 5000 10-05-2006 14-07-2006 4000 08-11-2006 3000 2000 1000 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 Regista-se a ocorrência das pontas máximas diárias cerca das 19-20 horas nos casos de Outono e Inverno, e entre as 11 e as 12 horas nos de Primavera e Verão. A Figura 8 mostra a distribuição por classes da potência máxima nas subestações da RNT em 2006. No Outono nota-se um forte incremento da componente hídrica, associado a uma elevada hidraulicidade. A participação do gás diminuiu bastante, apresentando o perfil mais reduzido de entre os quatro diagramas ilustrados, Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2006 7
Informações sobre a RNT FIGURA 8 PONTA MÁXIMA NAS SUBESTAÇÕES DA RNT determinantes para o perfil de trânsitos nos diversos elementos da RNT. DISTRIBUIÇÃO POR CLASSES Número de subestações 25 20 15 10 5 14 13 13 12 12 22 21 18 18 18 Ano 2002 Ano 2003 Ano 2004 Ano 2005 Ano 2006 15 14 13 13 12 As Figuras 9 e 10, juntamente com o Quadro III, mostram a desagregação dos 49,2 TWh de consumo total verificados em 2006 pelas diferentes naturezas de produção. FIGURA 9 0 <100 ]100,250] > 250 Potência máxima [MW] ENERGIA EMITIDA PARA A REDE POR TIPO DE CENTRAL Relativamente a 2005, verificou-se um aumento uniforme do número de subestações incluído em cada uma das três classes de consumos representadas (inferior a 100 MW, entre 100 e 250 MW e acima de 250 MW). De salientar que em 2006 se verificou a abertura de três novas subestações. Gás Natural 20% Fuel + Gasóleo 3% Carvão 28% Saldo Importador 11% Prod. Regime Especial 18 % Hí d rica 20% Cada subestação da REN, S.A. alimenta um conjunto maior ou menor de subestações em AT da EDP-Distribuição, S.A.. No Anexo H apresenta-se a agregação destas instalações da EDP-Distribuição, S.A. por ponto injector REN, reportada ao final de 2006. O Anexo I contém as cargas activa e reactiva nas diferentes subestações da REN, S.A. nas situações de ponta e vazio ocorridas nos dias de ponta anual de Inverno (30 de Janeiro), de ponta de Verão (14 de Julho) e na segunda quarta-feira de Maio (dia 10) e de Novembro (dia 8), estas duas últimas configurando situações típicas de Primavera e Outono, respectivamente. 3.3 PERFIS DE PRODUÇÃO O perfil de produção das centrais, quer as ligadas directamente à MAT quer as inseridas na rede de Distribuição, bem assim como os fluxos de trocas com a rede espanhola, são TWh 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 FIGURA 10 SATISFAÇÃO DO CONSUMO ANUAL 2002 2003 2004 2005 2006 QUADRO III DADOS GERAIS DE PRODUÇÃO E CONSUMO NO SEN Saldo Importador Hidráulica Fuelóleo Gás Natural Carvão PRE Consumo PRODUÇÃO LÍQUIDA DAS CENTRAIS 2006 2005 GWh GWh HIDRÁULICA SEP+SENV 10 204 4 523 Total das centrais do SEP / EDIA 9 708 4 360 Fios de água 5 558 2 767 Albufeiras 4 149 1 593 Centrais do SENV 496 163 TÉRMICA SEP+SENV 25 478 30 621 Carvão 14 070 14 291 Fuel+Gasóleo 1 501 4 840 Gás (SEP) 4 179 6 402 Gás (SENV) 5 728 5 088 TOTAL SEP+SENV 35 682 35 144 CONSUMO TOTAL (referido à produção líquida) 2006 2005 GWh GWh EMISSÃO TOTAL 35 682 35 144 SALDO IMPORTADOR 5 441 6 820 PRODUÇÃO EM REGIME ESPECIAL (PRE) 8 756 6 545 CONSUMO EM BOMBAGEM HIDROELÉCTRICA 703 568 CONSUMO TOTAL 49 176 47 940 Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2006 8
Informações sobre a RNT Em 2006 a produção hídrica SEP/EDIA+SENV situou-se na casa dos 10,2 TWh, valor bastante FIGURA 11 EMISSÃO DE PRODUÇÃO EM REGIME ESPECIAL superior ao do ano anterior e a que corresponde um índice de hidraulicidade anual de 0,98. Esta produção contribuiu com uma fatia de 20% para a satisfação do consumo, enquanto que a produção térmica do SEP+SENV contribuiu com 51% (25,5 TWh). O saldo de trocas com a rede eléctrica espanhola foi em 2006 de 5,4 TWh, com um carácter importador, correspondendo a 11% do consumo total. A energia de circulação atingiu os 2,7 TWh. Para efeitos de identificação e simulação de trânsitos na RNT, apresentam-se no Anexo J os perfis de produção referentes aos dias característicos referidos no ponto 3.2. A produção em regime especial teve uma participação de 18% para a satisfação do consumo, correspondente a uma produção de 8,8 TWh. Destes 8,8 TWh, cerca de 56% provêm de cogeração e térmica renovável, sendo o restante de origem hídrica e eólica. Eólico 33% Hídrico 11% Ter. Renovável 22% Ter. não Renovável 34% O Anexo K contém informação adicional caracterizadora da produção em regime especial e da componente hídrica do SENV, agregando-a por ponto injector da RNT. No final do ano a potência instalada nas centrais do SEP/EDIA e SENV ascendia a 10 434 MW, o mesmo valor que em 2005. A Figura 12 contém uma comparação, desde o ano 2002, entre a potência instalada e a ponta máxima anual. No Quadro IV e Figura 11 ilustra-se, de forma resumida, a potência ligada e a energia injectada pelo SEI em 2006. FIGURA 12 POTÊNCIA INSTALADA E PONTA MÁXIMA ANUAL (SEP/EDIA + SENV ) QUADRO IV SÍNTESE DA PRODUÇÃO DO SEI Potência Ligada 2006 2005 PRE [MVA] 3 072 2 345 Térmico Ter. Renovável 193 175 Ter. Cogeração 742 729 Hídrico 398 386 Eólico 1739 1055 SENV HÍDRICO [MW] 243 243 MW 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 2002 2003 2004 2005 2006 PRE Hidr. Term. Total Ponta Energia Injectada [GWh] 2006 2005 PRE 8 756 6 545 Térmico Ter. Renovável 1 920 1 790 Ter. não Renovável 2 945 2 642 Hídrico 998 388 Eólico 2 892 1 725 SENV HÍDRICO 496 163 Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2006 9
Informações sobre a RNT 3.4 TRÂNSITOS DE POTÊNCIAS A simulação do funcionamento da RNT correspondente às situações características referidas nos pontos 3.2 e 3.3, é ilustrada nos diagramas unifilares de fluxos de potências e perfis de tensão do Anexo L. percentagem, em virtude de uma maior participação da componente hídrica na satisfação do consumo. FIGURA 13 PERDAS NA RNT EM 2006 180 3.0 Para estas situações, o perfil de geração e o saldo de trocas com a rede de transporte de Espanha são os indicados no Anexo J. [MW] 160 140 120 100 80 2.5 2.0 1.5 [%] O padrão global de trânsitos na RNT é bastante variado, dependendo não só do diagrama de cargas mas também da altura do ano e ainda, dada a maior concentração de centrais hidráulicas a norte do Tejo e térmicas a sul, da situação de hidraulicidade. Faz-se notar que os valores de trânsito interno nalgumas zonas da RNT estão também sujeitos a alterações significativas, função do valor e sentido do saldo de trocas com Espanha. Os trânsitos são igualmente influenciados pela circulação natural de energia que se estabelece entre a RNT e a rede homóloga de Espanha, com benefícios mútuos em termos de segurança. 60 1.0 40 0.5 20 0 0.0 Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Perdas [MW] Perdas [% Energia entrada] 08-11-2006 Em termos globais anuais, relativamente a 2005, constata-se uma pequena redução no valor global das perdas, o que, em parte, pode ser justificado pelo crescimento da rede de 400 kv, em particular a partir do final de 2005 com as novas linhas Fanhões Ribatejo e Alto de Mira Ribatejo. Nas Figuras 14 a 17, ilustra-se a evolução diária das perdas em dias úteis característicos de Inverno (dia da maior ponta), Primavera, Verão e Outono, respectivamente. FIGURA 14 3.5 PERDAS Na Figura 13 mostra-se a evolução de perdas médias diárias no ano de 2006, em valores absolutos e percentuais relativamente à energia que entra na RNT. [MW] PERDAS NA RNT NO DIA DE MAIOR PONTA DE INVERNO 180 160 140 120 100 80 3.0 2.5 2.0 1.5 [%] Pode observar-se que os valores em percentagem, exceptuando um pico acentuado no final do mês de Março, oscilam na gama entre 1,2 e 2,3%. No final do ano verifica-se um aumento das perdas em valor absoluto e em 60 1.0 40 0.5 20 0 0.0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Perdas [MW] Perdas [% Energia entrada] 30-01-2006 Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2006 10
Capacidade de transporte disponível FIGURA 15 PERDAS NA RNT NUM DIA CARACTERÍSTICO DE PRIMAVERA A Figura 18 apresenta os valores das perdas em percentagem por período tarifário ao longo de 2006. 180 3.0 160 140 120 2.5 2.0 FIGURA 18 PERDAS EM % NA RNT POR PERÍODO TARIFÁRIO [MW] 100 1.5 [%] 80 2.50 60 1.0 40 0.5 20 0 0.0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Perdas [MW] Perdas [% Energia entrada] 10-05-2006 Predas [% Energia entrada] 2.00 1.50 1.00 0.50 0.00 Jan-06 Fev-06 M ar-06 Abr-06 M ai-06 Jun-06 Jul-06 Ago-06 Set-06 Out-06 Nov-06 Dez-06 Super Vazio Vazio Normal Cheia Ponta FIGURA 16 [MW] PERDAS NA RNT NUM DIA CARACTERÍSTICO DE VERÃO 180 3.0 160 2.5 140 120 2.0 100 1.5 80 60 1.0 40 0.5 20 0 0.0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Perdas [MW] Perdas [% Energia entrada] 14-07-2006 FIGURA 17 PERDAS NA RNT NUM DIA CARACTERÍSTICO DE OUTONO [%] 3.6 CORRENTES DE DEFEITO Apresentam-se no Anexo M, os valores máximos e mínimos das correntes de defeito trifásico no ano de 2006, para cada um dos barramentos da RNT. Estes valores foram calculados para a configuração topológica do final de 2006, considerando diversos cenários de consumo/geração representativos. O maior e o menor dos valores obtidos nestas condições foi escolhido, respectivamente, como o correspondente ao máximo ou ao mínimo apresentado de corrente de defeito. 4. CAPACIDADE DE TRANSPORTE DISPONÍVEL 180 3.0 [MW] 160 140 120 100 80 60 2.5 2.0 1.5 1.0 [%] Os reforços na estrutura da RNT colocados em serviço em 2006 permitiram uma melhoria na capacidade de transporte. De entre estes reforços destaca-se: 40 0.5 20 0 0.0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Perdas [MW] Perdas [% Energia entrada] 08-11-2006 A entrada em serviço da nova linha a 150 kv entre as subestações de Tunes e Estoi, a qual possibilitou uma significativa Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2006 11
Capacidade de transporte disponível melhoria nos níveis de qualidade de serviço na alimentação ao Algarve. A abertura da nova subestação 220/60 kv de Bodiosa, facto que contribuiu para alguma redução no valor do trânsito que circula no eixo a 220 kv Pocinho - Vila Chã - Pereiros. A introdução na subestação da Batalha do nível de 400 kv e da transformação 400/60 kv, permitindo algum alívio na carga solicitada ao eixo a 220 kv Pereiros - Batalha - Rio Maior. No decorrer do ano 2006, os principais congestionamentos que ocorreram estiveram associados a indisponibilidades de elementos de rede, tendo os mesmos sido solucionados através de redespachos da programação da geração ou de alterações topológicas introduzidas na rede. Nesse período há que realçar os seguintes trabalhos em elementos da RNT: Linhas Caniçada - Riba d Ave 2/Guimarães, Caniçada - Riba d'ave1/frades e Caniçada- Vila Fria 2, para aumento da capacidade de transporte ( uprating ), instalação de fibra óptica e outros trabalhos nas linhas. Linha Palmela-Fanhões, para remodelação do sistema de comando e controlo na subestação de Palmela e substituição de isoladores. Linhas Palmela - Sines 2 e 3, para conservação de painéis na subestação de Palmela e outros trabalhos. Linhas Sines Tunes 2 e Sabóia - Tunes (em simultâneo), para abertura da primeira destas linhas na subestação de Portimão e preparação da abertura da segunda. d Ave 2 / Guimarães, Caniçada Riba d Ave 1/ Frades e Caniçada - Vila Fria 2, foram atenuados através da limitação da geração e bombagem dos aproveitamentos do Cávado. Quanto às indisponibilidades da linha Palmela- Fanhões, os congestionamentos foram mitigados com a limitação da geração a Sul (centrais de Setúbal e Sines) e com a implementação do esquema especial de exploração na Subestação do Porto Alto (abertura da linha Sacavém - Porto Alto). Relativamente às indisponibilidades das linhas Palmela - Sines 2 e 3, os congestionamentos foram resolvidos recorrendo a esquema especial de exploração na subestação de Sines (grupos 3 e 4 da central de Sines em antena com uma das duas linhas referidas que no momento se encontrasse em serviço). Finalmente, no que diz respeito às indisponibilidades das linhas que servem electricamente a região do Algarve, os congestionamentos foram solucionados à custa do arranque das turbinas a gás localizadas na central de Tunes em horas de ponta, com custos de produção elevados. Refira-se por fim que, em cenários de forte produção dos aproveitamentos do Douro Internacional, as situações de não cumprimento dos critérios de segurança foram solucionadas com o recurso à implementação de esquema especial de exploração na central de Bemposta (grupos 1, 2 e 3 desta central em antena com a linha internacional Bemposta-Aldeadávila). Os congestionamentos associados às indisponibilidades das linhas Caniçada - Riba Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2006 12
Capacidade de transporte disponível 4.1 CAPACIDADE DE INTERLIGAÇÃO INTERNACIONAL A capacidade de interligação assume uma importância muito especial no sentido de permitir trocas transfronteiriças, quer de carácter comercial quer para socorro mútuo entre as redes de Portugal e do resto da rede UCTE, em particular de Espanha. Essa capacidade está sujeita a significativas flutuações, quer em função da variabilidade dos perfis de consumo e de geração das duas redes ibéricas, quer como consequência das indisponibilidades programadas ou fortuitas dos seus elementos. Na Figura 19 ilustra-se o movimento comercial nas interligações para cada um dos anos entre 2002 e 2006 e na Figura 20 os movimentos físicos nas diferentes linhas de interligação com a rede de Espanha no ano de 2006. FIGURA 20 IMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO EM 2006 Movimentos físicos (GWh) Alto Lindoso - Cartelle 3057 7 3063 7 Lindoso - Conchas 0 0 Bemposta - Aldeadávila 353 750 Pocinho - Aldeadávila 905 138 Pocinho - Saucelle 816 94 Falagueira - Cedillo 182 1057 Elvas - Badajoz 145 0 Alqueva - Brovales 102 1129 Barrancos - Encinasola 0 0 FIGURA 19 MOVIMENTO COMERCIAL NAS INTERLIGAÇÕES GWh 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 importação exportação saldo 1000 0-1000 2002 2003 2004 2005 2006-2000 Do total de importações representado na Figura 19, 59% foram realizadas por entidades do SENV e os restantes 41% pela REN, S.A. na qualidade de Agente Comercial do SEP. Em relação às exportações, 34% foram realizados por entidades do SENV e os restantes 66% pela REN, S.A. As Figuras 21 e 22 contêm histogramas dos valores da capacidade de importação e de exportação em dias úteis do ano 2006. Ter presente que estes valores de capacidade de troca têm em conta não apenas as limitações da RNT, incluindo as consequências das indisponibilidades de linha e outros elementos de rede, mas também do parque gerador em Portugal e Espanha. Esta capacidade não reflecte, pois, a capacidade exclusiva da RNT em condições normais de funcionamento, a qual seria mais elevada do que os números que aqui são apresentados. Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2006 13
