Relatório da Qualidade de Serviço 2016 Qualidade Servico... · 2017. 11. 8. · 3 Sumário De...

Relatório da Qualidade de

Serviço 2016

3

Sumário De acordo com o estabelecido no Regula-

mento de Qualidade de Serviço em vigor na

RAA, compete à concessionária do transporte

e distribuição vinculado do Sistema Elétrico do

Serviço Publico da Região Autónoma dos

Açores elaborar, anualmente, o relatório da

qualidade de serviço. Este documento tem

como objetivo caracterizar a qualidade do

serviço prestado pela Electricidade dos Aço-

res, S.A., as considerações assumidas e as me-

todologias de cálculo utilizadas.

Destacamos que o Regulamento da Quali-

dade de Serviço, que vigora desde 2014, veio

impor um acréscimo de exigência no que res-

peita à continuidade de serviço, designada-

mente ao nível dos padrões de qualidade,

alargamento do seu âmbito ao nível da tipo-

logia de interrupções que os abrange e a ex-

tensão desses padrões a interrupções com ori-

gem em centros produtores.

Em 2016 a EDA, S.A. deu continuidade à adap-

tação a esta realidade, mantendo o trabalho

desenvolvido nos últimos anos, com o objetivo

de vir a cumprir as maiores exigências estabe-

lecidas regulamentarmente, e de ver aumen-

tada a satisfação dos seus clientes.

Neste setor, a qualidade de serviço pode ser

analisada pela sua componente comercial e

pela sua natureza técnica (continuidade de

serviço e qualidade da onda de tensão). No

que diz respeito ao comercial, a qualidade re-

fere-se aos aspetos relacionados com o aten-

dimento, pedidos de informação e assistência

técnica, ou seja, aferir a comunicação e os

serviços prestados aos clientes. No âmbito da

continuidade de serviço, pode ser observado

o número e a duração das interrupções atra-

vés de diversos indicadores. Por sua vez, a am-

plitude, a frequência, a forma da onda, bem

como a simetria do sistema trifásico avaliam a

qualidade da onda tensão.

No que concerne aos indicadores gerais de

relacionamento comercial a EDA, S.A. man-

teve os níveis de exigência alcançados nos úl-

timos anos, tendo sido cumpridos todos os in-

dicadores definidos.

Os indicadores individuais de relacionamento

comercial ostentam um elevado grau de

cumprimento dos deveres da EDA, S.A., tendo-

se, no entanto, verificado incumprimentos

pontuais que deram origem às respetivas

compensações a clientes.

No capítulo “Qualidade de serviço comercial”

foi efetuada uma análise mais profunda e in-

dividualizada da qualidade de serviço de âm-

bito comercial.

Ao nível da continuidade de serviço, a quali-

dade é aferida através de indicadores gerais

para as redes de distribuição em média ten-

são (MT) e distribuição em baixa tensão (BT),

bem como indicadores individuais para as

mesmas redes.

Por comparação com o ano de 2015 verifica-

se uma melhoria dos indicadores globais de

continuidade de serviço da RAA. Num hori-

zonte de 5 anos, regista-se o melhor compor-

tamento global para os indicadores SAIFI,

SAIDI e TIEPI. No mesmo horizonte, o indicador

MAIFI apenas apresenta melhor desempenho

em 2012 e 2013.

Na Região existem três níveis de qualidade de

serviço, definidos no regulamento da quali-

dade de serviço, designadamente: zonas dos

tipos A, B e C.

A continuidade de serviço foi alvo de uma

análise pormenorizada no capítulo 3, onde

são apresentados e analisados os resultados

dos indicadores gerais e individuais para a MT

e para a BT (por zona de qualidade de serviço

e por ilha/região) e uma análise aos principais

incidentes verificados.

4

Relativamente à qualidade da onda de ten-

são, os resultados das monitorizações efetua-

das, pelos diversos pontos de medição fixos e

dispersos pelas nove ilhas dos Açores, demons-

tram a qualidade da onda de tensão, no que

diz respeito à sua amplitude, tremulação

(Flicker), desequilíbrio do sistema trifásico de

tensões, frequência, distorção harmónica, ca-

vas de tensão e sobretensões.

No capítulo 4, dedicado à qualidade da onda

de tensão, encontra-se exposta uma análise

criteriosa e minuciosa de todas as situações

de incumprimento e das cavas registadas

com maior severidade.

5

Índice

1. Introdução.......................................................................................................................................................... 10

2. Qualidade de Serviço Comercial .................................................................................................................. 11

2.1. Inquérito de satisfação dos clientes ....................................................................................................... 11

2.1.1. Clientes Família .................................................................................................................................... 12

2.1.2. Clientes Empresa ................................................................................................................................. 12

2.1.3. Registo de Avarias............................................................................................................................... 12

2.2. Indicadores da Qualidade de serviço comercial ............................................................................... 12

2.2.1. Tempo de ligação à rede de instalações de baixa tensão ....................................................... 13

2.2.2. Ativação de Fornecimento em Baixa Tensão ............................................................................... 14

2.2.3. Atendimento presencial .................................................................................................................... 15

2.2.4. Atendimento telefónico..................................................................................................................... 16

2.2.5. Pedidos de Informação apresentados por escrito ....................................................................... 20

2.2.6. Frequência de leitura de equipamentos de medição ................................................................ 20

2.2.7. Reclamações ....................................................................................................................................... 21

2.2.8. Visitas combinadas ............................................................................................................................. 22

2.2.9. Assistência técnica após comunicação de avaria pelo cliente ............................................... 23

2.2.10. Restabelecimento do fornecimento de energia após interrupção do serviço por facto

imputável ao cliente ..................................................................................................................................... 24

2.2.11. Compensações pagas pela EDA, S.A. por incumprimento dos padrões individuais de

qualidade ....................................................................................................................................................... 25

2.2.12. Compensações pagas aos operadores de redes de distribuição por incumprimento de

clientes ............................................................................................................................................................. 27

2.3. Clientes com necessidades especiais e clientes prioritários .............................................................. 27

2.4. Ações mais relevantes para garantia da qualidade de serviço de âmbito comercial .............. 29

3. Continuidade de serviço ................................................................................................................................. 32

3.1. Ocorrências ................................................................................................................................................. 32

3.2. Indicadores gerais ...................................................................................................................................... 39

3.2.1. Indicadores gerais MT - RAA ............................................................................................................. 39

3.2.2. Indicadores MT - ilha ........................................................................................................................... 42

3.2.3. Continuidade BT .................................................................................................................................. 51

3.2.4. Indicadores BT – ilhas .......................................................................................................................... 55

3.3. Indicadores individuais .............................................................................................................................. 60

4. Qualidade da onda de tensão ..................................................................................................................... 63

4.1. Plano de Monitorização ........................................................................................................................... 63

4.2. Plano de Monitorização – Redes de transporte e Distribuição em AT e MT ................................... 64

4.3. Plano de Monitorização – Rede de distribuição em BT ...................................................................... 66

4.3.2. Indicadores semanais......................................................................................................................... 67

4.4. Qualidade onda de tensão ..................................................................................................................... 68

4.4.1. Amplitude ............................................................................................................................................. 68

4.4.2. Tremulação (Flicker) ........................................................................................................................... 68

4.4.3. Desequilíbrio ......................................................................................................................................... 69

4.4.4. Frequência ........................................................................................................................................... 69

6

4.4.5. Tensões harmónicas ........................................................................................................................... 69

4.4.6. Cavas .................................................................................................................................................... 69

4.4.7. Sobretensões ........................................................................................................................................ 79

4.4.8. Evolução da Qualidade da Onda de Tensão .............................................................................. 88

5. Principais incidentes ......................................................................................................................................... 91

5.1. Principais incidentes por ilha .................................................................................................................... 91

5.1.1. Santa Maria .......................................................................................................................................... 91

5.1.2. São Miguel ............................................................................................................................................ 92

5.1.3. Terceira .................................................................................................................................................. 94

5.1.4. Graciosa ............................................................................................................................................... 97

5.1.5. São Jorge .............................................................................................................................................. 99

5.1.6. Pico ...................................................................................................................................................... 100

5.1.7. Faial ...................................................................................................................................................... 102

5.1.8. Flores .................................................................................................................................................... 104

5.1.9. Corvo ................................................................................................................................................... 105

5.2. Incidentes de grande impacto (IGI) .................................................................................................... 106

5.3. Eventos excecionais ................................................................................................................................ 109

6. Ações para a melhoria da qualidade de serviço .................................................................................... 111

6.1. Redes .......................................................................................................................................................... 111

6.2. Produção ................................................................................................................................................... 118

Anexos ................................................................................................................................................................... 120

Anexo I - Siglas, abreviaturas e definições ................................................................................................. 120

Anexo II - Classificação das causas das interrupções ............................................................................. 130

6.2.2. Quadro geral de classificação ....................................................................................................... 130

Origem das interrupções ............................................................................................................................ 132

Tipos de interrupções .................................................................................................................................. 132

7

Índice de tabelas Tabela 2-1 Satisfação clientes família ............................................................................................................... 12

Tabela 2-2 Satisfação clientes empresa ........................................................................................................... 12

Tabela 2-3 registos de avarias via telefone ...................................................................................................... 12

Tabela 2-4 Serviço de ligação às redes de BT ................................................................................................. 13

Tabela 2-5 Ativação de fornecimento em BT .................................................................................................. 15

Tabela 2-6 Atendimentos presenciais em lojas comerciais da EDA, S.A. ................................................... 16

