Este Manual visa estabelecer os procedimentos associados ao Operador de Sistema que é o responsável pela coordenação do funcionamento das instalações do SEP e das instalações ligadas às redes do SEP.
A aplicação dos procedimentos estabelecidos no presente Manual tem como pressupostos o estabelecido no Regulamento do Despacho, no Regulamento da Qualidade de Serviço, no Regulamento de Acesso às Rede e às Interligações, bem como na restante regulamentação aplicável à gestão e operação do Sistema Eléctrico Público.
Este procedimento visa o estabelecimento de critérios de segurança e funcionamento que devem aplicar-se à operação do sistema eléctrico angolano, na elaboração e execução das normas de segurança, tendo como objectivo a garantia da continuidade do abastecimento de acordo com os níveis de segurança e qualidade requeridos.
Neste procedimento estabelecem-se os seguintes pontos: Critérios de segurança e funcionamento a aplicar à operação do sistema eléctrico, de modo a garantir a continuidade do abastecimento de acordo com a segurança e qualidade requeridas.
Critérios a utilizar para determinar os níveis de carga admissíveis em linhas e transformadores da rede de transporte.
Condições de entrega de energia em pontos de fronteira da ligação da rede de transporte com outras redes ou instalações, de modo a garantir a qualidade de serviço nesses pontos de fronteira.
Reserva de regulação necessária que permita resolver as restrições técnicas e os desequilíbrios entre geração e consumo.
Condições gerais para o estabelecimento de planos de contingências e de segurança de modo a garantir o funcionamento seguro e fiável do sistema e que permitam levar a cabo a reposição do serviço após a ocorrência de um grande incidente.
Actividades que impactam os diferentes agentes da cadeia de valor (Produção, Transporte, Distribuição, Regulador e Entidade Responsável pela Engenharia do MINEA).
Normas e procedimentos transversais à operação do sistema eléctrico.
Situação na qual todas as variáveis de controlo que caracterizam o estado do sistema se encontram dentro das margens de funcionamento normal estabelecidas no ponto 2.4.3.1 e se cumprem os critérios de segurança.
Situação na qual todas as variáveis de controlo que caracterizam o estado do sistema se encontram dentro das margens de funcionamento normal estabelecidas no ponto 2.4.3.1. mas não se cumpre os critérios de segurança.
Situação na qual uma ou mais variáveis de controlo do sistema apresentam valores fora das margens de funcionamento normal. Inclui-se neste estado aqueles casos em que se regista alguma interrupção no fornecimento de energia eléctrica de carácter local.
Situação caracterizada pela perda de fornecimento de energia eléctrica numa parte do sistema eléctrico (apagão regional) ou na totalidade do sistema eléctrico (apagão geral), sendo que o principal objectivo é o da reposição ordenada, segura e rápida do serviço.
A frequência do sistema é de 50 Hz ou, alternativamente, outro valor determinado com o objectivo de corrigir a hora síncrona. Considerando que a Rede do SEP é constituída por vários sistemas em ilha, são admitidas variações de ± 0,5 Hz.
As tensões na RNT deverão encontrar-se dentro das margens indicadas na tabela seguinte:
| - | Mínimo | Máximo |
|---|---|---|
| Nível de 400 kV | 380 kV | 420 kV |
| Nível de 220 kV | 209 kV | 231 kV |
| Nível de 150 kV | 142,5 kV | 157,5 kV |
| Nível de 110 kV | 104,5 kV | 115,5 kV |
| Nível de 60 kV | Tensões nos pontos de entrega serão acordadas entre RNT e as concessionárias da Distribuição, respeitando o previsto no Regulamento da Qualidade de Serviço, mantendo a margem de variação no intervalo de ± 5 % , face à tensão nominal. |
Após a contingência, a tensão poderá variar para níveis inferiores aos da tabela anterior, desde que se mantenham as condições de estabilidade para o restante sistema.
Os níveis de carga dos elementos da rede de transporte não superarão a capacidade nominal dos transformadores, nem a capacidade térmica permanente das linhas da rede de transporte definidas para cada período sazonal.
Em todo o caso, a capacidade em regime permanente poder-se-á limitar a um valor inferior ao indicado quando, por razões de estabilidade dinâmica, exista risco de colapso de tensão ou por qualquer outra situação que o exija.
No ponto 2.7 deste Manual estabelecem-se os requisitos de reserva de regulação primária, secundária e terciária.
Em cada zona eléctrica dever-se-á dispor de reserva de potência reactiva suficiente para fazer face às contingências sem que se superem os limites estabelecidos no dito ponto para as tensões nos nós.
Adicionalmente, aos critérios anteriores, deverá garantir- -se, em todos os casos, a inexistência de uma situação de instabilidade das tensões que possa derivar num colapso de tensão.
Para a programação de trabalhos que impliquem a indisponibilidade de uma destas linhas, dever-se-á avaliar o risco de falha, escolhendo sempre o momento e as condições mais apropriadas para realizar o trabalho, de acordo com o operador da rede de distribuição da zona.
Para trabalhos com indisponibilidade de um barramento duma subestação de barramento duplo, analisar-se-ão os efeitos da falha do outro barramento e ter-se-ão em conta todas as circunstâncias que poderão ocorrer em cada situação específica, considerando devidamente as respectivas consequências na segurança do sistema estabelecendo-se, se necessário, um Plano de Salvaguarda para reduzir ao máximo os efeitos que poderão advir da falha do outro barramento.
Para intervenções planeadas em elementos dos sistemas de protecção, dever-se-á ter em conta o nível de criticidade dos diferentes nós da rede e os tempos críticos de eliminação do defeito, conforme disposto em Manual específico, de forma a evitar que um defeito nessas condições possa ter uma repercussão grave para o sistema.
Sempre que exista um Plano de Salvaguarda, em que se estabeleçam as medidas de operação após uma dada contingência, que minimize as consequências, poder-se-ão exceder os limites estabelecidos neste Manual para as variáveis de controlo. Para cada plano criado, deverá ser definido um período de vigência. Findo este intervalo de tempo será realizada nova análise decidindo-se sobre o regresso ao Estado Normal de operação (com os respectivos limites das variáveis de controlo) ou sobre prorrogação do período de vigência do plano.
