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RELATÓRIO DE QUALIDADE DE SERVIÇO

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Academic year: 2021

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(1)

DE QUALIDADE

DE SERVIÇO

2015

Ele

tri

cid

ad

e

(2)
(3)

Continuidade de serviço Caracterização da continuidade de serviço da Rede Nacional de Transporte (RNT), de modo a responder às exigências do RQS. Qualidade da onda de tensão Caracterização da qualidade da onda de tensão, com base nos resultados das ações de monitorização às características estabelecidas no RQS. Disponibilidade Caracterização da disponibilidade da Rede Nacional de Transporte (RNT), de acordo com as especificações estabelecidas no mecanismo regulatório de

incentivo à disponibilidade.

Relacionamento comercial. Auditorias Informação sobre as reclamações de cariz técnico ou de outra natureza recebidas pela empresa. Descrição resumida do resultado das auditorias efetuadas periodicamente aos sistemas de qualidade de serviço.

Comportamento da rede

e dos seus equipamentos Caracterização do desempenho global da RNT e dos seus principais equipamentos, com particular atenção aos incidentes e avarias.

Melhoria da qualidade de serviço Indicação das principais ações desenvolvidas (ou a desenvolver) pela empresa, tendentes a melhorar a qualidade de serviço.

O relatório termina com um conjunto de 6 anexos que incluem as definições, a caracterização dos indicadores usados e informação detalhada complementar contida no corpo principal do relatório.

Este relatório da Qualidade de Serviço – 2015 está igualmente disponível no sítio da Internet www.ren.pt.

SUMÁRIO EXECUTIVO

O Regulamento da Qualidade de Serviço (RQS) estabelece que a REN – Rede Eléctrica Nacional S.A., na sua qualidade de operador da rede de transporte de energia elétrica no território do continente, deve elaborar anualmente um relatório com informação sobre a qualidade do serviço prestado pela Rede Nacional de Transporte.

É esse o objetivo deste relatório em que a REN, além de apresentar informação detalhada sobre continuidade de serviço e qualidade da onda de tensão, bem como no que se refere aos demais requisitos do RQS que lhe são aplicáveis, fornece dados informativos complementares relativos à disponibilidade da rede e ao comportamento em serviço dos diversos elementos de rede e principais equipamentos que os constituem. Com esta informação adicional, pretende-se contribuir para uma melhor compreensão de alguns aspetos correlacionados com a qualidade de serviço da rede de transporte.

Este documento encontra se organizado em 6 capítulos, contendo informação sobre:

QUALIDADE DE SERVIÇO

A Qualidade de Serviço prestada, entendida como segurança e continuidade do abastecimento de energia elétrica com caraterísticas técnicas adequadas, situou-se novamente a um nível adequado, mantendo e consolidando a tendência verificada em anos anteriores de uma progressiva e sustentada melhoria do desempenho da Rede Nacional de Transporte.

(4)

O valor registado por um dos seis indicadores gerais de continuidade de serviço (SAIFI), estabelecidos no Regulamento de Qualidade de Serviço, foi o segundo melhor valor de sempre, sendo que os restantes indicadores (ENF, TIE, SAIDI e MAIFI) registaram igualmente valores positivos, perspetivando, deste modo, que as linhas gerais de orientação que a REN tem vindo a adotar sustentam a manutenção de um desempenho adequado e otimizado face aos riscos inerentes à operação e exploração deste tipo de infraestrutura, em paridade com as suas congéneres.

O gráfico seguinte apresenta a evolução dos indicadores gerais de continuidade de serviço nos últimos cinco anos. Para efeitos comparativos, foi incluído o incidente originado por causas fortuitas ou de força maior, ocorrido no ano de 2011, sendo que à luz do regulamento em vigor até 2013, não seria incluído nos indicadores. Os indicadores são apresentados em valores relativos tendo por base os valores registados no ano de 2011.

TIE – TEMPO DE INTERRUPÇÃO EQUIVALENTE (MINUTOS) 0,3 0,2 0,1 0 2011 2012 2013 2014 2015 0,27 0,09 0,02 0,21

Figura 1 – Evolução do TIE, nos últimos 5 anos.

2011 2012 2013 2014 2015 SAIFI TIE

Figura 2 – Evolução dos indicadores de continuidade de serviço.

ENF

SAIDI SARI

MAIFI

EVOLUÇÃO DOS INDICADORES DA CONTINUIDADE DE SERVIÇO NA RNT (INCLUINDO INCIDENTES MOTIVADOS POR FORÇA MAIOR)

2,0 1,5 1,0 0,5 0,0

O ano de 2015 revela um ligeiro agravamento dos indicadores gerais (à exceção do SAIFI), quando em comparação com os últimos 5 anos, onde foram registados valores excecionais de performance da RNT. De salientar

(5)

COMPORTAMENTO

DA REDE DE TRANSPORTE

Incidentes

O comportamento da RNT foi adequado, tendo o número de incidentes verificado um decréscimo de 37% face a 2014. A maioria dos incidentes não teve qualquer reflexo na continuidade de serviço observada pelos consumidores, o que é revelador da robustez crescente da rede e da eficácia de atuação dos equipamentos e sistemas das diversas instalações.

Em 2015, ocorreram 136 incidentes, dos quais 102 tiveram origem na Rede de Muito Alta Tensão (MAT), 21 na Rede de Alta Tensão (AT) e 13 em outras redes, mas com impacto nas redes MAT e AT da RNT.

Apenas 8 incidentes (6% do total) tiveram impacto no abastecimento de energia elétrica aos consumidores finais, tendo causado 9 interrupções de consumo nos pontos de entrega.

A maioria dos incidentes (88) teve origem nas linhas aéreas (86,3%), sendo causados por descargas atmosféricas (33,0%), cegonhas (27,3%) e incêndios (9,1%).

Disponibilidade e Fiabilidade

A Taxa Combinada de Disponibilidade, indicador regulatório introduzido em 2009, atingiu em 2015, o valor de 98,44%. A figura seguinte apresenta a evolução anual deste indicador nos últimos 5 anos. Este desempenho traduz uma evolução positiva ao nível da coordenação e programação das indisponibilidades da rede ao longo do período em causa.

2011 2012 VALOR DE REFERÊNCIA ERSE 2013 2014 2015 100% 99% 98% 97% 96% 95%

Figura 3 – Evolução da Taxa Combinada de Disponibilidade, nos últimos 5 anos. TAXA COMBINADA DE DISPONIBILIDADE

que as duas interrupções de duração superior a 3 minutos, ocorridas em 2015, tiveram origem em incidentes com causa fortuita ou de força maior. Um aspeto importante que reforça o progressivo aumento da robustez da RNT é o facto de 98% dos pontos de entrega não ter registado qualquer interrupção longa de consumos.

No âmbito da Qualidade da Onda de Tensão, as medições efetuadas

continuam a mostrar resultados que se enquadram, com um reduzido número de exceções em casos pontuais e localizados, nos valores recomendados no Regulamento da Qualidade de Serviço.

(6)

Vulnerabilidade

Outro indicador de comportamento da rede de transporte é a designada “Vulnerabilidade” que traduz a capacidade da rede de transporte de não cortar o abastecimento de energia elétrica aos consumidores na sequência de incidente, qualquer que seja a sua origem (inclui também os incidentes e interrupções com causa fortuita ou de força maior). Este indicador consiste na ratio entre o número total de interrupções de abastecimento e o número total de incidentes.

Em 2015, a rede de transporte registou em média 0,0147 interrupções longas (> 3 minutos) e 0,0515 interrupções curtas (entre 1 segundo e 3 minutos) por incidente. Esta evolução deve-se sobretudo ao elevado decréscimo do número total de incidentes na rede.

Para o decréscimo do número de incidentes, em muito contribui o trabalho desenvolvido pelo Grupo de Análise de Incidentes. Este Grupo, constituído por especialistas internos em diversos domínios, analisa as causas de todos os incidentes graves ocorridos ou com repercussão na RNT, abrangendo as diversas áreas técnicas da concessionária e promovendo assim a implementação de medidas que se têm refletido positivamente na Qualidade de Serviço. 2011 2012 2013 2014 2015 8,0 6,0 4,0 2,0 0,0 Taxa (%)

INTERRUPÇÕES LONGAS INTERRUPÇÕES CURTAS

Figura 4 – Evolução da Vulnerabilidade da rede de transporte, nos últimos 5 anos. EVOLUÇÃO DA VULNERABILIDADE DA REDE DE TRANSPORTE

Mantém-se também a tendência, já verificada em anos anteriores, para uma melhoria global sustentada da fiabilidade da rede e seus equipamentos, com alguns dos respetivos indicadores de desempenho a registarem os melhores valores históricos de sempre.