Tabela 2-7 Atendimento telefónico para comunicação de leituras .......................................................... 17

Tabela 2-8 Atendimento telefónico para comunicação de avarias ......................................................... 18

Tabela 2-9 Atendimento telefónico comercial ............................................................................................... 19

Tabela 2-10 Atendimento telefónico no âmbito do DL 134/2009 (call centers) ....................................... 19

Tabela 2-11 Pedidos de informação respondidos até 15 dias úteis ............................................................ 20

Tabela 2-12 Contadores com leitura até 96 dias, face à leitura anterior .................................................. 21

Tabela 2-13 Tratamento de reclamações ........................................................................................................ 22

Tabela 2-14 Registo de reclamações pelos cinco temas principais ........................................................... 22

Tabela 2-15 Visitas Combinadas - OPCC ......................................................................................................... 23

Tabela 2-16 Assistência técnica após comunicação de avaria pelo cliente .......................................... 24

Tabela 2-17 Restabelecimento do fornecimento de energia após interrupção do serviço por facto

imputável ao cliente ............................................................................................................................................ 25

Tabela 2-18 Compensações pagas a clientes por incumprimento dos padrões de qualidade de

serviço ..................................................................................................................................................................... 26

Tabela 2-19 Compensações pagas aos operadores das redes de distribuição por incumprimento dos

clientes .................................................................................................................................................................... 27

Tabela 2-20 Clientes com necessidades especiais ........................................................................................ 28

Tabela 2-21 Clientes prioritários .......................................................................................................................... 28

Tabela 3-1 - Evolução do número de ocorrências ......................................................................................... 32

Tabela 3-2 - Evolução do número de ocorrências por causa ..................................................................... 33

Tabela 3-3 - Evolução do n.º de ocorrências por origem ............................................................................. 34

Tabela 3-4- Evolução do n.º de interrupções em PdE da rede MT na RAA ............................................... 35

Tabela 3-5 - Evolução do n.º de interrupções por origem e duração ........................................................ 36

Tabela 3-6 - Evolução do n.º de interrupções por ilha ................................................................................... 37

Tabela 3-7 - N.º de interrupções 2016 por tipo de duração e origem ........................................................ 37

Tabela 3-8 - N.º de interrupções longas por causa ........................................................................................ 38

Tabela 3-9 - Indicadores de continuidade de serviço da RAA, para interrupções longas (SAIFI – n.º;

TIEPI e SAIDI - hh:mm) ........................................................................................................................................... 39

Tabela 3-10 - Evolução dos indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona, para

interrupções longas (SAIFI – n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) .................................................................................. 39

Tabela 3-11 - Indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona e origem, para interrupções

longas (SAIFI – n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) .......................................................................................................... 40

Tabela 3-12 - Indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona e causa para interrupções

longas (SAIFI – n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) .......................................................................................................... 40

Tabela 3-13 - Indicadores de continuidade de serviço da RAA, para interrupções longas, não

abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm) .................................................................................................. 41

Tabela 3-14 - Evolução do TIEPI por ilha - interrupções longas (hh:mm) .................................................... 42

Tabela 3-15- TIEPI - interrupções longas por origem (hh:mm) ....................................................................... 42

8

Tabela 3-16 - TIEPI - interrupções longas por causa (hh:mm) ....................................................................... 43

Tabela 3-17 - MAIFI - interrupções curtas por origem (n.º) ............................................................................ 44

Tabela 3-18 - MAIFI - interrupções longas por causa (n.º) ............................................................................. 44

Tabela 3-19 - Evolução do SAIFI - interrupções longas (n.º) .......................................................................... 46

Tabela 3-20- SAIFI - interrupções longas por origem (n.º) .............................................................................. 46

Tabela 3-21 - SAIFI - interrupções longas por causa (n.º) .............................................................................. 47

Tabela 3-22 - Evolução do SAIFI - interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (n.º) 47

Tabela 3-23 - Evolução do SAIDI - interrupções longas (hh:mm) ................................................................. 48

Tabela 3-24 - SAIDI - interrupções longas por origem (hh:mm) .................................................................... 48

Tabela 3-25 - SAIDI - interrupções longas por causa (hh:mm) ...................................................................... 49

Tabela 3-26 - SAIDI - interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm) ................ 49

Tabela 3-27 - Estimativa de energia não distribuída (MWh) ......................................................................... 50

Tabela 3-28 - N.º de interrupções em PdE da rede BT (em milhares) .......................................................... 51

Tabela 3-29 - Evolução do n.º de interrupções em PdE da rede BT na RAA (em milhares) ................... 51

Tabela 3-30 - N.º de interrupções longas (103) em PdE da rede BT, na RAA (apenas se apresentam

causas com mais de um milhar) ........................................................................................................................ 52

Tabela 3-31 - Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas (SAIFI – n.º;

SAIDI – hh:mm) ....................................................................................................................................................... 52

Tabela 3-32 - Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas, por origem

(SAI-FI – n.º; SAIDI – hh:mm) ................................................................................................................................. 53

Tabela 3-33 - Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas, por causa

(SAIFI – n.º; SAIDI – hh:mm) ................................................................................................................................... 53

Tabela 3-34 - Indicadores de continuidade de serviço de BT da RAA, para interrupções longas, não

abrangidas pelo artigo 13º do RQS (SAIFI – n.º; SAIDI – hh:mm)................................................................... 54

Tabela 3-35 - Evolução do SAIFI BT - interrupções longas (n.º) ..................................................................... 55

Tabela 3-36 - SAIFI BT - interrupções longas, por origem (n.º) ....................................................................... 55

Tabela 3-37 - SAIFI BT - interrupções longas, por causa (n.º) ......................................................................... 56

Tabela 3-38 – SAIFI BT, para interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (n.º) .......... 56

Tabela 3-39 - Evolução do SAIDI BT - interrupções longas (hh:mm) ............................................................ 57

Tabela 3-40 - SAIFI BT - interrupções longas, por origem (hh:mm) ............................................................... 58

Tabela 3-41 - SAIDI BT - interrupções longas, por causa (hh:mm) ................................................................ 58

Tabela 3-42 – SAIFI BT, para interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm) ... 59

Tabela 3-43 - Padrão de número de interrupções por ano .......................................................................... 60

Tabela 3-44 - Padrão da duração total das interrupções (horas por ano) ............................................... 60

Tabela 3-45 - Número total de compensações .............................................................................................. 60

Tabela 3-46 - Valor total de compensações (€) ............................................................................................. 61

Tabela 3-47 - Compensações que revertem para o fundo de reforço de investimento ....................... 61

Tabela 3-48 - Nº de situações com incumprimentos de duração e número em simultâneo ................ 62

Tabela 4-1 Pontos de monitorização – Redes de transporte e distribuição em AT e MT ........................ 65

Tabela 4-2 – Pontos de monitorização – Rede de distribuição em BT ........................................................ 67

Tabela 4-3 Cavas na média tensão na Ilha de Santa Maria ........................................................................ 70

Tabela 4-4 Cavas na baixa tensão na Ilha de Santa Maria ......................................................................... 70

Tabela 4-5 Cavas na alta tensão na Ilha de São Miguel .............................................................................. 71

Tabela 4-6 Cavas na média tensão na Ilha de São Miguel ......................................................................... 71

Tabela 4-7 - Cavas na baixa tensão na Ilha de São Miguel ......................................................................... 72

Tabela 4-8 Cavas na média tensão na Ilha Terceira ..................................................................................... 72

9

Tabela 4-9 Cavas na baixa tensão na Ilha Terceira ....................................................................................... 73

Tabela 4-10 Cavas na média tensão na Ilha Graciosa ................................................................................. 73

Tabela 4-11 Cavas na baixa tensão na Ilha Graciosa................................................................................... 73

Tabela 4-12 Cavas na média tensão na ilha de São Jorge ......................................................................... 74

Tabela 4-13 Cavas na baixa tensão na Ilha São Jorge ................................................................................. 75

Tabela 4-14 Cavas na média tensão na Ilha do Pico .................................................................................... 75

Tabela 4-15 Cavas na baixa tensão na Ilha do Pico ..................................................................................... 76

Tabela 4-16 Cavas na média tensão na Ilha do Faial ................................................................................... 76

Tabela 4-17 Cavas na baixa tensão na Ilha do Faial ..................................................................................... 77

Tabela 4-18 Cavas na média tensão na Ilha das Flores ................................................................................ 77

Tabela 4-19 Cavas na baixa tensão na Ilha das Flores ................................................................................. 78

Tabela 4-20 Cavas na média tensão na Ilha do Corvo ................................................................................ 78

Tabela 4-21 - Cavas na baixa tensão na Ilha do Corvo ................................................................................ 79

Tabela 4-22 Sobretensões na média tensão na ilha de Santa Maria ......................................................... 80

Tabela 4-23 Sobretensões na baixa tensão na ilha de Santa Maria ........................................................... 80

Tabela 4-24 Sobretensões na alta tensão na ilha de São Miguel ................................................................ 80

Tabela 4-25 Sobretensões baixa tensão na ilha de São Miguel .................................................................. 81

Tabela 4-26 Sobretensões na média tensão ilha Terceira............................................................................. 81

Tabela 4-27 Sobretensões baixa tensão na Ilha Terceira .............................................................................. 82

Tabela 4-28 Sobretensões na média tensão na ilha Graciosa..................................................................... 83

Tabela 4-29 Sobretensões baixa tensão na ilha Graciosa ............................................................................ 83