O Operador do Sistema, perante situações especiais, tais como eventos importantes de carácter público, condições meteorológicas adversas, tomará as medidas necessárias para garantir a segurança do abastecimento no sistema eléctrico nacional aplicando, se o considerar necessário, critérios mais restritivos do que os descritos na Secção 2.4.3.
O Operador da Rede de Transporte e as entidades proprietárias de instalações particulares sujeitas à operação da RNT aplicarão os critérios que a seguir se referem para estabelecer os níveis de carga admissíveis nas linhas e transformadores de que seja proprietário.
Define-se como «capacidade» ou «limite térmico sazonal» a capacidade máxima de transporte duma linha ou transformador em regime permanente, associada a um período determinado.
As entidades proprietárias de instalações particulares sujeitas à operação da Rede Nacional de Transporte determinarão a capacidade admissível das linhas e transformadores de que são proprietárias, utilizando para esse fim a metodologia aprovada e publicada.
Para o cálculo da capacidade de transporte das linhas ter-se-á em conta o estabelecido no regulamento técnico de linhas aéreas de alta tensão, para garantir a segurança das pessoas e bens.
Estabelecem-se os limites térmicos sazonais para os seguintes períodos: Para o sistema angolano:
| Limite Térmico Sazonal | Período |
| Cacimbo | Junho, Julho, Agosto |
| Verão | Outubro a Abril |
No caso das instalações que possuam meios de monitorização para determinar a sua capacidade térmica em tempo real, a informação dos mesmos poderá ser tida em conta nas análises de segurança do sistema.
O Operador do Sistema, após informar os agentes, poderá modificar transitoriamente os períodos de aplicação dos limites térmicos sazonais, quando ocorram condições meteorológicas excepcionais que o justifiquem.
Os modelos de cálculo a utilizar na determinação das capacidades de transporte de linhas e transformadores contemplarão os aspectos que a seguir se referem.
Ter-se-ão em conta as equações que regem o comportamento térmico do equipamento, os dados estatísticos históricos de temperaturas e a temperatura máxima de projecto do equipamento.
Ter-se-ão em conta as equações que regem o comportamento térmico dos condutores, os dados estatísticos históricos de temperaturas, e a temperatura da especificação do condutor e da radiação solar.
A capacidade dos transformadores será definida pelos fabricantes de acordo com as suas características construtivas específicas e será a mesma em todos os regimes permanentes admissíveis.
As actualizações das capacidades térmicas das instalações de transporte realizar-se-ão sempre que exista alguma variação das características dos equipamentos.
As entidades proprietárias de instalações particulares sujeitas à operação da Rede Nacional de Transporte são responsáveis pela operação das suas instalações seguindo as instruções recebidas pelo Operador do Sistema, para que se garantam as condições de entrega de energia estabelecidas nesta secção.
Adicionalmente ao exposto neste Manual, deverão cumprir-se as condições específicas que se estabelecem no Regulamento da Qualidade de Serviço, no Regulamento do Despacho, no Regulamento de Acesso às Rede e às Interligações e na restante regulamentação aplicável à qualidade de serviço.
Relativamente às variações de frequência e tensão nos nós de fronteira da rede de transporte, será aplicado o estabelecido na secção 2.4.3, considerando o que se refere de seguida.
Os valores admitidos para as interrupções do abastecimento e da qualidade da onda de tensão encontram-se estabelecidos no Regulamento da Qualidade de Serviço.
A reserva que se deve manter em Regulação secundária no Sistema Eléctrico Nacional, será determinada pelo Operador do Sistema para cada período de programação, em função da evolução temporal previsível do consumo e da probabilidade esperada de falha dos geradores em serviço.
O início da actuação da regulação secundária não deverá demorar mais de 15 segundos e a sua actuação deverá estar concluída e eventualmente completada pela acção da regulação terciária, em caso de perda de um grupo de geração importante, o mais tardar em 15 minutos.
A reserva mínima de regulação terciária em cada período de programação será estabelecida pelo Operador do Sistema, tomando como referência a perda máxima de produção provocada de forma directa pela falha simples dum elemento do sistema eléctrico, aumentada em 2% do consumo previsto em cada período de programação.
O Operador do Sistema poderá estabelecer planos de teledisparo de geradores ou outros elementos da rede de transporte em zonas de potência excedentária, nas quais determinadas contingências possam provocar sobrecargas importantes para escoar a geração ou a perda de estabilidade dos grupos dessa zona.
Os custos derivados da instalação do teledisparo assim como as possíveis implicações que essa instalação tiver sobre o funcionamento dos equipamentos geradores, serão assumidos pelos proprietários desses geradores.
O objectivo dos Planos de Emergência é minimizar o alcance e a extensão dos incidentes, uma vez que estes tenham ocorrido, e restabelecer o sistema ao estado normal de operação no menor tempo possível. Consequentemente, só se consideram os planos de acções correctoras pós-contingência que sejam precisos em cada caso, incluindo a actuação dos equipamentos de deslastre de cargas por mínimo de frequência e o deslastre de carga manual selectivo.
O Operador do Sistema, considerando as propostas realizadas pelos operadores das redes de distribuição, proporá para aprovação do IRSEA, os Planos de Deslastre Automático de Cargas necessários para os casos em que, por causa de um incidente muito grave, o equilíbrio entre a geração e o consumo do sistema não possa ser restabelecido, pondo em prática outras acções de controlo.
Estes planos serão baseados na actuação de um sistema automático de deslastre de cargas por mínimo de frequência, para conseguir desligar controladamente essas cargas e poderão ser coordenados a nível local com o objectivo de melhorar a sua eficiência.
Os Planos de Deslastre Automático de Cargas estabelecerão um deslastre escalonado um conjuntos de cargas não criticas e pré-seleccionadas.
Este deslastre será realizado de acordo com os limites de frequência, magnitude da carga c especificação da mesma, que se estabeleçam nos Planos de Deslastre Automático de Carga.