(7)

PRINCIPAIS INDICADORES

DE DESEMPENHO DA ELETRICIDADE

Os quadros seguintes resumem o desempenho da Rede Nacional de Transporte de eletricidade em 2015, comparado com 2014 e com os valores médios dos últimos 5 anos, nas vertentes de Continuidade de Serviço, Disponibilidade e Fiabilidade dos principais equipamentos e sistemas.

CONTINUIDADE DE SERVIÇO 2014 2015 vs. 20142015

2015 vs.média dos últimos 5 anos Interrupções Próprias Longas (> 3 minutos)

Número de Interrupções Longas (duração superior a 3 minutos) 2 2 - +10%

Duração das Interrupções Longas (min) 7,60 23,7 +211% +95%

Indicadores Gerais

ENF – Energia Não Fornecida (MWh) 1,80 19,9 +1006% +78%

TIE – Tempo de Interrupção Equivalente (min) 0,02 0,21 +950% +75%

SAIFI – Frequência Média de Interrupção do Sistema 0,03 0,02 -33%

-SAIDI – Duração Média das Interrupções do Sistema (min) 0,10 0,29 +190% +93% SARI – Tempo Médio de Reposição de Serviço do Sistema (min) 3,80 11,9 +213% +116% MAIFI – Freq. Média das Interrupções de Curta Duração do Sistema (min) 0,04 0,09 +125% +50%

DISPONIBILIDADE 2014 2015 vs. 20142015

2015 vs.média dos últimos 5 anos Indicador Combinado

Taxa Combinada de Disponibilidade (%) 98,94 98,44 -0,5% -0,12%

Circuitos de Linha

Taxa de Disponibilidade Média Global (%) 98,99 98,67 -0,32% +0,02%

Taxa de Disponibilidade Média Associada à Manutenção (%) 99,70 99,61 -0,09% -0,05%

Transformadores de Potência

Taxa de Disponibilidade Média Global (%) 98,81 97,76 -1,05% -0,54%

Taxa de Disponibilidade Média Associada à Manutenção (%) 99,46 98,80 -0,66% -0,56% IGUAL À MÉDIA DOS ÚLTIMOS 5 ANOS

IGUAL À MÉDIA DOS ÚLTIMOS 5 ANOS MELHOR QUE A MÉDIA DOS ÚLTIMOS 5 ANOS

MELHOR QUE A MÉDIA DOS ÚLTIMOS 5 ANOS

PIOR QUE A MÉDIA DOS ÚLTIMOS 5 ANOS

(8)

Os principais indicadores relativos à operação e manutenção da rede de transporte revelam um nível de desempenho positivo. Os valores registados em 2015, embora em alguns casos inferiores aos de 2014, foram globalmente positivos, com resultados em alguns dos indicadores melhores do que a média dos últimos 5 anos; registaram-se, ainda, alguns máximos históricos (Taxa de falhas com indisponibilidade imediata em Transformadores de Potência; Taxa de falhas maiores em Disjuntores; Número de defeitos com origem em linhas aéreas, por 100km de circuito; Taxa de falhas com indisponibilidade imediata em linhas; Taxa de falhas com indisponibilidade imediata em Subestações). FIABILIDADE 2014 2015 vs. 20142015 2015 vs.média dos últimos 5 anos Linhas

Taxa de falhas com Indisponibilidade Imediata em Linhas

(falhas/1000km circuito) 7,18 1,93 -73% -68%

Nº de Defeitos com origem em linhas por 100 km de circuito 1,95 1,00 -49% -49%

Subestações

Taxa de falhas com Indisponibilidade Imediata em Subestações

(falhas/1000 painéis) 23,77 15,49 -35% -44%

Transformadores de Potência

Taxa de falhas com Indisponibilidade Imediata (falhas/TR) 0,0256 0,0050 -80% -75%

Disjuntores

Taxa de falhas Maiores (falhas/DJ) 0,0058 0,0029 -50% -50%

Sistemas de Proteção

Dependabilidade das Funções de Proteção (%) 99,3 98,5 -0,80% -0,50%

Segurança das Funções de Proteção (%) 98,3 96,7 -1,60% -1,0%

Probabilidade de atuação em t < 150 ms (%) 97,2 94,6 -2,60% -1,40%

Sistemas de Comando e Controlo

Taxa de falhas Maiores em Sistemas de Comando

e Controlo (falhas/Nº SCC) 0,75 1,17 +36% +39%

Eficácia de Reposição pelo Operador Automático Subestação (%) 100,0 100,0 - +0,8%

IGUAL À MÉDIA DOS ÚLTIMOS 5 ANOS MELHOR QUE A MÉDIA DOS ÚLTIMOS 5 ANOS PIOR QUE A MÉDIA DOS ÚLTIMOS 5 ANOS

(9)

RELATÓRIO

DE QUALIDADE

DE SERVIÇO

(10)

CONTINUIDADE

DE SERVIÇO

1

01

QUALIDADE DA ONDA

DE TENSÃO

13

02

DISPONIBILIDADE

23

03

04

RELACIONAMENTO

COMERCIAL. AUDITORIAS

27

05

COMPORTAMENTO DA REDE

DE TRANSPORTE E DOS SEUS

EQUIPAMENTOS E SISTEMAS

29

MELHORIA

DA QUALIDADE

DE SERVIÇO

53

06

Eletricidade

RELATÓRIO DE

QUALIDADE

DE SERVIÇO

2015

(11)

Figura 1

Evolução do TIE, nos últimos 5 anos.

II

Figura 2

Evolução dos indicadores de continuidade

de serviço.

II

Figura 3

Evolução da Taxa Combinada de Disponibilidade,

nos ultimos 5 anos.

III

Figura 4

Evolução da Vulnerabilidade da rede

de transporte, nos ultimos 5 anos.

IV

Figura 5

Relação entre SAIFI e SARI, desde 2001

(excluindo casos fortuitos ou de força maior)

4

Figura 6

ENF

4

Figura 7

TIE

5

Figura 8

SAIFI

5

Figura 9

MAIFI

6

Figura 10

SAIDI

6

Figura 11

SARI

7

Figura 12

Evolução dos indicadores de continuidade

de serviço.

7

Figura 13

Frequência das Interrupções por Ponto

de Entrega

8

Figura 14

Duração Total das Interrupções por Ponto

de Entrega

9

Figura 15

Energia Não Fornecida por Ponto de Entrega

9

Figura 16

Interrupções nos PdE da RNT

10

Figura 17

Distribuição das interrupções (longas)

por ponto de entrega, nos últimos 5 anos.

11

Figura 18

Cavas de tensão na RNT, nos PdE a 60kV

18

Figura 19

Cavas de tensão na RNT, nos PdE a 150kV

e em pontos de rede próximos dos PdE a 150kV. 18

Figura 20

Cavas de tensão na RNT, nos PdE a 220kV e em

pontos de rede próximos dos PdE a 220kV.

18

Figura 21

Pontos de Entrega (60 kV) com tremulação

(flicker) mais elevados

19

Figura 22

Pontos de Entrega (60 kV) com níveis

de 5ª harmónica mais elevados

20

Figura 23

Incentivo ao aumento da disponibilidade

24

Figura 24

Evolução da Taxa Combinada de Disponibilidade 25

Figura 25

Evolução do número de incidentes

30

Figura 26

Origem dos incidentes com repercussão na RNT 32

Figura 27

Origem dos incidentes com repercussão na RNT 33

Figura 28

Causa dos incidentes com repercussão na RNT

33

Figura 29

Incidentes em linhas, por nível de tensão

34

Figura 30

Causas dos incidentes em linhas

34

Figura 31

Número de incêndios, área ardida e número

de defeitos em linhas da RNT devido a incêndios 35

ÍNDICE

(12)

Figura 32

Número de interrupções permanecentes

(> 1 minuto)

36

Figura 33

Duração das interrupções permanecentes (horas) 36

Figura 34

Evolução do número de defeitos com origem

em linhas aéreas da RNT por 100 km de circuito 37

Figura 35

Evolução do número de defeitos com origem

em linhas da RNT por 100 km de circuito

(distribuição por causas)

37

Figura 36

Taxa de Disponibilidade Média Global de linhas 38

Figura 37

Taxa de Disponibilidade Média Associada

à Manutenção, em linhas

38

Figura 38

Avarias em equipamentos de subestações

39

Figura 39

Taxa de Falhas em Transformadores de Potência 40

Figura 40

Taxa de diosponibilidade média global

de transformadores

40

Figura 41

Taxa de Disponibilidade Média Associada

à Manutenção

41

Figura 42

Taxa de Falhas em Disjuntores

41

Figura 43

Taxa de Fugas de SF

6

42

Figura 44

Taxa de avarias em Seccionadores

42

Figura 45

Taxa de Avarias em Descarregadores

de Sobretensão

43

Figura 46

Taxa de Avarias em Transformadores de Medição 43

Figura 47

Dependabilidade das funções de proteção

44

Figura 48

Segurança das funções de proteção

45

Figura 49

Fiabilidade das funções de proteção

45

Figura 50

Eficácia dos sistemas de proteção

46

Figura 51

Probabilidade acumulada dos sistemas de proteção

atuarem num tempo igual ou inferior a 150 ms.

