Despacho 13 700-C/2002 (2.ª série). - As funções da entidade concessionária da Rede Nacional de Transporte de Energia Eléctrica (RNT) encontram-se individualizadas no n.º 1 do artigo 12.º do actual Regulamento de Relações Comerciais, aprovado pelo despacho 18 413-A/2001, de 14 de Agosto, publicado em suplemento ao Diário da República, 2.ª série, de 1 de Setembro de 2001.

Do elenco das funções da entidade concessionária da RNT inscreve-se a de Gestor de Sistema, a qual, nos termos do artigo 27.º do Regulamento de Relações Comerciais e do artigo 6.º do Regulamento do Despacho, igualmente aprovado pelo citado despacho e publicado na mesma data, tem as seguintes atribuições:

Coordenação do funcionamento da RNT, incluindo a gestão das interligações de MAT e dos pontos de entrega de energia eléctrica ao distribuidor vinculado em MT e AT, observando os níveis de segurança e de qualidade de serviço estabelecidos;

Modulação da produção, em função do consumo, dos centros electroprodutores sujeitos a despacho;

Coordenação das indisponibilidades da RNT e dos produtores sujeitos a despacho, designadamente com o programa anual de manutenção programada elaborado pelo Agente Comercial do SEP.

No exercício destas atribuições, a entidade concessionária da RNT está sujeita ao cumprimento do Manual de Procedimentos do Gestor de Sistema, cuja aprovação, por força do disposto no n.º 2 do artigo 7.º do Regulamento do Despacho, é da competência da ERSE.

Por determinação do n.º 2 do artigo 7.º do Regulamento do Despacho, a entidade concessionária da RNT ficou constituída na obrigação de, no prazo de 90 dias a contar da data da entrada em vigor deste Regulamento, apresentar à ERSE, para aprovação, uma proposta de Manual de Procedimentos de Gestor de Sistema.

Em cumprimento desta obrigação, a entidade concessionária da RNT apresentou oportunamente à ERSE uma proposta do novo Manual de Procedimentos de Gestor de Sistema.

A ERSE procedeu à análise da proposta, tendo solicitado adaptações e precisões das disposições que a integram, visando a melhor adequação instrumental ao exercício das atribuições compreendidas na função do Gestor de Sistema, detalhando as matérias aplicáveis de acordo com o estabelecido no n.º 1 do artigo 7.º do Regulamento do Despacho.

Nestes termos, efectuadas as consultas nos termos do artigo 23.º dos Estatutos da Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE), anexos ao Decreto-Lei 97/2002, de 12 de Abril, o conselho de administração da ERSE, ao abrigo do n.º 2 do artigo 7.º do Regulamento do Despacho e do artigo 31.º dos Estatutos, deliberou:

1.º Aprovar o novo Manual de Procedimentos do Gestor de Sistema, que constitui o anexo ao presente despacho e dele fica a fazer parte integrante.

2.º O Manual de Procedimentos de Gestor de Sistema ora aprovado entra em vigor no dia seguinte ao da data da publicação deste despacho.

12 de Junho de 2002. - O Conselho de Administração: António Jorge Viegas de Vasconcelos, presidente - João José Esteves Santana, vogal - Carlos Martins Robalo,vogal.

ANEXO

Manual de Procedimentos do Gestor de Sistema

1 - Disposições e princípios gerais.

1.1 - Disposições.

1.1.1 - Objecto.

1.1.2 - Âmbito de aplicação.

1.1.3 - Matérias a detalhar.

1.1.4 - Prazos e modificações.

1.1.5 - Siglas e definições.

1.2 - Princípios gerais.

2 - Aspectos gerais da segurança do SEN.

2.1 - Princípios gerais.

2.2 - Critérios de funcionamento e segurança para a exploração do SEN.

2.2.1 - Variáveis de controlo e segurança.

2.2.2 - Limites admissíveis das variáveis de controlo.

2.2.2.1 - Frequência.

2.2.2.2 - Tensão.

2.2.2.3 - Potência e temperatura.

2.2.2.3.1 - Metodologia de cálculo para Linhas de MAT e AT.

2.2.2.3.2 - Periodicidade de cálculo dos níveis admissíveis de potência.

2.2.2.4 - Regulação de frequência-potência.

2.2.2.4.1 - Determinação dos níveis mínimos de reserva primária.

2.2.2.4.1.1 - Insensibilidade e banda morta da regulação primária dos reguladores dos grupos.

2.2.2.4.1.2 - Velocidade de activação.

2.2.2.4.2 - Determinação dos níveis mínimos de reserva secundária.

2.2.2.4.3 - Determinação dos níveis mínimos de reserva terciária.

2.2.3 - Análises de segurança.

2.2.3.1 - Falha simples (critério N-1).

2.2.3.2 - Falha de linhas de duplo circuito.

2.2.3.3 - Falha do maior grupo gerador do SEN em serviço.

2.2.4 - Estabelecimento de planos para a exploração do sistema eléctrico.

2.2.4.1 - Planos de segurança.

2.2.4.2 - Planos de deslastre de cargas.

2.2.4.3 - Planos de reposição de serviço.

2.2.4.3.1 - Plano nacional de reposição de serviço após incidente generalizado.

2.2.4.3.2 - Planos de reposição de serviço acordados com os Distribuidores Vinculados de MT e AT.

2.3 - Aspectos de segurança específicos de grupos de produtores vinculados.

2.3.1 - Realização de ensaios de segurança.

2.3.2 - Testes de parâmetros dinâmicos a PV.

3 - Programação da exploração.

3.1 - Recepção de informação.

3.1.1 - Programa de exploração diário e ordem de mérito do SEP.

3.1.2 - Programa de contratação de energia eléctrica.

3.1.3 - Contratos Bilaterais Físicos.

3.2 - Elaboração do Programa Provisório de Despacho (PPD).

3.3 - Norma transitória.

3.4 - Verificação técnica da programação.

3.4.1 - Identificação de restrições técnicas.

3.4.2 - Eliminação de restrições.

3.5 - Elaboração e comunicação do Programa de Despacho (PD).

3.6 - Alterações do Programa de Despacho (PD).

3.6.1 - Recepção de informação.

3.6.2 - Verificação técnica das alterações.

3.6.2.1 - Identificação de restrições técnicas.

3.6.2.2 - Eliminação de restrições.

3.6.3 - Elaboração e comunicação do novo programa.

4 - Exploração do SEN em tempo real.

4.1 - Controlo do SEN em tempo real.

4.1.1 - Controlo dos trânsitos de energia.

4.1.2 - Controlo de tensões e perdas.

4.1.3 - Modulação da produção e regulação frequência-potência.

4.1.4 - Avaliação da segurança da rede.

4.2 - Manobras executadas pelo Gestor de Sistema.

4.3 - Programa de Despacho Efectuado.

4.4 - Actuação em caso de incidente.

4.4.1 - Falha simples (critério N-1).

4.4.2 - Falha de linhas de duplo circuito.

4.4.3 - Falha do maior grupo gerador em serviço.

4.4.4 - Actuação em caso de alteração da frequência.

4.5 - Comunicações para a exploração do sistema.

4.5.1 - Instruções de despacho: conteúdo e execução.

4.5.1.1 - Comunicação de instruções de despacho.

4.5.1.2 - Instruções para o controlo de potência activa.

4.5.1.2.1 - Bombagem.

4.5.1.2.2 - Telerregulação.

4.5.1.2.3 - Arranque de turbinas a gás e paragem de bombas.

4.5.1.3 - Instruções para a regulação de tensão.

4.5.1.3.1 - Instruções para grupos geradores.

4.5.1.3.2 - Instruções relativas a elementos da RNT.

4.5.1.4 - Instruções para as modificações das condições de operação das instalações da RNT ou suspensão dessas modificações.

4.5.1.5 - Instruções extraordinárias de despacho.

4.5.2 - Avisos recebidos pelo Gestor de Sistema.

4.5.2.1 - Ensaios e regimes especiais de exploração.

4.5.2.2 - Indisponibilidades.

4.5.2.2.1 - Comunicação de previsões de disponibilidade e respectivo conteúdo.

4.5.2.2.2 - Comunicação de Declarações e Redeclarações de Disponibilidade e respectivo conteúdo.

4.5.3 - Comunicação de ocorrências emitidas pelos produtores, pelo Gestor de Sistema ou pelo distribuidor vinculado em MT e AT.

4.5.3.1 - Ocorrências emitidas pelos produtores.

4.5.3.2 - Comunicação de ocorrências emitidas pelos distribuidor vinculado em MT e AT.

4.5.3.3 - Comunicação de ocorrências emitidas pelo Gestor do Sistema.

4.5.3.3.1 - Ocorrências justificativas da suspensão do Acordo de Acesso e Operação das Redes.

4.5.3.3.2 - Ocorrências justificativas da declaração de situação de carência energética.

4.5.3.3.3 - Falhas de disponibilidade de fornecedores de CBF.

4.5.3.3.4 - Outras ocorrências que ponham em causa a segurança do SEN.

4.5.4 - Informações emitidas por outras entidades, destinadas à comunicação de factos relevantes para a exploração do SEN.

4.5.4.1 - Comunicação com o Operador de Sistema em Espanha.

4.5.4.2 - Comunicações com entidades com competência para definir condições específicas de utilização dos locais onde os centros electroprodutores se inserem ou por eles influenciados.

4.6 - Situações excepcionais.

4.6.1 - Situações de carência absoluta de energia.

4.6.1.1 - Activação dos contratos de interruptibilidade de cargas.

4.6.1.2 - Outras medidas extraordinárias ao critério do Gestor do Sistema.

4.6.2 - Suspensão do acordo de acesso e operação das redes.

4.7 - Actuação em caso de avaria.

4.7.1 - Rede de Telecomunicações de Segurança.

4.7.2 - Sistema de Informação do Mercado de Energia (SIME).

4.7.3 - Alimentação de energia eléctrica.

4.7.4 - Outras avarias.

4.7.5 - Actuação em caso de impossibilidade de telecomando de uma instalação.

4.7.6 - Período de reparação das avarias.

4.7.7 - Escalas de disponibilidade dos serviços de apoio.

4.8 - Formação de recursos humanos.

5 - Gestão da interligação.

5.1 - Cálculo e estabelecimento da capacidade comercial da interligação.

5.1.1 - Horizonte.

5.1.2 - Metodologia.

5.1.2.1 - Cenários utilizados.

5.1.2.2 - Determinação da capacidade máxima.

5.1.2.3 - Determinação das capacidades para fins comerciais.

5.1.3 - Publicação de resultados.

5.1.4 - Alteração da capacidade publicada.

5.2 - Estabelecimento de programas na interligação.

5.3 - Resolução de congestionamentos.

5.3.1 - Na ausência de programas.

5.3.2 - Na programação da exploração.

5.3.3 - Em tempo real: alteração de programas estabelecidos.

5.4 - Programas de apoio por razões de segurança.

5.5 - Compensação de desvios de regulação.

5.6 - Coordenação de indisponibilidades.

6 - Coordenação de indisponibilidades.

6.1 - Plano Anual de Manutenção do SEN (PAMS).

6.1.1 - Recepção e compilação das propostas de Indisponibilidades.

6.1.2 - Análise e tratamento de dados para elaboração do Pré-Plano Anual de Manutenção do SEN.

6.1.3 - Apreciação, pela Produção, do Pré-Plano Anual de Manutenção do SEN.

6.1.4 - Elaboração e aprovação do PAMS.

6.2 - Plano de Indisponibilidades (PI).

6.2.1 - Modificação de Indisponibilidades programadas.

6.2.1.1 - Pedidos de modificação de indisponibilidades programadas.

6.2.1.2 - Análise dos pedidos de modificação e respectivo tratamento.

6.2.1.3 - Modificações propostas pelo Operador de Sistema da Rede Espanhola.

6.2.1.4 - Modificações propostas pelo Gestor do Sistema.

6.2.2 - Indisponibilidades não programadas.

6.2.2.1 - Pedidos de Indisponibilidades não programadas.

6.2.2.2 - Análise e tratamento dos pedidos emitidos por PV.

6.2.3 - Actualização do PI.

6.2.4 - Participação da Indisponibilidade às Entidades Interessadas.

6.2.5 - Relatórios.

7 - Serviços de sistema.

7.1 - Serviço de Regulação Primária de Frequência.

7.1.1 - Obrigatoriedade de prestação do serviço.

7.1.1.1 - Situação de frequência baixa.

7.1.1.2 - Situação de frequência alta.

7.1.2 - Comunicação de alterações de características.

7.1.3 - Controlo do cumprimento dos requisitos.

7.2 - Serviço de Controlo de Tensão.

7.2.1 - Grupos Geradores.

7.2.1.1 - Prestação do Serviço de Controlo de Tensão pelos Geradores.

7.2.1.2 - Controlo do cumprimento.

7.2.1.3 - Informação complementar a comunicar pelos proprietários dos grupos geradores ligados à RNT.

7.2.1.4 - Compensação síncrona.

7.2.2 - Compensação estática.

7.3 - Telearranque.

7.4 - Arranque autónomo (black start).

7.5 - Serviço Complementar de Regulação Secundária.

7.6 - Serviço Complementar de Regulação Terciária.

7.6.1 - Determinação das necessidades de reserva terciária.

7.6.2 - Necessidades acrescidas de reserva terciária.

7.6.3 - Necessidades futuras de reserva terciária.

7.7 - Plano de necessidades de Serviços de Sistema.

7.8 - Mecanismos de contratação de Serviços de Sistema.

8 - Gestão da informação.

8.1 - Registo de informação de exploração do SEN.

8.1.1 - Plano de indisponibilidades.

8.1.2 - Folha diária de ocorrências de exploração.

8.1.3 - Relato Diário de Ocorrências.

8.1.3.1 - Definição das ocorrências a relatar.

8.1.3.1.1 - Incidentes.

8.1.3.1.2 - Indisponibilidades.

8.1.3.1.3 - Notas e condicionamentos.

8.1.3.2 - Revisão.

8.1.3.3 - Divulgação.

8.1.3.4 - Alterações posteriores.

8.1.4 - Diagrama de potências semi-horárias.

8.1.4.1 - Energias emitidas pelas centrais ou grupos geradores.

8.1.4.2 - Potências máximas registadas nas diversas centrais ou grupos geradores.

8.1.5 - Elementos informativos diários.

8.1.5.1 - Energias emitidas e potências máximas registadas nas centrais ou grupos geradores.

8.1.5.2 - Elementos caracterizadores da situação nos aproveitamentos hidroeléctricos.

8.1.5.3 - Saldo dos trânsitos nas interligações.

8.1.6 - Relatório diário da Interligação.

8.1.7 - Notas semanais de exploração.

8.1.8 - Instruções de Despacho.

8.1.9 - Listas de informação do Gestor de Sistema.

8.2 - Divulgação da informação.

8.3 - Fluxos de informação.

8.3.1 - Âmbito e disposições gerais.

8.3.2 - Fluxos de informação internos à entidade concessionária da RNT.

8.3.2.1 - Do Gestor do Sistema para o Gestor de Ofertas.

8.3.2.2 - Do Gestor de Ofertas para o Gestor de Sistema.

8.3.2.3 - Do Gestor de Sistema para o Agente Comercial do SEP.

8.3.2.4 - Do Agente Comercial do SEP para o Gestor de Sistema.

8.3.2.5 - Do Gestor de Sistema para o Acerto de Contas.

8.3.2.6 - Do Acerto de Contas para o Gestor de Sistema.

8.3.2.7 - Do Gestor de Sistema para o Transporte de Energia Eléctrica.

8.3.2.8 - Do Transporte de Energia Eléctrica para o Gestor de Sistema.

8.3.3 - Fluxos de informação com entidades externas ao SEN.

9 - Sistemas informáticos e de comunicação.

9.1 - Equipamento informático.

9.1.1 - Alimentação de energia do sistema informático.

9.1.1.1 - UPS (Uninterruptible Power Supply).

9.1.1.2 - Quadro geral de BT da sala de computadores e respectivos quadros auxiliares no piso do GS.

9.1.2 - Rede informática do Gestor de Sistema.

9.1.3 - Outras redes informáticas acedidas pelo Gestor de Sistema.

9.2 - Avarias.

9.2.1 - Nos equipamentos remotos de aquisição e tratamento de dados.

9.2.2 - Na transmissão de dados.

9.2.3 - Nos equipamentos e aplicações informáticos.

9.3 - Manutenção de aplicações informáticas e de bases de dados.

9.4 - Desenvolvimento de aplicações informáticas do GS.

9.4.1 - Testes.

9.4.2 - Período experimental.

9.4.3 - Procedimentos complementares.

9.5 - Gestão de manutenção.

9.6 - Acessos às bases de dados e aplicações informáticas com diferentes utilizadores.

9.7 - Política de salvaguarda da informação produzida pelo Gestor de Sistema.

9.8 - Lista e descrição funcional sucinta das aplicações mais importantes ao serviço do Gestor de Sistema.

9.8.1 - Aplicações suportadas no sistema informático de gestão em tempo real do SEN.

9.8.2 - Aplicações suportadas na rede de PC própria do GS.

Anexo I - Glossário.

1 - Disposições e princípios gerais

1.1 - Disposições gerais

1.1.1 - Objecto. - O presente Manual tem por objecto, dando cumprimento ao artigo 7.º do Regulamento do Despacho, o estabelecimento de regras, procedimentos, deveres e direitos, bem como a definição dos meios necessários que permitam, no seu conjunto, ao Gestor de Sistema, de acordo com o disposto no artigo 6.º do citado Regulamento, a coordenação do funcionamento das instalações do SEP e das instalações ligadas às sua redes, abrangendo as seguintes atribuições:

a) Coordenação do funcionamento da RNT, incluindo a gestão das interligações de MAT e dos pontos de entrega de energia eléctrica ao distribuidor vinculado em MT e AT;

b) Modulação da produção, em função do consumo, dos centros electroprodutores sujeitos a despacho;

c) Coordenação das indisponibilidades da RNT e dos produtores sujeitos a despacho, designadamente com o programa anual de manutenção programada elaborado pelo Agente Comercial do SEP, nos termos previstos no Regulamento de Relações Comerciais.

1.1.2 - Âmbito de aplicação. - Encontram-se abrangidas pelo âmbito deste Manual todas as entidades individualizadas no artigo 2.º do Regulamento do Despacho:

a) A entidade concessionária da RNT;

b) Os produtores vinculados ao SEP;

c) Os produtores não vinculados ligados às redes do SEP;

d) A entidade titular de licença vinculada de distribuição de energia eléctrica em MT e AT;

e) As entidades titulares de licença vinculada de distribuição de energia eléctrica em BT;

f) Os clientes ligados às redes do SEP;

g) Os co-geradores que pretendam exercer o direito de fornecer energia eléctrica por acesso às redes do SEP, bem como as entidades que sejam por eles abastecidas, nos termos previstos no artigo 8.º do Decreto-Lei 538/99, de 13 de Dezembro;

h) As entidades externas ao SEN que pretendam transaccionar energia eléctrica com entidades no SEN.

1.1.3 - Matérias a detalhar. - De acordo com o artigo 7.º do RD, o MPGS deve detalhar as seguintes matérias:

a) Programa de exploração e sua modificação;

b) Critérios de segurança da exploração;

c) Verificação técnica da programação;

d) Comunicação de instruções de despacho e respectivo conteúdo;

e) Comunicação de declarações de disponibilidade e respectivo conteúdo;

f) Pedidos de ensaios e de regimes especiais de exploração;

g) Comunicação entre o Gestor de Sistema e os produtores;

h) Comunicação entre o Gestor de Sistema e o distribuidor vinculado em MT e AT ou os utilizadores da rede;

i) Comunicação entre o Gestor de Sistema e os operadores das redes com que a RNT está interligada;

j) Caracterização das situações de carência de energia eléctrica ou de potência;

k) Actuação em caso de alteração da frequência;

l) Actuação em caso de alteração do estado de funcionamento dos grupos;

m) Activação de contratos de interruptibilidade;

n) Planos de deslastre de cargas;

o) Planos de reposição do serviço;

p) Plano de necessidades de serviços de sistema;

q) Plano de indisponibilidades;

r) Capacidade da interligação para fins comerciais;

s) Descrição dos procedimentos associados à recolha, registo e divulgação da informação;

t) Descrição funcional dos programas informáticos utilizados;

u) Actuação perante a ocorrência de avarias, nomeadamente da rede de telecomunicações de segurança, do SIME ou do sistema de telecomando das instalações.

1.1.4 - Prazos e modificações. - As disposições definidas neste Manual deverão ser aplicadas após a sua aprovação pela ERSE, de acordo com o n.º 2 do artigo 7.º do RD.

O conteúdo deste Manual poderá ser objecto de alterações, visando a optimização do funcionamento interno do Gestor de Sistema ou decorrentes de factores inerentes ao processo de abertura do mercado de energia eléctrica, por iniciativa da ERSE, ou por iniciativa da concessionária da RNT, a qual deverá submeter à aprovação daquela entidade as propostas de alteração, de acordo com o n.º 3 do artigo 7.º do RD.

A entidade concessionária da RNT publicará a versão actualizada do Manual de Procedimentos do Gestor de Sistema no seu site da internet.

1.1.5 - Siglas e definições. - As siglas e definições necessárias ao esclarecimento dos termos e expressões de carácter técnico, bem como a descrição das entidades referidas no articulado deste manual e das missões dos diferentes departamentos que constituem o Gestor de Sistema, constam do glossário em anexo.

1.2 - Princípios gerais. - As disposições presentes neste Manual de Procedimentos têm presentes os seguintes princípios gerais (artigo 9.º do Regulamento do Despacho):

a) Salvaguarda do interesse público atribuído ao SEP;

b) Igualdade de tratamento e de oportunidades;

c) Coexistência do SEP e do SEI;

d) Concretização dos benefícios que podem ser extraídos da exploração técnica conjunta do SEP, do SEI e da interligação com outros sistemas eléctricos;

e) Transparência das decisões, designadamente através de mecanismos de informação e de auditoria;

f) Independência e separação funcional das restantes actividades da entidade concessionária da RNT.

2 - Aspectos gerais da segurança do SEN

2.1 - Princípios gerais

De acordo com o artigo 13.º do RD, o Gestor de Sistema é responsável pelo estabelecimento de critérios de segurança para a exploração do sistema eléctrico, com base, nomeadamente, nos seguintes valores:

a) Potência admissível nos transformadores, autotransformadores e linhas da RNT, incluindo as interligações;

b) Níveis mínimos de reserva para a regulação de frequência-potência.

O Gestor de Sistema pode alterar os valores estabelecidos, nos termos previstos neste manual, sempre que ocorram condicionalismos de exploração que justifiquem a sua modificação, procedendo à divulgação das alterações e respectivos motivos.

2.2 - Critérios de funcionamento e segurança para a exploração do SEN

2.2.1 - Variáveis de controlo e segurança. - As variáveis que permitem supervisionar o estado de funcionamento da RNT são as seguintes:

a) Frequência;

b) Tensão;

c) Potência e temperatura nos diversos elementos da RNT (linhas, transformadores e aparelhagem associada);

d) Regulação de frequência potência.

2.2.2 - Limites admissíveis das variáveis de controlo:

2.2.2.1 - Frequência. - Fazendo a RNT parte da rede designada por rede UCTE, a frequência de referência e as margens de variação de frequência na RNT são estabelecidas de acordo com o preconizado no âmbito desta organização internacional.

Para evitar uma diminuição da reserva primária, a frequência não deverá permanecer, de forma durável, fora do intervalo:

f 0(mais ou menos) 20 mHz, em regime não perturbado;

f0 - frequência de referência.

A frequência de referência, sempre que não se esteja a proceder a correcções da hora síncrona, é de 50,00 Hz.

Para sincronizar a hora da rede interligada com a hora astronómica a frequência de referência pode ser alterada para 50 Hz(mais ou menos)10 mHz, por períodos de vinte e quatro horas.

2.2.2.2 - Tensão. - O perfil de tensão na RNT tem em consideração os limites impostos pelas condições de projecto, as cláusulas contratuais de entrega de energia, bem como os valores desejáveis para minimização de perdas.

Deverá também atender-se a limitações pontuais decorrentes do tipo de local em que as instalações se encontram inseridas, onde se verifiquem, por exemplo, níveis elevados de poluição e ou salinidade ou outras circunstâncias desfavoráveis, e ainda a limitações temporárias determinadas pelo estado de funcionamento da aparelhagem.

Em situação normal de exploração os valores de tensão não deverão ultrapassar os seguintes limites:

Tensão nominal de 400 kV, entre 380 e 420 kV;

Tensão nominal de 220 kV, entre 209 e 245 kV;

Tensão nominal de 150 kV, entre 142 e 165 kV, excepto nalgumas instalações que constam de lista disponível no Gestor de Sistema;

Tensão nominal de 63 kV, entre 61 e 66 kV.

2.2.2.3 - Potência e temperatura. - Os valores de potência máxima em regime permanente não deverão ser superiores à capacidade nominal, no caso de autotransformadores e transformadores, nem à capacidade térmica permanente, no caso de linhas, considerando a temperatura máxima do condutor definida nas condições de projecto.