Capacidade de transporte disponível FIGURA 21 HISTOGRAMA DE CAPACIDADES DE IMPORTAÇÃO EM DIAS ÚTEIS 2006 25% ES PT 20% 15% 10% 5% 0% 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 MW FIGURA 22 HISTOGRAMA DE CAPACIDADES DE EXPORTAÇÃO 25% PT ES 20% EM DIAS ÚTEIS 2006 4.2 CAPACIDADE DE RECEPÇÃO DE NOVA PRODUÇÃO 4.2.1 Enquadramento Apresenta-se neste capítulo a matriz de valores de capacidade de recepção de nova geração simultaneamente disponível nos barramentos da RNT calculada para um horizonte de médio prazo. Estes valores de capacidade dão uma ideia das potencialidades do sistema no curto e médio prazo, ultrapassando, de alguma forma, o âmbito retrospectivo deste documento. 15% 10% 5% 0% 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000 MW A capacidade de importação apresentou nos dias úteis um valor médio de 1 161 MW, valor idêntico ao de 2005. Quanto à capacidade de exportação, verificou-se uma ligeira descida do seu valor médio, para 1 026 MW, menos 124 MW do que em 2005. A matriz que consta desta edição da Caracterização da RNT coincide na sua quase totalidade com a que foi apresentada na edição da Caracterização do ano anterior. O que as difere é a incorporação do facto da DGEG ter entretanto prestado informação favorável sobre capacidade de recepção para 4 centrais de ciclo combinado em Lavos, Pego e Sines. 4.2.2 Pressupostos e Critérios O facto de não ter havido um incremento da capacidade média de interligação fica a dever-se, entre outros, aos seguintes factores: Um elevado número de indisponibilidades em linhas importantes sob este ponto de vista, quer em Portugal, quer em Espanha. Insuficiência de geração disponível em Espanha que foi responsável por valores muito reduzidos nalgumas horas do ano. No documento Caracterização das Interligações (artigo 10º do RARI), elaborado pela REN, S.A., pode encontrar-se um conjunto bastante mais alargado de informação sobre este tema. O cálculo de capacidade de trânsito entre áreas da rede de transporte pressupõe o cumprimento dos Padrões de Segurança de Planeamento da RNT previamente fixados. Essa capacidade depende, em cada momento, dos perfis de produção dos centros geradores e das potências de consumo e de geração local em cada uma das subestações, encontrando-se sujeita às restrições na capacidade individual de cada um dos seus elementos constituintes, a qual, no que respeita ao equipamento exterior, depende em larga medida das condições ambientais. Os valores dessas capacidades são, por isso, variáveis no tempo e essas variações são, por vezes, bastante significativas, mesmo entre as diferentes horas de um mesmo dia. Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2006 14
Principais investimentos em curso As estimativas de capacidades são determinadas tendo por base situações típicas de operação da RNT consideradas relevantes para o objectivo da análise, tanto em condições de saldo nulo de troca com a rede espanhola, como em situações de importação de potência nos regimes secos, com níveis de troca adequados para garantir a segurança do abastecimento do consumo do SEP. São simuladas tanto as situações de regime normal (todos os elementos disponíveis) como as de contingência n-1 (a perda de um qualquer elemento da RNT), não sendo permitidas violações dos padrões atrás referidos. 4.2.3 Resultados Os resultados, em termos de capacidade simultânea de recepção da nova geração nos barramentos da RNT são apresentados no Anexo N, considerando que o valor máximo de capacidade indicado para cada agrupamento pode ser atribuído indistintamente a qualquer barramento desse agrupamento, salvo se não for indicado explicitamente qualquer outra situação mais restritiva. 5. PRINCIPAIS INVESTIMENTOS EM CURSO O desenvolvimento previsto para a RNT durante os próximos anos continua a ser marcado por uma forte dinâmica, tendo em vista um aumento continuado da capacidade de interligação, o prosseguimento da criação de condições para a ligação de nova produção, quer a do regime ordinário quer a do regime especial e também, naturalmente, a constante melhoria e garantia de qualidade e continuidade de serviço no abastecimento aos consumos. 5.1 REFORÇO DA CAPACIDADE DE INTERLIGAÇÃO Aumento da capacidade de transporte das duas linhas a 400 kv Alto Lindoso-Riba de Ave 1 e 2, e, a 220 kv, Picote-Mogadouro, Mogadouro-Valeira e Valeira-Valdigem 1 e 2. Abertura, em 2008, da nova subestação do Douro Internacional, de início ainda apenas como posto de corte de 220 kv, e a criação das duas novas interligações Douro Internacional-Aldeádavila 1 e 2, com capacidade reforçada, a partir das actuais Bemposta-Aldeadávila e Pocinho- Aldeadávila. 5.2 LIGAÇÃO DE PRODUTORES EM REGIME ESPECIAL (PROJECTOS ESPECIFICOS) Abertura da nova subestação 400/150 kv de Pedralva, no Minho, a qual criará condições para o escoamento da energia eólica proveniente do elevado potencial das serras de Arga e Peneda. Construção da nova subestação de Frades, na região das serras de Cabreira e do Barroso, prevista para 2008, e que ficará ligada a Pedralva a 150 kv. Construção da nova subestação 220/60 kv de Vila Pouca de Aguiar, na região de Trás-os-Montes, através da qual será possível recolher e escoar grande parte do potencial eólico localizado naquela zona, em particular na serra do Alvão. Numa fase inicial esta nova instalação ficará ligada apenas à subestação da Valdigem, a 220 kv. Tendo em vista este conjunto de objectivos, destacam-se os seguintes projectos principais: Introdução de transformação 220/60 kv no actual Posto de Corte do Carrapatelo, na Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2006 15
Principais investimentos em curso região do Baixo Douro, o que permitirá criar condições para a recepção da energia eólica proveniente das serras de Arada/Montemuro. Abertura, na zona centro, da nova instalação 220/60 kv de Tábua, prevista para 2008, localizada sensivelmente a meio do eixo de 220 kv entre as subestações de Vila Chã e Pereiros. Abertura da nova subestação 220/60 kv de Penela, situada alguns quilómetros a sul de Coimbra e integrada no eixo a 220 kv que vai de Pereiros ao Zêzere. Esta instalação, e a de Tábua, referida no parágrafo anterior, ficarão directamente ligadas entre si, por uma nova linha de 220 kv. Construção da nova subestação 400/60 kv de Alqueva, junto à central com o mesmo nome, a qual contribuirá para o escoamento da energia produzida pela central fotovoltaica de Moura. 5.3 ALIMENTAÇÃO AOS CONSUMOS E REFORÇO GERAL DA REDE Expansão da rede de MAT até à zona de Macedo de Cavaleiros, em Trás-os- Montes, onde será aberto um novo ponto injector 220/60 kv. Instalação, já em 2007, de autotransformação 400/220 kv (450 MVA) na subestação de Paraimo (concelho de Anadia), o que permitirá eliminar algumas restrições existentes na capacidade da rede nesta zona. Abertura da subestação 220/60 kv de Carvoeira, na região Oeste de Torres Vedras. Reforço de alimentação à subestação de Trajouce (concelho de Cascais), onde os consumos têm mostrado um elevado ritmo de crescimento, com uma nova linha de 220 kv. Abertura da nova subestação 150/60 kv de Trafaria, prevista para 2007. Introdução do nível de tensão de 400 kv na actual subestação de Fernão Ferro. Este reforço, previsto para 2008, possibilitará um aumento significativo da garantia de abastecimento aos consumos da área de influência desta instalação. Construção, em 2007, da nova linha Falagueira- zona de Estremoz, isolada para 400 kv mas, numa fase inicial, integrada na rede de distribuição operando a 60 kv. Nova linha entre as subestações de Sines e Portimão, já em 2007, preparada para 400 kv mas a funcionar transitoriamente a 150 kv, para reforço da alimentação ao Algarve, onde o crescimento dos consumos continua a revelar elevadas taxas de crescimento. Estabelecimento de uma nova linha a 150 kv entre as subestações de Portimão e Tunes, a qual, em parte do seu traçado, será conseguida pela reutilização de corredor já existente (linha Ourique Tunes, a 150 kv). Acrescenta-se que as subestações de Macedo de Cavaleiros, Carvoeira e de Portimão, para além da função de melhoria do abastecimento dos consumos, permitem igualmente a recepção de significativos montantes de PRE renovável, principalmente de natureza eólica. Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2006 16
Indicadores de qualidade de serviço 6. INDICADORES DE QUALIDADE DE SERVIÇO A avaliação da qualidade de serviço na actividade de transporte de energia eléctrica contempla os aspectos técnicos de continuidade de serviço e da qualidade da onda de tensão. Continuidade de serviço Para o efeito determinam-se alguns indicadores de sistema (ENF, TIE, SAIFI, SAIDI, SARI) que permitem avaliar o comportamento da RNT como um todo, apurando-se a frequência e o tempo das interrupções de serviço nos diferentes pontos de entrega. Qualidade da onda de tensão Para a sua avaliação considera-se, nomeadamente, as características de amplitude, de frequência, de forma da onda de tensão e de simetria do sistema trifásico, medidas em vários pontos da Rede. Apresenta-se seguidamente, de forma sintética, uma análise do desempenho da RNT em 2006, com base nos valores registados para os indicadores de qualidade de serviço atrás referidos. Acrescenta-se que a REN, S.A. disponibiliza o documento Relatório de Qualidade de Serviço - 2006 em que os aspectos de qualidade de serviço são apresentados com maior detalhe. 6.1 CONTINUIDADE DE SERVIÇO O Regulamento da Qualidade de Serviço (RQS) estabelece que a continuidade de serviço na RNT seja avaliada na base de indicadores de qualidade de serviço de natureza geral ou individual: Indicadores gerais: Energia não fornecida ENF (MWh); Tempo de interrupção equivalente TIE (minutos); Frequência média de interrupções longas do sistema SAIFI; Duração média das interrupções do sistema SAIDI (minutos); Tempo médio de reposição de serviço do sistema SARI (minutos). A REN,S.A., na sequencia da recomendação do CEER (Council of European Energy Regulators), expressa no seu último relatório, acrescentou aos indicadores gerais referidos anteriormente um novo indicador (MAIFI Frequência média de interrupções curtas do sistema), relativo às interrupções de curta duração (de 1 segundo até 3 minutos). Indicadores individuais: Frequência das interrupções número de interrupções ocorridas durante um ano; Duração total das interrupções somatório da duração das interrupções ocorridas durante um ano. Além destes a REN, S.A. apura igualmente o seguinte: Total de energia não fornecida somatório das energias não fornecidas. Com excepção do MAIFI, os restantes indicadores gerais e o conjunto dos indicadores individuais de continuidade de serviço são determinados considerando apenas as interrupções de longa duração, isto é, interrupções com duração superior a três minutos. Durante 2006 verificou-se uma melhoria global significativa do comportamento da rede, com diminuição de 13 % no número total de incidentes. A maioria destes incidentes não teve Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2006 17
Indicadores de qualidade de serviço qualquer reflexo na continuidade de serviço observada pelos consumidores. energia não fornecida (ENF) estimada em 201,8 MWh. Em 2006 ocorreram oito incidentes que provocaram interrupções na alimentação de energia eléctrica a consumidores com duração superior a 3 minutos (interrupções longas). A energia não fornecida estimada, associada a estas interrupções e da responsabilidade da REN, corresponde a um Tempo de Interrupção Equivalente (TIE) de apenas 0,57 minutos, que é ligeiramente superior ao do ano passado e muito melhor que a média dos últimos cinco anos. Do conjunto de incidentes de 2006 merece relevo especial o registado no dia 4 de Novembro, em consequência de uma forte perturbação nas interligações das redes eléctricas europeias UCTE (Union for the Coordination of Transmission of Electricity), com origem no norte da Alemanha e que conduziu à separação da rede europeia em três zonas distintas. Conforme foi oportunamente comunicado à ERSE, tratou-se de um incidente de carácter excepcional, porque a causa original foi externa à rede portuguesa, enquadrando-se na classificação de casos fortuitos ou de força maior, prevista no artigo 14º do RQS. No Quadro V, apresentam-se os valores dos indicadores gerais e individuais registados pela RNT em 2006. QUADRO V INDICADORES DE CONTINUIDADE DE SERVIÇO 2006 Interrupções longas próprias Interrupções longas de força maior* Total Indicadores Individuais Número de Interrupções 8 25 33 Duração das Interrupções (min.) 58.5 247.5 306 Indicadores Gerais ENF (MWh) 42.1 201.8 243.9 TIE (min.) 0.57 2.71 3.28 SAIFI 0.13 0.39 0.52 SAIDI (min.) 0.91 3.87 4.78 SARI (min.) 7.31 9.90 9.27 * Incidente 4 de Novembro na rede UCTE. Em Portugal continental, como na maioria dos países da Europa ocidental, houve necessidade, por razões de segurança do Sistema Eléctrico Nacional, de se proceder a interrupções de fornecimento de energia eléctrica em diversos pontos de entrega, conforme previsto no Regulamento das Relações Comerciais (artigo 55.º) e no Regulamento do Despacho (artigos 30.º e 31.º). Na RNT e, também na EDP-Distribuição, S.A. o incidente provocou a activação do primeiro escalão de deslastre frequencimétrico de consumos (regulado para 49 Hz), originando a abertura automática de diversos circuitos pertencentes às redes de ambas as empresas. Deste facto, resultaram 25 interrupções de longa duração, com tempos de interrupção que variaram entre os 5 e 21,8 minutos e uma 6.1.1 Indicadores Gerais Nos gráficos seguintes mostra-se a evolução dos indicadores gerais nos últimos 10 anos. FIGURA 23 ENERGIA NÃO FORNECIDA ENF MW h 2500 2000 1500 1000 500 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 RNT RNT-Incidentes Carácter Excep. Casos Fortuitos ou F.Maior Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2006 18