Os geradores ligados nas redes de Distribuição, os clientes ligados à Rede Nacional de Transporte, deverão instalar relés de frequência cuja actuação se ajuste aos critérios gerais que se indicam neste Manual e aos que se estabeleçam nos Planos de Deslastre Automático de Cargas que estejam em vigor em determinado momento. A localização, os critérios de actuação e as características destes relés não poderão ser modificadas sem o acordo prévio do Operador do Sistema.
As empresas produtoras deverão garantir, sempre que a protecção dos equipamentos internos o permita, que as protecções de mínimo de frequência dos grupos geradores estejam coordenadas com o sistema de deslastre automático de cargas por frequência e somente poderão ser desligados da rede se a frequência cair abaixo dos 47 Hz, durante um tempo igual ou superior a 5 segundos.
O Operador do Sistema poderá realizar, sempre que o considere oportuno, simulações de activação destes Planos de Deslastre Automático de Cargas por mínimo de frequência, utilizando para o efeito o simulador de treino.
De igual modo, poder-se-á contemplar a actuação de deslastres automáticos de cargas se, depois da aplicação sucessiva das medidas de operação que sejam pertinentes, forem precisos mais deslastres para eliminar de forma expedita sobrecargas pontuais na rede de transporte, por existir risco iminente para a continuidade do abastecimento.
No caso das situações de deslastre poderem ser previstas antecipadamente, o do Operador do Sistema, contactará com o Operador de Rede de Distribuição, informando que se deverá proceder ao corte de consumos na Rede de Distribuição, transmitindo a informação recolhida na secção anterior.
No caso das situações de deslastre não poderem ser previstas antecipadamente, os deslastres serão executados imediatamente. Neste caso, o Operador do Sistema transmitirá o valor da potência a deslastrar ao Operador da Subestação, que procederá ao corte de consumos a partir das saídas da rede de transporte, de acordo com os planos pré-estabelecidos em colaboração com a empresa de distribuição.
As empresas de distribuição confirmarão ao Operador do Sistema a execução dos deslastres de carga.
As empresas de distribuição deverão apresentar um relatório de Deslastre de carga contendo todos os dados referentes a carga deslastrada, tais como o tipo de carga, localização da carga, potência total deslastrada, hora e o motivo pelo qual foi implementado o deslastre manual ou actuou o deslastre automático de carga ao Operador do Sistema com o conhecimento do IRSEA.
As empresas de distribuição confirmarão ao Operador do Sistema a normalização do fornecimento eléctrico, indicando as potências, tempo e energias não abastecidas, indexando esta informação com o correspondente Plano de Deslastre de Carga.
Os Planos de Reposição do Serviço têm como objectivo restabelecer o sistema eléctrico ao estado normal de operação, depois de perturbações graves que tenham provocado a separação de parte da rede de transporte e interrupções do abastecimento em grandes zonas do sistema.
A elaboração e actualização dos Planos de Reposição do Serviço são da responsabilidade do Operador do Sistema.
Estes planos sistematizarão as actuações que os diferentes centros de controlo/manobra e o pessoal de operação local nas subestações deverão realizar, no caso de ocorrer uma perturbação com as consequências descritas.
No caso de se produzir uma perturbação local ou nacional, os centros de controlo/manobra de produção, distribuição e transporte efectuarão a reposição do serviço coordenados pelo Operador do Sistema, conforme o estabelecido nos respectivos Planos de Reposição.
De um modo geral, a reposição das cargas deverá ser levada a cabo pelos agentes nos termos em que se estabeleceram os Planos de Reposição do Serviço. Estes planos deverão também referenciar os dispositivos automáticos de reposição de serviço instalados, nos casos em que estão autorizados e a sua inter-relação com a actuação dos agentes mencionados.
Consequentemente, a actuação autónoma de dispositivos de reposição automática de carga será limitada aos casos que estão contemplados nestes Planos.
Serão realizadas simulações destes Planos de Reposição de Serviço sempre que o Operador do Sistema o considere oportuno, utilizando para o efeito o simulador de treino.
O objectivo deste procedimento, que contém diversos horizontes, discriminações e periodicidades, é definir o processo de verificação da garantia do abastecimento e segurança da operação no curto e médio prazos.
Este procedimento aplica-se ao Operador do Sistema (OS), ao Operador de Mercado (OM), aos agentes de Mercado (AM) e aos titulares de unidades de produção instaladas em território nacional.
O Operador do Sistema (OS) realizará um conjunto de previsões de consumo nos diversos horizontes temporais, relativo ao Sistema Eléctrico Nacional. Estas previsões deverão ser disponibilizadas aos Agentes de Mercado (AM) e ao Operador de Mercado (OM).
O OS elaborará e publicará mensalmente, antes do dia 15 de cada mês, uma previsão anual, com discriminação mensal, do consumo de energia referido à emissão, com início no mês seguinte ao da data da publicação.
A previsão semanal dirá respeito ao consumo diário de energia referido à emissão, com um horizonte de sete dias e uma discriminação horária.
Todos os dias úteis, antes das 12h, o OS elaborará e publicará uma previsão semanal, relativa aos sete dias seguintes.
A previsão diária dirá respeito ao consumo de energia referido à emissão, com discriminação horária. Até às 17h, o OS elaborará e publicará uma previsão do consumo diário, incluindo essa previsão o horizonte temporal das vinte e quatro horas do dia ‘d+2’.
O OS elaborará mensalmente uma previsão da garantia do abastecimento e segurança da operação no curto e médio prazos do Sistema Eléctrico Nacional, com um horizonte anual móvel e discriminação mensal.
Para esse efeito, terá em conta as informações recebidas dos agentes, relativas à disponibilidade prevista dos grupos geradores, ao estado das reservas hidroeléctricas e condicionamentos previstos, às existências de combustível em parque e à capacidade de aumento das mesmas e ainda à informação elaborada pelo OM relativa à evolução esperada do funcionamento do mercado eléctrico.
A previsão consistirá num balanço mensal com a distribuição estatística de potências, resultante do agrupamento por decisão dos diversos cenários considerados no processo estocástico de hidraulicidade e avaria térmica.
O balanço contabilizará a participação previsível na garantia do abastecimento dos diferentes recursos de geração, agrupados por tipo de produção.
