CARACTERIZAÇÃO DA REDE NACIONAL DE TRANSPORTE PARA …

REN - REDE ELÉCTRICA NACIONAL, S.A.

CARACTERIZAÇÃO DA

REDE NACIONAL DE TRANSPORTE

PARA EFEITOS DE ACESSO À REDE EM

31 DE DEZEMBRO DE 2005

REVISÃO DE SETEMBRO DO DOCUMENTO DE MARÇO DE 2006

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2005 i

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 ................................................................................................................... 9

3.5 PERDAS............................................................................................................................................ 10

3.6 CORRENTES DE DEFEITO ................................................................................................................... 11

4. CAPACIDADE DE TRANSPORTE DISPONÍVEL............................................................................................... 10

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.......................................................................................................... 13

4.2.3 Resultados ............................................................................................................................... 15

5. INDICADORES DE QUALIDADE DE SERVIÇO ................................................................................................ 14

5.1 CONTINUIDADE DE SERVIÇO............................................................................................................... 15

5.1.1 Indicadores Individuais............................................................................................................. 17

5.1.2 Indicadores Gerais ................................................................................................................... 18

5.2 QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO ...................................................................................................... 18

5.2.1. Distorção Harmónica............................................................................................................... 21

5.2.2. Tremulação (Flicker) ............................................................................................................... 21

5.2.3. Desequilíbrio de Tensão ......................................................................................................... 19

5.2.4. Desvios no Valor Eficaz da Tensão. Cavas e Sobretensões. Frequência. ............................ 19

6. TERMINOLOGIA ....................................................................................................................................... 20

7. ANEXOS ................................................................................................................................................. 25

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2005 ii

ÍNDICE DE ANEXOS Anexo A - PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DAS SUBESTAÇÕES DA RNT

Anexo B - PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DAS LINHAS DA RNT

Anexo C - POTÊNCIA INSTALADA NAS SUBESTAÇÕES DA RNT

Anexo D - SUBESTAÇÕES - TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA DA RNT

Anexo E - BATERIAS DE CONDENSADORES NA RNT

Anexo F - REACTÂNCIAS INSTALADAS NAS SUBESTAÇÕES DA RNT

Anexo G - MAPA DA RNT

Anexo H - CARGAS ACTIVAS E REACTIVAS PARA OS PONTOS DE ENTREGA NA RNT

Anexo I - PERFIS DE PRODUÇÃO

Anexo J - PRODUÇÃO EM REGIME ESPECIAL E SENV

Anexo K - DIAGRAMAS UNIFILARES DE TRÂNSITOS DE POTÊNCIA

Anexo L - VALORES MÍNIMOS DE CORRENTES E POTÊNCIAS DE DEFEITO

Anexo M - CAPACIDADE SIMULTANEAMENTE DISPONÍVEL NA RNT PARA A RECEPÇÃO DE NOVA GERAÇÃO

Anexo N - QUALIDADE DE SERVIÇO

Enquadramento e objectivo

Conteúdo

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2005 3

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 2005

1. ENQUADRAMENTO E OBJECTIVO Este documento, ‘Caracterização da Rede Nacional de Transporte para Efeitos de Acesso à Rede’ em 31 de Dezembro de 2005 (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). A sua finalidade, tal como mencionado no número 1 do referido artigo, é a de disponibilizar a todos os utilizadores e candidatos a utilizadores das redes, em particular da RNT, 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 2005.

As principais características das linhas e subestações da RNT e, quando aplicável, as correspondentes alterações de capacidade ao longo das diferentes épocas do ano.

As condições de operação em dias típicos, quer no que se refere ao perfil de consumo, quer à produção do SEP/EDIA e do SEI.

Os trânsitos verificados na rede e os congestionamentos e as restrições mais importantes ao transporte de energia.

A caracterização das perdas ocorridas na RNT em dias típicos de cada época sazonal e por períodos tarifários para cada mês.

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 indicadores técnicos da qualidade de serviço mais representativos do Regulamento da Qualidade de Serviço (RQS).

Informações sobre a RNT


3. INFORMAÇÃO SOBRE A RNT 3.1 ELEMENTOS CONSTITUINTES E SUAS

CARACTERÍSTICAS Em 31 de Dezembro de 2005 a RNT tinha em serviço 47 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 instaladas de transformação e de autotransformação encontram-se sintetizados no quadro seguinte:

QUADRO I

SÍNTESE DO EQUIPAMENTO DA RNT 2005-12-31 2004-12-31

Comprimento de linhas em serviço 6 657 km 6 489 km 400 kV 1 500 km 1 454 km 220 kV 2 875 km 2 838 km 150 kV * 2 282 km 2 198 km

Potência de transformação em serviço 19 968 MVA 19 398 MVA Autotransformação 7 421 MVA 7 421 MVA Transformação 12 547 MVA 11977 MVA

* Inclui 9,0 km do troço português da linha de interligação internacional de

132 kV Lindoso-Conchas.

Nos Anexos C e D encontram-se descritas as características principais dos transformadores e autotransformadores da RNT. As baterias de condensadores para compensação do factor de potência representavam, no final de 2005, a cifra de 1420 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 2005.

Relativamente à evolução da RNT em 2005, assinala-se como de mais relevante:

A colocação em serviço da nova linha dupla de 400 kV entre o posto de corte do Ribatejo e a subestação de Fanhões, a qual permitiu estabelecer, neste nível de tensão, as novas ligações Alto de Mira-Ribatejo e Fanhões-Ribatejo.

A conclusão do segundo circuito de linha a 220 kV de abastecimento à subestação de Sacavém.

A ligação ao posto de corte do Ribatejo, já no final do ano, do terceiro grupo da central termoeléctrica de gás natural de ciclo combinado do Ribatejo.

A integração na rede dos dois grupos reversíveis da central hidroeléctrica de Frades, através de um ramal de 150 kV sobre a linha Caniçada-Riba de Ave 1.

A entrada em serviço da nova linha a 150 kV entre o parque eólico de Terras Altas de Fafe e a subestação de Riba de Ave, do ramal da linha a 220 kV Vila Chã-Pereiros 2 para o parque eólico da Pampilhosa da Serra e da ligação a 150 kV entre a subestação da Falagueira e o posto de corte de Corgas para a recepção da produção do parque eólico do Pinhal Interior.

O reforço de capacidade (‘uprating’) das linhas de 220 kV Bemposta-Pocinho, Pocinho-Valdigem 1, Pocinho-Valdigem 2, Picote-Bemposta, Carrapatelo-Estarreja 2, Carrapatelo-Mourisca, Pereiros-Batalha 1 e do ramal para Estarreja da Tapada do Outeiro-Canelas e das linhas de 150 kV Ermidas Sado-Ferreira do Alentejo, Palmela-Fernão Ferro 1, Palmela-Fernão Ferro 2, Sines-Ermidas Sado, Sines-Tunes, Sines-Sabóia e Sabóia-Tunes.



O aumento do valor da potência de

transformação instalada nas subestações de Vila Fria (+ 170 MVA), Santarém (+ 126 MVA), Setúbal (+ 126 MVA, em substituição de 60 MVA), Ferreira do Alentejo (+ 63 MVA, em substituição de 25 MVA), Tunes (+ 170 MVA, em substituição de 63 MVA) e Estoi (+ 63 MVA).

O Quadro II apresenta em mais pormenor as alterações ocorridas na RNT ao longo de 2005.

Quadro II PRINCIPAL EQUIPAMENTO ENTRADO/SAÍDO DE

EXPLORAÇÃO Potência

(MVA)

Ferreira do Alentejo 150/60 kV Transformador -25 8-MarSetúbal 150/60 kV Transformador -60 14-MarVila Fria 150/60 kV Transformador 170 30-MarTunes 150/60 kV Transformador -63 2-MaiTunes 150/60 kV Transformador 170 16-MaiFerreira do Alentejo 150/60 kV Transformador 63 10-JunSetúbal 150/60 kV Transformador 126 22-JulSantarém 220/60 kV Transformador 126 7-SetEstoi 150/60 kV Transformador 63 09-Set

Comprimento(km)

400 kVCentral do Ribatejo - Ribatejo 3 0.3 1-JunFanhões - Alto de Mira 4 -18.6 29-OutFanhões - Ribatejo 24.6 29-OutAlto de Mira - Ribatejo 40.3 29-Out220 kVRamal da linha Mourisca - Pereiros para Mogofores -2.6 14-MaiRamal da linha Estarreja - Pereiros para Mogofores 2.6 14-MaiRamal da linha Carregado - Carriche para Sacavém 13.8 3-JulRamal da linha Vila Chã - Pereiros 2 para Pampilhosa da Serra 26.1 5-Ago150 kVRamal da linha Vila Nova - Salamonde para central de Frades -4.9 29-JanRamal da linha Alto Rabagão - Caniçada para central de Frades 4.9 29-JanTerras Altas de Fafe - Riba de Ave 33.7 31-JanRamal da linha Alto Rabagão - Caniçada para central de Frades -4.9 15-OutRamal da linha Caniçada - Riba de Ave 1 para central de Frades 19.1 15-OutCorgas - Falagueira 36.3 4-Nov

Data de entrada/saída

de serviço

Data de entrada/saída

de serviçoLinhas

EquipamentoSubestações

3.2 CARACTERIZAÇÃO DOS CONSUMOS Em 2005 o consumo total abastecido pelo SEP registou o valor de 48,0 TWh, dos quais 78% respeitante aos clientes do SEP e os restantes 22% 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.

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 2005 e o valor da ponta máxima ocorrida em cada mês do ano.

FIGURA 1 EVOLUÇÃO DO CONSUMO SEMANAL EM 2005

Nota: As albufeiras e os fios de água incluem a hídrica do SENV.

FIGURA 2 PONTAS NA REDE DE TRANSPORTE EM 2005

Em 2005 o consumo de energia eléctrica manteve a tendência de crescimento verificada no ano anterior. O consumo abastecido pela rede pública (consumo SEP+SENV) subiu 4,7% face ao ano anterior, valor tendo em conta a correcção devida ao efeito da temperatura e número de dias úteis.

0

200

400

600

800

1000

1200

GWh

P RE'S Carvão Gás Natural Fuel+Gasó leo Fio s Á guaA lbufeiras Saldo Imp. Co nsumo Co ns+B o mb

JAN | FEV | MAR | ABR | MAI | JUN | JUL | AGO | SET | OUT | NOV | DEZ

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ

MW

Rede Transporte Rede Pública Total



A potência máxima solicitada à rede pública, alcançou o valor de 8 528 MW, no dia 27 de Janeiro de 2005 às 19:30 h, representando um aumento de 3,4% relativamente ao máximo de 2004, que havia sido de 8 250 MW. O consumo total nesse dia foi de 163 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. As Figuras 3 a 6 apresentam os diagramas síncronos do dia da ponta anual (de Inverno) e de três outros representativos das épocas sazonais de Primavera, Verão e Outono. Os diagramas ilustram também o tipo de geração utilizado.

FIGURA 3 DIAGRAMA DE CARGA DO DIA DA PONTA ANUAL

FIGURA 4 DIAGRAMA DE CARGA DE UM DIA CARACTERÍSTICO DE PRIMAVERA

FIGURA 5 DIAGRAMA DE CARGA DE UM DIA

CARACTERÍSTICO DE VERÃO

FIGURA 6 DIAGRAMA DE CARGA DE UM DIA

CARACTERÍSTICO DE OUTONO O diagrama do dia de ponta anual, ocorrido em 27 de Janeiro, evidencia uma contribuição plena das componentes de carvão e de gás natural nas horas de ponta e cheia do diagrama, assinalando-se também uma expressão significativa da componente fuel, associada à hidraulicidade muito reduzida. No diagrama de Primavera o carvão e o gás continuam a ter uma utilização com elevado relevo, o que já não acontece com o fuel, que teve pouca expressão neste dia. Nas horas fora de vazio, a importação aumentou bastante relativamente ao diagrama anterior. A fraca hidraulicidade conduziu a uma menor utilização dos recursos hídricos.

2005-01-27

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

MW

Turbinas Gás

Fios Água

Import.

Albufeiras

Fuel

PREs

Gás Natural

Carvão

Cons+Bb

Consumo

2005-05-04

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

MW

Turbinas Gás

Albufeiras

Fuel

Fios Água

Import.

PREs

Gás Natural

Carvão

Cons+Bb

Consumo

2005-06-22

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

MW

Turbinas Gás

Albufeiras

Import.

Fios Água

Fuel

PREs

Gás Natural

Carvão

Cons+Bb

Consumo

2005-10-26

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

MW

Turbinas Gás

Fios Água

Albufeiras

Fuel

Import.

Gás Natural

PREs

Carvão

Cons+Bb

Consumo



De Verão, para além da continuação do carvão e gás na base do diagrama, assinala-se no dia em questão um aumento do recurso ao fuel, a par com um programa de trocas internacionais caracterizado por importações reduzidas no vazio e exportação em horas de ponta, de modo a permitir um apoio à rede espanhola, decorrente de um elevado consumo em simultâneo com uma também elevada taxa de indisponibilidades do parque térmico. No Outono nota-se uma componente de importação constante e elevada ao longo do dia, sendo mais significativa nas horas de vazio, acompanhada de uma redução apreciável da parcela hídrica, tanto de fios-de-água como de albufeiras, visto que o coeficiente de hidraulicidade continuou baixo no mês de Outubro na sequência de um verão seco. Em qualquer um dos quatro diagramas é possível observar uma parcela de contribuição PRE com valor relevante e permanente. 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

Regista-se a ocorrência das pontas máximas diárias cerca das 19 horas nos casos de Outono e Inverno e entre as 11 e as 12 horas nos de Primavera e Verão. A Figura 8 apresenta a distribuição por classes da potência máxima nas subestações da RNT.

FIGURA 8 PONTA MÁXIMA NAS SUBESTAÇÕES DA RNT

DISTRIBUIÇÃO EM CLASSES Verifica-se em 2005 uma redução do número de subestações com consumo até 100 MW e acima de 250 MW, em simultâneo com um aumento na classe entre 100 e 250 MW. A nível mais desagregado, apresentam-se no Anexo H as cargas activas e reactivas das diferentes subestações da REN, S.A. nas situações típicas de ponta e vazio ocorridas no dia de ponta anual de Inverno (27 de Janeiro), no de ponta de Verão (22 de Junho) e também para a primeira quartas-feira de Maio e última de Outubro, estas últimas configurando situações típicas de Primavera e Outono, respectivamente.

10

20

1313

19

1414

20

1213

20

1312

23

11

0

5

10

15

20

25

<= 100 ]100,250] >250Potência m áxim a (MW)

núm

ero

de s

ubes

taçõ

es

ano eléctrico 2001/02 ano eléctrico 2002/03 ano eléctrico 2003/04 ano eléctrico 2004/05 ano eléctrico 2005/06

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

MW

2005-01-27

2005-05-04

2005-06-22

2005-10-26



3.3 PERFIS DE PRODUÇÃO A 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 determinantes para o perfil de trânsitos nos diversos elementos da RNT. As Figuras 9 e 10 e também o Quadro III mostram a desagregação dos 48,0 TWh de consumo total verificados em 2005 pelas diferentes naturezas de produção.

FIGURA 9 ENERGIA EMITIDA PARA A REDE

POR TIPO DE CENTRAL

FIGURA 10 SATISFAÇÃO DO CONSUMO ANUAL

QUADRO III DADOS GERAIS DE PRODUÇÃO E

CONSUMO NO SEP E NO SEI 2005 2004GWh GWh

HIDRÁULICA SEP+SENV 4 524 9 216Total das centrais do SEP / EDIA 4 361 8 818

Fios de água 2 768 5 791Albufeiras 1 593 3 027

Centrais do SENV 163 398TÉRMICA SEP+SENV 30 621 25 749Carvão 14 291 13 952Fuel+Gasóleo 4 839 1 984Gás (SEP) 6 403 6 395Gás (SENV) 5 088 3 418TOTAL SEP+SENV 35 145 34 965

2005 2004GWh GWh

EMISSÃO TOTAL 35 145 34 965SALDO IMPORTADOR 6 820 6 480PRODUÇÃO EM REGIME ESPECIAL (PRE) 6 562 4 463CONSUMO EM BOMBAGEM HIDROELÉCTRICA 568 408CONSUMO TOTAL 47 959 45 500

PRODUÇÃO LÍQUIDA DAS CENTRAIS

CONSUMO TOTAL (referido à produção líquida)

Em 2005 a produção hídrica SEP/EDIA+SENV situou-se na casa dos 4,5 TWh, valor bastante reduzido e a que corresponde um coeficiente de hidraulicidade anual de 0,41. Esta produção contribuiu com uma fatia de apenas 9,4% para a satisfação do consumo, enquanto que a produção térmica do SEP+SENV aumentou a sua participação para 63,8% (30,6 TWh). O saldo de trocas com a rede eléctrica espanhola em 2005 foi de 6,8 TWh, de carácter importador, representando 14,2% do consumo total. A energia de circulação atingiu os 2,7 TWh. Para efeitos de identificação e simulação dos trânsitos na RNT, apresentam-se no Anexo I os perfis de produção referentes aos dias característicos referidos no ponto 3.2. Em 2005 a produção em regime especial teve uma participação de 13,7% para a satisfação do consumo, o que corresponde a uma produção de 6,6 TWh. Destes 6,6 TWh, cerca de 68% provêm de cogeração e térmica renovável, sendo o restante de origem hídrica e eólica.

Gás Natural24%

Saldo Importador14%

Fuel + Gasóleo10%

Carvão29%

Hídrica9%

Prod. Regime Especial

14%

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2001 2002 2003 2004 2005

SaldoImportador

Hidráulica

Fuelóleo

Gás Natural

Carvão

PRE

Consumo

TWh



No Quadro IV e Figura 11 ilustra-se, de forma resumida, a potência ligada e a energia injectada pelo SEI em 2005.

QUADRO IV SÍNTESE DA PRODUÇÃO DO SEI

FIGURA 11 EMISSÃO DE PRODUÇÃO EM REGIME ESPECIAL

O Anexo J contém informação adicional caracterizadora das centrais deste sistema, agregando-as por ponto injector da RNT. No que diz respeito à evolução do parque electroprodutor em 2005, regista-se a entrada em serviço do terceiro grupo da central termoeléctrica de ciclo combinado a gás natural do Ribatejo, com 392 MW e dos dois grupos

reversíveis da central hidroeléctrica de Frades, com 98 MW cada um. No final do ano a potência instalada nas centrais do SEP/EDIA e SENV ascendia a 10 434 MW, o que representa um aumento de 541 MW face ao final do ano anterior. A Figura 12 contém, uma comparação, desde o ano 2001, entre a potência instalada e a ponta máxima anual.

FIGURA 12 POTÊNCIA INSTALADA E PONTA MÁXIMA ANUAL

(SEP/EDIA + SENV )

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 perfil de tensões do Anexo K. Nestas situações, o perfil de geração e o saldo de trocas com a rede de transporte de Espanha são os indicados no Anexo I. 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.

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

2001 2002 2003 2004 2005

PRE

Hidr.

Term.

Ponta

MW

Ter. Cogeração41%

Eólico26%

Ter. Renovável27%

Hídrico6%

2005 2004

PRE 2345 MVA 1683 MVATérmico

Ter. Renovável 175 MVA 118 MVATer. Cogeração 729 MVA 695 MVA

Hídrico 386 MVA 357 MVAEólico 1055 MVA 514 MVA

SENV HÍDRICO 243 MW 243 MW

2005 2004PRE 6 562 4 463

TérmicoTer. Renovável 1 772 932 Ter. Cogeração 2 666 2 062

Hídrico 397 689 Eólico 1 728 780

SENV HÍDRICO 163 398

Potência Ligada

Energia Injectada [GWh]



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. 3.5 PERDAS Na Figura 13 mostra-se a evolução de perdas médias diárias no ano de 2005, em valores absolutos e percentuais relativamente à energia que entra na RNT. Pode observar-se que os valores em percentagem oscilam na gama entre 1,0 e 2,2% com valores mais frequentes entre 1,1 e 1,9%. O mês de Agosto é aquele que, em termos gerais e de uma forma mais sustentada, apresenta valores superiores da percentagem de perdas.

FIGURA 13 PERDAS NA RNT EM 2005

Relativamente ao ano anterior verifica-se uma ligeira redução do valor das perdas, justificada, em parte, por uma maior contribuição das centrais térmicas (+ 18,9%), localizadas maioritariamente junto dos grandes centros de

consumo, em detrimento das centrais hídricas (- 50.9%), devido ao reduzido coeficiente de hidraulicidade. 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 PERDAS NA RNT NO DIA DE MAIOR PONTA DE

INVERNO

FIGURA 15 PERDAS NA RNT NUM DIA CARACTERÍSTICO DE

PRIMAVERA

0

20

40

60

80

100

120

140

160

JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET OUT NOV DEZ

[MW

]

0.0

0.3

0.6

0.9

1.2

1.5

1.8

2.1

2.4

[%]

Perdas [MW] Perdas [% Energia entrada]

2005-01-27

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

[MW

]

0.0

0.3

0.6

0.9

1.2

1.5

1.8

2.1

2.4

[%]


2005-05-04

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

[MW

]

0.0

0.3

0.6

0.9

1.2

1.5

1.8

2.1

2.4

[%]


Capacidade de transporte disponível



VERÃO


OUTONO A Figura 18 apresenta os valores das perdas em percentagem por período tarifário ao longo de 2005.

FIGURA 18 PERDAS EM % NA RNT POR PERÍODO TARIFÁRIO

Tal como já ocorria relativamente ao final do ano anterior verifica-se uma tendência de valores mais elevados das perdas em percentagem de energia entrada na RNT no período de super vazio, face a qualquer um dos outros períodos tarifários. 3.6 CORRENTES DE DEFEITO Apresentam-se no Anexo L, os valores mínimos das correntes de defeito trifásico no ano de 2005, para cada um dos barramentos da RNT. Estes valores foram calculados para a configuração topológica do final de 2005, considerando diferentes cenários de consumo/geração representativos. O menor valor obtido nestas condições foi escolhido como o correspondente ao mínimo apresentado de corrente de defeito. 4. CAPACIDADE DE TRANSPORTE DISPONÍVEL Os reforços na estrutura da RNT colocados em serviço em 2005 contribuíram para uma melhoria da capacidade de transporte. De entre eles destaca-se a entrada em serviço da nova linha dupla entre o posto de corte do Ribatejo e Fanhões, a 400 kV, com a qual se estabeleceram as duas novas ligações Alto de Mira-Ribatejo e Fanhões-Ribatejo. Este reforço reveste-se de extrema importância na segurança de abastecimento à zona de Lisboa e também tendo em vista o escoamento da produção da central do Ribatejo. Ainda na zona de Lisboa ficou concluída uma nova alimentação a 220 kV à subestação de Sacavém, a qual permitiu dotar este ponto

2005-06-22

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

[MW

]

0.0

0.3

0.6

0.9

1.2

1.5

1.8

2.1

2.4

[%]


2005-11-26

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

[MW

]

0.0

0.3

0.6

0.9

1.2

1.5

1.8

2.1

2.4

[%]


0.0

0.3

0.6

0.9

1.2

1.5

1.8

2.1

2.4

Jan-05 Fev-05 M ar-05 A br-05 M ai-05 Jun-05 Jul-05 A go -05 Set-05 Out-05 No v-05 Dez-05

Perd

as [%

Ene

rgia

ent

rada

]

Super Vazio Vazio Normal Cheia Ponta



injector com uma melhor garantia de abastecimento. Os congestionamentos que ocorreram na RNT foram solucionados por redespachos da programação da geração ou por alterações topológicas introduzidas na rede. Os casos mais frequentes ocorreram nos dias de Verão, em que as elevadas temperaturas ambiente verificadas provocaram reduções mais acentuadas nas capacidades de transporte das linhas. Em menor número, contudo com impacte bastante significativo na programação de exploração, verificaram-se também alguns congestionamentos associados a indisponibilidades de elementos de rede. Os principais congestionamentos verificados no Verão ocorreram na linha Zêzere-Falagueira e na linha Torrão-Recarei, tendo os trânsitos nesses elementos sido limitados, num primeiro nível através da transferência de consumos entre pontos injectores (transferências executadas pela EDIS) e num segundo pela alteração do perfil de geração, nomeadamente através do incremento da geração no Zêzere em detrimento da do Tejo (linha Zêzere-Falagueira) e do aumento ocasional da geração das centrais do Carrapatelo e da Régua e/ou reduções na central Tapada do Outeiro, no caso da linha Torrão-Recarei. No ano transacto, nos dias de maior consumo nas instalações de Trajouce e Estoi, verificou-se que o disparo da linha Alto de Mira-Trajouce com ramal para Carriche ou de uma das linhas Ourique-Estoi, respectivamente, poderia provocar colapsos de tensões nas instalações referidas, tendo nesses dias sido solicitado à EDIS a transferência de consumos entre pontos injectores, nomeadamente da subestação de Trajouce para a de Alto de Mira e da

subestação de Estoi para a de Tunes. Refira-se que, em alguns períodos, a transferência de consumos da subestação de Estoi para a de Tunes provocou a necessidade de utilização de turbinas a gás na central de Tunes, tendo em vista garantir a manutenção dos critérios de segurança nesta instalação. No que diz respeito a congestionamentos associados a trabalhos em elementos da RNT há que realçar, no ano transacto, as seguintes indisponibilidades:

Linha Carrapatelo-Mourisca e linha Carrapatelo-Estarreja 2, para aumento da capacidade de transporte.