Indicadores de qualidade de serviço A energia não fornecida total associada às 8 interrupções foi estimada em 42,1 MWh. Incluindo o incidente de 4 de Novembro na rede UCTE, totalizará 243,9 MWh. FIGURA 24 TEMPO DE INTERRUPÇÃO EQUIVALENTE TIE M inutos 35 30 25 20 15 O SAIFI subiu ligeiramente, relativamente a 2005, o que não impediu que o valor de 2006 seja o segundo melhor de sempre. FIGURA 26 MAIFI - FREQUÊNCIA MÉDIA DE INTERRUPÇÕES CURTAS DO SISTEMA 1.0 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 10 5 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 RNT RNT-Incidentes de Carácter Excep. Casos Fortuitos ou F. Maior 0.3 0.2 0.1 0.0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 RNT Casos Fortuitos ou de Força Maior TIE = ENF P me sendo Pme EF + ENF = T (EF Energia Fornecida) MAIFI: Nº interrupções de duração superior a 1 seg. e igual ou inferior a 3 min./ Nº de pontos de entrega O TIE mantém a tendência sustentada de descida, sendo o valor de 2006 (0,57 minutos) o segundo melhor de sempre. FIGURA 25 SAIFI - FREQUÊNCIA MÉDIA DE INTERRUPÇÃO DO SISTEMA 1.0 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 O MAIFI registou em 2006 um ligeiro agravamento, causado, sobretudo, pelo número de descargas atmosféricas que atingiram os circuitos de linha. FIGURA 27 SAIDI - DURAÇÃO MÉDIA DAS INTERRUPÇÕES DO SISTEMA M inutos 25 20 15 0.4 0.3 0.2 0.1 0.0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 RNT RNT-Incidentes de Carácter Excep. Casos Fortuitos ou F.Maior SAIFI: Nº interrupções de duração superior a 3 min./ Nº de pontos de entrega 10 5 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 RNT RNT-Incidentes de Carácter Excep. Casos Fortuitos ou F.Maior SAIDI: Duração total das interrupções de tempo superior a 3 min./ Nº de pontos de entrega Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2006 19
Indicadores de qualidade de serviço O valor do SAIDI traduz a duração média anual das interrupções por ponto de entrega. Excluindo o incidente com origem na rede UCTE, o valor de 2006, embora superior ao de 2005, é muito inferir ao valor médio dos últimos 5 anos. FIGURA 28 SARI - TEMPO MÉDIO DE REPOSIÇÃO DE SERVIÇO DO SISTEMA Do conjunto das oito interrupções de serviço, cinco foram interrupções totais do ponto de entrega e três foram interrupções parciais (ver ponto 7 - Terminologia). Como é visível nos gráficos seguintes a totalidade dos pontos de entrega cumpriu os valores limite estabelecidos no RQS. Minutos 45 40 35 30 25 20 15 10 5 3 2 1 FIGURA 29 FREQUÊNCIA DAS INTERRUPÇÕES POR PONTO DE ENTREGA 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 RNT RNT-Incidentes de Carácter Excepcional SARI: Duração total das interrupções de tempo superior a 3 min./ Nº de interrupções com tempo superior a 3 minutos. 0 3 STR SRM SXL SCV SMG SET Int. (totais) causa própria Int. (totais) força maior SRR SEJ SBA SMC SVI SOR SAM Int. (parciais) causa própria O SARI indica o tempo médio de reposição de 2 serviço na sequência das interrupções ocorridas nos pontos de entrega. 1 Em 2006, o valor do SARI foi de 7,31 minutos (9,27 com o incidente na rede UCTE). 0 SCG SCH SCN SED SFN SGR SPC SPN SRA SRU SSV2 STJ SVM SBL 6.1.2 Indicadores Individuais Int. (totais) causa própria Int. (totais) força maior Int. (parciais) causa própria Em 2006 verificaram-se 8 interrupções de serviço com duração superior a 3 minutos (33 caso se incluam as interrupções de força maior causadas pelo incidente UCTE) no fornecimento de energia eléctrica, as quais afectaram 5 (25 com o incidente UCTE) dos 64 pontos de entrega (PdE) da REN. Valor padrão: 3 (MAT) ou 8 (AT) interrupções por ano. As 8 interrupções verificadas (se excluirmos as interrupções de força maior) afectaram apenas 5 pontos de entrega (7,8 % do total), tendo: 2 pontos de entrega registado 1 interrupção (3,1 % dos PdE); 3 pontos de entrega registado 2 interrupções (4,7 % dos PdE). Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2006 20
Indicadores de qualidade de serviço Minutos 32 28 24 20 16 12 8 4 0 FIGURA 30 DURAÇÃO TOTAL DAS INTERRUPÇÕES POR PONTO DE ENTREGA STR SRM SXL SCV SMG SET SRR SEJ SBA SMC SVI SOR Int. (totais) c ausa própria Int. (parciais) causa própria Int. (totais) força maior Minutos 32 28 24 20 16 12 8 4 0 SAM SCG SCH SCN SED SFN SGR SPC SPN SRA SRU SSV2 STJ SVM SBL FIGURA 31 ENF - ENERGIA NÃO FORNECIDA POR PONTO DE ENTREGA MW h 40 36 32 28 24 20 16 12 8 4 0 STR SRM SXL SCV SMG SET SRR SEJ SBA SMC SVI SOR SAM Int. (totais) causa própria Int. (parciais) causa própria Int. (totais) força maior MW h 40 36 32 28 24 20 16 12 8 4 0 Int. (totais) c ausa própria Int. (parciais) causa própria Int. (totais) força maior Valor padrão: 45 minutos (MAT) ou 4 horas (AT) por ano. SCG SCH SCN SED SFN SGR SPC Int. (totais) causa própria Int. (totais) força maior Indicador não previsto no RQS SPN SRA SRU SSV2 STJ SVM SBL Int. (parciais) causa própria Se excluirmos as interrupções de força maior, originadas pelo incidente da rede europeia da UCTE, verificamos que a subestação do Mogadouro teve o tempo de interrupção mais prolongado (20 minutos), consequência de 2 interrupções, uma das quais com 16,7 minutos. Se excluirmos as interrupções de força maior, originadas pelo incidente na rede europeia da UCTE, verificamos que as situações mais gravosas do ponto de vista de ENF ocorreram nos pontos de entrega Siderurgia do Seixal Longos (SXL) e subestação do Torrão (STR), com ENF acumuladas da ordem dos 16 MWh. 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 VI indica-se o número total de interrupções de serviço verificadas nos últimos 10 anos. Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2006 21
Indicadores de qualidade de serviço QUADRO VI Nº DE INTERRUPÇÕES POR CLASSES DE DURAÇÃO Duração Nº de interrupções 1seg.<Ti =<3min. 3min. <Ti<10min. Ti>=10min. Totais Próprias F.F.M. Próprias F.F.M. Próprias F.F.M. Próprias F.F.M. 1997 19 14 10 43 1998 45 6 11 62 1999 41 5 8 54 a) a) a) 2000 9 14 29 52 a) 2001 9 10 6 25 2002 5 9 3 17 2003 10 0 10 1 7 14 27 15 2004 5 0 9 0 1 0 15 0 2005 2 4 2 5 1 0 5 9 2006 13 2 8 7 2 18 23 27 F.F.M. - Fortuitas ou de força maior a) - Não foram descriminadas. 6.2 QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO As medições efectuadas, cujos principais resultados são resumidos a seguir e apresentados globalmente no Quadro 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. 6.2.1. Distorção Harmónica Relativamente à 5ª harmónica, o RQS estabelece os limites de 3,0% na MAT e 4,5% na AT. O artigo 19º 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. O plano de monitorização elaborado e implementado pela REN em 2006, contemplou a realização de medições em 59 subestações e pontos de interligação da RNT, abrangendo a totalidade dos pontos de entrega em que é viável a medição. As harmónicas que apresentam maior amplitude são, por ordem decrescente de importância, a 5ª, a 7ª e a 3ª. No Quadro 2 do Anexo O estão indicados os nós de rede sujeitos a monitorização, bem como os resultados das medições da 5ª harmónica. Os limites regulamentares relativos à 5ª harmónica não foram ultrapassados em nenhum dos pontos de medição. 6.2.2. Tremulação (Flicker) Os índices de severidade de tremulação de curta duração (Pst) e de longa duração (Plt) devem se ser inferiores a 1. 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 (60 kv) e Vermoim (150 kv). Esta situação, já caracterizada em anos anteriores, tem origem num cliente alimentado em T a partir de uma das linhas de 150 kv que liga aquelas instalações. Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2006 22
Indicadores de qualidade de serviço 6.2.3. 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 directa. Nas medições efectuadas não se detectaram valores de desequilíbrio do sistema trifásico de tensões acima do valor limite. 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. 6.2.4. 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. Não foi excedido nos pontos de entrega o limite admissível de variação do valor eficaz da tensão em relação aos valores de tensão declarada acordados com a EDP Distribuição. 6.2.5. Frequência O RQS permite variações compreendidas num intervalo de ±1% da frequência fundamental (50 Hz). Os desvios registados foram inferiores a 0,1%. 6.2.6. 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 (150 e 60 kv), Palmela (150kV), Sines (60kV), Pereiros (60kV), Alto de Mira (60kV) e Tunes (60kV). Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2006 23
Terminologia 7. TERMINOLOGIA Alta Tensão (AT) tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 45 kv e igual ou inferior a 110 kv. desfasagens entre tensões de fases consecutivas, num sistema trifásico, não são iguais. DGGE Direcção Geral de Geologia e Energia. Baixa Tensão (BT) tensão entre fases cujo valor eficaz é igual ou inferior a 1 kv. Carga valor, num dado instante, da potência activa fornecida em qualquer ponto de um sistema, determinada por uma medida instantânea ou por uma média obtida pela integração da potência durante um determinado intervalo de tempo. A carga pode referir-se a um consumidor, um aparelho, uma linha, ou uma rede. Cava (abaixamento) da tensão de alimentação diminuição brusca da tensão de alimentação para um valor situado entre 90% e 1% da tensão declarada, seguida do restabelecimento da tensão depois de um curto lapso de tempo. Por convenção, uma cava de tensão dura de 10 ms a 1 min. O valor de uma cava de tensão é definido como sendo a diferença entre a tensão eficaz durante a cava de tensão e a tensão declarada. Cliente pessoa singular ou colectiva com um contrato de fornecimento de energia eléctrica ou acordo de acesso e operação das redes. 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. EDIA Empresa de Desenvolvimento e Infra-estruturas do Alqueva, S.A.. Emissão (electromagnética) processo pelo qual uma fonte fornece energia electromagnética ao exterior. Energia não fornecida (ENF) valor estimado da energia não fornecida nos pontos de entrega, devido a interrupções de fornecimento. Exploração conjunto das actividades necessárias ao funcionamento de uma instalação eléctrica, incluindo as manobras, o comando, o controlo, a manutenção, bem como os trabalhos eléctricos e os não eléctricos. ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos. Circuito sistema de três condutores através dos quais flui um sistema trifásico de correntes eléctricas. Flutuação de tensão série de variações da tensão ou variação cíclica da envolvente de uma tensão. CEI Comissão Electrotécnica Internacional. Corrente de curto-circuito corrente eléctrica entre dois pontos em que se estabeleceu um caminho condutor ocasional e de baixa resistência. Desequilíbrio de tensão estado no qual os valores eficazes das tensões das fases ou das Fornecimento de energia eléctrica venda de energia eléctrica a qualquer entidade que é cliente do distribuidor e concessionária da RNT. Frequência da tensão de alimentação (f) taxa de repetição da onda fundamental da tensão de alimentação, medida durante um dado intervalo de tempo (em regra 1 segundo). Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2006 24
Terminologia Frequência média de interrupções do sistema (SAIFI System Average Interruption Frequency Index) quociente do número total de interrupções nos pontos de entrega, durante determinado período, pelo número total dos pontos de entrega, nesse mesmo período. Imunidade (a uma perturbação) aptidão dum dispositivo, dum aparelho ou dum sistema para funcionar sem degradação na presença duma perturbação electromagnética. alimentação no ponto de entrega é inferior a 1% da tensão declarada Uc, em pelo menos uma das fases, dando origem, a cortes de consumo nos clientes. Interrupção forçada saída de serviço não planeada de um circuito, correspondente à remoção automática ou de emergência de um circuito (abertura de disjuntor). Interrupção longa interrupção acidental com um tempo superior a 3 min. Incidente qualquer anomalia na rede eléctrica, com origem no sistema de potência ou não, que requeira ou cause a abertura automática de disjuntores. Indisponibilidade situação em que um determinado elemento, como um grupo, uma linha, um transformador, um painel, um barramento ou um aparelho, não se encontra apto a responder em exploração às solicitações de acordo com as suas características técnicas e parâmetros considerados válidos. Interrupção permanecente interrupção de tempo superior ou igual a um minuto. Interrupção prevista interrupção do fornecimento ou da entrega que ocorre quando os clientes são informados com antecedência, para permitir a execução de trabalhos programados na rede. Interrupção parcial de um ponto de entrega quando é interrompida a tensão de uma ou várias saídas no ponto de entrega. Instalação (eléctrica) conjunto dos equipamentos eléctricos utilizados na Produção, no Transporte, na Conversão, na Distribuição e na Utilização da energia eléctrica, incluindo as fontes de energia, como as baterias, os condensadores e todas as outras fontes de armazenamento de energia eléctrica. Interrupção acidental interrupção do fornecimento ou da entrega de energia eléctrica provocada por defeitos permanentes ou transitórios, na maior parte das vezes ligados a acontecimentos externos, a avarias ou a interferências. Interrupção curta interrupção acidental com um tempo igual ou inferior a 3 minutos. 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. Média Tensão (MT) tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 1 kv e igual ou inferior a 45 kv. Interrupção do fornecimento ou da entrega situação em que o valor eficaz da tensão de Muito Alta Tensão (MAT) tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 110 kv. Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2006 25
