1. ANEXOS PLANO DE INVESTIMENTOS DA REDE NACIONAL DE TRANSPORTE 2006-2011 Volume 1 Anexo 1 1.1. Anexo 1 Padrões de Segurança de Planeamento da RNT Plano de Investimentos da Rede Nacional de Transporte 2006-2011
Rede Eléctrica Nacional, REN S.A. PADRÕES DE SEGURANÇA DE PLANEAMENTO DA RNT DPR PADRÕES DE SEGURANÇA DE PLANEAMENTO DA RNT 00.12.04 1
ÍNDICE Definições...3 1. Justificação e Âmbito...4 2. Princípios Básicos...4 3. Condições Topológicas a Considerar...5 4. Critérios de Estabilidade...6 5. Limites de Aceitabilidade...7 6. Revisão dos Critérios...7 Anexo 1 Hipóteses para Simulação...8 Anexo 2 Casos Especiais...12 DPR PADRÕES DE SEGURANÇA DE PLANEAMENTO DA RNT 00.12.04 2
DEFINIÇÕES Para efeitos do presente documento entende-se por: AT DV ERSE GS Alta Tensão; tensão entre fases cujo valor é superior a 45 kv e igual ou inferior a 110 kv Distribuidores ou Distribuição Vinculada Entidade Reguladora do Sistema Eléctrico Gestor do Sistema MAT Muito Alta Tensão; tensão entre fases cujo valor é superior a 110 kv Ordem de mérito PdE PI Lista ordenada dos grupos geradores segundo os preços ou custos variáveis expectáveis crescentes associados à produção de energia eléctrica Ponto de Entrega; ponto (da rede) onde se faz o fornecimento de energia eléctrica à instalação do cliente ou a outra rede Produtor Independente Plano de Investimento da RNT Plano de realizações e de custos associados a que a REN está regularmente obrigada a apresentar à ERSE para parecer, de dois em dois anos PRE Produção em Regime Especial; abrange a actividade de produção de energia eléctrica, no âmbito do SEI, que se baseie na utilização de recursos renováveis ou resíduos industriais, agrícolas ou urbanos, ao abrigo de legislação específica. PV Produtores ou Produção Vinculada RARI Regime n Regime de contingência n-1 Regime de contingência n-2 REN RNT SE SEI SEN SEP UCTE T Regulamento de Acesso a Redes e Interligações Regime no qual se consideram todos os elementos da RNT disponíveis Regime no qual se considera a falha de um qualquer elemento da RNT Regime no qual se considera a falha, simultânea ou não, de quaisquer dois elementos da RNT Rede Eléctrica Nacional, concessionária da RNT Rede Nacional de Transporte Subestação Sistema Eléctrico Independente Sistema Eléctrico Nacional Sistema Eléctrico de Abastecimento Público Union pour la Coordination du Transport de l Electricité Ponto de derivação de um circuito da RNT a partir de um outro circuito, sem instalação de qualquer equipamento de manobra, de corte, de protecção ou outro. DPR PADRÕES DE SEGURANÇA DE PLANEAMENTO DA RNT 00.12.04 3
1. JUSTIFICAÇÃO E ÂMBITO Este documento descreve os padrões de segurança utilizados no planeamento da RNT para efeitos da simulação previsional de funcionamento integrado do SEN com vista à manutenção de uma adequada qualidade de serviço no abastecimento dos clientes, numa óptica de minimização de custos, tendo como anexos as hipóteses para simulação e os casos especiais para validação. O enquadramento legal (DL nº 185/95, de 21 Julho, consolidado pelo DL nº56/97, de 14 de Março e respectivo anexo sobre as Bases de Concessão da Rede Nacional de Transporte de Energia Eléctrica ) confere à REN a concessão da RNT e a gestão global do SEP, incluindo o planeamento, a construção e a exploração das infraestruturas da RNT, com vista a assegurar o abastecimento aos clientes do SEP com adequados níveis de qualidade e de continuidade de serviço. A actividade da concessão compreende, em particular, a recepção e o transporte de energia eléctrica entre a Produção Vinculada (PV) e a Distribuição Vinculada (DV), bem como a gestão das interligações com outras redes. Por outro lado, quer a REN, quer a DV, devem proporcionar a ligação e o acesso às suas redes a todos os outros utilizadores do SEN que a elas se pretendem ligar, desde que haja capacidade disponível, sem afectar os níveis regulamentares de qualidade de serviço e de segurança de abastecimento do SEP. A REN deve, em particular, elaborar Planos de Investimentos da RNT de curto e médio prazo, os quais, de acordo com o estipulado