A previsão, acompanhada das hipóteses que serviram para a sua elaboração, será enviada aos AM, ao OM, ao IRSEA e à Direcção Nacional de Energia Eléctrica.
As empresas proprietárias de centrais térmicas com capacidade de armazenamento de combustível manterão em permanência uma reserva mínima de segurança em cada central, nos termos da legislação aplicável e das licenças de produção.
As empresas proprietárias de centrais hídricas manterão em permanência a reserva de segurança definida pelo estudo de segurança da garantia do abastecimento.
O Operador do Sistema (OS) deverá dispor permanentemente de informação actualizada, necessária para a elaboração do plano das indisponibilidades das unidades de produção, seja por manutenção anual, seja por outros motivos conhecidos com a antecedência necessária, com as actualizações periódicas num horizonte anual móvel.
No primeiro dia útil de cada mês, o OS, após aceitar ou não as alterações previamente apresentadas, actualizará os planos de indisponibilidades previstos das unidades de produção mencionadas no ponto 2, num horizonte anual, comunicando o referido plano ao OM e ao IRSEA.
A informação elaborada pelo OS conterá, para além das datas e duração dos trabalhos previstos, uma estatística da potência disponível nas diferentes unidades de produção para o horizonte contemplado e com especificação semanal.
Quaisquer modificações aos trabalhos de manutenção de unidades de produção que impliquem indisponibilidades totais ou parciais e cujo começo esteja previsto nos doze meses seguintes à data de publicação do plano pelo OS, segundo o que se especifica no número anterior, deverão ser comunicadas ao OS, para que este proceda à sua validação (quando for caso disso) e a tenha em conta para efeitos dos estudos de segurança na exploração diária da rede de transporte e na garantia do abastecimento dos consumos, assim como na planificação dos trabalhos dos elementos que compõem a rede de transporte e que possam ser afectados pelas alterações do plano de geração apresentadas. As indisponibilidades previstas para os três meses seguintes à data de publicação do plano pelo OS serão consideradas como firmes, excepto em condições excepcionais e com o acordo de ambas as partes.
Em qualquer caso, as empresas titulares de unidades de produção no âmbito da aplicação deste procedimento deverão comunicar ao OS qualquer modificação que surja no que diz respeito ao plano vigente em cada instante, qualquer que seja a natureza da modificação, segundo o procedimento anteriormente descrito.
É o programa com discriminação horária da geração e consumo diário, realizado pelo OM, tendo por base o encontro de ofertas de geração e consumo recebidas dos AM e após a resolução dos congestionamentos na interligação.
É o programa de geração e consumo diário, com discriminação horária, realizado a partir do PDB e da informação de execução dos contratos bilaterais físicos comunicados pelos sujeitos titulares.
Processo de selecção das ofertas de regulação secundária, realizado pelo OS no dia D-1 para garantir a disponibilidade de banda de potência de regulação secundária a subir e descer no dia D, necessária por razões de segurança do sistema.
É o programa diário, com discriminação horária, que incorpora as modificações introduzidas no PDBF para resolver as restrições técnicas e para o reequilíbrio posterior entre geração e consumo. Contém também as assignações efectuadas de reserva de regulação secundária.
É o programa diário, com discriminação horária, com as possíveis assignações destinadas a eliminar as diferenças existentes entre o consumo previsto pelo OS e o definido pelo PDVD.
É a programação estabelecida com detalhe para cada hora das energias médias a produzir pelos diversos grupos geradores, os valores de reserva secundária e terciária exigidos após resolvidas as restrições técnicas identificadas e efectuado o posterior reequilíbrio entre geração e consumo.
São os desvios originados pelas modificações do programa de geração por indisponibilidade total ou parcial de um ou de vários geradores, variações no consumo real do sistema e/ou nas entregas da produção em regime especial em relação à sua programação ou à previsão de entregas comunicadas, e/ou pela existência de diferenças importantes entre o consumo total e o consumo considerado pelo agentes nas diferentes sessões de mercado e contratos bilaterais físicos estabelecidos.
O OS receberá do OM, antes das 10.00 horas de cada dia, o programa diário base (PDB) correspondente ao dia seguinte e a ordem de mérito das ofertas de venda e aquisição de energia apresentadas no mercado.
Com base na Ordem de Mérito, no Programa Diário Base, o Programa de Contratação nas Interligações e nos Contratos Bilaterais Físicos entre Agentes de Mercado, o OS deve agregar as estimativas para a procura (e curvas de carga) nos diversos pontos de entrega e a capacidade de produção dos vários produtores.
Os produtores que exploram centrais térmicas devem também enviar dados relativos aos níveis dos stocks de combustíveis sólidos e/ou líquidos e os produtores que exploram centrais hídricas devem também de enviar dados relativos aos níveis das albufeiras e afluências médias diárias.
O Programa Diário Base de Funcionamento para o Dia D, deverá estar concluído até às 12h do dia D-1.
O OS, após estabelecer o Programa Diário Base de Funcionamento deverá fazer uma Validação Técnica da Programação (VTP). Nesta validação Técnica deverão ser tomadas em consideração as restrições de capacidade de transformação e transporte de energia produzida (e necessária para satisfação das necessidades de procura), assim como outras indisponibilidades nos activos não previstas anteriormente.
O OS deverá simular diversos cenários de operação e realizará as modificações adicionais necessárias, para obter um programa equilibrado entre a geração e o consumo, respeitando as limitações de programa estabelecidas por razões de segurança.
Após Validação Técnica da Programação, o Operador de Sistema deverá elaborar o Programa diário Viável, incorporando as restrições identificadas e discriminando para cada hora, a energia total e a energia eléctrica média a produzir pelos diversos grupos geradores ou centrais. O Programa pode ser alterado sempre que ocorram situações imprevisíveis aos pressupostos que serviram de base à sua elaboração.
O Programa Diário Viável para o dia D deverá estar concluído e comunicado aos Agentes até às 18h do Dia D-1.
Após terminado o Programa Diário Viável, o Operador de Sistema deverá estabelecer um Programa Previsional de Reserva secundária e terciária, simulando a mobilização ou desmobilização de geração, de forma a assegurar a cobertura do consumo do sistema eléctrico nacional.