46

Figura 52

Grau de Seletividade dos Sistemas de Proteção 47

Figura 53

Tempo médio de atuação dos sistemas

de proteção

48

Figura 54

Tempo de atuação dos sistemas de proteção

(em frequência acumulada)

49

Figura 55

Eficácia de Reposição pelo Operador Automático

e por telecomando

50

Figura 56

Taxa de falhas de Sistemas de comando

e controlo por instalação (maiores e menores)

51

Figura 57

Evolução da distribuição da taxa de falhas

por Sistema de comando e controlo em serviço 52

Figura 58

Evolução do nº de apoios com isoladores

compósitos

55

Figura 59

Evolução do nº de cadeias lavadas

55

Figura 60

Evolução no nº de ventoinhas, plataformas

(13)

01

CONTINUIDADE

DE SERVIÇO

RELATÓRIO

DE QUALIDADE

DE SERVIÇO

2015

(14)

CONTINUIDADE

DE SERVIÇO

O Tempo de Interrupção Equivalente (TIE) foi de 0,21 minutos (12,6 segundos), que equivale a uma disponibilidade de serviço de 99,99996% (interrupção de 1 segundo por 1000 horas de serviço). Os valores

regulamentares dos padrões individuais de continuidade de serviço foram respeitados em todos os pontos de entrega.

A REN – Rede Eléctrica Nacional S.A. (REN), na sua qualidade de operador da rede de transporte de energia elétrica em Portugal continental, regista e reporta periodicamente às entidades oficiais as interrupções de fornecimento de energia elétrica ocorridas nos diversos pontos de entrega à rede de distribuição ou a instalações de consumidores alimentados em muito alta tensão (MAT). Nesse reporte e, de forma individualizada, é indicada a natureza e causa do incidente, a localização, a duração e o valor estimado da energia não fornecida.

O desempenho da Rede Nacional de Transporte de eletricidade (RNT), de acordo com o estabelecido no Regulamento da Qualidade de Serviço (RQS), é caracterizado por um conjunto de indicadores de carácter geral, relativos ao desempenho global da rede de transporte e por um conjunto de indicadores de índole individual, relativos ao desempenho da rede de transporte em cada ponto de entrega (PdE).

Em conformidade com o RQS, os indicadores gerais e individuais de continuidade de serviço são calculados com base nas interrupções breves (duração entre 1 segundo e 3 minutos) e nas interrupções longas (com duração superior a 3 minutos). O indicador MAIFI – (Frequência média de interrupções curtas do sistema) que diz respeito às interrupções de duração superior ou igual a 1 segundo e inferior ou igual a 3 minutos (interrupções breves), passou assim a integrar o conjunto dos indicadores gerais de continuidade de serviço, a partir de 1 de Janeiro de 2014. A REN já vinha a calcular este indicador, na sequência da recomendação do CEER (Council of European Energy Regulators).

Em 2015, o número de incidentes e interrupções registou um decréscimo face ao ano anterior, tendo ocorrido 136 incidentes, dos quais 102 afetaram direta ou indiretamente a RNT.

Deste conjunto de incidentes, apenas 8 (6% do total) tiveram impacto no abastecimento de energia elétrica, dos quais apenas dois provocaram duas interrupções de consumos, com duração superior a três minutos (interrupções longas). A energia não fornecida resultante destas interrupções foi de valor reduzido (19,9MWh), tendo sido na sua maioria (98%) resultante do incidente ocorrido na Subestação de Tunes (classificado como Evento Excecional, no âmbito do RQS).

Nos Quadros seguintes, indicam-se os valores dos indicadores registados na RNT em 2015, para interrupções longas e curtas.

0,21 minutos

Tempo de Interrupção

Equivalente (TIE)

0,02

Frequência Média das

Interrupções do Sistema

(SAIFI)

0,29 minutos

Duração Média das

Interrupções do Sistema

(SAIDI)

11,9 minutos

Tempo Médio de

Reposição de serviço

(SARI)

(15)

Apesar de um ligeiro agravamento face ao ano anterior, os valores registados em 2015 por cinco dos seis indicadores gerais de continuidade de serviço (ENF – Energia Não Fornecida, TIE – Tempo de Interrupção Equivalente, SAIFI – Frequência Média das Interrupções do Sistema, SAIDI – Duração Média das Interrupções do Sistema e MAIFI – Frequência Média das Interrupções Curtas do Sistema), estabelecidos no Regulamento de Qualidade de Serviço, foram muito positivos, tendo o SAIFI registado o segundo melhor valor de sempre, perspetivando, deste modo, que as linhas gerais de orientação que a REN tem vindo a adotar, para a gestão dos ativos, sustentam a manutenção de um desempenho adequado e otimizado face aos riscos inerentes à operação e exploração deste tipo de infraestrutura, em paridade com as suas congéneres. O outro indicador (SARI – Tempo Médio de Reposição do Sistema) registou um valor superior à média dos últimos 5 anos, devido ao facto de terem ocorrido apenas duas interrupções de duração superior a 3 minutos, tendo o seu somatório ultrapassado os 23 minutos.

O gráfico seguinte, demonstra que os resultados alcançados em 2015 se mantêm consentâneos com a evolução positiva registada nos últimos anos na fiabilidade da rede de transporte, cujo expoente máximo regulamentar foi alcançado em 2012.

INDICADORES DE CONTINUIDADE DE SERVIÇO 2015

Interrupções longas Causas

próprias ou de força maiorCausas fortuitas Total

Número de Interrupções longas - 2 2

Duração das Interrupções longas (min) - 23,7 23,7

Indicadores Gerais

ENF- Energia Não Fornecida (MWh) - 19,9 19,9

TIE – Tempo de Interrupção Equivalente (min) - 0,21 0,21

SAIFI – Frequência Média de Interrupção do Sistema - 0,02 0,02

SAIDI – Duração Média das Interrupções do Sistema (min) - 0,29 0,29

SARI – Tempo Médio de Reposição de Serviço do Sistema (min) - 11,9 11,9

INDICADORES DE CONTINUIDADE DE SERVIÇO 2015

Interrupções breves (ou curtas) Causas

próprias ou de força maiorCausas fortuitas Total

Número de Interrupções curtas 5 2 7

Duração das Interrupções curtas (min) 9,1 12,5 21,6

Indicadores Gerais

(16)

40 35 30 25 20 15 10 5 0 SARI (minutos)

Interrupção que afetou um único cliente SAIFI 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 2014*2013 0,25 0,5 2012 2011 2010 2015* 2005 1 2 3 4

5 Linhas com SAIDIConstante (minutos)

MENOR FIABILIDADE MAIOR FIABILIDADE 2004 2009 2007 2006 2008 2002 2003 2001

Figura 5 – Relação entre SAIFI e SARI, desde 2001 (excluindo casos fortuitos ou de força maior, exceto nos anos de 2014 e 2015)

*incluidas interrupções por causas fortuitas ou de força maior, de acordo com o RQS.

Nos gráficos seguintes e para cada um dos indicadores gerais, apresenta-se a sua evolução nos últimos anos. Os valores de 2015 confirmam a evolução registada nos últimos 10 anos.

Indicadores Gerais

RESTANTES INTERRUPÇÕES

INTERRUPÇÕES POR CAUSAS FORTUITAS OU DE FORÇA MAIOR E EVENTOS EXCECIONAIS 250 200 150 100 50 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2006

A energia não fornecida total foi de 19,9 MWh, resultante de duas

interrupções com causa fortuita ou de força maior, sendo que a interrupção do ponto de entrega de Tunes contribuiu com 19,5 MWh de ENF (classificada como evento excecional).