no art. 15º do RARI, são submetidos ao parecer da Entidade Reguladora do Sector Eléctrico (ERSE). Estes Planos devem ser suportados por análises técnicas quer ao nível previsional (e.g. cenários de evolução das cargas regionais e de localização de novos centros produtores), quer quanto à qualidade dos instrumentos e da metodologia usada nas simulações. A REN é também responsável pela elaboração de outros documentos como a Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede (art. 9º do RARI) e pelas análises de determinação das capacidades disponíveis de interligação (art. 10º do RARI). A concretização de qualquer uma destas tarefas tem por base um conjunto de padrões ou critérios de planeamento que devem assegurar coerência entre resultados e soluções adoptados nos Planos de Investimento da RNT e os objectivos de fiabilidade e de segurança na operação do sistema. A explicitação destes critérios suporta e valida as soluções apresentadas e as decisões delas decorrentes, tanto para projectos de investimento internos à própria empresa, como as que se relacionam com as entidades exteriores, em particular os produtores e consumidores do SEP e do SEI. DPR PADRÕES DE SEGURANÇA DE PLANEAMENTO DA RNT 00.12.04 4
2. PRINCÍPIOS BÁSICOS A necessidade de construção de novos elementos ou a concretização de reforços em elementos já existentes deve ser planeada para datas de entrada em serviço de acordo com os seguintes princípios: 2.1 - Cumprimento dos critérios técnicos em todas as situações típicas de funcionamento previsional da RNT ao longo do horizonte de simulação. 2.2 Consideração de outros projectos ou antecipações das datas limite dos projectos decorrentes do princípio anterior, desde que isso se justifique, do ponto de vista económico, por razões de ordenamento do território, ou por objectivos nacionais e comunitários de política energética. Estes dois princípios definem outros tantos níveis de actuação que devem presidir ao planeamento da RNT. Em primeiro lugar o planeamento deve reger as suas propostas de reforço da RNT mediante o cumprimento dos princípios e das regras explicitadas neste documento como salvaguarda do bom funcionamento das redes interligadas e da garantia da adequada qualidade no abastecimento dos consumos. Em segundo lugar deve ser tida em conta a vertente económica dos diversos projectos alternativos, privilegiando o que tem maior valor actual. O mesmo se aplica na identificação de outros projectos que, mesmo não justificados por razões estritas de cumprimento das regras de segurança, possam ter valia técnico-económica. Para cumprimento dos critérios técnicos enunciados em 2.1, os resultados da simulação da RNT, integrada no conjunto mais global do SEN, devem, em linhas gerais, cumprir os seguintes requisitos: a) As variáveis eléctricas tensão e intensidade de corrente deverão respeitar os limites de aceitabilidade de gamas de tensão admissíveis e de carga máximas apontadas neste documento (Capítulo 5.) em regime normal, em regime de contingência n-1, e no número restrito de contingências n-2 adiante definidas no ANEXO 2. b) Em nenhum caso de regime normal ou dos regimes de contingência definidos na alínea anterior se devem verificar cortes de consumos. c) Para os regimes de contingência n-2, admite-se, no entanto, o recurso a redespachos de produção e reconfigurações topológicas da rede, conforme referido no Anexo 2. No que diz respeito às cargas mono-alimentadas a partir da RNT ou à capacidade de transformação garantida em contingência n-1 nas subestações de entrega à distribuição deverá ser tido em conta, sempre que relevante, o recurso de alimentação através das redes da DV. A enumeração das capacidades de recurso consideradas será apresentada no Plano de Investimentos da RNT. DPR PADRÕES DE SEGURANÇA DE PLANEAMENTO DA RNT 00.12.04 5