Terminologia Nível (duma quantidade) valor duma quantidade avaliada duma maneira especificada. Nível de compatibilidade (electromagnética) nível de perturbação especificado para o qual existe uma forte e aceitável probabilidade de compatibilidade electromagnética. Nível de emissão nível duma dada perturbação electromagnética, emitida por um dispositivo, aparelho ou sistema particular e medido duma maneira especificada. Nível de imunidade nível máximo duma perturbação electromagnética de determinado tipo, incidente sobre um dispositivo, aparelho ou sistema, de forma a não provocar qualquer degradação do funcionamento. Nível de perturbação nível de uma dada perturbação electromagnética, medido de uma maneira especificada. Perturbação (electromagnética) fenómeno electromagnético susceptível de degradar o funcionamento dum dispositivo, dum aparelho ou dum sistema, ou de afectar desfavoravelmente a matéria viva ou inerte. Ponto de medida ponto da rede onde a energia e/ou a potência é medida. Posto (de uma rede eléctrica) parte de uma rede eléctrica, situada num mesmo local, englobando principalmente as extremidades de linhas de transporte ou de distribuição, a aparelhagem eléctrica, edifícios e, eventualmente, transformadores. Potência nominal é a potência máxima que pode ser obtida em regime contínuo nas condições geralmente definidas na especificação do fabricante, e em condições climáticas precisas. PRE Produção em Regime Especial Produtor entidade responsável pela ligação à rede e pela exploração de um ou mais grupos geradores. RARI Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações Rede conjunto de subestações, linhas, cabos e outros equipamentos eléctricos ligados entre si com vista a transportar a energia eléctrica produzida pelas centrais até aos consumidores. Ponto de entrega ponto (da rede) onde se faz a entrega de energia eléctrica à instalação do cliente ou a outra rede. Nota: Na Rede Nacional de Transporte o ponto de entrega é, normalmente, o barramento de uma subestação a partir do qual se alimenta a instalação do cliente. Podem também constituir pontos de entrega: Os terminais dos secundários de transformadores de potência de ligação a uma instalação do cliente. A fronteira de ligação de uma linha à instalação do cliente. Ponto de ligação ponto da rede electricamente identificável no qual uma carga e/ou qualquer outra rede e/ou grupo(s) gerador(es) são ligadas à rede em causa. Rede de distribuição parte da rede utilizada para condução da energia eléctrica, dentro de uma zona de consumo, para o consumidor final. Rede de transporte parte da rede utilizada para o transporte da energia eléctrica, em geral e na maior parte dos casos, dos locais de produção para as zonas de distribuição e de consumo. Rede Nacional de Transporte (RNT) Compreende a rede de muito alta tensão, rede de interligação, instalações do Gestor do Sistema e os bens e direitos conexos. RQS Regulamento da Qualidade de Serviço. Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2006 26
Terminologia SEI Sistema Eléctrico Independente. SENV Sistema Eléctrico Não Vinculado. SEP Sistema Eléctrico de Serviço Público. Severidade da tremulação intensidade do desconforto provocado pela tremulação definida pelo método de medição UIE-CEI da tremulação e avaliada segundo os seguintes valores: severidade de curta duração (Pst) medida num período de 10 min; severidade de longa duração (P lt ) calculada sobre uma sequência de 12 valores de Pst relativos a um intervalo de duas horas, segundo a expressão: P 12 = 3 P st lt 12 i = 1 3 período de cada monitorização das instalação móveis é de 4 semanas e de 52 semanas para as instalações fixas : Nº mv Nº fx Tcpm = [ ( Irpm_m ------ ) + ( Irpm_f ------- ) ] x 100% T inst T inst Nº mv - número de estações móveis Nº fx número estações fixas T inst- total instalações (móveis+fixas) em que índice de realização do plano de monitorização das estações móveis (Irpm_m) calculado por : Nº semanas monitorizadas Irpm_m = ---------------------------------- x 100 % Nº inst. previstas x 4 semanas e do índice do plano de monitorização das estações fixas (Irpm_f ) é calculado por: Nº de semanas de monitorização Irpm_f = ------------------------------------------ x 100 % Nº inst. previstas x Nº semanas anuais Sobretensão temporária à frequência industrial Sobretensão ocorrendo num dado local com uma duração relativamente longa. Sobretensão transitória Sobretensão, oscilatória ou não, de curta duração, em geral fortemente amortecida e com uma duração máxima de alguns milisegundos. Subestação posto destinado a algum dos seguintes fins: Transformação da corrente eléctrica por um ou mais transformadores estáticos, cujo secundário é de alta tensão; Compensação do factor de potência por compensadores síncronos ou condensadores, em alta tensão. Taxa de cumprimento do plano de monitorização (Tcpm)- determinada pela soma do índice de realização do plano de monitorização das estações móveis (Irpm_m ) e do índice do plano de monitorização das estações fixas (Irpm_f), considerando que o Tempo de interrupção equivalente (TIE) quociente entre a energia não fornecida (ENF) num dado período e a potência média do diagrama de cargas nesse período, calculada a partir da energia total fornecida e não fornecida no mesmo período. Tempo médio de reposição de serviço do sistema (SARI - System Average Restoration Index ) quociente da soma dos tempos de interrupção em todos os pontos de entrega, durante determinado período, pelo número total de interrupções de alimentação nos pontos de entrega nesse mesmo período. Tensão de alimentação valor eficaz da tensão entre fases presente num dado momento no ponto de entrega, medido num dado intervalo de tempo. Tensão de alimentação declarada (Uc) tensão nominal Un entre fases da rede, salvo se, por acordo entre o fornecedor e o cliente, a tensão de alimentação aplicada no ponto de entrega diferir da tensão nominal, caso em que Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2006 27
Terminologia essa tensão é a tensão de alimentação declarada. UCTE Union pour la Coordenation du Transport de l Electricité. 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 (U h ) em relação à fundamental (U 1 ), em que h representa a ordem da harmónica; globalmente, ou seja, pelo valor da distorção harmónica total (THD) calculado pela expressão seguinte: UIE Union Internationale d Electrothermie. THD = 40 h = 2 U h 2 Tensão inter-harmónica tensão sinusoidal cuja frequência está compreendida entre as frequências harmónicas, ou seja, cuja frequência não é um múltiplo inteiro da frequência fundamental. Tensão nominal de uma rede (Un) tensão entre fases que caracteriza uma rede e em relação à qual são referidas certas características de funcionamento. Tremulação ( flicker ) impressão de instabilidade da sensação visual provocada por um estímulo luminoso, cuja luminância ou repartição espectral flutua no tempo. Upgrading aumento da capacidade de transporte de energia eléctrica da linha através da subida do seu nível de tensão. Uprating aumento da capacidade de transporte de energia eléctrica da linha sem subir o seu nível de tensão. Variação de tensão aumento/diminuição do valor eficaz da tensão provocados pela variação da carga total da rede ou de parte desta. Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2006 28
Anexos 8. ANEXOS Anexo A Anexo B Anexo C Anexo D Anexo E Anexo F Anexo G Anexo H Anexo I Anexo J Anexo K Anexo L Anexo M Anexo N Anexo O - PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DAS SUBESTAÇÕES DA RNT - PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DAS LINHAS DA RNT - POTÊNCIA INSTALADA NAS SUBESTAÇÕES DA RNT - SUBESTAÇÕES - TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA DA RNT - BATERIAS DE CONDENSADORES NA RNT - REACTÂNCIAS INSTALADAS NAS SUBESTAÇÕES DA RNT - MAPA DA RNT - AGREGAÇÃO DAS SUBESTAÇÕES DA EDP DISTRIBUIÇÃO POR SUBESTAÇÃO MAT/AT DA REN - CARGAS ACTIVAS E REACTIVAS PARA OS PONTOS DE ENTREGA NA RNT - PERFIS DE PRODUÇÃO - PRODUÇÃO EM REGIME ESPECIAL E SENV - DIAGRAMAS UNIFILARES DE TRÂNSITOS DE POTÊNCIA - VALORES MÁXIMOS E MÍNIMOS DE CORRENTE E POTÊNCIA DE DEFEITO - CAPACIDADE SIMULTANEAMENTE DISPONÍVEL NA RNT PARA A RECEPÇÃO DE NOVA GERAÇÃO - QUALIDADE DE SERVIÇO Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro 2006 29
Anexo A Principais características das subestações da RNT Anexo A PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DAS SUBESTAÇÕES DA RNT Situação em 31 Dez 2006 Subestação nº de Painéis Potência Instalada Ano Niveis de Tensão Entrada em Concelho [kv] Auto-Transf. Designação Sigla Serviço (a) 400 kv 220 kv 150 kv 60/30 kv Transformadores [MVA] [MVA] Baterias de Condensadores [Mvar] ALTO DE MIRA SAM 1963 Amadora 400/220/60 6 7-20 580 450 100 BATALHA SBL 1973 Batalha 400/220/60 6 8-13 536 80 BODIOSA SBA 2006 Viseu 220/60 4-7 126 CANELAS SCN 1981 V.N. de Gaia 220/60-8 - 16 486 110 CARREGADO SCG 1967 Alenquer 220/60-22 - 3 360 - CARRICHE SCH 1983 Lisboa 220/60-9 - 4 410 30 CHAFARIZ SCF 1997 Cel. da Beira 220/60-9 - 6 126 - CHAVES SCV 1996 Chaves 150/60-1 1 63 - CUSTÓIAS SCT 1993 Matosinhos 220/60-6 9 252 30 ERMESINDE SED 1951 Valongo 150/60-12 16 352 60 ESTARREJA SEJ 1968 Estarreja 220/60-8 16 378 80 ESTOI SET 1992 Faro 150/60 - - 7 11 315 130 ÉVORA SER 1986 Évora 150/60 - - 6 4 189 30 F. DO ALENTEJO SFA 1963 F. Alentejo 400/150/60 4-8 9 163 250 - FALAGUEIRA SFR 1992 Nisa 400/150/60 6-10 8 126 700 - FANHÕES SFN 1986 Loures 400/220/150/60 10 9 1 5 340 1026 40 FERNÃO FERRO SFF 1980 Seixal 150/60 - - 10 12 378 90 FERRO SFE 2001 Covilhã 220/60-7 5 126 - GUIMARÃES SGR 1977 Guimarães 150/60 - - 1 1 126 - LAVOS SLV 2002 Figueira da Foz 400/60 5 - - 5 170 MOGADOURO SMG 1993 Mogadouro 220/60-3 - 1 63 - MOGOFORES SMR 1979 Anadia 220/60-1 - 1 126 - MOURISCA SMC 1983 Águeda 220/60-7 - 9 309 40 OLEIROS SOR 1996 Vila Verde 150/60 - - 7 8 252 50 PALMELA SPM 1979 Palmela 400/150 13-16 - - 1350 - PARAIMO SPI 2006 Anadia 400/60 3-3 170 PEREIROS SPR 1957 Coimbra 220/150/60-13 3 15 309 120 90 POCINHO SPN 1974 T. Moncorvo 220/60-11 - 6 90 - POMBAL SPB 1983 Pombal 220/60-1 - 1 126 - PORTIMÃO SPO 2006 Portimão 150/60 - - 3 5 170 - PORTO ALTO SPA 1961 Benavente 150/60 - - 8 5 126 - PRACANA SPC 1982 Mação 150/60 - - 1 1 63 - RECAREI SRR 1990 Paredes 400/220/60 7 14-4 126 900 - RÉGUA SRG 1973 Peso da Régua 220/150-75 (1) - RIBA D AVE SRA 1984 V.N.Famalicão 400/150/60 9-17 17 586 720 60 RIO MAIOR SRM 1979 Caldas Rainha 400/220/60 9 13-9 252 900 50 RUIVÃES SRU 1982 V.N.Famalicão 150/130-150 (1) - SACAVÉM SSV 1951 Loures 220/150/60/30-6 7 20 583 80 SANTARÉM SSR 2002 Santarém 220/60-7 - 2 252 SETÚBAL SSB 1952 Setúbal 150/60 - - 8 15 366 110 SETE RIOS SSS 1999 Lisboa 220/60-6 - - 510 - SINES SSN 1978 Sant. Cacém 400/150/60 10-14 13 240 720 - TORRÃO STR 1988 Marco Canav. 220/60-6 - 5 126 - TRAJOUCE STJ 1990 Cascais 220/60-7 - 6 510 120 TUNES STN 1969 Silves 150/60 - - 10 20 315 130 VALDIGEM SVG 1976 Lamego 220/60-16 - 7 252 20 VERMOIM SVM 1959 Maia 220/150/60-15 6 25 600 390 120 VILA CHÃ SVC 1961 Seia 220/60-8 - 12 378 60 VILA FRIA SVI 1987 Viana Castelo 150/60 - - 7 9 422 30 ZÊZERE SZR 1951 Tomar 220/150/60-8 6 13 340 120 30 Postos de Corte e de Seccionamento ALTO LINDOSO PCAL 1992 Ponte da Barca 400 6 - - - - - CARRAPATELO PCCL 1969 Cinfães 220-9 - - - - ERMIDAS SADO PCES 2002 Santiago do Cac 150 - - 2+2 (2) - - - MONTE DA PEDRA PCMP 2002 Alcácer do Sal 150 - - 2+2 (2) - - - OURIQUE SOQ 1990 Ourique 150 - - 8 - - - PEGO PCPG 1992 Abrantes 400 6 - - - - - PONTINHA PSPH 2004 Odivelas 220-1 - - - - PRIOR VELHO PSPV 1996 Loures 220/150-3 - - - - RIBATEJO PCRJ 2004 Alenquer 400 9 - - - - - SABÓIA PCSI 2003 Odemira 150 - - 6 - - - URRÔ PCUR 2002 Penafiel 220-3+2 (2) - - - - Totais: 113 253 191 403 13264 7871 1770 Nota: a) Esta data refere-se à abertura da instalação, não contemplando posteriores remodelações ou ampliações Para além das subestações, postos de corte (PC) e postos de seccionamento (PS) indicados, a RNT interliga-se com produtores e clientes através de outras instalações, nomeadamente parques de centrais do SEP e de clientes MAT como REFER, Siderurgias, Somincor e Autoeuropa. Estas instalações estão interligadas no sistema de comando controlo e protecção da RNT e algumas delas podem vir a ter no futuro funções estruturantes da própria RNT. (1) Este equipamento é propriedade da EDP-Produção. (2) Saída de "feeders". Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 A - 1/2
Anexo A Principais características das subestações da RNT Anexo A PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DAS SUBESTAÇÕES DA RNT Painéis - Situação em 31 Dez 2006 Nível de tensão nº de Painéis por Tipo LN TR IB BC MO Total 400 kv 56 27 11 0 19 113 220 kv 145 75 27 0 6 253 150 kv 107 63 21 0 0 191 60/30 kv 205 115 35 48 0 403 TOTAIS 513 280 94 48 25 960 Notas: LN Painel de Linha TR Painel de Transformador IB Painel Inter-Barras BC Painel de Bateria de Condensadores MO Módulo Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 A - 2/2