A potência máxima em regime permanente nas linhas poderá ser inferior ao valor atrás indicado como resultado de situações em que esteja em causa a estabilidade dinâmica, exista o risco potencial de colapso de tensão ou ainda devido a restrições à flecha máxima decorrentes de alteração dos pressupostos do projecto.

De um modo geral, a temperatura máxima prevista no projecto ou indicada pelos fabricantes para funcionamento dos equipamentos, quer em regime permanente quer em condições de sobrecarga temporária, nunca deverá ser excedida.

A capacidade de transporte das linhas da RNT deverá ser definida por forma a não ultrapassar a temperatura máxima do condutor especificada nas condições de projecto. Para tal, a determinação da corrente máxima admissível é efectuada de acordo com o descrito no ponto seguinte.

A capacidade dos transformadores e autotransformadores é definida pelos fabricantes, de acordo com as suas características construtivas específicas, encontrando-se uma lista no Gestor de Sistema, referindo as suas capacidades máximas admissíveis.

2.2.2.3.1 - Metodologia de cálculo para Linhas de MAT e AT. - Nas instalações em que se dispõe do valor da temperatura ambiente, ou uma aproximação aceitável desse valor numa instalação próxima, o valor máximo admissível para a Intensidade de Corrente na linha é estabelecido em função do seguinte algoritmo:

(ver documento original)

2.2.2.3.2 - Periodicidade de cálculo dos níveis admissíveis de potência. - Sempre que existam valores de temperatura ambiente disponíveis, deverá utilizar-se o algoritmo referido no ponto anterior em tempo real para o cálculo dos níveis admissíveis de potência. Nos casos em que aqueles não estejam disponíveis, os valores máximos deverão ser estabelecidos para dois períodos típicos do ano, Verão e Inverno, com as seguintes condições ambientais médias:

a) Verão: meses de Junho, Julho, Agosto e Setembro - T=30ºC;

b) Inverno: meses de Dezembro, Janeiro e Fevereiro - T=15ºC.

Nos outros períodos serão adoptados valores de temperatura ambiente de acordo com as condições verificadas.

2.2.2.4 - Regulação de frequência-potência. - Os princípios subjacentes ao estabelecimento da reserva para a regulação de frequên cia-potência encontram-se definidos pelas regras relativas à regulação primária e secundária de frequência e potência, emitidas pela UCTE.

2.2.2.4.1 - Determinação dos níveis mínimos de reserva primária. - A regulação primária deve manter o equilíbrio entre a produção e o consumo através da actuação automática dos reguladores de potência/velocidade das respectivas turbinas, a qual provoca uma variação de potência inversamente proporcional à variação da frequência da rede, segundo a característica de estatismo dos grupos geradores.

De acordo com as regras atrás mencionadas, uma perda súbita de produção de 3000 MW na rede síncrona UCTE, incidente tido como referência por esta organização, deve ser inteiramente compensada pela regulação primária do conjunto dos sistemas interligados não devendo verificar-se nestas condições uma variação da frequência:

Superior a 800 mHz em regime dinâmico, por forma a não serem activados os primeiros escalões de deslastre frequencimétrico, regulados para 49,00 Hz;

Superior a 180 mHz em regime quase-estacionário.

De igual forma, um deslastre súbito de 3000 MW não deverá conduzir a um acréscimo do valor da frequência, superior a 180 mHz em regime quase-estacionário.

A contribuição para a reserva primária total a que cada sistema fica obrigado é estabelecida todos os anos, no âmbito dos trabalhos da UCTE, e é função da energia produzida no ano civil anterior.

2.2.2.4.1.1 - Insensibilidade e banda morta da regulação primária dos reguladores dos grupos. - Por forma a manter o mais constante possível o valor da energia reguladora da rede, a banda de insensibilidade dos reguladores dos grupos deverá ser tão estreita quanto possível, e sempre inferior a(mais ou menos)10 mHz.

2.2.2.4.1.2 - Velocidade de activação. - A reserva primária deverá ser activada num período:

Até quinze segundos, para perturbações menores que 1500 MW;

Entre quinze e trinta segundos, para perturbações compreendidas entre 1500 MW e 3000 MW, variando linearmente com o valor da potência.

Os valores de potência indicados referem-se à rede síncrona UCTE.

2.2.2.4.2 - Determinação dos níveis mínimos de reserva secundária. - A regulação secundária visa anular o desvio de frequência e ou o desvio de potência total da interligação relativamente ao valor programado.

A reserva secundária é assegurada por:

Grupos em telerregulação, em que a regulação é efectuada através da acção do regulador central automático instalado no Gestor de Sistema sobre os grupos geradores;

Reserva rápida, constituída pelos grupos hídricos e térmicos que possam ser mobilizados num espaço de tempo inferior a dez minutos;

Margens de variação de potência dos grupos hídricos/térmicos que se encontram em serviço mas não em telerregulação.

A reserva secundária deve ser determinada pelo Gestor de Sistema, para cada hora do dia, em função da imprevisibilidade da evolução do consumo e da probabilidade de falha de grupos geradores. O procedimento deverá ter como base a regra UCTE, que indica que os desvios de regulação devem ser eliminados até quinze minutos (eventualmente com recurso a alguma regulação terciária no caso de perda de um grupo de potência elevada), e recomenda que a reserva mínima para regulação secundária seja determinada pela fórmula seguinte:

(ver documento original)

A referida regra recomenda também que, caso o valor determinado por esta fórmula não seja suficiente para cobrir a perda do maior grupo gerador, deve ser prevista também uma reserva terciária rápida para assegurar o complemento.

2.2.2.4.3 - Determinação dos níveis mínimos de reserva terciária. - Relativamente à reserva terciária, a regra UCTE referida no ponto anterior preconiza que o seu valor deverá ser tal que permita a reconstituição da reserva de regulação secundária suficiente num tempo adequado.

O intervalo de tempo para mobilização da reserva terciária será objecto de decisão do Gestor de Sistema na sequência da sua avaliação do previsível grau de segurança de abastecimento dos consumos (situações de expectável perda simultânea de vários grupos geradores - o que poderá decorrer por exemplo de insuficiência de queda em centrais hídricas a fio de água ou por colmatação dos circuitos de refrigeração dos grupos térmicos - determinarão tempos reduzidos de mobilização de reserva terciária).

Esta reserva terciária poderá também ser constituída por importação devidamente programada.

2.2.3 - Análises de segurança. - De acordo com o disposto no n.º 2 do artigo 27.º do RD, o Gestor de Sistema deve antecipar as ocorrências na RNT que possam provocar a ultrapassagem dos limites definidos para os diversos elementos na RNT.

Nas análises de segurança efectuadas devem ser consideradas as contingências, nas condições mencionadas nos pontos 2.2.3.1, decorrentes de falhas simples de um qualquer elemento da RNT (critério N-1), de falhas simultâneas dos dois circuitos das linhas duplas e da falha do maior grupo gerador em serviço.

No domínio das interligações estas análises serão objecto de coordenação entre os operadores de sistema português e espanhol, conforme descrito no ponto 5.1.

Os equipamentos e instalações não abrangidos pelas análises de segurança de falha simples (critério N-1) são objecto de uma lista, publicada e actualizada pelo Gestor de Sistema na Internet.

2.2.3.1 - Falha simples (critério N-1). - A ocorrência da falha de um qualquer elemento da RNT não deverá implicar:

Interrupções no abastecimento de energia nem degradação significativa da qualidade com que esta é fornecida;

Sobrecargas permanentes nas linhas de transporte, podendo, no entanto, ser admitidas sobrecargas transitórias (de duração igual ou inferior a vinte minutos) até 20% da sua capacidade nominal ou até 30% eliminada rapidamente (duração inferior ou igual a dez minutos);

Sobrecargas em permanência nos transformadores, podendo, no entanto, ser admitidas sobrecargas (de duração igual ou inferior a duas horas) até 5% Verão e 20% no Inverno.

Após o incidente, as tensões em regime estacionário deverão estar compreendidas entre os seguintes limites:

Tensão nominal de 400 kV, entre 372 e 420 kV;

Tensão nominal de 220 kV, entre 205 e 245 kV;

Tensão nominal de 150 kV, entre 140 e 165 kV;

Tensão nominal de 63 kV, entre 60 e 66 kV.

2.2.3.2 - Falha de linhas de duplo circuito. - Entende-se por linhas de duplo circuito aquelas cujos circuitos partilham apoios em pelo menos um dos troços dos seus traçados.

Considerar-se-á a falha de uma linha de duplo circuito sempre que o seu traçado tenha mais de 35 km em apoios comuns, existindo uma lista, publicada e actualizada pelo Gestor de Sistema, das linhas que se encontram nestas condições.

Estas contingências deverão ser consideradas apenas em situações meteorológicas adversas, com possibilidade de ocorrência de trovoadas, ou em caso de incêndio nas imediações das linhas.

Neste caso não se deverão verificar:

Interrupções de fornecimento de energia nem degradação significativa da qualidade com que esta é fornecida;

Sobrecargas permanentes nas linhas de transporte, podendo, no entanto, ser admitidas sobrecargas transitórias (de duração igual ou inferior a vinte minutos) até 30% da sua capacidade nominal;

Sobrecargas em permanência nos transformadores, podendo, no entanto, ser admitidas sobrecargas (de duração igual ou inferior a duas horas) até 10% da sua capacidade nominal no Verão e 30% no Inverno.

Após o incidente, as tensões em regime estacionário deverão estar compreendidas entre os seguintes limites:

Tensão nominal de 400 kV, entre 360 e 420 kV;

Tensão nominal de 220 kV, entre 198 e 245 kV;

Tensão nominal de 150 kV, entre 135 e 165 kV;

Tensão nominal de 63 kV, entre 59 e 66 kV.

2.2.3.3 - Falha do maior grupo gerador do SEN em serviço. - Nas análises de segurança deverá ser considerada a falha do maior grupo gerador em serviço tendo presente também a necessidade da eliminação do desvio de potência na interligação num intervalo não superior a quinze minutos (limite máximo para eliminação do referido desvio de acordo com os critérios definidos pela UCTE). Deverá também ter-se em conta o disposto no ponto 2.2.2.4.3, relativamente aos níveis mínimos de reserva terciária.

Este tipo de contingência também não deve ter como consequência (de forma idêntica ao descrito no ponto 2.2.3.1 - caso da falha simples):

Interrupções no abastecimento de energia nem degradação significativa da qualidade com que esta é fornecida;

Sobrecargas permanentes nas linhas de transporte, podendo, no entanto, ser admitidas sobrecargas transitórias até 20% da sua capacidade nominal com duração igual ou inferior a vinte minutos ou até 30% com duração inferior ou igual a dez minutos;

Sobrecargas em permanência nos transformadores, podendo, no entanto, ser admitidas sobrecargas, com duração igual ou inferior a duas horas, até 10% e 20% da sua capacidade nominal respectivamente no Verão e no Inverno.

Após o incidente, as tensões em regime estacionário deverão estar compreendidas entre os seguintes limites:

Tensão nominal de 400 kV, entre 372 e 420 kV;

Tensão nominal de 220 kV, entre 205 e 245 kV;

Tensão nominal de 150 kV, entre 140 e 165 kV;

Tensão nominal de 63 kV, entre 60 e 66 kV.

2.2.4 - Estabelecimento de planos para a exploração do sistema eléctrico:

2.2.4.1 - Planos de segurança. - De acordo com o artigo 27.º do RD, o Gestor de Sistema deve estabelecer as medidas preventivas necessárias por forma a evitar a ocorrência de incidentes que provoquem a interrupção do serviço aos utilizadores do sistema eléctrico.

Para o efeito deverá tomar antecipadamente as medidas entendidas como necessárias, nomeadamente estabelecendo esquemas especiais de exploração e ou modificando o programa de despacho de forma a garantir que os limites definidos no ponto 2.2.2 não sejam ultrapassados.

Nos planos de segurança encontram-se também contempladas as situações de teledisparo de grupos geradores que, na sequência da ocorrência de contingências pré-definidas, possam originar sobrecargas importantes na RNT. Estes dispositivos encontram-se identificados em lista existente no Gestor de Sistema.

Por outro lado, sempre que se verifiquem situações de risco que ponham em causa os sistemas informáticos, ou a integridade física dos Operadores do Centro de Controlo, estes deverão informar o Operador de Sistema Espanhol, o Centro de Operação da Rede, o Centro de Telecomando de Centrais Hídricas e as Centrais Térmicas, munir-se da pasta designada por "Despacho de Emergência", localizada na Sala de Comando do Centro de Controlo, e dirigir-se para o despacho de emergência, onde se encontram meios alternativos para garantir a monitorização do sistema eléctrico. Se a utilização desta instalação também se revelar inviável, dever-se-á proceder de forma idêntica ao referido anteriormente e, o mais brevemente possível, seguir para o Centro de Operação da Rede, onde existe o equipamento necessário à monitorização do sistema eléctrico.

Se uma situação idêntica se registar no Centro de Operação da Rede, os seus Operadores deverão informar o Centro de Controlo, assumindo este as funções de Operação da Rede.

2.2.4.2 - Planos de deslastre de cargas. - Segundo o n.º 1 do artigo 31.º do RD, compete ao Gestor de Sistema o estabelecimento e coordenação de planos de deslastre de carga do sistema eléctrico, bem como a sua actualização.

Assim, sempre que, com o objectivo de preservar o funcionamento do sistema eléctrico, seja necessário efectuar deslastres de carga, quer no âmbito local quer nacional, o Gestor de Sistema deverá prever a possibilidade de os efectuar, mediante dispositivos automáticos ou de forma manual.

Os deslastres verificados por actuação dos dispositivos automáticos deverão ter como finalidade:

Eliminar, de forma expedita, sobrecargas pontuais na RNT;

Evitar que a frequência desça abaixo de limiares mínimos pré-definidos, conforme o plano nacional de deslastre frequencimétrico.

O Gestor de Sistema deverá proceder, periodicamente ou sempre que tal se justifique, à simulação do plano nacional de deslastre frequencimétrico, por forma a garantir que os princípios gerais que o suportam permanecem válidos e que os consumos essenciais não são afectados.

As regras gerais em que deve assentar o plano nacional de deslastre frequencimétrico são as seguintes:

Garantir a manutenção da integridade da rede em caso de um défice de produção (desequilíbrio produção-consumo) de cerca de 50% do consumo total, em horas de vazio;

Os relés a instalar devem medir apenas a frequência e devem ser temporizados;

Deverá adoptar-se o valor de frequência de 49,0 Hz como limiar inicial do deslastre, exceptuando-se o caso dos grupos em bombagem, cujo deslastre se deverá verificar a 49,5 Hz;

Deverá adoptar-se o valor de frequência de 48,0 Hz como limiar final do deslastre, atendendo a que os grupos térmicos estão geralmente protegidos por relés de mínimo de frequência regulados para 47,5 Hz/3,0 segundos;

Nos valores mais elevados de frequência deve ser deslastrada uma percentagem significativa da carga máxima, por forma a obter, nos casos de grande desequilíbrio produção-consumo, uma travagem eficaz da descida da frequência a esses níveis, e por conseguinte garantir uma intervenção em tempo útil da regulação primária;

As redes de Distribuição deverão também ser incluídas no plano, de forma a permitir selectividade nas cargas a deslastrar, atribuindo-se-lhe os escalões de 49,0 Hz e 48,0 Hz, com a conveniente temporização associada;

Os relés de mínimo de frequência só deverão actuar após decorridas as temporizações que constam em lista no Gestor de Sistema, através das quais se consegue o conveniente escalonamento dos deslastres.

O Gestor de Sistema deverá garantir a necessária coordenação com as Entidades Titulares de Licença Vinculada de Distribuição de Energia Eléctrica, por forma a garantir a selectividade no deslastre de cargas, isto é, garantir que os cortes de consumos se fazem numa 1.ª fase num nível local e só depois a um nível mais geral, garantindo-se assim que os referidos deslastres não afectem consumos essenciais.

O Gestor de Sistema deverá possuir programas para efectuar a simulação do plano de deslastre, considerando as situações mais severas, que, de uma forma geral, se poderão caracterizar por:

Situações de vazio do diagrama de carga (mais desfavorável relativamente à ponta, por haver menos grupos em paralelo, logo menor momento de inércia);

Aparecimento súbito de um défice de produção da ordem de 50% do consumo total (devido, por exemplo, a perda das interligações, acompanhada ou não de disparos de grupos).

O plano de deslastre frequencimétrico nacional deverá ser coordenado com o plano homólogo espanhol, por forma a ser mais eficaz o controlo de frequência a nível ibérico.

Paralelamente, e devido a situações excepcionais, não enquadráveis nos critérios de segurança normalmente adoptados, quer na programação de exploração quer na exploração em tempo real, poderá existir a necessidade de efectuar deslastres de carga manuais localizados, designadamente os que possam resultar de dificuldade de produção, de transporte, ou da conjugação de ambas, nas condições definidas no n.º 2 do artigo 30.º do Regulamento de Despacho:

a) Perda simultânea, não programada, de múltiplos elementos da RNT ou de redes a ela ligadas;

b) Perda simultânea, não programada, de múltiplos geradores;

c) Perda simultânea, não programada, de um elemento da RNT ou de redes a ela ligadas e de um grupo gerador;

d) Ocorrência de valores anómalos de frequência, da tensão ou da corrente em determinados elementos da RNT;

e) Qualquer situação caracterizada como de força maior.

Alguns dos cenários que justificarão os deslastres manuais são os seguintes:

Sobrecargas em linhas de transporte inferiores a 30% e com duração superior ou igual a vinte minutos;

Sobrecargas em linhas de transporte superiores ou iguais a 30%;

Tensões em regime estacionário inferiores a 360 kV, 198 kV e 135 kV, respectivamente nos níveis de tensão de 400 kV, 220 kV e 150 kV;

Tensões em regime estacionário inferiores a 59 kV, no nível de tensão de 63 kV, com a capacidade de regulação em carga, por parte dos transformadores, esgotada;

Frequência em regime estacionário inferior a 49 Hz;

Sobrecargas permanentes nos transformadores superiores a 30% durante o Inverno (Dezembro a Fevereiro, inclusive), a 10% no Verão (Junho a Setembro, inclusive) e a 15% nos restantes meses;

Situações de carência absoluta de energia, conforme definido em 4.6.1, não solucionadas com as medidas expostas em 4.6.

Sempre que ocorram situações de deslastre, o Gestor de Sistema deverá proceder ao registo dos seguintes elementos:

Zonas afectadas;

Datas e horas do início e do fim dos períodos de interrupção da alimentação;

Estimativa do valor da energia não fornecida;

Justificação dos deslastres, mencionando explicitamente os valores atingidos pelas grandezas associadas.

2.2.4.3 - Planos de reposição de serviço. - Com o objectivo de dar cumprimento ao disposto no artigo 34.º do RD, o Gestor de

Sistema estabelecerá planos que integrem medidas especificas de actuação, para além de dispositivos automáticos de reposição de serviço, com o objectivo de minimizar as consequências para os utilizadores do sistema eléctrico após a ocorrência de um incidente.

2.2.4.3.1 - Plano nacional de reposição de serviço após incidente generalizado. - A elaboração do plano nacional de reposição de serviço após incidente generalizado deverá obedecer a duas abordagens distintas:

a) Disparo generalizado da rede portuguesa;

b) Disparo generalizado da rede Ibérica.

O referido plano encontra-se disponível no Gestor de Sistema, devendo ser actualizado sempre que entrem em serviço novos elementos da RNT ou sempre que sejam desclassificados elementos que nele constam.

O plano nacional de reposição de serviço deve ser testado em simulador sempre que possível.

2.2.4.3.2 - Planos de reposição de serviço acordados com os Distribuidores Vinculados de MT e AT. - A articulação dos planos de reposição de serviço com os Distribuidores Vinculados de MT e AT está contemplada nos protocolos de exploração acordados entre empresas.

2.3 - Aspectos de segurança específicos de grupos de produtores vinculados

2.3.1 - Realização de ensaios de segurança. - Relativamente a cada Grupo, o Gestor de Sistema pode, a qualquer momento, requerer a um Produtor para executar o Ensaio de Segurança estabelecido, se tiver havido qualquer anomalia notória de funcionamento do equipamento. Além disso, o Gestor de Sistema terá o direito de requerer que sejam efectuados Ensaios de Segurança uma vez por ano de exploração. Todos esses ensaios de segurança serão efectuados a cargo do Produtor.

O Gestor de Sistema notificará o Produtor, com sete dias de antecedência, do Ensaio de Segurança que pretende efectuar e, nessa notificação, especificará qual a natureza desse ensaio. A REN terá o direito de ter pessoal presente para assistir à execução desse Ensaio de Segurança, a suas expensas.

O Produtor fornecerá por escrito à REN os resultados de cada Ensaio de Segurança, dentro de 15 dias a contar da efectivação dos mesmos. Se o Grupo não passar nalgum ensaio, a REN notificará o Produtor desse facto, e nessa situação:

Se for evidente que o Grupo pode pôr em perigo a integridade do Sistema Eléctrico, não será permitido ao Produtor declarar o Grupo Disponível sem o consentimento do Gestor de Sistema até que o Grupo passe num novo Ensaio de Segurança; ou

Se for evidente que o Grupo não põe em perigo a integridade do sistema eléctrico, o Produtor pode continuar a declarar o Grupo Disponível, na condição de poder demonstrar à REN, dentro de cinco dias após a notificação pelo Gestor de Sistema, que o Grupo pode passar satisfatoriamente o Ensaio de Segurança. Se o Produtor não puder fazer tal demonstração não lhe será permitido continuar a declarar o Grupo Disponível sem consentimento do Gestor de Sistema, até que o Grupo passe num novo Ensaio de Segurança.

Os Ensaios de Segurança de cada Grupo incluem:

Um ensaio de actuação, feito pelo Produtor, dos sistemas de protecção que possam ocasionar ordens de disparo dos disjuntores que ligam o Grupo ao Sistema Eléctrico;

Um ensaio de funcionamento, feito pelo Produtor, aos sistemas de protecção do Grupo, para cada Grupo, e para o Transformador Elevador Principal;

Um ensaio ao funcionamento dos disjuntores que ligam o grupo ao sistema Eléctrico;

Qualquer outro ensaio que seja considerado necessário para verificar que a operação do grupo não põe em causa a integridade do sistema eléctrico.

2.3.2 - Testes de parâmetros dinâmicos a PV. - O Gestor de Sistema tem o direito, através de uma notificação escrita com pelo menos vinte e quatro horas de antecedência, de requerer que um determinado PV proceda a testes, especificados de uma forma razoável, para determinar se um determinado Grupo está capaz de funcionar de acordo com os Parâmetros Dinâmicos nessa altura aplicáveis, mas nunca mais do que uma vez em cada período de três meses consecutivos. Um PV deve ser autorizado a requerer tais testes em qualquer altura notificando por escrito o Gestor de Sistema com, pelo menos, vinte e quatro horas de antecedência. Se o grupo não cumprir a Instrução de Despacho dentro da tolerância de 5% relativamente aos Parâmetros Dinâmicos nessa altura aplicáveis, o Grupo será considerado como tendo falhado o teste.

Se o Grupo falhou um teste aos Parâmetros Dinâmicos, o Gestor de Sistema deverá notificar o PV, e, nesse caso:

Se foi posto em evidência que o Grupo pode ameaçar a integridade da rede e não será capaz de cumprir as Instruções de Despacho de acordo com a sua Declaração de Disponibilidade, o Gestor de Sistema notificará imediatamente o Produtor Vinculado e este deixará de estar autorizado a declarar o Grupo Disponível sem o seu consentimento até que o Grupo realize com sucesso os testes levados a cabo posteriormente; ou

Se foi posto em evidência que o Grupo não ameaça a integridade da rede e será capaz de cumprir as Instruções de Despacho dadas pelo Gestor de Sistema de acordo com a sua Declaração de Disponibilidade, o Produtor pode continuar a declarar o Grupo Disponível se conseguir fornecer prova de que ele pode realizar com sucesso testes relevantes, dentro de sete dias após a notificação do Gestor de Sistema. Se o Produtor não o conseguir demonstrar, não será autorizado a declarar esse Grupo disponível sem o consentimento do Gestor de Sistema até que o mesmo seja sujeito a novos testes considerados relevantes.

3 - Programação da exploração

A programação da exploração visa a elaboração do Programa de Despacho que, nos termos do artigo 15.º do RD, deve discriminar a energia eléctrica total e a energia eléctrica média a produzir pelos diversos grupos geradores ou centrais, bem como os valores de reserva secundária e terciária atribuídos e a energia eléctrica importada ou exportada através das interligações em cada hora.

Seguidamente descrevem-se as diversas fases da sua génese.

3.1 - Recepção de informação

3.1.1 - Programa de exploração diário e ordem de mérito do SEP. - Até à hora de fecho da sessão de recepção de ofertas do Gestor de Ofertas do último dia útil anterior, o Agente Comercial do SEP deverá enviar para o Gestor de Sistema o Programa Provisório Diário (PPD) relativo ao SEP, e que passaremos a designar por PPD-SEP, para o(s) dia(s) seguinte(s) e a Ordem de Mérito das centrais ou grupos do SEP (caso esta não seja enviada continuará válida a última recebida pelo Gestor de Sistema).