O Programa Previsional de Despacho para o Dia D deverá estar concluído até às 20h do Dia D-1.
Operador de Sistema é também responsável por elaborar o Programa de Despacho, ou Programa Horário Final (PHF) incorporando ao PDV ajustes à energia anteriormente mobilizada resultantes de correcções às previsões. O Programa Horário Final deve ser comunicado, validado e aceite pelos Agentes do Sector Eléctrico.
O Programa Horário Final deve estar concluído até às 22h do Dia D-1 para entrar em vigor no Dia D a partir das 00h.
Tendo visibilidade sobre o sistema eléctrico, cabe ao Operador do Sistema garantir o equilíbrio em tempo real da oferta e procura de energia eléctrica e abastecimento aos consumidores, através da regulação da produção e da gestão das cargas em tempo real. O OS deve comparar permanentemente as condições efectivas de exploração do sistema com as utilizadas na elaboração do programa de despacho inicial, seguindo, sempre que adequado, os critérios económicos estabelecidos na ordem de mérito.
Estas alterações devem ser registadas. Para tal o Operador de Sistema deve criar o Programa de Despacho Efectuado.
As alterações efectuadas ao Programa de Despacho devem ser registadas, produzindo-se o Programa de Despacho Efectuado, disponibilizando ao Operador de Mercado as modificações respeitantes ao SEP e na parcela relativa ao encontro de propostas de compra e venda de energia dos agentes de oferta, e que deverá ser levando em conta para o processo de balanços e liquidações.
O Programa de Despacho Efectuado do Dia D deve estar concluído e disponibilizado aos Agentes até às 13 h do Dia D+1.
O programa de manutenção compreende um Plano Anual de Indisponibilidades, que será revisto bimestralmente, um plano semanal e uma programação cujo âmbito temporal será inferior (denominada de curto prazo), que terminará no tempo real.
O Plano Anual de Indisponibilidades da Rede de Transporte sob a responsabilidade de cada um dos operadores incluirá todas as indisponibilidades da rede de transporte.
O OS também elaborará um Plano Semanal de Indisponibilidades, com um horizonte de duas semanas, que permitirá às empresas abrangidas por este procedimento uma adequada programação dos trabalhos e assegurará um estado de disponibilidade adequado da rede de transporte em termos de segurança e qualidade de serviço. Os trabalhos programados para a segunda semana estarão ainda sujeitos a confirmação na semana anterior.
Neste plano serão geridos tanto os trabalhos programados a nível anual como aqueles que sejam solicitados pela primeira vez.
Para a sua preparação, as empresas deverão propor ao OS, antes das 18 horas da segunda-feira anterior à primeira semana do horizonte de programação, a informação indicada no ponto 5.3.1.1 para os trabalhos que devam iniciar-se nas duas semanas seguintes. O período semanal será considerado entre as 0 horas de sábado e as 24 horas da sexta-feira seguinte.
O Plano Semanal de Indisponibilidades será constituído pelos trabalhos autorizados e que terão início dentro do horizonte considerado e será publicado antes das 18 horas da quinta-feira anterior à semana considerada.
Este plano fará uma distinção entre os trabalhos cuja autorização se considera firme e aqueles cuja autorização fica sujeita ao cumprimento de condições concretas de operação no momento em que devem ser realizados. Uma vez conhecidas as condições, os trabalhos serão autorizados ou negados definitivamente.
As indisponibilidades que surjam num prazo inferior ao indicado no plano semanal, conforme descrito no ponto 5.3.2, serão tratadas como indisponibilidades de curto prazo, cuja tramitação decorrerá entre as 18 horas de segunda-feira (fim do âmbito semanal) e o dia em que se pretende iniciar os trabalhos.
O OS realizará diariamente uma análise de segurança para o dia seguinte sobre cenários que reflictam o estado da rede, o consumo e o perfil de geração previstos. As indisponibilidades que foram autorizadas previamente e que deverão estar em curso no dia analisado serão simuladas como um dado adquirido. Estes cenários servirão de base para as análises de segurança dos sistemas e em especial dentro do âmbito deste procedimento, para determinar que indisponibilidades das consideradas como de curto prazo serão viáveis. De seguida, o OS manifestará a sua conformidade ou não à execução das mesmas, de acordo com os critérios de segurança. As indisponibilidades que já tinham sido autorizadas prosseguirão, salvo se o OS, com prévia justificação, determine que as mesmas sejam interrompidas.
Se a natureza dos trabalhos (caso de reparação de avarias de carácter urgente) implicar uma actuação de âmbito inferior ao diário, o OS comunicará às entidades abrangidas por este documento a sua decisão, o mais rapidamente possível, após análise da sua repercussão na segurança dos sistemas.
O objectivo deste procedimento é identificar e estabelecer requisitos para os serviços de sistema, obrigatórios e complementares, a disponibilizar pelos agentes do sistema eléctrico ao Operador de Sistema conforme estabelecido pelos planos de necessidade de serviços de sistema e respectivos mecanismos de contratação.
Segundo o artigo 37.° do Regulamento do Despacho, para que seja possível manter valores aceitáveis de qualidade de serviço no fornecimento de energia eléctrica, é necessário considerar serviços de sistema obrigatórios, como 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.
Todos os produtores devem disponibilizar este serviço, instalando e mantendo operacional todo o equipamento necessário para garantir o cumprimento do disposto no ponto 2.7.1. Para permitir uma eficaz actuação do Operador do Sistema durante situações de emergência é necessária uma constante actualização da informação disponível. O Operador do Sistema será informado telefonicamente, a partir do centro electroprodutor, logo que possível, da acção tomada na sequência de alterações de frequência não transitórias e emitirá a correspondente Instrução de Despacho.
Os produtores assegurarão que as regulações automáticas de frequência se mantenham sempre em serviço com valores de estatismo e insensibilidade adequados devendo estes ser comunicados ao Operador do Sistema.
A actuação dos produtores relativa a alterações de frequência deverá estar de acordo com o descrito nas situações de frequência alta e frequência baixa.
Os produtores 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 existam 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.