Anexo B Principais características eléctricas das linhas da RNT Anexo B PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DAS LINHAS DA RNT Situação em 31 Dez 2006 LINHAS A 400 kv BARRAMENTO BARRAMENTO Tipo Comp. Tensão R [pu] X [pu] B [pu] Capacidade Term. Max Projecto [MVA] INICIAL FINAL de Cabo [km] [kv] (a) (a) (a) Primavera Verão Outono Inverno ALQUEVA BROVALES (troço português 2 ) 2x Rail 40.0 400 0.0009 0.0078 0.2314 1386 1386 1386 1386 ALQUEVA FERREIRA DO ALENTEJO 2x Zambeze 65.2 400 0.0012 0.0135 0.3570 1386 1361 1386 1386 ALTO DE MIRA RIBATEJO 2x Zambeze 40.2 400 0.0007 0.0077 0.2373 1386 1386 1386 1386 ALTO LINDOSO CARTELLE 1 (troço português 2 ) 2x Rail 1.1 400 0.00002 0.0002 0.0066 1386 1386 1386 1386 ALTO LINDOSO CARTELLE 2 (troço português 2 ) 2x Rail 1.1 400 0.00002 0.0002 0.0066 1386 1386 1386 1386 ALTO LINDOSO RIBA DE AVE 1 2x Zambeze 59.1 400 0.0011 0.0123 0.3235 1386 1363 1386 1386 ALTO LINDOSO RIBA DE AVE 2 2x Zambeze 59.6 400 0.0011 0.0125 0.3318 1386 1363 1386 1386 BATALHA PEGO 1 2x Zambeze (65.9) 400 0.0014 0.0136 0.3614 1386 1386 1386 1386 BATALHA RIO MAIOR 3 2x Zambeze 41.9 400 0.0008 0.0086 0.2276 1386 1363 1386 1386 CENTRAL DO RIBATEJO RIBATEJO 2 2x Zambeze 0.3 400 0.0000 0.0001 0.0019 438 438 438 438 CENTRAL DO RIBATEJO RIBATEJO 3 2x Zambeze 0.3 400 0.0000 0.0001 0.0015 438 438 438 438 CENTRAL DE SETÚBAL PALMELA 1 2x Zambeze 7.3 400 0.0001 0.0013 0.0444 315 315 315 315 CENTRAL DE SETÚBAL PALMELA 2 2x Zambeze 7.3 400 0.0001 0.0013 0.0444 315 315 315 315 CENTRAL DE SETÚBAL PALMELA 3 2x Zambeze 7.2 400 0.0001 0.0013 0.0441 315 315 315 315 CENTRAL DE SETÚBAL PALMELA 4 2x Zambeze 7.2 400 0.0001 0.0013 0.0441 315 315 315 315 CENTRAL DE SINES SINES 2 2x Zambeze 12.2 400 0.0002 0.0022 0.0749 340 340 340 340 CENTRAL DE SINES SINES 3 2x Zambeze 12.0 400 0.0002 0.0022 0.0730 340 340 340 340 CENTRAL DE SINES SINES 4 2x Zambeze 12.0 400 0.0002 0.0022 0.0730 340 340 340 340 CENTRAL DO ALTO LINDOSO ALTO LINDOSO 1 2x Aster1144 0.4 400 0.0000 0.0001 0.0025 350 350 350 350 CENTRAL DO ALTO LINDOSO ALTO LINDOSO 2 2x Aster1144 0.4 400 0.0000 0.0001 0.0024 350 350 350 350 CENTRAL DO PEGO PEGO 1 2x Zambeze 0.2 400 0.0000 0.0000 0.0011 340 340 340 340 CENTRAL DO PEGO PEGO 2 2x Zambeze 0.2 400 0.0000 0.0000 0.0010 340 340 340 340 FALAGUEIRA CEDILLO (troço português 2 ) 2x Zambeze 26.2 400 0.0005 0.0055 0.1456 1386 1300 1386 1386 FANHÕES ALTO DE MIRA 4 2x Zambeze 18.3 400 0.0003 0.0034 0.1105 1386 1386 1386 1386 FANHÕES RIBATEJO 2x Zambeze 24.6 400 0.0005 0.0048 0.1428 1386 1386 1386 1386 FERREIRA DO ALENTEJO SINES 2x Zambeze 59.4 400 0.0011 0.0124 0.3268 1386 1361 1386 1386 LAVOS RIO MAIOR 2x Zambeze 86.5 400 0.0016 0.0179 0.4749 1386 1363 1386 1386 PALMELA FANHÕES 2x Zambeze 68.1 400 0.0013 0.0141 0.3735 1386 1321 1386 1386 PALMELA RIBATEJO 2x Zambeze 57.6 400 0.0011 0.0119 0.3162 1386 1321 1386 1386 PALMELA SINES 2 2x Zambeze 96.0 400 0.0018 0.0199 0.5262 1386 1321 1386 1386 PALMELA SINES 3 2x Zambeze 96.2 400 0.0017 0.0200 0.5433 1386 1321 1386 1386 PARAIMO BATALHA 2x Zambeze 101.5 400 0.0019 0.0210 0.5573 1386 1363 1386 1386 PEGO FALAGUEIRA 2x Zambeze 40.7 400 0.0008 0.0084 0.2242 1386 1300 1386 1386 PEGO RIO MAIOR 2x Zambeze 81.3 400 0.0015 0.0168 0.4457 1386 1300 1386 1386 RECAREI LAVOS 2x Zambeze 133.2 400 0.0024 0.0276 0.7315 1386 1363 1386 1386 RECAREI PARAIMO 2x Zambeze 85.3 400 0.0015 0.0177 0.4684 1386 1363 1386 1386 RIBA DE AVE RECAREI 1 2x Zambeze 29.4 400 0.0005 0.0061 0.1612 1386 1363 1386 1386 RIBA DE AVE RECAREI 2 2x Zambeze 34.1 400 0.0006 0.0072 0.1851 1386 1363 1386 1386 RIO MAIOR ALTO DE MIRA 1 3 2x Zambeze (17.7) 400 0.0013 0.0142 0.3928 1386 1363 1386 1386 RIO MAIOR FANHÕES 2x Zambeze 53.0 400 0.0010 0.0110 0.2913 1386 1363 1386 1386 RIO MAIOR RIBATEJO 2x Zambeze 40.5 400 0.0008 0.0084 0.2227 1386 1363 1386 1386 Comprimento Total (km) 1507 Notas: Os valores das capacidades térmicas correspondem ao valor mais restritivo do conjunto linha mais painel. Consideraram-se as seguintes temperaturas ambientes: Primavera 25º, Verão 30º-35º, Outono 20º e Inverno 15º. a) Os valores em pu são referidos à potência base de 100 MVA e às tensões de 400, 220, 150, 130 e 63 kv. 1 Linha concluída em 2006 e que entrou em serviço no ínicio de 2007. O número de quilómetros desta linha não foi contabilizado na soma total. 2 O comprimento e os parâmetros eléctricos correspondem ao troço português e as capacidades ao menor dos valores entre os troços português e espanhol. 3 Troço Fanhões - Alto de Mira. Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 B - 1/5
Anexo B Principais características eléctricas das linhas da RNT BARRAMENTO BARRAMENTO Comp. Tensão R [pu] X [pu] B [pu] Capacidade Term. Max Projecto [MVA] INICIAL FINAL [km] [kv] (a) (a) (a) Primavera Verão Outono Inverno AGUIEIRA PEREIROS 1 1x Zebra 30.4 220 0.0048 0.0263 0.0405 237 199 269 297 AGUIEIRA PEREIROS 2 1x Zebra 30.2 220 0.0048 0.0261 0.0401 237 199 269 297 ALTO DE MIRA CARRICHE 1x Zebra 7.8 220 0.0012 0.0065 0.0106 237 199 269 297 ALTO DE MIRA SETE RIOS - TROÇO EM LINHA AÉREA 1x Zebra 5.4 220 0.0008 0.0045 0.0068 364 342 383 402 -TROÇO EM CABO SUBTERRÂNEO (1240 mm 2 ) 1x Cobre 5.9 220 0.0004 0.0014 0.1748 364 364 364 364 BATALHA RIO MAIOR 1 1x Zebra 39.9 220 0.0063 0.0345 0.0523 381 381 381 381 BATALHA RIO MAIOR 2 1x Zebra 49.1 220 0.0079 0.0432 0.0646 381 381 381 381 BODIOSA VALDIGEM 5 2x Rail 60.3 220 0.0046 0.0407 0.1001 762 762 762 762 BODIOSA PARAIMO 5 6 2x Rail (60.6) 220 0.0044 0.0407 0.1032 864 825 902 938 BEMPOSTA ALDEADÁVILA (troço português 1 ) 1x Zebra 28.2 220 0.0045 0.0252 0.0367 400 374 418 434 BEMPOSTA POCINHO 1x Zebra 61.1 220 0.0097 0.0538 0.0800 343 310 364 384 CARRAPATELO ESTARREJA 1 1x Zebra 49.3 220 0.0078 0.0426 0.0645 237 199 269 297 CARRAPATELO ESTARREJA 2 1x Zebra 49.2 220 0.0078 0.0396 0.0686 381 381 381 381 CARRAPATELO MOURISCA 1x Zebra 67.8 220 0.0107 0.0557 0.0930 381 381 381 381 CARRAPATELO TORRÃO 1x Zebra 12.8 220 0.0021 0.0111 0.0170 381 381 381 381 CARREGADO CARRICHE 1x Zebra 34.5 220 0.0055 0.0299 0.0452 364 342 381 381 CARREGADO FANHÕES 2 1x Zebra 25.4 220 0.0040 0.0220 0.0333 364 342 381 381 CARREGADO RIO MAIOR 1 1x Zebra 39.7 220 0.0063 0.0343 0.0521 237 199 269 297 CARREGADO RIO MAIOR 2 1x Zebra 38.7 220 0.0061 0.0309 0.0541 237 199 269 297 CARREGADO RIO MAIOR 3 1x Zebra 38.8 220 0.0061 0.0309 0.0541 237 199 269 297 CARREGADO SACAVÉM : - TROÇO EM LINHA AÉREA 1x Zebra 30.0 220 0.0047 0.0254 0.0401 237 199 269 297 -TROÇO EM CABO SUBTERRÂNEO (1000 mm 2 ) 1x Alumínio 1.8 220 0.0002 0.0004 0.0493 CARREGADO SANTARÉM 2 1x Zebra 34.7 220 0.0028 0.0151 0.0907 762 666 762 762 CARREGADO SEIXAL 1x Zebra 56.8 220 0.0091 0.0489 0.0753 364 342 381 381 CARRICHE LINHAS A 220 kv SETE RIOS: -CABO SUBTERRÂNEO (1240 mm 2 ) 1x Cobre 7.6 220 0.0005 0.0018 0.2242 364 364 364 364 CASTELO BRANCO FERRO 1 1x Zebra 55.0 220 0.0088 0.0483 0.0724 400 370 418 435 CASTELO BRANCO FERRO 2 1x Zebra 55.0 220 0.0088 0.0483 0.0724 400 370 418 435 CENTRAL CASTELO DE BODE ZÊZERE 1 1x Zebra 0.7 220 0.0001 0.0006 0.0009 191 191 191 191 CENTRAL CASTELO DE BODE ZÊZERE 2 1x Zebra 0.7 220 0.0001 0.0006 0.0009 191 191 191 191 CENTRAL CASTELO DE BODE ZÊZERE 3 1x Zebra 0.8 220 0.0001 0.0006 0.0009 191 191 191 191 CENTRAL DO PICOTE PICOTE 1 1x Zebra 0.4 220 0.0001 0.0003 0.0005 237 182 269 297 CENTRAL DO PICOTE PICOTE 2 1x Zebra 0.4 220 0.0001 0.0003 0.0005 237 182 269 297 CENTRAL DO PICOTE PICOTE 3 1x Zebra 0.4 220 0.0001 0.0003 0.0005 237 182 269 297 CENTRAL DO POCINHO POCINHO 1x Zebra 1.0 220 0.0002 0.0009 0.0013 237 182 269 297 CENTRAL DO RIBATEJO CARREGADO 3 1x Alumínio 0.8 220 0.00006 0.0002 0.0207 438 438 438 438 CENTRAL DO TORRÃO TORRÃO 1 1x Zebra 0.2 220 0.0000 0.0002 0.0003 152 152 152 152 CENTRAL DO TORRÃO TORRÃO 2 1x Zebra 0.3 220 0.0000 0.0002 0.0004 152 152 152 152 CHAFARIZ FERRO 1 1x Aster 570 73.0 220 0.0099 0.0582 0.1027 381 376 381 381 CHAFARIZ FERRO 2 1x Aster 570 73.0 220 0.0099 0.0582 0.1028 381 376 381 381 CHAFARIZ VILA CHÃ 1 1x Zebra 34.5 220 0.0552 0.0309 0.0446 381 381 381 381 CHAFARIZ VILA CHÃ 2 1x Zebra 34.6 220 0.0055 0.0305 0.0447 381 381 381 381 CUSTÓIAS PRELADA 4 1x Zambeze 6.6 220 0.0044 0.0315 0.0003 426 116 123 129 ESTARREJA PERREIROS 1x Zebra 81.3 220 0.0130 0.0701 0.1083 364 342 381 381 FANHÕES ALTO DE MIRA 3 1x Zebra 18.3 220 0.0029 0.0153 0.0248 364 342 381 381 FANHÕES CARRICHE 1x Zebra 19.5 220 0.0031 0.0165 0.0263 364 342 381 381 FANHÕES SACAVÉM 2 : - TROÇO EM LINHA AÉREA 1x Zebra 13.3 220 0.0021 0.0108 0.0185 237 199 269 297 -TROÇO EM CABO SUBTERRÂNEO (1000 mm 2 ) 1x Alumínio 1.8 220 0.0002 0.0004 0.0493 320 320 320 320 MIRANDA PICOTE 1 1x Zebra 14.9 220 0.0024 0.0131 0.0191 229 182 229 229 MIRANDA PICOTE 2 1x Zambeze 15.5 220 0.0019 0.0129 0.0210 229 229 229 229 MOGADOURO VALEIRA 1x Zebra 74.1 220 0.0117 0.0653 0.0959 237 182 269 297 MOURISCA PEREIROS 1x Zebra 55.6 220 0.0087 0.0475 0.0721 237 199 269 297 PENAMACOR FERRO 1x Zebra 24.9 220 0.0040 0.0213 0.0333 381 374 381 381 PEREIROS BATALHA 1 1x Zebra 66.8 220 0.0106 0.0578 0.0880 381 381 381 381 PEREIROS BATALHA 2 1x Zebra 76.1 220 0.0121 0.0664 0.0995 237 199 269 297 PEREIROS ZÊZERE 3 2 1x Zebra 71.4 220 0.0057 0.0311 0.1883 728 666 766 804 PICOTE BEMPOSTA 1x Zebra 19.1 220 0.0030 0.0168 0.0250 400 374 418 435 PICOTE MOGADOURO 1x Zebra 20.9 220 0.0033 0.0184 0.0269 237 182 269 297 PICOTE POCINHO 1x Zebra 74.4 220 0.0119 0.0663 0.0977 381 381 381 381 POCINHO ALDEADÁVILA (troço português 1 ) 1x Zebra 39.6 220 0.0063 0.0352 0.0519 400 374 418 434 POCINHO CHAFARIZ 1 1x Zebra 61.9 220 0.0099 0.0552 0.0798 364 333 381 381 POCINHO CHAFARIZ 2 1x Zebra 61.8 220 0.0094 0.0544 0.0798 364 333 381 381 POCINHO SAUCELLE (troço português 1 ) 1x Zebra 30.2 220 0.0048 0.0268 0.0395 390 360 418 430 1 O comprimento e os parâmetros eléctricos correspondem ao troço português e as capacidades ao menor dos valores entre os troços português e espanhol. 2 Linha dupla com os ternos em paralelo. 3 Este cabo é propriedade da EDP. 4 Explorada provisoriamente a 60 kv. Os parâmetros eléctricos e capacidade referem-se à tensão de exploração. 5 Isola da para 400 kv. 6 Linha concluída em 2006 e que entrou em serviço no ínicio de 2007. O número de quilómetros desta linha não foi contabilizado na soma total. Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 B - 2/5
Anexo B Principais características eléctricas das linhas da RNT LINHAS A 220 kv BARRAMENTO BARRAMENTO Tipo Comp. Tensão R [pu] X [pu] B [pu] Capacidade Term. Max Projecto [MVA] INICIAL FINAL de Cabo [km] [kv] (a) (a) (a) Primavera Verão Outono Inverno POCINHO VALDIGEM 1 1x Zebra 58.2 220 0.0093 0.0519 0.0771 400 374 418 435 POCINHO VALDIGEM 2 2x Zambeze 56.4 220 0.0040 0.0397 0.0919 457 457 457 457 RECAREI CANELAS 1 1 1x Zebra 21.4 220 0.0017 0.0086 0.0598 237 199 269 297 RECAREI CANELAS 3 3x Zambeze 27.4 220 0.0011 0.0145 0.0576 1278 1204 1350 1416 RECAREI CUSTÓIAS 1x Zebra 29.3 220 0.0042 0.0235 0.0407 237 199 269 297 RECAREI VERMOIM 1 1x Zebra 20.2 220 0.0032 0.0164 0.0279 237 199 269 297 RECAREI VERMOIM 2 2x Zambeze 18.7 220 0.0011 0.0115 0.0338 457 457 457 457 RECAREI VERMOIM 3 2x Zambeze 18.7 220 0.0011 0.0116 0.0338 762 762 762 762 RÉGUA VALDIGEM 1x Zebra 2.1 220 0.0003 0.0018 0.0029 237 199 269 297 RIO MAIOR TRAJOUCE 1x Zebra 79.4 220 0.0127 0.0708 0.1029 381 381 381 381 SANTARÉM ZÊZERE 1 1x Zebra 52.3 220 0.0042 0.0229 0.1377 728 666 762 762 TAPADA DO OUTEIRO (GÁS) CANELAS 3x Zambeze 18.4 220 0.0007 0.0098 0.0387 1200 1200 1200 1200 TAPADA DO OUTEIRO (GÁS) RECAREI 3x Zambeze 10.4 220 0.0004 0.0056 0.0215 1200 1200 1200 1200 TORRÃO RECAREI 1x Zebra 20.8 220 0.0033 0.0177 0.0279 381 381 381 381 URRÔ RECAREI 1x Zebra 15.7 220 0.0025 0.0130 0.0221 237 199 269 297 VALDIGEM CARRAPATELO 1 1x Zebra 32.8 220 0.0052 0.0278 0.0438 237 199 269 297 VALDIGEM CARRAPATELO 2 1x Zebra 32.9 220 0.0052 0.0263 0.0460 237 199 269 297 VALDIGEM CARRAPATELO 3 1x Zebra 32.9 220 0.0052 0.0263 0.0460 237 199 269 297 VALDIGEM RECAREI 1 1x Zebra 65.0 220 0.0103 0.0529 0.0897 237 199 269 297 VALDIGEM URRÔ 1x Zebra 50.0 220 0.0078 0.0404 0.0685 237 199 269 297 VALDIGEM VERMOIM 1x Zebra 73.3 220 0.0107 0.0621 0.0993 237 199 269 297 VALEIRA VALDIGEM 1 1x Zebra 32.6 220 0.0051 0.0265 0.0450 237 199 269 297 VALEIRA VALDIGEM 2 1x Zebra 32.6 220 0.0051 0.0265 0.0450 237 199 269 297 VERMOIM CUSTÓIAS 1 1x Zebra 10.4 220 0.0013 0.0082 0.0148 237 199 269 297 VERMOIM CUSTOIAS 2 1x Zambeze 6.6 220 0.0008 0.0053 0.0091 381 381 381 381 VERMOIM PRELADA 2 1x Zambeze 6.9 220 0.0008 0.0056 0.0098 381 381 381 381 VILA CHÃ PEREIROS 1 1x Zebra 68.5 220 0.0109 0.0602 0.0884 400 382 418 435 VILA CHÃ PEREIROS 2 1x Zebra 68.8 220 0.0108 0.0602 0.0883 381 381 381 381 RAMAIS RAMAL DA LINHA AGUIEIRA - PEREIROS 2 P/ SUB. DE MORTÁGUA (REFER) 1x Zebra 7.7 220 CIRCUITO COM 2 FASES RAMAL DA LINHA ALTO DE MIRA - CARRICHE P/ SUB. DE TRAJOUCE 1x Zebra 8.9 220 0.0014 0.0078 0.0118 381 381 381 381 RAMAL DA LINHA CARREGADO-CARRICHE P/ SUB. DE SACAVÉM - TROÇO EM LINHA AÉREA 1x Zebra 12.0 220 0.0019 0.0105 0.0158 400 382 418 435 -TROÇO EM CABO SUBTERRÂNEO (1000 mm 2 ) 1x Alumínio 1.8 220 0.0002 0.0006 0.0493 320 320 320 320 RAMAL DA LINHA CHAFARIZ - FERRO 1 P/ SUB. DE SOBRAL (REFER) 1x Aster 570 0.8 220 CIRCUITO COM 2 FASES RAMAL DA LINHA CHAFARIZ - FERRO 2 P/ SUB. DE SOBRAL (REFER) 1x Aster 570 0.8 220 CIRCUITO COM 2 FASES RAMAL DA LINHA CHAFARIZ - VILA CHÃ 1 P/ SUB.DE GOUVEIA (REFER) 1x Zebra 5.9 220 CIRCUITO COM 2 FASES RAMAL DA LINHA CHAFARIZ - VILA CHÃ 2 P/ SUB.DE GOUVEIA (REFER) 1x Zebra 5.9 220 CIRCUITO COM 2 FASES RAMAL DA LINHA ESTARREJA - PEREIROS P/ SUB. DE MOGOFORES 1x Zebra 2.6 220 0.0004 0.0023 0.0034 237 199 269 297 RAMAL DA LINHA FANHÕES - ALTO DE MIRA 3 P/ SUB. DE CARRICHE 1x Zebra 2.5 220 0.0004 0.0022 0.0032 237 199 269 297 RAMAL DA LINHA FERRO - CASTELO BRANCO 1 P/ SUB. FATELA (REFER) 1x Zebra 2.0 220 CIRCUITO COM 2 FASES RAMAL DA LINHA FERRO - CASTELO BRANCO 2 P/ SUB. FATELA (REFER) 1x Zebra 2.0 220 CIRCUITO COM 2 FASES RAMAL DA LINHA PEREIROS - BATALHA 2 P/ SUBESTAÇÃO DE POMBAL 1x Zebra 3.6 220 0.0006 0.0031 0.0047 237 199 269 297 RAMAL DA LINHA RECAREI - CANELAS 3 P/ TAPADA DO OUTEIRO 3x Zambeze 0.8 220 0.0000 0.0004 0.0017 953 953 953 953 RAMAL DA LINHA RIO MAIOR - TRAJOUCE P/ SUBESTAÇÃO DE FANHÕES 3 2x Zambeze (16.5) 220 0.0010 0.0096 0.0327 381 381 381 381 RAMAL DA LINHA TAPADA OUTEIRO-CANELAS P/ SUBESTAÇÃO DE ESTARREJA 1x Zebra 31.7 220 0.0050 0.0269 0.0423 400 382 418 435 RAMAL DA LINHA VILA CHÃ - PEREIROS 1 P/ SUB. DE MORTÁGUA (REFER) 1x Zebra 18.2 220 CIRCUITO COM 2 FASES RAMAL DA LINHA VILA CHÃ - PEREIROS 2 P/ PAMPILHOSA DA SERRA 1x Zebra 26.1 220 0.0041 0.0230 0.0338 381 381 381 381 Comprimento Total (km) 3080 1 Linha dupla com os ternos em paralelo. 2 Explorada provisoriamente a 60 kv. Os parâmetros eléctricos e capacidade referem-se à tensão de exploração. 3 Linha concluída em 2006 e que entrou em serviço no ínicio de 2007. O número de quilómetros desta linha não foi contabilizado na soma total. Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 B - 3/5