Figura 6 – ENF

ENERGIA NÃO FORNECIDA – ENF

RELAÇÃO ENTRE SAIFI E SARI, DESDE 2001

(17)

SAIFI:

Nº interrupções de duração superior a 3 min./ Nº de pontos de entrega

RESTANTES INTERRUPÇÕES

INTERRUPÇÕES POR CAUSAS FORTUITAS OU DE FORÇA MAIOR E EVENTOS EXCECIONAIS 3.50 3.00 2.50 2.00 1.50 1.00 0.50 0.00 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2006 MINUTOS

O valor do TIE manteve-se ao nível dos últimos anos, sendo o valor de 2015 o quarto melhor valor de sempre. Ambas as interrupções de duração superior a 3 minutos, tiveram origem em incidentes por causa fortuita ou de força maior. Figura 7 – TIE

sendo

EF – Energia Fornecida T – Tempo

TIE = ENFPme

Pme =EF + ENF T

FREQUÊNCIA MÉDIA DE INTERRUPÇÕES LONGAS DO SISTEMA – SAIFI 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0.0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2006 RESTANTES INTERRUPÇÕES

INTERRUPÇÕES POR CAUSAS FORTUITAS OU DE FORÇA MAIOR E EVENTOS EXCECIONAIS

O valor do SAIFI de 2015 (0,02) é o segundo melhor valor de sempre, apenas ultrapassado pelo valor registado no ano excecional de 2012.

Figura 8 – SAIFI

(18)

MAIFI:

Nº interrupções de duração igual ou superior a 1 seg. e igual ou inferior a 3 min./

Nº de pontos de entrega

SAIDI:

Duração total das interrupções de tempo superior a 3 min./

Nº de pontos de entrega

FREQUÊNCIA MÉDIA DE INTERRUPÇÕES CURTAS DO SISTEMA – MAIFI 0.25 0.20 0.15 0.10 0.05 0.00 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2006 RESTANTES INTERRUPÇÕES

INTERRUPÇÕES POR CAUSAS FORTUITAS OU DE FORÇA MAIOR E EVENTOS EXCECIONAIS

Figura 9 – MAIFI

O MAIFI em 2015 foi de 0,09, correspondente a sete interrupções breves.

DURAÇÃO MÉDIA DAS INTERRUPÇÕES DO SISTEMA – SAIDI

RESTANTES INTERRUPÇÕES

INTERRUPÇÕES POR CAUSAS FORTUITAS OU DE FORÇA MAIOR E EVENTOS EXCECIONAIS 16.0 14.0 12.0 10.0 8.0 6.0 4.0 2.0 0.0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2006 MINUTOS Figura 10 – SAIDI

O valor do SAIDI traduz a duração média anual das interrupções por ponto de entrega.

(19)

SARI:

Duração total das interrupções de tempo superior a 3 min./

Nº de interrupções com tempo superior a 3 minutos.

TEMPO MÉDIO DE REPOSIÇÃO DE SERVIÇO DO SISTEMA – SARI

TODAS AS INTERRUPÇÕES (LONGAS) 16.0 14.0 12.0 10.0 9.0 6.0 3.0 0.0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2006 MINUTOS

O SARI indica o tempo médio de reposição de serviço na sequência das interrupções ocorridas nos pontos de entrega. O valor de 2015 foi agravado pelo reduzido número de interrupções longas.

ANÁLISE GLOBAL

DOS INDICADORES GERAIS

O gráfico da figura seguinte apresenta a evolução dos valores dos

indicadores gerais de continuidade de serviço nos últimos cinco anos. Para efeitos comparativos, foi incluído o incidente com causa fortuita ou de força maior, ocorrido no ano de 2011 (ano de referência).

Os indicadores são apresentados em valores relativos tendo por base os valores registados no ano de 2011.

Figura 11 – SARI

EVOLUÇÃO DOS INDICADORES DA CONTINUIDADE DE SERVIÇO NA RNT (INCLUINDO INCIDENTES MOTIVADOS POR FORÇA MAIOR)

2011 2012 2013 2014 2015 SAIFI TIE ENF SAIDI SARI MAIFI 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0

(20)

O ano de 2015 apresenta um ligeiro agravamento face aos últimos 5 anos, no que respeita ao MAIFI, SAIDI e SARI. Por outro lado, o SAIFI, apresentou o segundo melhor valor de sempre, pelo facto de se terem registado apenas duas interrupções longas.

INDICADORES INDIVIDUAIS

Em 2015, verificaram-se duas interrupções de serviço com duração superior a 3 minutos, no fornecimento de energia elétrica, as quais afetaram dois dos 81 pontos de entrega (PdE) da RNT (ver Quadro 2 do anexo 2).

Descrevem-se resumidamente os incidentes que originaram estas duas interrupções longas:

1 de Novembro de 2015, devido a precipitação persistente e de valor e intensidade invulgar, a sala de cabos da subestação de Tunes, à semelhança do que aconteceu por todo o Algarve, ficou inundada levando a que diversos circuitos, por perda de isolamento, desencadeassem ordens de abertura e até de fecho aos diversos órgãos de manobra da subestação donde resultou a interrupção total do fornecimento de energia e a consequente energia não fornecida de 19,5 MWh. Este incidente foi classificado como evento excecional, no âmbito do RQS e, por esse facto, o seu contributo para os indicadores de qualidade de serviço não é tido em consideração para efeitos de comparação com os respetivos padrões. 31 de Dezembro de 2015, na Subestação de Alqueva (SAV) o painel 616

foi sede de defeito monofásico (4,T) causado pela incursão fortuita de um animal. Como o defeito se situou entre o transformador de intensidade (TI) e a barra, o mesmo tinha de ser eliminado pelo disparo da proteção diferencial de barras 1 de 60 kV que abriu todos os painéis aí ligados, tendo resultado a energia não fornecida de 0,4 MWh.

Como é visível nos gráficos seguintes, o conjunto dos pontos de entrega afetados cumpriu os valores-limite estabelecidos no RQS.

FREQUÊNCIA DAS INTERRUPÇÕES POR PONTO DE ENTREGA

A interrupção da Subestação de Tunes afetou os níveis de 150kV e 60kV (evento excecional). A interrupção da subestação de Alqueva afetou unicamente o escalão de 60kV.

Figura 13 – Frequência das Interrupções por Ponto de Entrega 2 1 0 S. Alqueva (SAV) S. Tunes (STN) INTERRUPÇÕES PARCIAIS* INTERRUPÇÕES TOTAIS* Valor Padrão (RQS 2013): 3 (MAT) ou 6 (AT) interrupções por ano e ponto de entrega.

(21)

S. Alqueva (SAV) S. Tunes (STN)

Valor Padrão (RQS 2013):

45 minutos (MAT) ou 3 horas (AT) por ano e ponto de entrega.

Valor padrão não previsto no RQS

DURAÇÃO TOTAL DAS INTERRUPÇÕES POR PONTO DE ENTREGA

Figura 14 – Duração Total das Interrupções por Ponto de Entrega

A interrupção do PdE de Alqueva teve a duração total de 11,3min, tendo a interrupção do PdE de Tunes atingido os 12,4min.

14 12 10 8 6 4 2 0

ENERGIA NÃO FORNECIDA POR PONTO DE ENTREGA

Figura 15 – Energia Não Fornecida por Ponto de Entrega

A ENF resultante da interrupção do PdE de Tunes foi de 19,5MWh, correspondendo a 98% da ENF total verificada em 2015.

20

15

10

5

0

S. Tunes (STN) S. Alqueva (SAV)

No Quadro 3 do anexo 2, indica-se o número total de interrupções de serviço verificadas nos últimos quinze anos.

INTERRUPÇÕES PARCIAIS*

INTERRUPÇÕES PARCIAIS* INTERRUPÇÕES TOTAIS*

INTERRUPÇÕES TOTAIS*

*Em 2015, todas as interrupções longas tiveram origem em incidentes com causa fortuita ou de força maior.

*Em 2015, todas as interrupções longas tiveram origem em incidentes com causa fortuita ou de força maior.

Minutos

(22)

ANÁLISE GLOBAL DOS INDICADORES

INDIVIDUAIS

No gráfico seguinte, assinalam-se todas as interrupções com duração superior a três minutos verificadas entre 2010 e 2015, representadas em função do valor da potência interrompida e da respetiva duração. A curva contínua representa os 10MWh e a curva a tracejado os 100MWh.

Verifica-se que a grande maioria das interrupções de serviço que ocorreram naquele período tem uma duração inferior a 30 minutos e está associada a um corte de potência que não ultrapassa os 100 MW (1,2 % da ponta de consumo registada em 2015), sendo que 46% destas não atingem os 50 MW. Outro aspeto importante a salientar, refletindo a robustez da rede de transporte, reside no facto da média anual de pontos de entrega, sem interrupção, nos últimos cinco anos, ser de 97,2%. O ano de 2015 confirmou essa tendência, ocorrendo apenas duas interrupções de duração superior a 3 minutos.

O gráfico da figura seguinte indica, por ponto de entrega (ver siglas no Quadro 1 do anexo 2), o número total de interrupções, incluindo as interrupções por causas fortuitas ou de força maior (ocorridas nos anos de 2011 e 2015, nas subestações de Chafariz, Tunes e Alqueva, respetivamente), com duração superior a três minutos.