Linha Sines-Tunes 2, linha Sines-Saboia e linha Sabóia-Tunes, alternada ou simultaneamente, para aumento da capacidade de transporte (1ª fase) e montagem de cabo de guarda com fibra óptica incorporada e substituição dos cabeçotes dos apoios de modo a dotar as linhas de dois cabos de guarda (2ª fase).

Os congestionamentos associados às indisponibilidades das linhas Carrapatelo-Mourisca e Carrapatelo-Estarreja 2 foram resolvidos através da utilização dos troços que, momentaneamente, não estavam a ser intervencionados para a criação de linhas provisórias e de reduções pontuais da central da Tapada do Outeiro. No que diz respeito às indisponibilidades das linhas que servem electricamente a região do Algarve os congestionamentos foram solucionados solicitando à EDIS a transferência de alguns dos consumos naturais da subestação de Tunes para a de Estoi, sendo a segurança na alimentação daquela instalação mantida à custa do arranque das turbinas a gás localizadas na central de Tunes.



Refira-se finalmente que os diversos trabalhos que ocorreram na rede de 150 kV do Cávado, tendo em vista a entrada em serviço da central de Frades, condicionaram por diversas vezes a produção das centrais aí localizadas. 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 constituintes. Durante o ano de 2005 foram realizados alguns reforços de capacidade de transporte em linhas já existentes com claros reflexos positivos nas capacidades de interligação. Entre outros, referem-se como mais significativos os casos das linhas a 220 kV Carrapatelo-Mourisca, Picote-Bemposta, Bemposta-Pocinho, Pocinho-Valdigem 1, Pocinho-Valdigem 2 e também o ramal para Estarreja da Tapada do Outeiro-Canelas. Na Figura 19 ilustra-se o movimento comercial nas interligações para cada um dos anos entre 2001 e 2005 e na Figura 20 os movimentos físicos nas diferentes linhas de interligação com a rede de Espanha no ano de 2005.

FIGURA 19 MOVIMENTO COMERCIAL NAS INTERLIGAÇÕES

FIGURA 20 IMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO EM 2005

Movimentos físicos GWh

Do total de importações representado na figura anterior, 73% foram realizadas por entidades do SENV e os restantes 27% pela REN, S.A. na qualidade de Agente Comercial do SEP. Em relação às exportações, 5% foram realizadas por entidades do SENV e os restantes 95% 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 2005.

-2000

-1000

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

2001 2002 2003 2004 2005

importação

exportação

saldo

GWh

032

56

263438

21233

11070

951177

0151

00

Alto

Lin

doso

- C

arte

lle

Bemposta - A ldeadávila

Pocinho - A ldeadávila

Pocinho - Saucelle

Pego - Cedillo

Elvas - Badajoz

Barrancos - Encinasola158434

Alqueva - Balboa

032

62



FIGURA 21 HISTOGRAMA DE CAPACIDADES DE IMPORTAÇÃO

EM DIAS ÚTEIS – 2005

FIGURA 22 HISTOGRAMA DE CAPACIDADES DE EXPORTAÇÃO

EM DIAS ÚTEIS – 2005 A capacidade de importação apresentou nos dias úteis um valor médio de 1 156 MW, o que representa um aumento de 100 MW relativamente a 2004. Quanto à capacidade de exportação, verificou-se também uma subida do seu valor médio, para 1 150 MW, mais 400 MW do que em 2004. O significativo esforço de melhoria de capacidade de transporte da RNT que a REN, S.A. tem feito em anos recentes permitiu, entre outros objectivos, criar condições para um

aumento significativo das trocas físicas e comerciais nas interligações. 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.

0%

5%

10%

15%

20%

25%

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000

MW

4.2 CAPACIDADE DE RECEPÇÃO DE NOVA

PRODUÇÃO 4.2.1 Enquadramento É habitual apresentar-se na ‘Caracterização da RNT’ a matriz de valores de capacidade de recepção de nova geração simultaneamente disponível nos barramentos da RNT calculada para um horizonte de médio prazo.

0%

5%

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. A matriz que consta desta edição da ‘Caracterização da RNT’ complementa a apresentada na edição do ano anterior, com a estimativa das capacidades no nível de 400 kV para os períodos 2008-2010 e 2011-2013, tendo em consideração o novo “Plano de Investimentos da RNT 2006-2011” apresentado à ERSE no passado mês de Novembro. 4.2.2 Pressupostos e Critérios 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

10%

15%

%

25%

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000

MW

20

Indicadores de qualidade de serviço


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. 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 M, 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. 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 (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 consideram-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 2005, com base nos valores registados para os indicadores de qualidade de serviço atrás referidos. Acrescenta-se que a REN, S.A. disponibiliza o documento ‘Qualidade de Serviço – Relatório Síntese 2005’ em que os aspectos de qualidade de serviço são apresentados com maior detalhe. 5.1 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. acrescentou em 2005 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), na sequência da recomendação do CEER (Council of European Energy Regulators), expressa no seu último relatório. 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.

A RNT foi significativamente afectada em 2005 pela vaga de incêndios que assolou o País, com principal incidência e gravidade nas regiões Norte e Centro, à semelhança do que já ocorrera no Verão de 2003. Dos 312 incidentes com repercussão na RNT, 138 (44% do total) foram causados por incêndios florestais, os quais afectaram significativamente as linhas de 400 kV e 220 kV. O número de incidentes com esta causa foi seis vezes superior ao registado em 2004 e cerca do triplo do registado em 2003. De salientar o facto de, nos dias mais críticos, estarem simultaneamente fora de serviço duas e, em alguns casos, três linhas de transporte na mesma zona geográfica. Apesar desta situação adversa e mercê de um reforço de vigilância das linhas situadas nas regiões mais fustigadas pelos incêndios, bem como do excelente comportamento dos equipamentos das diversas instalações, a REN, S.A. conseguiu evitar repercussões significativas daquela calamidade na qualidade de serviço prestada aos seus clientes. A excepção foi corporizada em 8 incidentes, dos quais resultaram 5 interrupções classificadas como longas, com tempos de interrupção entre os 4,3 e os 7,7 minutos e que totalizaram apenas 20,9 MWh de energia não fornecida. Conforme foi oportunamente indicado à ERSE, aqueles incidentes devem ser considerados de carácter excepcional pois tiveram origem numa causa de força maior, prevista no artigo 13º do RQS e nas Normas Complementares ao RQS publicadas pelo Despacho nº 23 705/2003 de 18 de Novembro.



Além das interrupções originadas por incêndios, registaram-se 3 interrupções longas, atribuídas a diversas causas, de que resultou uma ENF de 37,2 MWh. Do indicado anteriormente, verifica-se que o ano de 2005 constituiu o melhor ano de sempre no que respeita à continuidade do serviço prestado pela RNT. Efectivamente, o indicador Tempo de Interrupção Equivalente (TIE) registou o valor de 0,76 minutos, dos quais 0,27 minutos ficaram a dever-se às 5 interrupções longas provocadas por incêndios e que, conforme já referido, configuram situações de força maior. Não considerando aquelas 5 interrupções, o TIE reduz-se a 0,49 minutos. No Quadro V, apresentam-se os valores dos indicadores gerais e individuais registados pela RNT em 2005.

QUADRO V Interrupções

longas causadas por incêndios

Restantes interrupções

longasTotal

Indicadores IndividuaisNúmero de Interrupções 5,00 3,00 8,00Duração das Interrupções (min.) 31,20 20,70 51,90

Indicadores GeraisENF (MWh) 20,90 37,20 58,10TIE (min.) 0,27 0,49 0,76SAIFI 0,08 0,05 0,13SAIDI (min.) 0,50 0,33 0,83SARI (min.) 7,04 6,90 13,14MAIFI 0,06 0,03 0,09

5.1.1 Indicadores Individuais No decurso de 2005 verificaram-se 3 interrupções com uma duração superior a 3 minutos (8 caso se incluam as interrupções longas causadas por incêndios) no fornecimento de energia eléctrica, as quais afectaram apenas 3 (6 com inclusão dos incidentes causados por incêndios) dos 63 pontos de entrega (PdE) da REN, S.A..

Do conjunto das três interrupções próprias, duas foram interrupções totais do ponto de entrega e uma foi interrupção parcial, ocorrida no PdE de Ferreira do Alentejo (figura 22).

FIGURA 22 NÚMERO DE INTERRUPÇÕES (Tint>3min)

POR PONTO DE ENTREGA A REN, S.A. apura a totalidade das interrupções nos pontos de entrega, independentemente da sua duração. Em 2005 totalizaram 14 (menos 7% que em 2004). No Quadro VI mostra-se o número total de interrupções dos PdE nos últimos 8 anos.

QUADRO VI Nº DE INTERRUPÇÕES POR CLASSES DE DURAÇÃO

Próprias F.F.M. Próprias F.F.M. Próprias F.F.M. Próprias F.F.M.

1998 5 40 6 11 621999 4 37 5 8 542000 2 7 14 29 522001 2 7 10 6 252002 0 5 9 3 172003 5 5 0 10 1 7 14 27 152004 2 3 0 9 0 1 0 15 02005 0 2 4 2 5 1 0 5 9

F.F.M. - Fortuitas ou de força maior

a) - Não foram discriminadas.

a) a) a) a)

Nº de interrupções

Duração

1seg. < Ti < 1min.

1min. =<Ti =<3min. 3min. <Ti<10min. Ti>=10min. Totais

Nas figuras 23 e 24 apresentam-se, respectivamente, a duração das interrupções e a energia não fornecida por PdE.

1 1 1

3

1 1

0

1

2

3

4

SVG SET SFA SMR SSE SFE

Interrupçõ es pró prias to tais Interrupçõ es parciais Interrupçõ es de fo rça maio r (incêndio s)



FIGURA 23 DURAÇÃO TOTAL DAS INTERRUPÇÕES (Tint>3min) POR PONTO DE ENTREGA

FIGURA 24 ENF (Tint>3min) - ENERGIA NÃO FORNECIDA

POR PONTO DE ENTREGA 5.1.2 Indicadores Gerais O valor da ENF na RNT corresponde ao valor estimado da ENF em cada um dos pontos de entrega devido a interrupções de fornecimento verificadas no ano. Em resultado dos incidentes ocorridos na RNT a energia não fornecida em 2005 totalizou 37,2 MWh (58,1 MWh caso se considerem as interrupções dos incidentes causados por incêndios).

Na figura 25 apresenta-se a evolução deste indicador entre 1997 e 2005.

FIGURA 25

ENERGIA NÃO FORNECIDA – ENF (Ti > 3min) O ano de 2005 apresenta o melhor resultado em termos de ENF registado na RNT nos últimos nove anos. O indicador TIE traduz o tempo de interrupção do sistema com base no valor médio da potência anual. O tempo de interrupção equivalente (TIE) da RNT foi de 0,49 minutos (0,76 minutos incluindo os incidentes causados por incêndios). Na figura 26, mostra-se a evolução deste indicador no período de 1997 a 2005.

FIGURA 26

TEMPO DE INTERRUPÇÃO EQUIVALENTE – TIE (Ti >= 1min)

13.9

3.4 3.4

16.6

6.9 7.7

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20


Min

utos


29.2

6.81.2

17.1

3.70.10

5

10

15

20

25

30

35


MW

h


367 345199

435251

91 137

1575

834

453

373721

0

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

2250

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

MW

h

Incidente de 9 de M aioIncidente de 2 de Agosto

(incêndios-situação de fo rça maior)

Incidente de 17 de Novembro (1 cliente M AT afectado)

Incidentes devido asituações de força maior

6 .7 5.93.0

6 .33.8

1.3 2.0

23.1

11.9

6 .1

0 .5 0.50.3

0

5

10

15

20

25

30

35

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Min

utos


(incênd ios-situação de força maior)





Tal como verificado com a ENF, o ano de 2005 apresenta o melhor valor de TIE dos últimos nove anos. O valor do SAIFI representa a frequência média anual das interrupções longas (duração superior a 3 minutos) nos pontos de entrega. Em 2005 o valor obtido foi de 0,05 interrupções longas (0,13 caso se incluam os incidentes causados por incêndios), o que constitui o melhor valor de sempre. A figura 27 mostra a evolução do indicador no período de 1997 a 2005.

FIGURA 27 SAIFI TI>3 - FREQUÊNCIA MÉDIA DE INTERRUPÇÃO

DO SISTEMA A figura 27 permite verificar uma descida sustentada do indicador nos últimos anos, a qual se traduz por uma redução de 73% no período de 1997 a 2005. O valor do SAIDI traduz a duração média anual das interrupções por ponto de entrega. No seu cálculo é considerado a duração total das interrupções com duração superior a três minutos e o número total dos pontos de entrega. O valor do SAIDI em 2005 foi de 0,33 minutos (0,83 caso se considerem os incidentes

causados por incêndios). Tal como o verificado com o SAIFI, o valor do SAIDI constitui também o melhor valor de sempre. A figura 28 mostra a evolução deste indicador no período de 1997 a 2005.

FIGURA 28 SAIDI TI>3 - DURAÇÃO MÉDIA DAS INTERRUPÇÕES

DO SISTEMA Excluindo os incidentes de carácter excepcional ou motivados por causas de força maior, ocorridos em 2000, 2003 e 2004, verifica-se que a diminuição do SAIDI nos últimos anos tem sido feita continuamente e de modo sustentado. O valor de 2005 é inferior em 94% ao valor registado no ano de 1997. O indicador SARI indica o tempo médio de reposição de serviço das interrupções ocorridas nos pontos de entrega. O SARI é calculado considerando a duração e o número total de interrupções com duração superior a três minutos. Em 2005 o valor do SARI foi de 6,9 minutos (13,14 incluindo os incidentes causados por incêndios).

0.49

0.330.23

0.380.30

0.200.28

0.43

0.150.05

0.01

0.08

0.25

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005


(incênd ios-situação de força maior)



16.1

8.5

4.9 4 .4 4.6 3.75.2

19.9

5.5

0 .8 0.3

16.8

0.50

5

10

15

20

25

30

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Min

utos


(incêndios-situação de fo rça maior)





Na figura 29 mostra-se a evolução deste indicador no período de 1997 a 2005.

FIGURA 29 SARI TI>3- TEMPO MÉDIO DE REPOSIÇÃO DE

SERVIÇO DO SISTEMA Excluindo os incidentes de carácter excepcional ou motivados por causas de força maior, verificamos que o ano de 2005 apresentou o segundo melhor valor do período em análise. Neste período (1997-2005) o indicador SARI reduziu-se em 79% (60% caso se incluam os incidentes causados por incêndios). O valor do MAIFI representa a frequência média anual das interrupções curtas (duração igual ou superior a um segundo e igual ou inferior a três minutos) nos pontos de entrega. Em 2005 o valor obtido foi de 0,09 interrupções curtas (0,03 caso se excluam os incidentes causados por incêndios), o que constitui o segundo melhor valor do período em análise. A figura 30 mostra a evolução do indicador no período de 1998 a 2005.

FIGURA 30

MAIFI 1S<TI<3MIN - FREQUÊNCIA MÉDIA DE

INTERRUPÇÕES CURTAS DO SISTEMA 5.2 QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO O Regulamento da Qualidade de Serviço estabelece que a entidade concessionária da RNT deve proceder, anualmente, à caracterização da onda de tensão, em conformidade com o 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 e sobretensões; 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 nas Normas Complementares ao RQS. No caso das cavas de tensão, as normas estabelecem os procedimentos para a sua monitorização mas não especificam limites a respeitar.

0.880.79

0.17 0.170.08

0.170.08 0.06

0.030.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005


33

2621

1216

19 18

1834

75

6

23

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Min

utos


(incêndios-situação de força maior) Incidente de 17 de Novembro (1 cliente M A T afectado)




O plano de monitorização elaborado e implementado pela REN, S.A. em 2005, contemplou a realização de medições em 54 subestações e pontos de interligação da RNT, abrangendo a totalidade dos pontos de entrega em que é viável a medição. A taxa de realização do plano de monitorização foi de 98%. Os casos excepcionais de incumprimento deveram-se a anomalias nalguns equipamentos fixos que implicaram que o período de medição fosse inferior a 52 semanas. As medições efectuadas, cujos resultados são resumidos a seguir e apresentados de modo mais desenvolvido no Anexo N, mostram que nas instalações da REN, S.A. são, genericamente, observados os valores de referência adoptados para os parâmetros da qualidade da onda de tensão pelo RQS. 5.2.1. Distorção Harmónica Relativamente à distorção harmónica verifica-se que os níveis mais significativos medidos em 2005, como sucedeu em anos anteriores, são por ordem decrescente de importância, os referentes à 5ª, 7ª e a 3ª harmónicas. O limite regulamentar relativo à 5ª harmónica não foi ultrapassado em qualquer dos pontos de monitorização (pontos de entrega ou pontos internos da rede). 5.2.2. Tremulação (Flicker) 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).

Têm-se verificado situações em que valores de Plt são elevados e os de Pst são baixos, estando normalmente relacionadas com a realização de manobras ou a ocorrência incidentes nas proximidades do ponto de medição não tendo, portanto, um carácter contínuo e sistemático. Não considerando estes casos, em conformidade com o previsto no RQS, os valores limites previstos naquele documento normativo apenas foram ultrapassados nos pontos de entrega de Ermesinde (60 kV e 150 kV) e Vermoim (150 kV). É importante referir que apenas em Vermoim (150 kV) e Ermesinde (150 kV e 60 kV) os limites de Pst e de Plt foram ultrapassados de forma praticamente contínua. Este problema já está caracterizado e tem origem num cliente alimentado em ‘T’ a partir de uma das linhas (de 150 kV) que liga aquelas subestações. 5.2.3. Desequilíbrio de Tensão Ao nível dos 60 kV não foi excedido o limite admissível de variação do valor eficaz da tensão em relação aos valores de tensão declarada, acordados com a EDP Distribuição Energia, S.A.. A maioria das cavas apresenta uma duração inferior a 250 milisegundos e um afundamento do valor eficaz da tensão até 30%. Apesar de não haver padrões estabelecidos e ter-se registado um aumento de 15% no número de incidentes em relação a 2004, causados fundamentalmente pelos incêndios, os valores recolhidos poderão considerar-se globalmente aceitáveis.

Terminologia


De referir que nos mesmos pontos de entrega não se registaram, no período em apreço, quaisquer sobretensões, em condições normais de exploração. Relativamente à frequência verificaram-se, como seria de esperar, desvios muito baixos (da ordem de 0,1%) em relação à frequência industrial, uma vez que a RNT está interligada com a rede síncrona europeia. 6. TERMINOLOGIA Alta Tensão (AT) – tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 45 kV e igual ou inferior a 110 kV. 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.

Circuito – sistema de três condutores através dos quais flui um sistema trifásico de correntes eléctricas. 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 desfasagens entre tensões de fases consecutivas, num sistema trifásico, não são iguais. 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. Flutuação de tensão – série de variações da tensão ou variação cíclica da envolvente de uma tensão. Fornecimento de energia eléctrica – venda de energia eléctrica a qualquer entidade que é cliente do distribuidor e concessionária da RNT.

Terminologia


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). 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. 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. 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. 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 do fornecimento ou da entrega – situação em que o valor eficaz da tensão de 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. 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. 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.

Terminologia


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. Muito Alta Tensão (MAT) – tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 110 kV. 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 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. 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.

Terminologia


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. 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 (Plt) calculada sobre uma sequência de 12 valores de Pst relativos a um intervalo de duas horas, segundo a expressão:

312

112

3

∑=

=i

stlt PP

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 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

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.

Terminologia


Tempo médio 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. 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 essa tensão é a tensão de alimentação declarada. Tensão harmónica – tensão sinusoidal cuja frequência é um múltiplo inteiro da frequência fundamental da tensão de alimentação. As tensões harmónicas podem ser avaliadas:

individualmente, segundo a sua amplitude relativa (Uh) em relação à fundamental (U1), em que “h” representa a ordem da harmónica;

globalmente, ou seja, pelo valor da distorção harmónica total (THD) calculado pela expressão seguinte:

∑=

=40

2

2

hhUTHD

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. UCTE – Union pour la Coordenation du Transport de l’Electricité. UIE – Union Internationale d’Electrothermie.

Anexos


7. ANEXOS Anexo A - PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DAS SUBESTAÇÕES DA RNT Anexo B - PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DAS LINHAS DA RNT Anexo C - POTÊNCIA INSTALADA NAS SUBESTAÇÕES DA RNT Anexo D - SUBESTAÇÕES - TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA DA RNT Anexo E - BATERIAS DE CONDENSADORES NA RNT Anexo F - REACTÂNCIAS INSTALADAS NAS SUBESTAÇÕES DA RNT Anexo G - MAPA DA RNT Anexo H - CARGAS ACTIVAS E REACTIVAS PARA OS PONTOS DE ENTREGA NA RNT Anexo I - PERFIS DE PRODUÇÃO Anexo J - PRODUÇÃO EM REGIME ESPECIAL E SENV Anexo K - DIAGRAMAS UNIFILARES DE TRÂNSITOS DE POTÊNCIA Anexo L - VALORES MÍNIMOS DE CORRENTE E POTÊNCIA DE DEFEITO Anexo M - CAPACIDADE SIMULTANEAMENTE DISPONÍVEL NA RNT PARA A RECEPÇÃO DE NOVA GERAÇÃO

Anexo N - QUALIDADE DE SERVIÇO

Anexo A

Principais características das subestações da RNT

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2005 A - 1/2

Designação Sigla 400 kV 220 kV 150 kV 60/30 kV Transformadores [MVA] Auto-Transf. [MVA]

ALTO MIRA SAM 1963 Amadora 400/220/60 6 7 - 18 580 450 100BATALHA SBL 1973 Batalha 220/60 - 8 - 12 366 80CANELAS SCN 1981 V.N.Gaia 220/60 - 8 - 13 486 60CARREGADO SCG 1967 Alenquer 220/60 - 22 - 3 360 -CARRICHE SCH 1983 Lisboa 220/60 - 9 - 4 410 30CHAFARIZ SCF 1997 Cel. Beira 220/60 - 9 - 4 126 -CHAVES SCV 1996 Chaves 150/60 - - 1 1 63 -CUSTÓIAS SCT 1993 Matosinhos 220/60 - 5 - 9 252 30ERMESINDE SED 1951 Valongo 150/60 - - 12 15 352 60ESTARREJA SEJ 1968 Estarreja 220/60 - 8 - 16 378 80ESTOI SET 1992 Faro 150/60 - - 6 10 315 80ÉVORA SER 1986 Évora 150/60 - - 6 4 189 30F. ALENTEJO SFA 1963 F. Alentejo 400/150/60 4 - 8 9 163 250 -FALAGUEIRA SFR 1992 Nisa 400/150/60 1 - 9 6 126 250 -FANHÕES SFN 1986 Loures 400/220/150/60 10 9 1 5 340 1026 40FERNÃO FERRO SFF 1980 Seixal 150/60 - - 10 11 378 40FERRO SFE 2001 Covilhã 220/60 - 3 - 3 63 -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 40OLEIROS SOR 1996 Vila Verde 150/60 - - 7 7 252 -PALMELA SPM 1979 Palmela 400/150 13 - 16 - - 1350 -PEREIROS SPR 1957 Coimbra 220/150/60 - 13 3 15 309 120 90POCINHO SPN 1974 T. Moncorvo 220/60 - 11 - 6 90 -POMBAL SPB 1983 Pombal 220/60 - 1 - 1 126 -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 CRG 1973 Peso da Régua 220/150 - 75 (1) -RIBA DÁVE SRA 1984 V.N.Famalicão 400/150/60 9 - 17 17 586 720 60RIO MAIOR SRM 1979 Caldas Rainha 400/220/60 9 13 - 7 252 900 -RUIVÃES SRU 1982 V.N.Famalicão 150/130 - - - - - 150 (3) -SACAVÉM SSV 1951 Loures 220/150/60/30 - 6 8 22 628 30SANTARÉM SSR 2002 Santarém 220/60 - 7 - 2 189 -SETE RIOS SSS 1999 Lisboa 220/60 - 5 - - 340 -SETÚBAL SSB 1952 Setúbal 150/60 - - 8 14 366 60SINES SSN 1978 Sant.Cacém 400/150/60 10 - 12 13 240 720 -TORRÃO STR 1988 Marco Canav. 220/60 - 6 - 5 126 -TRAJOUCE STJ 1990 Cascais 220/60 - 6 - 6 510 120TUNES STN 1973 Silves 150/60 - - 9 20 485 130VALDIGEM SVG 1976 Lamego 220/60 - 15 - 6 252 20VERMOIM SVM 1959 Maia 220/150/60 - 14 6 25 600 390 120VILA CHÃ SVC 1961 Seia 220/60 - 8 - 12 378 60VILA FRIA SVI 1987 Viana Castelo 150/60 - - 7 9 422 30ZÊZERE SZR 1951 Tomar 220/150/60 - 8 6 13 340 120 30

ALTO LINDOSO PCAL 1992 Ponte da Barca 400 6 - - - - -CARRAPATELO PCCL 1969 Cinfães 220 - 9 - - - -ERMIDAS SADO PCES 2002 Sant.Cacém 150 - - 2+2 (2) - - -MONTE da PEDRA PCMP 2002 Alcácer do Sal 150 - - 2+2 (2) - - -OURIQUE PCOQ 1990 Ourique 150 - - 8 - - -PEGO PCPG 1992 Abrantes 400 6 - - - - -PONTINHA PSPH 2004 Odivelas 220 - 1 - - - -PRIOR VELHO PSPV 1996 Loures 220 e 150 - 3 - - - -RIBATEJO PCRJ 2004 Alenquer 400 9 - - - - -SABÓIA PCSI 2003 Odemira 150 - - 5 - - -URRÔ PCUR 2002 Penafiel 220 - 3+2 (2) - - - -

Totais: 95 244 183 370 12547 7421 1420

(1) Este equipamento é propriedade da EDP-Produção. (2) Saída de "feeders". (3) Este equipamento é propriedade da EDP-Distribuição.

PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DAS SUBESTAÇÕES DA RNTSituação em 31 Dez 2005

Anexo A

Postos de Corte e de Seccionamento

Niveis de Tensão [kV]

nº de Painéis Potência Instalada Baterias de Condensadores

[Mvar]

Subestação Ano Entrada em Serviço (a)

Concelho

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 deoutras instalações, nomeadamente parques de centrais do SEP e de clientes MAT como REFER, Siderurgias, Somincor e Autoeuropa. Estas instalaçõesestão interligadas no sistema de comando controlo e protecção da RNT e algumas delas podem vir a ter no futuro funções estruturantes da própria RNT.

Anexo A

Principais características das subestações da RNT

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2005 A - 2/2

LN TR IB BC MO

400 kV 50 22 11 0 12 95220 kV 138 73 27 0 6 244150 kV 100 62 21 0 0 183

60/30 kV 185 111 33 41 0 370TOTAIS 473 268 92 41 18 892

Anexo APRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DAS SUBESTAÇÕES DA RNT

Painéis - Situação em 31 Dez 2005

TotalNível de tensão

nº de Painéis por Tipo

Notas:

LN – Painel de Linha TR – Painel de Transformador IB – Painel Inter-Barras BC – Painel de Bateria de Condensadores MO – Módulo

Anexo B

Principais características eléctricas das linhas da RNT

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2005 B - 1/5

BARRAMENTO BARRAMENTO Comp. Tensão R [pu] X [pu] B [pu]INICIAL FINAL [km] [kV] (a) (a) (a) Primavera Verão Outono Inverno

ALQUEVA BALBOA (troço português2) 2x Rail 40.0 400 0.0009 0.0078 0.2314 1347 1258 1386 1386ALQUEVA FERREIRA DO ALENTEJO 2x Zambeze 65.2 400 0.0012 0.0135 0.3570 1269 1150 1381 1386ALTO DE MIRA RIBATEJO 2x Zambeze 40.3 400 0.0007 0.0077 0.2373 1269 1150 1381 1386ALTO LINDOSO CARTELLE 1 (troço português2) 2x Rail 1.1 400 0.00002 0.0002 0.0066 1143 1036 1243 1330ALTO LINDOSO CARTELLE 2 (troço português2) 2x Rail 1.1 400 0.00002 0.0002 0.0066 1143 1036 1243 1330ALTO LINDOSO RIBA DE AVE 1 2x Zambeze 59.1 400 0.0011 0.0123 0.3235 1269 1150 1381 1386ALTO LINDOSO RIBA DE AVE 2 2x Zambeze 59.6 400 0.0011 0.0125 0.3318 1269 1150 1381 1386CENTRAL DO RIBATEJO RIBATEJO 2 2x Zambeze 0.3 400 0.0000 0.0001 0.0019 438 438 438 438CENTRAL DO RIBATEJO RIBATEJO 3 2x Zambeze 0.3 400 0.0000 0.0001 0.0015 438 438 438 438CENTRAL DE SETÚBAL PALMELA 1 2x Zambeze 7.3 400 0.0001 0.0013 0.0444 315 315 315 315CENTRAL DE SETÚBAL PALMELA 2 2x Zambeze 7.3 400 0.0001 0.0013 0.0444 315 315 315 315CENTRAL DE SETÚBAL PALMELA 3 2x Zambeze 7.2 400 0.0001 0.0013 0.0441 315 315 315 315CENTRAL DE SETÚBAL PALMELA 4 2x Zambeze 7.2 400 0.0001 0.0013 0.0441 315 315 315 315CENTRAL DE SINES SINES 2 2x Zambeze 12.2 400 0.0002 0.0022 0.0749 340 340 340 340CENTRAL DE SINES SINES 3 2x Zambeze 12.0 400 0.0002 0.0022 0.0730 340 340 340 340CENTRAL DE SINES SINES 4 2x Zambeze 12.0 400 0.0002 0.0022 0.0730 340 340 340 340CENTRAL DO ALTO LINDOSO ALTO LINDOSO 1 2x Aster1144 0.4 400 0.0000 0.0001 0.0025 350 350 350 350CENTRAL DO ALTO LINDOSO ALTO LINDOSO 2 2x Aster1144 0.4 400 0.0000 0.0001 0.0024 350 350 350 350CENTRAL DO PEGO PEGO 1 2x Zambeze 0.2 400 0.0000 0.0000 0.0011 340 340 340 340CENTRAL DO PEGO PEGO 2 2x Zambeze 0.2 400 0.0000 0.0000 0.0010 340 340 340 340FANHÕES ALTO DE MIRA 4 2x Zambeze 18.3 400 0.0003 0.0034 0.1105 1269 1150 1381 1386FANHÕES RIBATEJO 2x Zambeze 24.6 400 0.0005 0.0048 0.1428 1269 1150 1381 1386FERREIRA DO ALENTEJO SINES 2x Zambeze 59.4 400 0.0011 0.0124 0.3268 1269 1150 1381 1386LAVOS RIO MAIOR 2x Zambeze 86.5 400 0.0016 0.0179 0.4749 1269 1150 1381 1386PALMELA FANHÕES 2x Zambeze 68.1 400 0.0013 0.0141 0.3735 1269 1150 1381 1386PALMELA SINES 2 2x Zambeze 96.0 400 0.0018 0.0199 0.5262 1269 1150 1381 1386PALMELA SINES 3 2x Zambeze 96.2 400 0.0017 0.0200 0.5433 1269 1150 1381 1386PEGO CEDILLO (troço português2) 2x Zambeze 64.2 400 0.0012 0.0134 0.3532 1269 1150 1381 1386PEGO RIO MAIOR 2x Zambeze 81.3 400 0.0015 0.0168 0.4457 1269 1150 1381 1386RECAREI LAVOS 2x Zambeze 133.2 400 0.0024 0.0276 0.7315 1269 1150 1381 1386RECAREI RIO MAIOR 2 2x Zambeze 223.4 400 0.0040 0.0464 1.2241 1269 1150 1381 1386RIBA DE AVE RECAREI 1 2x Zambeze 29.4 400 0.0005 0.0061 0.1612 1269 1150 1381 1386RIBA DE AVE RECAREI 2 2x Zambeze 34.1 400 0.0006 0.0072 0.1851 1269 1150 1381 1386RIBATEJO PALMELA 2x Zambeze 57.6 400 0.0011 0.0119 0.3162 1269 1150 1381 1386RIO MAIOR FANHÕES 2x Zambeze 53.0 400 0.0010 0.0110 0.2913 1269 1150 1381 1386RIO MAIOR RIBATEJO 2x Zambeze 40.5 400 0.0008 0.0084 0.2227 1269 1150 1381 1386

RAMAISRAMAL DA LINHA PEGO - CEDILLO P/ SUB. DA FALAGUEIRA1

2x Zambeze 1.3 400 0.00001 0.0001 0.0155 450 450 450 450

Comprimento Total (km) 1500

Notas:Os valores das capacidades térmicas correspondem ao valor mais restritivo do conjunto linha mais painel.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 dupla com os ternos em paralelo.2 O comprimento e os parâmetros eléctricos correspondem ao troço português e as capacidades ao menor dos valores entre os troços português e espanhol.

Anexo BPRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS DAS LINHAS DA RNT

Cap. Term. [MVA]Tipo

Situação em 31 Dez 2005

LINHAS A 400 kV

de Cabo

Anexo B



BARRAMENTO BARRAMENTO Comp. Tensão R [pu] X [pu] B [pu]

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 237 200 268 295AGUIEIRA PEREIROS 2 1x Zebra 30.2 220 0.0048 0.0261 0.0401 237 200 268 295ALTO DE MIRA CARRICHE 1x Zebra 7.8 220 0.0012 0.0065 0.0106 237 200 268 295ALTO DE MIRA SETE RIOS

- TROÇO EM LINHA AÉREA 1x Zebra 5.4 220 0.0008 0.0045 0.0068 295 268 321 344 -TROÇO EM CABO SUBTERRÂNEO (1240 mm2) 1x Cobre 6.2 220 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 344 321 364 384BATALHA RIO MAIOR 2 1x Zebra 49.1 220 0.0079 0.0432 0.0646 344 321 364 384BEMPOSTA ALDEADÁVILA (troço português1) 1x Zebra 28.1 220 0.0045 0.0252 0.0367 344 321 364 384BEMPOSTA POCINHO 1x Zebra 61.1 220 0.0097 0.0538 0.0800 295 268 321 344CARRAPATELO ESTARREJA 1 1x Zebra 49.3 220 0.0078 0.0426 0.0645 237 200 268 295CARRAPATELO ESTARREJA 2 1x Zebra 49.2 220 0.0078 0.0396 0.0686 344 321 364 384CARRAPATELO MOURISCA 1x Zebra 67.8 220 0.0107 0.0557 0.0930 344 321 364 384CARRAPATELO TORRÃO 1x Zebra 12.8 220 0.0021 0.0111 0.0170 237 200 268 295CARREGADO CARRICHE 1x Zebra 34.4 220 0.0055 0.0299 0.0452 295 268 321 344CARREGADO FANHÕES 2 1x Zebra 25.4 220 0.0040 0.0220 0.0333 295 268 321 344CARREGADO RIO MAIOR 1 1x Zebra 39.7 220 0.0063 0.0343 0.0521 237 200 268 295CARREGADO RIO MAIOR 2 1x Zebra 38.7 220 0.0061 0.0309 0.0541 237 200 268 295CARREGADO RIO MAIOR 3 1x Zebra 38.8 220 0.0061 0.0309 0.0541 237 200 268 295CARREGADO SACAVÉM :

- TROÇO EM LINHA AÉREA 1x Zebra 30.0 220 0.0047 0.0254 0.0401 237 200 268 295 -TROÇO EM CABO SUBTERRÂNEO (1000 mm2) 1x Alumínio 1.8 220 0.0002 0.0004 0.0493 320 320 320 320CARREGADO SANTARÉM2

1x Zebra 34.7 220 0.0028 0.0151 0.0907 590 536 642 687CARREGADO SEIXAL 1x Zebra 56.8 220 0.0091 0.0489 0.0753 237 200 268 295CARRICHE SETE RIOS:

-CABO SUBTERRÂNEO (1240 mm2) 1x Cobre 7.6 220 0.0005 0.0018 0.2242 364 364 364 364CENTRAL CASTELO DE BODE ZÊZERE 1 1x Zebra 0.7 220 0.0001 0.0006 0.0009 64 64 64 64CENTRAL CASTELO DE BODE ZÊZERE 2 1x Zebra 0.7 220 0.0001 0.0006 0.0009 64 64 64 64CENTRAL CASTELO DE BODE ZÊZERE 3 1x Zebra 0.8 220 0.0001 0.0006 0.0009 64 64 64 64CENTRAL DO PICOTE PICOTE 1 1x Zebra 0.4 220 0.0001 0.0003 0.0005 237 200 268 295CENTRAL DO PICOTE PICOTE 2 1x Zebra 0.4 220 0.0001 0.0003 0.0005 237 200 268 295CENTRAL DO PICOTE PICOTE 3 1x Zebra 0.4 220 0.0001 0.0003 0.0005 237 200 268 295CENTRAL DO POCINHO POCINHO 1x Zebra 1.0 220 0.0002 0.0009 0.0013 229 200 268 229CENTRAL DO RIBATEJO CARREGADO 3 1x Alumínio 0.8 220 0.00006 0.0002 0.0207 438 438 438 438CENTRAL DO TORRÃO TORRÃO 1 1x Zebra 0.2 220 0.0000 0.0002 0.0003 152 152 152 152CENTRAL DO TORRÃO TORRÃO 2 1x Zebra 0.3 220 0.0000 0.0002 0.0004 152 152 152 152CHAFARIZ FERRO 1 1x Aster 570 73.0 220 0.0099 0.0582 0.1027 324 293 352 377CHAFARIZ FERRO 2 1x Aster 570 73.0 220 0.0099 0.0582 0.1028 324 293 352 377CHAFARIZ VILA CHÃ 1 1x Zebra 34.5 220 0.0552 0.0309 0.0446 344 321 364 384CHAFARIZ VILA CHÃ 2 1x Zebra 34.6 220 0.0055 0.0305 0.0447 344 321 364 384CUSTÓIAS PRELADA4

1x Zambeze 6.6 220 0.0044 0.0315 0.0003 100 91 109 117ESTARREJA PERREIROS 1x Zebra 81.3 220 0.0130 0.0701 0.1083 295 268 321 344FANHÕES ALTO DE MIRA 3 1x Zebra 18.3 220 0.0029 0.0153 0.0248 295 268 321 344FANHÕES CARRICHE 1x Zebra 19.5 220 0.0031 0.0165 0.0263 295 268 321 344FANHÕES SACAVÉM 2 :

- TROÇO EM LINHA AÉREA 1x Zebra 13.3 220 0.0021 0.0108 0.0185 237 200 268 295 -TROÇO EM CABO SUBTERRÂNEO (1000 mm2) 1x Alumínio 1.8 220 0.0002 0.0004 0.0493 320 320 320 320MIRANDA PICOTE 1 1x Zebra 14.9 220 0.0024 0.0131 0.0191 229 200 268 229MIRANDA PICOTE 2 1x Zambeze 15.5 220 0.0019 0.0129 0.0210 229 229 229 229MOGADOURO VALEIRA 1x Zebra 74.1 220 0.0117 0.0653 0.0959 237 200 268 295MOURISCA PEREIROS 1x Zebra 55.6 220 0.0087 0.0475 0.0721 237 200 268 295PEREIROS BATALHA 1 1x Zebra 66.7 220 0.0106 0.0578 0.0880 344 321 364 384PEREIROS BATALHA 2 1x Zebra 76.1 220 0.0121 0.0664 0.0995 237 200 268 295PEREIROS ZÊZERE 32

1x Zebra 71.4 220 0.0057 0.0311 0.1883 590 536 642 687PICOTE BEMPOSTA 1x Zebra 19.1 220 0.0030 0.0168 0.0250 344 321 364 384PICOTE MOGADOURO 1x Zebra 20.9 220 0.0033 0.0184 0.0269 237 200 268 295PICOTE POCINHO 1x Zebra 74.4 220 0.0119 0.0663 0.0977 344 321 364 384POCINHO ALDEADÁVILA (troço português1) 1x Zebra 39.6 220 0.0063 0.0352 0.0519 344 321 364 384POCINHO CHAFARIZ 1 1x Zebra 61.9 220 0.0099 0.0552 0.0798 295 268 321 344POCINHO CHAFARIZ 2 1x Zebra 61.8 220 0.0094 0.0544 0.0798 295 268 321 344POCINHO SAUCELLE (troço português1) 1x Zebra 30.2 220 0.0048 0.0268 0.0395 344 321 364 384

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.

Cap. Term. [MVA]

LINHAS A 220 kV

Anexo B



BARRAMENTO BARRAMENTO Comp. Tensão R [pu] X [pu] B [pu]

INICIAL FINAL [km] [kV] (a) (a) (a) Primavera Verão Outono Inverno

POCINHO VALDIGEM 1 1x Zebra 58.2 220 0.0093 0.0519 0.0771 344 321 364 384POCINHO VALDIGEM 2 2x Zambeze 56.4 220 0.0040 0.0397 0.0919 457 457 457 457RECAREI CANELAS 11

1x Zebra 21.4 220 0.0017 0.0086 0.0598 474 400 536 560RECAREI CANELAS 3 3x Zambeze 27.4 220 0.0011 0.0145 0.0576 1047 948 1140 1200RECAREI CUSTÓIAS 1x Zebra 29.3 220 0.0042 0.0235 0.0407 237 200 268 295RECAREI VERMOIM 1 1x Zebra 20.2 220 0.0032 0.0164 0.0279 237 200 268 295RECAREI VERMOIM 2 2x Zambeze 18.6 220 0.0011 0.0115 0.0338 457 457 457 457RECAREI VERMOIM 3 2x Zambeze 18.7 220 0.0011 0.0116 0.0338 476 476 476 476RÉGUA VALDIGEM 1x Zebra 2.1 220 0.0003 0.0018 0.0029 237 200 268 295RIO MAIOR TRAJOUCE 1x Zebra 79.4 220 0.0127 0.0708 0.1029 344 321 364 384SANTARÉM ZÊZERE1

1x Zebra 52.3 220 0.0042 0.0229 0.1377 590 536 642 687TAPADA DO OUTEIRO (GÁS) CANELAS 3x Zambeze 18.4 220 0.0007 0.0098 0.0387 953 948 953 953TAPADA DO OUTEIRO (GÁS) RECAREI 3x Zambeze 10.4 220 0.0004 0.0056 0.0215 953 948 953 953TORRÃO RECAREI 1x Zebra 20.8 220 0.0033 0.0177 0.0279 237 200 268 295URRÔ RECAREI 1x Zebra 15.7 220 0.0025 0.0130 0.0221 237 200 268 295VALDIGEM CARRAPATELO 1 1x Zebra 32.8 220 0.0052 0.0278 0.0438 237 200 268 295VALDIGEM CARRAPATELO 2 1x Zebra 32.9 220 0.0052 0.0263 0.0460 237 200 268 295VALDIGEM CARRAPATELO 3 1x Zebra 32.9 220 0.0052 0.0263 0.0460 237 200 268 295VALDIGEM RECAREI 1 1x Zebra 65.0 220 0.0103 0.0529 0.0897 237 200 268 295VALDIGEM URRÔ 1x Zebra 50.0 220 0.0078 0.0404 0.0685 237 200 268 295VALDIGEM VERMOIM 1x Zebra 73.3 220 0.0107 0.0621 0.0993 237 200 268 295VALEIRA VALDIGEM 1 1x Zebra 32.6 220 0.0051 0.0265 0.0450 237 200 268 295VALEIRA VALDIGEM 2 1x Zebra 32.6 220 0.0051 0.0265 0.0450 237 200 268 295VERMOIM CUSTÓIAS 1x Zebra 10.4 220 0.0013 0.0082 0.0148 237 200 268 295VERMOIM PRELADA 2

1x Zambeze 6.9 220 0.0008 0.0056 0.0098 100 91 109 117VILA CHÃ PEREIROS 1 1x Zebra 68.5 220 0.0109 0.0602 0.0884 344 321 364 384VILA CHÃ PEREIROS 2 1x Zebra 68.8 220 0.0108 0.0602 0.0883 344 321 364 384

RAMAISRAMAL DA LINHA AGUIEIRA - PEREIROS 2 P/ SUB. DE MORTÁGUA (REFER) 1x Zebra 7.7 220RAMAL DA LINHA ALTO DE MIRA - CARRICHE P/ SUB. DE TRAJOUCE 1x Zebra 8.9 220 0.0014 0.0078 0.0118 344 321 364 384RAMAL DA LINHA CARREGADO-CARRICHE P/ SUB. DE SACAVÉM

- TROÇO EM LINHA AÉREA 1x Zebra 12.0 220 0.0019 0.0105 0.0158 344 321 364 384 -TROÇO EM CABO SUBTERRÂNEO (1000 mm2) 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

RAMAL DA LINHA CHAFARIZ - FERRO 2 P/ SUB. DE SOBRAL (REFER) 1x Aster 570 0.8 220

RAMAL DA LINHA CHAFARIZ - VILA CHÃ 1 P/ SUB.DE GOUVEIA (REFER) 1x Zebra 5.9 220RAMAL DA LINHA CHAFARIZ - VILA CHÃ 2 P/ SUB.DE GOUVEIA (REFER) 1x Zebra 5.9 220RAMAL DA LINHA FANHÕES - ALTO DE MIRA 3 P/ SUB. DE CARRICHE 1x Zebra 2.5 220 0.0004 0.0022 0.0032 295 268 321 344RAMAL DA LINHA ESTARREJA - PEREIROS P/ SUB. DE MOGOFORES 1x Zebra 2.6 220 0.0004 0.0023 0.0034 191 191 191 191RAMAL DA LINHA PEREIROS - BATALHA 2 P/ SUBESTAÇÃO DE POMBAL 1x Zebra 3.6 220 0.0006 0.0031 0.0047 191 191 191 191RAMAL DA LINHA RECAREI - CANELAS 3 P/ TAPADA DO OUTEIRO 3x Zambeze 0.8 220 0.0000 0.0004 0.0017 953 948 953 953RAMAL DA LINHA TAPADA OUTEIRO-CANELAS P/ SUBESTAÇÃO DE ESTARREJA 1x Zebra 31.7 220 0.0050 0.0269 0.0423 344 321 364 384RAMAL DA LINHA VILA CHÃ - PEREIROS 1 P/ SUB. DE MORTÁGUA (REFER) 1x Zebra 18.2 220RAMAL DA LINHA VILA CHÃ - PEREIROS 2 3 P/ PAMPILHOSA DA SERRA 1x Zebra 26.1 220 0.0041 0.0230 0.0338 344 321 364 384


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 Parâmetros estimados.

de Cabo

CIRCUITO COM 2 FASES






LINHAS A 220 kVTipo Cap. Term. [MVA]

Anexo B




ALTO RABAGÃO CANIÇADA 1x Bear 33.9 150 0.0190 0.0653 0.0204 104 104 104 104BOUÇÃ ZÊZERE 1 1x Bear 36.6 150 0.0201 0.0687 0.0220 104 104 104 104BOUÇÃ ZÊZERE 2 1x Bear 36.7 150 0.0201 0.0687 0.0223 104 104 104 104CABRIL BOUÇÃ 1x Bear 10.5 150 0.0058 0.0197 0.0063 104 104 104 104CANIÇADA OLEIROS 1x Bear 26.7 150 0.0147 0.0469 0.0172 122 104 138 151CANIÇADA RIBA DE AVE 1 1x Panther 33.2 150 0.0221 0.0603 0.0206 107 91 121 133CANIÇADA RIBA DE AVE 2 1x Bear 33.2 150 0.0181 0.0618 0.0199 122 104 138 151CANIÇADA VILA FRIA 1 1x Bear 46.7 150 0.0254 0.0876 0.0281 122 104 138 151CANIÇADA VILA FRIA 2 1x Bear 50.2 150 0.0277 0.0880 0.0323 122 104 138 151CENTRAL SINES SINES 1 2x Zambeze 12.8 150 0.0016 0.0166 0.0111 340 340 340 340CORGAS 1 FALAGUEIRA 1x Zebra 36.3 150 0.0124 0.0661 0.0225 234 219 248 262ERMIDAS SADO FERREIRA DO ALENTEJO 1x Aster 570 26.0 150 0.0078 0.0476 0.0164 257 240 273 288FALAGUEIRA RODÃO 1 (REFER) 1x Zebra 19.9 150 0.0071 0.0386 0.0130 201 183 219 234FALAGUEIRA RODÃO 2 (REFER) 1x Zebra 19.9 150 0.0071 0.0386 0.0130 201 183 219 234FANHÕES SACAVEM 1 1x Zebra 13.3 150 0.0046 0.0239 0.0085 130 130 130 130FERNÃO FERRO FOGUETEIRO 1 (REFER) 1x Bear 4.4 150FERNÃO FERRO FOGUETEIRO 2 (REFER) 1x Bear 4.4 150FERNÃO FERRO MONTE DA CAPARICA 2- 3

1x Bear 13.0 150 0.0036 0.0121 0.0159 103 87 116 127FERNÃO FERRO QUINTA DO ANJO 1x Zebra 12.1 150 0.0040 0.0206 0.0075 162 136 183 201FERREIRA DO ALENTEJO ÉVORA 1x Zebra 61.3 150 0.0210 0.1117 0.0380 201 183 219 234FERREIRA DO ALENTEJO OURIQUE 1x Bear 44.5 150 0.0244 0.0817 0.0275 151 138 164 176FRATEL FALAGUEIRA 1x Bear 7.8 150 0.0044 0.0146 0.0048 122 104 138 151MONTE DA PEDRA SINES 1x Bear 50.5 150 0.0274 0.0925 0.0313 122 104 138 151OLEIROS VILA FRIA 1x Bear 23.6 150 0.0129 0.0413 0.0150 122 104 138 151OURIQUE ESTOI 1 1x Bear 73.8 150 0.0409 0.1405 0.0438 151 138 164 176OURIQUE ESTOI 2 1x Bear 73.9 150 0.0409 0.1405 0.0438 151 138 164 176OURIQUE NEVES CORVO 1x Bear 22.0 150 0.0121 0.0412 0.0132 122 104 130 130OURIQUE TUNES 1x Bear 61.6 150 0.0338 0.1130 0.0380 176 164 186 195PALMELA ÉVORA 1x Bear 96.7 150 0.0533 0.1812 0.0581 122 104 138 151PALMELA FERNÃO FERRO 1 1x Zebra 23.0 150 0.0078 0.0396 0.0149 234 219 248 262PALMELA FERNÃO FERRO 2 1x Zebra 23.0 150 0.0078 0.0396 0.0149 234 219 248 262PALMELA FERNÃO FERRO 4 1x Zebra 23.9 150 0.0081 0.0414 0.0155 162 136 183 201PALMELA QUINTA DO ANJO 1x Zebra 12.0 150 0.0041 0.0206 0.0078 162 136 183 201PALMELA SETÚBAL 1 1x Zebra 4.2 150 0.0015 0.0079 0.0027 234 219 248 262PALMELA SETÚBAL 2 1x Zebra 4.1 150 0.0015 0.0077 0.0026 234 219 248 262PALMELA SETÚBAL 3 1x Zebra 4.0 150 0.0014 0.0074 0.0025 162 136 183 201PALMELA MONTE DA PEDRA 1x Bear 41.0 150 0.0222 0.0752 0.0254 122 104 138 151PORTO ALTO PALMELA 1 1x Bear 36.7 150 0.0203 0.0702 0.0221 151 138 164 176PORTO ALTO PALMELA 2 1x Bear 36.6 150 0.0201 0.0686 0.0220 151 138 164 176PORTO ALTO QUINTA GRANDE 1 (REFER) 1x Bear 35.0 150PORTO ALTO QUINTA GRANDE 2 (REFER) 1x Bear 42.3 150RIBA DE AVE ERMESINDE 1 1x Panther 28.5 150 0.0193 0.0508 0.0193 107 91 121 130RIBA DE AVE ERMESINDE 2 1x Panther 27.4 150 0.0185 0.0500 0.0166 107 91 121 130RIBA DE AVE ERMESINDE 3 1x Bear 27.4 150 0.0138 0.0493 0.0173 122 104 130 130RIBA DE AVE ERMESINDE 4 1x Bear 33.2 150 0.0184 0.0621 0.0202 122 104 138 151RIBA DE AVE OLEIROS 1x Bear 35.2 150 0.0195 0.0657 0.0215 122 104 138 151RIBA DE AVE RUIVÃES 1x Bear 5.1 150 0.0028 0.0094 0.0031 122 104 138 151SABOIA LUZIANES 1 1x Bear 8.5 150SABOIA LUZIANES 2 1x Bear 8.5 150SABOIA TUNES 1x Bear 55.7 150 0.0306 0.0992 0.0352 176 164 186 195SACAVÉM PORTO ALTO :

TROÇO EM LINHA AÉREA 1x Bear 33.0 150 0.0177 0.0605 0.0194 122 104 130 130 TROÇO EM CABO SUBTERRÂNEO (1000 mm2) 1x Alumínio 1.8 150 0.0004 0.0009 0.0229 216 216 216 216

1 Parâmetros estimados.2 Linha dupla com os ternos em paralelo.3 Explorada provisoriamente a 60 kV. Os parâmetros eléctricos e capacidade referem-se à tensão de exploração.