Este programa deverá discriminar a energia total e as energias médias horárias a produzir pelos diversos grupos geradores ou centrais, por forma a satisfazer em exclusividade o consumo de energia eléctrica previsto para o SEP e os compromissos assumidos na interligação resultantes de contratos bilaterais físicos e ou ofertas contratadas no mercados de energia espanhol.

A Ordem de Mérito deverá incluir os custos médios e marginais das centrais do SEP, ordenados de forma crescente, e também o custo de arranque dos grupos térmicos, para posteriores análises técnico-económicas na resolução de restrições.

3.1.2 - Programa de contratação de energia eléctrica. - Após realizado o encontro das ofertas, e no prazo máximo de uma hora, o Gestor de Ofertas deverá enviar para o Gestor de Sistema o PPD-EO estabelecido para o dia seguinte. O PPD-EO deverá discriminar a energia total e as energias médias horárias a produzir pelos diversos grupos geradores ou centrais contratadas.

Para que se possa avaliar o grau de segurança do SEN, o Gestor de Sistema deverá receber toda a informação referente a:

Quantificação das ofertas contratadas;

Pontos de entrega da energia eléctrica.

Em complemento desta informação e com vista à resolução das restrições de rede, o Gestor de Sistema deverá receber também os preços associados às ofertas contratadas.

3.1.3 - Contratos Bilaterais Físicos. - Em simultâneo com o envio do PPD-EO, o Gestor de Ofertas deverá enviar para o Gestor de Sistema o Programa Provisório Diário resultante das comunicações de realização de contratos bilaterais físicos (CBF) para o dia seguinte, e que passaremos a designar por PPD-CBF. O PPD-CBF deverá discriminar a energia total e as energias médias horárias a produzir pelos diversos grupos geradores ou centrais contratadas, bem como a energia importada/exportada através das interligações.

Para que se possa avaliar o grau de segurança do SEN, o Gestor de Sistema deverá receber toda a informação referente a:

Quantificação dos contratos bilaterais físicos;

Pontos de entrega (pelo fornecedor) da energia eléctrica.

3.2 - Elaboração do Programa Provisório de Despacho (PPD)

Após receber os programas referidos no ponto anterior, o Gestor de Sistema elaborará o PPD, que deve discriminar a energia total e as energias horárias a produzir pelos diversos grupos geradores ou centrais (SEP e SENV), bem como a energia importada/exportada através das interligações.

3.3 - Norma transitória

Enquanto não funcionar um mercado com encontro de ofertas, o ponto 3.1.2 (Programa de contratação de energia eléctrica) não será aplicado e o envio de informação referido nos pontos 3.1.1 e 3.1.3 deverá ocorrer até às 11 horas.

3.4 - Verificação técnica da programação

Diariamente o Gestor de Sistema verificará a exequibilidade técnica da programação da exploração com base nos critérios definidos no ponto 2.2.

Para efectuar a simulação e análises de segurança para todos os programas horários, o Gestor de Sistema necessita da seguinte informação:

PPD, elaborado em conformidade com o descrito em 3.2;

Previsão de energias para todos os períodos considerados, resultante dos programas recebidos;

Informações relativas às indisponibilidades previstas;

Regimes especiais de exploração dos elementos da RNT;

Outras informações prestadas pela Entidade Titular de Licença Vinculada de Distribuição de Energia Eléctrica em MT e AT e pelo Operador do Sistema da Rede Espanhola, com relevância para a RNT, nomeadamente os trabalhos nas suas redes que possam afectar a segurança e boa gestão do SEN.

Após introduzir os dados referidos e carregar os vinte e quatro (vinte e três ou vinte e cinco, no caso dos dias em que se verifica mudança da hora) programas horários nas respectivas bases de dados, deverá efectuar-se, para cada um deles, uma simulação das condições de exploração previstas.

Para verificar se os programas de produção previstos são tecnicamente viáveis, o Gestor de Sistema deverá ter em conta as restrições técnicas referidas no ponto seguinte.

3.4.1 - Identificação de restrições técnicas. - Considera-se que existe uma restrição técnica sempre que, como consequência do PPD, não possam ser observados os critérios de funcionamento e segurança definidos no ponto 2.

Sempre que o operador verificar a existência de uma restrição, deverá proceder de acordo com o descrito no ponto seguinte, alterando os programas de produção ou a configuração da rede por forma a garantir a segurança do Sistema.

3.4.2 - Eliminação de restrições. - Uma vez identificadas restrições técnicas nos programas horários provisórios, o Gestor de Sistema deverá analisar as diversas soluções que tecnicamente as resolvam com a margem de segurança adequada.

Quando a solução da restrição passar apenas por alterações no PPD-SEP, o Gestor de Sistema efectuará uma análise técnico-económica das diferentes soluções válidas, seleccionando aquela que representar um menor sobrecusto. A referida análise técnico-económica terá como base a Ordem de Mérito fornecida pelo Agente Comercial do SEP.

Sempre que a solução da restrição obrigue a modificar o PPD-CBF, ou, em simultâneo com este, os programas PPD-SEP e ou PPD-EO, o Gestor de Sistema deverá aplicar um critério de rateio proporcional a todos os programas.

Se a solução da restrição passar apenas pelo PPD-EO, o Gestor de Sistema, na perspectiva de minimização do custo de produção, deverá inviabilizar o encontro das ofertas de preços superiores, até conseguir eliminar a restrição.

Sempre que for necessário eliminar alguma das ofertas que constituem o PPD-EO ou retirar centrais do SEP para permitir solucionar restrições técnicas, os desequilíbrios, entre geração e consumo, resultantes deverão ser corrigidos atendendo aos preços das ofertas não contratadas e à ordem de mérito das centrais do SEP não mobilizadas.

No caso de restrições na interligação, a metodologia a seguir será a descrita no ponto 5 (Gestão da Interligação).

Por outro lado, sempre que se verifique uma insuficiência de reserva secundária e ou terciária, o Gestor de Sistema deverá inviabilizar ou substituir as ofertas de venda de preço superior de centrais do SEP que tenham sido contratadas, considerando não só a minimização de custos mas também as características necessárias ao funcionamento em reserva. Sendo assim, deverão ser anuladas as ofertas de preço superior que disponham de características que permitam a sua mobilização de acordo com o referido nos pontos 2.2.2.4.2 (determinação dos níveis mínimos de reserva secundária) e 2.2.2.4.3 (determinação dos níveis mínimos de reserva terciária), mesmo que isso possa implicar acréscimos do custo de produção.

3.5 - Elaboração e comunicação do Programa de Despacho (PD)

Na sequência das análises descritas nos pontos anteriores e da introdução de modificações a que aquelas obriguem de acordo com a metodologia aí também explanada, o Gestor de Sistema elaborará o Programa de Despacho, que passaremos a designar por PD, e que discriminará para cada hora as energias médias a produzir pelos diversos grupos geradores ou centrais, os valores de reserva secundária e terciária exigidos e a energia média importada/exportada através das interligações.

Relativamente à reserva secundária, o Gestor de Sistema determina o valor mínimo de reserva secundária necessária em cada período horário, tal como referido no ponto 2.2.2.4.2, discriminando a reserva para subir (R2SUBh) e a Reserva para baixar (R2BAIh), expressas em MW, integrando estes valores no PD.

Relativamente à reserva terciária, o Gestor de Sistema deverá inserir no PD o valor mínimo de reserva terciária necessária em cada período horário, em conformidade com o ponto 2.2.2.4.3, tendo também em conta o referido em 7.6.1 e 7.6.2.

Após estabelecer o PD para o dia seguinte, o Gestor de Sistema deverá enviá-lo ao Gestor de Ofertas, no que diz respeito ao SENV, e ao Agente Comercial do SEP, na parte relativa ao SEP, mencionando explicitamente as eventuais alterações aos programas provisórios diários que lhe deram origem.

A comunicação do Gestor de Ofertas do programa final aos Clientes não Vinculados (caso sejam agentes de ofertas) e a cada Produtor não Vinculado constituem as respectivas Instruções de Despacho para a modulação do consumo ou da produção.

3.6 - Alterações do Programa de Despacho (PD)

A concretização inicial dos contratos bilaterais físicos, enviada pelo Gestor de Ofertas nos termos do número anterior e validada pelo Gestor de Sistema, poderá ser modificada através do envio diário de "comunicações de modificações".

3.6.1 - Recepção de informação. - As comunicações de modificação da concretização inicial de contratos bilaterais físicos serão enviados ao Gestor de Sistema pelo Gestor de Ofertas, diariamente:

Até às 10 horas e 30 minutos, para a modificação da programação dos períodos compreendidos entre as 12 e as 24 horas do dia de envio;

Até às 21 horas e 30 minutos, para a modificação da programação dos períodos compreendidos entre as 0 e as 24 horas do dia seguinte ao do envio.

O programa de modificação da concretização inicial de contratos bilaterais físicos deverá discriminar, apenas nas horas em que existam modificações, a energia total e as energias médias horárias a produzir pelos diversos fornecedores.

3.6.2 - Verificação técnica das alterações. - Após a recepção das comunicações de modificação da concretização inicial de contratos bilaterais físicos o Gestor de Sistema verificará a sua exequibilidade técnica, com base nos critérios definidos no ponto 2.2.

Para efectuar a simulação e análises de segurança, para todos os programas horários modificados, o Gestor de Sistema introduzirá as modificações nos programas horários alterados nas respectivas bases de dados e simulará as condições de exploração previstas.

Para verificar se as alterações pretendidas são tecnicamente viáveis o Gestor de Sistema deverá ter em conta as restrições técnicas referidas no ponto seguinte.

3.6.2.1 - Identificação de restrições técnicas. - Considera-se que existe uma restrição técnica sempre que, como consequência da modificação da concretização inicial de contratos bilaterais físicos, não possam ser observados os critérios de funcionamento e segurança definidos no ponto 2.

Sempre que o Operador verificar a existência de uma restrição, deverá proceder de acordo com o descrito no ponto seguinte, por forma a garantir a segurança do Sistema.

3.6.2.2 - Eliminação de restrições. - As modificações dos contratos bilaterais físicos iniciais serão recusadas pelo Gestor de Sistema sempre que este identifique a existência de restrições técnicas em consequência.

3.6.3 - Elaboração e comunicação do novo programa. - O Gestor de Sistema após receber a comunicação das modificações dos contratos bilaterais físicos, efectua as análises de segurança e viabiliza-as ou rejeita-as (conforme descrito no ponto anterior). De seguida, elaborará o PD, reflectindo as alterações nas energias médias horárias e totais de cada fornecedor.

Após estabelecer o PD, o Gestor de Sistema envia ao Gestor de Ofertas os programas de modificação da concretização inicial de contratos bilaterais físicos que são viáveis tecnicamente.

4 - Exploração do SEN em tempo real

A exploração do SEN em tempo real, de acordo com o disposto no artigo 17.º do RD, é assegurada através do controlo e operação do sistema eléctrico.

4.1 - Controlo do SEN em tempo real

De acordo com o disposto no n.º 2 do artigo 17.º do RD, o controlo do SEN em tempo real, baseado na permanente monitorização do seu estado de funcionamento, visa os seguintes objectivos:

A manutenção ou reposição dos valores de tensão, frequência e trânsitos de energia dentro dos limites estabelecidos, respeitando os níveis de segurança e de qualidade de serviço regulamentares;

A permanente confrontação das condições efectivas de exploração do sistema e, se necessário, a modificação do programa de despacho estabelecido;

A detecção e diagnóstico tempestivo de incidentes ou de situações passíveis de colocar em risco a segurança do sistema eléctrico e a identificação de medidas tendentes a minimizar o impacto da sua ocorrência, nomeadamente nos casos em que possa estar em causa a continuidade do abastecimento de energia eléctrica.

4.1.1 - Controlo dos trânsitos de energia. - Para efectuar o controlo dos trânsitos de energia nos diversos elementos da RNT, o Gestor de Sistema dispõe de meios de aquisição de dados em tempo real que lhe permitem verificar se o sistema eléctrico se encontra numa situação normal de exploração.

Sempre que, por alteração das condições de exploração, se torne necessário limitar os trânsitos de energia nos diversos elementos da RNT, em conformidade com os critérios de segurança explanados no capítulo 2, o Gestor de Sistema poderá:

Modificar o PD inicialmente considerado, alterando programas de produção (PV ou PNV) ou ainda os programas estabelecidos na interligação;

Alterar a topologia da RNT, através da implementação de esquemas especiais de exploração nas suas instalações, como por exemplo colocando grupos geradores em antena sobre uma determinada instalação;

Deslastrar cargas pontuais, como último recurso.

Estas medidas poderão ser tomadas isolada ou conjuntamente.

4.1.2 - Controlo de tensões e perdas. - Para efectuar o controlo de tensão e perdas, o Gestor de Sistema deve emitir Instruções de Despacho para os PV, PNV e ou Entidades Titulares de Licença Vinculada de Distribuição de Energia Eléctrica conforme especificado em 4.5.1.3.

4.1.3 - Modulação da produção e regulação frequência-potência. - Segundo o artigo 24.º do RD, o Gestor de Sistema deve modular a produção, em função do consumo, de acordo com o PD.

As condições efectivas de exploração, nomeadamente:

Evolução do consumo;

Estado de disponibilidade dos grupos geradores;

Afluências às bacias dos aproveitamentos hidroeléctricos;

Topologia e capacidade de transporte (função da temperatura ambiente) da RNT, incluindo a interligação;

Eventuais restrições de carácter ambiental ou decorrentes da utilização dos locais onde os centros electroprodutores se inserem, não previstas inicialmente no PD;

obrigam o Gestor de Sistema a modular, em permanência, a energia emitida pelas centrais.

Esta modulação deverá ser feita atendendo aos factores mencionados e tendo também em consideração:

O programa estabelecido para o SEP;

A ordem de mérito para o dia em causa enviada pelo Agente Comercial do SEP;

Os contratos bilaterais físicos em curso;

As ofertas contratadas no mercado de ofertas.

A modulação da produção concretiza-se pelo envio de instruções de despacho, quer por telerregulação, normalmente de forma automática, ou por emissão de instruções específicas (normalmente através do SIME). Estas instruções de despacho, em princípio, destinam-se apenas às centrais vinculadas ou sujeitas a despacho centralizado efectivo.

Os CBF e as ofertas contratadas no mercado de ofertas são considerados firmes, pelo que o envio de instruções de despacho para centrais não vinculadas e fornecedores envolvidos naquelas transacções apenas se verificará nos seguintes casos:

Sempre que esteja em causa a segurança do SEN;

A central, unidade de produção ou fornecedor, participante num contrato bilateral físico, esteja em falha de disponibilidade, não tenha contrato de garantia de abastecimento e se verifique uma situação de carência energética conforme definida em 4.6.1. Nestas condições a instrução de despacho especificará que o produtor ou fornecedor em falha de disponibilidade deverá comunicar aos seus clientes abrangidos pelo CBF a necessidade de reduzirem os seus consumos, em conformidade com a falha de disponibilidade (artigo 42.º do RARI), e dentro dos limites de tolerância estabelecidos.

Subjacentes à modulação de produção estão todos os conceitos relativos a regulação secundária e terciária já definidos nos pontos 2.2.2.4.2 e 2.2.2.4.3, recorrendo-se à ordem de mérito para o dia em causa, enviada pelo Agente Comercial do SEP, bem como às características específicas dos grupos e das centrais, de forma a seleccionarem-se os que participarão nesse serviço.

4.1.4 - Avaliação da segurança da rede. - O nível de segurança, de acordo com os critérios anteriormente definidos, deverá ser permanentemente avaliado através da aplicação informática que realiza a análise de contingências em tempo real, verificando o comportamento de todos os elementos da RNT perante a ocorrência de contingências pré-definidas e alertando o operador sempre que o valores limites das variáveis de controlo e segurança monitorizadas sejam ultrapassados em qualquer elemento.

Esta análise de contingências efectua-se:

Sempre que ocorram alterações topológicas na RNT;

Sempre que o operador o deseje, através da opção de arranque manual;

Periodicamente, caso não se verifiquem as condições anteriores.

Sempre que o Gestor de Sistema constatar que não se encontra assegurado o nível de segurança desejável de acordo com o referido no ponto 2.2.3, com base nos valores obtidos pela aplicação mencionada no parágrafo anterior, deverá adoptar esquemas especiais de exploração e ou modificar o PD por forma a corrigir a situação.

4.2 - Manobras executadas pelo Gestor de Sistema

As decisões decorrentes do processo de controlo e monitorização do SEN implicam normalmente a realização de manobras.

Para além das executadas por outras entidades na sequência da emissão de instruções de despacho pelo Gestor de Sistema conforme descrito no ponto 4.5.1, existe um conjunto de manobras executadas directamente pelo Gestor de Sistema.

Assim, compete aos operadores do Centro de Controlo executar as seguintes manobras:

Variações de potência activa dos grupos geradores do SEP em telerregulação;

Arranque das turbinas a gás (em alternativa à manobra local);

Paragem de grupos em funcionamento em bombagem (em alternativa à manobra local ou ao telecomando);

Alteração das tomadas dos reguladores em carga dos autotransformadores;

Alteração das tomadas dos reguladores em carga dos transformadores de saída dos grupos geradores, quando exista esse procedimento acordado com o Produtor.

Por sua vez, compete aos operadores do Centro de Operação da Rede a execução das seguintes manobras:

Reposição do serviço na sequência de incidente, de acordo com regras pré-definidas e sob a coordenação do Centro de Controlo;

Abertura/fecho de disjuntores e, em certas instalações, de seccionadores, nas manobras programadas decorrentes da realização de indisponibilidades;

Abertura/fecho de disjuntores e, em certas instalações, de seccionadores com vista à implantação de esquemas de exploração na RNT na sequência de instruções do Centro de Controlo;

Ligar/desligar as baterias de condensadores (por instrução do Centro de Controlo);

Telecomando das tomadas dos transformadores de modo a controlar a tensão de entrega ao Distribuidor Vinculado, quando não seja viável a sua regulação automática;

Implementar por telecomando Regimes Especiais de Exploração em painéis de linha.

4.3 - Programa de Despacho Efectuado

Conforme descrito no ponto 4.1.3 (Modulação da produção e regulação frequência-potência), o Gestor de Sistema pode ter necessidade de alterar o PD, em consequência das múltiplas causas aí apontadas e com a metodologia descrita.

Diariamente, o Gestor de Sistema elabora o Programa de Despacho Efectuado, que passaremos a designar por PDE, decorrente do PD e das alterações nele introduzidas em tempo real, disponibilizando ao Agente Comercial do SEP, o PDE na parcela relativa ao SEP, e ao Gestor de Ofertas as modificações na parcela relativa ao encontro de ofertas e contratos bilaterais físicos.

As modificações do PD deverão ser suportadas por justificações adequadas, que serão facultadas às entidades envolvidas e à ERSE sempre que solicitado.

4.4 - Actuação em caso de incidente

Tal como foi referido no ponto 2.2.3, o SEN deverá ser explorado por forma que perante a ocorrência de uma contingência não se verifiquem interrupções de fornecimento de energia nem sobrecargas permanentes.

No entanto, surgem por vezes incidentes não susceptíveis de se enquadrarem nos critérios normais de previsão (casos em que se verifica uma sobreposição desfavorável de acontecimentos).

A actuação do Gestor de Sistema perante um incidente deste tipo tem como objectivo principal a minimização das consequências daí resultantes para o SEN, retomando o mais rapidamente possível, e em condições de segurança, a satisfação total dos consumos eventualmente afectados.

Para tal, e num primeiro nível de actuação, serão repostos o serviço e os níveis de segurança de acordo com os planos de emergência estabelecidos.

Para manter a tensão, frequência e trânsitos de energia dentro dos limites definidos, o Gestor de Sistema poderá emitir Instruções Extraordinárias de Despacho, decidir pelo deslastre de cargas, modificar o PD ou implementar esquemas especiais de exploração, de acordo com os planos identificados no ponto 2.2.4.

A responsabilidade de coordenação das manobras de reposição de serviço após um incidente é do Gestor de Sistema (Centro de Controlo), devendo seguir o Plano de Reposição de Serviço no caso de se tratar de um disparo generalizado.

Caso o Centro de Operação da Rede fique impossibilitado de telecomandar uma instalação, ou se não for possível estabelecer o contacto entre operadores das salas de comando do Gestor de Sistema, o Operador do Centro de Controlo deverá tentar realizar as manobras necessárias (aguardando cerca de cinco minutos, para garantir a não actuação em simultâneo) informando logo que possível o operador do COR. Se tal não for possível, deverá ser solicitada a comparência de pessoal habilitado para executar as manobras no local.

Após a ocorrência de um incidente, e logo que o sistema eléctrico se afigure estável, o Gestor de Sistema deverá reavaliar os níveis de segurança correspondentes à nova topologia da RNT.

Todos os PV, PNV e Entidades Titulares de Licença Vinculada de Distribuição de Energia Eléctrica deverão proceder de acordo com o determinado no Regulamento do Acesso às Redes e às Interligações e nos Protocolos de Exploração estabelecidos com a concessionária da RNT, nomeadamente no que diz respeito à reposição de serviço em caso de incidente não generalizado.

Em caso de disparo generalizado deverão ser adoptados os procedimentos estabelecidos no Plano de Reposição de Serviço, sob coordenação do Gestor de Sistema.

4.4.1 - Falha simples (critério N-1). - De acordo com o estabelecido no ponto 2.2.3.1, sempre que ocorra um incidente deste tipo não se deverão verificar sobrecargas permanentes nos elementos da RNT, situando-se as tensões nos barramentos dentro dos limites referidos.

No entanto, nos casos de defeitos permanentes, o Operador do Centro de Controlo do Gestor de Sistema deverá verificar se continuam a manter-se os níveis de segurança exigidos.

Se existirem restrições de transporte e ou transformação deverá proceder às necessárias alterações no programa de exploração, modificando o PD por forma a eliminar os riscos existentes em caso de um novo incidente.

Se tal não for suficiente para resolver as restrições deverão desenvolver-se esforços para, em colaboração com a respectiva Entidade Titular de Licença Vinculada de Distribuição de Energia Eléctrica, proceder às transferências de cargas necessárias.

Se as violações surgirem ao nível das tensões deverão mobilizar-se as capacidades máximas de produção/absorção de potência reactiva dos grupos geradores incluídos no programa de exploração e, em caso de necessidade, recorrer aos contratos para fornecimento do serviço de compensação síncrona/estática que tenham sido celebrados com a concessionária da RNT.

4.4.2 - Falha de linhas de duplo circuito. - Perante um incidente deste tipo deverá proceder-se da mesma forma que no ponto anterior.

4.4.3 - Falha do maior grupo gerador em serviço. - Neste tipo de incidentes, e após decorrido o tempo de actuação da reserva secundária, o Gestor de Sistema deverá mobilizar a reserva terciária para restaurar a banda necessária de regulação secundária para a segurança e boa gestão do SEN.

Se não for possível dispor novamente do grupo que falhou, e a reserva terciária restante for insuficiente, o Gestor de Sistema deverá tomar medidas, mobilizando outros grupos ou programando importação de energia na interligação de forma a atingir aquele objectivo.

4.4.4 - Actuação em caso de alteração da frequência. - Sempre que se verifiquem alterações de frequência superiores a 100 mHz, o Gestor de Sistema deverá tentar averiguar o motivo da referida variação.

Se as alterações forem significativas deverá ter-se em conta o estabelecido no plano de deslastre referido no ponto 2.2.4.2.

Sempre que existam interrupções de fornecimento de energia, por actuação dos dispositivos automáticos de deslastre ou por Instrução de Despacho, o Operador deverá reunir todos os dados necessários à elaboração do relatório especificado em 2.2.4.2.

4.5 - Comunicações para a exploração do sistema

De acordo com o disposto no artigo 21.º do RD, todas as comunicações para a exploração do sistema devem ser efectuadas exclusivamente em língua portuguesa, excepto quando o interlocutor não pertença ao SEN. Todas as comunicações telefónicas efectuadas ou recebidas nas salas de comando do Gestor de Sistema deverão ser objecto de gravação.

Os PV e os PNV devem manter operacional o equipamento de comunicações que a concessionária da RNT razoavelmente requeira, o qual será usado para todas as comunicações operacionais entre o Gestor de Sistema e os Produtores. Toda a troca de informações e envio de instruções de acordo com os procedimentos de despacho, e qualquer outra troca de informação, por exemplo relacionada com os paralelos ou separações da Rede, programadas ou não programadas em resultado de disparos, devem ser feitos usando o equipamento de comunicações. Estas deverão processar-se entre o operador da Sala de Comando da Central e o operador do Gestor de Sistema.

Todas as comunicações operacionais devem ser registadas quer pelo Gestor de Sistema quer pelos Produtores. Os custos de manutenção e operação deste sistema devem ser suportados pelos Produtores.