Figura 16 – Interrupções nos PdE da RNT INTERRUPÇÕES NOS PdE DA RNT

500,0 450,0 400,0 350,0 300,0 250,0 200,0 150,0 100,0 50,0 0,0 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 Potência interrompida (MW)

Duração das Interrupções (horas)

(23)

Da análise do gráfico anterior destaca-se o seguinte:

No quinquénio foram afetados 9 pontos de entrega por interrupções de serviço, o que relativamente aos 81 PdE em serviço em 2015, corresponde a 11,1%;

Dos pontos de entrega com interrupções de serviço, a maioria (88%) registou apenas uma interrupção em 5 anos;

A totalidade dos pontos de entrega com interrupções nos últimos 5 anos registou um número médio anual de interrupções inferior ao estipulado no artigo 25º do RQS [3 (MAT) e 6 (AT) interrupções por ano];

O número máximo de interrupções por ponto de entrega foi de duas e ocorreu apenas no PdE de Alqueva (SAV), sendo que uma das interrupções (2015) resultou de um incidente com causa fortuita ou de força maior.

No mapa do anexo 6 localizam-se geograficamente os 81 pontos de entrega da REN, com indicação do número de interrupções de serviço no período de 2011 a 2015.

2011 2012

INTERRUPÇÕES (TINT>3MIN ) POR PONTO DE ENTREGA

2

1

0

SOR SAV SRA QGD SPA SFN STN SCF

NVC

2015 2014 2013

Figura 17 – Distribuição das interrupções (longas) por ponto de entrega, nos últimos 5 anos.

(24)
(25)

02

QUALIDADE DA

ONDA DE TENSÃO

RELATÓRIO

DE QUALIDADE

DE SERVIÇO

2015

(26)

QUALIDADE DA ONDA

DE TENSÃO

Os níveis médios das perturbações registadas são reduzidos cumprindo-se os limites regulamentares, salvo nalguns casos pontuais em que se verificaram desvios, em relação aos valores padrão, por margens ligeiras e, de modo geral, de forma não contínuada.

O RQS estabelece que a entidade concessionária da RNT procederá, anualmente, à caracterização da onda de tensão, em conformidade com um plano de monitorização, realizando, para o efeito, medições, nos pontos de entrega selecionados, das seguintes características:

Distorção harmónica; Tremulação (flicker);

Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões; Valor eficaz da tensão;

Cavas de tensão;

Sobretensões (introduzidas no novo RQS); Frequência.

As características da onda de tensão nos pontos de entrega 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 os limites a respeitar.

PLANO DE MONITORIZAÇÃO

O plano de monitorização elaborado e implementado pela REN, em 2015, contemplou a realização de medições em 50 subestações da RNT, com recurso a:

Equipamento fixo (em 43 instalações), com medição das características da onda de tensão durante as 52 semanas do ano;

Equipamento móvel, com períodos de medição da onda de tensão de 4 semanas, utilizando 7 unidades de aquisição instaladas rotativamente em diferentes pontos de entrega da rede.

A taxa de realização do plano de monitorização foi de 95%. Os poucos casos de incumprimento do plano deveram-se a anomalias de exploração do sistema, que impediram que o período útil de medição fosse de 52 semanas.

95%

Taxa de realização

do plano de

monitorização

Apenas em 3 pontos

de entrega, referente

à severidade da

tremulação, são

afetados por

perturbações de

carácter permanente,

que corresponde

a 96% dos pontos

de entrega

(27)

PRINCIPAIS RESULTADOS DAS

MEDIÇÕES EFETUADAS EM 2015

As medições efetuadas, cujos principais resultados são resumidos a seguir e apresentados qualitativamente no Quadro 1 do anexo 3, mostram que nas instalações da RNT são, genericamente, observados os valores de referência adotados para os parâmetros da qualidade da onda de tensão pelo RQS.

Distorção Harmónica

Relativamente à 5ª harmónica, o RQS estabelece os limites de 3,0% na Muito Alta Tensão e 5% na Alta Tensão.

As harmónicas que apresentam maior amplitude são, por ordem decrescente de importância, a 5ª, a 7ª e a 3ª. No Quadro 1 do anexo 3, estão indicados os nós de rede sujeitos a monitorização, bem como os resultados das medições da 5ª harmónica.

Os limites regulamentares foram ultrapassados nos pontos de entrega de Fatela e Mortágua, na 7ª harmónica, Alto de Mira na 5ª harmónica, Quinta do Anjo, Fogueteiro e Monte da Pedra, onde foram registadas algumas harmónicas de alta frequência (ordem superior à 21ª harmónica).

Tremulação (Flicker)

Os índices de severidade de tremulação de curta duração (Pst) e de longa

duração (Plt) devem ser inferiores a 1 em MAT e o índice de severidade de

tremulação de longa duração (Plt) deve ser inferior a 1 em AT.

Os valores medidos da tremulação de curta duração (Pst) e de longa duração

(Plt) são relativamente moderados variando, geralmente, entre 20% e 80% do

valor limite de referência (Pst = Plt =1).

Os limites regulamentares foram ultrapassados nos pontos de entrega de Carregado, Siderurgia da Maia e Siderurgia do Seixal.

Desequilíbrio de Fases

Num período de uma semana, 95% dos valores eficazes médios de dez minutos da componente inversa das tensões não devem ultrapassar 2% da correspondente componente direta.

Nas medições efetuadas, não foram detetados valores de desequilíbrio do sistema trifásico de tensões acima do valor limite.

Valor Eficaz da Tensão

Num período de uma semana, 95% dos valores eficazes médios de dez minutos da tensão de alimentação devem estar compreendidos no intervalo de ± 5% da tensão declarada, sem ultrapassar a tensão máxima de serviço das respetivas redes.

O limite admissível de variação do valor eficaz da tensão em relação aos valores de tensão declarada, acordados com a concessionária da rede nacional de distribuição da eletricidade (a EDP Distribuição - Energia, S.A.) foi excedido em AT no ponto de entrega Tavira.

Os limites regulamentares foram ultrapassados ligeiramente em MAT no ponto de entrega Siderurgia do Seixal (220kV).

(28)

Frequência

O RQS permite variações compreendidas num intervalo de ±1% da frequência fundamental (50 Hz).

Os desvios registados foram todos inferiores a 0,1%.

Cavas de tensão

O RQS estabelece os procedimentos para a sua monitorização, mas não especifica limites a respeitar.

No decurso das medições em regime contínuo, foram registadas cavas de tensão nas intalações do quadro seguinte.

60kV 150kV 220kV

Alto Mira Quinta do Anjo Fatela

Alqueva Cogeração Sines Gouveia

Bodiosa Fogueteiro Mortágua

Carregado Monte da Pedra Siderurgia da Maia

Carriche Guimarães Siderurgia do Seixal

Carrapatelo Ruivães Custóias Pegões Estarreja Rodão Estoi Lusosider Estremoz Ferreira do Alentejo Ferro Fernão Ferro Fanhões Falagueira Feira Frades Lavos Oleiros Paraímo Penela Portimão Pereiros Riba D’Ave Rio Maior Recarei Setúbal Sines Sacavém Trajouce Tunes Tavira Vila Chã Valdigem Vermoim Zambujal

(29)

Os resultados são apresentados nos gráficos seguintes, sendo a totalidade das cavas de tensão representadas com uma agregação temporal de 1 minuto.

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.

Sobretensões

O RQS estabelece os procedimentos para a sua monitorização, mas não especifica limites a respeitar.

Foram registadas sobretensões nas instalações do quadro seguinte.

60kV 150kV

Alto de Mira Monte da Pedra Carregado Custóias Fernão Ferro Pereiros Setúbal Vermoim Torrão V. Pouca de Aguiar

(30)

Figura 20 - Cavas de tensão na RNT, nos PdE a 220kV e em pontos de rede próximos dos PdE a 220kV.

Figura 18 - Cavas de tensão na RNT, nos PdE a 60kV CAVAS DE TENSÃO NA RNT (PdE A 60 kV)

Figura 19 - Cavas de tensão na RNT, nos PdE a 150kV e em pontos de rede próximos dos PdE a 150kV.