Cap. Term. [MVA]

LINHAS A 150 kV






Anexo B




SALAMONDE CANIÇADA 1x Zambeze 13.8 150 0.0036 0.0241 0.0090 238 216 259 277SINES ERMIDAS SADO 1x Aster 570 32.6 150 0.0097 0.0597 0.0206 257 240 273 288SINES OURIQUE 1 1x Zebra 63.4 150 0.0215 0.1093 0.0413 201 183 219 234SINES OURIQUE 2 1x Zebra 63.4 150 0.0215 0.1093 0.0413 201 183 219 234SINES SABOIA 1x Bear 60.8 150 0.0333 0.1079 0.0382 176 164 186 195SINES TUNES 2 1x Bear 116.2 150 0.0638 0.2065 0.0732 176 164 186 195TABUAÇO RÉGUA 1x Bear 16.9 150 0.0093 0.0317 0.0102 65 65 65 65TERRAS ALTAS DE FAFE RIBA DE AVE 1x Zebra 33.7 150 0.0111 0.0594 0.0215 234 219 248 262VERMOIM ERMESINDE 1 1x Bear 9.5 150 0.0052 0.0178 0.0057 122 104 138 151VERMOIM ERMESINDE 2 1x Bear 9.5 150 0.0052 0.0175 0.0059 122 104 138 151VERMOIM ERMESINDE 3 1x Zebra 9.5 150 0.0032 0.0173 0.0059 162 136 183 201VILA NOVA RIBA DE AVE 1x Panther 53.5 150 0.0365 0.0978 0.0329 107 91 121 133VILA NOVA SALAMONDE 1x Zambeze 8.0 150 0.0021 0.0141 0.0052 238 216 259 277ZÊZERE FALAGUEIRA 1x Bear 54.0 150 0.0294 0.0985 0.0331 122 104 138 151ZÊZERE PEREIROS 1 1x Bear 71.1 150 0.0391 0.1335 0.0433 122 104 130 130

RAMAISRAMAL DA LINHA ALTO RABAGÃO-CANIÇADA P/ SUBESTAÇÃO DE CHAVES 1x Bear 36.6 150 0.0205 0.0703 0.0219 114 114 114 114RAMAL DA LINHA CANIÇADA - RIBA DE AVE 2 P/ SUBESTAÇÃO DE GUIMARÃES 1x Bear 3.7 150 0.0020 0.0067 0.0023 122 104 130 130RAMAL DA LINHA CANIÇADA - VILA FRIA 1 P/ VILARINHO DAS FURNAS 1x Bear 7.3 150 0.0040 0.0137 0.0044 122 104 138 151RAMAL DA LINHA FRATEL - FALAGUEIRA P/ SUBESTAÇÃO DE PRACANA 1x Bear 3.1 150 0.0017 0.0058 0.0019 65 65 65 65RAMAL DA LINHA PALMELA - ÉVORA P/ SUB. DE PEGÕES (REFER) 1x Bear 6.9 150 0.0038 0.0128 0.0043 122 104 138 151RAMAL DA LINHA PALMELA - MONTE DA PEDRA P/ SUB. DE PEGÕES (REFER) 1x Bear 8.5 150 0.0047 0.0157 0.0052 122 104 138 151RAMAL DA LINHA PALMELA - FERNÃO FERRO 4 P/ SEIXAL 1x Zebra 5.6 150 0.0019 0.0102 0.0035 162 136 183 201RAMAL DO RAMAL DA LINHA PALMELA - FERNÃO FERP/ LUSOSIDER 1x Zebra 0.2 150 0.0001 0.0003 0.0001 162 136 183 201RAMAL DA LINHA VERMOIM - ERMESINDE 3 P/ SIDERURGIA NACIONAL (MAIA) 1x Bear 2.2 150 0.0012 0.0040 0.0013 122 104 138 151RAMAL DA LINHA VILA NOVA - RIBA DE AVE P/ SUB. DE OLEIROS 1x Bear 29.3 150 0.0092 0.0372 0.0291 151 138 164 176RAMAL DA LINHA CANIÇADA - RIBA DE AVE 1 P/ CENTRAL FRADES 1x Zambeze 19.1 150 0.0050 0.0334 0.0125 238 216 259 277

LINHAS EXPLORADAS A 130 kVLINDOSO CONCHAS (troço português) 1x Bear 9.0 130 0.0067 0.0230 0.0041 106 90 120 131


LINHAS A 150 kVCap. Term. [MVA]

Anexo C

Potência instalada nas subestações da RNT

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2005 C - 1/1

150/30 kV 150/60 kV 220/60 kV 400/60 kV 150/130 kV 220/150 kV 400/150 kV 400/220 kVNº [MVA] Nº [MVA] Nº [MVA] Nº [MVA] Nº [MVA] Nº [MVA] Nº [MVA] Nº [MVA]

ALTO MIRA 2 120 2 170 580 1 450 450 1 030BATALHA 2 120 366 366

1 126CANELAS 3 120 486 486

1 126CARREGADO 3 120 360 360CARRICHE 2 120 410 410

1 170CHAFARIZ 2 63 126 126CHAVES 1 63 63 63CUSTÓIAS 2 126 252 252ERMESINDE 2 50 352 352

2 126ESTARREJA 3 126 378 378ESTOI 1 63 315 315

2 126ÉVORA 3 63 189 189F. ALENTEJO 2 50 163 1 250 250 413

1 63FALAGUEIRA 2 63 126 1 250 250 376FANHÕES 2 170 340 1 126 2 450 1 026 1 366F. FERRO 3 126 378 378FERRO 1 63 63 63GUIMARÃES 1 126 126 126LAVOS 1 170 170 170MOGADOURO 1 63 63 63MOGOFORES 1 126 126 126MOURISCA 1 63 309 309

1 1201 126

OLEIROS 2 126 252 252PALMELA 3 450 1 350 1 350PEREIROS 1 63 1 120 309 1 120 120 429

1 126POCINHO 1 90 90 90POMBAL 1 126 126 126PORTO ALTO 2 63 126 126PRACANA 1 63 63 63RECAREI 1 126 126 2 450 900 1 026RÉGUA (1) 1 75 75 75RIBA DE AVE 1 120 2 170 586 2 360 720 1 306

1 126RIO MAIOR 2 126 252 2 450 900 1 152RUIVÃES (2) 1 150 150 150SACAVÉM 1 45 1 63 2 170 628 628

3 60SANTARÉM 1 63 189 189

1 126SETE RIOS 2 170 340 340SETÚBAL 2 60 366 366

1 1201 126

SINES 2 120 240 2 360 720 960TORRÃO 1 126 126 126TRAJOUCE 3 170 510 510TUNES 1 63 485 485

2 1261 170

VALDIGEM 2 126 252 252VERMOIM 5 120 600 2 120 390 990

1 150VILA CHÃ 2 63 378 378

2 126VILA FRIA 2 126 422 422

1 170ZÊZERE 1 170 1 170 340 1 120 120 460

4 225 43 4 208 57 6 924 7 1 190 12 547 1 150 7 831 9 3 290 7 3 150 7 421 19 968

111 24 135

(1) Este equipamento é propriedade da EDP-Produção.(2) Este equipamento é propriedade da EDP-Distribuição.

Transformadores Autotransformadores

NÚMERO TOTAL DE UNIDADESTOTAIS

NÚMERO TOTAL DE UNIDADES

Anexo CPOTÊNCIA INSTALADA NAS SUBESTAÇÕES DA RNT


Subestação Total [MVA]

Total [MVA]

Total Geral [MVA]

Anexo D

Subestações – Transformadores de Potência da RNT

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2005 D - 1/3

Entrada em Serviço da Instalação

(a)

Nº Unidade Tipo (b)

Sistema Refrig.

(c)

Tensões Nom.

Prim./Sec. [kV]

PotênciaNominal [MVA]

R [pu](d)

X [pu](d)

G [pu](d)

B [pu] (d)

Entradaem Serviço

Ano Fabrico

Anexo D

Subestação

SUBESTAÇÕES - TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA DA RNTSituação em 31 Dez 2005

AT 1 M ODAF 400/220 450 0.0016 0.1191 0.0003 -0.0010 2003 2002TRF 1 T ODAF 400/60 170 0.0025 0.1568 0.0007 -0.0040 2003 1996TRF 2 T ODAF 400/60 170 0.0026 0.1586 0.0008 -0.0062 2003 2002TRF 3 M ONAF 220/60 3x40 0.0037 0.0991 0.0012 -0.0120 1971 1970TRF 4 M ONAF 220/60 3x40 0.0040 0.1022 0.0010 -0.0040 1963 1962TRF 3 T ONAF 220/60 126 0.0030 0.1183 0.0006 -0.0017 1991 1990TRF 4 M ONAF 220/60 3x40 0.0039 0.0993 0.0013 -0.0163 1973 1973TRF 5 M ONAF 220/60 3x40 0.0037 0.0983 0.0012 -0.0156 1977 1973TRF 1 T ODAF 220/60 120 0.0027 0.1132 0.0007 -0.0031 1986 1985TRF 2 T ODAF 220/60 120 0.0030 0.1119 0.0007 -0.0023 1984 1983TRF 3 T ODAF 220/60 120 0.0031 0.1139 0.0007 -0.0026 1986 1985TRF 4 T ODAF 220/60 126 0.0029 0.1187 0.0006 -0.0023 1994 1993TRF 1 T ONAF 220/60 120 0.0031 0.1041 0.0010 -0.0091 1973 1973TRF 2 T ONAF 220/60 120 0.0033 0.1055 0.0010 -0.0104 1975 1973TRF 3 T ONAF 220/60 120 0.0036 0.1014 0.0009 -0.0076 1980 1979TRF 1 T ONAF 220/60 170 0.0030 0.1191 0.0003 -0.0014 1994 1994TRF 2 T ONAF 220/60 120 0.0038 0.1179 0.0008 -0.0079 1983 1979TRF 3 T ONAF 220/60 120 0.0038 0.1154 0.0007 -0.0081 1984 1982TRF 2 T ONAF 220/60 63 0.0042 0.1130 0.0008 -0.0049 1997 1983TRF 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 1965TRF 1 T ODAF 220/60 126 0.0030 0.1202 0.0006 -0.0022 1994 1992TRF 2 T ODAF 220/60 126 0.0028 0.1172 0.0005 -0.0002 1996 1995TRF 1 T ONAF 150/60 50 0.0045 0.1112 0.0017 -0.0115 1951 1951TRF 2 T ONAF 150/60 50 0.0000 0.1049 0.0017 -0.0108 1951 1951TRF 4 T ODAF 150/60 126 0.0028 0.1281 0.0004 -0.0002 1993 1993TRF 5 T ODAF 150/60 126 0.0030 0.1208 0.0005 -0.0029 1996 1996TRF 2 T ODAF 220/60 126 0.0038 0.1126 0.0007 -0.0063 1983 1982TRF 3 T ODAF 220/60 126 0.0027 0.1180 0.0005 -0.0002 1994 1994TRF 4 T ODAF 220/60 126 0.0030 0.1193 0.0006 -0.0023 1994 1993TRF 1 T ONAF 150/60 63 0.0032 0.1019 0.0008 -0.0026 2005 1986TRF 2 T ODAF 150/60 126 0.0027 0.1196 0.0005 -0.0003 1995 1995TRF 3 T ODAF 150/60 126 0.0036 0.1210 0.0004 -0.0012 1992 1992TRF 1 T ONAF 150/60 63 0.0042 0.1007 0.0008 -0.0060 1999 1998TRF 2 T ONAF 150/60 63 0.0053 0.1205 0.0005 -0.0011 1986 1985TRF 3 T ONAF 150/60 63 0.0049 0.1083 0.0009 -0.0041 1992 1976TRF 1 T ONAF 150/60 50 0.0043 0.1138 0.0008 -0.0033 1983 1981TRF 2 T ONAF 150/60 63 0.0046 0.1032 0.0008 -0.0087 2005 1974TRF 3 T ONAF 150/60 50 0.0045 0.1403 0.0012 -0.0131 1970 1969AT 5 T ODAF 400/150 250 0.0022 0.1193 0.0003 -0.0015 2002 2002AT 3 T ODAF 400/150 250 0.0022 0.1197 0.0003 -0.0022 2000 1999TRF 2 T ODAF 150/60 63 0.0053 0.1156 0.0006 -0.0049 1992 1982TRF 1 T ONAF 150/60 63 0.0049 0.0875 0.0007 -0.0018 2004 1982TRF 2 T ODAF 400/60 170 0.0026 0.1577 0.0007 -0.0042 1996 1995TRF 3 T ODAF 400/60 170 0.0035 0.1624 0.0006 -0.0026 1993 1992AT 5 T ODAF 400/220 450 0.0018 0.1175 0.0003 -0.0008 1992 1991AT 6 T ODAF 400/220 450 0.0018 0.1208 0.0003 -0.0010 1986 1984AT 7 M ONAF 220/150 3x42 0.0021 0.0635 0.0005 -0.0018 1988 1963TRF 1 T ONAF 150/60 126 0.0036 0.1176 0.0009 -0.0109 1980 1975TRF 2 T ONAF 150/60 126 0.0039 0.1207 0.0008 -0.0078 1980 1975TRF 3 T ONAF 150/60 126 0.0028 0.1224 0.0005 -0.0025 1992 1992

SFE FERRO 2001 TRF 1 T ONAF 220/60 63 0.0044 0.1166 0.0008 -0.0070 2001 1983SGR GUIMARÃES 1977 TRF 1 T ONAF 150/60 126 0.0037 0.1200 0.0008 -0.0062 1977 1976SLV LAVOS 2002 TRF 3 T ODAF 400/60 170 0.0036 0.1618 0.0003 -0.0037 2002 2001SMG MOGADOURO 1993 TRF 2 T ONAF 220/60 63 0.0044 0.1161 0.0007 -0.0035 1993 1992SMR 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 1983TRF 2 T ONAF 220/60 126 0.0038 0.1126 0.0008 -0.0075 1983 1981TRF 3 T ONAF 220/60 63 0.0031 0.1136 0.0006 -0.0006 1998 1994TRF 1 T ODAF 150/60 126 0.0029 0.1268 0.0004 -0.0005 1996 1993TRF 2 T ODAF 150/60 126 0.0030 0.1217 0.0005 -0.0029 1996 1996

SET ESTÓI 1992

CARREGADO PC 1967 SE 1973

CARRICHE (f) 1983

ÉVORA 1986

OLEIROS

SBL BATALHA 1973

SMC

SFR

SEJ

1992

MOURISCA 1983

ESTARREJA (e)

F.ALENTEJO

SFF

1963

FALAGUEIRA

SCN

SCT

1963ALTO MIRASAM

1997

SCH

PC 1981 SE 1984CANELAS

SFA

FANHÕES

F. FERRO

ERMESINDE 1951

1996

PC 1993 SE 1994

1968

1986

1980

SCF CHAFARIZ

SED

CUSTÓIAS

SOR

SER

SFN

SCG

Anexo D




(a)


Sistema Refrig.

(c)

Tensões Nom.

Prim./Sec. [kV]


R [pu](d)

X [pu](d)

G [pu](d)

B [pu] (d)

Entradaem Serviço

Ano Fabrico

Anexo D

Subestação


AT 2 M ODAF 400/150 3x150 0.0019 0.1277 0.0005 -0.0033 1979 1977AT 3 M ODAF 400/150 3x150 0.0020 0.1278 0.0005 -0.0038 1981 1977AT 4 T ODAF 400/150 450 0.0019 0.1239 0.0004 -0.0022 2003 2003AT 2 M ONAN 220/150 3x40 0.0020 0.0586 0.0008 -0.0101 1958 1956TRF 3 T ONAF 150/60 63 0.0046 0.1022 0.0009 -0.0080 1991 1974TRF 5 M ONAF 220/60 3x40 0.0037 0.0990 0.0012 -0.0163 1974 1972TRF 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 1973SPB POMBAL 1983 TRF 1 T ONAF 220/60 126 0.0032 0.1199 0.0008 -0.0068 2001 2000

TRF 3 T ONAF 150/60 63 0.0044 0.0945 0.0010 -0.0091 1979 1978TRF 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 1974AT 1 T ODAF 400/220 450 0.0017 0.1172 0.0003 -0.0009 1991 1991AT 2 T ODAF 400/220 450 0.0016 0.1181 0.0003 -0.0007 1990 1989TRF 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 1986AT 1 T ODAF 400/150 360 0.0022 0.1605 0.0004 -0.0016 1988 1987AT 2 T ODAF 400/150 360 0.0022 0.1605 0.0004 -0.0015 1987 1986TRF 3 T ODAF 400/60 170 0.0035 0.1624 0.0006 -0.0022 1989 1988TRF 4 T ODAF 400/60 170 0.0035 0.1624 0.0006 -0.0026 1993 1993TRF 5 T ONAF 150/60 120 0.0037 0.1134 0.0009 -0.0102 1984 1982TRF 6 T ONAF 150/60 126 0.0036 0.1204 0.0008 -0.0068 1980 1980AT 2 M ODAF 400/220 3x150 0.0019 0.1247 0.0003 -0.0010 1981 1977AT 3 M ODAF 400/220 3x150 0.0019 0.1257 0.0004 -0.0023 1979 1977TRF 4 T ONAF 220/60 126 0.0031 0.1227 0.0005 -0.0015 1991 1989TRF 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 1981TRF 1 T ONAF 150/30 60 0.0049 0.0952 0.0012 -0.0065 1961 1960TRF 2 T ODAF 150/30 45 0.0059 0.0931 0.0021 -0.0416 1951 1950TRF 3 T ONAF 150/30 60 0.0031 0.1004 0.0007 -0.0014 1988 1988TRF 5 T ONAF 150/30 60 0.0035 0.1043 0.0011 -0.0083 1980 1979TRF 6 T ONAF 150/60 63 0.0044 0.0988 0.0010 -0.0060 1996 1972TRF 1 T ONAF 220/60 170 0.0029 0.1516 0.0005 -0.0003 1998 1997TRF 2 T ONAF 220/60 170 0.0029 0.1525 0.0005 -0.0002 2002 2002TRF1 T ONAF 220/60 126 0.0030 0.1183 0.0006 -0.0025 2005 1990TRF 2 T ONAF 220/60 63 0.0037 0.1135 0.0006 -0.0014 2002 1992TRF 1 T ONAF 220/60 170 0.0030 0.1517 0.0005 -0.0003 1999 1998TRF 2 T ONAF 220/60 170 0.0029 0.1522 0.0005 -0.0005 2004 2004TRF 1 T ONAF 150/60 60 0.0032 0.1195 0.0015 -0.0102 1957 1956TRF 2 T ONAF 150/60 126 0.0029 0.1194 0.0005 -0.0006 2005 2004TRF 3 T ONAF 150/60 60 0.0037 0.1137 0.0014 -0.0125 1968 1966TRF 4 T ODAF 150/60 120 0.0038 0.1201 0.0007 -0.0026 1978 1978TRF 1 T ONAF 150/60 120 0.0037 0.1157 0.0009 -0.0067 1980 1978TRF 2 T ONAF 150/60 120 0.0038 0.1153 0.0008 -0.0051 1981 1978AT 5 T ODAF 400/150 360 0.0020 0.1243 0.0004 -0.0016 1986 1985AT 6 T ODAF 400/150 360 0.0002 0.1225 0.0004 -0.0008 1994 1993

STR TORRÃO PC 1988 SE 1993 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 2002TRF 2 T ONAF 220/60 170 0.0029 0.1528 0.0005 -0.0003 2003 2003TRF 3 T ONAF 220/60 170 0.0029 0.1515 0.0005 -0.0004 2003 2003TRF 1 T ONAF 150/60 126 0.0024 0.0942 0.0006 -0.0022 1991 1991TRF 2 T ONAF 150/60 126 0.0028 0.1249 0.0005 -0.0002 2004 2003TRF 4 T ONAF 150/60 63 0.0039 0.1030 0.0007 -0.0024 1983 1982TRF 6 T 150/60 170 0.0032 0.1635 0.0004 -0.0003 2005 2005TRF 1 M ONAF 220/60 3x42 0.0036 0.1208 0.0011 -0.0107 1976 1975TRF 2 M ONAF 220/60 3x42 0.0035 0.1102 0.0010 -0.0071 1982 1980AT 0 T ONAF 220/150 150 0.0017 0.0716 0.0005 -0.0036 1977 1974AT 1 M ONAF 220/150 3x40 0.0021 0.0060 0.0004 -0.0010 1975 1973AT 2 M ONAN 220/150 3x40 0.0020 0.0588 0.0008 -0.0076 1960 1957TRF 3 M ONAF 220/60 3x40 0.0037 0.0951 0.0012 -0.0113 1971 1969TRF 4 M ONAF 220/60 3x40 0.0036 0.1032 0.0013 -0.0133 1959 1958TRF 5 M ONAF 220/60 3x40 0.0037 0.1033 0.0013 -0.0133 1960 1958TRF 6 M ONAF 220/60 3x40 0.0037 0.0981 0.0012 -0.0118 1975 1973TRF 7 M ONAF 220/60 3x40 0.0037 0.0986 0.0012 -0.0129 1980 1973

2002

SPA

1990

PORTO ALTO

SRR

SRA

RECAREI

1990

SSS SETE RIOS 1999

1952SETÚBALSSB

1973

VERMOIM 1959

VALDIGEM 1976

TUNES

IP 1980 SE 1984

PC 1961 SE 1971

SRM

RIBA DÁVE

1979

PC 1957 SE 1958

1979

SVG

SSN

RIO MAIOR

SVM

STN

STJ TRAJOUCE

SSR SANTARÉM

SPR PEREIROS

SPM PALMELA

SINES 1978

SSV SACAVÉM 1951

Anexo D



TRF 1 T ONAF 220/60 126 0.0029 0.1127 0.0007 -0.0023 2003 1989TRF 2 T ONAF 220/60 63 0.0035 0.1108 0.0015 -0.0183 1961 1960TRF 3 T ONAF 220/60 63 0.0041 0.1028 0.0011 -0.0093 1977 1975TRF 4 T ONAF 220/60 126 0.0033 0.1211 0.0007 -0.0021 2002 1983TRF 1 T ONAF 150/60 170 0.0030 0.1572 0.0005 -0.0005 2005 2004TRF 2 T ONAF 150/60 126 0.0039 0.1191 0.0005 -0.0027 1987 1986TRF 3 T ONAF 150/60 126 0.0039 0.1191 0.0005 -0.0022 1987 1986AT 1 M ONAF 220/150 120 0.0020 0.0590 0.0008 -0.0098 2003 1956TRF 2 T ONAF 220/60 170 0.0030 0.1574 0.0004 -0.0001 2003 2003TRF 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 Provisóriab) 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 Forçadod) 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.