3. CONDIÇÕES TOPOLÓGICAS A CONSIDERAR A rede da REN deverá ser ensaiada nas três condições de rede indicadas em seguida. Os resultados deverão respeitar sempre os limites de aceitabilidade de tensão e de sobrecarga descritos no ponto 5 deste documento. Situação n Consideram-se todos os elementos da RNT disponíveis em serviço. Regime de contingência n-1 Considera-se a falha de um qualquer elemento da RNT (linha simples, circuito de linha dupla, grupo gerador, autotransformador, transformador, bateria de condensadores), devendo nos restantes, sem excepção, não se verificarem violações dos critérios de tensão e de sobrecarga, sem qualquer redespacho ou reconfiguração topológica. Regime de contingência n-2 Supõe-se a falha, simultânea ou não, de dois elementos da RNT. O regime de contingência n-2 não é aplicado genericamente a toda a rede. Deverão apenas ser avaliados os casos apontados na tabela seguinte: Tipo de falha Falha simultânea de dois circuitos do mesmo apoio (contingência n-2 ) Falha de dois elementos quaisquer, não simultânea, com possibilidade de redespacho de produção e reconfiguração da rede, após a primeira falha (contingência n-1-1 ). Campo de aplicação Linhas duplas que ponham em causa o abastecimento das áreas da Grande Lisboa e do Grande Porto. Qualquer outra linha dupla de mais de 35 km, excepto antenas. Em toda a rede de 400 kv Nos autotransformadores inseridos nos eixos com função de grande transporte (todos os ligados nos 400 kv). No critério proposto para a contingência n-1-1 admite-se que, após a primeira falta, a segurança de funcionamento e a integridade da rede do SEP possam ser conseguidas com recurso a medidas de redespacho ou de reconfiguração de rede. Neste caso, pode ser vantajosa a tomada de medidas cautelares de instalação de unidades de transformação de reserva para garantia do cumprimento deste critério. DPR PADRÕES DE SEGURANÇA DE PLANEAMENTO DA RNT 00.12.04 6
4. CRITÉRIOS DE ESTABILIDADE Considerando todos os elementos da RNT disponíveis e sem qualquer tipo de restrição, o sistema deverá ser transitoriamente estável, apresentando estabilidade na 1ª oscilação, para os diferentes tipos de defeito e localização descritos na tabela seguinte e, ainda, ser dinamicamente estável com um adequado amortecimento das oscilações subsequentes. Local do Defeito 400 kv e 220 kv Condições iniciais Tipo Tipo de defeito Eliminação do defeito Tempo Tempo (s) Forma morto (s) Religação Trifásico 0,1 2 extremos - Não Sem restrições Fase-terra 0,1 2 extremos monofásico 0,9 Mal sucedida c/ abert. trifás. Definitiva 150 kv S/restrições Trifásico 0,15 2 extremos - Não 5. LIMITES DE ACEITABILIDADE Para os diferentes regimes, normal ou de contingência, os valores estabilizados da tensão nos barramentos e de carga nos elementos da RNT, não devem, salvo em situações restritas resultantes de características particulares de equipamentos, violar os limites indicados nas duas tabelas seguintes: LIMITES DE ACEITABILIDADE DE TENSÃO Tensão (kv) Regime n Contingência n-1 Contingência n-2 Mínimo Máximo Mínimo Máximo Mínimo Máximo kv p.u. kv p.u. kv p.u. kv p.u. kv p.u. kv p.u. 400 380.95 416 1.04 372.93 420 1.05 (b) 360.90 420 1.05 (b) 220 209.95 231 1.05 (a) 205.93 242 1.10 (a) 198.90 242 1.10 (a) 150 142.95 157 1.05 (a) 140.93 165 1.10 135.90 165 1.10 63 (c) 61.97 65 1.03 60.95 66 1.05 59.93 66 1.05 a) Admitem-se excepções para alguns pontos da RNT, nomeadamente, na zona do Douro. b) De futuro, poderá vir a ser necessário admitir alguma flexibilidade para aceitar elevações de tensão ligeiramente superiores. d) Tendo em conta a actuação de tomadas de transformadores MAT/AT. DPR PADRÕES DE SEGURANÇA DE PLANEAMENTO DA RNT 00.12.04 7
LIMITES DE ACEITABILIDADE DE CARGA (A) (em % dos valores nominais para cada época do ano) Época Contingência n-1 Contingência n-2 Regime n Linhas Linhas Transf. 