As comunicações para a exploração do sistema podem ser dos seguintes tipos:

Instruções de despacho, emitidas pelo gestor de sistema;

Avisos recebidos pelo Gestor de Sistema;

Comunicações de ocorrências emitidas pelos produtores, pelo Gestor de Sistema ou pelo distribuidor vinculado em MT e AT;

Informações emitidas por outras entidades, destinadas à comunicação de factos relevantes para a exploração do SEP.

4.5.1 - Instruções de despacho: conteúdo e execução. Segundo o artigo 22.º do RD, para a concretização do programa de despacho estabelecido, o Gestor de Sistema deve emitir instruções de despacho, que podem ser classificadas nas seguintes categorias:

Instruções para o controlo de potência activa;

Instruções para regulação de tensão;

Instruções para realização de manobras na RNT;

Instruções para modificação das condições de operação de instalações ou suspensão da modificação;

Instruções extraordinárias de despacho.

As energias médias horárias que constam no PD são apenas indicativas, devendo os produtores ter presente que as Instruções de Despacho podem requerer mais ou diferentes solicitações dos grupos geradores. O Gestor de Sistema pode comunicar Instruções de Despacho relativamente a qualquer grupo gerador até ao limite da disponibilidade e dos Parâmetros Dinâmicos declarados numa Declaração de Disponibilidade ou nalguma revisão efectuada, podendo posteriormente ser cancelada ou alterada. Os Produtores devem assegurar que os seus grupos geradores são capazes de entrar em paralelo no horário do programa, mas os Produtores Vinculados apenas entrarão em paralelo quando forem despachados pelo Gestor de Sistema através de uma Instrução de Despacho nesse sentido. Para variação de carga e para entrada e saída da rede dos grupos com iguais características técnico-económicas e com pontos de entrega electricamente equivalentes, os Produtores podem propor trocas em relação à Instrução de Despacho. Em caso de recusa das trocas propostas, o Gestor de Sistema deve apresentar a correspondente justificação aos Produtores.

Adicionalmente às instruções relativas ao despacho de potência activa, as Instruções de Despacho, para os produtores, podem incluir:

Objectivos de níveis de tensão, e de emissão de potência reactiva, medidos no ponto de entrega, que devem ser mantidos pelo grupo ou central. A comunicação de Instruções de Despacho relativas a potência activa, no ponto de entrega, terá em atenção o correspondente limite de potência reactiva que lhe está associado e poderá incluir instruções de redução de produção de potência activa para aumentar a capacidade de produção de potência reactiva. Na ocorrência de mudanças bruscas na tensão do sistema, o Produtor não deve tomar nenhuma medida, em nenhum dos seus grupos, para bloquear a regulação automática de tensão, a menos que receba instruções do Gestor de Sistema nesse sentido, ou a menos que seja necessária uma actuação imediata para respeitar os limites de estabilidade. O Produtor pode tomar tais acções se estas forem consideradas necessárias para manter a integridade do Grupo, para evitar danos físicos ao pessoal ou danos na central;

Referências a quaisquer futuras necessidades de despacho e segurança do SEN, incluindo a combinação prévia de modos de actuação em caso de incidente na rede;

Instruções para colocação de esquemas de interdisparo em serviço ou fora de serviço;

Pré-avisos para entrada ou saída de grupos no paralelo a uma hora concreta;

Instruções relativas a condições anormais, tais como condições meteorológicas adversas ou níveis altos ou baixos de tensão e frequência;

Pedidos para mudança da posição de tomadas de um transformador de grupo;

Instruções para efectuar testes e ensaios;

Em situação de emergência, pedidos para tomada rápida de carga de acordo com os Parâmetros Dinâmicos;

Pedidos para Serviços Complementares e Serviços Especiais.

O Produtor executará sem atrasos cada Instrução de Despacho dada pelo Gestor de Sistema, e, mesmo no caso das Instruções Extraordinárias de Despacho comunicadas, fará todos os esforços razoáveis para as executar, a menos que tenha avisado da sua não aceitação, a qual poderá apenas ser baseada em questões de segurança ou incapacidade técnica.

O Produtor proverá a Sala de Comando com operadores devidamente qualificados durante as horas em que a Central estiver a funcionar ou estiver electricamente ligada ao SEP. Ambas as partes se obrigam a manter permanentemente actualizadas as listas contendo os nomes e qualificações dos operadores e despachantes, consoante o caso, que mantêm nas Salas de Comando, comunicando por escrito à outra parte qualquer alteração a essa lista.

O Distribuidor Vinculado em MT e AT, bem como os clientes ligados às redes do SEP, devem executar, com a brevidade possível, as instruções de despacho emitidas pelo Gestor de Sistema, designadamente as relativas ao deslastre manual de cargas e à activação de contratos de interruptibilidade.

4.5.1.1 - Comunicação de instruções de despacho. - As Instruções de Despacho serão dadas por telefone ou por dispositivos de comunicação remota. O Produtor deve acusar imediatamente a sua recepção por telefone ou por aceitação do sinal desse dispositivo da forma acordada entre o Produtor e a REN, caso contrário deve dar imediatamente uma razão para a sua não aceitação. A não aceitação deve ser baseada em questões de segurança ou no desacordo da instrução com a Declaração de Disponibilidade aplicável ou com os Parâmetros Dinâmicos, excepto quando se tratar de Instruções Extraordinárias de Despacho que deverão mencionar explicitamente que se solicita a operação do Grupo Gerador fora da Declaração de Disponibilidade ou dos Parâmetros Dinâmicos aplicáveis. Na eventualidade de surgirem imprevistos durante a execução das Instruções de Despacho o Gestor de Sistema deve ser informado imediatamente por telefone.

4.5.1.2 - Instruções para o controlo de potência activa. - As instruções para controlo de potência activa têm por objectivo principal uma permanente adaptação da produção ao consumo efectivamente verificado, tendo por base o PD e mantendo os níveis de segurança adequados para o sistema eléctrico.

Estas instruções deverão ser transmitidas com uma antecedência tal que permita a sua execução de acordo com os Parâmetros Dinâmicos declarados, devendo conter informações sobre uma ou mais das seguintes variáveis:

Hora de entrada em paralelo de grupos, como geradores ou em bombagem;

Objectivo em MW a fornecer no ponto de entrega ("potência à emissão");

Paragem de grupos como geradores ou em bombagem;

Funcionamento em telerregulação (quando aplicável);

Funcionamento na situação de Reserva Fria ou Reserva Quente nos grupos térmicos em que este serviço foi contratado.

Estas instruções devem ser enviadas através do sistema SIME (Sistema de Informação do Mercado de Energia), ficando registadas em base de dados. Através destes registos será possível efectuar consultas posteriores, para análise da exploração e verificação de eventuais incumprimentos.

Enquanto o SIME não estiver disponível para todos os PV e PNV sujeitos a despacho efectivo, ou em caso de falha deste sistema informático, estas Instruções de Despacho deverão ser transmitidas por telefone, com confirmação no final do dia através de faxe.

4.5.1.2.1 - Bombagem. - Cada um dos grupos poderá funcionar em regime de bombagem, desde que disponha desse serviço e esteja disponível, recebendo Instruções de Despacho individualizadas de acordo com as especificações técnicas que constam da declaração de disponibilidade.

Quando o Gestor de Sistema solicitar ao Produtor Vinculado que qualquer grupo interrompa o funcionamento em regime de bombagem este desligará sem demora o equipamento correspondente.

O Produtor Vinculado poderá interromper o funcionamento em regime de bombagem em situações de emergência, ou, se tal for necessário, para evitar danos físicos ou a deterioração operacional do grupo, ou ainda se estiver em causa a segurança de pessoas e bens, devendo informar de imediato o Gestor de Sistema.

4.5.1.2.2 - Telerregulação. - Os grupos poderão funcionar em telerregulação, desde que disponham desse serviço e esteja disponível, recebendo Instruções de Despacho individualizadas através de sinais de controlo provenientes do Gestor de Sistema. O receptor de telerregulação, incluído no equipamento local de telecontrolo, ajustará automaticamente a produção do Grupo de acordo com os sinais recebidos.

Quando o Gestor de Sistema desejar que qualquer Grupo seja operado em telerregulação instruirá o Produtor Vinculado nesse sentido e especificará qual a potência activa inicialmente pretendida e a correspondente Banda Máxima de Variação em Telerregulação. Em nenhum período de operação em telerregulação a potência activa poderá ser aumentada ou diminuída nem fora da Banda Máxima de Variação em Telerregulação aplicável nem por forma que seja transposto qualquer Limiar Crítico de Funcionamento que possa estar contido naquela banda máxima de variação em telerregulação. A largura da Banda Máxima de Variação em Telerregulação solicitada não poderá exceder o correspondente valor declarado. Também na mesma declaração serão especificados os Limiares Críticos de Funcionamento aplicáveis.

Quando o Gestor de Sistema solicitar ao Produtor Vinculado que, um qualquer Grupo interrompa o seu funcionamento em telerregulação este desligará sem demora o equipamento correspondente.

O Produtor Vinculado poderá interromper o funcionamento em telerregulação em situações de emergência ou se tal for necessário para evitar danos físicos ou a deterioração operacional do Grupo ou ainda se estiver em causa a segurança de pessoas e bens, devendo informar de imediato o Gestor de Sistema.

4.5.1.2.3 - Arranque de turbinas a gás e paragem de bombas. - Sempre que existam problemas de comunicações, dificuldades em efectuar as manobras por parte do Centro de Telecomando ou qualquer outra situação considerada de emergência, ou para ensaiar o sistema, o Gestor de Sistema poderá realizar, por telecomando, o arranque de turbinas a gás ou paragem de bombas, registando devidamente a ocorrência e informando em seguida os respectivos centros produtores.

4.5.1.3 - Instruções para a regulação de tensão. - As instruções para regulação de tensão têm por objectivo principal a manutenção dos valores de tensão nos diversos nós da RNT dentro dos limites definidos, bem como a diminuição das perdas no transporte, mantendo os níveis de segurança adequados para o sistema eléctrico.

Estas instruções deverão ser transmitidas com uma antecedência tal que permita a sua execução (por exemplo, no caso dos grupos, deverão estar de acordo com os parâmetros dinâmicos declarados), devendo especificar um ou mais dos seguintes objectivos:

O arranque de grupos como geradores ou compensadores síncronos;

A potência reactiva no ponto de ligação à RNT;

O nível de tensão pretendido no ponto de ligação à RNT;

A paragem de grupos geradores, quando em funcionamento como compensadores síncronos;

Ligar/Desligar baterias de condensadores;

Alterações de topologia da RNT;

Alteração das tomadas dos reguladores em carga dos autotransformadores;

Alteração das tomadas dos reguladores em carga dos transformadores de saída dos compensadores síncronos da Central de Alto de Mira;

As cargas, pontuais, a deslastrar, como último recurso.

4.5.1.3.1 - Instruções para grupos geradores. - Tal como no caso das Instruções de Despacho para controlo da potência activa dos PV, também estas devem ser preferencialmente enviadas através do sistema SIME, ficando registadas em base de dados.

Quanto aos PNV, e considerando que o serviço de controlo de tensão é obrigatório e não remunerado, também poderão ser emitidas Instruções de Despacho para variação de potência reactiva dos grupos geradores. Se não estiver disponível para algumas das centrais do SENV o sistema SIME ou outro equivalente, estas instruções poderão ser emitidas por telefone com posterior confirmação por fax ou outro meio electrónico que permita efectuar o registo.

Cada um dos grupos poderá também funcionar em regime de compensação síncrona, desde que disponha desse serviço e esteja disponível, recebendo Instruções de Despacho individualizadas de acordo com as especificações técnicas que constam da declaração de disponibilidade.

Quando o Gestor de Sistema solicitar ao Produtor Vinculado que qualquer Grupo interrompa o funcionamento em regime de compensação síncrona este desligará sem demora o equipamento correspondente.

O Produtor Vinculado poderá interromper o funcionamento em regime de compensação síncrona em situações de emergência, ou, se tal for necessário, para evitar danos físicos ou a deterioração operacional do Grupo, ou ainda se estiver em causa a segurança de pessoas e bens, devendo informar de imediato ao Gestor de Sistema.

4.5.1.3.2 - Instruções relativas a elementos da RNT. - As Instruções de Despacho para baterias de condensadores devem ser emitidas por telefone, sendo registadas numa base de dados as horas de abertura e fecho dos respectivos disjuntores.

Quanto às Instruções de Despacho para alterações de topologia da RNT, também deverão ser emitidas por telefone, registando-se estas situações no relato diário de ocorrências.

As instruções de despacho que impliquem deslastre deverão seguir o determinado no ponto 4.5.1.5.

4.5.1.4 - Instruções para as modificações das condições de operação das instalações da RNT ou suspensão dessas modificações. - As instruções para modificação das condições de operação das instalações da RNT têm por objectivo principal a manutenção dos níveis de segurança adequados para o sistema eléctrico, designadamente através de um diagnóstico tempestivo de possíveis incidentes ou outras situações ameaçadoras que possam ser previstos.

Estas instruções devem referir-se a:

Alteração da topologia da RNT, para controlo de trânsitos de energia ou tensões;

Hora de início de funcionamento com um esquema especial de exploração para a instalação e respectiva distribuição do serviço por barramentos, nas subestações que disponham de protecção diferencial de barras e ou falha de disjuntor;

Hora do fim de funcionamento com esquema especial de exploração numa dada instalação;

Indicações para ligar/desligar/alterar as regulações de dispositivos especiais (teledisparo ou teledeslastre).

Os esquemas normais de exploração das diversas instalações da RNT são objecto de arquivo, registando-se numa base de dados todas as alterações que possam vir a ser efectuadas.

Salvo nos casos de disparo ou saída de emergência, o Produtor Vinculado deverá obter o acordo prévio do Gestor de Sistema para proceder à abertura dos disjuntores principais do Grupo entre a Central e a Rede, não devendo esse acordo ser recusado ou atrasado de forma não razoável.

No caso de centrais térmicas, o Produtor Vinculado não deve fechar o disjuntor de grupo que liga o Grupo à Rede sem a prévia autorização do Gestor de Sistema, autorização que não deve ser recusada ou atrasada de uma forma não razoável, a menos que essa operação decorra de uma Instrução de Despacho.

O Gestor de Sistema procederá ao corte de qualquer ligação eléctrica que possua e explore, situada entre a Central e a instalação da RNT à qual está ligada, quando for solicitado pelo Produtor Vinculado ou Não Vinculado, por qualquer das seguintes razões:

Para facilitar a manutenção ou reparação da instalação, aparelhagem ou equipamento do Produtor, até ao limite em que tais manutenções ou reparações sejam necessárias, conforme tenha sido determinado pelo Produtor no exercício da sua apreciação técnica; ou

A ocorrência de uma emergência na Central que requeira o corte da ligação como determinado pelo Produtor no exercício da sua apreciação técnica e que este actue diligentemente para corrigir ou remediar tal emergência dentro dos limites do que é razoável; ou:

Que a apreciação ou ensaios do Sistema Eléctrico revelem condições de perigo que tornem necessário o corte imediato de uma ligação, como determinado pelo Produtor no exercício da sua apreciação técnica; ou

Que as condições do Sistema Eléctrico sejam tais que estejam a interferir com a operação da Central ou estejam a afectar a integridade ou segurança do sistema até ao limite em que seja necessário proceder ao corte imediato da ligação, como determinado pelo Produtor no exercício da sua apreciação técnica; ou

Após denúncia do Contrato, no caso de Produtor Vinculado ou cessação do Acordo de Acesso e Operação das Redes, no caso de Produtor Não Vinculado (a menos que doutra forma seja requerido pelo Produtor).

4.5.1.5 - Instruções extraordinárias de despacho. - O Gestor de Sistema poderá emitir instruções extraordinárias de Despacho sempre que esteja em causa a segurança do SEN.

Estas Instruções poderão especificar:

Valores de potência activa/reactiva;

Alterações dos programas dos CNV/PNV;

Deslastres, por razões de segurança, por forma a garantir a integridade do sistema eléctrico;

Deslastres, por não ser possível abastecer os consumos em condições aceitáveis de frequência e ou tensão, na sequência de incidente de acordo com o definido no ponto 2.2.4.2.

No caso de deslastres deverá ser indicada a potência a deslastrar e, caso se justifique, a subestação ou conjunto de subestações onde essa acção deverá ser desencadeada.

As instruções extraordinárias deverão ser emitidas pelo meio mais rápido ao alcance do Gestor de Sistema, designadamente por telefone, sendo objecto de registo posterior.

No caso de instruções deste tipo para produtores, estas deverão ser claramente emitidas e registadas (quer no sistema SIME quer por fax ou qualquer outro meio que permita registo) como tal. Estas instruções poderão não respeitar os parâmetros dinâmicos declarados pelos PV e ou PNV, e deverão ser prontamente executadas excepto se tal cumprimento puser em risco iminente, na opinião razoável do Produtor, a segurança de pessoas e bens ou por incapacidade técnica do Grupo Gerador em cumprir a instrução. Em qualquer dos casos, o Produtor deverá fornecer, por escrito, prova razoável e evidente das razões que, no seu entender, justificam a recusa do cumprimento da Instrução Extraordinária de Despacho.

4.5.2 - Avisos recebidos pelo Gestor de Sistema:

4.5.2.1 - Ensaios e regimes especiais de exploração. - Os PV e os PNV poderão solicitar, com uma antecedência razoável, que um grupo seja despachado por forma a permitir a realização de ensaios de exploração, sempre que se encontre em serviço, o que não pode ser negado de forma injustificada. Estes ensaios são periódicos ou aperiódicos, decorrendo de recomendações dos fornecedores e destinam-se fundamentalmente à verificação da fiabilidade.

No âmbito de uma acção de manutenção poderão igualmente ser solicitados ensaios de produção a um ou vários patamares de potência, incluídos nos Períodos de Manutenção Programada, devendo o Produtor acordar com o Gestor de Sistema, com uma antecedência mínima de três dias, o programa da sua realização, o qual deverá conter:

Duração e regime dos patamares de carga;

Datas previstas para a realização.

Um Produtor detentor de uma instalação de produção térmica pode solicitar ao Gestor de Sistema que o Grupo seja despachado por forma a poder fazer Ensaios de Funcionamento, uma vez em cada três meses, sempre que este se encontre na condição de acondicionado, o que deve ser programado com uma semana de antecedência e não pode ser negado de forma não razoável. O Gestor de Sistema deverá instruir o Grupo para a Potência Disponível Declarada e a duração destes Ensaios deverá permitir o funcionamento em paralelo durante o período indicado pelo Produtor, até ao limite de oito horas.

Os PV e os PNV deverão também informar o Gestor de Sistema sobre todas as situações que possam influenciar a exploração dos seus grupos geradores, designadamente sempre que ocorram aumentos do risco de disparo. Nestas situações deverão emitir um pré-aviso de disparo por forma que o Gestor de Sistema possa tomar as medidas para garantir a segurança do sistema eléctrico.

Os PV podem ainda pedir o acordo do Gestor de Sistema para que um ou mais Grupos da Central estejam em funcionamento sob risco acrescido de disparo (seja automático, seja por saída manual de emergência), que o Gestor de Sistema apenas aceitará se não existir a possibilidade de mobilização de outros meios de produção que assegurem com risco menor a reserva necessária.

Um PV tem o direito de requerer à REN, em qualquer altura, autorização para realizar um Teste de Disponibilidade num dado Grupo até ao máximo de dois por mês. Se, na sequência de um pedido do PV, o Gestor de Sistema não emitir uma Instrução de Despacho para a realização do Teste de Disponibilidade, durante as vinte e quatro horas seguintes, a disponibilidade desse Grupo será considerada igual à declarada pelo Produtor. Um teste de disponibilidade exige que o Produtor opere o Grupo à Potência Disponível declarada, por um Período de Disponibilidade compreendido no período a que respeita a Declaração de Disponibilidade específica, de acordo com instruções dadas pelo Gestor de Sistema, com um mínimo de três horas de antecedência, ou com uma antecedência de acordo com a especificada como sendo a antecedência mínima com que deve ser pedido o paralelo do Grupo na Declaração de Disponibilidade aplicável.

Sempre que sejam programados trabalhos em tensão (TET) na RNT ou nas instalações de qualquer PV ou PNV, os responsáveis pela programação deverão também solicitar, com a devida antecedência, regimes especiais de exploração para a instalação em causa.

Os PV e os PNV deverão notificar com a maior antecedência possível a solicitação de isolamento eléctrico da instalação. No entanto, os Produtores reservam o direito de requerer o corte da ligação eléctrica ou de cortarem eles próprios essa ligação (para cujos efeitos a REN dará o direito de acesso às suas instalações) sem notificação prévia por qualquer outra razão especificada em 2.3.1 (realização de ensaios de segurança) desde que o Produtor prove ser razoável pedir ou efectuar tal corte sem notificação prévia. Quando não houver notificação prévia, o Produtor informará rapidamente a REN de todos os cortes de ligações eléctricas. O cumprimento ou não cumprimento por parte do Produtor das disposições neste parágrafo serão determinados por referência às circunstâncias conhecidas pelo pessoal da Sala de Comando do Produtor no momento em que foi ordenado o corte imediato. Sempre que as ligações eléctricas forem cortadas, todas as normas técnicas e regulamentares deverão ser cumpridas por ambas as partes, até ao limite em que seja aplicável.

4.5.2.2 - Indisponibilidades:

4.5.2.2.1 - Comunicação de previsões de disponibilidade e respectivo conteúdo. - Semanalmente, até às 10 horas de quinta-feira, os PV devem transmitir ao Gestor de Sistema as previsões de disponibilidade para a semana seguinte, indicando:

Horário detalhado das potências disponíveis;

Nos períodos de indisponibilidade, quais os grupos afectados e os respectivos motivos;

Indisponibilidades de Serviços de Sistema, especificando detalhadamente cada um deles;

Eventuais limitações ou condicionamentos do nível de exploração das albufeiras ou no lançamento de caudais;

Quaisquer outras informações que possam ser consideradas relevantes para a segurança e boa gestão do SEN.

4.5.2.2.2 - Comunicação de Declarações e Redeclarações de Disponibilidade e respectivo conteúdo. - Um PV deve, sempre que possível, até às 10 horas de cada dia, apresentar ao Gestor de Sistema uma Declaração de Disponibilidade relativa à Central contendo, para cada período de disponibilidade do dia seguinte, a melhor estimativa possível da potência a que a Central poderá operar em regime permanente. Se a Declaração de Disponibilidade não for apresentada, consideram-se válidas a Disponibilidade e Potências constantes da última Declaração de Disponibilidade ou Redeclaração apresentada, relativamente à Central.

A Declaração de Disponibilidade deve conter a seguinte informação:

Horário detalhado das potências disponíveis;

Nos períodos de indisponibilidade, quais os grupos afectados e os respectivos motivos;

Indisponibilidades de Serviços de Sistema, especificando detalhadamente cada um deles;

Eventuais limitações ou condicionamentos do nível de exploração das albufeiras ou no lançamento de caudais;

Quaisquer outras informações que possam ser consideradas relevantes para a segurança e boa gestão do SEN.

Um Produtor deverá efectuar revisões à Declaração de Disponibilidade (Redeclaração de Disponibilidade) sempre que detecte a existência de factores que possam afectar o funcionamento da Central ou se as suas características de funcionamento sofreram alterações.

4.5.3 - Comunicação de ocorrências emitidas pelos produtores, pelo Gestor de Sistema ou pelo distribuidor vinculado em MT e AT. O Gestor de Sistema deverá ser tempestivamente informado de todas as ocorrências relevantes para a exploração e segurança do SEN.

4.5.3.1 - Ocorrências emitidas pelos produtores. - Estas poderão consistir em informação relativa:

A alterações, em tempo real, das Declarações de Disponibilidade;

A perda de capacidade operacional (temporária ou não);

Disparos e condições excepcionais de exploração;

Todas as aberturas de disjuntores nas instalações que lhes estão afectas e possam ter influência significativa sobre os trânsitos de energia nos elementos da RNT.

4.5.3.2 - Comunicação de ocorrências emitidas pelos distribuidor vinculado em MT e AT. - Estas poderão consistir em informação relativa:

Todas as aberturas de disjuntores que possam ter influência significativa sobre os trânsitos de energia nos elementos da RNT;

Comunicações de suspensões do Acordo de Acesso e Operação das Redes;

Cargas deslastradas;

Cargas transferidas entre subestações da REN;

Constituição de "malhas" resultantes do estabelecimento de ligações entre instalações da RNT, através de redes de distribuição.

4.5.3.3 - Comunicação de ocorrências emitidas pelo Gestor do Sistema:

4.5.3.3.1 - Ocorrências justificativas da suspensão do Acordo de Acesso e Operação das Redes. - Sempre que o Gestor de Sistema verifique a ocorrência de qualquer situação que possa constituir causa para a suspensão do Acordo de Acesso e Operação das Redes deve notificar o distribuidor vinculado em MT e AT, procedendo conforme especificado no ponto 4.6.2.

4.5.3.3.2 - Ocorrências justificativas da declaração de situação de carência energética. - De igual modo, as ocorrências que justifiquem a declaração de situação de carência energética deverão ser comunicadas pelo Gestor de Sistema aos DV sempre que aquelas tenham implicações no abastecimento dos clientes (activação dos contratos de interruptibilidade, eventuais deslastres, etc.).