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.

VILA FRIA IP 1983 SE 1987

VILA CHÃ 1961

1951SZR ZÊZERE

SVI

SVC

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.


(a)


Sistema Refrig.

(c)

Tensões Nom.

Prim./Sec. [kV]


R [pu](d)

X [pu](d)

G [pu](d)

B [pu] (d)

Entradaem Serviço

Ano Fabrico

Anexo D

Subestação


Anexo E

Baterias de condensadores na RNT

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2005 E - 1/1

ALTO DE MIRA 63 2*50 2*50BATALHA 63 2*40 2*40CANELAS 63 2*30 2*30CARREGADO 63 0 0CARRICHE 63 1*30 1*30CHAFARIZ 63 0 0CHAVES 63 0 0CUSTÓIAS 63 1*30 1*30ERMESINDE 63 2*30 2*30ESTARREJA 63 2*40 2*40ESTOI 63 1*30+1*50 1*30+1*50ÉVORA 63 1*30 1*30F.ALENTEJO 63 0 0FALAGUEIRA 63 0 0FANHÕES 63 1*40 1*40FERNÃO FERRO 63 1*40 1*40FERRO 63 0 0GUIMARÃES 63 0 0LAVOS 63 0 0MOGADOURO 63 0 0MOGOFORES 63 0 0MOURISCA 63 1*40 1*40OLEIROS 63 0 0PEREIROS 63 3*30 3*30POCINHO 63 0 0POMBAL 63 0 0PORTO ALTO 63 0 0PRACANA 63 0 0R.MAIOR 63 0 0RECAREI 63 0 0RIBA DÀVE 63 2*30 2*30SACAVÉM 63 0 0SACAVÉM (a) 33 1*20+1*10 1*20+1*10SANTARÉM 63 0 0SETE RIOS 63 0 0SETÚBAL 63 2*30 2*30SINES 63 0 0TORRÃO 63 0 0TRAJOUCE 63 1*30+1*40 1*30+1*40+1*50TUNES 63 1*30+2*50 1*30+2*50VALDIGEM 63 1*20 1*20VERMOIM 63 3*40 3*40VILA CHÃ 63 2*30 2*30VILA FRIA 63 1*30 1*30ZÊZERE 63 1*30 1*30

1370 1420

Notas:a) 10 Mvar fora de serviço, dos 30 Mvar da subestação

2004 2005Subestação

Total

Anexo EBATERIAS DE CONDENSADORES DA RNT


[kV]

Anexo F

Reactâncias instaladas nas subestações da RNT

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2004 F - 1/1

Subestação XN XF XN XF XN XF XN XF

Nº MVA (Ω) (Ω) Nº MVA (Ω) (Ω) Nº MVA (Ω) (Ω) Nº MVA (Ω) (Ω)

ALTO MIRA 2 170 12 1.5 2 120 12 1.5CANELAS 3 120 - 2

1 126 - 2CARREGADO 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

1 45 1.5 1.323SANTARÉM 1 63 4 -

1 126 4 -SETE RIOS 2 170 4 -SETÚBAL 2 60 5 -

1 120 5 -1 126 5 -

TORRÃO 1 126 3 -VERMOIM 5 120 10 -

XF: Reactância de faseXN: Reactância de neutro

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)

Anexo FREACTÂNCIAS INSTALADAS NAS SUBESTAÇÕES DA RNT


400 / 60 kV 220 / 60 kV 150 / 60 kV 150 / 30 kV

TRANSFORMADORES

Anexo G

Mapa da Rede Nacional de Transporte

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2005 G - 1/1

Anexo G

MAPA DA REDE NACIONAL DE TRANSPORTE

Anexo H

Cargas activas e reactivas para os PdE na RNT

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2005 H - 1/2

P [MW] Q [Mvar] P [MW] Q [Mvar] P [MW] Q [Mvar] P [MW] Q [Mvar]

ALTO MIRA 208.8 53.1 112.0 20.6 232.5 85.1 120.4 39.0 BATALHA 242.0 90.4 151.8 48.7 251.3 106.8 154.7 29.7 CANELAS 266.6 110.2 137.4 21.7 318.2 136.3 172.4 49.5 CARREGADO 120.0 45.6 94.0 50.0 171.2 71.6 112.8 58.8 CARRICHE 240.4 111.6 100.4 27.2 304.0 156.4 120.4 74.8 CHAFARIZ 38.6 10.0 34.3 7.3 54.9 29.3 37.4 18.0 CHAVES 10.4 8.1 5.1 9.0 35.7 19.8 11.4 18.5 CUSTÓIAS 67.9 18.6 41.7 9.0 69.2 23.4 39.7 14.0 ERMESINDE 154.7 56.1 68.4 7.8 179.6 78.1 83.0 19.7 ERMIDAS-SADO 1.0 0.3 0.0 0.3 3.1 0.4 1.5 0.4 ESTARREJA 267.2 96.5 167.6 38.1 255.9 107.9 170.1 50.8 ESTOI 100.0 34.0 58.4 33.6 147.2 59.6 88.8 57.2 ÉVORA 91.3 24.9 53.8 29.4 116.4 39.8 69.6 41.7 FALAGUEIRA 31.2 -4.4 17.4 -3.5 34.8 4.8 24.4 2.9 FANHÕES 75.2 52.2 55.2 80.8 126.8 76.8 102.4 86.0 FERNÃO FERRO 223.1 71.1 133.5 53.3 255.9 96.9 161.5 71.7 FERREIRA DO ALENTEJO 53.3 19.1 37.3 19.4 70.3 29.9 46.8 28.2 FERRO 44.8 9.8 30.3 2.8 43.2 16.0 26.5 6.8 FOGUETEIRO 1.7 0.4 1.1 -0.1 1.9 0.3 0.9 0.0 GOUVEIA 0.9 -0.1 0.0 -0.5 1.1 -0.3 0.0 -0.5 GUIMARÃES 48.6 14.4 36.3 12.0 55.2 22.5 37.7 14.5 LAVOS 37.0 -7.4 12.4 24.8 85.7 24.2 79.4 24.4 LUSOSIDER 6.9 3.4 7.0 1.9 10.3 0.1 9.0 0.6 MAIA 67.4 32.4 69.0 34.2 46.0 13.2 71.0 36.9 MOGADOURO 6.8 0.0 3.9 2.2 7.5 0.8 4.7 3.1 MOGOFORES 88.8 40.0 55.2 15.2 102.4 53.6 60.4 22.8 MONTE DA PEDRA 0.8 0.4 0.0 0.0 1.3 0.7 0.9 0.2 MORTÁGUA 0.0 -0.5 0.0 -0.5 2.7 0.2 0.0 -0.4 MOURISCA 181.1 69.0 101.8 24.2 199.0 81.7 115.0 34.8 NEVES CORVO 6.5 2.2 5.6 0.5 18.9 9.0 15.5 5.4 OLEIROS 140.8 47.2 68.1 4.0 113.2 33.6 80.8 21.2 PEGÕES 0.4 0.2 0.0 -0.3 0.4 -0.1 0.1 -0.4 PEREIROS 136.0 42.3 108.4 27.7 149.2 58.7 101.2 34.7 POCINHO 35.6 2.4 30.0 2.7 46.5 16.7 34.8 7.0 POMBAL -7.2 -1.6 -35.6 10.0 26.4 19.2 -0.4 21.6 PORTO ALTO 51.0 22.9 38.6 19.3 66.6 30.5 53.5 30.4 PRACANA 35.0 15.9 14.5 15.8 31.5 18.1 19.8 20.6 QUINTA DO ANJO 15.0 4.4 9.6 2.5 17.7 4.9 11.1 3.3 QUINTA GRANDE 0.8 0.1 1.8 0.3 1.6 0.8 2.4 0.4 RECAREI 50.4 15.6 16.8 5.2 56.0 16.8 20.8 6.8 RIBA DE AVE 222.5 61.2 163.1 47.6 247.6 100.5 151.2 65.2 RIO MAIOR 96.1 23.5 55.1 3.5 110.9 34.5 67.6 10.9 RODÃO 0.0 0.0 0.0 0.0 0.3 0.0 0.1 0.0 RUIVÃES 74.4 24.7 38.4 5.8 92.4 49.7 47.3 13.8 SABOIA 0.3 0.0 0.0 0.0 0.5 0.0 0.0 0.0 SACAVÉM 30 66.3 10.4 35.3 10.5 82.3 21.0 42.0 15.4 SACAVÉM 60 93.0 14.5 60.2 17.9 120.5 30.8 71.2 26.2 SANTARÉM 38.6 14.0 25.1 12.8 51.8 22.4 34.1 18.9 SEIXAL 220 66.0 5.4 36.0 3.4 61.2 -6.0 52.2 2.8 SEIXAL 150 0.6 0.1 0.4 0.0 3.4 0.8 1.2 0.2 SETE RIOS 110.3 41.2 45.8 13.2 137.2 57.9 52.2 18.9 SETÚBAL 147.8 64.6 124.3 67.3 178.1 83.7 114.0 61.0 SINES 65.1 20.8 66.4 30.1 63.2 23.2 64.4 31.1 SOBRAL 0.1 -0.4 0.2 -0.4 2.0 0.2 0.1 -0.4 TORRÃO 73.8 25.4 31.2 7.1 83.3 42.5 41.4 15.1 TRAJOUCE 270.7 95.7 149.0 63.1 316.5 133.9 166.6 80.4 TUNES 151.5 58.2 97.1 71.5 185.8 75.1 126.8 81.8 URRÔ 0.1 -0.2 0.3 -0.1 0.1 -0.2 0.3 -0.1 VALDIGEM 70.9 17.0 49.6 8.3 72.2 29.9 49.5 27.2 VERMOIM 338.8 134.8 187.8 46.8 469.4 203.6 233.1 55.4 VILA CHÃ 152.6 50.3 107.2 30.2 165.2 85.6 148.4 52.7 VILA FRIA 108.9 43.8 56.4 35.4 145.3 55.6 83.4 21.8 ZÊZERE 137.9 58.0 89.8 41.6 145.8 78.4 124.0 60.3

TOTAL 5427.3 1873.7 3262.3 1172.3 6446.2 2667.2 3933.6 1613.8

CARGA ACTIVA E REACTIVA PARA OS PONTOS DE ENTREGA NA RNTAnexo H

Primavera

Subestação

Verão

Máximo Mínimo Máximo Mínimo04-Mai-05 22-Jun-05

Anexo H

Cargas activas e reactivas para os PdE na RNT

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2005 H - 2/2

P [MW] Q [Mvar] P [MW] Q [Mvar] P [MW] Q [Mvar] P [MW] Q [Mvar]

ALTO MIRA 259.6 66.0 123.7 34.5 375.0 80.4 163.7 21.9 BATALHA 204.5 75.9 122.6 39.7 277.4 81.4 168.4 33.7 CANELAS 288.2 112.8 140.1 32.2 419.0 128.6 194.8 33.6 CARREGADO 138.0 48.8 96.8 41.2 150.8 44.4 82.8 36.4 CARRICHE 198.4 94.4 89.6 21.2 278.0 104.0 121.2 23.6 CHAFARIZ 57.9 17.9 32.8 5.9 85.5 23.6 50.6 8.2 CHAVES 13.2 13.8 -1.5 16.4 38.0 8.3 10.1 9.8 CUSTÓIAS 89.3 28.5 43.3 15.4 108.6 26.0 50.5 6.6 ERMESINDE 163.2 55.2 69.0 4.8 223.9 58.2 94.0 5.8 ERMIDAS-SADO 0.0 0.3 0.0 0.3 1.0 0.3 0.0 0.1 ESTARREJA 248.6 83.4 188.4 55.7 270.7 91.5 178.5 52.9 ESTOI 142.4 43.2 82.8 46.4 195.2 48.0 90.4 36.0 ÉVORA 98.9 10.2 53.0 26.2 160.9 35.8 68.2 21.7 FALAGUEIRA 28.9 0.5 14.2 -2.5 37.0 4.4 8.6 -3.7 FANHÕES 79.6 23.2 66.8 88.8 196.8 85.4 79.6 114.6 FERNÃO FERRO 212.0 59.0 123.0 43.4 340.8 79.4 168.3 40.7 FERREIRA DO ALENTEJO 50.7 11.2 28.7 11.8 80.3 17.5 34.6 10.7 FERRO 54.5 12.8 30.5 3.3 42.9 7.0 29.4 8.6 FOGUETEIRO 5.0 1.6 1.0 0.0 5.0 1.7 1.6 0.1 GOUVEIA 0.9 0.0 0.0 -0.4 1.0 -0.1 0.4 -0.4 GUIMARÃES 46.6 11.6 35.3 13.0 57.2 9.4 41.2 11.1 LAVOS 60.5 0.8 47.2 17.8 61.8 -5.0 43.0 18.2 LUSOSIDER 4.0 6.8 6.6 13.4 7.1 2.1 8.0 0.0 MAIA 61.8 30.3 28.2 -4.8 9.6 -23.7 71.2 32.7 MOGADOURO 5.0 0.8 4.6 2.4 10.4 0.6 4.2 2.0 MOGOFORES 72.8 28.8 44.0 12.0 82.4 29.2 47.2 10.8 MONTE DA PEDRA 0.0 0.2 0.0 0.2 0.0 0.2 1.5 0.3 MORTÁGUA 2.1 -0.1 0.0 -0.4 0.6 -0.2 0.0 -0.2 MOURISCA 177.5 59.5 112.1 23.0 216.2 58.7 118.7 20.1 NEVES CORVO 18.6 7.9 16.2 6.2 19.0 9.9 16.5 8.0 OLEIROS 125.6 43.6 70.8 11.2 160.4 44.0 77.3 20.4 PEGÕES 0.3 -0.2 0.1 -0.4 1.2 -0.1 0.0 -0.3 PEREIROS 151.9 64.6 71.4 43.9 208.2 63.5 121.6 32.4 POCINHO 41.5 13.1 29.0 1.4 66.8 21.7 44.6 5.4 POMBAL -8.4 -0.4 -31.6 36.8 14.0 0.0 -28.0 15.6 PORTO ALTO 26.6 5.0 17.7 8.1 77.1 15.9 41.1 6.6 PRACANA 21.8 10.1 9.8 25.8 38.5 3.4 3.2 9.0 QUINTA DO ANJO 14.8 3.8 9.5 2.2 15.7 4.0 10.5 2.5 QUINTA GRANDE 0.0 -0.2 0.1 0.1 1.7 0.2 0.0 -0.1 RECAREI 48.4 12.0 18.8 6.8 46.8 8.4 17.6 2.8 RIBA DE AVE 194.9 73.7 162.2 70.0 283.0 69.0 186.4 52.0 RIO MAIOR 69.5 17.9 31.3 6.0 145.1 15.6 80.0 5.4 RODÃO 1.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 RUIVÃES 73.9 27.3 30.4 4.9 91.6 28.5 42.0 3.2 SABOIA 1.5 0.3 0.0 0.0 1.5 0.1 0.0 0.0 SACAVÉM 30 68.4 8.9 35.9 11.1 94.1 10.2 43.4 8.7 SACAVÉM 60 102.6 13.4 60.8 18.7 141.2 15.2 73.5 14.8 SANTARÉM 74.4 20.4 45.2 23.2 57.2 14.9 28.6 9.5 SEIXAL 220 74.0 10.4 94.4 13.0 13.2 8.8 52.0 22.0 SEIXAL 150 1.3 -0.7 1.3 0.2 1.5 -0.7 1.4 0.2 SETE RIOS 103.6 35.6 46.8 14.6 119.3 31.8 55.2 11.2 SETÚBAL 223.4 64.0 134.4 57.0 257.2 79.3 147.8 59.4 SINES 76.0 29.8 55.3 28.0 77.1 20.2 69.0 28.4 SOBRAL 0.5 -0.3 0.2 -0.4 0.5 -0.2 0.2 -0.3 TORRÃO 16.4 26.2 -20.6 22.4 85.6 20.7 17.7 10.2 TRAJOUCE 283.0 101.0 143.1 57.6 388.5 92.6 182.3 53.6 TUNES 170.2 39.9 81.0 49.9 230.9 47.9 118.8 42.5 URRÔ 1.0 -0.2 1.4 -0.2 0.4 -0.2 1.0 -0.2 VALDIGEM 3.3 24.4 23.3 17.0 47.5 4.8 27.2 11.4 VERMOIM 380.5 130.7 215.7 57.6 522.7 163.1 284.9 34.8 VILA CHÃ 146.0 50.3 109.4 28.5 205.7 58.2 141.9 39.5 VILA FRIA 81.9 36.3 21.2 23.2 136.7 33.2 76.1 19.2 ZÊZERE 141.3 57.1 84.8 37.9 179.1 39.3 108.1 32.9

TOTAL 5494.0 1823.5 3152.1 1243.1 7462.0 1920.5 3972.8 1116.4

26-Out-05 27-Jan-05

CARGA ACTIVA E REACTIVA PARA OS PONTOS DE ENTREGA NA RNTAnexo H

Outono

Subestação

Inverno

Máximo Mínimo Máximo Mínimo

Anexo I

Perfis de Produção

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2005 I - 1/1

nº Pmáx/gr. Pmáx Sigla Nome Tipo Grupos [MW] [MW]

Lima CAL Alto Lindoso Alb. 2 315 630 510 0 0 0 295 0 0 0 CTD Touvedo Alb. 1 22 22 18 0 0 0 11 0 0 0

Douro CMD1 Miranda F.A. 3 60 180 108 0 70 0 176 0 71 0 Internac. CMD2 Miranda F.A. 1 189 189 0 0 0 0 0 0 0 0

CPT Picote F.A. 3 65 195 157 0 59 40 173 48 44 0 CBT Bemposta F.A. 3 80 240 167 0 240 0 161 0 50 0

Douro CPN Pocinho F.A. 3 62 186 49 0 48 0 118 0 24 0 Nacional CVR Valeira F.A. 3 80 240 78 0 85 0 159 0 50 0

CRG Régua F.A. 3 60 180 147 31 98 0 172 0 38 0 CCL Carrapatelo F.A. 3 67 201 175 28 60 0 118 0 38 0 CCM Crestuma-Lever F.A. 3 39 117 106 0 19 0 0 0 20 0

Távora CTC (a) Vilar-Tabuaço Alb. 2 29 58 51 0 0 0 0 0 0 0 Tâmega CTR Torrão F.A. / B 2 70 140 118 -147 0 0 62 -73 45 -73 Cávado CAR (b) Alto Rabagão Alb. / B 2 34 68 60 0 0 -61 57 -32 30 -30

CVN1(c) Venda Nova Alb. 3 30 90 85 0 0 0 83 0 0 0 CVN2 Paradela Alb. 1 54 54 51 0 0 0 20 0 0 0 CFD (d) Frades Alb. / B 2 98 196 0 0 0 0 0 0 73 -93 CSD (e) Salamonde Alb. 2 21 42 38 0 42 0 20 20 38 0 CCD (f) Caniçada Alb. 2 31 62 55 0 30 0 57 0 28 0

Homem CVF (g) Vilarinho Furnas Alb. 1 72 56 0 0 0 50 0 0 0 CVF2 (g) Vilarinho Furnas Alb. / B 1 71 55 0 0 0 50 0 0 0

Mondego CAG Aguieira Alb. / B 3 112 336 222 -277 76 -186 182 -276 208 -277 CRV Raiva Alb. 2 12 24 11 0 0 0 0 0 10 0 CCA Caldeirão Alb. 1 40 40 11 0 0 0 0 0 0 0

Tejo CFT Fratel F.A. 3 44 132 44 0 127 0 90 0 31 0 Zêzere CCR Cabril Alb. 2 54 108 48 0 0 0 7 0 0 0

CBC Bouça Alb. 2 22 44 23 0 0 0 0 0 0 0 CCB Castelo do Bode Alb. 3 53 159 131 0 0 0 0 0 0 0

Ocreza CPC1 Pracana Alb. 2 8 16 0 0 0 0 0 0 0 0 CPC2 Pracana Alb. 1 25 25 15 0 0 0 0 0 0 0

Guadiana CAV Alqueva Alb. 2 120 240 114 0 111 0 0 0 0 0 Potência Hídrica - Total [MW] 2703 -365 1065 -207 2061 -313 798 -473 Total de Albufeiras [MW] 1554 -277 259 -247 832 -288 387 -400 Total de Fio de Água [MW] 1149 -88 806 40 1229 -25 411 -73 Total de bombagem [MW] 0 -424 0 -247 0 -381 0 -277

Legenda: F.A.- Fio de água Alb.- Albufeira B- Centrais com bombagem

nº Pmáx/gr. (h) Pmáx (h)Nome Tipo Grupos [MW] [MW]

CBR (i) Barreiro Fuel 2 32 56 50 29 13 11 51 27 13 13 CCG1 Carregado Fuel+Gás 4 118 473 460 69 0 0 470 69 0 0 CCG2 Carregado Fuel 2 119 237 0 0 0 0 100 0 0 0 CSB Setúbal Fuel 4 237 946 946 372 236 0 947 371 658 181 CSN Sines Carvão 4 298 1192 1196 1197 1190 1190 1184 1185 1174 1175 CTN1 Tunes Gasol 2 16 32 0 0 0 0 0 0 0 0 CTN2 Tunes Gasol 2 83 165 0 0 0 0 141 0 0 0 CPG Pego Carvão 2 292 584 586 493 582 582 584 585 292 230 CTG T. Outeiro Gás 3 330 990 1017 193 966 783 903 813 942 191 CRJ (j) Ribatejo Gás 3 392 1176 805 810 772 641 728 716 760 471 Potência Térmica - Total [MW] 5060 3163 3759 3207 5108 3766 3839 2261

Térmica + Hidráulica 7763 2798 4824 3000 7169 3453 4637 1788

PRE MAT 0 0 0 0 0 18 39 14 Interligação (Imp - ; Exp +) 172 -1257 -735 -304 601 -546 -914 -1437 Térmica + Hidráulica + PRE MAT - Interl. 7591 4055 5559 3304 6568 4017 5590 3239 Consumo 7462 3973 5427 3262 6446 3934 5494 3152 Bombagem 0 -424 0 -247 0 -381 0 -277

Notas: Pmax refere-se à potência líquida máxima de cada centralPara 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 2/1Gruposb) 68/38 MW de Pot.máx. se em funcionamento simultâneo 2/1Gruposc) 90/64/34 MW de Pot.máx. se em funcionamento simultâneo 3/2/1Gruposd) Primeiro e segundo grupo em paralelo com a RNT desde 1 Setembro de 2005e) 42/22 MW de Pot.máx. se em funcionamento simultâneo 2/1Gruposf) 62/32 MW de Pot.máx. se em funcionamento simultâneo 2/1Gruposg) 125 MW de Pot.máx. se em funcionamento simultâneo os 2Grupos (cada grupo com 62.5MW)h) Potências para temperaturas ambiente.i) Central com 2caldeiras-2Grup. Pmax=56MW Pmin=29MW Central com 1caldeira-1Grup. Pmax=22MW Pmin=15MWj) Terceiro grupo em paralelo com a RNT desde 1 Outubro de 2005

Min Min

Máx Min Máx

27-Jun-05 26-Out-05

Min

Outono [MW]

Anexo IPERFIS DE PRODUÇÃO

PRODUÇÃO HÍDRICAVerão [MW]Sistema Central27-Jun-05 26-Out-05

Outono [MW]

125

27-Jan-05 04-Mai-05

27-Jun-0527-Jan-05 04-Mai-05Verão [MW]

26-Out-05Inverno [MW]

Inverno [MW]27-Jan-05 04-Mai-05

Min

Primavera [MW]

Máx Min

Outono [MW]

Máx Máx Min Máx Min

Máx Min Máx

Inverno [MW] Primavera [MW] Verão [MW]

Máx Min Máx

Sigla

TOTAIS

PRODUÇÃO TÉRMICA

Central

Máx Min Máx Min

Primavera [MW]

Anexo J

Produção em Regime Especial e SENV

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2005 J - 1/1

Eólico Hídrico Cogeração Outros Total

Alto de Mira - - - 1.8 1.8 Batalha 47.1 - 12.9 1.3 61.2 Canelas 4.5 4.5 - 2.4 11.4 Carregado 64.0 - 16.7 0.1 80.8 Carriche - - 2.1 - 2.1 Chafariz 4.1 22.6 - 0.3 27.0 Chaves 28.0 41.1 - - 69.1 Corgas * 6.5 - - - 6.5 Custóias - - 39.5 - 39.5 Ermesinde - 4.5 3.0 - 7.5 Estarreja 43.9 11.1 85.3 0.0 140.3 Évora - 0.6 - 0.0 0.6 Falagueira 0.0 - - - 0.0 Fanhões 84.0 - 61.3 63.0 208.3 Fernão Ferro - - 19.5 1.7 21.2 Ferreira - 3.7 - 0.0 3.7 Ferro - 19.8 - - 19.8 Guimarães - 2.3 30.7 - 33.0 Lavos - - 66.4 10.0 76.4 Mogadouro 4.3 - - - 4.3 Mogofores - - 0.5 10.0 10.5 Mourisca - 10.2 16.2 - 26.4 Oleiros 19.8 4.2 20.2 0.0 44.3 Pampilhosa da Serra * 28.1 - - - 28.1 Pereiros 69.8 11.9 - 4.3 85.9 Pocinho 2.0 21.6 0.2 - 23.8 Pombal 6.5 - 11.7 - 18.1 Porto Alto - - 9.5 0.0 9.5 Pracana 39.2 8.0 3.6 5.5 56.3 Recarei - 1.7 - 4.4 6.1 Riba de Ave 58.5 57.1 142.0 - 257.6 Rio Maior 70.0 - - 0.1 70.1 Sacavém - - 10.9 0.0 10.9 Sete Rios - - - 0.0 0.0 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 99.5 9.3 - - 108.8 Trajouce - - 1.7 - 1.7 Tunes 23.3 1.3 - 1.0 25.6 Valdigem 159.1 54.5 5.2 0.0 218.7 Vermoim - - 34.4 27.0 61.4 Vila Chã 48.1 60.4 37.6 0.1 146.2 Vila Fria 36.4 21.2 38.7 - 96.3 Zêzere 10.0 13.0 17.7 23.5 64.2