Tabela 4-30 Sobretensões na média tensão na ilha de São Jorge ............................................................. 84

Tabela 4-31 Sobretensões baixa tensão na ilha de São Jorge .................................................................... 85

Tabela 4-32 – Sobretensões na média tensão na ilha do Pico .................................................................... 85

Tabela 4-33 Sobretensões baixa tensão na ilha do Pico ............................................................................... 86

Tabela 4-34 Sobretensões média tensão na ilha do Faial ............................................................................ 86

Tabela 4-35 Sobretensões baixa tensão na ilha do Faial .............................................................................. 87

Tabela 4-36 Sobretensões na média tensão na ilha das Flores ................................................................... 87

Tabela 4-37 Sobretensões na baixa tensão na ilha das Flores ..................................................................... 88

Tabela 4-38 Sobretensões na média tensão na ilha do Corvo .................................................................... 88

Tabela 4-39 Sobretensões na baixa tensão na ilha do Corvo...................................................................... 88

Tabela 4-40- Síntese dos pontos de entrega onde se verificaram incumprimentos dos limites

regulamentares das características da onda de tensão no período de 2007-2016. .............................. 89

Índice de gráficos

Gráfico 2-1 Serviço de ligação às redes de BT................................................................................................ 14

Gráfico 2-2 Tempo de espera nos centros de atendimento até 20 minutos ............................................ 16

10

1. Introdução

Conforme o estabelecido no Regulamento de

Qualidade de Serviço, compete à Eletrici-

dade dos Açores S.A., como entidade con-

cessionária do transporte e distribuição da Re-

gião Autónoma dos Açores, elaborar, anual-

mente, o relatório da qualidade de serviço.

Em cumprimento do estabelecido nesse Regu-

lamento, em particular o referido na secção II

do Capítulo IX, foi elaborado o presente rela-

tório, onde se apresentam os indicadores que

caracterizam a continuidade de serviço, a

qualidade da onda de tensão, a qualidade

de serviço de âmbito comercial, referentes ao

ano de 2016.

Destaca-se que o Regulamento da Qualidade

de Serviço, que vigora desde 2014, veio impor

um acréscimo de exigência no que respeita à

continuidade de serviço, designadamente ao

nível dos padrões de qualidade, alargamento

do seu âmbito ao nível da tipologia de inter-

rupções que os abrange e a extensão desses

padrões a interrupções com origem em cen-

tros produtores.

Os níveis de exigência de qualidade de ser-

viço a que a EDA, S.A. está sujeita, tem mere-

cido, continuamente, o nosso empenho, com

o objetivo de promover uma resposta ade-

quada no âmbito da exploração dos nove sis-

temas electroprodutores.

11

2. Qualidade de Serviço Comer-

cial

Sabendo que a relação existente entre o

prestador do serviço e o cliente é o retrato

mais fiel da qualidade do serviço prestado,

facilmente se compreende que a enunci-

ada qualidade do serviço se exprima atra-

vés de temas como a brevidade e capaci-

dade de resposta às solicitações dos clien-

tes, o nível do atendimento prestado, bem

como a assistência técnica e a avaliação

da satisfação dos mesmos. Logo, a quali-

dade de serviço comercial é criteriosamente

analisada por via de Indicadores Gerais, In-

dicadores Individuais e da avaliação do

grau de satisfação de clientes. Os indicado-

res são baseados em critérios simples, calcu-

láveis e reguláveis, e permitem qualificar,

quantificar e avaliar o nível do desempenho

técnico e comercial num determinado perí-

odo de tempo, encontrando-se as suas fór-

mulas de cálculo indicadas no RQS.

Neste sentido, a estratégia comercial da

EDA, S.A. é caracterizada pela permanente

procura da melhoria na prestação de ser-

viço ao cliente, tendo como suporte os re-

cursos humanos e tecnológicos de que dis-

põem e incrementa a cada ano que passa,

acompanhados de uma gestão orientada

para o planeamento, desenvolvimento e

controlo de processos. Desta forma, a EDA,

S.A. garantiu e mantém desde 2006 a certifi-

cação da qualidade pela Norma NP EN ISO

9001, certificação esta que obedece a re-

quisitos exigentes e que visa promover a nor-

malização de produtos/serviços para que a

qualidade destes seja permanentemente

melhorada, sendo a este respeito de referir

que toda a atividade comercial da EDA, S.A.

se encontra certificada para a qualidade ao

abrigo da Norma ISO acima referida e que

durante o ano de 2016 decorreu um projeto

interno de alteração / adaptação dos pro-

cedimentos, instruções de trabalho e docu-

mentos afetos a esta atividade, de modo a

que possam ser melhorados os desígnios

acima enumerados.

2.1. Inquérito de satisfação

dos clientes

Durante o ano de 2016 e à semelhança do

que tem vindo a ocorrer em anos anteriores,

a EDA, S.A. promoveu a realização de um in-

quérito de satisfação aos seus clientes, adju-

dicando-o a uma empresa da especiali-

dade, apresentando-se abaixo o resultado

de alguns dos temas que julgamos serem

mais relevantes para a avaliação da quali-

dade de serviço que temos vindo a prestar

aos nossos clientes, encontrando esta avali-

ação dividida entre Clientes Família, Clientes

Empresa e Registo de Avarias.

O objetivo deste inquérito foi conhecer a

opinião dos entrevistados sobre a qualidade

de serviços prestados pela EDA, S.A. Deste

modo, apresentamos abaixo a síntese dos

resultados obtidos, subdividida pelos temas

acima apresentados.

De referir que a avaliação é indicada por um

score médio, calculado através da média

ponderada do número de respostas pela

classificação de: muito bom (5); Bom (4);

nem bom nem mau (3); mau (2); muito mau

(1).

12

12

2.1.1. Clientes Família

Tabela 2-1 Satisfação clientes família

2.1.2. Clientes Empresa

Tabela 2-2 Satisfação clientes empresa

2.1.3. Registo de Avarias

* Clientes que viram o seu problema totalmente resolvido

Tabela 2-3 registos de avarias via telefone

2.2. Indicadores da Qualidade

de serviço comercial

Perspetivando avaliar o relacionamento co-

mercial que os operadores de rede/comer-

cializadores de último recurso têm com os cli-

entes, foram criados os Indicadores Gerais

de Qualidade de Serviço Comercial, indica-

dores estes que estabelecem o nível mínimo

de qualidade de serviço a assegurar pela

entidade comercializadora de último re-

curso, neste caso, a EDA, S.A.

Dando sequência ao preconizado pelo Re-

gulamento 455/2013 – Regulamento da

Qualidade de Serviço do Setor Elétrico e à

Diretiva da ERSE nº 20/2013, que aprova os

parâmetros da regulação da qualidade de

serviço do setor elétrico, encontram-se de-

signados no seu ponto 8 os Indicadores ge-

rais da qualidade de serviço comercial e res-

petivos padrões, respeitantes aos seguintes

temas:

• Atendimento telefónico para comunica-

ção de avarias - Artigo 36º;

• Pedidos de informação apresentados por

escrito – Artigo 39º;

• Ativação de fornecimento de energia elé-

trica – Artigo 46º;

• Frequência da leitura de equipamentos de

medição – Artigo 49º.

Embora sejam quantificados ao abrigo do

RQS e não se encontrem previstos pela ERSE

padrões associados, os restantes indicadores

de avaliação da qualidade de serviço co-

mercial que irão ser objeto de análise neste

relatório, são os seguintes:

• Serviço de Ligação às Redes – Artigo 45º;

• Atendimento Presencial – Artigo 32º;

• Atendimento Telefónico para comunica-

ção de leituras – Artigo 35º;

Score Médio

Fornecimento de Eletricidade 3,95

4,13

4,23

4,25

Satisfação dos clientes Família

Vertente

Atendimento Telefónico

Atendimento em Loja

Qualidade do serviço prestado

pelos serviços Técnicos

Score Médio

Fornecimento de Eletricidade 4,08

3,91

4,21

Satisfação dos clientes Empresa

Vertente

Atendimento Telefónico

Qualidade do serviço prestado

pelos serviços Técnicos

Score Médio

Disponibilidade e solicitude 3,95

4,13

4,23

0,8Resolução total do problema

apresentado*

Registo de Avarias (v ia telefone)

Vertente

Simpatia

Profissionalismo

13

• Atendimento Telefónico comercial – Artigo

37º;

• Atendimento Telefónico no âmbito do DL

134/2009 (Call Centers) – Artigo 34º;

• Tempo de resposta a reclamações – Artigo

42º; Artigo 43º e Artigo 44º;

• Visitas combinadas com clientes – Artigo

47º;

• Assistência técnica após comunicação de

avaria na instalação de clientes – Artigo 48º;

• Restabelecimento do fornecimento de

energia, após interrupção por facto imputá-

vel ao cliente – Artigo 50º;

Apresentamos ainda neste relatório o nú-

mero e montantes envolvidos nas compen-

sações por incumprimento dos padrões indi-

viduais da qualidade de serviço por parta da

EDA S.A., ao abrigo do Artigo 52º, bem como

das compensações pagas à EDA, S.A. pelos

clientes pelo não cumprimento destes em si-

tuações de visitas combinadas, referidas nos

Artigos 47º e 48º.

São ainda apresentados os quadros relativos

aos clientes com necessidades especiais e

clientes prioritários.