No ponto 4.6.1 são especificados os procedimentos associados.

4.5.3.3.3 - Falhas de disponibilidade de fornecedores de CBF. Sempre que esteja em causa a segurança do SEN e uma central, unidade de produção ou fornecedor, participante num contrato bilateral físico, esteja em falha de disponibilidade, não tenha contrato de garantia de abastecimento e se verifique uma situação de carência energética, conforme definida em 4.6.1, será comunicado ao fornecedor do CBF que se encontra em falha de disponibilidade e será enviada uma instrução de despacho nos termos descritos no ponto 4.1.3.

4.5.3.3.4 - Outras Ocorrências que ponham em causa a segurança do SEN. - Sempre que o Gestor de Sistema detectar uma situação em que esteja em causa a segurança do SEN comunicará as ocorrências que lhe estão subjacentes, bem como as instruções de despacho necessárias à correcção da situação e que poderão ser destinadas a qualquer das entidades abrangidas por este manual.

4.5.4 - Informações emitidas por outras entidades, destinadas à comunicação de factos relevantes para a exploração do SEN:

4.5.4.1 - Comunicação com o Operador de Sistema em Espanha. - Sempre que alguma manobra ou indisponibilidade relativa a linhas de interligação ou elementos da RNT cuja alteração do estado de funcionamento possa ter implicações na rede Espanhola, nomeadamente alterando os trânsitos de energia, o Gestor de Sistema deverá contactar o seu homólogo espanhol, com a necessária antecedência, para garantir a coordenação dos trabalhos e a segurança dos dois Sistemas eléctricos.

Quando se trata de trabalhos na Rede Espanhola, pressupõe-se que o respectivo Operador de Sistema procederá de forma idêntica, informando o Gestor de Sistema.

4.5.4.2 - Comunicações com entidades com competência para definir condições específicas de utilização dos locais onde os centros electroprodutores se inserem ou por eles influenciados. - Todas as Entidades governamentais e municipais poderão solicitar, com uma antecedência razoável, que um Produtor Vinculado seja despachado por forma a permitir a realização de eventos de interesse público que justifiquem o condicionalismo solicitado.

Estes pedidos deverão ser formalizados por fax ou outro meio que permita efectuar o registo, devendo os condicionamentos daí resultantes ser respeitados, excepto nos casos em que possa existir risco para a segurança de pessoas ou bens ou outro motivo devidamente fundamentado.

4.6 - Situações excepcionais

4.6.1 - Situações de carência absoluta de energia. - Nos termos do artigo 26.º do RD o Gestor de Sistema tem a capacidade de decretar a situação de carência absoluta de energia sempre que ocorram situações susceptíveis de colocar em perigo a manutenção de adequados níveis de segurança do sistema eléctrico, designadamente:

Situações de força maior com origem em causas externas de natureza imprevisível e irresistível;

Capacidade de importação esgotada e impossibilidade de dispor de qualquer meio de produção em condições de fazer paralelo em menos de duas horas;

Incapacidade de cumprimento das disposições que constam do Regulamento da Qualidade de Serviço;

Insuficiência de reserva secundária e terciária;

Insuficiência de reserva de capacidade para controlo de tensão.

Sempre que se verifique uma destas situações, o Gestor de Sistema poderá declarar a situação de carência absoluta de energia e activar os contratos de interruptibilidade de cargas de acordo com o referido no ponto seguinte.

4.6.1.1 - Activação dos contratos de interruptibilidade de cargas. Os procedimentos em seguida descritos são relativos ao actual regime de interruptibilidade, que se mantém em vigor até 31 de Dezembro de 2002. Em 2003 vigorará um novo regime de interruptibilidade a aprovar pela ERSE, nos termos do artigo 108.º do Regulamento de Relações Comerciais.

Nas situações de carência absoluta de energia identificadas no ponto anterior e nas dificuldades regionais de alimentação, o Gestor de Sistema deverá activar os contratos de interruptibilidade de cargas estabelecidos com clientes vinculados, desde que possam contribuir para a solução do problema.

Nestas situações, o Gestor de Sistema deverá contactar as Entidades Titulares de Licença Vinculada de Distribuição de Energia Eléctrica onde existam clientes com cláusulas de interruptibilidade nos seus vínculos contratuais, por fax ou telefonicamente com confirmação por fax, com uma antecedência nunca inferior a trinta minutos relativamente à hora limite para emissão da declaração da situação de interruptibilidade.

Estas comunicações deverão conter o valor da potência a interromper nos diversos clientes, a hora inicial e final desta interrupção, bem como o respectivo tipo.

A comunicação escrita (enviada por fax) segue um modelo que consta dos protocolos de exploração acordados entre a concessionária da RNT e as Entidades Titulares de Licença Vinculada de Distribuição de Energia Eléctrica.

Em caso de não utilização total da situação de interrupção, o Gestor de Sistema deverá declarar, por fax ou telefonicamente com confirmação por fax, o fim desta situação.

Imediatamente após a declaração da situação de interruptibilidade, as Entidades Titulares de Licença Vinculada de Distribuição de Energia Eléctrica deverão comunicar ao Gestor de Sistema o valor total da potência interrompida, na sequência das instruções emitidas.

As ocorrências justificativas da declaração de carência energética deverão ser também comunicadas às Entidades Titulares de Licença Vinculada de Distribuição de Energia Eléctrica por fax ou telefonicamente com confirmação por fax.

4.6.1.2 - Outras medidas extraordinárias ao critério do Gestor do Sistema. - Nas situações de carência absoluta de energia identificadas, após a activação dos contratos de interruptibilidade de cargas, se o problema persistir, deverão também ser interrompidas as compras de energia no mercado diário correspondentes a CNV sem contrato de garantia de abastecimento, através do envio de instruções para que estes se desliguem, prosseguindo-se depois de acordo com os planos de deslastre de cargas referidos no ponto 2.2.4.2.

Logo que os problemas sejam ultrapassados, o Gestor de Sistema deverá declarar o fim da situação de carência absoluta de energia, cessando todas as interrupções que entretanto tenham sido decretadas.

Analogamente, se o Gestor de Sistema verificar que existem restrições de rede em tempo real que possam colocar em causa a segurança do SEN, deverá tomar as medidas que entender necessárias para garantir o abastecimento dos consumos, mesmo se para tal for necessário ultrapassar temporariamente alguns dos limites referidos no ponto 2.2.2. Se, após tomadas todas as medidas, a segurança do SEN continuar em causa, o Gestor de Sistema poderá interromper o fornecimento de energia a alguns consumidores. Neste caso, e considerando que a activação dos contratos de interruptibilidade de cargas necessitam de um pré-aviso mínimo para serem activados, deverão ser interrompidos em primeiro lugar os CNV sem contrato de garantia de abastecimento, cujas ofertas foram encontradas no mercado de ofertas.

Se o Gestor de Sistema verificar que será necessário proceder a mais deslastres, deverá então activar os contratos de interruptibilidade e prosseguir de acordo com os planos de deslastre.

O Gestor de Sistema informará via DV todos os clientes interruptíveis através dos processos instituídos e utilizará os meios informáticos ao seu dispor para tornar pública a informação relativa a cada deslastre.

Logo que os problemas sejam ultrapassados, o Gestor de Sistema deverá declarar o fim da situação de restrição de rede, cessando todas as interrupções que entretanto tenham sido decretadas.

4.6.2 - Suspensão do acordo de acesso e operação das redes. Segundo o artigo 23.º do RD, sempre que o Gestor de Sistema verifique a ocorrência de qualquer situação que possa constituir causa para a suspensão do Acordo de Acesso e Operação das Redes deve notificar o distribuidor vinculado em MT e AT, nos termos do Regulamento do Acesso às Redes e às Interligações.

As situações susceptíveis de justificar aquela notificação estão descritas no artigo 43.º do RARI e são as seguintes:

a) Situações resultantes de casos fortuitos ou de força maior;

b) Situações com origem em causas internas ao sistema eléctrico, tais como:

Disparos de produtores que causem perturbações na rede em termos de estabilidade de tensão e frequência;

Grandes variações de carga;

Deterioração da qualidade de serviço;

Razões imputáveis ao utilizador das redes;

Outras que a entidade concessionária da RNT, através do Gestor de Sistema, ou o distribuidor vinculado, através do Operador das Redes de Distribuição, considerem que estão a colocar em perigo a manutenção de adequados níveis de segurança do sistema eléctrico.

Quando ocorra uma destas situações o Gestor de Sistema pode, sempre que o considere necessário, declarar a situação de excepção, notificando distribuidor vinculado para este suspender o Acordo de Acesso e Operação das Redes.

A notificação a enviar pelo Gestor de Sistema aos distribuidores vinculados seguirá um modelo que constará dos protocolos de exploração estabelecidos entre si.

Logo que a situação seja ultrapassada e o sistema eléctrico esteja a funcionar de modo estável, o Gestor de Sistema notificará o distribuidor vinculado, procedendo este à declaração do fim da situação de excepção, cessando assim a suspensão do Acordo de Acesso e Operação das Redes.

A entidade concessionária da RNT deverá demonstrar não ter havido negligência das partes e justificar, a posteriori, por escrito, a sua actuação, junto das entidades directamente envolvidas na situação de excepção e da ERSE.

4.7 - Actuação em caso de avaria

Perante a ocorrência de avarias, os operadores do Gestor de Sistema actuarão de modo a utilizar as soluções alternativas, sempre que exista redundância. Caso tal não se verifique, comunicarão os factos aos técnicos de disponibilidade com a brevidade que a situação exigir.

Se o tipo de avaria afectar os dados necessários à gestão da RNT os operadores do Gestor de Sistema solicitarão a colaboração dos diversos interlocutores no sentido de serem informados de qualquer ocorrência com relevância na RNT, bem como da evolução do consumo e dos valores de tensão e frequência nos barramentos mais importantes, solicitando, inclusivamente, aos agentes autorizados para tal a realização das manobras eventualmente necessárias.

Se considerarem que não existem condições para garantia de segurança e integridade do sistema eléctrico deverão actuar de acordo com o plano de deslastre de cargas definido no ponto 2.2.4.2.

Todas as participações de avarias serão registadas pelo GS numa base de dados específica e cuja gestão se encontra a seu cargo.

4.7.1 - Rede de Telecomunicações de Segurança. - A rede de telecomunicações de segurança do Gestor de Sistema encontra-se dimensionada com redundância, encontrando-se a fonia de uma mesma instalação servida por diversos percursos alternativos, pelo que a perda de uma via, por norma, não isolará a referida instalação. Desta forma, sempre que ocorra uma avaria num canal de fonia utilizado pelo Gestor de Sistema deverá efectuar-se a participação ao departamento encarregue da gestão destas indicando qual a gravidade da avaria em causa e se existe algum recurso alternativo para comunicação com as instalações afectadas. Se a avaria se verificar fora das horas normais de laboração, e se não existir alternativa, designadamente através de empresas fornecedoras de serviços de telecomunicações, deverá contactar-se o técnico de disponibilidade.

4.7.2 - Sistema de Informação do Mercado de Energia (SIME). Toda e qualquer avaria do SIME deverá ser participada telefónica e informaticamente através de uma mensagem de correio electrónico aos responsáveis deste sistema informático. Se as avarias surgirem fora do período normal de laboração e caso não se encontre disponível o correio electrónico, o operador do Gestor de Sistema deverá registar todos os passos efectuados que antecederam a avaria por forma aos mesmos serem transcritos aquando da participação. Enquanto a avaria não for solucionada, os operadores deverão registar todas as Instruções de Despacho enviadas para as centrais, procedendo posteriormente à introdução das mesmas no sistema informático quando a avaria se encontrar solucionada. Tal como nos casos anteriores, também deverá efectuar-se o respectivo registo.

4.7.3 - Alimentação de energia eléctrica. - A alimentação de energia eléctrica das instalações do Gestor de Sistema deve ser provida de recursos de substituição capazes de assegurar, pelo menos, a continuidade de fornecimento aos seus órgãos essenciais.

Tanto o Centro de Controlo do Gestor de Sistema como o Centro de Operação da Rede estão dotados de UPS, havendo ainda redundância através da alimentação dos serviços essenciais via grupo Diesel ou barramento socorrido da respectiva subestação da RNT vizinha.

As avarias deverão ser participadas aos serviços de apoio. Quando ocorram fora do horário normal de laboração, e se a situação o exigir, deverão ser comunicadas aos técnicos de disponibilidade desses serviços.

4.7.4 - Outras avarias. - Referem-se aqui todas as outras avarias que pela sua especificidade não se enquadram nos pontos anteriores e que poderão colocar em causa a segurança ou a boa gestão do SEN e ou a segurança de pessoas e bens.

Perante a sua ocorrência o operador do Gestor de Sistema deve encaminhar a sua resolução para os respectivos responsáveis com a maior brevidade possível, tomando as medidas ao seu dispor por forma a superar a avaria existente e colaborar na garantia da segurança de pessoas e bens.

4.7.5 - Actuação em caso de impossibilidade de telecomando de uma instalação. - Se na sequência de uma avaria vier a revelar-se impossível o telecomando de uma instalação, elemento da RNT ou grupo Gerador, o operador do Centro de Controlo do Gestor de Sistema determinará a comparência de pessoal habilitado a executar manobras no local, caso se conclua que da impossibilidade de efectuar a(s) manobra(s) prontamente possam surgir violações dos limites estabelecidos nos pontos 2.1 e 2.2.

4.7.6 - Período de reparação das avarias. - Enquanto se procede à reparação das avarias, o Gestor de Sistema deverá tomar todas as medidas ao seu dispor por forma a manter a segurança e a boa gestão do SEN. Desta forma deverá desenvolver contactos com o Centro de Telecomando de Centrais Hídricas, as Centrais Térmicas, Operador de Sistema Espanhol e as Entidades Titulares de Licença Vinculada de Distribuição de Energia Eléctrica para que lhe sejam facultadas as informações entendidas como necessárias. No caso da falha de medidas poderá sempre recorrer-se aos valores fornecidos pelo estimador de estado, que, tal como o seu nome indica, fornece valores estimados das medidas reais. Em caso de avarias mais graves, que originem a perda importante de informação (falha dos computadores ou falha total das medidas das interligações) o operador deverá recorrer para além dos contactos mencionados, à aparelhagem de recurso existente na Sala de Comando do Centro de Controlo e nas situações descritas no ponto 2.2.4.1 ao Despacho de Emergência.

4.7.7 - Escalas de disponibilidade dos serviços de apoio. - Os serviços de apoio deverão fornecer atempadamente escalas de disponibilidades dos seus técnicos, e respectivos contactos.

Sempre que se registarem modificações na escala de disponibilidade ou nos contactos, estas deverão ser comunicadas com a devida antecedência ao Gestor de Sistema que deverá de imediato proceder ao seu registo na escala original.

4.8 - Formação de recursos humanos

A parte operacional identificada neste manual de procedimentos deverá ser assegurada por colaboradores com a formação e o treino convenientes, dispondo de um suporte em equipamentos/aplicações informáticos adequado e devidamente testado para o bom desempenho da sua função.

O GS possui um simulador de treino (DTS) destinado não só à formação de novos operadores do Gestor de Sistema como também ao treino dos outros operadores, sendo estes submetidos periodicamente a simulações representativas das mais variadas condições de exploração, nomeadamente reposições de serviço ou outras situações de emergência.

Para tal, o Gestor de Sistema deverá identificar, pelo menos anualmente, os incidentes mais frequentes, bem como os mais críticos em relação à segurança e qualidade de serviço do SEN, por forma a criar os cenários correspondentes com vista ao treino dos operadores.

Deverá ainda manter a correspondente base de dados actualizada, nomeadamente nos seguintes domínios:

Regulação primária, secundária e de tensão dos grupos geradores;

Regulação dos relés das protecções;

Parametrização do sistema de controlo e automatismos das instalações da RNT;

Evolução da RNT.

5 - Gestão da interligação

5.1 - Cálculo e estabelecimento da capacidade comercial da interligação

A capacidade de interligação é um valor característico dos sistemas eléctricos interligados português e espanhol e mede a capacidade de se transferir energia de um sistema para o outro, através das linhas de transporte que interligam as duas redes, em condições bem determinadas que respeitam, em particular, os critérios de segurança que cada uma das entidades gestoras das redes entende assumir. Esta capacidade:

É definida para uma rede emissora e uma rede receptora;

Tem valores diferentes, em princípio, para os dois sentidos de fluxo de energia;

Sofre alterações ao longo do tempo, em função da variação dos padrões de consumo e do perfil do parque produtor;

É influenciada pelos fluxos de circulação de energia entre as duas redes;

É influenciada pelas condições atmosféricas.

Para efeitos de determinação das capacidades de interligação consideram-se as linhas entre nós da RNT e nós da rede à qual a RNT se encontra interligada que, efectivamente, estabelecem a ligação, operada normalmente em malha fechada entre as duas redes. Na actualidade, essa ligação é constituída pelas linhas:

Alto Lindoso-Cartelle e Pego-Cedillo/Falagueira a 400 kV;

Pocinho-Saucelle, Pocinho-Aldeadávila e Bemposta-Aldeadávila a 220 kV.

A capacidade da interligação disponível para fins comerciais resulta do desconto duma parcela à capacidade técnica da interligação determinada, representativa das incertezas de carácter geral relacionadas com a operação do sistema e para fazer face aos inevitáveis desvios de regulação.

5.1.1 - Horizonte. - Como forma de dar cumprimento ao disposto no ponto 6 do artigo 13.º do RARI, o Gestor de Sistema em coordenação com o seu homólogo em Espanha divulga, todas as quintas-feiras, os valores máximos admissíveis de energia, para fins comerciais, que poderão transitar na interligação em cada hora, e em cada sentido, para os 15 dias subsequentes ao sábado mais próximo (inclusive). Sempre que ocorram alterações aos pressupostos iniciais aqueles valores serão corrigidos e divulgados de igual forma.

5.1.2 - Metodologia:

5.1.2.1 - Cenários utilizados. - De forma a calcular-se a capacidade comercial da interligação é indispensável definir-se uma topologia de rede bem como dispor do perfil de geração previsto, pelo que:

O ACS, até às 15 horas da terça-feira da semana anterior ao período em causa, enviará ao GS os programas provisionais de geração para dia útil e fim de semana;

Os pedidos de indisponibilidades de elementos de rede (portuguesa ou espanhola) que possam influenciar a capacidade da interligação, para o período em questão, terão também obrigatoriamente de dar entrada até às 15 horas da terça-feira da semana anterior;

Os operadores de sistema deverão trocar entre si informação relativa à geração prevista que possa influenciar a capacidade da interligação.

5.1.2.2 - Determinação da capacidade máxima. - Para cada situação de trânsito de potência na rede ibérica conjunta (usando, se necessário equivalentes simplificados adequados para parte das redes) e com sistemas ajustados para uma situação de saldo nulo nas interligações vai-se incrementando este por escalões, num caso, no sentido de se aumentar a importação, e noutro, a exportação, alterando a geração do SEP de acordo com a ordem de mérito fornecida pelo ACS, até se detectar o limiar, em cada sentido, em que se verifica a violação dos critérios de segurança definidos no ponto seguinte. Estes limiares constituirão os valores da capacidade máxima da interligação em cada sentido.

Os critérios de segurança, para a determinação das capacidades semanais de interligação, estão sintetizados no quadro seguinte:

(ver documento original)

5.1.2.3 - Determinação das capacidades para fins comerciais. - As capacidades disponíveis para fins comerciais resultam do desconto de uma parcela de 100 MW às capacidades máximas, determinadas de acordo com o descrito no ponto 5.1.2.2, para se ter em conta incertezas de carácter geral relacionadas com o perfil de geração/consumo e a topologia de rede e para fazer face aos inevitáveis desvios associados à regulação da interligação.

Até às 13 horas de todas as quintas-feiras os operadores de sistema comunicarão entre si os valores calculados das capacidades da interligação para fins comerciais, nos sentidos de importação e exportação nas situações de ponta e vazio, para as duas semanas seguintes, com início às 0 horas do sábado seguinte.

Juntamente com as capacidades referidas, os operadores de sistema poderão fornecer informações complementares relativas às configurações topológicas da rede de transporte e à disponibilidade de grupos geradores que foram contemplados nos estudos. Sempre que entendam necessário, os operadores facultarão mutuamente a informação sobre os fluxos máximos de potência admissíveis em cada uma das linhas de interligação e ou nas linhas com influência na capacidade da interligação, nas simulações realizadas.

Cada operador poderá apresentar mais de um valor de capacidade disponível para fins comerciais, para o mesmo período horário, indicando para cada um deles as medidas topológicas requeridas para os viabilizar (por exemplo, antenas de geração ou de consumo em linhas de interligação ou em linhas com influência na capacidade da interligação, separação de barramentos em subestações, abertura de elementos da rede de transporte, diferentes perfis de produção, etc.).

As capacidades disponíveis da interligação para fins comerciais, corresponderão aos mínimos dos valores calculados por ambos os operadores de sistema.

5.1.3 - Publicação de resultados. - A publicação dos valores da capacidade de interligação só poderá ser efectuada depois de validação por ambos os operadores de sistema.

Estes valores serão divulgados através do site da REN e, em simultâneo, comunicados ao Gestor de Ofertas.

5.1.4 - Alteração da capacidade publicada. - Se no decurso da semana se produzir alguma alteração significativa do cenário de produção ou na rede de transporte, que conduza a alteração dos valores da capacidade da interligação, previamente calculados, o gestor de sistema responsável pela alteração comunicará ao outro os novos valores da capacidade da interligação e, caso existam, as medidas topológicas necessárias para a concretização dos novos valores de capacidade.

Sempre que os operadores de sistema acordem efectuar alterações à capacidade comercial da interligação publicada, o Gestor de Sistema, procede à divulgação dos novos valores acordados, através do site da REN e em simultâneo comunica as alterações ao Gestor de Ofertas.

5.2 - Estabelecimento de programas na interligação

Os programas horários na interligação são parte integrante do PD e só serão considerados firmes após confirmação dos operadores dos sistemas interligados. Para tal o Gestor de Sistema e o Operador de Sistema espanhol trocarão informação por meio de fax ou de qualquer outro meio que permita o seu registo, descrevendo os programas horários que se encontram estabelecidos nos seus mercados de energia e que utilizem as interligações. Sempre que se detectem discrepâncias nos programas horários, será considerado nessa hora o menor valor, sendo comunicado formalmente ao outro operador (fax ou qualquer outro meio que permita o seu registo) a existência dessas discrepâncias e a adopção deste valor como programa.

Sempre que numa determinada hora se verifique uma mudança do programa na interligação que pela sua amplitude ponha em causa a segurança do SEN, o Gestor de Sistema rateará os diferentes programas por forma a limitar essa transição a um valor adequado (em princípio nunca inferior a 350 MW).

É considerado actualmente como período mínimo para efeitos de estabelecimento de programas na interligação uma hora, mas, mediante acordo de Operadores de Sistema, poderão ser adoptados períodos inferiores (quinze minutos, por exemplo), devendo, em consequência, o descrito neste capítulo ser devidamente adaptado ao novo período.

5.3 - Resolução de congestionamentos

Enquanto não for acordada entre os operadores de sistema espanhol e português uma outra metodologia de rateio da capacidade de interligação, será adoptada a descrita nos pontos seguintes na resolução de congestionamentos na interligação.

5.3.1 - Na ausência de programas. - Em algumas situações particulares de exploração dos sistemas interligados podem produzir-se sobrecargas em instalações afectas às interligações ou noutras próximas destas, mesmo sem se encontrarem definidos programas na interligação.

Neste caso, o Gestor de Sistema e o seu homólogo espanhol, devem acordar medidas topológicas que impliquem, por exemplo, o estabelecimento de antenas de geração ou de consumos na fronteira, e ou modificações da geração com influência sobre a interligação, tentando evitar a abertura da linha afectada como solução do problema.

5.3.2 - Na programação da exploração. - Se, como resultado das análises de segurança efectuadas na verificação técnica da programação, se identificarem restrições, o Gestor de Sistema e o seu homólogo espanhol podem acordar a aplicação de medidas topológicas com influência sobre a capacidade de interligação. Caso estas medidas não sejam possíveis, ou sejam insuficientes, proceder-se-á conforme os seguintes critérios:

O operador do sistema afectado pelas transacções internacionais poderá estabelecer limites aos fluxos de potência pelas linhas de interligação que possam permitir a resolução do problema, convertendo-se essas limitações em restrições para o sistema exportador;

Para a resolução da restrição, o sistema que exporta energia poderá modificar o seu perfil de geração para adaptar o fluxo de potência através das linhas de interligação ao valor limite estabelecido, substituindo e ou complementando esta actuação, quando necessário, com uma redução dos programas exportadores, os quais devem ser comunicados ao operador de sistema afectado, antes das 12 horas;

Se, apesar das medidas descritas, não for possível eliminar as restrições, ambos os operadores acordarão um novo valor para a capacidade comercial da interligação, realizando uma nova atribuição desta de acordo com o descrito em 5.3.3;

Se for necessário anular completamente a capacidade de interligação e mesmo assim o problema de segurança permanecer, deve-se actuar conforme descrito no ponto 5.3.1.