CAVAS DE TENSÃO NA RNT (MEDIÇÕES EFETUADAS EM PdE A 220kV E EM PONTOS DE REDE PRÓXIMOS DOS PdE A 220 kV)

1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 10<t<=200 200 < t <=500 500<t<=1000 1000<t<=5000 5000<t<=60000 160 140 120 100 80 60 40 20 0 10<t<=200 200 < t <=500 500<t<=1000 1000<t<=5000 5000<t<=60000 Duração (ms)

90>U>=80 80>U>=70 70>U>=40 40>U>=5 5>U PROFUNDIDADE DA CAVA (% DE Ud)

90>U>=80 80>U>=70 70>U>=40 40>U>=5 5>U PROFUNDIDADE DA CAVA (% DE Ud)

90>U>=80 80>U>=70 70>U>=40 40>U>=5 5>U PROFUNDIDADE DA CAVA (% DE Ud)

Nº de cavas

CAVAS DE TENSÃO NA RNT (PdE A 150 kV E EM PONTOS DE REDE PRÓXIMOS DOS PdE A 150kV) 160 140 120 100 80 60 40 20 0 10<t<=200 200 < t <=500 500<t<=1000 1000<t<=5000 5000<t<=60000 Duração (ms) Duração (ms) Nº de cavas Nº de cavas

(31)

EVOLUÇÃO DA QUALIDADE

DA ONDA DE TENSÃO

Com base nos dados obtidos pelo sistema de monitorização da qualidade da onda de tensão, é possível fazer uma análise, ainda que simplificada, da evolução da qualidade da energia nos pontos de entrega da RNT, bem como em alguns pontos internos da rede.

De um modo geral, da análise efetuada, pode-se concluir que os níveis médios das perturbações são relativamente baixos em relação aos valores de referência do RQS, o que é um reflexo de uma adequada qualidade da onda de tensão nos diversos pontos da rede e, em particular, nos que são pontos de entrega.

No que respeita à severidade de tremulação (flicker), os PdE Siderurgia da Maia (220 kV), Siderurgia do Seixal (220kV) e Carregado (60 kV) são afetados por perturbações de carácter permanente, com valores que de uma forma geral ultrapassam os limites de referência regulamentares.

Os níveis da tremulação (flicker) no Carregado (60kV e 220 kV) e na Siderurgia da Maia (220kV) tiveram origem em instalações industriais de clientes MAT alimentados por aquelas subestações.

No gráfico seguinte, apresenta-se a evolução dos valores da tremulação (flicker) de longa duração, nos pontos de entrega a 60 kV que excedem o limite máximo ou se encontram próximo deste, no período de 2011 a 2015.

Figura 21 – Pontos de Entrega (60 kV) com tremulação (flicker) mais elevados

Os PdE apresentam uma tendência de estabilização ou ligeiro decrescimento (caso das subestações de Sacavém e Ermesinde). Das instalações medidas em 2015, apenas a subestação do Carregado ultrapassou o limite de referência.

Valor limite de referência:  Plt <1

PONTOS DE ENTREGA (60 kV) COM TREMULAÇÃO (FLICKER) MAIS ELEVADOS 1,8 1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 2011 2012 2013 2014 2015 Plt RIO MAIOR CARREGADO SACAVÉM F. ALENTEJO ALQUEVA ERMESINDE

(32)

A subestação Ermesinde não foi objeto de monitorização de acordo com plano de monitorização bianual 2013-2014.

O impacto da tremulação (flicker) é muito localizado, conforme referido anteriormente. No entanto, a sua evolução tem merecido por parte da REN um acompanhamento muito atento, de modo a prevenir eventuais perturbações nos consumidores finais. É de notar que, até à data, não houve qualquer reclamação com origem neste tipo de perturbação.

No referente à distorção harmónica, a 5ª harmónica é, conforme já referido, a que apresenta valores mais significativos na rede, e tem a sua principal origem nas redes a jusante dos pontos de entrega.

No gráfico seguinte, apresenta-se a evolução dos valores da 5ª harmónica, referente aos pontos de entrega com valores mais elevados medidos no período de 2011 a 2015.

Figura 22 – Pontos de Entrega (60 kV) com níveis de 5ª harmónica mais elevados

Valor limite de referência:  5 %

PONTOS DE ENTREGA (60 kV) COM NÍVEIS DE 5ª HARMÓNICA MAIS ELEVADOS 6,0 5,5 5,0 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 2011 2012 2013 2014 2015 % ALTO MIRA

TRAJOUCE ÉVORA ESTOI

Em 2015, os pontos de entrega com teor harmónico mais elevado registaram valores inferiores ao limite de referência, com exceção do caso atípico ocorrido em Alto Mira, apenas numa fase.

A maioria dos pontos de entrega com teor harmónico mais elevado (acima de 1,5%) localiza-se predominantemente na zona da Grande Lisboa (STJ – subestação de Trajouce, SAM – subestação de Alto de Mira) e na zona sul do país (SER – subestação de Évora e SET – subestação de Estoi).

Excetuando os casos registados em 2012, 2014 e 2015, na subestação de Alto de Mira (apenas numa fase), os restantes pontos de entrega registam valores muito inferiores ao valor limite de referência, com uma tendência generalizada de estabilização.

Neste âmbito, será também de referir que até à data não houve qualquer tipo de reclamação por parte dos consumidores finais ligados às redes de distribuição alimentadas por aqueles pontos de entrega da RNT.

No quadro seguinte, apresenta-se a síntese dos pontos de entrega onde se verificaram incumprimentos dos limites regulamentares das características da onda de tensão no período 2011 – 2015.

(33)

PONTOS DE ENTREGA COM INCUMPRIMENTO DOS LIMITES REGULAMENTARES Ponto de

entrega Tensão (kV)Nível de 2011 2012 2013 2014 2015

Subestação de Ermesinde 60 S.M. Severidade de tremulação ("flicker") - S.M. -Subestação do Pocinho 60 S.M. Amplitude de tensão e desequilíbrio numa fase S.M. - -Subestação de Vila Pouca de Aguiar 60 - harmónica (6ª Distorção harmónica) S.M. - -Subestação de Frades 60 S.M. Severidade de tremulação ("flicker") S.M. Severidade de tremulação ("flicker") -Subestação de Ferreira do Alentejo 60 S.M. - S.M. - -Subestação de Alqueva 60 -Severidade de tremulação ("flicker") e Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) - - -Subestação de Vermoim 60 -Distorção harmónica (12ª harmónica) Distorção harmónica (12ª harmónica) Distorção harmónica (12ª harmónica) -Subestação de Carvoeira 60 S.M. -Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) S.M. -Siderurgia da Maia 220 S.M. S.M. S.M. Severidade de tremulação ("flicker") Severidade de tremulação ("flicker") Siderurgia do Seixal 220 S.M. S.M. S.M. Severidade de tremulação ("flicker") e Amplitude de tensão Severidade de tremulação ("flicker") e Amplitude de tensão Subestação de Tunes 60 Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) - - - -Subestação de Estarreja 60 Severidade de tremulação ("flicker") - - - -Subestação

da Batalha 60 Amplitude de tensão S.M. S.M. -

-Subestação

de Estremoz 60 Amplitude de tensão S.M. - S.M.

-Subestação de Porto Alto 60 Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) - - S.M. -Quinta do Anjo 150 Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) S.M. – SEM MONITORIZAÇÃO, DE ACORDO COM O PLANO DE MONITORIZAÇÃO BIANUAL

(34)

PONTOS DE ENTREGA COM INCUMPRIMENTO DOS LIMITES REGULAMENTARES Ponto de

entrega Tensão (kV)Nível de 2011 2012 2013 2014 2015

Subestação de Alto de Mira 60 Severidade de tremulação ("flicker") – numa fase Distorção harmónica (ordem 5ª harmónica numa fase e 21ª harmónica) Distorção harmónica ( 21ª harmónica) Distorção harmónica (ordem 5ª harmónica numa fase) Distorção harmónica (ordem 5ª harmónica numa fase) Subestação de Rio Maior 60 - -Severidade de tremulação ("flicker") - -Subestação de Sacavém 60 -Severidade de tremulação ("flicker") e Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) - -Subestação de Carregado 60 Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) Severidade de tremulação ("flicker") e Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) Severidade de tremulação ("flicker") Severidade de tremulação ("flicker") Severidade de tremulação ("flicker") Fatela 220 S.M. S.M. S.M. Amplitude de tensão e Distorção harmónica (7ª harmónica) Distorção harmónica (7ª harmónica)

Gouveia 220 S.M. S.M. S.M. Amplitude de tensão

-Mortágua 220 S.M. S.M. S.M. S.M. harmónica (7ª Distorção

harmónica) Pegões 150 S.M. S.M. S.M. Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) -Lusosider 150 S.M. S.M. S.M. Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) -Fogueteiro 150 S.M. S.M. S.M. Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) Subestação de Pereiros 60 Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) - - - -Subestação de Sines 60 Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) - -Subestação

de Tavira 60 S.M. S.M. S.M. S.M. Amplitude de tensão

Posto de Corte Monte da Pedra 150 S.M. S.M. S.M. S.M. Distorção harmónica (ordem superior à 21ª harmónica) S.M. – SEM MONITORIZAÇÃO, DE ACORDO COM O PLANO DE MONITORIZAÇÃO BIANUAL

(35)

03

DISPONIBILIDADE

RELATÓRIO

DE QUALIDADE

DE SERVIÇO

2015

(36)

DISPONIBILIDADE

A Taxa Combinada de Disponibilidade registou o valor de 98,44%, valor acima do nível de indiferença fixado pela entidade reguladora (97,5%). No quadro regulatório em vigor e com o objetivo de promover a fiabilidade da rede de transporte, a Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) introduziu um novo mecanismo de incentivo ao aumento da disponibilidade dos elementos da Rede Nacional de Transporte (RNT), enquanto fator determinante para a qualidade de serviço associada ao desempenho da RNT. Assim, a REN, na sua qualidade de operador da rede de transporte de eletricidade, passou a reportar periodicamente àquela entidade as indisponibilidades ocorridas, bem como a sua duração e o elemento em causa.