2.2.1. Tempo de ligação à rede

de instalações de baixa ten-

são

Conforme pode ser verificado na Tabela 2-3

e na sua representação gráfica, encontra-se

apresentada a realização do serviço de liga-

ção às redes de baixa tensão relativos ao

ano de 2016, tal como preconizado pelo nº

3 do Art.º 45º do RQS.

Em termos quantitativos, verificou-se que, de

um total de 3.201 Pedidos de Fornecimento

de Energia em BT, 3.034 foram elaborados

num prazo igual ou inferior a 15 dia úteis, o

que corresponde a uma percentagem de 95

%, ao nível de realização EDA, S.A.

Tabela 2-4 Serviço de ligação às redes de BT

1º

Trimestre

2º

Trimestre

3º

Trimestre

4º

Trimestre

Total

Anual

790 824 829 758 3 201

756 791 801 686 3 034

87 67 74 55 283

96% 96% 97% 91% 95%

Nº de requisições de serv iços de ligação em BT

Nº de requisições de serv iços de ligação em BT ≤ 15 dias úteis

Nº de requisições de serv iços de ligação em BT anuladas

Serv iço de Ligação às Redes

% de requisições de serv iços de ligação em BT ≤ 15 dias úteis

14

14

Gráfico 2-1 Serviço de ligação às redes de BT

2.2.2. Ativação de Fornecimento

em Baixa Tensão

Durante o ano de 2016 e conforme estabe-

lecido através do nº 3 do Art.º 46º do RQS, a

Tabela 2-5 abaixo apresentada, associada à

celebração de contratos de fornecimento

de energia elétrica em BT, foram apresenta-

das pelos clientes 2 584 solicitações, das

quais 2 545 foram ativadas até 2 dias úteis re-

presentando 99,8% de realização por parte

da EDA, S.A., ficando bastante acima do

preconizado na Diretiva nº 20/2013 da ERSE,

onde se indica o valor de 90%, como padrão

exigível.

Foram ainda verificadas 34 solicitações em

que os clientes solicitaram uma data de ati-

vação com prazo superior a 2 dias úteis,

tendo-se verificado um tempo médio de ati-

vação de fornecimento de 1,3 dias.

790 824 829 758

3 201

756 791 801686

3 034

87 67 74 55

283

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

1º Trimestre 2º Trimestre 3º Trimestre 4º Trimestre Total Anual

Serv iço de ligação às redes

Nº de requisições de serviços de ligação em BT

Nº de requisições de serv iços de ligação em BT ≤ 15 dias úteis

Nº de requisições de serviços de ligação em BT anuladas

15

Tabela 2-5 Ativação de fornecimento em BT

2.2.3. Atendimento presencial

Ao abrigo do estipulado no nº 4 do Artigo 32º

do RQS e no caso concreto do atendimento

presencial dos centros de atendimento, o

cálculo do respetivo indicador é determi-

nado, de acordo com o nº 3 do Artigo 33º,

pelo tempo que medeia entre o instante em

que a “senha” é retirada pelo cliente à che-

gada ao local de atendimento, sendo-lhe

atribuído o número de ordem, e o início do

seu atendimento. Este deve ser calculado

para os centros de atendimento que garan-

tiram pelo menos 40% dos atendimentos efe-

tuados no período em análise.

Assim sendo, a análise irá recair nas ilhas de

São Miguel, Terceira e Faial, pois é nestas

ilhas que se encontram os centros de atendi-

mento com maior fluxo de clientes, que ga-

rantem valores percentuais acima do preco-

nizado pelo RQS e com capacidade de aná-

lise deste indicador, uma vez que dispõem

de sistema automático de gestão de filas de

espera.

As lojas comerciais que irão estar sob análise

para a concretização deste indicador são as

Lojas da Matriz de Ponta Delgada, do Cami-

nho da Levada e da Ribeira Grande na Ilha

de São Miguel, as lojas de Angra do Hero-

ísmo e da Praia da Vitória na Ilha Terceira e

a loja da Horta na Ilha do Faial, que equiva-

lem a 68,8% do total dos atendimentos pre-

sencias em Lojas comerciais da EDA, S.A.,

conforme Tabela 2-6, abaixo apresentada.

A análise do Gráfico 2-2 permite-nos verificar

que a percentagem de tempos de espera

até 20 minutos nas 6 lojas comerciais de

maior fluxo de atendimento presencial, é de

96%.

1º

Trimestre

2º

Trimestre

3º

Trimestre

4º

Trimestre

Total

Anual

Nº de solicitações de ativação do fornecimento em BT 596 619 699 670 2 584

Nº de ativações ≤ 2 dias úteis 584 610 689 662 2 545

Nº de ativações > 2 dias úteis 1 2 2 0 5

Nº de situações em que o cliente solicitou data de

ativação com prazo > 2 dias úteis11 7 8 8 34

Soma de todos os tempos entre a celebração do contrato

e a realização da respetiva ativação, em dias úteis807 827 890 887 3 411

Tempo médio de ativação do fornecimento 1,4 1,3 1,3 1,3 1,3

% de Ativação de fornecimento - Padrão 90% 99,8% 99,7% 99,7% 100,0% 99,8%

Ativação de Fornecimento

16

16

Tabela 2-6 Atendimentos presenciais em lojas comerciais da EDA, S.A.

Gráfico 2-2 Tempo de espera nos centros de atendimento até 20 minutos

2.2.4. Atendimento telefónico

O atendimento telefónico da EDA, S.A. é re-

alizado no call center (serviço de apoio ao

cliente), onde as chamadas recebidas de

forma automática são tipificadas de acordo

com a categoria do assunto a tratar, através

das opções que são facultadas ao cliente e

que são de atendimento telefónico comer-

cial, atendimento telefónico para comuni-

cação de avarias e atendimento telefónico

para comunicação de leituras. A opção de

atendimento telefónico comercial leva de

% das Lojas com sistema

automático de gestão de

filas de espera

Matriz - Ponta Delgada

Levada - Ponta

Delgada

Ribeira Grande

Angra do Heroísmo

Praia da Vitória

Horta

Restantes Lojas e

Centros de EnergiaTotal EDA

Matriz - Ponta Delgada

Levada - Ponta Delgada

Ribeira Grande

Angra do Heroísmo

Praia da Vitória

Horta

296 181 121 970 391 151 68,80%

Atendimentos na Rede de Lojas e Centros de

Energia

98% 97% 98%

93%91%

99% 96%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Matriz - Ponta

Delgada

Caminho da

Levada

Ribeira Grande Angra do

Heroísmo

Praia da vitória Horta Total Anual

17

imediato a que a chamada seja reencami-

nhada para um atendedor do call center.

De acordo com o Art.º 34º do RQS, para

cada contacto telefónico, o indicador é cal-

culado recorrendo à medição do tempo de

espera, compreendido entre o sinal de cha-

mada e o início de resposta do atendimento.

Os operadores das redes de distribuição, os

comercializadores de último recurso e os co-

mercializadores, devem avaliar o desempe-

nho dos seus sistemas de atendimento tele-

fónico, ao nível da comunicação de leituras,

comunicação de avarias e atendimento co-

mercial. Deste modo abaixo se apresentam,

os valores obtidos pela EDA, S.A. em 2016,

para cada uma das situações acima referi-

das.

2.2.4.1. Atendimento telefónico

para comunicação de lei-

turas

De acordo com o Art.º 35º do RQS, em 2016

e conforme se pode verificar na Tabela 2-7,

abaixo apresentada, a percentagem do

atendimento telefónico para comunicação

de leituras de forma automática, foi de 86%,

em relação ao número total de chamadas

recebidas para o mesmo efeito.

Tabela 2-7 Atendimento telefónico para comunicação de leituras

1º

Trimestre

2º

Trimestre

3º

Trimestre

4º

Trimestre

Total

Anual

Número total de chamadas recebidas para comunicação

de leituras (Agentes + IVR)47 192 44 712 41 643 62 927 196 474

Número de leituras registadas de forma automática (IVR) 38 955 44 048 41 139 44 836 168 978

% Atendimento telefónico para comunicação de leituras 83% 99% 99% 71% 86%

Atendimento telefónico para comunicação de leituras

18

18


para comunicação de

avarias

Dando cumprimento ao preconizado pela

na Diretiva nº 20/2013 da ERSE e de acordo

com o Art.º 36º do RQS no ano de 2016, a

EDA, S.A. ultrapassou o padrão definido em

85% do atendimento para comunicação de

avarias em tempo igual ou inferior a 60 se-

gundos, apresentando um valor de 92%,

conforme se pode verificar na Tabela 2-8.

Tabela 2-8 Atendimento telefónico para comunicação de avarias


comercial

No decorrer do ano de 2016, o indicador de

atendimento telefónico comercial que iden-

tifica os contactos com tempo de resposta

até 60 segundos, apresentou um nível de

80%, conforme se pode verificar na Tabela

2-9.

1º

Trimestre

2º

Trimestre

3º

Trimestre

4º

Trimestre

Total

Anual

Número de atendimentos telefónicos de comunicação de

avarias 8 837 6 760 5 302 5 779 26 678

Número de atendimentos ≤ 60 segundos 8 355 6 377 4 939 5 265 24 936

Número de atendimentos > 60 segundos 482 383 363 514 1 742

Número total de desistências no atendimento telefónico 159 175 134 250 718

Número de desistências ≤ 60 segundos 52 41 52 100 245

Número de desistências > 60 segundos 107 134 82 150 473

Soma de todos os tempos de espera (segundos) 99 918 98 614 75 413 112 673 386 618

Tempo médio de espera (segundos) 11,17 14,30 14,01 19,00 14,24

% de atendimento ≤ 60 segundos - Padrão 85% 93% 93% 92% 89% 92%

Atendimento telefónico para comunicação de avarias

19

Tabela 2-9 Atendimento telefónico comercial


no âmbito do DL 134/2009

(Call Centers)

No âmbito do Decreto-Lei nº 134/2009, de 02

de junho, em que se estabelece o regime ju-

rídico aplicável aos centros de atendimento

telefónico de relacionamento (call centers),

o serviço deve permitir que, caso não seja

possível atender uma chamada até aos 60

segundos, o cliente deixe o seu contacto e

indique o motivo da sua chamada. O RQS, a

este propósito, define para estes casos que

o cliente deva ser contactado no prazo má-

ximo de 2 dias úteis (call back), a partir da

data do contacto efetuado sem sucesso.