5.3.3 - Em tempo real: alteração de programas estabelecidos. - Se durante a operação em tempo real, devido a incidentes na geração ou no transporte, o Gestor de Sistema (ou o seu homólogo espanhol) identificar problemas de segurança nas interligações ou em instalações na área de influência desta, contactará o operador vizinho para trocar informações sobre as possíveis medidas a tomar no sentido de os solucionar de forma conjunta.

Se a medida encontrada para solucionar a restrição surgida for a alteração do programa estabelecido na interligação, o Gestor de Sistema deve alterar o programa no instante acordado, procedendo a uma atribuição da nova capacidade pelos seus utilizadores. Esta atribuição compete ao Operador de Sistema espanhol, se o trânsito se efectuar no sentido de Espanha para Portugal, e ao Gestor de Sistema, se for em sentido contrário.

Neste último caso será utilizado um rateio proporcional às contratações inicialmente estabelecidas, definindo-se assim os novos programas.

Posteriormente, o Gestor de Sistema e o seu homólogo espanhol procederão à troca da informação com os novos valores da capacidade comercial da interligação e procederão à sua divulgação, conforme descrito em 5.1.3.

Sempre que surjam alterações aos programas estabelecidos, devem estas ser comunicadas aos fornecedores envolvidos através de Instruções de Despacho, identificando o seu motivo: "Alterações da capacidade comercial da interligação". No início do dia seguinte serão comunicadas ao Gestor de Ofertas as alterações que sofreram os programas inicialmente estabelecidos na interligação.

5.4 - Programas de apoio por razões de segurança

Consideram-se programas de apoio por razões de segurança os programas estabelecidos na interligação pelos operadores de sistemas, para resolver problemas de segurança que ponham em risco a integridade do sistema solicitante.

No caso de ser necessário o apoio de um sistema para resolver problemas de segurança do outro, o operador deste último Solicitará ao primeiro, que acederá ao pedido sempre que as condições técnicas do seu sistema o permitam. A solicitação incluirá a potência de apoio necessária e a sua duração prevista.

A energia entregue por um sistema a outro no conceito de apoio poderá:

Ser facturada pelo sistema fornecedor ao preço da energia de regulação terciária a subir no sistema fornecedor, correspondente a cada um dos períodos do programa de apoio;

Ser devolvida em períodos equivalentes afectada dum coeficiente igual à relação entre o preço da regulação terciária e o preço da energia programada no sistema fornecedor.

Caso os valores referidos não estejam disponíveis, a energia fornecida nestas condições será devolvida em condições a acordar pelos operadores de sistema.

5.5 - Compensação de desvios de regulação

Os desvios de regulação obtêm-se pela diferença entre a medida (resultante das leituras dos contadores de energia colocados nos pontos de facturação) da energia realmente transitada nas interligações, e o saldo dos programas estabelecidos na interligação (acordados entre operadores).

Os desvios em cada sentido compensam-se com desvios em sentido contrário em períodos horário equivalentes.

5.6 - Coordenação de indisponibilidades

Por acordo entre os operadores dos sistemas, os pedido de indisponibilidades planeadas ou programadas de linhas e grupos geradores susceptíveis de influenciar os trânsitos nas interligações são comunicadas entre si até às 15 horas da terça-feira da semana anterior. Nessa comunicação o operador indicará:

O elemento que pretende indisponibilizar;

As datas/horas previstas;

Os motivos (apenas no caso dos elementos de rede);

Os condicionamentos de exploração que possam induzir.

O operador do sistema interligado analisará a sua viabilidade, total ou sujeita a eventuais restrições, de forma que a mesma decorra em condições de segurança, só sendo possível a sua concretização após acordo expresso entre operadores.

Os elementos que se consideram susceptíveis de afectar os trânsitos nas interligações são os que constam da lista seguinte:

(ver documento original)

6 - Coordenação de indisponibilidades

6.1 - Plano Anual de Manutenção do SEN (PAMS)

De acordo com o artigo 38.º do Regulamento de Despacho, a coordenação de indisponibilidades visa os seguintes objectivos:

a) A optimização da exploração dos meios de produção sujeitos a despacho;

b) A garantia da segurança e qualidade no abastecimento dos consumos.

O Plano Anual de Manutenção do SEN inclui as indisponibilidades de:

Grupos geradores do SEP (Plano Anual de Manutenção Programada - PAMP);

Grupos geradores sujeitos a despacho centralizado de qualquer PNV;

Grupos geradores do SEI interligados directamente à rede MAT;

Todos os elementos da RNT;

Linhas de interligação com a Rede Espanhola, e na sua imediata vizinhança;

Linhas de interligação com as redes das Entidades Titulares de Licença Vinculada de Distribuição de Energia Eléctrica em MT e AT.

6.1.1 - Recepção e compilação das propostas de indisponibilidades. - Todos os PNV com potência instalada superior a 10 MVA e o Agente Comercial do SEP enviam ao Gestor de Sistema respectivamente até ao dia 15 de Julho e até ao dia 7 de Agosto de cada ano as suas propostas para os respectivos períodos de manutenção programada, discriminando, para cada intervenção pretendida, os seguintes pontos:

Grupo ou grupos geradores e equipamento da central afectados;

Potência indisponível;

Motivo da indisponibilidade;

Dia e hora de início dos trabalhos;

Duração requerida;

Indicação sobre a impossibilidade de alteração dos períodos referidos na proposta, assumindo-se que o período de paragem será declarado inamovível apenas se tal for imprescindível;

Outra informação considerada relevante.

O Agente Comercial do SEP e os PNV deverão informar o Gestor de Sistema sobre os motivos que justifiquem a inamovibilidade das indisponibilidades. Se tal não acontecer ou se a justificação não for considerada aceitável, a indisponibilidade não será considerada inamovível.

Até ao dia 7 de Agosto as entidades responsáveis pela função Transporte de Energia Eléctrica enviam ao Gestor de Sistema a sua proposta de indisponibilidades de elementos da RNT relativas ao ano seguinte e a previsão da manutenção para os dois anos posteriores.

O Operador de Sistema Espanhol deverá enviar o seu plano de indisponibilidades para as linhas de interligação e outras linhas na sua vizinhança que possam ter influência na exploração do SEN, por forma a permitir realizar a necessária coordenação.

Também até ao dia 7 de Agosto, as Entidades Titulares de Licença Vinculada de Distribuição de Energia Eléctrica em MT e AT deverão, de igual forma, enviar o seu plano de indisponibilidades para as suas linhas de interligação com a RNT, por forma a permitir realizar a necessária coordenação.

6.1.2 - Análise e tratamento de dados para elaboração do Pré-Plano Anual de Manutenção do SEN. - Após a recepção de todas as propostas de indisponibilidades, o Gestor de Sistema introduzirá os dados na aplicação informática de gestão de indisponibilidades, de forma a possibilitar a realização das simulações entendidas como necessárias das condições de exploração da RNT.

Até ao dia 1 de Setembro, e na sequência dos estudos entretanto realizados, o Gestor de Sistema deverá devolver, ao Agente Comercial do SEP e aos PNV, as propostas de indisponibilidades programadas da produção devidamente validadas e coordenadas com as indisponibilidades programadas da RNT. Também até esta data, o Gestor de Sistema deverá ter disponível, para divulgação a todos os interessados, a proposta das indisponibilidades da Rede de Transporte relativa ao ano seguinte e a previsão da manutenção para os dois anos posteriores.

As propostas de Plano de Indisponibilidades da RNT devem condicionar o menos possível, quer do ponto de vista económico, quer do ponto de vista da segurança da RNT, a capacidade de produção dos grupos e a satisfação dos consumos, conforme definido no Regulamento do Despacho (n.º 2 do artigo 39.º).

As propostas de indisponibilidades da produção programadas e validadas pelo GS, conjuntamente com as indisponibilidades programadas da RNT constituem o Pré-Plano Anual de Manutenção Programada.

6.1.3 - Apreciação, pela Produção, do Pré-Plano Anual de Manutenção do SEN. - Até 7 de Outubro, o Agente Comercial do SEP e qualquer PNV poderão propor alterações ao Pré-Plano, que serão objecto de análise por parte do Gestor de Sistema, ficando a sua aceitação condicionada à manutenção da reserva e da segurança do SEN, bem como a possíveis situações de incompatibilidade com indisponibilidades da RNT que não seja possível alterar.

6.1.4 - Elaboração e aprovação do PAMS. - Com base no Pré-Plano e nas propostas de alteração entretanto recebidas, o Gestor de Sistema elabora o PAMS até ao dia 15 de Outubro e envia-o ao Agente Comercial do SEP, aos PNV, às entidades responsáveis pela função Transporte de Energia Eléctrica na RNT e ao Operador de Sistema da Rede Espanhola, na parte que diz respeito a cada uma destas Entidades. Considera-se que lhes diz respeito sempre que qualquer indisponibilidade (deles próprios ou de terceiros) os afecte ou possa vir a afectar total ou parcialmente.

6.2 - Plano de Indisponibilidades (PI)

O Plano de Indisponibilidades (PI) corresponde ao plano que se vai obtendo, ao longo do tempo, mediante alteração do PAMS em consequência de pedidos de modificação de indisponibilidades programadas ou por inclusão de outras não previstas inicialmente.

6.2.1 - Modificação de Indisponibilidades programadas:

6.2.1.1 - Pedidos de modificação de indisponibilidades programadas. - Após 7 de Outubro, o Gestor de Sistema, os PV, os PNV, os DV, o Transporte de Energia Eléctrica e o Operador de Sistema da Rede Espanhola podem propor modificações às Indisponibilidades Programadas (PR) por carta, fax ou qualquer outro meio electrónico que permita registo. Tais modificações podem consistir numa translação, prolongamento, encurtamento ou anulação da indisponibilidade.

6.2.1.2 - Análise dos pedidos de modificação e respectivo tratamento. - O Gestor de Sistema deverá verificar se a modificação proposta poderá implicar restrições técnicas, decorrentes da aplicação do estabelecido no ponto 2 (Aspectos gerais da segurança do SEN).

Face aos estudos realizados, e num prazo inferior a 10 dias úteis, as modificações propostas poderão ser aceites ou rejeitadas, existindo ainda a possibilidade de se elaborarem alternativas que serão comunicadas às entidades envolvidas.

Na sequência e após a definição das datas efectivas para o início dos trabalhos, o Gestor de Sistema incorporará a indisponibilidade no Plano de Indisponibilidades (PI).

6.2.1.3 - Modificações propostas pelo Operador de Sistema da Rede Espanhola. - Tal como no ponto anterior, o Gestor de Sistema deverá, num prazo de 10 dias úteis, realizar os estudos necessários e comunicar ao Operador de Sistema da Rede Espanhola se as modificações poderão ser aceites, existindo também a possibilidade de elaborar propostas alternativas.

Depois de eventuais acertos, a proposta é considerada definitiva e incorporada no PI.

6.2.1.4 - Modificações propostas pelo Gestor do Sistema. - Sempre que, por ocorrência de indisponibilidades fortuitas ou na sequência de alterações de outras já existentes, se verificar que a segurança do SEN está comprometida, o Gestor de Sistema também poderá propor modificações ao PAMS. Para tal elabora uma proposta de alteração que coloca à consideração das entidades interessadas.

Depois de eventuais acertos, a proposta é considerada definitiva e incorporada no PI.

6.2.2 - Indisponibilidades não programadas:

6.2.2.1 - Pedidos de indisponibilidades não programadas. - Em qualquer ocasião, por motivos não enquadráveis na programação das indisponibilidades, os PV, os PNV, os DV, o Transporte de Energia Eléctrica e o Operador de Sistema da Rede Espanhola poderão fazer um pedido/comunicação de indisponibilidade ao Gestor de Sistema, por carta, fax ou qualquer outro meio electrónico que permita registo.

6.2.2.2 - Análise e tratamento dos pedidos emitidos por PV. - Se o pedido da indisponibilidade for respeitante a um PV e a hora inicialmente prevista para início dos trabalhos não estiver compreendida num horizonte de programação já formalmente comunicado, o Gestor de Sistema deverá notificar o Agente Comercial do SEP do pedido e de todas as informações recebidas, cabendo a este último todo o diálogo e o processo de negociação da indisponibilidade. Após se atingir um acordo, o Agente Comercial do SEP deverá transmitir os dados relativos à indisponibilidade em causa ao Gestor de Sistema, que procederá à sua análise, do ponto de vista de segurança do SEN. Se esta análise não revelar inconvenientes, o Gestor de Sistema procederá à sua validação, sendo dado conhecimento do facto às entidades envolvidas, e procedendo à sua incorporação no PI tal como referido no ponto 6.2.3.

Se o início da indisponibilidade do PV estiver compreendido no referido horizonte de programação, o Gestor de Sistema deverá analisar a sua viabilidade nesse período e obter a solução que conduza a um menor sobrecusto de exploração, actualizando o PI em conformidade.

6.2.3 - Actualização do PI. - Após a aceitação da nova indisponibilidade ou da modificação à indisponibilidade programada, o Gestor de Sistema deverá preencher a respectiva ficha (informática) de indisponibilidade e actualizar o PI.

6.2.4 - Participação da indisponibilidade às entidades interessadas. - Após efectuada a actualização do PI, o Gestor de Sistema deverá enviar uma mensagem, por fax ou qualquer outro meio electrónico que permita o registo, às entidades interessadas formalizando a confirmação das datas previstas para o início e fim dos trabalhos.

6.2.5 Relatórios. - Sempre que tal se justifique, ou por solicitação das entidades envolvidas, o Gestor de Sistema poderá elaborar um relatório contendo uma análise técnico-económica relativa às alterações de indisponibilidades por si solicitadas. Este relatório será objecto de divulgação pelas entidades interessadas.

7 - Serviços de sistema

Segundo o artigo 35.º do RD, para que seja possível manter valores aceitáveis de qualidade de serviço no fornecimento de energia eléctrica é necessário considerar certos serviços de sistema eléctrico obrigatórios, como por exemplo a regulação de tensão e de frequência e a manutenção da estabilidade, não sendo passíveis de qualquer remuneração.

Além dos serviços obrigatórios podem ser disponibilizados voluntariamente serviços complementares, como a compensação síncrona/estática, reserva, telerregulação, arranque autónomo (black start) e telearranque.

7.1 - Serviço de Regulação Primária de Frequência

7.1.1 - Obrigatoriedade de prestação do serviço. - Todos os PV e PNV devem disponibilizar este serviço, instalando e mantendo operacional todo o equipamento necessário para garantir o cumprimento do disposto no ponto 2.2.2.4.1.

Para permitir uma eficaz actuação do Gestor de Sistema durante situações de emergência é necessária uma constante actualização de toda a informação disponível. O Gestor de Sistema será informado telefonicamente a partir da central, logo que possível, da acção tomada na sequência de alterações de frequência não transitórias e emitirá a correspondente Instrução de Despacho.

Os PV e PNV assegurarão que as regulações automáticas de frequência se mantenham sempre em serviço e com valores de estatismo e insensibilidade adequados, devendo estes ser comunicados ao Gestor de Sistema.

A actuação dos produtores relativa a alterações de frequência deverá ser a descrita nos dois pontos seguintes.

7.1.1.1 - Situação de frequência baixa. - Os PV ou PNV directamente ligados à RNT obrigam-se a sincronizar e dar carga aos Grupos, de forma espontânea, durante qualquer período, relativamente ao qual tenha sido feita uma Declaração de Disponibilidade indicando que esse Grupo se encontra disponível, caso a frequência atinja de forma não transitória o valor de 49 Hz, desde que haja condições de arranque e de segurança de pessoas e bens para tal. A acção referida anteriormente terá de ser tomada imediatamente e sem a recepção de Instruções de Despacho. A sincronização manual deverá ser tentada, sempre e logo que possível, se o sincronizador automático falhar.

7.1.1.2 - Situação de frequência alta. - Se a frequência do sistema subir até ou acima de 50,4 Hz, requer-se que os PV ou PNV assegurem uma resposta de cada um dos Grupos que contribua para conter e corrigir a alta de frequência reduzindo carga, automática ou manualmente, de acordo com os gradientes máximos definidos, desde que haja condições de segurança de pessoas e bens para tal. Esta redução deve ser efectuada sem pré-aviso ao Gestor de Sistema e deve ser mantida até que a frequência do sistema tenha voltado ao valor normal de 50 Hz ou seja recebida uma Instrução de Despacho em contrário.

7.1.2 - Comunicação de alterações de características. - Deverão ser comunicadas ao Gestor de Sistema, com a necessária brevidade, quaisquer alterações das características dos reguladores primários dos grupos geradores, nomeadamente dos valores do seu estatismo ou da sua insensibilidade.

Qualquer avaria, não pontual, da regulação automática de frequência deve ser, de igual modo, comunicada ao Gestor de Sistema com a necessária brevidade.

7.1.3 - Controlo do cumprimento dos requisitos. - Poderão realizar-se ensaios e inspecções técnicas para comprovar as declarações efectuadas relativamente a este serviço.

7.2 - Serviço de Controlo de Tensão

7.2.1 - Grupos Geradores:

7.2.1.1 - Prestação do Serviço de Controlo de Tensão pelos Geradores. - Este serviço é obrigatoriamente prestado por todos os grupos geradores que se encontram ligados ao SEN, não sendo objecto de quaisquer remunerações. Até ao dia 1 de Outubro de cada ano, os PV e os PNV deverão informar o Gestor de Sistema sobre a sua capacidade de emissão/absorção de potência reactiva, informações estas que serão válidas para o ano seguinte.

O Produtor assegurará que as regulações automáticas de tensão se mantenham sempre em serviço, a menos que o Gestor de Sistema o liberte desta obrigação relativamente a qualquer um dos Grupos e avisará com a maior rapidez possível o Gestor de Sistema de qualquer avaria nesse sistema. A aparelhagem de controlo de tensão, sob a forma de controlo manual das tomadas dos transformadores de grupo, deve ser mantida sempre operacional pelo Produtor, em complemento dos reguladores automáticos de tensão do alternador.

Considerando que os valores de potência reactiva dependem do ponto de funcionamento dos geradores, deverá ser fornecido ao Gestor de Sistema o respectivo diagrama de círculo ou em alternativa uma tabela como se ilustra de seguida, para a tensão nominal e extremos da gama de tensões:

(ver documento original)

Qualquer alteração, limitação técnica ou avaria nos grupos geradores que afectem a banda máxima de emissão/absorção de potência reactiva deverá ser prontamente comunicada ao Gestor de Sistema. De igual forma, também deverá ser prestada informação relativamente a eventuais incrementos da referida capacidade decorrentes de modificações efectuadas nos grupos e respectivos equipamentos.

7.2.1.2 - Controlo do cumprimento. - O Gestor de Sistema estabelece os valores de tensão a manter nos diversos barramentos da RNT onde se encontram ligados os grupos geradores, que, salvo modificações que possam revelar-se necessárias, serão os valores estabelecidos de acordo com o ponto 2.2.2.2.

Os grupos geradores deverão manter os valores de tensão estabelecidos dentro das suas bandas de emissão/absorção de potência reactiva, sendo possível nas situações que o exijam recorrer à sua capacidade máxima.

Nos casos em que os grupos geradores não cumpram sistematicamente os valores constantes nas suas declarações, o Gestor de Sistema informará a ERSE sobre a situação.

7.2.1.3 - Informação complementar a comunicar pelos proprietários dos grupos geradores ligados à RNT. - Os proprietários dos grupos geradores ligados à RNT deverão comunicar à concessionária da RNT as seguintes características do seu equipamento:

Alternador:

Potência activa máxima (MW);

Potência correspondente ao mínimo técnico (MW);

Tensão máxima de produção (kV);

Tensão mínima de produção (kV);

Transformador de grupo:

Tensão nominal do lado da alta tensão (kV);

Tensão nominal do lado da baixa tensão (kV);

Potência nominal (MVA);

Resistência e reactância de neutro;

Número de tomadas e escalão de tensão por cada tomada;

Tipo de regulação: vazio ou em carga (manual ou automática).

7.2.1.4 - Compensação síncrona. - O controlo de tensão pode ser feito também recorrendo a grupos geradores que possam funcionar como compensadores síncronos. Não sendo este serviço de prestação obrigatória, as futuras necessidades deste tipo de serviços de sistema serão satisfeitas recorrendo à metodologia definida nos pontos 7.7 e 7.8.

7.2.2 - Compensação estática. - A potência reactiva deve ser produzida tão próximo dos pontos de consumo quanto possível de forma a minimizarem-se as perdas da rede. Assim, existe todo o interesse em propostas que visem o fornecimento de potência reactiva naqueles locais, pelo menos nas horas cheias e de ponta, mediante a instalação de baterias de condensadores ou outros dispositivos estáticos.

Os distribuidores vinculados e os clientes ligados às redes do SEP poderão apresentar propostas de compensação estática, que serão tratadas de acordo com a metodologia definida nos pontos 7.7 e 7.8.

7.3 - Telearranque

O ponto de inserção nas redes do SEP dos grupos geradores bem como as suas características - nomeadamente: facilidade e tempo de arranque; potência disponibilizada - poderão tornar interessante o seu telearranque a partir do Centro de Controlo da RNT, em situações de emergência.

Na sequência da elaboração do Plano de Necessidades de Serviços de Sistema Eléctrico, o Gestor de Sistema identificará as necessidades futuras do SEN relativamente à possibilidade de dispor de telearranque de grupos em determinados pontos críticos das redes.

Os PV e PNV poderão apresentar propostas de telearranque dos seus grupos de acordo com a metodologia definida nos pontos 7.7 e 7.8.

7.4 - Arranque autónomo (black start)

A reposição em serviço de uma dada rede é normalmente feita a partir de outras já em funcionamento e com as quais se interliga ou, em alternativa, criando-se redes isoladas de geração/consumo que, posteriormente, serão sincronizadas com as outras redes com que se interligam.

Nesta última situação é indispensável existirem grupos com a possibilidade de arrancarem autonomamente (ou seja, sem existir tensão na rede a que se vão ligar).

O Gestor de Sistema na elaboração do Plano de Necessidades de Serviços deverá ter em conta os planos de reposição de serviço para as redes futuras de forma a identificar correctamente as necessidades futuras deste tipo de serviço.

Os PV e PNV poderão apresentar propostas de telearranque dos seus grupos de acordo com a metodologia definida nos pontos 7.7 e 7.8.

7.5 - Serviço Complementar de Regulação Secundária

A reserva secundária, conforme o descrito no ponto 2.2.2.4.2, necessária para o normal funcionamento do SEN é actualmente assegurada pelas centrais do SEP.

O crescimento do consumo e a evolução do sistema electroprodutor (grupos de maior potência, desclassificação de grupos, acréscimo de geração eólica e variabilidade associada, etc.) poderão determinar necessidades de reserva secundária não disponível actualmente.

O Gestor de Sistema na elaboração do Plano de Necessidades de Serviços deverá ter em conta estes aspectos de forma a identificar correctamente as necessidades futuras deste tipo de serviço.

Os PV e PNV poderão apresentar propostas de regulação secundária dos seus grupos de acordo com a metodologia definida nos pontos 7.7 e 7.8.

7.6 - Serviço Complementar de Regulação Terciária

7.6.1 - Determinação das necessidades de reserva terciária. - A reserva terciária, conforme o descrito no ponto 2.2.2.4.3, necessária para o normal funcionamento do SEN, é actualmente assegurada, à semelhança da secundária, pelas centrais do SEP.

Para se determinar a constituição deste tipo de reserva deverá ter-se em conta os dados seguintes:

Potência máxima e mínimo técnico contratuais dos grupos a mobilizar;

Custos de funcionamento no estado de reserva quente;

Custos associados à transição de estados versus tempo previsto de funcionamento como reserva quente;

Nível desejável de segurança do sistema eléctrico e de garantia do abastecimento dos consumos.

Sempre que tal se justifique, o Gestor de Sistema deverá definir quais os períodos em que irá necessitar de um valor superior de reserva.

7.6.2 - Necessidades acrescidas de reserva terciária. - No estabelecimento dos valores de reserva terciária para determinados períodos o Gestor de Sistema deverá atender ao exposto no ponto 2.2.2.4.3 (determinação de níveis mínimos de reserva terciária) com o objectivo de garantir a segurança do SEN.

Assim, sempre que o Gestor de Sistema considere, justificadamente, que existe uma elevada probabilidade de perda de geração simultânea significativa (o que poderá ser originado por diversas situações: perda de queda em fios de água, dificuldades de refrigeração de grupos térmicos, perturbação do abastecimento de gás, limitações da rede de transporte, etc.) o Gestor de Sistema poderá estabelecer valores de reserva terciária superiores aos decorrentes da simples "reconstituição da reserva secundária num tempo adequado".

De igual forma em outras situações de emergência do SEN ou de avaria nos sistemas informáticos empregues na sua gestão em tempo real, o Gestor de Sistema poderá tomar as medidas que considerar indispensáveis na utilização da reserva terciária, considerando a segurança do SEN.