O mecanismo de incentivo ao aumento da disponibilidade incide sobre o indicador designado por Taxa Combinada de Disponibilidade. Este indicador conjuga os dois principais elementos da RNT, os circuitos de Linha, que englobam as linhas aéreas e subterrâneas, e os Transformadores de Potência, que englobam os transformadores de entrega à rede de distribuição e os autotransformadores, incluindo-se em ambos os casos as indisponibilidades dos painéis associados a cada elemento de rede.

Em 2015, a Taxa Combinada de Disponibilidade foi de 98,44%, valor inferior ao registado em 2014 (98,94% - melhor valor de sempre).

O valor deste indicador determina a atribuição de um incentivo ou de uma penalidade económica para a concessionária da RNT, conforme se situe, respetivamente, acima ou abaixo do nível de indiferença que foi fixado em 97,5%. No período regulatório 2015-2017, este incentivo económico tem valor nulo.

98,44%

Taxa Combinada

de Disponibilidade

Figura 23 – Incentivo ao aumento da disponibilidade INCENTIVO AO AUMENTO DA DISPONIBILIDADE

0 INCENTIVO MÁX. PENALIDADE MAX. 96,5% 97,0% 98,0% 98,5% 2015 (98,44%) 99,0% Tcd 97,5%

MECANISMO DE INCENTIVO AO AUMENTO DA DISPONIBILIDADE DOS ELEMENTOS DA RNT

(37)

A maioria das indisponibilidades é do tipo planeado e, por isso, sem consequências relevantes para a exploração da rede, estando também, maioritariamente, associadas a trabalhos relacionados com novos investimentos na rede, reforço de capacidade das linhas e programas de remodelação de instalações mais antigas.

A figura seguinte apresenta a evolução anual deste indicador desde 2011. A evolução positiva, registada pelo indicador, é indicativa de uma contínua e progressiva melhoria da coordenação e programação dos trabalhos efetuados.

EVOLUÇÃO DA TAXA COMBINADA DE DISPONIBILIDADE

2011 VALOR DE REFERÊNCIA ERSE 2012 2013 2014 2015 100% 99% 98% 97% 96% 95%

(38)
(39)

04

RELACIONAMENTO

COMERCIAL.

AUDITORIAS

RELATÓRIO

DE QUALIDADE

DE SERVIÇO

2015

(40)

RELACIONAMENTO

COMERCIAL. AUDITORIAS

O nível de desempenho da RNT na ótica da continuidade de serviço e da qualidade da onda de tensão tem-se refletido no reduzido número de reclamações recebidas.

RELACIONAMENTO COMERCIAL.

RECLAMAÇÕES

A boa qualidade da onda de tensão tem-se refletido no reduzido número de reclamações de consumidores. Em 2015, não houve qualquer reclamação de natureza técnica.

A esfera de relacionamento comercial e contratual da REN estende-se, em função da regulamentação e legislação em vigor desde 2010, a diversos agentes do sector elétrico português, nomeadamente:

Cogeradores, no âmbito da criação pela REN, da Entidade Emissora de Garantias de Origem, na sequência da publicação do Decreto-Lei n.º 23/2010, de 25 de Março, alterado pela Lei n.º 19/2010, de 23 de Agosto, que estabelecem o regime jurídico e remuneratório aplicável à energia elétrica e mecânica e de calor útil produzidos em cogeração;

Produtores em Regime Especial, no âmbito, quer do acordo de ligação à RNT, quer da gestão da entrega e receção de energia reativa à Rede Nacional de Transporte, em respeito pela publicação do novo Regulamento da Rede de Transporte, através da Portaria n.º 596/2010, de 30 de Julho;

Clientes interruptíveis, no âmbito da contratualização dos serviços de sistema de gestão ativa dos consumos, na sequência da publicação das Portaria n.º 592/2010, de 29 de Julho, complementada pelas Portarias n.º 1308/2010 e n.º 1309/2010, ambas de 23 de Dezembro.

Durante o ano de 2015, verificaram-se 155 solicitações de cariz comercial (reclamações e pedidos de informação), por parte de entidades externas. A totalidade das solicitações obteve resposta por parte da REN. O quadro seguinte sumariza o número de ocorrências registadas e os respectivos tempos de resposta.

AUDITORIAS

O Regulamento de Qualidade de Serviço prevê que a REN, de dois em dois anos, promova a realização de uma auditoria interna, por uma entidade independente, aos seus sistemas e procedimentos de recolha e registo de informação sobre a qualidade de serviço e às metodologias e critérios utilizados no cálculo dos indicadores de qualidade de serviço.

A auditoria a realizar no ano de 2015 sofreu um adiamento para o início do ano de 2016. Nesta auditoria, serão avaliados os anos de 2013, 2014 e 2015.

Em 2015 não

ocorreu qualquer

reclamação de

cariz técnico.

Nº Registos Soma dos tempos de resposta (dias úteis) Tempo médio de resposta (dias uteis)

Reclamações 93 1086 12

(41)

05

COMPORTAMENTO

DA REDE DE

TRANSPORTE E DOS

SEUS EQUIPAMENTOS

E SISTEMAS

RELATÓRIO

DE QUALIDADE

DE SERVIÇO

2015

(42)

COMPORTAMENTO DA

REDE DE TRANSPORTE E

DOS SEUS EQUIPAMENTOS

E SISTEMAS

Em 2015, o número de incidentes reduziu-se em 36%, face a 2014, e a maioria dos indicadores de desempenho registou valores melhores do que no ano anterior e, em alguns casos, os melhores valores de sempre. Globalmente, o comportamento da RNT pode considerar-se positivo.

Incidentes

Em 2015, ocorreram 136 incidentes com impacto na Rede Eléctrica Nacional, menos 79 do que em 2014, dos quais 102 tiveram origem na Rede de Muito Alta Tensão (MAT), 21 na Rede de Alta Tensão (AT) da RNT e 13 em outras redes.

Rede MAT

Rede AT Redes externas à REN Com repercussão

MAT Sem repercussão MAT Com repercussão MAT Com repercussão AT-ENF TOTAL

102 6 15 13 0 136

EVOLUÇÃO DO NÚMERO DE INCIDENTES

REDE MAT REDE AT REDES EXTERNAS À REN

350 300 250 200 150 100 50 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2006 Nº DE INCIDENTES

Figura 25 - Evolução do número de incidentes

Do total de incidentes (136), oito, correspondente a 5,9%, tiveram impacto no abastecimento de energia elétrica, tendo, dois deles, provocado duas interrupções de duração superior a 3 minutos. Essas interrupções originaram uma energia não fornecida (ENF) de 19,9 MWh.

Tendo em consideração a potência disponibilizada nos diversos pontos de entrega da RNT, a REN classifica como “incidente grave” todo aquele de que resulte uma energia não fornecida de valor igual ou superior a 10 MWh.

(43)

Em 2015, ocorreu 1 incidente com ENF superior a 10 MWh e com interrupção superior a 3 minutos:

1 de Novembro de 2015, devido a precipitação persistente e de valor e intensidade invulgar, a sala de cabos da subestação de Tunes, à

semelhança do que aconteceu por todo o Algarve, ficou inundada levando a que diversos circuitos, por perda de isolamento, desencadeassem ordens de abertura e até de fecho, aos diversos órgãos de manobra da subestação resultando na interrupção total do fornecimento de energia e a consequente energia não fornecida de 19,5 MWh.