Conforme Tabela 2-10, este prazo foi cum-

prido pela EDA, S.A. em 2016, para todas as

situações verificadas.

Tabela 2-10 Atendimento telefónico no âmbito do DL 134/2009 (call centers)

1º

Trimestre

2º

Trimestre

3º

Trimestre

4º

Trimestre

Total

Anual

Número de atendimentos telefónicos de âmbito

comercial22 110 11 120 11 412 10 032 54 674

Número de atendimentos telefónicos com tempo de

espera ≤ 60 segundos16 281 9 288 9 634 8 444 43 647

Número de atendimentos telefónicos com tempo de

espera > 60 segundos5 829 1 832 1 778 1 588 11 027

% de atendimentos telefónicos com tempo de espera ≤ 60

segundos74% 84% 84% 84% 80%

Atendimento telefónico - Comercial

1º

Trimestre

2º

Trimestre

3º

Trimestre

4º

Trimestre

Total

Anual

Número de situações em que não foi possível o atendimento ≤

60 segundos e em que o cliente deixou o seu contacto e

identificação da finalidade da chamada

416 181 190 180 967

Número de contactos posteriores na sequência de situações em

que não foi possível o atendimento até 6o segundos416 181 190 180 967

Número de contactos posteriores na sequência de situações em

que não foi possível o atendimento até 60 segundos, realizados

até 2 dias úteis após a situação que originou o contacto

416 181 190 180 967

Soma de todos os tempos de resposta dos contactos posteriores

na sequência de situações em que não foi possível o

atendimento até 60 segundos, em dias úteis

9 23 15 0 47

% de contactos posteriores até 2 dias úteis após a situação que

originou100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%

Atendimento telefónico no âmbito da DL 134 / 2009 (Call Cent ers )

20

20

2.2.5. Pedidos de Informação

apresentados por escrito

No que diz respeito aos pedidos de informa-

ção que a EDA, S.A. recebeu por escrito,

está estabelecido pela Diretiva 20/2013 da

ERSE, que o valor padrão deste indicador ge-

ral de qualidade comercial é de 90%.

De acordo com o nº 4 do Artigo 39º do RQS

este indicador geral deve ser calculado

através do quociente entre o número de pe-

didos de informação apresentados por es-

crito cuja resposta não excedeu 15 dias úteis

e o número total de pedidos de informação

apresentados por escrito.

Da análise da Tabela 2-11, podemos concluir

que o padrão exigido pela ERSE de 90% dos

pedidos de informação apresentados por

escrito e respondidos num prazo igual ou in-

ferior a 15 dias úteis, foi cumprido integral-

mente e até bastante ultrapassado, tendo a

EDA, S.A. apresentado em 2016 um valor de

99%.

Tabela 2-11 Pedidos de informação respondidos até 15 dias úteis

2.2.6. Frequência de leitura de

equipamentos de medição

Conforme o nº 2 do Artigo 49º do RQS a fre-

quência da leitura dos equipamentos de

medição é avaliada por um indicador geral,

devendo o mesmo ser calculado através do

quociente entre o número de leituras com in-

tervalo, face à leitura anterior, inferior ou

igual a 96 dias e o número total de leituras.

De acordo com a Diretiva 20/2013 da ERSE o

padrão associado a este indicador geral de

qualidade comercial é de 92%.

Como pode ser verificado através da Tabela

2-12, a EDA, S.A. apresenta um valor de 92%,

o que indica cumprimento do preconizado

pela ERSE.

1º

Trimestre

2º

Trimestre

3º

Trimestre

4º

Trimestre

Total

Anual

Número de pedidos de informação por escrito recebidos 58 133 105 164 460

Pedidos de Informação por escrito que foram respondidos 58 133 105 164 460

Número de PI por escrito que foram respondidos em ≤ 15

dias úteis55 133 103 164 455

% de pedidos de informação apresentados por escrito e

respondidos em ≤ 15 dias úteis - Padrão 90%95% 100% 98% 100% 99%

Pedidos de informação

21

Tabela 2-12 Contadores com leitura até 96 dias, face à leitura anterior

2.2.7. Reclamações

Sempre que um cliente do operador da rede

de distribuição e do comercializador de úl-

timo recurso da RAA apresenta uma recla-

mação, o RQS obriga a entidade concessio-

nária de transporte e distribuição a apreciar

e informar o cliente do resultado da apreci-

ação ou propor uma reunião de forma a

promover o completo esclarecimento do as-

sunto, no prazo máximo de 15 dias úteis,

após a data de receção da reclamação.

De referir ainda que, de acordo com o nº 2

do Artigo 42º do RQS, a apresentação de re-

clamações sobre faturação determina a sus-

pensão de eventuais ordens de interrupção

de energia por falta de pagamento da fa-

tura reclamada, até à sua apreciação pelo

comercializador de último recurso, desde

que acompanhada de informações concre-

tas e objetivas que coloquem em evidência

a possibilidade de ter ocorrido um erro de fa-

turação.

Das 1 315 reclamações recebidas e respon-

didas pela EDA, S.A. em 2016, verifica-se que

1.298 foram respondidas dentro do prazo

preconizado pelo nº 4 do Art.º 41ª do RQS,

daí a percentagem de 99% abaixo apresen-

tada na Tabela 2-13.

1º

Trimestre

2º

Trimestre

3º

Trimestre

4º

Trimestre

Total

Anual

Número total de contadores em BTN com contrato ativo 118 866 119 018 119 166 119 333 476 383

Número de leituras em BTN realizadas pelo operador da

rede de distribuição119 148 114 757 112 623 115 956 462 484

Número de leituras em BTN fornecidas pelos clientes ou

comercializadores62 764 59 948 57 532 62 182 242 426

Número de estimativas em BTN utilizadas para faturação 209 394 210 396 217 193 210 668 847 651

Número de leituras em BTN com intervalo face à leitura

anterior com prazo inferior ou igual a 96 dias164 833 161 824 157 962 160 664 645 283

% Frequência da leitura de equipamentos de medição -

Padrão 92%91% 93% 93% 90% 92%

Leitura de Equipamentos de Medição

22

22

Tabela 2-13 Tratamento de reclamações

Tabela 2-14 Registo de reclamações pelos cinco temas principais

Na Tabela 2-14, são ainda indicados os prin-

cipais cinco temas das reclamações apre-

sentadas pelos clientes em 2016.

2.2.8. Visitas combinadas

De acordo com o Art.º 47º do RQS o comer-

cializador de último recurso pode combinar

visitas a instalações de clientes, em que o iní-

cio da visita ocorra num intervalo de tempo

com uma duração máxima de 2,5 horas. Na

EDA, S.A. os intervalos de tempo atrás referi-

dos são os seguintes:

09:00 horas / 11:30 horas;

11:30 horas / 14:00 horas;

14:00 horas / 16:30 horas.

Os comercializadores de último recurso e os

clientes podem solicitar o cancelamento ou

reagendamento das visitas combinadas,

desde que até às 17:00 horas do dia útil an-

terior, não havendo nestas situações direito

a qualquer compensação.

Através de agendamento prévio com os cli-

entes a EDA, S.A. realizou em 2016 344 visitas

combinadas instalações dos clientes e tendo

sido cumprido o prazo estabelecido no RQS,

em 97% das situações.

1º

Trimestre

2º

Trimestre

3º

Trimestre

4º

Trimestre

Total

Anual

Número de reclamações recebidas 396 284 250 385 1 315

Número de reclamações respondidas 396 284 250 385 1 315

Número de reclamações respondidas ≤ 15 dias úteis 391 284 244 379 1 298

Soma dos tempos de resposta em dias úteis 3 128 2 243 2 064 3 345 10 780

% de reclamações respondidas ≤ 15 dias úteis 99% 100% 98% 98% 99%

Reclamações

1º

Trimestre

2º

Trimestre

3º

Trimestre

4º

Trimestre

Total

Anual

Prejuízos causados 186 104 104 198 592

Faturação 71 75 48 60 254

Redes 47 40 34 58 179

Sistema de contagem 36 25 16 41 118

Atendimento 36 23 31 17 107

Registo de reclamações pelos cinco temas principais

23

Tabela 2-15 Visitas Combinadas - OPCC

2.2.9. Assistência técnica após

comunicação de avaria

pelo cliente

De acordo com o Artigo 48º do RQS sempre

que a entidade concessionária do trans-

porte e distribuição tenha conhecimento de

avarias na alimentação individual de ener-

gia elétrica dos seus clientes de BT, deve dar

início à intervenção dos trabalhos com o

objetivo do seu restabelecimento no má-

ximo de 3 horas para clientes prioritários e de

4 horas para os restantes clientes. Se a comu-

nicação da avaria à entidade concessioná-

ria do transporte e distribuição for efetuada

fora do período das 8 às 24 horas, os prazos

atrás indicados apenas começam a contar

a partir das 8 horas da manhã seguinte.