Anexo B Principais características eléctricas das linhas da RNT LINHAS A 150 kv BARRAMENTO BARRAMENTO Comp. Tensão R [pu] X [pu] B [pu] Capacidade Term. Max Projecto [MVA] INICIAL FINAL [km] [kv] (a) (a) (a) Primavera Verão Outono Inverno ALTO RABAGÃO CANIÇADA 1x Bear 33.9 150 0.0190 0.0653 0.0204 104 104 104 104 BOUÇÃ ZÊZERE 1 1x Bear 36.6 150 0.0201 0.0687 0.0220 104 104 104 104 BOUÇÃ ZÊZERE 2 1x Bear 36.7 150 0.0201 0.0687 0.0223 104 104 104 104 CABRIL BOUÇÃ 1x Bear 10.5 150 0.0058 0.0197 0.0063 104 104 104 104 CANIÇADA OLEIROS 1x Bear 26.7 150 0.0147 0.0469 0.0172 123 104 139 153 CANIÇADA RIBA DE AVE 1 1x Panther 33.2 150 0.0221 0.0603 0.0206 108 91 121 134 CANIÇADA RIBA DE AVE 2 1x Bear 33.2 150 0.0181 0.0618 0.0199 156 156 156 156 CANIÇADA VILA FRIA 1 1x Bear 46.7 150 0.0254 0.0876 0.0281 182 182 182 182 CANIÇADA VILA FRIA 2 1x Bear 50.2 150 0.0277 0.0880 0.0323 123 104 139 153 CENTRAL SINES SINES 1 2x Zambeze 12.8 150 0.0016 0.0166 0.0111 340 340 340 340 CORGAS FALAGUEIRA 1x Zebra 36.3 150 0.0124 0.0651 0.0231 130 130 130 130 ERMIDAS SADO FERREIRA DO ALENTEJO 1x Aster 570 26.0 150 0.0078 0.0476 0.0164 260 260 260 260 FALAGUEIRA CASTELO BRANCO 1 1x Zebra 41.6 150 0.0143 0.0741 0.0270 248 224 261 274 FALAGUEIRA CASTELO BRANCO 2 1x Zebra 41.6 150 0.0143 0.0741 0.0270 248 224 261 274 FANHÕES SACAVEM 1 1x Zebra 13.3 150 0.0046 0.0239 0.0085 130 130 130 130 FERNÃO FERRO FOGUETEIRO 1 (REFER) 1x Bear 4.4 150 FERNÃO FERRO FOGUETEIRO 2 (REFER) 1x Bear 4.4 150 FERNÃO FERRO MONTE DA CAPARICA 1-2 1x Bear 13.0 150 0.0036 0.0121 0.0159 164 156 171 256 FERNÃO FERRO QUINTA DO ANJO 1x Zebra 12.1 150 0.0040 0.0206 0.0075 260 260 260 260 FERREIRA DO ALENTEJO ÉVORA 1x Zebra 61.3 150 0.0210 0.1117 0.0380 248 218 260 260 FERREIRA DO ALENTEJO OURIQUE 1x Bear 44.5 150 0.0244 0.0817 0.0275 186 164 196 206 FRATEL FALAGUEIRA 1x Bear 7.8 150 0.0044 0.0146 0.0048 123 91 139 153 GARDUNHA CASTELO BRANCO 1x Zebra 31.9 150 0.0109 0.0582 0.0198 273 253 285 296 MONTE DA PEDRA SINES 1x Bear 50.5 150 0.0274 0.0925 0.0313 123 96 139 153 OLEIROS VILA FRIA 1x Bear 23.6 150 0.0129 0.0413 0.0150 123 104 139 153 OURIQUE ESTOI 1 1x Bear 73.8 150 0.0409 0.1405 0.0438 186 168 196 206 OURIQUE ESTOI 2 1x Bear 73.8 150 0.0409 0.1405 0.0438 186 168 196 206 OURIQUE NEVES CORVO 1x Bear 22.0 150 0.0121 0.0412 0.0132 123 81 130 130 OURIQUE TUNES 1x Bear 61.6 150 0.0338 0.1130 0.0380 204 189 214 222 PALMELA ÉVORA 1x Bear 96.7 150 0.0533 0.1812 0.0581 204 185 214 222 PALMELA FERNÃO FERRO 1 1x Zebra 23.0 150 0.0078 0.0396 0.0149 260 255 260 260 PALMELA FERNÃO FERRO 2 1x Zebra 23.0 150 0.0078 0.0396 0.0149 260 255 260 260 PALMELA FERNÃO FERRO 4 1x Zebra 23.9 150 0.0081 0.0414 0.0155 260 255 260 260 PALMELA QUINTA DO ANJO 1x Zebra 12.0 150 0.0041 0.0206 0.0078 260 255 260 260 PALMELA SETÚBAL 1 1x Zebra 4.2 150 0.0015 0.0079 0.0027 260 255 260 260 PALMELA SETÚBAL 2 1x Zebra 4.1 150 0.0015 0.0077 0.0026 260 255 260 260 PALMELA SETÚBAL 3 1x Zebra 4.0 150 0.0014 0.0074 0.0025 162 124 183 203 PALMELA MONTE DA PEDRA 1x Bear 41.0 150 0.0222 0.0752 0.0254 123 96 139 153 PORTIMÃO TUNES 1 1x Bear 27.9 150 0.0140 0.0496 0.0177 186 175 196 206 PORTIMÃO TUNES 2 1x Bear 27.9 150 0.0153 0.0540 0.0193 204 195 214 222 PORTO ALTO PALMELA 1 1x Bear 36.7 150 0.0203 0.0702 0.0221 186 171 196 206 PORTO ALTO PALMELA 2 1x Bear 36.6 150 0.0201 0.0686 0.0220 186 171 196 206 PORTO ALTO QUINTA GRANDE 1 (REFER) 1x Bear 35.0 150 PORTO ALTO QUINTA GRANDE 2 (REFER) 1x Bear 39.4 150 RIBA DE AVE ERMESINDE 1 1x Panther 28.5 150 0.0193 0.0508 0.0193 108 91 121 134 RIBA DE AVE ERMESINDE 2 1x Panther 27.4 150 0.0185 0.0500 0.0166 108 91 121 134 RIBA DE AVE ERMESINDE 3 1x Bear 27.4 150 0.0138 0.0493 0.0173 123 104 139 153 RIBA DE AVE ERMESINDE 4 1x Bear 33.2 150 0.0184 0.0621 0.0202 123 104 139 153 RIBA DE AVE OLEIROS 1x Bear 35.2 150 0.0195 0.0657 0.0215 123 104 139 153 RIBA DE AVE RUIVÃES 1x Bear 5.1 150 0.0028 0.0094 0.0031 123 104 139 153 SABOIA LUZIANES 1 1x Bear 8.5 150 SABOIA LUZIANES 2 1x Bear 8.5 150 CIRCUITO COM 2 FASES CIRCUITO COM 2 FASES CIRCUITO COM 2 FASES CIRCUITO COM 2 FASES CIRCUITO COM 2 FASES CIRCUITO COM 2 FASES SABOIA PORTIMÃO 1x Bear 35.2 150 0.0181 0.0635 0.0223 186 175 196 206 SACAVÉM PORTO ALTO : TROÇO EM LINHA AÉREA 1x Bear 33.0 150 0.0177 0.0605 0.0194 123 104 139 153 TROÇO EM CABO SUBTERRÂNEO (1000 mm 2 ) 1x Alumínio 1.8 150 0.0004 0.0009 0.0229 216 216 216 216 1 Linha dupla com os ternos em paralelo. 2 Explorada provisoriamente a 60 kv. Os parâmetros eléctricos e capacidade referem-se à tensão de exploração. Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 B - 4/5
Anexo B Principais características eléctricas das linhas da RNT LINHAS A 150 kv BARRAMENTO BARRAMENTO Comp. Tensão R [pu] X [pu] B [pu] Capacidade Term. Max Projecto [MVA] INICIAL FINAL [km] [kv] (a) (a) (a) Primavera Verão Outono Inverno SALAMONDE CANIÇADA 1x Zambeze 13.8 150 0.0036 0.0241 0.0090 291 274 307 322 SINES ERMIDAS SADO 1x Aster 570 32.6 150 0.0097 0.0597 0.0206 301 282 315 327 SINES OURIQUE 1 1x Zebra 63.4 150 0.0215 0.1093 0.0413 248 224 260 260 SINES OURIQUE 2 1x Zebra 63.4 150 0.0215 0.1093 0.0413 248 224 260 260 SINES SABOIA 1x Bear 60.7 150 0.0333 0.1079 0.0382 186 175 196 206 SINES PORTIMÃO 2 1x Bear 95.6 150 0.0543 0.1805 0.0641 204 195 214 222 TABUAÇO RÉGUA 1x Bear 16.9 150 0.0093 0.0317 0.0102 65 65 65 65 TERRAS ALTAS DE FAFE RIBA DE AVE 1x Zebra 33.7 150 0.0115 0.0605 0.0215 130 130 130 130 TUNES ESTOI 1 1x Zebra 54.1 150 0.0092 0.0465 0.0703 260 260 260 260 VERMOIM ERMESINDE 1 1x Bear 9.5 150 0.0052 0.0178 0.0057 123 104 139 153 VERMOIM ERMESINDE 2 1x Bear 9.5 150 0.0052 0.0175 0.0059 123 104 139 153 VERMOIM ERMESINDE 3 1x Zebra 9.5 150 0.0032 0.0173 0.0059 162 136 183 203 VILA NOVA RIBA DE AVE 1x Panther 53.5 150 0.0365 0.0978 0.0329 108 91 121 134 VILA NOVA SALAMONDE 1x Zambeze 8.0 150 0.0021 0.0141 0.0052 291 274 307 322 ZÊZERE FALAGUEIRA 1x Bear 54.0 150 0.0294 0.0985 0.0331 123 91 139 153 ZÊZERE PEREIROS 1 1x Bear 71.1 150 0.0391 0.1335 0.0433 123 96 130 130 RAMAIS RAMAL DA LINHA ALTO RABAGÃO-CANIÇADA P/ SUBESTAÇÃO DE CHAVES 1x Bear 36.6 150 0.0205 0.0703 0.0219 114 114 114 114 RAMAL DA LINHA CANIÇADA - RIBA DE AVE 1 P/ CENTRAL FRADES 1x Zambeze 19.1 150 0.0050 0.0334 0.0125 291 274 307 322 RAMAL DA LINHA CANIÇADA - RIBA DE AVE 2 P/ SUBESTAÇÃO DE GUIMARÃES 1x Bear 3.7 150 0.0020 0.0067 0.0023 123 104 130 130 RAMAL DA LINHA CANIÇADA - VILA FRIA 1 P/ VILARINHO DAS FURNAS 1x Bear 7.3 150 0.0040 0.0137 0.0044 123 104 139 153 RAMAL DA LINHA FALAGUEIRA - C. BRANCO 1 P/ SUBESTAÇÃO DE RODÃO (REFER) 1x Zebra 3.4 150 CIRCUITO COM 2 FASES RAMAL DA LINHA FALAGUEIRA - C. BRANCO 2 P/ SUBESTAÇÃO DE RODÃO (REFER) 1x Zebra 3.4 150 CIRCUITO COM 2 FASES RAMAL DA LINHA FRATEL - FALAGUEIRA P/ SUBESTAÇÃO DE PRACANA 1x Bear 3.1 150 0.0017 0.0058 0.0019 65 65 65 65 RAMAL DA LINHA PALMELA - ÉVORA P/ SUB. DE PEGÕES (REFER) 1x Bear 6.9 150 0.0038 0.0128 0.0043 186 171 196 206 RAMAL DA LINHA PALMELA - MONTE DA PEDRA P/ SUB. DE PEGÕES (REFER) 1x Bear 8.5 150 0.0047 0.0157 0.0052 186 171 196 206 RAMAL DA LINHA PALMELA - FERNÃO FERRO 4 P/ SEIXAL 1x Zebra 5.6 150 0.0019 0.0102 0.0035 123 136 139 153 RAMAL DO RAMAL DA LINHA PALMELA - FERNÃO FERP/ LUSOSIDER 1x Zebra 0.2 150 0.0001 0.0003 0.0001 124-139 153 RAMAL DA LINHA VERMOIM - ERMESINDE 3 P/ SIDERURGIA NACIONAL (MAIA) 1x Bear 2.2 150 0.0012 0.0040 0.0013 123 104 139 153 RAMAL DA LINHA VILA NOVA - RIBA DE AVE P/ SUB. DE OLEIROS 1x Bear 29.3 150 0.0092 0.0372 0.0291 186 175 196 206 LINHAS EXPLORADAS A 130 kv LINDOSO CONCHAS (troço português) 1x Bear 9.0 130 0.0067 0.0230 0.0041 104 90 118 131 1 Linha dupla com os ternos em paralelo. Comprimento Total (km) 2431 Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 B - 5/5
Anexo C Potência instalada nas subestações da RNT Subestação 150/30 kv 150/60 kv 220/60 kv 400/60 kv Total 150/130 kv 220/150 kv 400/150 kv 400/220 kv Nº [MVA] Nº [MVA] Nº [MVA] Nº [MVA] [MVA] Nº [MVA] Nº [MVA] Nº [MVA] Nº [MVA] ALTO DE MIRA 2 120 2 170 580 1 450 450 1 030 BATALHA 2 120 1 170 536 536 1 126 BODIOSA 1 126 126 126 CANELAS 3 120 486 486 1 126 CARREGADO 3 120 360 360 CARRICHE 2 120 410 410 1 170 CHAFARIZ 2 63 126 126 CHAVES 1 63 63 63 CUSTÓIAS 2 126 252 252 ERMESINDE 2 50 352 352 2 126 ESTARREJA 3 126 378 378 ESTOI 1 63 315 315 2 126 ÉVORA 3 63 189 189 F. ALENTEJO 2 50 163 1 250 250 413 1 63 FALAGUEIRA 2 63 126 1 250 700 826 1 450 FANHÕES 2 170 340 1 126 2 450 1 026 1 366 F. FERRO 3 126 378 378 FERRO 2 63 126 126 GUIMARÃES 1 126 126 126 LAVOS 1 170 170 170 MOGADOURO 1 63 63 63 MOGOFORES 1 126 126 126 MOURISCA 1 63 309 309 1 120 1 126 OLEIROS 2 126 252 252 PALMELA 3 450 1 350 1 350 PARAIMO 1 170 170 170 PEREIROS 1 63 1 120 309 1 120 120 429 1 126 POCINHO 1 90 90 90 POMBAL 1 126 126 126 PORTIMÃO 1 170 170 170 PORTO ALTO 2 63 126 126 PRACANA 1 63 63 63 RECAREI 1 126 126 2 450 900 1 026 RÉGUA (1) 1 75 75 75 RIBA D'AVE 1 120 2 170 586 2 360 720 1 306 1 126 RIO MAIOR 2 126 252 2 450 900 1 152 RUIVÃES (2) 1 150 150 150 SACAVÉM 3 60 1 63 2 170 583 583 SANTARÉM 2 126 252 252 SETE RIOS 3 170 510 510 SETÚBAL 2 60 366 366 1 120 1 126 SINES 2 120 240 2 360 720 960 TORRÃO 1 126 126 126 TRAJOUCE 3 170 510 510 TUNES 1 63 315 315 2 126 VALDIGEM 2 126 252 252 VERMOIM 5 120 600 2 120 390 990 1 150 VILA CHÃ 2 63 378 378 2 126 VILA FRIA 2 126 422 422 1 170 ZÊZERE 1 170 1 170 340 1 120 120 460 TOTAIS 3 180 43 4 208 60 7 346 9 1 530 13 264 1 150 7 831 10 3 740 7 3 150 7 871 21 135 NÚMERO TOTAL DE UNIDADES 115 NÚMERO TOTAL DE UNIDADES 25 140 (1) Este equipamento é propriedade da EDP-Produção. (2) Este equipamento é propriedade da EDP-Distribuição. Anexo C POTÊNCIA INSTALADA NAS SUBESTAÇÕES DA RNT Situação em 31 Dez 2006 Transformadores Autotransformadores Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 C - 1/1 Total [MVA] Total Geral [MVA]
Anexo D Subestações Transformadores de Potência da RNT Anexo D SUBESTAÇÕES - TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA DA RNT Situação em 31 Dez 2006 Subestação Entrada em Serviço da Instalação (a) Nº Unidade Tipo (b) Sistema Refrig. (c) Tensões Nom. Prim./Sec. [kv] Potência Nominal [MVA] R [pu] (d) X [pu] (d) G [pu] (d) B [pu] (d) Entrada em Serviço Ano Fabrico AT 1 T ODAF 400/220 450 0.0016 0.1191 0.0003-0.0010 2003 2002 TRF 1 T ODAF 400/60 170 0.0025 0.1568 0.0007-0.0040 2003 1996 SAM ALTO DE MIRA 1963 TRF 2 T ODAF 400/60 170 0.0026 0.1586 0.0008-0.0062 2003 2002 TRF 3 M ONAF 220/60 3x40 0.0037 0.0991 0.0012-0.0120 1971 1970 TRF 4 M ONAF 220/60 3x40 0.0040 0.1022 0.0010-0.0040 1963 1962 TRF 3 T ONAF 220/60 126 0.0030 0.1183 0.0006-0.0017 1991 1990 SBL BATALHA 1973 TRF 4 M ONAF 220/60 3x40 0.0039 0.0993 0.0013-0.0163 1973 1973 TRF 5 M ONAF 220/60 3x40 0.0037 0.0983 0.0012-0.0156 1977 1973 TRF 1 T ODAF 400/60 170 0.0025 0.1570 0.0008-0.0005 2006 2006 SBA BODIOSA 2006 TRF 1 T ONAF 220/60 126 0.0029 0.1258 0.0005-0.0002 2006 2005 TRF 1 T ODAF 220/60 120 0.0027 0.1132 0.0007-0.0031 1986 1985 SCN SCG SCH SCF TRF 2 T ODAF 220/60 120 0.0030 0.1119 0.0007-0.0023 1984 1983 TRF 3 T ODAF 220/60 120 0.0031 0.1139 0.0007-0.0026 1986 1985 TRF 4 T ODAF 220/60 126 0.0029 0.1187 0.0006-0.0023 1994 1993 TRF 1 T ONAF 220/60 120 0.0031 0.1041 0.0010-0.0091 1973 1973 TRF 2 T ONAF 220/60 120 0.0033 0.1055 0.0010-0.0104 1975 1973 TRF 3 T ONAF 220/60 120 0.0036 0.1014 0.0009-0.0076 1980 1979 TRF 1 T ONAF 220/60 170 0.0030 0.1191 0.0003-0.0014 1994 1994 TRF 2 T ONAF 220/60 120 0.0038 0.1179 0.0008-0.0079 1983 1979 TRF 3 T ONAF 220/60 120 0.0038 0.1154 0.0007-0.0081 1984 1982 TRF 2 T ONAF 220/60 63 0.0042 0.1130 0.0008-0.0049 1997 1983 TRF 3 T ONAF 220/60 63 0.0043 0.1161 0.0007-0.0042 1997 1992 SCV CHAVES 1996 TRF 1 T ONAF 150/60 63 0.0043 0.0990 0.0010-0.0067 1996 1965 SCT SED SEJ SER SFA SFR SFN SFF SFE CANELAS CARREGADO CARRICHE (f) CHAFARIZ CUSTÓIAS FANHÕES F. FERRO PC 1981 SE 1984 1997 PC 1993 SE 1994 ERMESINDE 1951 ESTARREJA (e) F.ALENTEJO FALAGUEIRA FERRO PC 1967 SE 1973 1983 1968 SET ESTOI 1992 ÉVORA 1986 1963 1992 1986 1980 2001 TRF 1 T ODAF 220/60 126 0.0030 0.1202 0.0006-0.0022 1994 1992 TRF 2 T ODAF 220/60 126 0.0028 0.1172 0.0005-0.0002 1996 1995 TRF 1 T ONAF 150/60 50 0.0045 0.1112 0.0017-0.0115 1951 1951 TRF 2 T ONAF 150/60 50 0.0000 0.1049 0.0017-0.0108 1951 1951 TRF 4 T ODAF 150/60 126 0.0028 0.1281 0.0004-0.0002 1993 1993 TRF 5 T ODAF 150/60 126 0.0030 0.1208 0.0005-0.0029 1996 1996 TRF 2 T ODAF 220/60 126 0.0038 0.1126 0.0007-0.0063 1983 1982 TRF 3 T ODAF 220/60 126 0.0027 0.1180 0.0005-0.0002 1994 1994 TRF 4 T ODAF 220/60 126 0.0030 0.1193 0.0006-0.0023 1994 1993 TRF 1 T ONAF 150/60 63 0.0032 0.1019 0.0008-0.0026 2005 1986 TRF 2 T ODAF 150/60 126 0.0027 0.1196 0.0005-0.0003 1995 1995 TRF 3 T ODAF 150/60 126 0.0036 0.1210 0.0004-0.0012 1992 1992 TRF 1 T ONAF 150/60 63 0.0042 0.1007 0.0008-0.0060 1999 1998 TRF 2 T ONAF 150/60 63 0.0053 0.1205 0.0005-0.0011 1986 1985 TRF 3 T ONAF 150/60 63 0.0049 0.1083 0.0009-0.0041 1992 1976 TRF 1 T ONAF 150/60 50 0.0043 0.1138 0.0008-0.0033 1983 1981 TRF 2 T ONAF 150/60 63 0.0046 0.1032 0.0008-0.0087 1975 1974 TRF 3 T ONAF 150/60 50 0.0045 0.1403 0.0012-0.0131 1970 1969 AT 5 T ODAF 400/150 250 0.0022 0.1193 0.0003-0.0015 2002 2002 AT 5 T ODAF 400/150 250 0.0022 0.1197 0.0003-0.0022 2000 1999 ATD 4 T ODAF 400/150 450 0.0004 0.0398 0.0020-0.0100 2006 2005 TRF 2 T ODAF 150/60 63 0.0053 0.1156 0.0006-0.0049 1992 1982 TRF 1 T ONAF 150/60 63 0.0049 0.0875 0.0007-0.0018 2004 1982 TRF 2 T ODAF 400/60 170 0.0026 0.1577 0.0007-0.0042 1996 1995 TRF 3 T ODAF 400/60 170 0.0035 0.1624 0.0006-0.0026 1993 1992 AT 5 T ODAF 400/220 450 0.0018 0.1175 0.0003-0.0008 1992 1991 AT 6 T ODAF 400/220 450 0.0018 0.1208 0.0003-0.0010 1986 1984 AT 7 M ONAF 220/150 3x42 0.0021 0.0635 0.0005-0.0018 1988 1963 TRF 1 T ONAF 150/60 126 0.0036 0.1176 0.0009-0.0109 1980 1975 TRF 2 T ONAF 150/60 126 0.0039 0.1207 0.0008-0.0078 1980 1975 TRF 3 T ONAF 150/60 126 0.0028 0.1224 0.0005-0.0025 1992 1992 TRF 3 T ONAF 220/60 63 0.0044 0.1166 0.0008-0.0070 2002 1983 TRF 2 T ONAF 220/60 63 0.0037 0.1135 0.0006-0.0014 2006 1992 SGR GUIMARÃES 1977 TRF 1 T ONAF 150/60 126 0.0037 0.1200 0.0008-0.0062 1977 1976 SLV LAVOS 2002 TRF 3 T ODAF 400/60 170 0.0036 0.1618 0.0003-0.0037 2002 2001 SMG MOGADOURO 1993 TRF 2 T ONAF 220/60 63 0.0044 0.1161 0.0007-0.0035 1993 1992 SMR MOGOFORES 1979 TRF 1 T ONAF 220/60 126 0.0035 0.1151 0.0004-0.0030 2000 2000 TRF 1 T ODAF 220/60 120 0.0031 0.1116 0.0007-0.0021 1984 1983 SMC MOURISCA 1983 TRF 2 T ONAF 220/60 126 0.0038 0.1126 0.0008-0.0075 1983 1981 TRF 3 T ONAF 220/60 63 0.0031 0.1136 0.0006-0.0006 1998 1994 SOR OLEIROS 1996 TRF 1 T ODAF 150/60 126 0.0029 0.1268 0.0004-0.0005 1996 1993 TRF 2 T ODAF 150/60 126 0.0030 0.1217 0.0005-0.0029 1996 1996 Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 D - 1/3