Se a frequência do sistema subir até, ou acima, de 51 Hz requer-se que os produtores assegurem uma resposta de cada um dos grupos que contribua para conter e corrigir a alta de frequência, reduzindo a carga, automática ou manualmente, de acordo com os gradientes máximos definidos, desde que existam condições de segurança de pessoas e bem para tal. Esta redução deve ser efectuada sem, pré-aviso ao Operador do Sistema e deve ser mantida até que a frequência do sistema volte aos valor normal dos 50 Hz ou seja recebida uma Instrução de Despacho em contrário.
Deverão ser comunicadas ao Operador do 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 da frequência deve ser, de igual modo, comunicada ao Operador do Sistema com a necessária brevidade.
Poderão realizar-se ensaios e inspecções técnicas para comprovar das declarações efectuadas relativamente a este serviço.
Este serviço é obrigatoriamente prestado por todos os grupos geradores que se encontrem ligados à rede, não sendo objecto de quaisquer remunerações. Até ao dia 1 de Outubro de cada ano, os Produtores deverão informar o OS sobre a sua capacidade de emissão/absorção de potência reactiva informações essas, 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 OS o liberte dessa obrigação relativamente a qualquer um dos grupos e avisará com a maior rapidez possível o OS 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 OS 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:
| P[MW] | P1 | P2 | P3 | … | Pn |
| Qgen [MV Ar] | Qg1 | Qg2 | Qg3 | … | Qgn |
| Qabs[MV Ar] | Qa1 | Qa2 | Qa3 | … | Qan |
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 OS. De igual forma, também deverá ser prestada informação relativamente a eventuais incrementados da referida capacidade decorrentes de modificações efectuadas nos grupos e respectivos equipamentos.
O OS 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 2.4.3.1.2.
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 OS informará o IRSE sobre a sua situação.
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 6.8 e 6.9.
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 de carga pesada, mediante a instalação de baterias de condensadores ou outros compensadores estáticos.
O Operador da Rede de Distribuição, bem como os clientes ligados na Média, Alta e Muito Alta Tensão poderão apresentar propostas de compensação estática que serão tratadas de acordo com a metodologia definida nos pontos 6.8 e 6.9.
O ponto de inserção na rede dos grupos geradores, bem como as suas características (nomeadamente: facilidade, tempo de arranque e potência disponibilizada) poderão tomar interessante o seu telearranque a partir do centro de controlo da RNT, em situações e emergência.
Na sequência da elaboração do Plano de Necessidades de Serviços do sistema eléctrico, o OS identificará as necessidades futuras do SEP relativamente à possibilidade de dispor de telearranque de grupos em determinados pontos críticos das redes.
Os produtores poderão apresentar propostas de telearranque dos seus grupos de acordo com a metodologia definida nos pontos 6.8 e 6.9.
A reposição do serviço após um apagão geral basear-se-á na criação de redes isoladas de geração/consumo que posteriormente serão sincronizadas. E por isso indispensável existirem grupos com a possibilidade de arrancarem autonomamente (ou seja, sem existir tensão na rede).
O OS 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 destes serviço.
Os produtores poderão apresentar propostas de telearranque dos seus grupos de acordo com a metodologia definida nos pontos 6.8 e 6.9.
A reserva secundária, conforme o descrito no ponto 2.7.2 é necessária ao funcionamento do sistema eléctrico e será assegurada pelas centrais ligadas na Rede Nacional de Transporte.
O crescimento do consumo e a evolução do sistema electroprodutor (grupos de maior potência, desclassificação de grupos, acréscimo de geração renovável e variabilidade associada, etc.) poderão determinar necessidades de reserva não disponível actualmente.
O OS na elaboração do Plano de Necessidades de Serviços deverá ter em conta estes aspectos de forma a identificar correctamente as necessidades futuras destes serviços.
Os produtores poderão apresentar propostas de regulação secundária dos seus grupos de acordo com a metodologia definida nos pontos 6.8 e 6.9.
No estabelecimento dos valores de reserva terciária para determinados períodos deverá ter-se em consideração o exposto no ponto 2.7.3.2. com o objectivo de garantir a segurança do sistema eléctrico.
Assim sempre que o OS considere, justificadamente, que existe uma elevada probabilidade de perda de geração simultânea significativa o OS poderá estabelecer valores de reserva terciária superior à “Reserva mínima de regulação terciária” descrita no ponto 2.7.3.1.
De igual forma, em outras situações de emergência do sistema eléctrico ou de avaria nos sistemas informáticos empregues na sua gestão em tempo real, o OS poderá tomar as medidas que considerar indispensáveis na utilização da reserva terciária, considerando a segurança do sistema.
A utilização de grupos térmicos a funcionar em regime de reserva quente, para que estes possam ser mobilizados de forma expedita (em comparação com arranques a “frio” ou mesmo a “momo”), 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 ao IRSEA, sempre que solicitado.
A semelhança do mencionado relativamente à reserva 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 renovável e variabilidade associada, etc.) pelo que o OS na elaboração do Plano de Necessidades de Serviços deverá ter em conta estes aspectos de forma a identificar correctamente as necessidades futuras destes serviço.
Os produtores poderão apresentar propostas de regulação terciária dos seus grupos de acordo com a metodologia definida nos pontos 6.8 e 6.9.
O plano mencionado, após a aprovação do IRSEA, será objecto da adequada divulgação com vista à recepção de propostas de fornecimento dos serviços de sistema requeridos.
Estas poderão ser apresentadas pelos Produtores, Operador da Rede de Distribuição e por Clientes ligados na MT, AT e MAT.
A aceitação das propostas, como resultado de uma análise casuística de custo/benefício associado, implicará a celebração de um contrato bilateral entre e entidade fornecedora e a concessionária da Rede Nacional de Transporte.
No caso dos Produtores, e em alternativa ao contracto bilateral mencionado, poderá incluir-se no Contrato de Aquisição de Energia (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 ao IRSEA, após o que, caso esta entidade não tenha objecções, serão divulgados de forma semelhante à do plano de serviços de sistema.
O objecto deste procedimento é o estabelecimento de critérios orientadores da actuação do Operador de Sistema (OS), relativamente à operação da rede cuja gestão técnica é responsável pela definição de critérios gerais para o controlo de tensão na rede de transporte. Os procedimentos operacionais serão detalhados no Manual de Operação do Sistema.