TOTAL 1055.1 386.1 729.0 174.6 2344.8

* - Instalação de Produtor


Anexo J PRODUTORES EM REGIME ESPECIAL

Subestação Potência Ligada [MVA]

AGREGADO POR SUBESTAÇÃO

Potência Ligada [MW]Total

Pereiros 25.9 Ruivães 44.1 Valdigem 24.7 Vila Chã 67.8 Zêzere 80.7

TOTAL 243.2

Subestação

PRODUTORES HÍDRICOS DO SENVAGREGADO POR SUBESTAÇÃO DA RNT


Anexo K

Diagramas unifilares de trânsitos de potência

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2005 K - 1/9

Anexo K

DIAGRAMAS UNIFILARES DE TRÂNSITOS DE POTÊNCIA

MAPA 1 - MÁXIMO DO DIA 27 JAN 2005 – INVERNO

MAPA 2 - MÍNIMO DO DIA 27 JAN 2005 – INVERNO

MAPA 3 - MÁXIMO DO DIA 4 MAI 2005 – PRIMAVERA

MAPA 4 - MÍNIMO DO DIA 4 MAI 2005 – PRIMAVERA

MAPA 5 - MÁXIMO DO DIA 22 JUN 2005 – VERÃO

MAPA 6 - MÍNIMO DO DIA 22 JUN 2005 – VERÃO

MAPA 7 - MÁXIMO DO DIA 26 OUT 2005 – OUTONO

MAPA 8 - MÍNIMO DO DIA 26 NOV 2005 – OUTONO

Anexo K



Anexo K



Anexo K



Anexo K



Anexo K



Anexo K



Anexo K



Anexo K



Anexo L

Valores mínimos de corrente e potência de defeito

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2005 L - 1/2

Barramento Tensão Barramento TensãoDesignação [kV] [kA] [MVA] Designação [kV] [kA] [MVA]

ALQUEVA 400 6.5 4535 ALTO RABAGÃO 150 4.3 1108 ALTO DE MIRA 400 10.8 7516 BOUÇÃ 150 4.3 1126 ALTO LINDOSO 400 15.9 11012 CABRIL 150 3.5 910 FALAGUEIRA 400 9.8 6810 CANIÇADA 150 12.1 3154 FANHÕES 400 12.1 8414 CHAVES (a) 150 2.8 722 FERREIRA DO ALENTEJO 400 7.4 5127 ERMESINDE 150 19.5 5068 LAVOS 400 8.5 5883 ERMIDAS SADO 150 7.5 1953 PALMELA 400 10.8 7481 ESTOI 150 3.1 813 PEGO 400 9.3 6449 ÉVORA 150 4.2 1101 RECAREI 400 15.2 10517 FALAGUEIRA 150 9.0 2346 RIBA D'AVE 400 15.6 10778 FANHÕES (b) 150 7.9 2057 RIBATEJO 400 11.9 8252 FERNÃO FERRO 150 13.4 3488 RIO MAIOR 400 13.7 9477 FERREIRA DO ALENTEJO 150 9.7 2523 SINES 400 9.4 6494 FRADES 150 6.8 1762

FRATEL 150 5.4 1401 AGUIEIRA 220 8.3 3144 GUIMARÃES (a) 150 11.7 3044 ALTO DE MIRA 220 15.4 5864 MAIA 150 14.4 3732 BATALHA 220 11.5 4387 MONTE DA PEDRA 150 6.6 1718 BEMPOSTA 220 14.3 5440 NEVES CORVO 150 4.1 1069 CANELAS 220 18.8 7165 OLEIROS 150 10.3 2670 CARRAPATELO 220 19.1 7264 OURIQUE 150 7.6 1987 CARREGADO 220 18.2 6942 PALMELA 150 19.9 5158 CARRICHE 220 15.7 5979 PEGÕES 150 6.4 1671 CENTRAL POCINHO 220 21.4 8169 PEREIROS (b) 150 7.9 2047 CHAFARIZ 220 10.3 3926 PORTO ALTO (c) 150 8.8 2295 CUSTÓIAS 220 15.1 5771 PRACANA (a) 150 6.3 1648 ESTARREJA 220 14.2 5415 QUINTA DO ANJO 150 12.0 3127 FANHÕES 220 17.4 6629 RÈGUA 150 4.2 1102 FERRO 220 4.8 1814 RIBA D'AVE 150 22.6 5877 MIRANDA 220 8.6 3279 RUIVÃES 150 14.4 3731 MOGADOURO 220 8.0 3041 SABOIA 150 4.1 1076 MOGOFORES (a) 220 8.1 3069 SACAVÉM (b) 150 7.0 1810 MOURISCA 220 7.3 2772 SALAMONDE 150 8.2 2135 PEREIROS 220 14.5 5521 SEIXAL 150 9.1 2357 PICOTE 220 10.9 4169 SETÚBAL 150 17.8 4625 POCINHO 220 23.2 8832 SINES 150 16.8 4354 POMBAL (a) 220 8.0 3059 TABUAÇO 150 3.1 812 RECAREI 220 24.3 9273 TUNES 150 4.7 1209 RÉGUA 220 18.4 6996 VERMOIM 150 19.9 5160 RIO MAIOR 220 18.2 6922 VILA FRIA 150 7.8 2017 SACAVÉM 220 14.1 5387 VILA NOVA 150 7.5 1961 SANTARÉM 220 11.3 4302 VILARINHO DAS FURNAS 150 8.3 2143 SEIXAL 220 4.1 1551 ZÊZERE 150 9.7 2519 SETE RIOS 220 14.7 5620 TORRÃO 220 16.2 6164 RUIVÃES 130 6.1 1369 TRAJOUCE 220 11.5 4368 TURBOGÁS 220 20.7 7903 URRÔ 220 13.6 5175 VALDIGEM 220 21.1 8037 VALEIRA 220 11.6 4413 VERMOIM 220 20.8 7923 VILA CHÃ 220 9.8 3740 ZÊZERE 220 9.9 3760

Anexo LVALORES MÍNIMOS DE CORRENTES E POTÊNCIAS DE DEFEITO

2005

Icc mínimo Icc mínimo

Anexo L

Valores mínimos de corrente e potência de defeito

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2005 L - 2/2

Barramento Tensão Barramento TensãoDesignação [kV] [kA] [MVA] Designação [kV] [kA] [MVA]

ALTO DE MIRA 63 20.8 2270 PEREIROS 63 17.8 1945 BATALHA 63 18.2 1989 POCINHO (g) 63 8.1 881 CANELAS (d) 63 20.1 2195 POMBAL (a) (h) 63 11.8 1286 CARREGADO (e) 63 17.2 1882 PORTO ALTO ( c) 63 8.0 871 CARRICHE 63 20.3 2218 PRACANA (a) (f) 63 7.9 860 CHAFARIZ 63 7.9 863 RECAREI 63 9.0 982 CHAVES (g) 63 4.5 493 RIBA D'AVE 63 30.0 3278 CUSTÓIAS 63 16.4 1789 RIO MAIOR 63 15.3 1668 ERMESINDE 63 17.1 1867 SACAVÉM 63 14.8 1613 ESTARREJA 63 20.8 2266 SANTARÉM 63 10.8 1179 ESTOI 63 5.7 620 SETE RIOS 63 14.8 1613 ÉVORA 63 6.2 678 SETÚBAL 63 19.6 2141 FALAGUEIRA (f) 63 8.7 949 SINES 63 17.0 1859 FANHÕES 63 17.9 1956 TORRÃO 63 8.5 925 FERNÃO FERRO 63 16.7 1818 TRAJOUCE 63 17.6 1918 FERREIRA DO ALENTEJO 63 8.4 913 TUNES 63 8.6 940 FERRO 63 3.9 423 VALDIGEM (g) 63 16.9 1843 GUIMARÃES (a) 63 7.8 847 VERMOIM (d) (i) 63 28.6 3121 LAVOS (h) 63 16.5 1801 VILA CHÃ 63 16.9 1841 MOGADOURO 63 4.2 460 VILA FRIA 63 12.2 1326 MOGOFORES (a) 63 7.4 805 ZÊZERE 63 12.6 1378 MOURISCA 63 12.9 1405 OLEIROS 63 10.9 1184 SACAVÉM (b) 30 13.4 695

Nota: Valores calculados considerando disponíveis todos os elementos da RNT.Os valores indicados para as correntes referem-se a valores eficazes subtransitórios.

a) Instalações consideradas provisórias pelo que a médio prazo poderá haver uma alteração significativa da sua consistência, que poderá mesmo passar pela sua desactivação total como ponto injector da REN.b) Nível de tensão em fase de desactivação.c) Devido a futuras alterações de rede este valor deverá diminuir para aproximadamente 8 kA no nível de tensão dos 150 kV e para 8 kA no nível dos 63d) Ligação a 60 kV Vermoim-Crestuma abertae) Calculado na SE de Vale do Tejo da EDP-Distribuição

f) Inclui fecho de malha a 60 kV Falagueira - Pracana

g) Inclui fecho de malha a 60 kV Pocinho-Chaves e Chaves-Valdigem

h) Inclui fecho de malha a 60 kV Lavos-Pombal

i) Considerando em serviço apenas 4 dos 5 Transformadores existentes

Anexo LVALORES MÍNIMOS DE CORRENTES E POTÊNCIAS DE DEFEITO

2005

Icc mínimo Icc mínimo

Anexo M

Capacidade simultânea disponível na RNT para recepção de nova geração

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2005 M - 1/2

Barramento[kV] [MW] [kV] [MW]

Riba d'Ave 400 300 Batalha 400 300Recarei 400 200 Batalha 60 115Chaves 60** 74 Zêzere 220 ou 60* 64Frades 150 ou 60 74 C. Branco 150 ou 60 172Pedralva 400 ou150 209 Falagueira 400 93Oleiros 150 ou 60 Falagueira 150 ou 60

V. Fria 150 ou 60 Pracana 60**

Guimarães 60** 13 C. Pego 400 180Recarei 60 71 Santarém 220 ou 60**

Vermoim 60* Carregado 220 ou 60**

Custóias 220 ou 60 R. Maior 220 ou 60 128Riba d'Ave 150 R. Maior 400

Riba d'Ave 60 PC Ribatejo 400

Ermesinde 60* 87 Fanhões 400 ou 60**

Canelas 220 ou 60 132 Torres Vedras 220 ou 60 139Torrão 60 121 A. Mira 60*

Carrapatelo 220 ou 60 186 Sete Rios 60**

Valdigem 400 186 Trajouce 220 ou 60** 111Valdigem 220 ou 60 Carriche 60** 33Vila P. Aguiar 220 ou 60 Sacavém 60** 104Mogadouro 60** P. Alto 150 ou 60 32Macedo 220 ou 60 M. Caparica 150 ou 60

Pocinho 220 ou 60 137 F. Ferro 60

Bodiosa 400 ou 60 383 Palmela 150

Chafariz*** 220 ou 60 Setúbal 60*

Ferro*** 220 ou 60 Palmela 400

V. Chã*** 220 ou 60 Sines 400

Espariz 220 ou 60 214 Sines 150 ou 60 175Mogofores 60** Évora 150 ou 60** 68Paraimo 220 Alqueva 60 95Paraimo 400 ou 60 139 Alqueva 400

Estarreja 220 ou 60 121 F. Alentejo 400

Mourisca 60 65 F. Alentejo 60 56Pereiros 220 Ourique 150 102Penela 220 ou 60 Estói 150 ou 60 74Lavos 400 ou 60 254 Portimão 150 ou 60

Pombal 60** 69 Tunes 60*

Total 8480

*

*****1 -

2 - 3 -

4 -

5 -

6 -

A ligação ao nível de 60 kV ou a tensões inferiores nas redes de distribuição poderá induzir necessidades dereforço de transformação MAT/60kV no sentido do trânsito dos 60 kV para a MAT, que serão avaliados caso acaso. Os valores de capacidade estão expressos em MW. É utilizado o factor de potência de 0,9285, para converterMW em MVA.

Barramento

100

274

Capacidade Capacidade

197

145

186

123

119

167

418

235

139

399197

111

194

193

209

Os valores de capacidade são líquidos das gerações das centrais: TER, Pego 2, Frades, Picote 2 e Baixo Sabor.A recepção de potência em subestações futuras está dependente da possibilidade da sua efectiva concretizaçãona data prevista, bem como das linhas que a elas convergem e que constam do Plano de Investimentos da RNT. O montante total de recepção de potência nos barramentos de 60 kV poderá ser mais restritivo do que o indicadopor razões de garantia de qualidade de onda de tensão, o que será objecto de análise caso a caso.

Parque de 60 kV totalmente ocupado. Expansão em solução convencional, em princípio, não possível.Necessidade de estudar a viabilidade de uma solução alternativa compacta, isolada a SF6, de custo inicial maiselevado.

Estes valores devem ser encarados como montantes adicionais para ligação às redes de nova potênciade geração, em relação à que já se encontrava em serviço em finais de 2001.

O barramento neste nível de tensão pertence à EDP Distribuição e Energia,S.A.Individualmente a capacidade de recepção encontra-se limitada a 300 MVA.

Notas:

Anexo MESTIMATIVA DA CAPACIDADE SIMULTANEAMENTE DISPONÍVEL

PARA A RECEPÇÃO DE NOVA GERAÇÃO 1

Valores indicativos para 2008

Anexo M

Capacidade simultânea disponível na RNT para recepção de nova geração

[kV] 2008-2010 2011-2013Pedralva 400 ou 150 40 130Riba d'Ave 400 325 50Recarei 400 215 195Valdigem B 2 400 260 0Douro Internacional 2 400 - 65Bodiosa 400 ou 60 240 15Paraimo 400 ou 60 160 90Lavos 3 400 ou 60 5Batalha 400 330PC Pego 3 400 0 105Falagueira 400 100 45R. Maior 400

PC Ribatejo 400

Fanhões 400 ou 60

Palmela 400

Sines 3 400

Palmela 400

Fernão Ferro 400

Alqueva 400 65F. Alentejo 400

Sines 400

F. Alentejo 400

Portimão 400

Portimão 400 45 5

Sot. Algarve 400 - 175Julho de 2006

1 -

2 -

3 -

4 -

5 - Valor partilhado com os níveis de 150 kV e 60 kV desta subestação e também com o nível de 60 kV de Tunes, noque se refere ao período 2008-2010.

Encontra-se reservada a potência de 1000 MVA de nova geração em cada uma das zonas de Lavos e Sines, aqual se encontra condicionada à concretização, respectivamente, das linhas Lavos - Batalha e Zona da Marateca -Fanhões, a 400 kV. Encontram-se também reservados 970 MVA na zona do Pego.

Capacidade [MVA]

A recepção de potência em subestações futuras está dependente da possibilidade da sua efectiva concretização nadata prevista, bem como das linhas que a elas convergem e que constam do Plano de Investimentos da RNT 2006-2011.

50

120

5

20 4

480

180

440

A capacidade de recepção individual na Batalha encontra-se limitada a 340 MVA.

Estes valores devem ser encarados como montantes adicionais para ligação às redes de nova potência degeração, em relação aos que já se encontram ligados e aos já atribuídos até final de 2007.

Os valores de capacidade são líquidos das futuras gerações das centrais hídricas de Picote 2 (257 MVA, na zonado D. Internacional), Bemposta 2 (201 MVA, na zona do D. Internacional), Foz Tua (231 MVA, na zona de ValdigemB), Linhares (513 MVA, na zona de Valdigem B), sujeitos a determinados reforços de rede nas condiçõesoportunamente transmitidas aos promotores.

Anexo MESTIMATIVA DA CAPACIDADE SIMULTANEAMENTE DISPONÍVEL PARA A RECEPÇÃO DE NOVA GERAÇÃO NO NÍVEL DE 400 kV 1

Valores indicativos para os periodos 2008-2010 e 2011-2013

Barramento

Notas:

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2005 M - 2/2

PÁGINA EM BRANCO Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2005

Anexo N

Qualidade de serviço

Caracterização da RNT para Efeitos de Acesso à Rede em 31 de Dezembro de 2005 N - 1/23

Anexo N

QUALIDADE DE SERVIÇO

Anexo N

Qualidade de serviço – Pontos de entrega


QUADRO 1 Pontos de entrega da REN, S.A. em 2005

Nº Código Ponto de entrega Tensão declarada (Uc) Tensão (kV) 1 DOU DOURO (REFER) 236 220 2 GVA GOUVEIA (REFER) 232 220 3 MRT MORTÁGUA (REFER) 228 220 4 SSE SOBRAL DA SERRA (REFER) 233 220 5 SXL SIDERURGIA DO SEIXAL - LONGOS 225 220 6 ESD ERMIDAS SADO (REFER) 157 150 7 FGT FOGUETEIRO (REFER) 155 150 8 LZN LUZIANES (REFER) 158 150 9 MAA SIDERURGIA DA MAIA 157 150 10 MNO MONTE NOVO-PALMA (REFER) 156 150 11 NVC NEVES CORVO (SOMINCOR) 156 150 12 PGS PEGÕES (REFER) 155 150 13 QAJ QUINTA DO ANJO (AUTOEUROPA) 154 150 14 QGD QUINTA GRANDE (REFER) 153 150 15 RDA RODÃO (REFER) 158 150 16 SXR LUSOSIDER 154 150 17 SXS SIDERURGIA DO SEIXAL - SERVIÇOS 154 150 18 SRU SUBESTAÇÃO DE RUIVÃES 158 150 19 SAM SUBESTAÇÃO DE ALTO DE MIRA 62,9 60 20 SBL SUBESTAÇÃO DA BATALHA 63,5 60 21 SCF SUBESTAÇÃO DE CHAFARIZ 63 60 22 SCG SUBESTAÇÃO DO CARREGADO 64,2 60 23 SCH SUBESTAÇÃO DE CARRICHE 62,4 60 24 SCN SUBESTAÇÃO DE CANELAS 64 60 25 SCT SUBESTAÇÃO DE CUSTÓIAS 64,2 60 26 SCV SUBESTAÇÃO DE CHAVES 63,7 60 27 SED SUBESTAÇÃO DE ERMESINDE 64,2 60 28 SEJ SUBESTAÇÃO DE ESTARREJA 63 60 29 SER SUBESTAÇÃO DE ÉVORA 63 60 30 SET SUBESTAÇÃO DE ESTÓI 63,5 60 31 SFA SUBESTAÇÃO DE F.DO ALENTEJO 63,3 60 32 SFE SUBESTAÇÃO DO FERRO 63 60 33 SFF SUBESTAÇÃO DE FERNÃO FERRO 62,7 60 34 SFN SUBESTAÇÃO DE FANHÕES 63,5 60 35 SFR SUBESTAÇÃO DA FALAGUEIRA 63 60 36 SGR SUBESTAÇÃO DE GUIMARÃES 64 60 37 SLV SUBESTAÇÃO DE LAVOS 63 60 38 SMC SUBESTAÇÃO DE MOURISCA 64 60 39 SMG SUBESTAÇÃO DO MOGADOURO 63 60 40 SMR SUBESTAÇÃO DE MOGOFORES 63 60 41 SOR SUBESTAÇÃO DE OLEIROS 64,2 60 42 SPA SUBESTAÇÃO DE PORTO ALTO 64 60 43 SPB SUBESTAÇÃO DE POMBAL 63 60 44 SPC SUBESTAÇÃO DA PRACANA 63 60 45 SPN SUBESTAÇÃO DO POCINHO 64,2 60 46 SPR SUBESTAÇÃO DE PEREIROS 64,2 60 47 SRA SUBESTAÇÃO DE RIBA D'AVE 64,2 60 48 SRM SUBESTAÇÃO DE RIO MAIOR 63,5 60 49 SRR SUBESTAÇÃO DE RECAREI 64,2 60 50 SSB SUBESTAÇÃO DE SETÚBAL 63 60 51 SSN SUBESTAÇÃO DE SINES 61,7 60 52 SSR SUBESTAÇÃO DE SANTAREM 63 60 53 SSS SUBESTAÇÃO DE SETE RIOS 62,4 60 54 SSV2 SUBESTAÇÃO DE SACAVÉM (60 kV) 63,8 60 55 STJ SUBESTAÇÃO DE TRAJOUCE 62,8 60 56 STN SUBESTAÇÃO DE TUNES 63 60 57 STR SUBESTAÇÃO DO TORRÃO 64,2 60 58 SVC SUBESTAÇÃO DE VILA CHÃ 63 60 59 SVG SUBESTAÇÃO DE VALDIGEM 64,2 60 60 SVI SUBESTAÇÃO DE VILA FRIA 64 60 61 SVM SUBESTAÇÃO DE VERMOIM 64 60 62 SZR SUBESTAÇÃO DO ZÊZERE 64 60 63 SSV1 SUBESTAÇÃO DE SACAVÉM (30 kV) 31,4 30

Anexo N

Qualidade de serviço - Qualidade de onda de tensão


QUALIDADE DA ONDA DE TENSÃO 1. MEDIÇÕES EFECTUADAS Durante o ano de 2005 foram realizadas medições de teor harmónico, tremulação (flicker), desequilíbrio do sistema trifásico de tensões, valor eficaz da tensão, frequência, cavas de tensão e sobretensões nas instalações da REN, S.A. apresentadas no Quadro 2. Os períodos de medição realizados em cada nível de tensão tiveram a duração de uma semana.

QUADRO 2

1 Alto Mira SAM 4 0 4 0 4 0 4 02 Batalha SBL 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 1

3 Canelas SCN 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 1

4 Carrapatelo PCCL 4 0 4 0 4 0 0 45 Carregado SCG 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 1

6 Carriche SCH 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 1

7 Chafariz SCF 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 1

8 Chav es SCV 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 0 4 4 0 1

9 Custóias SCT 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 1

10 Ermesinde SED 4 0 4 0 0 4 0 4 4 0 4 0 4 0 4 0 1 1

11 Ermidas Sado PCES 4 0 4 0 4 0 4 0 1

12 Estarreja SEJ 4 0 2 0 4 0 2 0 4 0 2 0 3 1 2 0 1

13 Estói SET 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 1

14 Év ora SER 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 1

15 Falagueira SFR 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 1

16 Fanhões SFN 4 0 4 0 0 0 4 0 4 0 4 0 0 0 4 0 4 0 4 0 0 0 4 0 4 0 4 0 0 0 4 0 1

17 Fernão Ferro SFF 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 1

18 Ferreira do Alentejo SFA 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 1

19 Ferro SFE 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 1

20 Guimarães SGR 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 1

21 Lav os SLV 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 1

22 Mogadouro SMG 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 1

23 Mogofores SMR 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 2 2 4 0 1

24 Monte da Pedra PCMP 4 0 4 0 4 0 4 0 1

25 Mourisca SMC 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 2 2 4 0 1

26 Oleiros SOR 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 1

27 Ourique SOQ 4 0 4 0 4 0 4 028 Pocinho SPN 4 0 4 0 4 0 4 0 1

29 Pombal SPB 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 1

30 Porto Alto SPA 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 1

31 Pracana SPC 4 0 4 0 4 0 0 432 Recarei SRR 4 0 4 0 4 0 4 0 1

33 Ribatejo PCRJ 4 0 4 0 4 0 4 034 Riba dÁv e SRA 4 0 4 0 4 0 4 0 3 1 7 0 4 0 4 0 7 0 4 0 4 0 4 0 1

35 Rio Maior SRM 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 1

36 Sabóia PCSI 4 0 4 0 4 0 4 0 1

37 Sacav ém SSV 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 1

38 Sacav ém SSV 4 0 4 0 4 0 4 0 1

39 Satarém SSR 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 1

40 Setubal SSB 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 1

41 Sete Rios SSS 4 0 4 0 4 0 4 042 Torrão STR 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 1

43 Trajouce STJ 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 1

44 Urrô PCUR 4 0 4 0 4 0 4 045 Valdigem SVG 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 1

46 Vila Chã SVC 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 1

47 Vila Fria SVI 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 4 0 1

48 Zêzere SZR 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 4 0 1

1 A. Lindoso PCAL 45 0 45 0 45 0 42 32 Alto Mira * SAM 52 0 52 0 52 0 52 0 52 0 52 0 52 0 52 0 1

3 Alquev a CAV 400 43 0 43 0 43 0 36 74 Central da Bemposta CBT 52 0 52 0 52 0 52 15 Ferreira do Alentejo SFA 400 39 0 39 0 39 0 39 06 Falagueira SFR 52 0 52 0 52 0 49 37 Palmela SPM 52 0 52 0 52 0 52 0 52 0 52 0 52 0 52 08 Pego PCPG 52 0 52 0 52 0 52 09 Pereiros SPR 52 0 52 0 52 0 39 0 39 0 39 0 52 0 52 0 52 0 52 0 52 0 52 0 1

10 Pocinho SPN 52 0 52 0 52 0 52 011 Recarei SRR 52 0 52 0 51 1 51 1 52 0 52 0 52 0 52 012 Sines SSN 52 52 52 0 52 0 39 0 39 0 39 0 52 0 52 0 52 0 52 0 52 0 1

13 Tunes STN 52 52 0 52 0 52 0 52 0 52 0 50 2 52 0 1

14 Vermoim SVM 52 0 52 0 52 0 39 0 0 52 39 0 52 0 52 0 52 0 51 1 51 1 52 0 1 1

400, 150 e 60 150 e 60

220, 150 e 60

400220,150 e 60

220400 e 220

220 e 60

220

400400 e 150

150 e 60 220,150 e 60

Instalações com equipamento de medição permanente400

220 e 60 220

220 e 60 220 e 60

220 e 60 150 e 60

220220 e 60

400, 220 e 60 150

220, 150, 60 30

15060400

400, 150 e 60

15060

220 e 60 150 e 60

220 e 60 150

220 e 60 150 e 60

220 e 60 150 e 60 400 e 60 220 e 60

150 e 60 400, 220, 150 e 60

150 e 60 150 e 60

150 220 e 60 150 e 60 150 e 60

220 e 60 150 e 60 220 e 60 150 e 60

220 e 60 220

220 e 60 220 e 60

150 60

400 220 e 60

150 60 400 220150 60 400 220150 60 400 220

Número de períodos de medição efectuados na RNTPontos de Entrega

Pontos de entrega que excederam os limites do

RQS

Qt.Harmónicas ( 5ª harmónica) Tremulação Desequilíbrio Tensão

400 220

Nº Desiganação Abr.Tensões nominais (kV] na Instalação

Pontos de medida to tais :

Número de períodos de medição to tais parciais 6065 98

Número to tal de períodos de medição:

N úmero de subestaçõ es mo nito rizadasLegenda / exemplo.3 1

- Medições dentro dos limites regulamentares ( durante 3 semanas).- Medições fora dos limites regulamentares (durante 1 semana).- Instalação / tensão, definida como ponto de entrega (PdE).