Anexo D Subestações Transformadores de Potência da RNT Anexo D SUBESTAÇÕES - TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA DA RNT Situação em 31 Dez 2006 Subestação Entrada em Serviço da Instalação (a) Nº Unidade Tipo (b) Sistema Refrig. (c) Tensões Nom. Prim./Sec. [kv] Potência Nominal [MVA] R [pu] (d) X [pu] (d) G [pu] (d) B [pu] (d) Entrada em Serviço Ano Fabrico AT 2 M ODAF 400/150 3x150 0.0019 0.1277 0.0005-0.0033 1979 1977 SPM PALMELA 1979 AT 3 M ODAF 400/150 3x150 0.0020 0.1278 0.0005-0.0038 1981 1977 AT 4 T ODAF 400/150 450 0.0019 0.1239 0.0004-0.0022 2003 2003 SPI PARAIMO 2006 TRF 4 T ODAF 400/60 170 0.0026 0.1570 0.0007-0.0006 2006 2006 AT 2 M ONAF 220/150 3x40 0.0020 0.0586 0.0008-0.0101 1958 1956 SPR TRF 3 T ONAF 150/60 63 0.0046 0.1022 0.0009-0.0080 1991 1974 TRF 5 M ONAF 220/60 3x40 0.0037 0.0990 0.0012-0.0163 1974 1972 TRF 6 T ONAF 220/60 126 0.0037 0.1126 0.0008-0.0076 1982 1981 SPN POCINHO 1974 TRF 1 M ONAF 220/60 3x30 0.0036 0.0994 0.0012-0.0138 1975 1973 SPB POMBAL 1983 TRF 1 T ONAF 220/60 126 0.0032 0.1199 0.0008-0.0068 2001 2000 SPO PORTIMÃO 2006 TRF 3 T ONAF 150/60 170 0.0032 0.1635 0.0004-0.0003 2005 2005 SPA TRF 3 T ONAF 150/60 63 0.0044 0.0945 0.0010-0.0091 1979 1978 TRF 4 T ONAF 150/60 63 0.0047 0.0945 0.0007-0.0068 1981 1974 SPC PRACANA 1982 TRF 1 T ONAF 150/60 63 0.0045 0.0945 0.0010-0.0120 1982 1974 AT 1 T ODAF 400/220 450 0.0017 0.1172 0.0003-0.0009 1991 1991 SRR RECAREI 1990 AT 2 T ODAF 400/220 450 0.0016 0.1181 0.0003-0.0007 1990 1989 TRF 4 T ONAF 220/60 126 0.0035 0.1151 0.0004-0.0025 2001 2000 CRG RÉGUA (g) 1973 AT 1 T ONAF 220/150 75 0.0013 0.0573 0.0004-0.0008 1988 1986 AT 1 T ODAF 400/150 360 0.0022 0.1605 0.0004-0.0016 1988 1987 AT 2 T ODAF 400/150 360 0.0022 0.1605 0.0004-0.0015 1987 1986 SRA SRM TRF 3 T ODAF 400/60 170 0.0035 0.1624 0.0006-0.0022 1989 1988 TRF 4 T ODAF 400/60 170 0.0035 0.1624 0.0006-0.0026 1993 1993 TRF 5 T ONAF 150/60 120 0.0037 0.1134 0.0009-0.0102 1984 1982 TRF 6 T ONAF 150/60 126 0.0036 0.1204 0.0008-0.0068 1980 1980 AT 2 M ODAF 400/220 3x150 0.0019 0.1247 0.0003-0.0010 1981 1977 AT 3 M ODAF 400/220 3x150 0.0019 0.1257 0.0004-0.0023 1979 1977 TRF 4 T ONAF 220/60 126 0.0031 0.1227 0.0005-0.0015 1991 1989 TRF 5 T ONAF 220/60 126 0.0038 0.1134 0.0008-0.0067 1981 1980 SRU RUIVÃES (h) 1982 TRF 1 T ONAF 150/130 150 0.0020 0.0691 0.0092-0.0324 1982 1981 TRF 1 T ONAF 150/30 60 0.0049 0.0952 0.0012-0.0065 1961 1960 TRF 3 T ONAF 150/30 60 0.0031 0.1004 0.0007-0.0014 1988 1988 SSV SACAVÉM 1951 TRF 5 T ONAF 150/30 60 0.0035 0.1043 0.0011-0.0083 1980 1979 TRF 6 T ONAF 150/60 63 0.0044 0.0988 0.0010-0.0060 1997 1972 TRF 1 T ONAF 220/60 170 0.0029 0.1516 0.0005-0.0003 1998 1997 TRF 2 T ONAF 220/60 170 0.0029 0.1525 0.0005-0.0002 2002 2002 SSR SANTARÉM 2002 TRF1 T ONAF 220/60 126 0.0030 0.1183 0.0006-0.0025 2005 1990 TRF2 T ONAF 220/60 126 0.0026 0.1174 0.0005-0.0002 2006 2006 TRF 1 T ONAF 220/60 170 0.0030 0.1517 0.0005-0.0003 1999 1998 SSS SETE RIOS 1999 TRF 2 T ONAF 220/60 170 0.0029 0.1522 0.0005-0.0005 2004 2004 TRF 3 T ONAF 220/60 170 0.0028 0.1499 0.0005-0.0003 2006 2006 TRF 1 T ONAF 150/60 60 0.0032 0.1195 0.0015-0.0102 1957 1956 SSB SETÚBAL 1952 TRF 2 T ONAF 150/60 126 0.0029 0.1194 0.0005-0.0006 2005 2004 TRF 3 T ONAF 150/60 60 0.0037 0.1137 0.0014-0.0125 1968 1966 TRF 4 T ODAF 150/60 120 0.0038 0.1201 0.0007-0.0026 1978 1978 TRF 1 T ONAF 150/60 120 0.0037 0.1157 0.0009-0.0067 1980 1978 SSN SINES 1978 TRF 2 T ONAF 150/60 120 0.0038 0.1153 0.0008-0.0051 1981 1978 AT 5 T ODAF 400/150 360 0.0020 0.1243 0.0004-0.0016 1986 1985 AT 6 T ODAF 400/150 360 0.0002 0.1225 0.0004-0.0008 1994 1993 STR STJ STN SVG SVM PEREIROS PORTO ALTO RIBA D AVE RIO MAIOR TORRÃO TRAJOUCE TUNES PC 1957 SE 1958 PC 1961 SE 1971 IP 1980 SE 1984 1979 PC 1988 SE 1993 1990 1973 VALDIGEM 1976 VERMOIM 1959 TRF 2 T ODAF 220/60 126 0.0029 0.1187 0.0006-0.0019 1993 1993 TRF 1 T ONAF 220/60 170 0.0029 0.1519 0.0005-0.0005 2002 2002 TRF 2 T ONAF 220/60 170 0.0029 0.1528 0.0005-0.0003 2003 2003 TRF 3 T ONAF 220/60 170 0.0029 0.1515 0.0005-0.0004 2003 2003 TRF 1 T ONAF 150/60 126 0.0024 0.0942 0.0006-0.0022 1991 1991 TRF 2 T ONAF 150/60 126 0.0028 0.1249 0.0005-0.0002 2004 2003 TRF 4 T ONAF 150/60 63 0.0039 0.1030 0.0007-0.0024 1983 1982 TRF 1 M ONAF 220/60 3x42 0.0036 0.1208 0.0011-0.0107 1976 1975 TRF 2 M ONAF 220/60 3x42 0.0035 0.1102 0.0010-0.0071 1982 1980 AT 0 T ONAF 220/150 150 0.0017 0.0716 0.0005-0.0036 1977 1974 AT 1 M ONAF 220/150 3x40 0.0021 0.0060 0.0004-0.0010 1975 1973 AT 2 M ONAF 220/150 3x40 0.0020 0.0588 0.0008-0.0076 1960 1957 TRF 3 M ONAF 220/60 3x40 0.0037 0.0951 0.0012-0.0113 1971 1969 TRF 4 M ONAF 220/60 3x40 0.0036 0.1032 0.0013-0.0133 1959 1958 TRF 5 M ONAF 220/60 3x40 0.0037 0.1033 0.0013-0.0133 1960 1958 TRF 6 M ONAF 220/60 3x40 0.0037 0.0981 0.0012-0.0118 1975 1973 TRF 7 M ONAF 220/60 3x40 0.0037 0.0986 0.0012-0.0129 1980 1973 Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 D - 2/3
Anexo D Subestações Transformadores de Potência da RNT Anexo D SUBESTAÇÕES - TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA DA RNT Situação em 31 Dez 2006 Subestação Entrada em Serviço da Instalação (a) Nº Unidade Tipo (b) Sistema Refrig. (c) Tensões Nom. Prim./Sec. [kv] Potência Nominal [MVA] R [pu] (d) X [pu] (d) G [pu] (d) B [pu] (d) Entrada em Serviço Ano Fabrico SVC SVI SZR VILA CHÃ 1961 VILA FRIA ZÊZERE IP 1983 SE 1987 1951 TRF 1 T ONAF 220/60 126 0.0029 0.1127 0.0007-0.0023 2003 1989 TRF 2 T ONAF 220/60 63 0.0035 0.1108 0.0015-0.0183 1961 1960 TRF 3 T ONAF 220/60 63 0.0041 0.1028 0.0011-0.0093 1977 1975 TRF 4 T ONAF 220/60 126 0.0033 0.1211 0.0007-0.0021 2002 1983 TRF 1 T ONAF 150/60 170 0.0030 0.1572 0.0005-0.0005 2005 2004 TRF 2 T ONAF 150/60 126 0.0039 0.1191 0.0005-0.0027 1987 1986 TRF 3 T ONAF 150/60 126 0.0039 0.1191 0.0005-0.0022 1987 1986 AT 1 M ONAF 220/150 3X40 0.0020 0.0590 0.0008-0.0098 2003 1956 TRF 2 T ONAF 220/60 170 0.0030 0.1574 0.0004-0.0001 2003 2003 TRF 3 T ONAF 150/60 170 0.0028 0.1649 0.0004-0.0002 2003 2002 Notas: a) PC - Posto de Corte SE - Subestação IP - Instalação Provisória b) T - Transformadores constituídos por uma única unidade. M - Transformadores constituídos por unidades monofásicas. c) Sistema de refrigeração à potência máxima: ONAN - Óleo Natural, Ar Natural ONAF - Óleo Natural, Ar Forçado ODAF - Óleo Dirigido, Ar Forçado d) Os valores em pu referem-se à potência nominal (MVA) do transformador. e) Em 1983 iniciou-se a instalação dos 220 kv e em 1990 a remodelação do parque de 60 kv. f) A subestação de Carriche sofreu uma remodelação em 1995 que consistiu na passagem a tecnologia compacta a SF6 do nível de 220kV. A restante subestação remonta a 1983. g) Este equipamento é propriedade da EDP-Produção. h) Este equipamento é propriedade da EDP-Distribuição. Equipamento de Transformação em reserva: Subestações de Alto de Mira - 2 pólo monofásico 220/60 kv, 40 MVA. Subestações da Batalha, Pereiros e Valdigem - 1 pólo monofásico 220/60 kv, 40 MVA, em cada uma delas. Subestação de Estareja - 1 AT 220/150 kv, 126 MVA, e 1 pólo monofásico de 42 MVA. Subestação de Fanhões - 1 pólo monofásico 220/150 kv, 42 MVA. Subestação do Pocinho - 1 pólo monofásico 220/60 kv, 30 MVA. Subestação do Zêzere - 1 pólo monofásico 220/150 kv, 40 MVA. Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 D - 3/3
Anexo E Baterias de condensadores na RNT Anexo E BATERIAS DE CONDENSADORES DA RNT Situação em 31 Dez 2006 Subestação [kv] 2005 2006 ALTO DE MIRA 63 2*50 2*50 BATALHA 63 2*40 2*40 CANELAS 63 2*30 2*30 + 1*50 CARREGADO 63 0 0 CARRICHE 63 1*30 1*30 CHAFARIZ 63 0 0 CHAVES 63 0 0 CUSTÓIAS 63 1*30 1*30 ERMESINDE 63 2*30 2*30 ESTARREJA 63 2*40 2*40 ESTOI 63 1*30+1*50 1*30+2*50 ÉVORA 63 1*30 1*30 F. DO ALENTEJO 63 0 0 FALAGUEIRA 63 0 0 FANHÕES 63 1*40 1*40 FERNÃO FERRO 63 1*40 1*40 + 1*50 FERRO 63 0 0 GUIMARÃES 63 0 0 LAVOS 63 0 0 MOGADOURO 63 0 0 MOGOFORES 63 0 0 MOURISCA 63 1*40 1*40 OLEIROS 63 0 1*50 PEREIROS 63 3*30 3*30 POCINHO 63 0 0 POMBAL 63 0 0 PORTO ALTO 63 0 0 PRACANA 63 0 0 RIO MAIOR 63 0 1*50 RECAREI 63 0 0 RIBA D`AVE 63 2*30 2*30 SACAVÉM 63 0 1*50 SACAVÉM (a) 33 1*20+1*10 1*20+1*10 SANTARÉM 63 0 0 SETE RIOS 63 0 0 SETÚBAL 63 2*30 2*30 + 1*50 SINES 63 0 0 TORRÃO 63 0 0 TRAJOUCE 63 1*30+1*40+1*50 1*30+1*40+1*50 TUNES 63 1*30+2*50 1*30+2*50 VALDIGEM 63 1*20 1*20 VERMOIM 63 3*40 3*40 VILA CHÃ 63 2*30 2*30 VILA FRIA 63 1*30 1*30 ZÊZERE 63 1*30 1*30 Total 1420 1770 Notas: a) 10 Mvar fora de serviço, dos 30 Mvar da subestação Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 E - 1/1
Anexo F Reactâncias instaladas nas subestações da RNT Anexo F REACTÂNCIAS INSTALADAS NAS SUBESTAÇÕES DA RNT Situação em 31 Dez 2006 Subestação 400 / 60 kv X N X F 220 / 60 kv X N X F 150 / 60 kv X N X F 150 / 30 kv X N X F Nº MVA (Ω) (Ω) Nº MVA (Ω) (Ω) Nº MVA (Ω) (Ω) Nº MVA (Ω) (Ω) ALTO DE MIRA 2 170 12 1.5 2 120 12 1.5 BATALHA 1 170 3-2 120 3-1 126 3 - CANELAS 3 120-2 1 126-2 CARREGADO 3 120 9 - CARRICHE 1 170 15-2 120 30 - ERMESINDE 2 50 17.2-2 126 17.2 - FERNÃO FERRO 3 126 12 - SACAVÉM 2 170 8-1 63 8-3 60 1.5 1.323 SANTARÉM 2 126 4 - SETE RIOS 3 170 8 - SETÚBAL 2 60 5-1 120 5-1 126 5 - TORRÃO 1 126 3 - VERMOIM 5 120 18 - XF: Reactância de fase XN: Reactância de neutro TRANSFORMADORES Reactâncias de neutro nos 6 TRs de grupo da CCG (12Ω) e no TR de grupo da CRJ que liga aos 220 kv (12Ω) Reactâncias de neutro nos 3 Autotransformadores 400/150 kv, de 450 MVA, de Palmela (10Ω) Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 F - 1/1
Anexo G Mapa da Rede Nacional de Transporte Anexo G MAPA DA REDE NACIONAL DE TRANSPORTE Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 G - 1/1
Anexo H Agregação das subestações da EDP Distribuição por subestação MAT/AT da REN Anexo H AGREGAÇÃO DAS SUBESTAÇÕES DA EDP DISTRIBUIÇÃO POR SUBESTAÇÃO MAT/AT DA REN Situação em 31 Dez 2006 Injector MAT/AT REN CANELAS BODIOSA BATALHA ALTO DE MIRA CHAFARIZ CARRICHE CARREGADO Subestação AT EDIS Boavista Chaves Aroeira Cacém Morgade Barreiro Casal de São Brás Valpaços Coina Central Tejo Vidago Fogueteiro Janas Vila da Ponte Laranjeiro Mem Martins Custóias Mutela Miraflores Matosinhos Portagem Pêro Pinheiro Matosinhos Sul Quinta do Conde Queluz S. C. Bispo Santana Reboleira Antas Seixal Sabugo Campo 24 de Agosto Sobreda São Ciro Fânzeres Alcácer do Sal Venda Nova Gondomar Aljustrel Andrinos Palmilheira Almodôvar Azóia Paranhos Beja C. da Areia Albergaria Ferreira Fátima Arada Porteirinhos M. Grande Avanca Serpa Ortigosa Devesa Velha Vale do Gaio Pinheiros O. Azeméis Fundão São Jorge Ovar S. Luzia Gumiei Rio Meão Tortozendo Orgens São João da Madeira Várzea Viseu Vista Alegre Viso Vale Cambra Guimarães Vouzela Aldeia Nova Lameirinho Arouca Braciais Pevidém Espinho Cachopo Inha Loulé Gala Jovim Olhão S. Julião Pedroso Quarteira Vila Robim Sanguedo São Brás de Alportel Cantanhede Serra do Pilar Tavira Mira Serzedo Torre Natal Pampilhosa V. Paraíso Borba Tocha V.N.Gaia Caeira Mogofores Verdinho Estremoz Águeda Alhandra Évora Aveiro Cheganças Montemor Barrô Cruz do Campo Moura Bustos Espadanal Terena Esgueira Lourinhã Vila Viçosa Gafanha Matacães Alcáçova Ílhavo Vale do Tejo Alpalhão Colombo Arronches Entrecampos São Vicente Luz Mogadouro Norte Arroja Quinta da Caldeira Cabeda Santa Marta Casalinhos de Alfaiata Senhor Roubado Loures Telheiras Lousa Alvelos Celorico Mafra Amares Cerdeira Matacães Lamaçães Guarda Mercado Penide Pinhel Póvoa S.M. Dume Trancoso Telheiro Turiz Vila da Rua Torres Vedras Sul CHAVES CUSTÓIAS ERMESINDE ESTARREJA ESTOI ÉVORA FALAGUEIRA FANHÕES MOURISCA MOGOFORES LAVOS GUIMARÃES FERRO F. ALENTEJO FERNÃO FERRO OLEIROS MOGADOURO Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 H - 1/2
Anexo H Agregação das subestações da EDP Distribuição por subestação MAT/AT da REN Anexo H AGREGAÇÃO DAS SUBESTAÇÕES DA EDP DISTRIBUIÇÃO POR SUBESTAÇÃO MAT/AT DA REN Situação em 31 Dez 2006 Injector MAT/AT REN SACAVÉM RIO MAIOR RIBA D'AVE RECAREI POMBAL PRACANA P. ALTO POCINHO PEREIROS A. S. João Braga Abóboda Aguieira Lindoso Alcoitão Alegria P. Ferreira Birre Alfarelos Ruivães Boavista Condeixa Troviscoso Cacém Fronhas Alcanede Capa Rota Lousã Almeirim Central Tejo Mortágua Cartaxo Norte Estoril Relvinha Fontaínhas Figueirinha Taveiro Vale Estacas Leião Bragança Amoreiras Miraflores M.Cavaleiros Arco Carvalhão Parede Marvão Colombo Ranholas Mirandela Luz Rio de Mouro Pocinho Norte Zambujal Carrascal Parque Monte Feio Coruche Praça da Figueira Santiago do Cacém Glória Santa Marta Vila Nova de Milfontes Mexeeiro Telheiras Alfena Belver Brasil Amieira Castelo Branco Carrascas Beiriz Pracana Moita Boavista Srª. Graça Montijo Campo Alegre Talagueira Pegões Gueifães Vale Serrão Sado Lapa I e III Pombal São Francisco Lousado Pontão São Sebastião Maia Ranha Terroa Monte dos Burgos Lordelo Vendas Novas Mosteiró Rebordosa Albufeira Muro Valongo Armação de Pera Vila de Conde Aljezur Vitória Areias São Bartolomeu de Messines Amarante Barrosas Silves Carneiro Caniços Tunes Pinhão Ermal Vilamoura Soutelo Fafe Lagoa Telheira Felgueiras Lagos Varosa Fermil Monchique Âncora Lamas Portimão Fonte Boa Pevidém Porto de Lagos France Requião Vila do Bispo S. R. Neiva S. J. Ponte Bustelo Sta. Marta do Portuzelo S. M. Campo Entre-os-Rios Touvedo Atouguia Lousada Valença Cadaval Marco de Canaveses Almourol Caldas Belmonte Belver Cela Candosa Entroncamento Rio Maior Gouveia Maranhão Sancheira Loriga Olho de Boi Stº. Onofre Mangualde Ponte de Sôr Turquel Nelas Santa Cita Anaia Nelas II Serrada Grande Expo Norte Ol. Hospital Sertã Expo Sul Sabugal Vale Figueira Gago Coutinho Sabugueiro Venda Nova Moscavide Seia Vila Nova de Ourém Oriental Tondela Vila Moreira RUIVÃES SANTARÉM SETE RIOS SETÚBAL TUNES VILA CHÃ TORRÃO Subestação AT EDIS TRAJOUCE SINES VERMOIM VALDIGEM VILA FRIA ZÊZERE Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 H - 2/2