A utilização de grupos térmicos a funcionar em regime de reserva quente, por forma que estes possam ser mobilizados de forma expedita (em comparação com arranques a "frio" ou mesmo a "morno"), constitui um modo possível de se garantir a reserva terciária necessária nas condições descritas.

Estas decisões serão devidamente registadas, podendo ser divulgadas às entidades envolvidas e à ERSE, sempre que solicitado.

7.6.3 - Necessidades futuras de reserva terciária. - À semelhança do mencionado no ponto 7.5, relativamente à regulação secundária, também as futuras necessidades de regulação terciária são condicionadas pelo crescimento do consumo e pela evolução do sistema electroprodutor (grupos de maior potência, desclassificação de grupos, acréscimo de geração eólica e variabilidade associada, grau de dependência das infra-estruturas de abastecimento de gás e redundância destas, etc.) pelo que o Gestor de Sistema, na elaboração do Plano de Necessidades de Serviços, deverá ter em conta estes aspectos de forma a identificar correctamente as necessidades futuras deste tipo de serviço.

Os PV e PNV poderão apresentar propostas de regulação terciária dos seus grupos de acordo com a metodologia definida nos pontos 7.7 e 7.8.

7.7 - Plano de Necessidades de Serviços de Sistema

Com base nos resultados de simulações do SEN num horizonte de dois anos, que terão em conta os dados disponíveis relativamente:

Elementos da RNT previsivelmente em serviço;

Elementos, previsivelmente em serviço, de outras redes com que a RNT se interliga;

Evolução da geração (SEN);

Evolução do Consumo (SEP e SENV);

e em função de estudos estatísticos indicadores do nível de utilização de determinados serviços de sistema o Gestor de Sistema elaborará um plano de necessidades de serviços de sistema onde se especificará claramente:

As prioridades por instalação ou zona de rede;

As características consideradas para cada serviço.

De acordo com o estipulado regulamentarmente (artigo 36.º do RD), este plano deverá ser elaborado até 31 de Março do primeiro ano de cada período de regulação.

7.8 - Mecanismos de contratação de Serviços de Sistema

O plano mencionado, após aprovação pela ERSE, será objecto da adequada divulgação com vista à recepção de propostas de fornecimento dos serviços de sistema requeridos.

Estas poderão ser apresentadas por PV, PNV, DV ou clientes ligados às redes do SEP.

A aceitação das propostas, como resultado de uma análise casuística de custo/benefício associado, implicará a celebração de um contrato bilateral entre a entidade fornecedora e a concessionária da RNT.

No caso dos PV, e em alternativa ao contrato bilateral mencionado, poderá incluir-se no CAE existente o articulado necessário equivalente aos termos de um contrato bilateral que seria celebrado para esse efeito.

As propostas recebidas, as propostas aceites e respectivas justificações e os contratos a celebrar serão comunicados à ERSE, após o que, caso esta entidade não tenha objecções, serão divulgados de forma semelhante à do plano de serviços de sistema.

8 - Gestão da informação

8.1 - Registo de informação de exploração do SEN

De acordo com o disposto no artigo 42.º do RD, o Gestor de Sistema deve manter e conservar, durante cinco anos, registos actua lizados da informação descritiva da exploração ocorrida, nomeadamente a seguinte:

Folha diária de ocorrências de exploração;

Relato diário de ocorrências;

Instruções de Despacho;

Declaração de disponibilidade;

Potências disponíveis das diversas centrais ou grupos;

Pedidos de indisponibilidades ou de alterações;

Plano de indisponibilidades;

Diagrama de potências semi-horárias;

Energia eléctrica emitida pelas diversas centrais ou grupos;

Elementos caracterizadores da situação nas albufeiras;

Intercâmbio de energia eléctrica nas interligações;

Relatório diário da interligação;

Notas semanais de exploração.

8.1.1 - Plano de indisponibilidades. - O Gestor de Sistema deve manter actualizada a sua base de dados com o registo das indisponibilidades, os seus pedidos e ou alterações ocorridas. A referida base de dados é constituída por um conjunto de fichas de indisponibilidades individualizadas, apresentando cada uma os seguintes campos:

Identificação do elemento indisponível e respectivo tipo (produção, transporte, rede espanhola, rede de distribuição);

Motivo da indisponibilidade;

Classificação (programada, fortuita, força maior, risco rede, outras);

Datas previstas para início e fim, suas actualizações e identificação dos intervenientes envolvidos na negociação;

Data efectiva de início e fim e identificação dos interlocutores;

Condicionamentos (potência, caudal, cota, queda, ensaios);

Tempo de reposição em caso de necessidade;

Potências activa e reactiva disponível e indisponível, para indisponibilidades de produção.

8.1.2 - Folha diária de ocorrências de exploração. - Neste documento deverão ser registadas pelo operador do Gestor de Sistema:

Entradas e saídas de grupos geradores;

Níveis de exploração (cotas) horários dos aproveitamentos hidroeléctricos;

Caudais e volumes diários lançados pelo aproveitamento hidroeléctrico espanhol imediatamente a montante;

Descarregamentos;

Outras ocorrências de exploração.

A permanente actualização deste documento permitirá, em qualquer situação de emergência ou em caso de falha total ou parcial do sistema informático, que o operador do Gestor de Sistema possa dispor de uma rápida percepção do estado de funcionamento da RNT, designadamente em relação às indisponibilidades e condicionamentos, e sobre os grupos geradores que se encontram em funcionamento.

8.1.3 - Relato diário de ocorrências. - Após as 0 horas de cada dia, o Gestor de Sistema deverá produzir o relato diário de ocorrências, transcrevendo as informações para um ficheiro informático de texto, conforme descrito em 8.1.3.1.

Após efectuada a sua validação, conforme descrito em 8.1.3.2, os mesmos serão passados ao estado de definitivo, para posterior divulgação.

8.1.3.1 - Definição das ocorrências a relatar. - Os relatos diários são divididos em três secções:

Incidentes;

Indisponibilidades;

Notas e condicionamentos;

onde devem ser registados os seguintes acontecimentos:

8.1.3.1.1 - Incidentes:

Disparos ou aberturas de emergência dos disjuntores de linhas, cabos e autotransformadores que constituem a RNT;

Disparos gerais ou parciais de subestações e postos de corte;

Disparos de todos os transformadores pertencentes à concessionária da RNT, quer impliquem ou não energia não fornecida (ENF);

Disparos ou aberturas de emergência dos disjuntores das linhas de tensão inferior a 150 kV, quando os mesmos tiverem origem em partes dessas instalações, que são propriedade da concessionária da RNT, desde que provoquem interrupção de fornecimento de energia;

Disparos ou aberturas de emergência dos disjuntores das baterias de condensadores;

Disparos ou aberturas de emergência dos grupos geradores e compensadores síncronos (hídricos ou térmicos), bombas ou grupos em funcionamento como reserva girante;

Disparos de caldeiras na central do Barreiro.

8.1.3.1.2 - Indisponibilidades:

Linhas, troços de linhas e cabos de MAT;

Autotransformadores;

Baterias de condensadores;

Disjuntores e painéis, devendo considerar-se o disjuntor apenas nos casos em que, no painel, seja necessário retirar de serviço só esse elemento;

Transformadores, quando associados a incidentes que originem interrupções de serviço;

Barramentos de qualquer tensão nominal, sempre que estejam na origem de um agravamento de um incidente (por exemplo defeito de barras ou actuação de uma protecção de falha de disjuntor) e, sempre que necessário, para obter uma descrição mais clara das ocorrências relatadas;

Geradores, compensadores (hídricos ou térmicos), bombas ou reservas girantes, sempre que tenham associadas as respectivas (re)declarações de disponibilidade;

Falta de condições de funcionamento dos grupos ou centrais (por exemplo, insuficiência de queda nos aproveitamentos hidroeléctricos a fio de água);

Caldeiras, na central do Barreiro;

Subestações, postos de corte e de seccionamento, propriedade da concessionária da RNT ou de qualquer produtor ou cliente sujeito a despacho centralizado.

8.1.3.1.3 - Notas e condicionamentos:

Entradas em serviço de novas instalações: linhas (inclusivamente as de 60 kV se interligadas directamente com a RNT), painéis, barramentos, autotransformadores e transformadores (referindo a sua potência aparente nominal), baterias de condensadores (referindo a sua potência reactiva nominal), derivações, grupos hídricos ou térmicos (referindo a sua potência activa nominal);

Desclassificação de instalações;

Alterações de nomenclaturas existentes;

Referências a alterações de relatos passados;

Condicionamentos da exploração de centrais hídricas, nomeadamente de nível de armazenamento de albufeiras, quedas e caudais afluentes e efluentes;

Limitações;

Abertura de linhas, a pedido do Gestor de Sistema (nomeadamente devido a tensões elevadas) ou para criar condições para a realização de ensaios (por exemplo, termovisão);

Esquemas especiais de exploração. Se estes esquemas estiverem associados a indisponibilidades devem ser relatados na descrição dos respectivos motivos;

Limitações de carga dos grupos térmicos;

Situações excepcionais de descarregamentos (por exemplo com vista à prevenção de cheias).

8.1.3.2 - Revisão. - No 1.º dia útil após o dia a que se refere o relato, o responsável pelo Gestor de Sistema ou quem tiver esta competência delegada deverá proceder à revisão final do documento e respectiva validação.

8.1.3.3 - Divulgação. - Após aprovação, o relato diário é passado ao estado de definitivo, sendo divulgado no site da REN. Na versão divulgada neste site não estão visíveis os motivos que determinaram os factos relatados.

8.1.3.4 - Alterações posteriores. - Quaisquer alterações surgidas após a divulgação deverão ser introduzidas no relato diário relativo ao dia a que dizem respeito, sendo este facto referido nas "Notas e condicionamentos de exploração" no relato do dia em que surgiram. Após aprovação das alterações, o relato deverá ser novamente difundido nos moldes atrás definidos.

8.1.4 - Diagrama de potências semi-horárias. - O sistema informático do Gestor de Sistema deverá registar as potências instantâneas emitidas por cada grupo gerador e em cada linha de interligação, a cada meia hora, de forma a possibilitar a elaboração de um diagrama de potências semi-horárias referente à emissão.

Para tal, os operadores do Centro de Controlo do Gestor de Sistema deverão verificar se os valores registados são coerentes, introduzindo manualmente qualquer dado que, por falha dos sistemas informáticos, não tenha sido registado de forma automática.

Este documento contém também um balanço energético diário.

8.1.4.1 - Energias emitidas pelas centrais ou grupos geradores. - Após as 0 horas, e quando se encontrarem disponíveis as leituras de contadores no sistema SIME, um dos operadores do Centro de Controlo do Gestor de Sistema deverá introduzir estes valores na aplicação para que seja possível realizar os cálculos dos valores totais de energia.

Se o sistema não estiver ainda disponível para todas as centrais, se existirem dificuldades na obtenção destas leituras via SIME ou se se verificarem diferenças demasiado elevadas entre estes valores e os estimados por integração pela aplicação informática, deverão confirmar-se as leituras com os valores resultantes dos contadores existentes em cada uma das instalações. Para tal, o operador deverá contactar telefonicamente o Centro de Telecomando de Centrais Hídricas ou as Centrais Térmicas e tentar obter as leituras resultantes dos seus próprios contadores.

8.1.4.2 - Potências máximas registadas nas diversas centrais ou grupos geradores. - As potências máximas verificadas nas diversas centrais são registadas de forma automática. No entanto, quer devido à possibilidade de funcionamento em telerregulação, quer devido a alguma variação de potência de curta duração, poderão existir diferenças entre os valores registados automaticamente e os valores fornecidos pelas centrais. Neste caso deverá sempre prevalecer o maior dos dois valores como sendo a ponta máxima da central.

8.1.5 - Elementos informativos diários. - Após as 0 horas de cada dia, o Gestor de Sistema deverá produzir um relatório que tem por objectivo a elaboração de uma estatística energética e o registo de informações para envio ao responsável pela elaboração de relatórios e sua divulgação (v. ponto 8.2).

8.1.5.1 - Energias emitidas e potências máximas registadas nas centrais ou grupos geradores. - Os valores referentes às energias emitidas e às potências máximas registadas nas centrais ou grupos geradores devem ser importados da aplicação que produz o diagrama de potências semi-horárias.

8.1.5.2 - Elementos caracterizadores da situação nos aproveitamentos hidroeléctricos. - O Centro de Telecomando de Centrais Hídricas deverá informar o Gestor de Sistema sobre os dados necessário para caracterização da situação nos aproveitamentos hidroeléctricos dos PV.

Assim, deverão ser transmitidos:

As cotas às 0 horas de todos os aproveitamentos hidroeléctricos;

Os caudais afluentes próprios, caudais bombados, volumes descarregados e armazenamentos, para todas as albufeiras;

Os caudais afluentes totais, volumes descarregados e quedas, para todas os aproveitamentos a fio de água.

8.1.5.3 - Saldo dos trânsitos nas interligações. - Este documento contém também informações sobre os saldos diários dos trânsitos de energia verificados nas diversas interligações.

8.1.6 - Relatório diário da interligação. - No início de cada dia o Gestor de Sistema, através de aplicação informática criada para o efeito, procede à importação dos programas de Importação/Exportação realizados durante o dia anterior (programas que já tinham sido alvo de confirmação com o Operador de Sistema espanhol, conforme descrito em 5.2 - estabelecimento de programas na interligação) e à recolha das telecontagens das diversas linhas de interligação com a rede espanhola.

Após validação das informações obtidas, procede-se à elaboração do relatório, através da respectiva aplicação informática, realizando uma impressão em papel, para consulta e arquivo temporário na Sala de Comando do Centro de Controlo do Gestor de Sistema, e um arquivo informático efectuado na rede local de computadores.

Este relatório permite o registo dos contratos de Importação/Exportação de Energia do SEP e do SENV e o cálculo dos desvios involuntários de regulação (importação ou exportação) nos períodos de ponta e vazio.

8.1.7 - Notas semanais de exploração. - O Gestor de Sistema deverá produzir semanalmente um documento no qual serão registadas as principais alterações aos programas de despacho (PD), bem como as respectivas justificações, e todas as ocorrências relevantes durante o período em análise.

Encontram-se incluídas nestas ocorrências relevantes todos os incidentes em que exista energia não fornecida, indisponibilidades da RNT, cujas consequências originaram condicionamentos, alterações aos valores determinados para a reserva secundária e ou terciária e respectivas justificações e todas as informações sobre a exploração do SEN referente à semana em causa.

Devem também ser referidos neste documento os consumos máximos verificados, quer em energia quer em potência, uma caracterização hidrológica da semana, referindo os volumes lançados pelos aproveitamentos espanhóis imediatamente a montante e um resumo dos programas verificados na interligação.

8.1.8 - Instruções de Despacho. - As Instruções de Despacho deverão ser objecto de registo, de acordo com o estabelecido no ponto 4.5.1.

8.1.9 - Listas de informação do Gestor de Sistema. - O Gestor de Sistema deve manter actualizadas as seguintes listas de informação:

Excepções aos níveis de tensão em regime normal de exploração (cf. 2.2.2.2);

Equipamentos e instalações não abrangidos pelo critério de segurança N-1 (cf. 2.2.3);

Linhas de duplo circuito (cf. 2.2.3.2);

Capacidades máximas admissíveis dos transformadores e autotransformadores (cf. 2.2.2);

Grupos geradores que podem originar sobrecargas importantes na RNT (cf. 2.2.4.1);

Temporizações dos relés de mínimo de frequência (cf. 2.2.4.2);

Aplicações informáticas utilizadas pelo Gestor de Sistema (cf. 9.8).

O Gestor de Sistema deve disponibilizar a consulta das referidas listas pelas restantes entidades abrangidas pelo presente manual.

As actualizações das listas devem ser objecto de registo e enviadas à ERSE.

8.2 - Divulgação da informação

Sendo a divulgação da informação produzida relativa à exploração do SEN da responsabilidade da concessionária da RNT, o Gestor de Sistema deve disponibilizar à entidade responsável pela divulgação de informação da concessionária da RNT toda a informação na sua posse, no pressuposto que serão observados os princípios de confidencialidade e transparência requeridos, nomeadamente:

Folha diária de ocorrências de exploração;

Relato diário de ocorrências;

Diagrama de potências semi-horárias;

Elementos informativos diários;

Relatório diário da interligação;

Listas de informação do Gestor de Sistema.

8.3 - Fluxos de informação

8.3.1 - Âmbito e disposições gerais. - Os fluxos de informação do Gestor de Sistema para as outras funções da concessionária da RNT e para as restantes entidades abrangidas pelo âmbito de aplicação deste Manual deverão ser claramente estabelecidos na sua forma e conteúdo, por forma a possibilitar uma utilização eficiente e segura dos meios de produção e transporte de energia eléctrica.

Desta forma será possível efectuar uma melhor coordenação do funcionamento das instalações do SEN, satisfazendo os consumos dentro dos parâmetros exigidos de qualidade de serviço.

Na transmissão de informações, o Gestor de Sistema deverá observar critérios de isenção e transparência, assegurando igualdade de tratamento e oportunidades para todos os intervenientes na exploração do SEN.

A circulação de toda a informação deverá obedecer ao disposto no artigo 14.º do Regulamento de Relações Comerciais, cujo conteúdo se transcreve seguidamente:

"Artigo 14.º

Informação

1 - A entidade concessionária da RNT, no desempenho das funções de Gestor de Ofertas, Agente Comercial do SEP e Gestor de Sistema, deve assegurar o registo e a divulgação da informação por forma a:

a) Concretizar os princípios da igualdade, da transparência e da independência enunciados no n.º 3 do artigo 12.º e no artigo 13.º;

b) Justificar perante as entidades com as quais se relaciona as decisões tomadas, sempre que solicitada.

2 - Para efeitos do disposto no número anterior, a entidade concessionária da RNT deverá submeter à aprovação da ERSE, no prazo de 90 dias a contar da data de entrada em vigor do presente Regulamento, para cada uma das funções individualizadas no n.º 1 do artigo 12.º, uma lista da informação comercialmente sensível obtida no exercício daquelas suas funções que pretenda, por razões de que será apresentada fundamentação bastante, considerar de natureza confidencial.

3 - Para efeitos do disposto no número anterior, a entidade concessionária da RNT deverá tomar, na sua organização e funcionamento internos, as providências necessárias para que fiquem limitadas aos serviços, ou às pessoas que directamente intervêm em cada tipo específico de actividade e operação, as informações de natureza confidencial aprovadas pela ERSE de que hajam tomado conhecimento em virtude do exercício das suas funções, as quais ficam sujeitas a segredo profissional.

4 - O disposto no número anterior não é aplicável sempre que:

a) A entidade concessionária da RNT e as pessoas indicadas no número anterior tenham de prestar informações ou fornecer outros elementos à ERSE, no âmbito das respectivas competências específicas;

b) Exista qualquer outra disposição legal que exclua o cumprimento desse dever;

c) A divulgação de informação ou o fornecimento dos elementos em causa tiverem sido autorizados por escrito pela entidade a que respeitam.

5 - A entidade concessionária da RNT pode exigir dos produtores vinculados, do distribuidor vinculado em MT e AT, bem como dos utilizadores das redes, quer na fase de projecto, quer durante a exploração, informação relativa às características das instalações e parâmetros dos equipamentos por eles operados, de modo a permitir a simulação da exploração do sistema electroprodutor e a coordenação das instruções de despacho."

No ponto 8.3.2 identificam-se os fluxos de informação existentes entre o Gestor de Sistema e as restantes funções atribuídas à entidade concessionária da RNT, enquanto o ponto 8.3.3 identifica os fluxos de informação existentes entre o Gestor de Sistema e entidades externas ao SEN. Todos estes fluxos de informação deverão ser objecto de registo, designadamente o seu conteúdo.

Sempre que se justifique, o Gestor de Sistema poderá rever os fluxos de informação enumerados, no sentido de os optimizar ou adaptar a novas necessidades, observando sempre os critérios atrás referidos.

As informações contidas nos diversos fluxos de informação poderão ser transmitidas por intermédio de papel, fax, correio electrónico (que poderão incluir ficheiros para consulta e tratamento da informação) ou através de consultas directas das bases de dados das outras funções, através de um perfil de utilizador que permita apenas o acesso sem a possibilidade de os modificar.

A informação recebida deverá ser registada, identificando a data e hora de recepção, e devidamente arquivada para posterior consulta. Este arquivo deverá assegurar os princípios de integridade da informação, condicionamento do acesso e organização, necessários para garantir que a informação poderá ser disponibilizada de uma forma eficiente e segura.

8.3.2 - Fluxos de informação internos à entidade concessionária da RNT:

8.3.2.1 - Do Gestor do Sistema para o Gestor de Ofertas:

Programa de Despacho do Encontro de Ofertas;

Programa de Despacho de CBF;

Alterações aos Programas Provisórios Diários;

Alterações aos Programas de Despacho;

Capacidade diária e semanal de interligação;

Previsão de consumo diário do SEN despachável;

Listagem de Agentes de Ofertas afectados por incidentes das redes.

8.3.2.2 - Do Gestor de Ofertas para o Gestor de Sistema:

Celebração de CBF;

Acesso às redes e adesão ao sistema de ofertas;

Programa Provisório Diário de CBF;

Programa Provisório Diário de Encontro de Ofertas;

Ordem de precedência das ofertas diárias.

8.3.2.3 - Do Gestor de Sistema para o Agente Comercial do SEP:

Indisponibilidades fortuitas dos PV;

Restrições da RNT;

Níveis de exploração das albufeiras, afluências e descarregamentos dos PV;

Quedas;

Caudais lançados e bombados;

Programa de Despacho do SEP, após verificação técnica;

Alterações ao Programa Provisório de Exploração do SEP;

Necessidades de reserva secundária e terciária para o próximo dia do horizonte de programação;

Programa de Despacho do SEP executado;

Alterações ao Programa de Despacho previsto para o SEP;

Registo de eventos dos PV;

Instruções de despacho para o SEP;

Previsão de consumo diário do SEN;

Activação dos contratos de interruptibilidade de cargas e respectiva justificação.

8.3.2.4 - Do Agente Comercial do SEP para o Gestor de Sistema:

Programa de exploração anual;

Programa de exploração mensal;

Programa de exploração semanal;

Programa de exploração diário;

PAMP;

Ordem de mérito para o dia seguinte;

Contratos de garantia de abastecimento celebrados;

Entradas e saídas de exploração de novos grupos geradores;

Plano anual de potência interruptível;

CBF celebrados na interligação.

8.3.2.5 - Do Gestor de Sistema para o Acerto de Contas:

Programa de Despacho do SENV;

Registos de eventos dos PNV;

Instruções de Despacho para o SENV;

Deslastres de consumos e respectivas justificações.

8.3.2.6 - Do Acerto de Contas para o Gestor de Sistema:

Energia emitida por central;

Energia consumida por ponto de entrega;

Energia transitada nas linhas de interligação.

8.3.2.7 - Do Gestor de Sistema para o Transporte de Energia Eléctrica:

Instruções de Despacho para a RNT;

Incidentes na RNT;

Incidentes nas linhas de interligação e respectivos motivos.

8.3.2.8 - Do Transporte de Energia Eléctrica para o Gestor de Sistema:

Elementos técnicos caracterizadores da RNT;

Proposta de indisponibilidades programadas da RNT;

Indisponibilidades fortuitas, condicionamentos e respectivos motivos (RNT);

Entradas e saídas de exploração de novos elementos;

Motivos dos incidentes na RNT.

8.3.3 - Fluxos de informação com entidades externas ao SEN. - Para possibilitar uma maior optimização dos recursos nas duas Redes e garantir a segurança de ambos os Sistemas, existe informação que é trocada com o Operador de Sistema da Rede Espanhola. As informações partilhadas dizem respeito a:

Potências, em tempo real e previstas, emitidas por centrais para análise e simulação das redes interligadas;

Caudais lançados pelos aproveitamentos a montante de aproveitamentos portugueses;

Trânsitos nas linhas de transporte que possam originar restrições de transporte;

Informações referentes a indisponibilidades de produção ou transporte, por forma a minimizar eventuais descarregamentos e ou evitar restrições de transporte;

Informações sobre os programas de interligação, para efeitos de registo e regulação;

Alterações dos valores de referência de regulação de frequência por parte da UCTE;

Capacidade máxima da interligação para fins comerciais.

9 - Sistemas informáticos e de comunicação

9.1 - Equipamento informático

O bom funcionamento e conservação dos computadores e do restante equipamento a eles associado, nomeadamente o seu interface com os sistemas de comunicações, é garantido através de uma permanente monitorização das suas condições operacionais.

As acções de manutenção devem ser programadas, desencadeadas e supervisionadas pelo responsável dos Sistemas Informáticos do Gestor de Sistema.

9.1.1 - Alimentação de energia do sistema informático:

9.1.1.1 - UPS (Uninterruptible Power Supply). - Anualmente, serão realizados ensaios das condições de funcionamento das UPS (Uninterruptible Power Supply), para garantir que estes equipamentos se encontram em boas condições e têm capacidade para satisfazer os consumos dos sistemas fundamentais à gestão do SEN.