06163

56

11 325 11 4100 398 13 3980 336 0 4134 398 0 4081 253 57 3700 410 1 381 2 46411 0 408 0 336 0 410

14 30 26 4314 30 26 4314 30 26 4314 30 26 43452

Anexo N



2. DISTORÇÃO HARMÓNICA No Quadro 3 indicam-se alguns dos valores limite de referência considerados no RQS para as harmónicas de tensão e para a distorção harmónica total (THD).

QUADRO 3 Harmónicas - limites do RQS

Tensão Nominal Ordem da Harmónica

60 kV [%] 150 / 220 / 400 kV [%]

2 1,6 1,5

3 3,0 2,0

5 4,5 3,0

6 0,5 0,5

7 3,0 2,0

11 2,5 1,5

12 0,2 0,2

18 0,2 0,2

20 0,2 0,2

THD 8,0 4,0

Os resultados das medições efectuadas são apresentados nos Quadros 4 a 10, assinalando-se a vermelho os casos em que se ultrapassam os limites estabelecidos. A partir do Quadro 4, não se apresentam os valores das medições das componentes acima da 7ª harmónica por serem negligenciáveis.

Anexo N



QUADRO 4 Níveis de harmónicas em percentagem da tensão nominal, em pontos de medida a

400 kV Subestação

(Abreviatura) Fase 3ª Harm. [%]

5ª Harm. [%]

7ª Harm. [%]

Distorção Harmónica Total [%]

0 0,12 1,25 1,13 1,64 4 0,19 1,38 1,20 1,75 CAV 8 0,15 1,38 0,98 1,62 0 0,29 1,12 0,70 1,27 4 0,34 0,98 1,07 1,34 PCAL 8 0,28 1,11 0,91 1,34 0 0,24 1,62 0,47 1,72 4 0,25 1,59 0,56 1,72 PCPG 8 0,26 1,59 0,58 1,72 0 0,21 2,08 0,70 2,19 4 0,18 2,18 0,77 2,32 PCRJ 8 0,16 2,04 0,83 2,19 0 0,13 2,04 0,56 2,11 4 0,14 1,86 0,62 1,95 SAM 8 0,08 1,94 0,58 2,03 0 0,15 1,80 1,34 2,13 4 0,12 1,87 1,18 2,10 SFA 8 0,09 1,70 1,24 1,99 0 0,09 1,95 0,45 1,98 4 0,09 2,01 0,52 2,04 SFN 8 0,06 1,83 0,56 1,87 0 0,16 1,48 0,59 1,59 4 0,40 1,74 0,78 1,98 SFR 8 0,46 1,42 0,75 1,58 0 0,23 2,18 0,74 2,32 4 0,24 2,31 0,76 2,43 SPM 8 0,23 2,39 0,64 2,48 0 0,07 1,76 0,93 2,00 4 0,14 1,84 0,60 1,95 SLV 8 0,08 1,82 1,62 2,09 0 0,25 1,48 0,5 1,59 4 0,25 1,49 0,8 1,66 SRA 8 0,19 1,42 0,8 1,61 0 0,41 1,98 0,65 2,09 4 0,46 1,89 0,87 2,05 SRM 8 0,37 1,89 0,81 2,06 0 0,20 1,70 0,55 1,74 4 0,39 1,68 0,91 1,83 SRR 8 0,18 1,77 0,77 1,87 0 0,24 2,00 0,69 2,13 4 0,38 1,83 0,83 2,02 SSN 8 0,23 1,96 0,86 2,13

Limite [%] 2 3 2 4,0

Anexo N




220 kV Subestação


5ª Harm. [%]

7ª Harm. [%]


0 0,98 0,59 1,04 1,55 4 0,51 0,87 1,00 1,37 CBT 8 0,60 0,67 0,58 1,06 0 0,15 1,26 0,47 1,32 4 0,26 1,22 0,43 1,29 PCCL 8 0,19 1,18 0,48 1,26 0 0,21 1,10 0,25 1,14 4 0,15 1,08 0,33 1,12 PCUR 8 0,14 1,15 0,32 1,18 0 0,47 1,98 0,64 2,13 4 0,50 1,91 0,69 2,09 SAM 8 0,30 2,62 0,63 2,70 0 0,36 1,53 0,60 1,62 4 0,21 1,52 0,58 1,58 SBL 8 0,18 1,52 0,57 1,57 0 0,29 0,95 0,77 1,26 4 0,14 1,02 0,74 1,28 SCF 8 0,08 1,00 0,77 1,24 0 0,21 1,75 0,41 1,81 4 0,15 1,78 0,47 1,82 SCG 8 0,04 1,69 0,44 1,73 0 0,18 2,23 0,48 2,32 4 0,18 2,31 0,36 2,36 SCH 8 0,11 2,27 0,42 2,34 0 0,23 1,26 0,3 1,30 4 0,21 1,23 0,3 1,28 SCN 8 0,10 1,43 0,3 1,45 0 0,22 1,20 0,35 1,28 4 0,14 1,18 0,40 1,26 SCT 8 0,21 1,22 0,36 1,30 0 0,22 1,49 0,43 1,59 4 0,13 1,47 0,42 1,51 SEJ 8 0,16 1,60 0,42 1,66 0 0,31 0,88 0,71 1,19 4 0,14 0,87 0,75 1,18 SFE 8 0,14 0,98 0,68 1,25 0 0,18 1,91 0,35 1,94 4 0,16 1,98 0,37 2,01 SFN 8 0,07 1,86 0,37 1,88 0 0,23 1,46 0,48 1,54 4 0,14 1,45 0,49 1,52 SMC 8 0,15 1,55 0,47 1,63

Limite [%] 2 3 2 4,0

Anexo N




220 kV Subestação


5ª Harm. [%]

7ª Harm. [%]


0 0,17 0,74 0,49 0,90 4 0,17 0,91 0,56 1,08 SMG 8 0,07 0,88 0,50 0,99 0 0,22 1,49 0,47 1,58 4 0,18 1,48 0,43 1,54 SMR 8 0,11 1,54 0,43 1,60 0 0,26 1,38 0,37 1,45 4 0,10 1,35 0,40 1,39 SPB 8 0,11 1,39 0,35 1,43 0 0,27 0,45 0,59 0,75 4 0,10 0,46 0,58 0,74 SPN 8 0,27 0,54 0,52 0,81 0 0,16 1,44 1,53 1,53 4 0,43 0,96 1,14 1,14 SPR 8 0,74 0,71 1,19 1,19 0 0,23 1,68 0,43 1,74 4 0,26 1,63 0,51 1,69 SRM 8 0,12 1,61 0,48 1,68 0 0,28 1,34 0,22 1,37 4 0,81 1,21 0,31 1,45 SRR 8 0,24 1,44 0,28 1,48 0 0,15 1,48 0,44 1,58 4 0,10 1,47 0,44 1,58 SSR 8 0,08 1,41 0,44 1,51 0 0,21 2,02 0,39 2,06 4 0,21 2,06 0,41 2,09 SSS 8 0,09 1,95 0,40 1,98 0 0,11 2,02 0,40 2,68 4 0,25 2,14 0,39 2,57 SSV 8 0,21 2,14 0,40 2,56 0 0,17 2,47 0,57 2,85 4 0,19 2,56 0,53 2,80 STJ 8 0,10 2,46 0,52 2,84 0 0,09 1,06 0,38 1,11 4 0,19 1,12 0,28 1,19 STR 8 0,24 1,04 0,29 1,12 0 - - - - 4 0,08 1,12 0,71 1,32 SVC * 8 0,18 1,16 0,66 1,35 0 0,23 1,13 0,33 1,18 4 0,10 1,11 0,39 1,14 SVG 8 0,17 1,17 0,38 1,21 0 0,47 0,74 0,36 0,92 4 0,72 0,71 0,41 1,07 SVM 8 0,58 0,79 0,44 1,03 0 0,21 1,27 0,62 1,40 4 0,16 1,32 0,67 1,44 SZR 8 0,17 1,21 0,63 1,34

Limite [%] 2 3 2 4,0

Nota: * - Anomalia na medição na fase 0.

Anexo N




150 kV Subestação


5ª Harm. [%]

7ª Harm. [%]


0 0,18 1,75 0,64 2,03 4 0,17 1,78 0,54 1,94 PCES 8 0,16 1,60 0,61 1,75 0 0,12 1,46 0,60 1,88 4 0,11 1,51 0,53 1,70 PCMP 8 0,16 1,33 0,62 1,89 0 0,16 1,95 0,70 2,03 4 0,10 1,97 0,59 2,01 PCSI 8 0,16 1,87 0,72 1,95 0 0,27 1,12 0,43 1,23 4 0,29 1,19 0,47 1,30 SCV 8 0,20 1,24 0,46 1,34 0 0,59 0,83 0,35 1,04 4 0,61 0,64 0,43 0,98 SED 8 0,46 0,88 0,30 1,03 0 0,14 2,09 0,44 2,13 4 0,21 2,14 0,37 2,20 SER 8 0,13 1,99 0,44 2,06 0 0,20 2,16 0,66 2,27 4 0,26 2,29 0,69 2,39 SET 8 0,36 2,24 0,69 2,36 0 0,15 1,66 0,64 1,73 4 0,11 1,80 0,70 1,88 SFA 8 0,15 1,87 0,59 1,92 0 0,10 1,62 0,23 1,65 4 0,15 1,83 0,23 1,85 SFF 8 0,18 1,59 0,29 1,62 0 0,13 1,27 0,56 1,44 4 0,13 1,30 0,59 1,49 SFR 8 0,11 1,21 0,59 1,37 0 0,21 1,40 0,5 1,50 4 0,25 1,38 0,4 1,46 SGR 8 0,26 1,21 0,5 1,32 0 0,10 1,73 0,55 1,81 4 0,35 1,77 0,46 1,85 SOQ 8 0,13 1,64 0,55 1,73 0 0,19 1,09 0,3 1,13 4 0,12 1,05 0,3 1,08 SOR 8 0,19 1,15 0,3 1,19

Limite [%] 2 3 2 4,0

Anexo N




150 kV Subestação


5ª Harm. [%]

7ª Harm. [%]


0 0,10 1,36 0,41 1,41 4 0,13 1,49 0,43 1,53 SPA 8 0,13 1,32 0,49 1,40 0 0,12 1,33 0,75 1,55 4 0,13 1,23 0,73 1,49 SPC 8 0,09 1,29 0,69 1,49 0 0,15 1,82 0,50 1,92 4 0,09 1,90 0,45 1,97 SPM 8 0,17 2,06 0,37 2,11 0 0,44 1,05 0,56 1,26 4 0,41 1,01 0,59 1,24 SPR 8 0,69 1,03 0,61 1,36 0 0,17 1,26 0,2 1,28 4 0,12 1,15 0,4 1,21 SRA 8 0,11 1,31 0,3 1,35 0 0,05 1,49 0,44 1,55 4 0,23 1,62 0,42 1,69 SSB 8 0,07 1,43 0,48 1,53 0 0,23 1,51 0,56 1,63 4 0,21 1,66 0,59 1,78 SSN 8 0,22 1,72 0,52 1,79 0 0,20 1,68 0,30 1,72 4 0,19 1,74 0,28 1,78 SSV 8 0,12 1,65 0,28 1,69 0 0,12 2,45 0,61 2,49 4 0,13 2,46 0,59 2,52 STN 8 0,20 2,37 0,62 2,43 0 0,19 1,27 0,21 1,30 4 0,15 1,22 0,28 1,25 SVM 8 0,16 1,39 0,23 1,41 0 0,13 1,15 0,56 1,28 4 0,07 1,23 0,60 1,34 SZR 8 0,12 1,15 0,56 1,26

Limite [%] 2 3 2 4,0

Anexo N




60 kV Subestação

(Abreviatura.) Fase 3ª Harm. [%]

5ª Harm. [%]

7ª Harm. [%]


0 0,78 3,48 1,10 3,74 4 0,84 3,25 1,05 3,50 SAM 8 0,99 3,54 1,06 3,81 0 0,45 1,52 0,97 1,67 4 0,17 1,48 0,98 1,56 SBL 8 0,27 1,58 0,82 1,66 0 0,29 1,06 0,85 1,42 4 0,11 1,07 0,85 1,41 SCF 8 0,18 1,05 0,82 1,38 0 0,20 1,66 0,48 1,73 4 0,31 1,56 0,52 1,64 SCG 8 0,22 1,60 0,54 1,67 0 1,33 2,00 0,60 2,42 4 1,49 2,14 0,55 2,58 SCH 8 1,67 2,08 0,49 2,63 0 0,40 1,65 0,8 1,82 4 0,21 1,50 0,8 1,68 SCN 8 0,14 1,56 0,8 1,71 0 0,29 0,85 0,50 0,94 4 0,18 0,81 0,51 0,89 SCT 8 0,17 0,93 0,46 0,97 0 0,37 1,76 0,67 1,88 4 0,38 1,88 0,66 1,99 SCV 8 0,25 1,87 0,67 1,96 0 0,46 1,53 0,46 1,62 4 0,35 1,52 0,41 1,59 SED 8 0,28 1,76 0,45 1,81 0 0,64 2,29 0,79 2,55 4 0,64 1,92 0,70 2,07 SEJ 8 0,35 2,08 0,78 2,27 0 0,13 2,56 0,61 2,58 4 0,28 2,66 0,63 2,69 SER 8 0,23 2,41 0,55 2,43 0 0,12 2,37 0,85 2,48 4 0,12 2,54 0,85 2,67 SET 8 0,21 2,53 0,78 2,62 0 0,31 1,66 0,33 1,72 4 0,12 1,47 0,40 1,50 SFA 8 0,09 1,64 0,43 1,68 0 0,31 1,83 0,61 1,95 4 0,21 1,83 0,62 1,96 SFE 8 0,15 1,86 0,62 1,97 0 0,11 2,07 0,72 2,18 4 0,12 2,40 0,73 2,51 SFF 8 0,18 2,24 0,67 2,34 0 0,09 2,29 0,22 2,30 4 0,13 2,39 0,28 2,41 SFN 8 0,06 2,22 0,27 2,23 0 0,09 1,47 0,80 1,61 4 0,14 1,47 0,85 1,62 SFR 8 0,12 1,42 0,80 1,58 0 0,13 1,15 0,3 1,18 4 0,49 0,79 0,2 0,94 SGR 8 0,18 1,03 0,3 1,08 0 0,24 1,81 0,66 1,90 4 0,21 1,78 0,69 1,86 SMC 8 0,23 1,94 0,65 2,04 0 0,16 0,66 0,63 0,86 4 0,10 0,67 0,60 0,86 SMG 8 0,12 0,69 0,59 0,86

Limite [%] 3 4,5 3 8,0

Anexo N




60 kV Subestação


5ª Harm. [%]

7ª Harm. [%]


0 0,28 1,78 0,52 1,87 4 0,12 1,72 0,47 1,79 SMR 8 0,13 1,73 0,51 1,82 0 0,20 1,37 0,6 1,46 4 0,15 1,31 0,6 1,40 SOR 8 0,14 1,37 0,6 1,44 0 0,11 1,32 0,54 1,44 4 0,29 1,46 0,54 1,58 SPA 8 0,16 1,22 0,58 1,37 0 0,40 1,14 0,19 1,23 4 0,25 1,07 0,26 1,10 SPB 8 0,30 1,08 0,20 1,16 0 0,39 0,78 0,41 0,91 4 0,20 0,79 0,39 0,87 SPN 8 0,25 0,71 0,39 0,81 0 0,32 1,78 0,47 1,82 4 0,24 1,75 0,48 1,78 SPR 8 0,27 1,64 0,47 1,69 0 0,17 1,01 0,13 1,04 4 0,08 0,94 0,41 1,04 SLV 8 0,19 0,92 0,34 1,00 0 0,22 1,21 0,3 1,25 4 0,13 1,12 0,4 1,16 SRA 8 0,14 1,28 0,4 1,30 0 0,20 1,31 0,23 1,34 4 0,56 1,25 0,29 1,36 SRM 8 0,13 1,21 0,29 1,24 0 0,19 1,37 0,30 1,41 4 0,15 1,34 0,33 1,38 SRR 8 0,14 1,34 0,31 1,37 0 0,08 1,62 0,45 1,65 4 0,12 1,92 0,46 1,94 SSB 8 0,15 1,75 0,41 1,78 0 0,28 1,26 0,44 1,39 4 0,32 1,06 0,55 1,27 SSN 8 0,41 1,06 0,52 1,30 0 0,19 1,23 0,41 1,31 4 0,10 1,29 0,39 1,35 SSR 8 0,11 1,21 0,43 1,30 0 0,22 1,75 0,44 1,95 4 0,16 1,61 0,47 1,82 SSV 8 0,16 1,68 0,50 1,96 0 0,27 2,98 0,93 3,06 4 0,40 3,12 1,00 3,21 SSV30 8 0,21 3,19 0,88 3,26 0 0,23 3,51 1,18 3,67 4 0,25 3,69 1,11 3,83 STJ 8 0,16 3,61 1,16 3,77 0 0,25 2,72 0,72 2,79 4 0,17 2,76 0,71 2,84 STN 8 0,23 2,69 0,66 2,76 0 0,36 1,36 0,63 1,52 4 0,19 1,22 0,64 1,39 STR 8 0,28 1,38 0,69 1,56 0 0,32 1,03 0,74 1,27 4 0,06 1,06 0,70 1,25 SVC 8 0,17 1,13 0,67 1,30 0 0,43 1,22 0,44 1,31 4 0,21 1,32 0,44 1,35 SVG 8 0,20 1,32 0,49 1,37 0 0,13 0,99 0,4 1,06 4 0,22 0,92 0,5 1,01 SVI 8 0,29 1,06 0,4 1,15 0 0,25 1,65 0,63 1,73 4 0,18 1,58 0,62 1,65 SVM 8 0,22 1,75 0,65 1,82 0 0,22 0,93 1,82 1,11 4 0,14 0,96 0,59 1,12 SZR 8 0,22 0,96 0,56 1,11

Limite [%] 3 4,5 3 8,0

Anexo N



3. TREMULAÇÃO (FLICKER) Os valores apresentados nos quadros correspondem aos mais desfavoráveis em cada uma das subestações referidas.

QUADRO 11 Níveis de tremulação ("flicker") em pontos de

medida a 400 kV Subestação

(Abreviatura) Fase Pst Plt

0 0,88 0,74 4 0,85 0,71 CAV 8 0,96 0,80 0 0,34 0,33 4 0,33 0,30 PCAL 8 0,32 0,37 0 0,23 0,42 4 0,22 0,20 PCPG 8 0,23 0,20 0 0,34 0,31 4 0,34 0,31 PCRJ 8 0,34 0,59 0 0,38 0,34 4 0,38 0,34 SAM 8 0,37 0,32 0 0,60 0,51 4 0,65 0,54 SFA 8 0,61 0,55 0 0,38 0,34 4 0,37 0,35 SFN 8 0,36 0,33 0 0,22 0,43 4 0,21 0,37 SFR 8 0,22 0,44 0 0,31 0,29 4 0,32 0,30 SPM 8 0,32 0,30 0 0,38 0,34 4 0,37 0,35 SLV 8 0,36 0,33 0 0,52 0,46 4 0,51 0,47 SRA 8 0,50 0,45 0 0,32 0,31 4 0,31 0,28 SRM 8 0,32 0,29 0 0,55 0,49 4 0,52 0,46 SRR 8 0,49 0,44 0 0,36 0,73 4 0,35 0,74 SSN 8 0,33 0,60

Limite 1 1




0 0,24 0,71 4 0,24 0,71 CBT 8 0,24 0,34 0 0,42 0,50 4 0,47 0,54 PCCL 8 0,46 0,64 0 0,58 0,53 4 0,55 0,50 PCUR 8 0,54 0,48 0 0,49 0,43 4 0,49 0,44 SAM 8 0,49 0,43 0 0,48 0,43 4 0,48 0,43 SBL 8 0,46 0,42 0 0,23 0,28 4 0,21 0,33 SCF 8 0,24 0,34 0 0,92 0,79 4 0,91 0,78 SCG 8 0,88 0,75 0 0,58 0,50 4 0,57 0,50 SCH 8 0,56 0,49 0 0,58 0,52 4 0,58 0,52 SCN 8 0,57 0,50 0 0,72 0,66 4 0,69 0,65 SCT 8 0,68 0,62 0 0,46 0,74 4 0,45 0,67 SEJ 8 0,43 0,54 0 0,25 0,79 4 0,26 0,82 SFE 8 0,24 0,32 0 0,57 0,50 4 0,56 0,50 SFN 8 0,55 0,48

Limite 1 1

Anexo N






0 0,34 0,35 4 0,33 0,33 SMC 8 0,31 0,30 0 0,31 0,29 4 0,33 0,31 SMG 8 0,31 0,28 0 0,37 0,36 4 0,58 0,57 SMR 8 0,38 0,37 0 0,38 0,35 4 0,38 0,35 SPB 8 0,37 0,34 0 0,25 0,24 4 0,24 0,36 SPN 8 0,25 0,36 0 0,21 0,47 4 0,19 0,19 SPR 8 0,20 0,19 0 0,50 0,48 4 0,48 0,44 SRM 8 0,50 0,45 0 0,69 0,62 4 0,65 0,58 SRR 8 0,61 0,55 0 0,60 0,54 4 0,57 0,51 SSR 8 0,59 0,54 0 0,76 0,66 4 0,80 0,70 SSV 8 0,78 0,69 0 0,57 0,50 4 0,56 0,51 SSS 8 0,54 0,49 0 0,55 0,47 4 0,54 0,47 STJ 8 0,53 0,46 0 0,53 0,51 4 0,51 0,49 STR 8 0,52 0,50 0 - - 4 0,23 0,29 SVC * 8 0,21 0,23 0 0,45 0,43 4 0,44 0,40 SVG 8 0,42 0,38 0 0,68 0,58 4 0,67 0,58 SVM 8 0,63 0,56 0 0,54 0,52 4 0,56 0,50 SZR 8 0,52 0,51

Limite 1 1





0 0,30 0,29 4 0,33 0,28 PCES 8 0,30 0,29 0 0,26 0,27 4 0,27 0,26 PCSI 8 0,26 0,28 0 0,21 0,27 4 0,20 0,21 PCMP 8 0,20 0,20 0 0,67 0,57 4 0,68 0,56 SCV 8 0,65 0,55 0 1,56 1,34 4 1,50 1,27 SED 8 1,48 1,24 0 0,20 0,94 4 0,23 0,50 SER 8 0,20 0,99 0 0,29 0,49 4 0,29 0,53 SET 8 0,27 0,61 0 0,35 0,37 4 0,34 0,30 SFA 8 0,38 0,32 0 0,23 0,44 4 0,22 0,39 SFF 8 0,22 0,32 0 0,18 0,43 4 0,18 0,47 SFR 8 0,18 0,31 0 0,77 0,66 4 0,80 0,69 SGR 8 0,81 0,69 0 0,28 0,27 4 0,30 0,27 SOQ 8 0,29 0,28