Conforme Tabela 2-16, o total de pedidos de

assistência técnica a instalações de clientes

prioritários em 2016 foi de 5, tendo sido sem-

pre cumprido o prazo estipulado no RQS, no-

meadamente, na alínea a) do nº 4 do Art.º

48º.

No que diz respeito aos clientes não prioritá-

rios o total de pedidos de assistência foi de

3_018, dos quais 2 969 foram cumpridos no

prazo estipulado pela alínea b) do nº 4 do

Art.º 48º do RQS, o que perfaz um valor per-

centual de 98% e 766 situações foram assis-

tências técnicas a instalações cuja respon-

sabilidade não era do ORD.

1º

Trimestre

2º

Trimestre

3º

Trimestre

4º

Trimestre

Total

Anual

Número de v isitas combinadas agendadas 108 70 82 84 344

Número de v isitas combinadas realizadas 108 70 82 84 344

Número de v isitas combinadas realizadas nos prazos

previstos no RQS104 67 80 83 334

% de v isitas combinadas realizadas nos prazos previstos no

RQS96% 96% 98% 99% 97%

Visitas Combinadas

24

24

Tabela 2-16 Assistência técnica após comunicação de avaria pelo cliente

2.2.10. Restabelecimento do for-

necimento de energia após

interrupção do serviço por

facto imputável ao cliente

Estão definidos no RQS os factos imputáveis

aos clientes que podem levar à suspensão

do fornecimento de energia elétrica. A partir

do momento em que esteja ultrapassada a

situação que levou à suspensão do serviço e

liquidados os pagamentos determinados le-

galmente, a entidade concessionária de

transporte e distribuição, bem como os co-

mercializadores de último recurso, têm um

prazo máximo para restabelecer o forneci-

mento de energia elétrica na instalação in-

dividual do cliente.

De acordo com o nº 4 do Artigo 50º os prazos

são os seguintes:

• 12 Horas para clientes BTN;

• 8 Horas para os restantes clientes;

1º

Trimestre

2º

Trimestre

3º

Trimestre

4º

Trimestre

Total

Anual

Número total de comunicações de avarias nas instalações

dos clientes1 221 753 643 958 3 575

Número total de assistências técnicas a instalações de

clientes prioritários1 1 3 5

Número de assistências técnicas a instalações de clientes

prioritários, com tempo de chegada ao local inferior a 3

horas

1 1 3 5

Número total de assistências técnicas a instalações de

clientes não prioritários1 024 641 537 816 3 018

Número de assistências técnicas a instalações de clientes

não prioritários, com tempo de chegada ao local inferior a

4 horas

1 003 630 533 803 2 969

Número de assistências técnicas a avarias nas instalações

dos clientes, cuja responsabilidade não é do ORD251 159 166 190 766

Soma de todos os tempos de chegada ao local em

minutos43 653 23 961 22 546 33 809 123 969

% de assistências técnicas a instalações de clientes

prioritários com tempo de chegada ao local inferior a 3

horas

100% 100% ------ 100% 100%

% de assistências técnicas a instalações de clientes não

prioritários com tempo de chegada ao local inferior a 4

horas

98% 98% 99% 98% 98%

Assistência Técnica

25

• 4 Horas para os casos em que o cliente pa-

gue o preço adicional para restabeleci-

mento de energia elétrica fixado pela ERSE,

ao abrigo do nº 2 do Artigo 76º do RRC.

Analisando a Tabela 2-17, podemos apurar

que em 2016 a EDA, S.A. procedeu 9 755 in-

terrupções do fornecimento de energia elé-

trica efetuadas após suspensão do serviço

por facto imputável ao cliente e que destas,

8 855 foram restabelecidas.

De referir ainda que em 8 852 situações de

restabelecimento, foram cumpridos os pra-

zos estipulado pelo RQS, o que traduz um va-

lor de cumprimento de praticamente 100%.

De referir ainda que não se verificou ne-

nhuma situação de pretensão de restabele-

cimento com carater urgente.

Tabela 2-17 Restabelecimento do fornecimento de energia após interrupção do serviço por facto imputável

ao cliente

2.2.11. Compensações pagas

pela EDA, S.A. por incumpri-

mento dos padrões individu-

ais de qualidade

Conforme Tabela 2-18, em 2016 foram iden-

tificadas 50 situações de incumprimento dos

padrões definidos no Art.º 52º do RQS, das

quais 29 foram por impossibilidade de ace-

der à instalação do cliente em situação em

que o acesso se revelava indispensável ao

cumprimento dos padrões individuais de

qualidade e 21 por incumprimento da EDA,

S.A. no prazo de chegada ao local da insta-

lação do cliente. Foi efetuado o pagamento

de compensações no montante de 420,00€.

1º

Trimestre

2º

Trimestre

3º

Trimestre

4º

Trimestre

Total

Anual

Número de interrupções do fornecimento por facto

imputável ao cliente2 271 2 467 2 614 2 403 9 755

Número de solicitações de restabelecimento após

interrupção por facto imputável ao cliente2 273 2 243 2 345 1 994 8 855


interrupção por facto imputável ao cliente, cujo

restabelecimento foi realizado

2 273 2 243 2 345 1 994 8 855


interrupção por facto imputável ao cliente, cujo

restabelecimento foi realizado em prazo ≤ ao

estabelecido no RQS

2 273 2 242 2 345 1 992 8 852

% de restabelecimentos realizados dentro dos prazos

definidos no RQS100,00% 99,96% 100,00% 99,90% 99,97%

Restabelecimento do fornecimento de energia após facto imputável ao

cliente

26

26

Tabela 2-18 Compensações pagas a clientes por incumprimento dos padrões de qualidade de serviço

Ilha Concelho

Total de

intervenções

iniciadas fora

dos prazos

regulamentares

N.º de exclusões por

impossibilidade de

aceder à instalação

do cliente, caso o

acesso se revele

indispensável ao

cumprimento dos

padrões individuais

de qualidade

N.º de

compensações

pagas pelo ORD

aos clientes, por

incumprimento

em assistência

técnica, do

prazo de

chegada ao local

Montante pago

em

compensações

pelo ORD aos

clientes, por

incumprimento em

assistência técnica,

do prazo de

chegada ao local

Santa Maria Vila do Porto 2 2 0 0,00 €

Lagoa 2 1 1 20,00 €

Ponta Delgada 11 7 4 80,00 €Vila Franca do

Campo 1 1 0 0,00 €

Povoação 3 1 2 40,00 €

Nordeste 0 0 0 0,00 €

Ribeira Grande 4 2 2 40,00 €Angra do

Heroismo 12 5 7 140,00 €

Praia da Vitoria 7 4 3 60,00 €

Graciosa

Santa Cruz da

Graciosa 1 0 1 20,00 €

Calheta 2 2 0 0,00 €

Velas 0 0 0 0,00 €

Lajes do Pico 1 0 1 20,00 €

Madalena 0 0 0 0,00 €

São Roque 0 0 0 0,00 €

Faial Horta 3 3 0 0,00 €

Lajes das Flores 1 1 0 0,00 €Santa Cruz das

Flores 0 0 0 0,00 €

Corvo

Vila Nova do

Corvo 0 0 0 0,00 €

50 29 21 420,00 €Totais

São Miguel

Terceira

São Jorge

Pico

Flores

27

2.2.12. Compensações pagas

aos operadores de redes de

distribuição por incumpri-

mento de clientes

Ao abrigo do nº 7 do Art.º 47 do RQS, em

caso de ausência do cliente na instalação,

após ter agendado visita combinada com a

EDA, S.A. e tendo esta comparecido no in-

tervalo acordado, o operador da rede de

distribuição tem direito a uma compensa-

ção (preço regulado), nos termos do nº 2 do

Art.º 55º do RQS.

Por outro lado, ao abrigo do nº 7 do Art.º 48º

do RQS, se a avaria comunicada à entidade

concessionária se situar na instalação indivi-

dual do cliente e for da sua responsabili-

dade, a entidade concessionária pode exi-

gir-lhe o pagamento de uma quantia refe-

rente à deslocação efetuada (preço regu-

lado), ao abrigo do nº 3 do Artigo 55º do

RQS.

A Tabela 2-19, reflete as compensações

acima referidas para o ano de 2016.

Tabela 2-19 Compensações pagas aos operadores das redes de distribuição por incumprimento dos clientes

2.3. Clientes com necessida-

des especiais e clientes pri-

oritários

Nos Artigos 62º a 67º do RQS, estão estabele-

cidas as regras destinadas a acautelar um

relacionamento comercial com qualidade

entre os operadores de rede / comercializa-

dores de último recurso e os clientes com ne-

cessidades especiais e clientes prioritários.

Neste sentido, a EDA, S.A. tem desenvolvido

diversos esforços que visam assegurar um re-

lacionamento comercial de qualidade,

dando especial atenção aos clientes com

necessidades especiais, especificados

como deficientes motores, visuais ou auditi-

vos, bem como dependentes de equipa-

mentos médicos imprescindíveis à sua sobre-

vivência.