Todas as ligações de novos circuitos às UPS carecem de uma prévia autorização por parte do responsável do Gestor de Sistema.

9.1.1.2 - Quadro geral de BT da sala de computadores e respectivos quadros auxiliares no piso do GS. - Estes quadros alimentam os sistemas essenciais ao bom funcionamento do Gestor de Sistema. Qualquer alteração aos seus circuitos ou dispositivos de protecção apenas poderá ser realizada após aprovação por parte do responsável do Gestor de Sistema.

9.1.2 - Rede informática do Gestor de Sistema. - A rede informática própria do Gestor de Sistema é constituída por duas componentes ligadas entre si:

Uma rede de apoio ao sistema informático de gestão, em tempo real, do SEN;

Uma rede de computadores pessoais.

A totalidade da rede informática própria do GS encontra-se protegida de acessos a partir do exterior por um sistema de firewall próprio, não existindo outras ligações com o exterior à excepção de uma linha de acesso telefónico restrito e também protegido, para manutenção remota.

9.1.3 - Outras redes informáticas acedidas pelo Gestor de Sistema. - Além das redes próprias acima referidas, o GS tem acesso directo no seu piso a mais duas redes, em partilha com outras entidades:

Rede geral de PC da REN;

Rede de terminais tipo PC dedicada ao SIME.

9.2 - Avarias

9.2.1 - Nos equipamentos remotos de aquisição e tratamento de dados. - Sempre que for detectada uma avaria nos diversos equipamentos existentes nas instalações da RNT (por exemplo, conversores, limnígrafos, unidades remotas de telecontrolo, etc.), os operadores do Gestor de Sistema deverão participá-la à entidade encarregue de efectuar a recepção e o seu encaminhamento, desencadeando os contactos necessários com vista à reparação da mesma.

A competência da participação da avaria, no GS, está atribuída de acordo com procedimento interno onde se define a competência de participação de acordo com o tipo desta.

No caso da avaria surgir fora do horário normal de serviço, e estando em causa a boa gestão ou a segurança do SEN, o GS providenciará o contacto com os técnicos de disponibilidade por forma que a avaria seja reparada o mais rapidamente possível. Todas as participações de avarias serão registadas pelo GS em base de dados própria e cuja gestão se encontra a seu cargo.

9.2.2 - Na transmissão de dados. - Sempre que ocorram avarias na transmissão de dados entre o Gestor de Sistema e as diversas instalações do SEN, os operadores do Gestor de Sistema deverão desencadear as medidas estabelecidas, no âmbito das suas competências, com vista à sua solução. Caso a avaria persista, deverá proceder-se à participação conforme descrito no ponto anterior.

No caso da avaria surgir fora do horário normal, encontrando-se, em consequência, encerrada a entidade encarregue de efectuar a recepção e o encaminhamento de participação de avarias, e se o diagnóstico dessa avaria indiciar que poderá estar em causa a boa gestão ou a segurança do SEN, o operador do GS deverá estabelecer um contacto com os técnicos de disponibilidade por forma que a avaria seja reparada o mais rapidamente possível.

9.2.3 - Nos equipamentos e aplicações informáticos. - Sempre que sejam detectadas avarias nos equipamentos e aplicações informáticos será contactado o responsável principal pelo equipamento ou aplicação em causa, para se proceder à sua reparação.

No caso destas avarias surgirem fora do horário normal de laboração, o operador do Gestor de Sistema deverá avaliar a gravidade da situação, atendendo à segurança e à boa gestão do SEN, e, se o considerar justificável, contactar o responsável atrás mencionado (ou, caso não seja possível, o responsável de reserva) por forma a reparar-se a avaria o mais rapidamente possível.

A designação dos responsáveis, principais e de reserva, pelos equipamentos e aplicações informáticos constam de lista existente no GS.

9.3 - Manutenção de aplicações informáticas e de bases de dados

A manutenção das aplicações e das bases de dados associadas ao serviço do Gestor de Sistema advém da necessidade de:

Actualizar o sistema informático do GS por forma à sua correcta adequação à evolução do Sistema Electroprodutor e da RNT;

Actualizar a informação trocada com Espanha;

Procurar uma constante melhoria da funcionalidade do sistema informático.

A manutenção de aplicações obedece a rigorosos critérios, utilizando ferramentas de desenvolvimento específicas e recorrendo a fornecedores externos sempre que tal se revele necessário.

Neste processo, a informação poderá ser actualizada em tempo real, cabendo ao responsável principal da aplicação, ou na sua ausência, ao responsável de reserva, toda a programação das acções a desencadear. Em caso de necessidade, estas acções poderão ser desenvolvidas por um qualquer outro elemento do GS, com competência para tal, que deverá comunicar o mais rapidamente possível aos referidos responsáveis quais as alterações efectuadas na sua ausência.

9.4 - Desenvolvimento de aplicações informáticas do GS

A criação de novas aplicações informáticas ou de novas versões de aplicações já existentes serão suportadas por solicitações formais ao responsável por toda a área informática do GS. Estas novas aplicações ou versões terão por fim a melhoria da gestão funcional do SEN.

O responsável mencionado providenciará, se necessário em colaboração com o fornecedor do sistema informático, a compatibilidade das alterações introduzidas com o restante software.

9.4.1 - Testes. - Todas as aplicações devem ser objecto de um conjunto de testes constantes de um plano previamente definido, registando-se os resultados obtidos.

9.4.2 - Período experimental. - Passada a fase de testes, a aplicação passa para o ambiente de trabalho, onde poderá ser usada pelos utilizadores finais, entrando então no período experimental de funcionamento, com duração não inferior a seis meses.

Concluído este período, e efectuadas eventuais correcções, a aplicação é considerada "em exploração" pelo Gestor de Sistema.

9.4.3 - Procedimentos complementares. - Previamente à entrada da aplicação no regime experimental, deverão efectuar-se:

A nomeação do responsável principal e de reserva pela aplicação. Esta nomeação deve ser feita ainda durante a fase de testes, por forma a ministrar-lhes a formação compatível com as exigências das suas funções;

A elaboração de documentos tipo Manual do Utilizador, para uso dos operadores, e Guia do Software, para uso dos especialistas informáticos. Esta tarefa será efectuada pela equipa que construiu a aplicação e tem por finalidade permitir uma formação e manutenção adequadas. A documentação com interesse para os operadores deverá estar facilmente disponível a partir de PC existentes na Sala de Comando;

A formação adequada dos utilizadores. Esta acção será desenvolvida e coordenada pelo responsável pela aplicação, em colaboração com o responsável pelo Gestor de Sistema.

9.5 - Gestão de manutenção

A equipa de Sistemas Informáticos do Gestor de Sistema é responsável pela manutenção do sistema informático de gestão, em tempo real, do SEN, em colaboração com a empresa fornecedora deste sistema.

A concessionária da RNT estabeleceu um contrato de manutenção com esta empresa, válido durante um período de três anos e iniciado a partir do momento da aceitação daquele sistema, verificada em Julho de 2000.

Nos termos deste contrato, a referida empresa, neste período, compromete-se a instalar as várias versões de software que entretanto forem disponibilizadas, reservando a concessionária da RNT o direito de prescindir de algumas destas alterações se assim o entender.

As alterações pontuais de software de base que sejam consideradas pela equipa de Sistemas Informáticos do GS serão objecto de consulta à empresa fornecedora, de forma a garantir a sua compatibilidade tanto com a versão corrente como com ulteriores versões.

Relativamente a todo o restante equipamento de suporte do sistema informático, a sua manutenção será efectuada de acordo com o estabelecido pela concessionária da RNT para o efeito.

Compete à entidade da concessionária da RNT responsável pelos sistemas informáticos:

A execução das acções pedidas pelo Gestor de Sistema na sua área de PC;

A gestão e manutenção da rede de PC, ligação de novos utilizadores, reparação de avarias ocorridas ao nível do equipamento e manutenção do referido sistema de firewall, de acordo com a política de segurança adoptada.

9.6 - Acessos às bases de dados e aplicações informáticas com diferentes utilizadores

Como anteriormente referido, os sistemas informáticos do Gestor de Sistema encontram-se protegidos de acessos externos através de adequados mecanismos, segundo os critérios de segurança estabelecidos. Por forma a possibilitar o envio das informações identificadas no ponto 8 são permitidas ligações entre a rede própria de PC do GS e outras redes de computadores, sempre atravessando o sistema de firewall que protege a rede informática do GS.

Refira-se que não existe qualquer mecanismo que possibilite o acesso a partir do exterior da rede informática própria do GS ao sistema informático de gestão em tempo real do SEN. Constitui excepção a esta norma a possibilidade de acesso remoto a esse sistema por parte dos responsáveis pela manutenção, nomeadamente a respectiva empresa fornecedora, por forma a permitir a actualização das versões de software, devendo esta informar o Gestor de Sistema sempre que tais operações estejam previstas.

Do exposto conclui-se que o acesso de qualquer entidade exterior ao GS aos dados gerados pelo sistema de gestão em tempo real do SEN apenas é possível por meio de ficheiros colocados na rede de PC própria do GS.

Tanto estes ficheiros como outros de geração directa na rede de PC do GS são acedidos ou enviados através de protocolos de acesso e transferência normalizados ou com recurso ao correio electrónico.

O acesso aos dados é condicionado pelo perfil de utilizador da rede de PC, a fim de assegurar a sua confidencialidade. A gestão dos perfis de utilizador compete à entidade da concessionária da RNT responsável pela manutenção desta, em concertação com o Gestor de Sistema.

A rede SIME, à qual o Gestor de Sistema acede através de terminais tipo PC existentes no seu piso, é completamente independente da rede informática própria do GS, e encontra-se sob a manutenção exclusiva da empresa fornecedora do respectivo software.

9.7 - Política de salvaguarda da informação produzida pelo Gestor de Sistema

Além de um processo de salvaguarda do software do sistema informático do SEN, inerente à boa prática de manutenção, o Gestor de Sistema manterá registos históricos da totalidade da informação gerada por esse sistema informático. Uma parte significativa dessa informação estará disponível em ficheiros de tipo e nos meios de armazenamento usuais para consulta em PC, de acordo com o estado da arte nesse domínio.

Uma lista da informação a ser arquivada, assim como uma descrição dos métodos utilizados para a sua salvaguarda e restauro consta de procedimento interno, elaborado pela equipa de sistemas Informáticos do GS.

9.8 - Lista e descrição funcional sucinta das aplicações mais importantes ao serviço do Gestor de Sistema

9.8.1 - Aplicações suportadas no sistema informático de gestão em tempo real do SEN. - A maioria destas aplicações é normalmente designada com o auxílio de um acrónimo na língua inglesa, referido no texto quando exista:

Aquisição de Dados e Controlo de Instalações (SCADA - Supervisory Control And Data Acquisition) - permite receber da rede a informação correspondente ao estado das instalações, incluindo os órgãos de manobra, e os valores das medidas, assim como enviar comandos para essas instalações. Efectua também a gestão das mensagens geradas, nomeadamente as correspondentes a alarmes verificados durante a exploração;

Telerregulação (AGC - Automatic Generation Control) - permite efectuar o controlo da geração das centrais equipadas para o efeito, através de sinais enviados a partir do GS, de forma manual ou automática, com vista a manter o equilíbrio entre a geração e o consumo ao longo do tempo;

Programação das Transações de Energia (ITS - Interchange Transaction Scheduler) - permite a inserção de programas de trânsito de potência na interligação;

Estimador de Estado (SE - State Estimator) - permite obter uma imagem estimada do estado da rede, incluindo as medidas e estado dos órgãos de manobra, com base nos dados recebidos a partir das instalações remotas. Torna-se assim possível não só validar estas informações recebidas, como estimar a situação em instalações transitoriamente sem ligação ao sistema. As imagens validadas podem ser manual ou automaticamente arquivadas, para estudo posterior;

Análise de Contingências (CA - Contingency Analysis) - permite, em conjugação com o estimador de estado, avaliar o impacto das modificações da topologia da rede na redistribuição dos trânsitos de energia e nível de segurança consequente;

Programação de Reactiva (VVS - Voltage/Var Scheduling) - permite, em tempo real e modo de estudo, a determinação das acções a realizar sobre os equipamentos que possibilitam a regulação de potência reactiva (baterias de condensadores, autotransformadores e geradores) a fim de minimizar as perdas de potência activa na rede;

Despacho de Reactiva (VVD - Voltage/Var Dispatch) - permite, em tempo real e modo de estudo, a determinação das acções a realizar sobre os equipamentos que regulam a potência reactiva, com o objectivo de repor os valores nominais das tensões que se encontrem fora dos limites estipulados. O algoritmo apresentará uma solução com o mínimo de acções possíveis;

Correntes de curto-circuito (OSC - Online Short Circuit) - permite, em tempo real e modo de estudo, a determinação dos valores das correntes de curto-circuito em todos os barramentos da RNT. Esta informação é arquivada todas as meias horas e periodicamente tratada para verificar se os disjuntores nas instalações possuem poder de corte suficiente para as correntes de defeito monofásico e trifásico;

Segurança de manobras (NASC - Network Analysis on Security Check Switching) - permite ao operador verificar as consequências da manobra de um disjuntor em termos de violações em regime permanente e em regime de segurança N-1;

Modo de Estudo e Gestão das Imagens da Rede (Study Mode e Case Management) - o sistema permite realizar cópias das imagens do estado actual da rede, validadas pelo estimador de estado, de forma manual ou com periodicidade especificada. São realizadas automaticamente cópias nas pontas da manhã e da noite, bem como no vazio da noite em dia útil e fim-de-semana. Estas ficam disponíveis para a realização de estudos posteriores (viabilidade de indisponibilidades, esquemas especiais, cálculo da capacidade de interligação, etc.). No modo de estudo todas as aplicações disponíveis em tempo real podem ser utilizadas (à excepção do estudo de segurança de manobras) por dois utilizadores em simultâneo;

Previsão de Cargas a curto prazo (STLF - Short Term Load Forecast) - permite estimar, com base na experiência de dias análogos e nos dados relativos às condições atmosféricas actuais, a evolução do consumo nos próximos um a dois dias;

Diagrama de Cargas (LD - Load Diagram) - permite recolher e registar os valores de geração nas centrais, assim como o trânsito nas interligações, ao longo do dia, com a periodicidade de meia hora;

Arquivo de Informação (HDA - Historical Data Archiving) - permite arquivar toda a informação recebida ou gerada pelo GS, em formato próprio. Esta informação pode ser posteriormente utilizada para produzir ficheiros de dados em formatos normalizados, tanto para uso do GS como para fornecimento a outras entidades;

Simulador de Despacho (DTS - Dispatcher Training Simulator) - permite simular situações de exploração da rede de transporte em condições anómalas, nomeadamente em condições críticas, conforme cenários previamente preparados, para treino dos operadores. Esta aplicação é suportada por um conjunto de equipamentos que replicam, com a maior fidelidade possível, os usados para o controlo real da rede, além de permitirem a simulação da actuação de outras entidades, nos cenários de crise referidos;

Gestão de indisponibilidades - permite manter uma base de dados com todas as indisponibilidades (geração, transporte e distribuição) apenas pedidas ou pedidas e aceites e produzindo relatórios (também com visualização gráfica) e ficheiros para envio a outras entidades.

9.8.2 - Aplicações suportadas na rede de PC própria do GS:

Interface com o Gestor de Ofertas. Suporta as transferência e validação das propostas de programas apresentadas pelo GO;

Gestão de programas na interligação com base nos ficheiros emitidos quer pelo GO quer pelo ACS, emitindo ficheiros e relatórios dos programas estabelecidos;

Energia na interligação com base nos ficheiros dos programas estabelecidos na interligação e dos valores obtidos a partir dos contadores de energia das diversas interligações calcula: energia transitada por interligação, programas (agregados), desvios de regulação e valores acumulados. Esta aplicação também produz diversos relatórios, nomeadamente o relatório diário da interligação (v. ponto 8.1.6).

ANEXO I

Glossário

No presente Manual são utilizadas as seguintes siglas:

ACS - Agente Comercial do SEP;

AT - Alta Tensão (tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 45 kV e igual ou inferior a 110 kV);

BT - Baixa Tensão (tensão entre fases cujo valor eficaz é igual ou inferior a 1 kV);

CBF - Contrato Bilateral Físico;

CNV - Cliente não Vinculado;

CC - Centro de Controlo da Rede;

COR - Centro de Operação da Rede;

DV - Distribuidor Vinculado;

CGA - Contrato de Garantia de Abastecimento;

ERSE - Entidade Reguladora do Sector Eléctrico;

GO - Gestor de Ofertas;

GS - Gestor de Sistema;

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

MPGS - Manual de Procedimentos do Gestor de Sistema;

MT - Média Tensão (tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 1 kV e igual ou inferior a 45 kV);

PD - Programa Diário;

PDE - Programa Diário Executado;

PPD - Programa Provisório Diário;

PPD-CBF - Programa Provisório Diário de Contratos Bilaterais Físicos;

PPD-EO - Programa Provisório Diário de Encontro de Ofertas;

PPD-SEP - Programa Provisório Diário de Exploração do SEP;

PNV - Produtor não Vinculado;

PRE - Produtor em Regime Especial;

PV - Produtor Vinculado;

RARI - Regulamento do Acesso às Redes e às Interligações;

RD - Regulamento de Despacho;

REN - Rede Eléctrica Nacional, S. A.;

RNT - Rede Nacional de Transporte de Energia Eléctrica;

SEI - Sistema Eléctrico Independente;

SEN - Sistema Eléctrico Nacional;

SENV - Sistema Eléctrico não Vinculado;

SEP - Sistema Eléctrico de Serviço Público;

SIME - Sistema de Informação do Mercado de Energia;

UCTE - Union pour la Coordination du Transport de l'Electricité.

Para efeitos da aplicação do presente Manual de Procedimentos, entende-se por:

Acordo de acesso e operação das redes - acordo que tem por objecto as condições técnicas e comerciais necessárias ao uso das redes do SEP, nos termos do Regulamento do Acesso às Redes e às Interligações;

Agente Comercial do SEP - função da entidade concessionária da RNT que assegura o abastecimento e a optimização da exploração do SEP;

Barramento - ponto de ligação ou nó de uma rede eléctrica o qual interliga centros de produção de energia, activa e reactiva, consumos ou términos de linhas de transmissão de energia;

Capacidade da rede - potência máxima admissível em regime permanente que pode transitar na rede;

Caso fortuito ou de força maior - são considerados casos fortuitos ou de força maior as seguintes situações: intervenção da autoridade, guerra, alteração da ordem pública, incêndio, terramoto, inundação, vendaval, descargas atmosféricas directas, malfeitoria, intervenção de terceiros devidamente comprovada, greves, bem como quaisquer outros casos equiparáveis, de natureza imprevisível ou irresistível;

Centro de Controlo - Departamento do Gestor de Sistema que tem como missão modular a produção, em função do consumo, dos centros electroprodutores sujeitos a despacho, coordenar o funcionamento da RNT, incluindo a gestão das interligações de MAT, observando os níveis de segurança e qualidade de serviço estabelecidos, bem como coordenar as indisponibilidades da RNT e dos produtores sujeitos a despacho, designadamente com o programa anual de manutenção programada elaborado pelo ACS;

Centro de Operação da Rede - Departamento do Gestor de Sistema que tem como missão executar a operação remota das instalações da RNT, de acordo com as competências delegadas e com as orientações do Centro de Controlo e assegurar o interface com as empresas distribuidoras e clientes MAT;

Cliente não Vinculado - entidade que obteve autorização de adesão ao SENV concedida pela ERSE, nos termos do Regulamento de Relações Comerciais;

Consumo do SEN despachável - consumo referido à energia emitida pelas centrais despacháveis (potência superior 10 MVA) desde que estas disponibilizem ao Gestor de Sistema informação em tempo real relativa às respectivas potências activas emitidas;

Contrato Bilateral Físico - contrato livremente estabelecido entre duas partes, pelo qual uma parte se compromete a colocar na rede e a outra a receber a energia eléctrica contratada, aos preços e condições fixados no mesmo contrato; inclui contratos de curta duração;

Contrato de Garantia de Abastecimento - contrato celebrado entre a concessionária da RNT e uma entidade não vinculada ligada fisicamente às redes do SEP, mediante o qual a primeira se compromete a garantir um determinado abastecimento de energia eléctrica, sob determinadas condições;

Declaração de disponibilidade - declaração a fornecer ao Agente Comercial do SEP pelo Produtor sobre a disponibilidade do(s) grupo(s) para produzir energia activa e fornecer serviços complementares e serviços especiais quando aplicáveis;

Deslastre de carga interrupção da alimentação de alguns consumos de energia eléctrica, com o objectivo de preservar o funcionamento do sistema eléctrico, a nível local ou nacional, em condições aceitáveis de tensão e frequência;

Disponibilidade - situação em que a instalação se encontra em estado de poder funcionar;

Distribuidor vinculado entidade titular de licença vinculada de distribuição de energia eléctrica;

Estudos de Rede - Departamento do Gestor de Sistema, com a missão de assegurar o bom funcionamento das aplicações relacionadas com a análise de redes e a previsão do consumo, analisar o comportamento da RNT, estudar e propor medidas visando a melhoria do funcionamento da RNT e proporcionar a utilização de um simulador de treino;

Falha de disponibilidade de um PV - não cumprimento de uma Instrução de Despacho de acordo com a declaração de disponibilidade efectuada pelo Produtor Vinculado;

Fornecimento de energia eléctrica - venda de energia eléctrica;

Informática do Sistema - Departamento do Gestor de Sistema com a missão de garantir o bom funcionamento do Sistema Informático de suporte à actividade do Gestor de Sistema;

Instruções de Despacho - instruções emitidas pelo Gestor de Sistema que, de acordo com o artigo 21.º do Regulamento do Despacho, podem ser classificadas nas seguintes categorias: instruções para controlo de potência activa, regulação de tensão, realização de manobras da RNT, modificação das condições de operação de instalações ou suspensão da modificação e extraordinárias;

Interligação - ligação por uma ou várias linhas, entre duas ou mais redes, para trocas internacionais de energia eléctrica;

Licença não Vinculada de Produção - licença mediante a qual o titular da licença explora a actividade de produção para satisfação de necessidades próprias ou de terceiros, através de contratos comerciais não regulados, não assumindo obrigação de serviço público;

Ligação à rede - elementos da rede que permitem que uma determinada entidade se conecte às infra-estruturas de transporte ou distribuição de energia eléctrica;

Linhas de duplo circuito - linhas cujos circuitos eléctricos partilham apoios em pelo menos um dos troços dos seus traçados;

Oferta de energia eléctrica - designação genérica da possibilidade de compra ou de venda de energia eléctrica;

Ordem de Mérito - lista ordenada dos centros electroprodutores (ou grupos turboalternadores) estabelecida segundo os preços ou custos variáveis expectáveis da energia eléctrica por eles produzida;

Perdas diferença entre a energia que entra num sistema eléctrico e a energia que sai desse sistema eléctrico, no mesmo intervalo de tempo;

Período de indisponibilidade período em que o funcionamento de uma instalação ou de um equipamento fique total ou parcialmente limitado, abreviadamente designado por indisponibilidade.

Ponto de entrega ponto da rede onde se faz a entrega de energia eléctrica à instalação do cliente ou a outra rede;

Programa Despacho - informação com discriminação horária da quantidade de energia a produzir por instalação Produtora ou a transaccionar na interligação, decorrente do encontro de ofertas diário, das comunicações de concretização de Contratos Bilaterais Físicos e do programa de exploração do SEP, validada tecnicamente pelo Gestor de Sistema;

Programa Diário Executado - informação com discriminação horária da quantidade de energia efectivamente atribuída para produção ou consumo, resultante do Programa Viável Diário e de eventuais alterações nele introduzidas pelo Gestor de Sistema em tempo real, motivadas por restrições técnicas;

Programa Provisório Diário - informação com discriminação horária da quantidade de energia a produzir por instalação Produtora ou a transaccionar na interligação decorrente do encontro de ofertas diário, das comunicações de concretização de Contratos Bilaterais Físicos e do programa de exploração do SEP;

Programa Provisório Diário de Contratos Bilaterais Físicos - informação com discriminação horária da quantidade de energia a produzir por instalação Produtora ou a transaccionar na interligação, decorrente das comunicações de concretização de Contratos Bilaterais Físicos;

Programa Provisório Diário de Encontro de Ofertas - informação com discriminação horária da quantidade de energia a produzir por instalação Produtora, decorrente do encontro de ofertas diário;

Programa Provisório Diário de Exploração do SEP - informação com discriminação horária da quantidade de energia a produzir por instalação Produtora vinculada para abastecimento do SEP;

Produtor não Vinculado - entidade titular de uma licença não vinculada de produção de energia eléctrica;

Produtor Vinculado - entidade titular de uma licença vinculada de produção de energia eléctrica;

Serviços de Sistema - serviços necessários para a manutenção da operação do sistema eléctrico com adequados níveis de segurança, estabilidade e qualidade de serviço;

Uso de rede - utilização das redes e instalações do SEP, nos termos do Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações;

Utilizador das redes - pessoa singular ou colectiva que subscreveu um Acordo de Acesso e Operação das Redes.