Limite 1 1

Anexo N






0 0,84 0,71 4 0,86 0,71 SOR 8 0,83 0,69 0 0,27 0,30 4 0,29 0,28 SPA 8 0,28 0,27 0 0,26 0,41 4 0,25 0,25 SPC 8 0,26 0,44 0 0,28 0,25 4 0,30 0,26 SPM 8 0,29 0,25 0 0,31 0,29 4 0,30 0,27 SPR 8 0,31 0,29 0 1,03 0,90 4 1,03 0,89 SRA * 8 0,99 0,87 0 0,23 0,30 4 0,22 0,23 SSB 8 0,23 0,22 0 0,30 0,61 4 0,28 0,60 SSN 8 0,27 0,50 0 0,46 0,41 4 0,44 0,41 SSV 8 0,45 0,40 0 0,31 0,31 4 0,33 0,33 STN 8 0,32 0,34 0 1,83 1,56 4 1,60 1,39 SVM 8 1,41 1,21 0 0,41 0,37 4 0,42 0,38 SZR 8 0,40 0,36

Limite 1 1

* Valores resultantes de cavas de tensão (manobras ou incidentes na rede)


medida a 60 kV PdE


0 0,41 0,36 4 0,41 0,37 SAM 8 0,41 0,36 0 0,43 0,42 4 0,42 0,50 SBL 8 0,41 0,38 0 0,52 0,76 4 0,54 1,22 SCF * 8 0,26 0,51 0 0,84 0,73 4 0,83 0,73 SCG 8 0,80 0,69 0 0,54 0,47 4 0,53 0,47 SCH 8 0,53 0,46 0 0,52 0,51 4 0,52 0,47 SCN 8 0,50 0,45 0 0,65 0,61 4 0,63 0,60 SCT 8 0,61 0,57 0 0,52 0,50 4 0,53 0,57 SCV 8 0,53 0,66 0 1,44 1,25 4 1,38 1,18 SED 8 1,37 1,18 0 0,41 0,50 4 0,41 0,58 SEJ 8 0,66 0,69 0 0,20 0,86 4 0,22 0,46 SER 8 0,18 0,91 0 0,29 0,62 4 0,29 0,64 SET 8 0,27 0,79 0 0,33 0,49 4 0,32 0,57 SFA 8 0,35 0,43 0 0,23 0,93 4 0,23 0,90 SFE 8 0,22 0,33 0 0,19 0,35 4 0,18 0,67 SFF 8 0,18 0,40 0 0,30 0,30 4 0,29 0,30 SFN 8 0,28 0,27 0 0,13 0,41 4 0,13 0,27 SFR 8 0,13 0,52 0 0,90 0,76 4 0,92 0,79 SGR 8 0,94 0,79 0 0,30 0,43 4 0,29 0,36 SMC 8 0,28 0,34 0 0,31 0,34 4 0,32 0,31 SMG 8 0,30 0,29 0 0,33 0,33 4 0,32 0,41 SMR 8 0,32 0,32 0 0,75 0,64 4 0,77 0,64 SOR 8 0,74 0,62

Limite 1 1 * Valores resultantes de cavas de tensão (manobras ou incidentes na rede)

Anexo N




medida a 60 kV PdE


0 0,26 0,33 4 0,28 0,29 SPA 8 0,27 0,39 0 0,31 0,53 4 0,31 0,62 SPB 8 0,30 0,47 0 0,23 0,40 4 0,23 0,56 SPN 8 0,22 0,61 0 0,28 0,27 4 0,27 0,24 SPR 8 0,28 0,26 0 0,20 0,62 4 0,20 0,78 SLV 8 0,20 0,53 0 0,67 0,61 4 0,66 0,60 SRA 8 0,65 0,59 0 0,47 0,46 4 0,45 0,42 SRM 8 0,46 0,42 0 0,59 0,49 4 0,59 0,50 SRR 8 0,57 0,49 0 0,20 0,59 4 0,20 0,27 SSB 8 0,20 0,29 0 0,23 0,49 4 0,23 0,48 SSN 8 0,22 0,41 0 0,53 0,49 4 0,50 0,46 SSR 8 0,52 0,49 0 0,67 0,59 4 0,66 0,58 SSV 8 0,64 0,56 0 0,54 0,49 4 0,57 0,50 SSV30 8 0,55 0,50 0 0,50 0,43 4 0,50 0,43 STJ 8 0,49 0,42 0 0,30 0,37 4 0,32 0,39 STN 8 0,31 0,40 0 0,47 0,45 4 0,48 0,45 STR 8 0,47 0,44 0 0,21 0,46 4 0,22 1,11 SVC * 8 0,22 1,13 0 0,41 0,38 4 0,41 0,36 SVG 8 0,39 0,34 0 0,70 0,59 4 0,71 0,59 SVI 8 0,68 0,57 0 0,59 0,51 4 0,58 0,51 SVM 8 0,54 0,48 0 0,44 0,44 4 0,44 0,53 SZR 8 0,43 0,59

Limite 1 1 * Valores resultantes de cavas de tensão (manobras ou incidentes na rede)

Anexo N



4. VALOR EFICAZ DA TENSÃO

QUADRO 18 Desvios máximos da tensão eficaz em

pontos com a tensão nominal a 400 kV (Uref = 400 kV)

Subestação (Abreviatura) Fase Umin

[%] Umax

[%] 0 3,23 5,73 4 3,99 6,20 CAV 8 3,46 5,68 0 1,61 5,48 4 1,02 4,78 PCAL 8 1,35 5,15 0 -0,22 1,77 4 -0,92 0,94 PCRJ 8 -0,30 1,77 0 1,47 4,28 4 1,77 4,63 PCPG 8 1,70 4,69 0 0,31 2,36 4 1,29 3,29 SAM 8 0,82 2,92 0 2,52 4,84 4 1,86 4,31 SFA 8 2,02 4,49 0 0,36 3,11 4 -0,54 2,75 SFN 8 0,38 3,20 0 2,84 4,75 4 2,84 4,48 SFR 8 3,02 5,16 0 0,46 3,17 4 0,70 3,55 SPM 8 0,80 3,53 0 0,39 3,62 4 0,40 3,48 SLV 8 0,30 3,04 0 0,86 3,80 4 1,24 4,19 SRA 8 1,25 4,17 0 1,28 2,74 4 1,01 2,45 SRM 8 1,08 2,68 0 2,56 4,98 4 1,90 4,31 SRR 8 2,41 4,80 0 0,98 3,54 4 1,83 4,43 SSN 8 1,68 4,24

QUADRO 19 Desvios máximos da tensão eficaz em pontos com a

tensão nominal a 220 kV Subestação

(Abreviatura) Uref [kV] Fase Umin [%] Umax

[%] 0 -2,26 1,29

237 4 -2,25 1,31 SMG 8 -2,00 1,52 0 -5,06 -0,83

229 4 -5,15 -0,96 SMR 8 -4,68 -0,56 0 -3,86 0,37

220 4 -4,22 0,02 SPB 8 -3,90 0,31 0 -2,98 -0,91

238 4 -3,58 -1,49 SPN 8 -3,83 -1,52 0 -4,55 0,11

229 4 -4,06 0,61 SPR 8 -4,33 0,46 0 0,10 2,17

226 4 0,07 2,10 SRM 8 -0,04 2,13 0 -4,52 -1,00

235 4 -5,50 -2,28 SRR 8 -4,77 -1,52 0 0,24 3,05

223 4 0,37 3,19 SSV 8 0,12 2,97 0 2,48 5,10

221 4 1,85 4,49 SSS 8 2,35 4,93 0 1,05 2,86

222 4 1,08 2,90 SSR 8 1,01 2,94 0 1,45 4,86

220 4 0,67 4,20 STJ 8 1,07 4,54 0 -4,54 -1,44

236 4 -4,43 -1,32 STR 8 -4,49 -1,42 0 - -

231 4 -3,65 0,06 SVC * 8 -3,98 -0,09 0 -4,19 0,88

237 4 -4,18 0,87 SVG 8 -3,98 1,12 0 -6,31 -1,08

236 4 -5,89 -0,81 SVM 8 -5,54 -0,45 0 -2,68 0,84

236 4 -2,87 0,68 SZR 8 -2,51 1,08


Anexo N






[%] 0 -2,86 -0,52

238 4 -2,78 0,15 CBT 8 -3,43 -1,29 0 -5,77 -0,61

220 4 -5,62 -0,52 PCCL 8 -6,04 -0,81 0 -4,16 0,58

236 4 -4,36 0,37 PCUR 8 -4,16 0,63 0 -0,37 3,34

226 4 -0,24 3,57 SAM 8 -0,48 3,34 0 -3,73 0,06

226 4 -3,54 0,06 SBL 8 -3,68 0,13 0 -3,14 -0,24

233 4 -3,72 -0,56 SCF 8 -3,15 -0,32 0 0,03 3,04

226 4 -0,59 2,83 SCG 8 -0,17 2,95 0 1,88 5,20

221 4 0,90 4,27 SCH 8 0,43 3,80 0 -3,36 -0,86

234 4 -3,59 -1,07 SCN 8 -3,29 -0,74 0 -2,77 0,93

233 4 -2,89 0,83 SCT 8 -2,67 1,03 0 -4,71 1,38

233 4 -5,21 0,98 SEJ 8 -4,98 1,09 0 -3,53 1,04

234 4 -3,58 0,85 SFE 8 -4,03 0,47 0 -0,04 3,70

222 4 -0,84 3,41 SFN 8 0,00 3,72 0 -4,71 0,41

229 4 -5,34 -0,08 SMC 8 -4,63 0,41



(Abreviatura) Uref [kV] Fase Umin

[%] Umax

[%] 0 -5,16 2,11

157 4 -5,23 2,15 SCV 8 -4,83 2,39 0 -3,30 0,25

159 4 -3,58 -0,01 SED 8 -2,80 0,71 0 -2,82 3,28

155 4 -3,33 2,99 SER 8 -3,58 2,68 0 -1,98 4,11

152 4 -2,25 3,85 SET 8 -2,49 3,58 0 -2,71 0,86

157 4 -2,71 1,05 SFA 8 -3,17 0,53 0 -0,11 3,71

155 4 -0,37 3,38 SFF 8 -0,56 3,33 0 0,67 3,67

158 4 0,26 3,32 SFR 8 0,87 3,88 0 -1,83 1,71

150 4 -1,95 1,64 SGR 8 -1,95 1,59 0 -2,38 1,77

157 4 -2,96 1,25 SOQ 8 -2,50 1,60 0 -3,93 1,38

159 4 -4,27 1,13 SOR 8 -4,07 1,30 0 -3,11 -0,29

155 4 -3,25 -0,36 SPA 8 -3,24 -0,37

Anexo N






[%] 0 -0,34 4,25

157 4 -0,87 3,65 PCES 8 -0,19 4,47 0 -1,23 2,68

157 4 -1,54 2,09 PCSI 8 -1,33 2,64 0 -0,50 1,95

156 4 -0,97 1,40 PCMP 8 -0,26 2,15 0 -0,85 2,55

160 4 -0,25 3,07 SPC 8 -0,54 2,75 0 -0,11 3,64

154 4 0,05 3,69 SPM 8 0,36 3,20 0 -3,72 0,35

155 4 -3,30 0,70 SPR 8 -3,77 0,36 0 -1,82 1,75

159 4 -1,83 1,66 SRA 8 -1,61 1,85 0 -2,47 0,01

155 4 -3,29 -0,78 SSB 8 -2,68 -0,16 0 -2,84 -0,65

161 4 -1,85 0,53 SSN 8 -2,14 0,15 0 -0,31 2,72

152 4 -0,67 2,40 SSV 8 -0,55 2,46 0 -4,71 0,28

156 4 -4,56 0,60 STN 8 -5,49 -0,16 0 -4,89 -0,38

159 4 -5,54 -0,72 SVM 8 -5,10 -0,60 0 -0,28 2,41

155 4 -0,32 2,30 SZR 8 -0,25 2,48

QUADRO 23 Desvios máximos da tensão eficaz nos pontos de

entrega com a tensão nominal a 60 kV Subestação

(Abreviatura) Uc [kV] Fase Umin [%]

Umax [%]

0 -2,38 1,16 4 -1,58 1,99 SAM 62,9 8 -2,44 1,05 0 -1,77 1,87 4 -2,18 1,34 SBL 63,5 8 -1,59 2,04 0 -2,07 1,56 4 -2,05 1,65 SCF 63 8 -2,53 1,22 0 0,07 2,41 4 -0.47 1,79 SCG 64,2 8 -0,23 2,16 0 0,33 3,54 4 -0,77 2,38 SCH 62,4 8 -0,69 2,53 0 -0,18 2,95 4 -0,16 2,92 SCN 64 8 0,04 3,12 0 1,31 3,92 4 0,56 3,13 SCT 64,2 8 0,14 2,33 0 -2,94 1,41 4 -2,82 1,57 SCV 63,7 8 -2,58 1,80 0 -1,11 1,68 4 -1,21 1,61 SED 64,2 8 -0,02 2,91 0 -1,07 3,18 4 -1,49 2,76 SEJ 63 8 -1,29 2,97 0 -2,47 2,20 4 -2,83 1,96 SER 63 8 -3,02 1,81 0 -0,81 2,63 4 -0,92 2,55 SET 63,5 8 -1,22 2,26 0 -2,33 1,03 4 -2,02 1,36 SFA 63,3 8 -1,53 1,92 0 -2,25 2,72 4 -2,17 2,80 SFE 63 8 -2,47 2,44 0 -1,24 0,84 4 -1,47 0,60 SFF 62,7 8 -1,21 0,90 0 -1,66 1,50 4 -2,03 1,02 SFN 63,5 8 -1,75 1,49 0 -1,34 2,06 4 1,56 1,86 SFR 63 8 -1,01 2,49 0 -3,62 0,83 4 -3,83 0,58 SGR 64 8 -3,88 0,60 0 -1,39 1,29 4 -1,84 0,89 SMC 64 8 -1,18 1,50 0 0,06 2,60 4 -0,49 2,24 SMG 63 8 -0,07 2,65 0 -1,37 2,61 4 -1,60 2,37 SMR 63 8 -1,46 2,51

Limite [%] -5 5

Anexo N



QUADRO 24 Desvios máximos da tensão eficaz nos pontos de

entrega com a tensão nominal a 60 kV Subestação

(Abreviatura) Uc [kV] Fase Umin [%]

Umax [%]

0 0,23 2,59 4 0,02 2,36 SOR 64,2 8 0,27 2,59 0 -2,39 0,99 4 -2,75 0,63 SPA 64 8 -2,74 0,71 0 -2,16 1,54 4 -2,18 1,43 SPB 63 8 -1,87 1,77 0 -0,02 2,65 4 -0,39 2,29 SPN 64,2 8 -0,10 2,66 0 -2,21 1,29 4 -2,16 1,17 SPR 64,2 8 -1,89 1,51 0 -2,91 2,51 4 -3,05 2,13 SLV 63 8 -2,88 2,42 0 -0,02 3,00 4 -0,19 2,81 SRA 64,2 8 0,09 3,13 0 -0,83 1,93 4 -1,32 1,59 SRM 63,5 8 -1,14 1,54 0 0,21 2,82 4 0,09 2,71 SRR 64 8 0,21 2,85 0 -1,61 1,29 4 -2,02 0,88 SSB 63 8 -1,71 1,22 0 -0,95 2,83 4 -0,14 3,84 SSN 61,7 8 -0,49 3,38 0 -2,89 0,29 4 -2,99 0,03 SSV 63,8 8 -2,88 0,28 0 -0,84 4,46 4 -0,71 4,55 SSV30 31,4 8 -0,98 4,19 0 -2,18 0,69 4 -2,31 0,53 SSR 62,8 8 -2,19 0,44 0 0,25 3,99 4 -0,18 3,41 STJ 62,8 8 0,03 3,75 0 -0,39 3,32 4 -0,46 3,25 STN 63 8 -0,43 3,35 0 0,06 2,60 4 0,14 2,65 STR 64,2 8 0,13 2,66 0 -0,56 2,35 4 -0,41 2,47 SVC 63 8 -0,57 2,41 0 -1,37 1,54 4 -2,05 0,80 SVG 64,2 8 -0,45 2,46 0 -2,66 2,08 4 -2,63 2,15 SVI 64 8 -2,63 2,13 0 -0,45 2,53 4 -0,92 2,13 SVM 64 8 -0,78 2,18 0 -1,45 1,17 4 -1,37 1,11 SZR 64 8 -1,38 1,24

Limite [%] -5 5

Anexo N



5. DESEQUILÍBRIO DO SISTEMA TRIFÁSICO DE TENSÕES

QUADRO 25 Desequilíbrio da tensão em pontos de

medida a 60 kV PdE (Abreviatura) Desequilíbrio [%]

SAM 0,66 SBL 0,49 SCF 0,40 SCG 0,51 SCH 0,65 SCN 0,22 SCT 0,34 SCV 0,29 SED 0,88 SEJ 0,26 SER 0,48 SET 0,24 SFA 0,54 SFE 0,33 SFF 0,30 SFN 0,44 SFR 0,48 SGR 0,15 SMC 0,39 SMG 0,33 SMR 0,21 SOR 0,20 SPA 0,44 SPB 0,44 SPN 0,33 SPR 0,35 SLV 0,32 SRA 0,23 SRM 0,30 SRR 0,16 SSB 0,36 SSN 0,46 SSR 0,20 SSV 0,33

SSV30 0,34 STJ 0,47 STN 0,51 STR 0,13 SVC 0,25 SVG 0,33 SVI 0,28

SVM 0,32 SZR 0,29

Limite [%]: 2

QUADRO 26 Desequilíbrio da tensão em pontos de medida a 400

e 220 kV Subestação

(Abreviatura) Tensão nominal

(kV) Desequilíbrio

[%] CAV 400 0,66

PCAL " 0,55 PCPG " 0,29 PCRJ " 0,69 SAM " 0,58 SFA " 0,43 SFN " 0,61 SFR " 0,61 SPM " 0,37 SLV " 0,51 SRA " 0,23 SRM " 0,46 SRR " 0,41 SSN " 0,57 CBT 220 0,44

PCCL " 0,22 PCUR " 0,20 SAM " 0,83 SBL " 0,18 SCF " 0,36 SCG " 0,44 SCH " 0,49 SCN " 0,27 SCT " 0,17 SEJ " 0,27 SFE " 0,45 SFN " 0,59 SMC " 0,41 SMG " 0,31 SMR " 0,33 SPB " 0,36 SPN " 0,41 SPR " 0,30 SRM " 0,27 SRR " 0,71 SSR " 0,18 SSV " 0,36 SSS " 0,62 STJ " 0,59 STR " 0,16 SVG " 0,16 SVM " 0,35 SZR " 0,32

Limite [%]: 2

Anexo N



QUADRO 27 Desequilíbrio da tensão em pontos de medida a 150

kV Subestação

(Abreviatura) Tensão nominal

(kV) Desequilíbrio

[%] PCES 150 0,56 PCMP " 0,46 PCSI " 0,35 SCV " 0,30 SED " 0,35 SER " 0,49 SET " 0,32 SFA " 0,39 SFF " 0,46 SFR " 0,51 SGR " 0,15 SOQ " 0,46 SOR " 0,25 SPA " 0,44 SPC " 0,50 SPM " 0,33 SPR " 0,33 SRA " 0,19 SSB " 0,60 SSN " 0,57 SSV " 0,37 STN " 0,34 SVM " 0,57 SZR " 0,25

Limite [%]: 2

Anexo N



6. CAVAS DE TENSÃO E SOBRETENSÕES

QUADRO 28 Subestação CAVAS DE TENSÃO - Número / Duração (segundos)

Tensão (kV) Ident.

Período de

medição Ampl. 0.01

< t <= 0.1

0.1 < t <= 0.25

0.25 < t <=

0.5

0.5 < t <=

1

1 < t <=

3

3 < t <=

20

20 < t <=

60

60 < t <= 180

Obs / motivo da medição

10...<20% 15 15 8 7 1 20...<30% 3 13 8 1 1 30...<40% 1 10 1 1 40...<50% 2 2 1 1 50...<60% 4 2 3 1 60...<70% 7 1 2 70...<80% 6 1 80...<90% 2 1 1

60 SVM Ano 2005

90...<99% 1

Agregação por intervalos de 1

minuto

10...<20% 49 31 3 4 1 20...<30% 4 19 6 1 3 30...<40% 2 8 1 2 1 40...<50% 6 3 1 50...<60% 1 60...<70% 1 70...<80% 1 80...<90%

150 SVM Ano 2005

90...<99% 1


minuto

10...<20% 65 35 2 2 1 2 20...<30% 20 11 6 2 2 30...<40% 1 4 2 1 40...<50% 11 1 1 1 50...<60% 2 5 1 60...<70% 4 1 70...<80% 2 1 80...<90% 6 1

60 SPR Ano 2005

90...<99% 3 4


minuto

10...<20% 15 3 2 2 20...<30% 17 3 30...<40% 11 6 40...<50% 5 50...<60% 1 60...<70% 4 3 70...<80% 11 80...<90% 5

150 SPM Ano 2005

90...<99%


minuto

10...<20% 10 11 4 7 1 20...<30% 3 3 30...<40% 3 3 40...<50% 50...<60% 60...<70% 1 1 70...<80% 1 80...<90% 1

60 STN Ano 2005

90...<99% 1 1


minuto

10...<20% 32 1 20...<30% 5 2 30...<40% 8 4 40...<50% 50...<60% 3 60...<70% 2 70...<80% 1 80...<90% 1

60 SSN Ano 2005

90...<99% 2


minuto

10...<20% 47 24 4 1 20...<30% 11 2 1 30...<40% 7 7 40...<50% 5 6 1 1 1 50...<60% 3 3 60...<70% 11 6 70...<80% 3 1 80...<90% 2

60 SAM Ano 2005

90...<99%


minuto

Anexo N



7. FREQUÊNCIA

QUADRO 29 Desvios máximos da frequência nos pontos de medida a

400, 220 e 150 kV Subestação

(Abreviatura) Tensão

nominal (kV) Fmax [%] Fmin [%]

CAV 400 -0,07 0,07 PCAL " -0,08 0,06 PCPG " -0,08 0,06 SFA " -0,07 0,05 SFN " -0,07 0,07 SFR " -0,08 0,06 SPM " -0,03 0,09 SLV " -0,07 0,07 SRA " -0,05 0,05 SRM " -0,07 0,06 SRR " -0,06 0,07 SSN " -0,07 0,06 CBT 220 -0,07 0,06

PCCL " -0,05 0,06 PCUR " -0,04 0,07 SAM " -0,07 0,06 SBL " -0,06 0,05 SCF " -0,05 0,06 SCG " -0,07 0,05 SCH " -0,05 0,05 SCN " -0,06 0,06 SCT " -0,06 0,06 SEJ " -0,06 0,05 SFE " -0,04 0,06 SFN " -0,07 0,07 SMC " -0,06 0,07 SMG " -0,05 0,06 SMR " -0,06 0,06 SPB " -0,05 0,07 SPN " -0,07 0,06 SPR " -0,06 0,07 SRM " -0,07 0,06 SRR " -0,06 0,07 SSR " -0,07 0,06 SSS " -0,07 0,06 SSV " -0,05 0,05 STJ " -0,05 0,05 STR " -0,07 0,07 SVC " -0,05 0,07 SVG " -0,05 0,07 SVM " -0,03 0,09 SZR " -0,06 0,06

PCES 150 -0,05 0,04 PCMP " -0,06 0,06 PCSI " -0,04 0,04 SCV " -0,05 0,06 SED " -0,05 0,06 SER " -0,05 0,04 SET " -0,06 0,06 SFA " -0,05 0,05 SFF " -0,05 0,04 SFR " -0,05 0,06 SGR " -0,05 0,05 SOQ " -0,04 0,04 SOR " -0,04 0,04 SPA " -0,06 0,06 SPC " -0,04 0,06 SPM " -0,06 0,07 SPR " -0,07 0,06 SRA " -0,06 0,07 SSB " -0,07 0,06 SSN " -0,07 0,06 SSV " -0,05 0,05 STN " -0,07 0,07 SVM " -0,07 0,06 SZR " -0,06 0,06

Limite [%]: -1 1

QUADRO 30

Desvios máximos da frequência nos pontos de medida a 60 kV

PdE (Abreviatura) Fmax [%] Fmin [%]

SAM -0,07 0,06 SBL -0,06 0,05 SCF -0,06 0,06 SCG -0,06 0,06 SCH -0,05 0,05 SCN -0,05 0,06 SCT -0,06 0,06 SCV -0,05 0,06 SED -0,05 0,06 SEJ -0,05 0,05 SER -0,05 0,04 SET -0,06 0,05 SFA -0,05 0,05 SFE -0,04 0,06 SFF -0,05 0,04 SFN -0,07 0,07 SFR -0,05 0,06 SGR -0,05 0,06 SMC -0,06 0,07 SMG -0,05 0,06 SMR -0,06 0,06 SOR -0,05 0,05 SPA -0,06 0,06 SPB -0,05 0,07 SPN -0,05 0,06 SPR -0,07 0,07 SLV -0,07 0,07 SRA -0,05 0,05 SRM -0,07 0,06 SRR -0,06 0,07 SSR -0,07 0,06 SSB -0,07 0,06 SSN -0,07 0,07 SSV -0,05 0,05

SSV30 -0,05 0,05 STJ -0,05 0,05 STN -0,07 0,07 STR -0,06 0,06 SVC -0,05 0,06 SVG -0,05 0,05 SVI -0,06 0,06

SVM -0,06 0,07 SZR -0,06 0,06 Limite [%]: -1 1

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CARACTERIZAÇÃO DA REDE NACIONAL DE TRANSPORTE PARA …