O OS é responsável pela correcta emissão das instruções de operação às empresas com instalações afectas à rede de transporte, às empresas de distribuição e geração.
A entidade concessionária da Rede Nacional de Transporte, operadores das redes de distribuição e produtores são responsáveis pela adequada execução das instruções emitidas pelo OS.
Nesta situação, a operação da rede deve visar a estabilização num ponto de funcionamento que garanta o cumprimento dos critérios de segurança, mediante o controlo das tensões, dos trânsitos de energia e da adopção oportuna de medidas preventivas decorrentes da análise de contingências em tempo real.
Todas as manobras que devam ser realizadas na RNT devem contar com a anuência prévia do OS, excepto aquelas cuja necessidade se fique a dever à existência de risco iminente para a segurança das pessoas ou das instalações. Neste caso a empresa que as execute deverá informar posteriormente o OS no período de tempo mais curto possível.
Nesta situação todas as manobras na Rede Nacional de Transporte serão, para devolver o sistema ao seu estado normal ou para minimizar as consequências caso o estado do sistema evolua para o de emergência ou de reposição. Para tal o OS determinará as acções mais adequadas sobre a topologia de rede e o perfil de geração e emitirá, para as empresas responsáveis pelas instalações, as instruções necessárias para execução das manobras requeridas.
Uma vez determinadas as contingências que provoquem violações dos limites estabelecidos no ponto 1, identificar-se-ão, para cada uma delas as possíveis repercussões sobre o sistema eléctrico.
Em todos os casos em que uma determinada contingência possa ocasionar um incidente generalizado ou de grande amplitude num sistema o OS deve elaborar um plano de salvaguarda para reduzir tanto quanto possível as consequências que derivem das contingências indicadas.
Estes planos de salvaguarda contemplarão as acções preventivas e/ou correctivas, que deverão aplicar-se na operação com o objectivo de se garantir a segurança do sistema (alteração da topologia da rede, redespachos de geração, reposição de emergência de elementos indisponíveis, transferência de consumos para outras instalações, modificação de programas estabelecidos na interligação, activação da interruptibilidade de cargas, etc.).
Nos casos em que a segurança do sistema, perante as contingências, possa ser controlada de forma rápida mediante a aplicação de medidas correctivas na pós-contingência (alteração da topologia da rede, redespacho de geração, transferência de consumos para outras instalações, activação da interruptibilidade de cargas, etc.), não será necessário tomar medidas correctivas mais dispendiosas.
Quando as contingências possam provocar um incidente generalizado ou um incidente de grande amplitude e as possíveis acções correctivas pós-contingência não se possam efectivar num espaço de tempo razoavelmente curto, como seria o caso de requerer-se a ligação dum novo grupo térmico, será necessário adoptar medidas preventivas. Estas medidas poderão passar pela mobilização de novas unidades de produção, inicialmente não incluídas na programação, a modificação de programas previstos na interligação, etc. Quando forem possíveis diversas soluções, será concretizada aquela que introduza menor sobrecusto no sistema.
Quando seja necessário adoptar medidas correctivas ou preventivas, estas deverão aplicar-se o mais cedo possível, em particular se ocorrerem em circunstâncias especiais que incrementam a probabilidade da ocorrência de outras contingências. Uma vez tomada a decisão de execução das medidas mencionadas, o OS dará as instruções oportunas às empresas afectadas, que deverão responsabilizar-se pelo seu rápido e eficaz cumprimento.
Se as empresas responsáveis pelo cumprimento das ditas instruções encontrarem algum inconveniente para a sua concretização, comunicarão ao OS essa circunstância com a maior brevidade possível. Perante uma eventualidade deste tipo o OS determinará as alternativas de operação que devem executar.
Durante a operação, no caso do sistema se encontrar no estado de emergência, o OS dará prioridade ao restabelecimento urgente da segurança até devolver o sistema ao seu estado normal.
Nesta situação, o OS tomará as medidas que estime necessárias, actuando sobre o sistema de produção e transporte, para conseguir, da forma mais rápida possível, que as variáveis de controlo de segurança do sistema voltem ao seu estado normal.
As actuações serão análogas às indicadas no ponto 7.6.3, só que dará prioridade às medidas que se mostrem mais eficazes considerando que a rapidez da sua implementação é essencial quando as violações existentes dos critérios de segurança são graves.
No caso de produzir-se alguma interrupção no fornecimento de energia eléctrica motivada por um incidente na Rede Nacional de Transporte, o OS dará as instruções necessárias às empresas afectadas e coordenará as suas actuações para conseguir a reposição de serviço de uma forma segura e no menor espaço de tempo possível.
O processo de reposição será coordenado e dirigido em todo o momento pelo OS até devolver o sistema ao estado normal de operação.
Uma vez detectada a perda de consumos numa determinada zona ou na totalidade do sistema, o OS atenderá prioritariamente à reposição urgente do fornecimento eléctrico.
Adicionalmente, cada sala de comando do OS tomará as medidas necessárias para assegurar o correcto funcionamento dos sistemas informáticos, das vias de telecomunicações e da alimentação eléctrica da própria sala e das instalações vitais.
A sala de comando deverá estabelecer os procedimentos operativos para a correcta operação do seu centro de controlo de emergência.
A sala de comando alertará os responsáveis das diferentes instalações e serviços para que de uma forma coordenada possibilitem uma rápida intervenção.
Os critérios de operação para o controlo das tensões na Rede Nacional de Transporte encontram-se estabelecidos no ponto 2.
Os fornecedores do serviço complementar de controlo de tensão da Rede Nacional de Transporte deverão informar o OS, no menor espaço de tempo possível, de qualquer circunstância que possa afectar a disponibilidade e utilização dos elementos de controlo da tensão sua propriedade.
No âmbito da aplicação deste procedimento de operação, entende-se que o sistema eléctrico se encontra numa situação de emergência no abastecimento dos consumos, quando existe uma violação dos critérios de funcionamento e segurança definidos no ponto 2, ou uma elevada probabilidade de que esta ocorra, ou sempre que esteja associado um risco objectivo para a garantia do fornecimento no conjunto do sistema ou de áreas importantes do mesmo, e ao mesmo tempo se produza ou se possa produzir o esgotamento dos recursos necessários ao abastecimento eléctrico do consumo.