150 e 220 kv 400 kv 150 e 220 kv 400 kv Linhas Transf. (c) ant.1992 b) pos.1992 todas ant.1992 b) pos.1992 todas Transf. (c) Verão 100% 100% 100% 120%(2h) 120%(2h) 105%(2h) 100% 120%(2h) 120%(2h) 110%(2h) Inverno 100% 100% 100% 120%(2h) 120%(2h) 120%(2h) 100% 120%(2h) 120%(2h) 130%(2h) (a) Os valores de carga em contingência são indicativos, pois cada elemento possui as suas capacidades específicas em regime de sobrecarga, as quais podem variar ligeiramente em relação a estes valores médios indicativos. (b) Como medida de simulação temporária considera-se que, nas linhas de 150 e 220 kv anteriores a 1992, existe a possibilidade de carga até 120% em regime de contingência com uma duração máxima de 20 minutos, no pressuposto de que a carga na linha antes da contingência não era superior a 80% do seu valor nominal. Considera-se pois que o Gestor do Sistema dispõe de um intervalo de tempo de 20 minutos para actuar sobre o sistema no sentido de eliminar essa sobrecarga. (c) Unidades mais antigas de transformação poderão ter valores limites de carga inferiores aos indicados. 6. REVISÃO DOS CRITÉRIOS A revisão dos presentes critérios poderá ser realizada de dois em dois anos, nos anos intermédios à apresentação do Plano de Investimentos na RNT, por iniciativa da REN ou para proposta da ERSE. Eventuais alterações no conteúdo do Plano que daí decorram serão concretizadas de acordo com as possibilidades da REN. DPR PADRÕES DE SEGURANÇA DE PLANEAMENTO DA RNT 00.12.04 8
ANEXO 1 HIPÓTESES PARA SIMULAÇÃO 1. PREVISÃO DE CARGAS A previsão de cargas (potências activa e reactiva) a alimentar pela Rede de Transporte é elaborada para condições de carga máxima e de carga mínima e, ainda, para situações de carga intermédia com base no registo histórico dos últimos anos. São tratados separadamente os meses típicos de Inverno e os meses típicos de Verão. O ponto de partida desta previsão corresponde à estimativa, para o ano em curso, das cargas activas em cada um dos pontos de entrega (PdE), com base no registo histórico e no tratamento estatístico do comportamento destas variáveis. O valor global daqui resultante corresponde à situação de simultaneidade de carga em todos os pontos de entrega e está associado ao do cenário mais provável disponível para efeitos de elaboração do Plano de Expansão do Sistema Electroprodutor do SEP. Assim sendo, e numa perspectiva individual de cada PdE, os seus registos de carga máxima (ou mínima) podem atingir valores que sejam superiores (ou inferiores) aos que constam desta previsão de carga simultânea, pelo facto dos mesmos não estarem referidos a instantes síncronos com os dos outros PdE. Este ponto de partida é ainda alvo de ajustes com base na informação fornecida pela DV. De facto, é esta entidade que fornece o detalhe dos valores de cargas das suas subestações de distribuição servidas por cada PdE, bem assim como as taxas de crescimento de cada uma delas. O factor de potência típico de cada PdE a considerar para o estabelecimento das cargas reactivas é calculado com base nos registos históricos dos últimos anos e nas informações recolhidas junto da DV sobre as suas políticas futuras no que respeita à compensação daquele factor nas suas redes. 2. PRODUTORES INDEPENDENTES Do ponto de vista do planeamento, a influência da produção independente do SEI é incorporada consoante a sua natureza. DPR PADRÕES DE SEGURANÇA DE PLANEAMENTO DA RNT 00.12.04 9
Centrais de cogeração e outras térmicas ao abrigo da PRE A potência deste tipo de centrais é, actualmente, considerada como potência garantida desde que a análise do seu diagrama anual de funcionamento, permita concluir por um padrão de comportamento estável. Num futuro próximo, poderá ser estabelecido um conjunto de regras explícitas para definir qual a potência garantida em cada PdE da REN, função, nomeadamente, da natureza e número destas centrais na área de influência de cada um daqueles pontos. Centrais mini-hídricas As centrais mini-hídricas, são representadas por um equivalente ligado a cada SE da REN, que traduz o agregado daquele tipo de produção na área de influência dessa subestação. Em função da época do ano e do regime de hidraulicidade considerado são atribuídos factores de produtibilidade face ao valor de potência total agregada instalada em cada equivalente. Este factor pode variar entre 100% para situações de forte produção em regimes de grande hidraulicidade, até se anular em regimes secos, fora das horas de ponta. Em função do comportamento estatístico destes agregados de potência mini-hídrica, na área de influência de cada subestação