Quantidade Montante Quantidade Montante Quantidade Montante

Santa Maria 24 240,00 € 24 240,00 €

São Miguel 3 60,00 € 271 2 710,00 € 274 2 770,00 €

Terceira 1 20,00 € 304 3 040,00 € 305 3 060,00 €

Graciosa 1 20,00 € 12 120,00 € 13 140,00 €

São Jorge 41 410,00 € 41 410,00 €

Pico 33 330,00 € 33 330,00 €

Faial 57 570,00 € 57 570,00 €

Flores 13 130,00 € 13 130,00 €

Corvo 0,00 € 0 0,00 €

EDA 5 100,00 € 755 7 550,00 € 760 7 650,00 €

ILHA

Valores acumulados (total ano 2016)

RQS Artº 47 RQS Artº 48 Total

28

28

As tabelas abaixo apresentadas refletem o

registo de clientes com necessidades espe-

ciais e clientes prioritários existentes na base

de dados da EDA, S.A. atualmente.

Tabela 2-20 Clientes com necessidades especiais

Tabela 2-21 Clientes prioritários

1º

Trimestre

2º

Trimestre

3º

Trimestre

4º

Trimestre

Número de clientes com limitações no domínio da v isão -

cegueira total ou hipovisão54 53 51 50

Número de clientes com limitações no domínio da audição -

surdez total ou hipoacusia5 5 5 5

Número de clientes com limitações no domínio da

comunicação oral0 0 0 0

Número de clientes para os quais a sobrevivência ou a

mobilidade dependam de equipamentos cujo funcionamento é

assegurado pela rede elétrica ou que coabitem com pessoas

nestas condições

98 106 121 133

Clientes com necessidades especiais

1º

Trimestre

2º

Trimestre

3º

Trimestre

4º

Trimestre

Número de estabelecimentos hospitalares, centros de saúde ou

entidades que prestem serv iços equiparados57 57 56 56

Número de instalações de forças de segurança e instalações de

segurança nacional73 73 70 69

Número de instalações de bombeiros 28 28 28 28

Número de instalações da proteção civ il 9 9 9 9

Número de instalações de equipamentos dedicados à

segurança e gestão de tráfego marítimo ou aéreo41 41 41 41

Número de instalações penitenciárias 4 4 4 4

Número de outro tipo de instalações de clientes considerados

prioritários98 106 121 133

Clientes prioritários

29

2.4. Ações mais relevantes para garantia da qualidade de serviço

de âmbito comercial

Call Center

O Call Center da EDA, S.A. foi objeto de um

upgrade tecnológico e funcional (ao nível

do supervisor) tendo em vista a garantia da

boa exploração do software de suporte a

toda a atividade e tendo sido incrementada

a realização de novas campanhas de

outbound, a saber:

• Avisos de suspensão do fornecimento de

energia a clientes com faturas em dívida já

vencida;

• Atualização de dados de clientes (NIF,

contactos telefónicos, email, códigos pos-

tais, etc…);

• Atualização da base de dados relativa a

clientes com necessidades especiais e clien-

tes prioritários.

Alteração do Processo de Gestão de recla-

mações

Foi iniciado um projeto de reformulação do

processo de gestão de reclamações, com

vista a permitir gerir os tempos de resposta le-

vando em linha de conta as situações de

pendência quer da EDA, S.A. quer do cli-

ente, bem como, o envio de cartas interca-

lares e contagem de prazos.

Ações de caráter promocional junto dos cli-

entes

Durante o ano de 2016, a EDA, S.A. promo-

veu diversas iniciativas de sensibilização à

utilização eficiente da eletricidade e da

energia em geral, através de publicações

disponibilizadas na sua rede comercial de lo-

jas e centros de energia e informação pres-

tada nos órgãos de comunicação social,

bem como participação de técnicos da em-

presa em ações de sensibilização junto da

comunidade estudantil. Ainda nesse âmbito,

a EDA, S.A. tem vindo a assumir um papel de-

terminante no incentivo efetivo à aquisição

de lâmpadas eficientes (lâmpadas LFC e

LED), disponíveis de há alguns anos a esta

parte em toda a nossa rede comercial de lo-

jas, na promoção das tarifas bi-horárias e tri-

horárias, através da realização de projeções

e simulações com base em dados reais de

consumo dos clientes, bem como da promo-

ção dos descontos sociais de eletricidade

(Tarifa Social).

Ainda no âmbito da promoção do seu

portfólio de produtos e serviços a EDA, S.A.

tem vindo a participar em diversos eventos

(Ex: feiras de atividades económicas, dia

mundial da energia, etc…) com o seu stand

itinerante bem como com as suas lojas mó-

veis.

Dando continuidade ao que já vinha decor-

rendo de 2015, em 2016 foram iniciados vá-

rios projetos relevantes ao nível do Ciclo Co-

mercial, nomeadamente ao nível de co-

branças e faturação. Devido ao projeto de

“Upgrade SAP IS-U, Conversão Unicode e

Certificação”, em curso, não foi possível a

sua conclusão em 2016, sendo a mesma adi-

ada para 2017. Os projetos em questão en-

contram-se abaixo referidos.

Implementação da versão integrada dos

Terminais de Pagamento Automático (TPA)

nas Lojas EDA, S.A. e Centros de Energia

30

30

Para 2016, foi prevista a implementação da

versão integrada dos TPA, no entanto dada

a sua complexidade e estando em curso o

projeto de upgrade, Unicode e certificação

do SW, da aplicação de gestão comercial

(SAP IS-U), esta não foi possível, pelo que a

sua concretização ficará adiada para 2017.

Evolução de processos SEPA

Após a implementação do SEPA DD em

agosto/14 (com as funcionalidades conside-

radas suficientes para assegurar a boa co-

brança por esta via) e dada a experiência

adquirida, verificamos a necessidade de

evoluir e melhorar alguns processos em pro-

dução bem como implementar novas funci-

onalidades que trarão benefícios para toda

a atividade comercial, nomeadamente ao

nível de:

1- Atividades IS-U ao nível do tratamento

das devoluções e rejeições bancárias de

acordo com o respetivo motivo;

2- Informação constante nas cartas e in-

dicação no ISU de devolução bancária;

3- Relatório de Informação dos registos

devolvidos;

4- Melhorias quanto ao formulário do

mandato.

Este projeto, inicialmente previsto para 2016,

só será implementado em 2017 em conse-

quência do projeto, em curso, de upgrade,

Unicode e certificação do SW, da aplicação

de gestão comercial (SAP IS-U).

Melhoria do processo de cobrança em

BackOffice (dos valores depositados na

conta bancária da EDA, S.A.)

Durante o ano de 2016 decorreu a fase de

projeto para implementação no sistema co-

mercial de um processo de cobrança em

BackOffice (dos valores depositados na

conta bancária da EDA, S.A.) semelhante ao

processo de cobrança em loja.

Data prevista de implementação: ano 2017

Referências Expresso

Durante o ano de 2016 decorreu a fase de

projeto da atribuição de referências de pa-

gamento MB avulso para pagamento de fa-

turas sempre que solicitado pelo cliente.

Será implementado em 2017.

Reestruturação do processo de dunning de

dívidas

Durante o ano de 2016, decorreu a fase de

projeto da restruturação do dunning de dívi-

das (trata-se da 2ª fase, uma vez que numa

primeira fase, o processo até à data da ge-

ração de Ordem de Serviço de corte e de

Ordem de serviço de revisão de corte já foi

otimizado), que pretende automatizar todo

o processo de gestão da dívida, sobretudo a

componente posterior à geração da ordem

de revisão de corte, passando pela carta de

notificação para eventual execução judi-

cial, até à listagem de dívidas para impari-

dades, que não se encontra, atualmente,

automatizada no ISU.


Dunning de leituras

Apesar dos custos com esta atividade serem

reconhecidos pela ERSE como sendo afetos

à atividade da distribuição, a verdade é que

o grande objetivo deste projeto é o de evitar

que seja invocada a figura de prescrição e

caducidade pelos clientes reiteradamente

31

ausentes e com contador instalado no inte-

rior das instalações, ou no exterior, mas sem

acesso a partir da via pública, condição que

tem impacto direto na nossa cobrança.

Trata-se, como tal, de um importante projeto

que se encontra suspenso até à conclusão

do projeto de upgrade, Unicode e certifica-

ção do SW, da aplicação de gestão comer-

cial (SAP IS-U).

Campanha de atualização de acessibilida-

des dos contadores de energia BTN

Tratou-se de uma campanha indispensável

para caraterizar o grau de acessibilidade de

cada contador, permitindo atuar em tempo

útil, se necessário com processos de dunning

de leituras, para obstar a potenciais situa-

ções de prescrição e caducidade invoca-

das.

Identificação massiva das coordenadas GPS

de cada contador de energia BTN

Trata-se de uma campanha indispensável

para evitar penalizar a eventual prescrição e

caducidade decorrente de contadores que

não são objeto de leitura por se encontra-

rem em local de acesso condicionado, evi-

tando ainda demoras relacionadas com a

localização dos locais onde se encontram

instalados. A conclusão deste projeto terá lu-

gar em 2017, uma vez que foi indispensável

reformular a plataforma de comunicação

dos TPL com os servidores necessários ace-

der para o efeito.

Implementação dos códigos postais de 7 dí-

gitos dos endereços dos clientes no sistema

comercial (CP7)

Em 2016 deu-se início à fase de projeto da

implementação dos códigos postais de 7 dí-

gitos dos endereços dos clientes no sistema

comercial (CP7). Como já foi referido, este

projeto só poderá ser desenvolvido após a

conclusão do projeto de “Upgrade SAP IS-U,

Conversão Unicode e Certificação” em

curso.