Analogamente entende-se o sistema eléctrico se encontra em situação de alerta no abastecimento dos consumos se a ocorrência de alguma das contingências consideradas neste procedimento conduzir à situação de emergência anteriormente definida.
Neste procedimento indicam-se medidas de operação que se podem adoptar, independentemente da sua execução poder derivar da aplicação deste ou de outros procedimentos de operação em vigor, consoante se esteja numa situação de alerta ou emergência do abastecimento dos consumos.
Pela sua própria natureza algumas das medidas aplicar-se-ão simultaneamente e outras de forma sequencial, considerando-se orientativa a ordem pela qual são apresentadas neste procedimento, competindo ao OS determinar a sequência temporal da sua aplicação bem como a sua implementação em função das condições de operação efectivamente existentes. Adicionalmente o OS realizará a implementação das medidas de operação com a antecedência possível, dentro do processo da resolução de restrições técnicas, se for tecnicamente executável, ou caso não seja, nos mecanismos de tempo real cuja gestão seja responsável.
Analisar em conjunto com o MINEA a possibilidade de incrementar o desarmazenamento nas albufeiras de cabeceira.
Interromper indisponibilidades na rede de transporte e de distribuição, caso exista essa possibilidade, sempre que estas contribuam para o aumento da segurança do sistema.
Estabelecer as limitações necessárias à produção de grupos geradores das centrais hidráulicas reversíveis baseadas na garantia do fornecimento a curto prazo.
As limitações anteriores serão complementares das limitações que sobre estas unidades se estabeleçam por razões de segurança a curto prazo, na aplicação de outros procedimentos de operação vigentes.
Modular a produção hídrica para obter a máxima capacidade de produção nas horas de ponta.
Quando exista um nível baixo nas reservas hídricas será preciso programar turbinamento em determinadas albufeiras de forma a garantir-se a existência de cota noutros dependentes daqueles, para que seja possível produzir à máxima potência hidráulica nas horas de maior consumo.
Dar instruções à Empresa de Distribuição para que requeiram aos geradores ligados na sua rede a entrega da sua potência máxima disponível e o acoplamento de todos os meios de compensação de reactiva.
Aplicar a interruptibilidade ao nível nacional ou regional, conforme o caso, aos clientes aderentes a este tipo de tarifa.
Adoptar as medidas precisas para obter o máximo de operacionalidade nas subestações críticas previamente identificadas pelo OS e possibilitar o arranque autónomo das centrais contempladas nos planos de reposição de serviço incremento da disponibilidade ou mobilidade do pessoal de operação ou qualquer outra acção que se estime necessária.
Caso exista o risco de colapso de tensão, OS poderá dar instruções às empresas de distribuição para bloquearem os reguladores automáticos de tomadas dos transformadores, quando tal for tecnicamente possível, desde que esta medida não implique riscos maiores para o fornecimento de energia.
Solicitar aos operadores das redes de distribuição o abaixamento da tensão de entrega na MT com o objectivo de reduzir a carga.
Deslastre selectivo de cargas. Nos termos e condições estabelecidos no ponto 2.
Com o objectivo de fazer face a situações não previstas neste Manual ou por quaisquer outras razões devidamente justificadas, OS poderá adoptar as decisões que considere mais adequadas, justificando a sua actuação a posterior perante os agentes afectados e informando o IRSEA através de relatório específico.
As dúvidas e omissões resultantes da interpretação e aplicação deste Manual serão resolvidas pelo Instituto Regulador dos Serviços de Electricidade e de Água (IRSEA), após ouvidas as entidades a quem os procedimentos do corrente Manual se aplicam.
Deverão ser comunicadas ao Instituto Regulador dos Serviços de Electricidade e de Água (IRSEA), a fundamentação e o impacto de todas as decisões tomadas pelas entidades as quais este Manual se aplica, relativas a situações não previstas nos anteriores procedimentos, não previstas na regulamentação vigente, ou resultantes da necessidade de garantia de segurança de fornecimento e da operação do sistema.
Considerando o exposto no artigo 22.° do Regulamento do Despacho: “As comunicações para a exploração do sistema devem ser efectuadas exclusivamente em língua Portuguesa, excepto quando o interlocutor não pertença ao Sistema Eléctrico da República de Angola.”
Todas as comunicações telefónicas efectuadas ou recebidas nas salas de comando do Operador do Sistema devem ser objecto de gravação.
As comunicações para a exploração do sistema devem ser objecto de registo em papel, em suporte magnético, em base de dados informática ou sobre qualquer outro suporte acordado entre os interessados, quer pelo Operador do Sistema, quer pelos seus interlocutores, com identificação destes, indicação de hora confirmada e descrição sucinta do conteúdo.
Deverá de ser instituído o cadastro e registo de todos os interlocutores de e com o Operador de Sistema.
Para todos os interlocutores deverá ser definido um plano de formação base e contínua cujo cumprimento será condição essencial para o desempenho das funções de interlocutor com Operador do Sistema.
No prazo de 180 dias após a entrada em vigor do Manual de Procedimentos de Operador de Sistema, deverá ser definido e aprovado pelo IRSEA, o plano de formação de interlocutores.
Os interlocutores de e com o Operador do Sistema deverão de estar devidamente credenciados mediante licença para a comunicação de e com o Operador do Sistema. A atribuição destas licenças será responsabilidade do IRSEA e estará condicionada à avaliação de conhecimentos conforme definido no plano de formação de interlocutores.
O Manual de Operação do Sistema é a compilação dos procedimentos detalhados de operação do sistema. O OS fará as adequadas revisões desse Manual em função do crescimento e evolução da rede e do relacionamento com os restantes Agentes de Mercado.
O Manual de Operação do Sistema completa o Manual de Procedimentos do Operador de Sistema, MPOS, e como tal deverá ser aprovado pelo IRSEA, ouvido previamente as entidades a quem o MPOS se aplica.
O Presidente do Conselho de Administração, Luís Mourão Garcês da Silva.