o valor máximo de potência garantida, poderá ser inferior ao somatório das potências instaladas. Centrais eólicas As centrais eólicas são representadas por um equivalente por SE que simula um agregado coerente de toda a produção eólica na área de influência da respectiva SE. Este gerador equivalente deve ser simulado, ou com produção nula ou até a 80% da sua potência nominal, com vista a avaliar o seu impacto nos trânsitos da RNT. Para efeitos de dimensionamento da transformação mínima necessária em cada SE, para assegurar o abastecimento dos consumos, considera-se que a produção eólica não contribui com qualquer valor de potência garantida, no estado actual de desenvolvimento deste tipo de produção. DPR PADRÕES DE SEGURANÇA DE PLANEAMENTO DA RNT 00.12.04 10
3. CONDIÇÕES DE TEMPERATURA Para efeitos da avaliação da capacidade térmica dos elementos constituintes da RNT (em particular, linhas1, autotransformadores e transformadores) são assumidas duas épocas do ano, Verão e Inverno, com as seguintes condições médias de temperatura ambiente: Verão: Meses de Junho, Julho, Agosto e Setembro. T amb =30ºC Inverno: Meses de Dezembro, Janeiro e Fevereiro. T amb =15ºC 4. PLANOS DE PRODUÇÃO E DE CARGAS Na óptica de planeamento, as simulações base da RNT têm em conta as seguintes situações típicas de funcionamento, resultantes do cruzamento entre os regimes de carga e os de produção: Inverno: Situações de carga para abastecimento dos consumos nos períodos de ponta, intermédio e de vazio, cruzados com os regimes hidrológicos seco e húmido. Verão: Situações de carga para abastecimento dos consumos nos períodos de ponta, intermédio e de vazio, para o regime hidrológico seco. Para além disso são considerados os seguintes pressupostos nas simulações: Colocação dos centros produtores Os centros produtores serão colocados em serviço de acordo com a sua ordem de mérito, a qual será definida tendo em conta por um lado, a prática do Gestor do Sistema e do Agente Comercial do SEP e, por outro, os custos variáveis previstos para o médio e longo prazo nos estudos de expansão de centros produtores do SEP e as características relevantes das centrais do SEI. Reserva girante A reserva girante deve respeitar os critérios da UCTE. Em termos da sua quantificação prática para efeitos de simulação em planeamento, o valor desta reserva deve corresponder à potência do maior grupo em serviço, distribuída de acordo com a prática do Gestor do Sistema. 1 Para o caso de cálculo da capacidade térmica das linhas eléctricas aéreas consideraram-se os seguintes dados: Radiação solar = 1000 W/m 2 Velocidade do vento = 0.6 m/s Coefic. de absorção solar = 0,5 Poder emissivo do condutor em relação ao corpo negro = 0,6 DPR PADRÕES DE SEGURANÇA DE PLANEAMENTO DA RNT 00.12.04 11
Indisponibilidades Para efeito de análise dos trânsitos máximos na RNT, deverá ser sempre considerado indisponível um dos grupos mais potentes instalados no SEN, na localização mais desfavorável consoante as condições de carga/situação hidrológica da RNT a ser ensaiada. Importação/Exportação As redes base devem ser de saldo global nulo. Contudo, deverão ser simuladas situações de rede que permitam garantir a manutenção de valores mínimos de capacidade de importação de 700 MW em Inverno e de 600 MW de Verão e de cerca de 2/3 desses valores para exportação. Estes valores - que se afiguram adequados actualmente - deverão ser periodicamente actualizados. 5. SISTEMAS DE COMANDO, CONTROLO E PROTECÇÃO Em todas as situações de simulação, para efeitos de Planeamento, pressupõe-se que os sistemas de comando, controlo e protecção e bem assim os sistemas de comunicações que asseguram as suas funcionalidades efectuam correctamente a eliminação dos defeitos que surgem na RNT. Esta hipótese baseia-se no facto de, quase sem excepção, ser bastante mais económico alterar ou melhorar a resposta destes sistemas, se necessário através da substituição de equipamentos, da duplicação ou redundância acrescida de funções ou ainda da introdução de novas funcionalidades, do que fazer reforços na RNT. Acrescenta-se