Segue-se uma descrição sucinta dos outros 7 incidentes que tiveram impacto no abastecimento de energia elétrica. O primeiro, com interrupção superior a 3 minutos, a que corresponde 0,4 MWh de energia não fornecida e, os restantes 6, com interrupções inferiores ou iguais a 3 minutos, a que corresponde 4,1 MWh de energia não fornecida:

31 de Dezembro de 2015, na Subestação de Alqueva (SAV) o painel 616 a 60 kV foi sede de defeito monofásico (fase 4) com origem na incursão fortuita de um animal sacarrabos (herpestes ichneumon). Como o defeito se situou entre o transformador de intensidade e o barramento, o mesmo tinha de ser eliminado pelo disparo da proteção diferencial de barras 1 de 60 kV, a qual deu ordem de abertura a todos os painéis aí ligados, resultando na energia não fornecida de 0,4 MWh;

28 de Janeiro de 2015, na sequência de trabalhos de preparação para a reparação de uma fuga de SF6 identificada no painel 623 da Subestação de

Setúbal (SSB) e mais concretamente no momento da realização de vácuo no compartimento blindado, ocorreu um defeito monofásico (fase 8) que levou à atuação da proteção diferencial de barras 2 de 60 kV, elaborando ordem de disparo a todos os painéis aí ligados, resultando na energia não fornecida de 0,2 MWh;

10 de Abril de 2015, na Subestação de Valdigem (SVG), o painel 202 a 220 kV da linha Valdigem-Urrô, foi sede de um defeito monofásico (fase 4) devido a deposição e escorrido de excremento de ave. Como o defeito se situou entre o transformador de intensidade e o barramento do mesmo teria que ser eliminado pela atuação da proteção diferencial de barras que, devido a trabalhos de remodelação dos sistemas de comando, controlo e proteção a decorrer nesta instalação, ainda não tinha entrado em serviço. Nestas circunstâncias, o defeito teve que ser eliminado pelo disparo das proteções remotas instaladas nos extremos opostos das linhas ligadas ao barramento de 220 kV de Valdigem. Na sequência destes disparos os sectores de 220 e 60 kV de Valdigem ficaram numa situação de tensão zero pelo que se deixou de alimentar os consumos, tendo daí resultado a anergia não fornecida de 1,2 MWh;

15 de Abril de 2015, para defeito na rede nacional de distribuição, linha Fermil-Azinheira, disparou, na Subestação de Fafe (SFAF) e com falta de seletividade, a função de proteção de terra restrita que retirou de serviço o transformador 1 de 150/60 kV. Este disparo originou tensão zero no barramento de 60 kV com a consequente energia não fornecida de 0,5 MWh; 5 de Setembro de 2015, na sequência da indisponibilidade da linha Porto

Alto-Palmela 1 para lavagem dos isoladores na Subestação de Porto Alto (SPA), quando se pretendia indisponibilizar a linha Porto Alto-Palmela 2, depois de repor a anterior, para executar o mesmo trabalho, um erro de manobras de operação da rede criou uma situação de tensão zero nos pontos de entrega de Porto Alto e Quinta Grande, resultando na energia não fornecida de 0,5 MWh;

4 de Novembro de 2015, na Subestação de Riba d´Ave (SRA), durante manobras de colocação em bypass da linha Riba d´Ave-Ruivães e com origem em avaria nos sistemas de comando e controlo, abriu,

(44)

intempestivamente, o painel interbarras norte de 60 kV (IB-N 60kV) que retirou de serviço a linha Riba d´Ave-Ruivães com a consequente energia não fornecida de 1,4 MWh;

23 de Novembro de 2015, na Subestação de Tavira (STVR), o seccionador de barras 2 do painel interbarras de 60 kV foi sede de defeito monofásico (fase 4) com origem na incursão fortuita de um animal sacarrabos (herpestes ichneumon). Por o defeito se situar entre o transformador de intensidade e o barramento 2 o mesmo teve de ser eliminado pela atuação da proteção diferencial de barras 2 que elaborou disparo a todos os painéis aí ligados, resultando na energia não fornecida de 0,3 MWh.

Todos estes incidentes que originaram interrupções, bem como outros, classificados com interesse para acautelar situações futuras, foram objeto de análise por parte do Grupo de Análise de Incidentes da REN. Este Grupo, constituído por especialistas internos em diversos domínios, analisa as causas dos incidentes e, se for o caso, emite recomendações, abrangendo as diversas áreas técnicas da concessionária da RNT, para a elaboração de estudos e/ou implementação de medidas que se têm refletido positivamente na Qualidade de Serviço.

Incidentes com repercussão na RNT

Embora a REN contabilize e registe a totalidade dos incidentes que afetam as suas redes, MAT e AT, merecem particular atenção o conjunto de incidentes que afetam, direta ou indiretamente, a RNT (equipamentos MAT de tensão nominal superior a 110 kV).

Em 2015, este conjunto de incidentes totalizou 121 (menos 36,3% do que em 2014), cuja distribuição, consoante a origem, é indicada no gráfico seguinte.

DISTRIBUIÇÃO PERCENTUAL DA ORIGEM DOS INCIDENTES COM REPERCUSSÃO NA RNT

Figura 26 - Origem dos incidentes com repercussão na RNT REDE AT DA REN

RNT REDES EXTERNAS À REN

A distribuição dos incidentes por elemento de rede e causas é apresentada nos dois gráficos seguintes (ver, também, Quadro 2 do anexo 5, onde se indicam as entidades responsáveis pelas redes externas).

21 (15,4%) 13 (9,6%)

(45)

ORIGEM DOS INCIDENTES COM REPERCUSSÃO NA RNT SISTEMA PRIMÁRIO DA RNT SISTEMAS AUXILIARES DA RNT F(%) - FREQUÊNCIA ACUMULADA SISTEMAS EXTERIORES À RNT 60 50 40 30 20 10 0 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 L220 L150 TRF+ATR BARR L400 Nº DE INCIDENTES F(%) EXTERIOR RNT

Figura 27 - Origem dos incidentes com repercussão na RNT Como é habitual, a maioria dos incidentes com origem nos sistemas (primários e auxiliares) da RNT afectou as linhas (86,3%) (que representa 72,7% dos incidentes com repercussão na RNT).

Dos incidentes com origem externa à RNT (19), 68,4% ocorreram em redes não concessionadas à REN.

40 35 30 25 20 15 10 5 0 nº de incidentes

CAUSA DOS INCIDENTES COM REPERCUSSÃO NA RNT

Figura 28 - Causa dos incidentes com repercussão na RNT

Em 2015, houve menos 36,3% de incidentes com repercussão na RNT do que em 2014. Os incidentes devidos a factores atmosféricos reduziram-se em 60%, especialmente por ter ocorrido apenas um incidente devido a temporal. Registaram-se 8 incidentes, mais 7 do que em 2014, devido a incêndios. Os incidentes atribuídos à avifauna (25) registaram uma redução de 32,4%.

Fatores

atmosféricos Aves Incêndios Def. deEquip./ Sistemas

Desconh. Erros Hum.

Diretos Outras Exterior à RNT

L150 - LINHAS A 150 kV L400 - LINHAS A 400 kV

L220 - LINHAS A 220 kV BARR - BARRAMENTOS ATR+TRF+BC+RS.

Informação mais detalhada referente à origem, causa e gravidade dos incidentes, poderá ser consultada nos Quadros 3, 4 e 5 do anexo 5.

(46)

LINHAS

Incidentes com origem em linhas

As linhas aéreas, pela sua dispersão geográfica e pelas características tão díspares dos terrenos onde estão implantadas, estão mais sujeitas, como é natural, à ação dos agentes externos meio-ambientais (incêndios, aves, descargas atmosféricas, vento, poluição, etc.), principais causadores de incidentes na rede.

Em 2015, registaram-se 88 incidentes nas linhas (menos 42,5% do que em 2014), afetando os diversos níveis de tensão (ver gráfico seguinte com a sua distribuição).

DISTRIBUIÇÃO DOS INCIDENTES EM LINHAS POR NÍVEL DE TENSÃO

Figura 29 - Incidentes em linhas, por nível de tensão

150kV 220kV 400kV

37,5% 36,4%

26,1%

Os principais grupos de causas dos incidentes em linhas foram a ação

atmosférica com 36,4% (sendo 33% devido a descargas atmosféricas) e a ação ambiental igualmente com 36,4% (sendo 27,3% devido a aves e 9,1% a incêndios).

DISTRIBUIÇÃO DAS CAUSAS DOS INCIDENTES EM LINHAS

Figura 30 - Distribuição das causas dos incidentes em linhas AÇÃO AMBIENTAL: INCÊNDIOS

AÇÃO ATMOSFÉRICA:

DESCARGAS ATMOSFÉRICAS AÇÃO ATMOSFÉRICA: INUNDAÇÃO E NEVOEIRO AÇÃO ATMOSFÉRICA: VENTO

AÇÃO AMBIENTAL: AVES

OUTRAS CAUSAS 32,95% 27,27% 9,1% 27,27% 2,27% 1,14%

Referências

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