Anexo I Cargas activas e reactivas para os PdE na RNT Anexo I CARGA ACTIVA E REACTIVA PARA OS PONTOS DE ENTREGA NA RNT Subestação Primavera Verão 10-Mai-05 14-Jul-05 Máximo Mínimo Máximo Mínimo P [MW] Q [Mvar] P [MW] Q [Mvar] P [MW] Q [Mvar] P [MW] Q [Mvar] ALTO DE MIRA 252.1 76.5 136.0 38.1 305.5 126.2 161.1 63.7 BATALHA 216.3 81.3 136.7 34.7 254.5 101.1 148.2 46.9 BODIOSA - - - - 37.2 9.3 15.4 5.5 CANELAS 302.6 103.1 182.3 45.5 276.9 122.0 140.2 33.1 CARREGADO 142.0 60.0 88.4 38.4 179.6 83.2 120.4 52.4 CARRICHE 174.4 58.4 82.8 26.8 217.6 86.0 96.4 37.2 CHAFARIZ 40.4 5.2 30.0 11.1 53.6 15.8 34.5 13.8 CHAVES 9.3 4.6 15.6 11.2 42.0 16.8 3.2 16.7 CUSTÓIAS 68.1 19.6 42.1 17.2 93.1 38.3 49.5 20.8 ERMESINDE 149.6 50.0 72.6 12.5 194.6 89.3 96.6 28.7 ERMIDAS-SADO 0.0 0.2 0.0 0.3 1.7 0.2 0.5-0.4 ESTARREJA 225.0 74.5 161.8 47.2 302.6 114.2 183.3 62.0 ESTOI 119.2 33.2 79.2 41.2 168.8 68.0 106.4 64.8 ÉVORA 89.1 16.8 62.8 31.5 118.6 42.4 83.8 47.9 FALAGUEIRA 23.8 3.0 16.4-8.2 36.7 7.6 7.8 5.6 FANHÕES 166.4 57.0 108.0 85.6 138.4 49.5 80.0 101.5 FERNÃO FERRO 211.8 71.1 137.1 54.4 227.6 106.8 137.4 67.7 FERREIRA DO ALENTEJO 44.0 11.6 35.0 16.4 70.2 23.5 46.0 22.9 FERRO 20.4 6.0 29.9 13.2 59.3 20.2 37.1 9.5 FOGUETEIRO 1.7 0.3 1.0-0.1 1.8 0.4 0.8-0.2 GOUVEIA 0.8-0.2 0.1-0.5 1.2 0.0 0.0 0.0 GUIMARÃES 43.4 12.4 35.4 12.9 55.6 17.8 38.8 17.5 LAVOS 60.2 0.7 45.2-3.8 71.0 2.0 38.6 16.4 LUSOSIDER 0.1 2.2 8.4 2.1 6.8 0.3 9.4 1.4 MAIA 71.0 36.0 28.2-3.3 73.2 5.4 66.4 13.2 MOGADOURO 6.5 0.3 4.6 1.9 7.4 0.9 2.4 3.6 MOGOFORES 69.2 30.4 44.8 14.4 80.4 35.6 52.8 18.4 MONTE DA PEDRA 2.6 0.5 0.0 0.2 0.8 0.2 0.0 0.0 MORTÁGUA 1.2-0.1 0.0-0.5 0.2-0.4 0.0 0.0 MOURISCA 179.9 53.6 111.0 26.9 198.0 73.0 125.3 35.2 NEVES CORVO 18.4 9.8 17.4 8.6 20.6 9.8 19.2 10.6 OLEIROS 127.9 46.0 76.2 20.4 164.4 66.0 80.9 29.6 PARAIMO - - - - - - - - PEGÕES 0.9 0.4 0.1-0.3 0.5-0.1 0.1-0.3 PEREIROS 145.2 39.6 101.9 21.2 196.8 71.1 86.1 39.2 POCINHO 31.6 2.2 29.9 1.5 44.7 15.5 35.6 9.2 POMBAL 25.6 7.6 1.2 19.6-3.2-1.6-43.2 35.2 PORTIMÃO - - - - - - - - PORTO ALTO 38.8 8.0 29.3 14.9 51.7 22.8 41.9 22.0 PRACANA 23.6 9.6 14.4 14.7 30.4 18.8 2.5 20.5 QUINTA DO ANJO 15.8 3.9 7.9 1.7 20.2 5.3 9.9 1.9 QUINTA GRANDE 2.0 0.4 0.0-0.2 2.6 0.7 0.0-0.2 RECAREI 70.4 26.4 24.8 7.2 59.6 26.4 23.6 13.2 RIBA D'AVE 186.5 57.4 158.4 51.8 247.8 87.8 168.3 74.8 RIO MAIOR 106.6 12.9 50.2 1.3 118.3 35.8 65.0 21.7 RÓDÃO 0.3 0.0 0.0 0.0 0.2 0.0 0.1 0.0 RUIVÃES 81.8 29.8 41.1 11.0 91.4 42.4 47.2 11.0 SABÓIA 0.4 0.0 0.0 0.0 0.3 0.0 0.0 0.0 SACAVÉM 30 71.6 3.6 50.1 1.4 90.8 21.6 53.8 6.8 SACAVÉM 60 94.2 21.5 47.5 28.5 113.2 44.7 58.1 37.4 SANTARÉM 59.2 17.2 42.4 16.4 86.4 36.0 58.0 33.2 SEIXAL 150 3.2 1.8 1.1 0.2 3.2 2.0 1.2 0.2 SEIXAL 220 89.2 13.2 90.0 20.4 86.6 9.6 78.4 13.6 SETE RIOS 157.2 55.7 66.9 18.7 196.9 80.2 75.7 26.3 SETÚBAL 182.6 65.4 121.4 65.8 227.2 84.0 146.5 86.9 SINES 60.5 13.8 54.5 26.9 63.6 17.3 60.9 20.9 SOBRAL 0.9-0.4 0.0-0.4 0.8-0.2 0.1-0.4 TORRÃO 71.0 28.7 38.7 13.2 85.2 36.7-0.4 24.5 TRAJOUCE 237.7 72.1 130.9 53.8 279.6 111.0 144.5 64.4 TUNES 154.2 33.4 99.6 58.8 213.2 87.7 134.4 78.4 URRÔ 0.1-0.2 0.6-0.5 0.1-0.2 0.2-0.1 VALDIGEM 29.6-4.1 48.8 8.8 84.1 31.5 1.4 26.6 VERMOIM 431.6 178.8 245.8 58.1 456.0 214.6 256.8 90.9 VILA CHÃ 126.4 33.5 112.3 30.9 155.8 61.3 87.6 38.6 VILA FRIA 83.8 24.3 41.3 29.8 113.2 30.2 53.4 41.9 ZÊZERE 130.7 36.4 112.4 44.1 180.2 79.5 127.8 74.4 TOTAL 5550.5 1716.9 3552.5 1215.3 6757.4 2603.6 3758.1 1758.5 Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 I - 1/2
Anexo I Cargas activas e reactivas para os PdE na RNT Anexo I CARGA ACTIVA E REACTIVA PARA OS PONTOS DE ENTREGA NA RNT Subestação Outono Inverno 08-Nov-06 30-Jan-06 Máximo Mínimo Máximo Mínimo P [MW] Q [Mvar] P [MW] Q [Mvar] P [MW] Q [Mvar] P [MW] Q [Mvar] ALTO DE MIRA 289.0 97.3 139.8 48.4 440.5 125.5 195.6 32.2 BATALHA 240.7 89.0 153.2 38.4 285.0 88.6 151.8 39.6 BODIOSA 66.0 11.8 31.5 4.2 - - - - CANELAS 299.6 115.5 154.0 42.8 378.4 99.0 158.0 24.5 CARREGADO 175.6 83.2 90.0 51.6 202.8 57.2 110.0 36.0 CARRICHE 200.0 71.2 92.4 28.0 279.2 73.2 124.8 24.0 CHAFARIZ 39.9 3.8 15.0 17.4 69.2 10.4 40.3 13.0 CHAVES 9.5 2.3-14.7 10.2 45.0 9.2 2.4 19.4 CUSTÓIAS 90.5 35.8 46.2 17.1 115.3 26.1 63.0 10.0 ERMESINDE 140.6 55.0 74.5 6.6 204.0 56.5 87.4 4.8 ERMIDAS-SADO 1.0 0.1 0.6 0.0 0.1 0.2 0.0 0.3 ESTARREJA 264.4 82.9 176.1 44.3 296.0 87.2 162.5 37.2 ESTOI 143.2 47.6 74.4 36.8 178.8 39.6 99.2 32.8 ÉVORA 89.8 25.0 45.6 19.6 143.4 16.0 63.3 17.9 FALAGUEIRA -24.1 4.2-31.8 3.6 49.9-2.4 44.0-0.1 FANHÕES 114.8 17.0 41.2 77.6 159.2 24.8 52.0 61.3 FERNÃO FERRO 240.5 81.8 136.7 49.2 361.0 92.8 181.0 41.0 FERREIRA DO ALENTEJO 62.7 22.7 34.4 13.9 110.4 30.4 43.8 11.8 FERRO 33.0 9.7 16.2 12.6 27.3 5.8 24.3 6.3 FOGUETEIRO 4.4 1.5 0.7-0.2 3.9 1.4 1.7 0.1 GOUVEIA 0.8-0.5 0.0 0.0 1.0-0.3 0.0-0.5 GUIMARÃES 45.8 12.2 35.4 15.6 59.5 10.0 24.4 4.7 LAVOS 39.0-15.5 10.1 15.4 54.2-14.4 19.1 14.0 LUSOSIDER 6.9 0.0 7.8 3.9 8.5 3.1 7.9 4.9 MAIA 8.2 0.3 75.4 8.4 12.0-20.7 71.4 43.2 MOGADOURO 6.8 0.4 3.2 2.3 10.8 0.5 2.8 1.8 MOGOFORES 105.2 42.0 57.2 12.4 88.4 26.8 45.6 6.4 MONTE DA PEDRA 1.0 0.1 0.0 0.0 1.7 0.3 0.0 0.2 MORTÁGUA 0.0-0.5 0.0-0.4 0.8-0.5 0.0-0.5 MOURISCA 183.8 70.3 104.4 28.2 207.7 46.2 109.0 26.6 NEVES CORVO 21.2 10.5 21.4 12.4 19.2 8.2 15.8 4.4 OLEIROS 133.2 50.8 72.6 21.2 173.9 44.4 66.4 17.6 PARAIMO - - - - - - - - PEGÕES 1.0-0.3 0.0-0.3 3.9 1.0 0.0-0.3 PEREIROS 149.6 45.4 98.2 30.2 192.4 29.7 110.4 7.8 POCINHO 30.0-0.3 14.8-6.3 62.1 13.0 37.0 8.3 POMBAL 12.8 0.0-7.2 17.2-1.2-8.0-21.6 29.2 PORTIMÃO - - - - - - - - PORTO ALTO 42.5 11.1 25.7 11.5 55.7 10.2 29.6 7.8 PRACANA 58.8 8.5 51.0 11.6 106.2 14.4 36.7 3.8 QUINTA DO ANJO 14.5 2.3 9.3 1.5 9.2 1.9 7.9 1.4 QUINTA GRANDE 0.1-0.1 0.0 0.0 0.0-0.2 0.8 0.0 RECAREI 76.8 30.4 26.4 9.2 82.0 17.2 30.8 8.4 RIBA D'AVE 156.4 44.6 119.8 49.7 252.0 51.5 104.4 38.2 RIO MAIOR 121.3 35.9 25.0-1.0 143.0 13.4 67.0 0.4 RÓDÃO 0.1 0.0 0.0 0.0 0.6 0.0 0.7 0.0 RUIVÃES 82.3 33.0 41.2 4.9 95.1 26.2 45.4 7.9 SABÓIA 0.0 0.0 0.0 0.0 1.5 0.1 0.0 0.0 SACAVÉM 30 64.8 1.3 42.4 2.8 117.7 9.4 67.6 7.5 SACAVÉM 60 105.6 42.4 50.2 28.4 144.8 18.3 58.0 16.5 SANTARÉM 70.5 24.4 42.0 21.7 91.8 20.7 46.4 14.1 SEIXAL 150 1.3 0.2 1.2 0.2 1.5 0.3 0.5 0.0 SEIXAL 220 16.2 4.8 66.4 13.4 16.8 7.8 42.4 11.2 SETE RIOS 151.8 48.5 64.6 11.8 161.8 36.2 73.6 13.1 SETÚBAL 216.4 76.4 120.7 63.4 274.5 78.2 151.1 53.2 SINES 58.3 17.4 34.0 13.4 73.8 15.8 41.7 21.5 SOBRAL 2.4 0.1 1.2-0.3 0.5-0.4 0.2-0.4 TORRÃO 51.3 27.3 23.9 11.5 95.2 23.4-13.5 19.2 TRAJOUCE 271.1 94.6 131.1 50.8 341.1 97.0 167.5 40.8 TUNES 164.7 46.9 92.4 48.8 250.2 43.5 118.7 44.1 URRÔ 0.5-0.1 0.3-0.2 0.5-0.2 0.7-0.2 VALDIGEM 0.1-8.9-6.6 3.4 112.6 15.0-7.0 28.6 VERMOIM 412.1 176.5 205.1 60.9 504.1 144.2 247.8 32.0 VILA CHÃ 33.1 8.9 12.5 23.8 224.3 57.1 143.8 36.3 VILA FRIA 103.7 36.9 36.7 22.3 163.3 42.5 74.7 42.2 ZÊZERE 151.1 46.8 87.0 40.0 170.0 44.9 72.8 38.2 TOTAL 5654.5 1882.2 3073.2 1185.8 7734.1 1768.9 3703.5 1066.0 Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 I - 2/2
Anexo J Perfis de Produção Anexo J PERFIS DE PRODUÇÃO Sistema Central PRODUÇÃO HÍDRICA nº Pmáx/gr. Pmáx Sigla Nome Tipo Grupos [MW] [MW] Inverno [MW] 30-Jan-06 Min Primavera [MW] 10-Mai-06 Verão [MW] 14-Jul-06 Outono [MW] 08-Nov-06 Máx Máx Min Máx Min Máx Min Lima CAL Alto Lindoso Alb. 2 315 630 503 0 0 0 241 0 590 0 CTD Touvedo Alb. 1 22 22 18 19 0 0 10 11 19 19 Douro CMD1 Miranda F.A. 3 60 180 152 0 103 0 116 0 98 0 Internac. CMD2 Miranda F.A. 1 189 189 0 0 189 0 0 0 189 0 CPT Picote F.A. 3 65 195 137 0 178 0 58 0 172 0 CBT Bemposta F.A. 3 80 240 238 0 161 0 79 0 240 0 Douro CPN Pocinho F.A. 3 62 186 56 0 70 40 57 0 106 94 Nacional CVR Valeira F.A. 3 80 240 117 0 157 60 35 0 239 164 CRG Régua F.A. 3 60 180 118 26 118 0 26 46 173 176 CCL Carrapatelo F.A. 3 67 201 150 0 136 0 56 0 197 201 CCM Crestuma-Lever F.A. 3 39 117 74 0 37 0 61 0 89 75 Távora CTC (a) Vilar-Tabuaço Alb. 2 29 58 54 0 0 0 48 0 0 0 Tâmega CTR Torrão F.A. / B 2 70 140 96-74 58 0 51-147 54 0 Cávado CAR (b) Alto Rabagão Alb. / B 2 34 68 32 0 0 0 61 0 0-60 CVN1(c) Venda Nova Alb. 3 30 90 51 0 52 0 0 0 0 0 CVN2 Venda Nova Alb. 1 54 54 0 0 0 0 0 0 51 50 CFD Frades Alb. / B 2 98 196 93-93 92 0 182-182 116-182 CSD (d) Salamonde Alb. 2 21 42 38 0 40 0 38 0 37 0 CCD (e) Caniçada Alb. 2 31 62 60 0 61 0 0 0 62 61 Homem CVF (f) Vilarinho Furnas Alb. 1 72 59 0 54 0 59 0 58 57 125 CVF2 (f) Vilarinho Furnas Alb. / B 1 71 59 0 0 0 0 0 58 58 Mondego CAG Aguieira Alb. / B 3 112 336 222-278 0 0 175-277 205-183 CRV Raiva Alb. 2 12 24 10 0 0 0 0 0 10 9 CCA Caldeirão Alb. 1 40 40 38 0 12 0 0 0 13 36 Tejo CFT Fratel F.A. 3 44 132 31 0 87 0 61 0 125 125 Zêzere CCR Cabril Alb. 2 54 108 70 0 49 0 81 0 103 104 CBC Bouça Alb. 2 22 44 43 0 22 0 44 0 44 44 CCB Castelo do Bode Alb. 3 53 159 118 0 82 0 78 0 159 159 Ocreza CPC1 Pracana Alb. 2 8 16 10 0 0 0 0 0 12 11 CPC2 Pracana Alb. 1 25 25 25 0 0 0 0 0 25 25 Guadiana CAV Alqueva Alb. 2 120 240 94 0 106 81-116 200-117 Potência Hídrica - Total [MW] 2764-400 1864 100 1698-665 3444 926 Total de Albufeiras [MW] 1596-352 570 0 1098-564 1762 91 Total de Fio de Água [MW] 1169-48 1294 100 600-101 1682 835 Total de bombagem [MW] 0-445 0 0 0-722 0-542 Legenda: F.A.- Fio de água Alb.- Albufeira B- Centrais com bombagem PRODUÇÃO TÉRMICA Central Inverno [MW] Primavera [MW] Verão [MW] Outono [MW] 30-Jan-06 10-Mai-06 14-Jul-06 08-Nov-06 nº Pmáx/gr. (h) Pmáx (h) Sigla Nome Tipo Grupos [MW] [MW] Máx Min Máx Min Máx Min Máx Min CBR (g) Barreiro Fuel 2 32 56 50 12 10 11 33 33 11 12 CCG1 Carregado Fuel 4 118 473 461 0 0 0 227 0 0 0 CCG2 Carregado Fuel+Gás 2 119 237 0 0 0 0 0 0 0 0 CSB Setúbal Fuel 4 237 946 947 273 0 0 707 0 0 0 CSN Sines Carvão 4 298 1192 1188 1184 1181 1181 1184 1180 1193 1194 CTN Tunes Gasol 2 83 165 0 0 0 0 0 0 0 0 CPG Pego Carvão 2 292 584 585 584 584 521 583 582 584 581 CTG T. Outeiro Gás 3 330 990 1070 194 636 193 906 601 0 0 CRJ Ribatejo Gás 3 392 1176 792 231 1128 399 1075 529 762 475 Potência Térmica - Total [MW] 5093 2478 3539 2305 4715 2925 2550 2262 TOTAIS Inverno [MW] Primavera [MW] Verão [MW] 30-Jan-06 10-Mai-06 14-Jul-06 Outono [MW] 08-Nov-06 Máx Min Máx Min Máx Min Máx Min Térmica + Hidráulica 7857 2078 5403 2405 6413 2260 5994 3188 PRE MAT 7 52 4 5 32 97 52 35 Interligação (Imp - ; Exp +) -45-1670 -263-1212 -460-1508 296 57 Térmica + Hidráulica + PRE MAT - Interl. 7909 3800 5670 3622 6905 3865 5751 3166 Consumo 7734 3704 5551 3553 6857 3758 5693 3073 Bombagem 0-445 0 0 0-722 0-542 Notas: Pmax refere-se à potência líquida máxima de cada central Para efeitos de simulação considera-se a central do Torrão como de fio de água, atendendo à sua pequena capacidade de regularização de caudais afluentes. Considerou-se como Pmax./gr = Pmax.tot / nºgr., no entanto em algumas centrais hídricas a funcionarem com apenas 1gr. a Pmax./gr pode ter um valor mais elevado que o indicado na tabela. a) 58/35 MW de Pot.máx. se em funcionamento simultâneo 2/1Grupos b) 68/38 MW de Pot.máx. se em funcionamento simultâneo 2/1Grupos c) 90/64/34 MW de Pot.máx. se em funcionamento simultâneo 3/2/1Grupos d) 42/22 MW de Pot.máx. se em funcionamento simultâneo 2/1Grupos e) 62/32 MW de Pot.máx. se em funcionamento simultâneo 2/1Grupos f) 125 MW de Pot.máx. se em funcionamento simultâneo os 2Grupos (cada grupo com 62.5MW) g) Central com 2caldeiras-2Grup. Pmax=56MW Pmin=29MW Central com 1caldeira-1Grup. Pmax=22MW Pmin=15MW h) Potências para temperaturas ambiente. Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 J - 1/1
Anexo K Produção em Regime Especial e SENV Anexo K PRODUTORES EM REGIME ESPECIAL AGREGADO POR SUBESTAÇÃO Situação em 31 Dez 2006 Subestação Potência Ligada [MVA] Eólico Hídrico Cogeração Outros Total Alto de Mira - - - 1.8 1.8 Batalha 47.1-10.7 1.3 59.1 Bodiosa 50.1 - - - 50.1 Canelas 4.5 4.5-2.4 11.4 Carregado 96.2-16.7-113.0 Carriche - - 2.1-2.1 Chafariz 38.5 22.6-0.3 61.4 Chaves 34.3 26.1 - - 60.4 Pinhal Interior * 130.0 - - - 130.0 Custóias - - 39.5-39.5 Ermesinde - 4.5 3.0-7.5 Estarreja 78.9 11.1 85.3-175.2 Évora - 11.4-0.1 11.5 Falagueira - - - - 0.0 Fanhões 113.5-38.8 63.1 215.4 Fernão Ferro - - 19.5 1.7 21.2 Ferreira do Alentejo - 3.7 - - 3.7 Ferro 2.1 19.8 - - 21.9 Guimarães - 2.3 30.7-33.0 Lavos - - 66.4 10.0 76.4 Mogadouro 4.3 - - 0.1 4.4 Mogofores - - 0.5 10.0 10.5 Mourisca 34.4 10.2 16.2 0.1 60.8 Oleiros 19.8 4.2 20.2-44.3 Pampilhosa da Serra * 96.6 - - - 96.6 Penamacor * 43.0 - - - 43.0 Pereiros 136.7 11.9-4.3 152.9 Pocinho 2.0 36.6 0.2-38.8 Pombal 15.7-11.7-27.4 Porto Alto - - 9.5-9.5 Pracana 41.2 8.0 3.6 19.5 72.2 Recarei - 1.7-4.4 6.1 Riba d'ave 60.8 57.1 145.1-263.0 Rio Maior 135.8 - - 0.1 136.0 Sacavém - - 33.5-33.5 Santarém - - 2.5 0.2 2.7 Sete Rios - - 1.8-1.8 Setúbal - - 11.6 18.0 29.6 Sines 17.8 1.6 30.0-49.4 Terras Altas de Fafe * 80.8 - - - 80.8 Torrão 103.4 9.3 0.0-112.7 Trajouce - - 4.6-4.6 Tunes 33.2 1.3-1.0 35.5 Valdigem 163.3 55.3 5.2 0.1 223.8 Vermoim - - 39.7 27.1 66.9 Vila Chã 73.1 60.4 37.6 0.1 171.2 Vila Fria 71.9 21.2 38.7 3.9 135.6 Zêzere 10.0 13.0 17.4 23.8 64.2 TOTAL 1739 398 742 193 3072 * - Instalação de Produtor Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 K - 1/1
Anexo K Produção em Regime Especial e SENV PRODUTORES HÍDRICOS DO SENV AGREGADO POR SUBESTAÇÃO DA RNT Situação em 31 Dez 2006 Subestação Potência Ligada [MW] Total Pereiros 25.9 Ruivães 44.1 Valdigem 24.7 Vila Chã 67.8 Zêzere 80.7 TOTAL 243.2 Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 K - 2/1
Anexo L Diagramas unifilares de trânsitos de potência Anexo L DIAGRAMAS UNIFILARES DE TRÂNSITOS DE POTÊNCIA MAPA 1 - MÁXIMO DO DIA 30 JAN 2006 INVERNO MAPA 2 - MÍNIMO DO DIA 30 JAN 2006 INVERNO MAPA 3 - MÁXIMO DO DIA 10 MAI 2006 PRIMAVERA MAPA 4 - MÍNIMO DO DIA 10 MAI 2006 PRIMAVERA MAPA 5 - MÁXIMO DO DIA 14 JUL 2006 VERÃO MAPA 6 - MÍNIMO DO DIA 14 JUL 2006 VERÃO MAPA 7 - MÁXIMO DO DIA 8 NOV 2006 OUTONO MAPA 8 - MÍNIMO DO DIA 8 NOV 2006 OUTONO Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 L - 1/9
Anexo L Diagramas unifilares de trânsitos de potência Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 L - 2/9
Anexo L Diagramas unifilares de trânsitos de potência Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 L - 3/9
Anexo L Diagramas unifilares de trânsitos de potência Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 L - 4/9
Anexo L Diagramas unifilares de trânsitos de potência Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 L - 5/9
Anexo L Diagramas unifilares de trânsitos de potência Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 L - 6/9
Anexo L Diagramas unifilares de trânsitos de potência Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 L - 7/9
Anexo L Diagramas unifilares de trânsitos de potência Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 L - 8/9
Anexo L Diagramas unifilares de trânsitos de potência Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2006 L - 9/9