que, de facto, os sistemas de protecção têm níveis de recurso, alguns deles por duplicação de protecções para uma mesma função e, noutros casos, por existência de funções que entre outros objectivos funcionam como recurso perante falhas, de outras protecções. Este facto, e admitindo uma correcta actuação a nível de acompanhamento e manutenção destes sistemas, permite sustentar a posição expressa no parágrafo anterior, por tornar bastante improvável uma falha global do sistema de protecções que leve a disparos não selectivos mais ou menos alargados geograficamente para eliminação de um defeito. Algumas situações de funcionamento incorrecto destes sistemas poderão, no entanto, ser consideradas nas análises referidas no ponto 2 do Anexo 2. DPR PADRÕES DE SEGURANÇA DE PLANEAMENTO DA RNT 00.12.04 12
ANEXO 2 CASOS ESPECIAIS 1. CASOS ESPECIAIS DAS CARGAS MONO-ALIMENTADAS As antenas e casos equivalentes de ligações em T para alimentação de cargas ou de transformadores únicos em subestações, são aceitáveis temporariamente desde que qualquer falha de alimentação pela RNT possa ser compensada, em tempo adequado, por recurso integral à rede da DV, ou seja, desde que: - A reposição dos consumos possa ser efectuada por telecomando das redes de AT da DV, o que, em princípio, é conseguido num curto intervalo de tempo. - A carga servida não ultrapasse um limite máximo de ponta que se encontra fixado em 70 MW, sem prejuízo de eventuais excepções sustentadas por uma análise técnico-económica que, nomeadamente, deverá ter em conta a fiabilidade da própria alimentação da RNT e a eficácia de disponibilização de recurso por parte da DV. Do ponto de vista da qualidade de serviço é desejável que este recurso seja tão rápido quanto possível, idealmente instantâneo. No entanto, na prática nem sempre isso é conseguido, pois a disponibilização do recurso está muitas vezes condicionada a actuações prévias de reconfiguração da rede de AT da DV, cuja eficácia e rapidez dependem não só do número e complexidade das manobras, como também do grau de automatização e telecomando das ordens de actuação. Nas zonas da Grande Lisboa e do Grande Porto, na ausência de indisponibilidades, terá sempre que haver garantia n-1 permanente para os consumos abastecidos pela RNT. Entende-se que para atingir este objectivo se possa recorrer a configurações conjuntas envolvendo as redes de Transporte e de Distribuição. 2. CASOS ESPECIAIS DE CONTINGÊNCIAS MAIS SEVERAS Deverão ser analisados casos especiais de contingências mais severas como a perda simultânea de quaisquer dois elementos da RNT, a perda de todos os circuitos num determinado corredor ou a perda de um barramento de uma subestação, na presença ou não de um defeito trifásico simétrico eliminado em 1º escalão. DPR PADRÕES DE SEGURANÇA DE PLANEAMENTO DA RNT 00.12.04 13
Assume particular importância a verificação das consequências da perda de um barramento nas zonas críticas (rede de 400 kv e zonas de abastecimento da Grande Lisboa e Grande Porto), situações estas que serão periodicamente simuladas, pelo menos de 4 em 4 anos. Em qualquer um destes casos deverá ser evitado o risco, quer de instabilidade global do sistema, quer de colapsos de tensão de zonas extensas ou importantes do sistema. Apenas se admitem eventuais instabilidades limitadas espacialmente ou perdas de grupos que fiquem isolados em antena ou em pequenas ilhas do sistema. No que respeita a colapsos de tensão apenas se admitem perdas de zonas ou nós da rede geograficamente limitados no sistema. Não se pretende que, por regra, sejam tomadas medidas de investimento que eliminem na totalidade as consequências destas situações de contingência mais severa, o que seria proibitivo do ponto de vista económico. As conclusões que daqui se extraem deverão ser ponderadas no sentido de influenciar algumas decisões de planeamento com o objectivo de minorar as consequências, dentro do possível, ou de alertar a exploração da rede para a necessidade de elaborar medidas de limitação dessas mesmas consequências. DPR PADRÕES DE SEGURANÇA DE PLANEAMENTO DA RNT 00.12.04 14