32 32

3. Continuidade de serviço

Ao nível da continuidade de serviço, a qua-

lidade é aferida através de indicadores ge-

rais para as redes de distribuição em média

tensão (MT) e distribuição em baixa tensão

(BT), bem como indicadores individuais para

os pontos de entrega das mesmas redes.

Neste capítulo apresentam-se os indicadores

gerais e individuais de continuidade de ser-

viço, com diversas desagregações para me-

lhor compreensão das origens e causas das

interrupções verificadas. Os indicadores refe-

renciados são apresentados com detalhe

em ficheiros anexos (Anexo III).

Na Região existem três níveis de qualidade

de serviço, definidos no regulamento da

qualidade de serviço, designadamente: zo-

nas dos tipos A, B e C. Verifica-se uma forte

concentração de PdE de MT em zonas do

tipo C, com 70,2% do número total destes

equipamentos. As zonas do tipo A e B apre-

sentavam, a 31 de dezembro, 18,6% e 11,2%,

respetivamente. No que respeita à potência

instalada o cenário é ligeiramente diferente:

os equipamentos de zonas do tipo C repre-

sentam cerca de 53,7% do total da potência

instalada, enquanto as zonas do tipo A e B

representam 30,1% e 16,2% respetivamente.

Em 2016, na Região Autónoma dos Açores

registou-se um ligeiro agravamento do nú-

mero de ocorrências. O comportamento in-

dividual das várias ilhas da Região é distinto,

verificando-se situações de melhoria e, tam-

bém, o inverso.

No ano em análise verificaram-se 1 668 ocor-

rências que afetaram PdE da rede MT, mais

1,1% do que o verificado em 2015, ou seja,

mais 18 ocorrências.

As ocorrências referidas deram origem a

cerca de 27 mil interrupções em PdE da rede

de distribuição MT, uma melhoria de 18,6%

face ao valor registado em 2015 (menos

6_215 interrupções).

Face aos padrões estabelecidos no Regula-

mento da Qualidade de Serviço, verifica-se

o cumprimento da generalidade dos indica-

dores, com alguns incumprimentos pontuais.

3.1. Ocorrências Em 2016 verifica-se um aumento do número

de ocorrências nas ilhas Santa Maria, São Mi-

guel, Terceira, São Jorge e Corvo. Nas restan-

tes ilhas verificou-se uma redução, mais signi-

ficativa nas ilhas Graciosa e do Pico.

Face a 2015 constata-se um aumento de

3,3% (+3) do número de ocorrências com ori-

gem nos centros produtores, e de 1,0% (+15)

do número de ocorrências com origem nas

redes.

Tabela 3-1 - Evolução do número de ocorrências

Salienta-se que, das referidas 1 668 ocorrên-

cias registadas em 2016, 68,5% dizem res-

peito a situações previstas (por: acordo com

o cliente, razões de serviço e factos imputá-

veis ao cliente), mais 6,9% do que em 2015,

tendo-se assistido a uma diminuição de 56

ocorrências devidas a situações acidentais (-

9,6%).

2012 2013 2014 2015 2016

SANTA MARIA 49 104 111 39 70

SAO MIGUEL 696 603 625 624 646

TERCEIRA 490 445 381 461 504

GRACIOSA 56 52 79 96 46

SAO JORGE 65 64 128 80 100

PICO 125 114 109 167 141

FAIAL 109 99 136 109 96

FLORES 64 74 87 64 54

CORVO 8 4 4 10 11

33

Tabela 3-2 - Evolução do número de ocorrências por causa

Das ocorrências registadas 13,9% são respei-

tantes situações imprevistas por causas pró-

prias, 11,8% são reengates, 4,7% referem-se a

deslastre de cargas por razões de segurança

e 0,5% deveram-se a casos fortuitos ou de

força-maior. Em 2016 verificaram-se 7 inci-

dentes cuja excecionalidade foi solicitada

pela EDA, S.A. e aprovada pela ERSE.

Ao nível das diversas ilhas da Região, relati-

vamente aos valores registados em 2015, ve-

rifica-se um aumento de ocorrências aci-

dentais em Santa Maria, São Jorge e Faial. As

restantes ilhas apresentaram menos ocorrên-

cias acidentais, com reduções entre 12,4% e

40,9%.

Apresenta-se de seguida uma breve análise

à evolução das situações que originaram in-

terrupções em 2016, quando comparadas

com 2015.

Ocorrências

2015 2016

Previstas Acidentais Previstas Acidentais

11 12 14 21 23 24 25 26 91 92 11 12 14 21 23 24 25 26 91 92

SANTA MARIA 3 28 1 6 1 6 46 2 6 10

SAO MIGUEL 119 331 1 6 7 65 79 4 12 134 374 1 9 69 55 1 3

TERCEIRA 10 209 6 9 92 133 2 73 219 18 51 142 1

GRACIOSA 5 69 5 17 4 29 2 11

SAO JORGE 48 5 3 22 2 1 49 3 3 42 2

PICO 10 100 10 44 3 10 90 10 29 2

FAIAL 22 66 21 12 52 2 17 13

FLORES 14 32 3 15 10 31 5 7 1

CORVO 1 9 2 9

11 - Previstas Acordo Cliente; 12 - Previstas Razões Serviço; 14 - Fato imputável ao cliente; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 -

Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 25 - Reengates; 26 - Fato imputável cliente 91 - Eventos excecionais Fortuitas força-

maior/Vento Intensidade excecional; 92 - Eventos excecionais intervenção terceiros

34 34

Tabela 3-3 - Evolução do n.º de ocorrências por origem

Em Santa Maria, no decorrer de 2016, verifi-

caram-se mais 31 ocorrências, mais 4 relati-

vas a ocorrências com origem em centros

produtores e mais 27 com origem nas redes.

Este incremento ao nível das redes deve-se,

maioritariamente, a um maior número de in-

tervenções para ações de manutenção.

Na ilha de São Miguel registaram-se mais 22

ocorrências, resultado combinado de mais

57 ocorrências previstas e de menos 35 inci-

dentes. Verificou-se menos 1 ocorrência

com origem nos centros produtores, e mais

23 com origem nas redes. O aumento de

ocorrências com origem nas redes é conse-

quência, principalmente, de um maior nú-

mero de intervenções em instalações de cli-

entes por iniciativa destes e de ações de ma-

nutenção da rede.

Na ilha Terceira, em 2016, constatou-se um

aumento de ocorrências (43), quando com-

parado com 2015. Constata-se menos 3

ocorrências com origem nos centros produ-

tores e mais 46 com origem nas redes. Veri-

fica-se o aumento de ocorrências previstas

(33,3%) e a diminuição do número de inci-

dentes (-12,4%).

Na ilha Graciosa, face a 2015, verificou-se

uma redução de 52,1% do número de ocor-

rências, resultado do menor número de inter-

venções programadas (-41) e da diminuição

do número de incidentes (-9). Ao nível das

redes a redução verificada, -56,4%, deve-se,

na maioria, a um menor número de interven-

ções na rede para manutenção, salien-

tando-se, também, a redução de incidentes

(-11) que o registado em 2015.

Em São Jorge contabilizaram-se mais 20

ocorrências que em 2015, conjugação de

menos 1 ocorrência com origem em centros

produtores e mais 21 com origem nas redes.

O aumento de ocorrências ao nível das re-

des justifica-se, na sua maioria, por um acrés-

cimo de incidentes por causas próprias –

mais 20 que no ano anterior.

Na ilha do Pico registou-se uma diminuição

do número de ocorrências (-26), sendo que

10 das quais se referem a situações previstas,

e 16 a incidentes. A redução verificou-se

tanto ao nível das ocorrências com origem

nos centros produtores (-45,0%), como ao ní-

vel das redes (-11,6%).

No Faial constata-se uma redução do nú-

mero total de ocorrências, menos 13 que em

Ocorrências 2015 2016

Produção Redes Produção Redes

EDAEDA

RenováveisDist. BT Dist. MT

Inst.

ClienteTransporte EDA

EDA

RenováveisDist. BT Dist. MT

Inst.

ClienteTransporte

SANTA MARIA 2 1 32 4 4 2 4 54 6

SAO MIGUEL 5 5 1 487 125 1 9 5 495 135 2

TERCEIRA 18 5 2 423 8 5 20 10 400 74

GRACIOSA 2 89 5 5 1 36 4

SAO JORGE 7 73 5 1 3 90 1

PICO 15 5 1 135 10 1 10 1 5 113 10 2

FAIAL 10 1 77 21 13 8 63 12

FLORES 3 4 45 12 2 4 37 11

CORVO 9 1 9 2

35

2015. Verificaram-se mais 11 ocorrências

com origem nos centros produtores (mais 3

na central térmica de Santa Bárbara e mais

8 no parque eólico do Salão) e menos 24

com origem nas redes.

A ilha das Flores apresenta, em 2016, menos

10 ocorrências que o valor assinalado no

ano anterior, menos 5 ocorrências para inter-

venções programadas e menos 5 aciden-

tais. Comparativamente com 2015, regista-

ram-se menos 1 ocorrência com origem nos

centros produtores e menos 9 com origem

nas redes.

O Corvo totalizou em 2016, o mesmo número

de incidentes que no ano anterior, sendo

que se verificou mais uma ocorrência pro-

gramada com origem nas redes.

3.1.1.1. Interrupções na rede MT

da RAA

As ocorrências registadas no ano de 2016

deram origem a cerca de 27,3 mil interrup-

ções que afetaram os pontos de entrega de

média tensão da Região, das quais cerca de

13,8 mil referem-se a interrupções curtas

(cerca de 7 mil são relativos a reengates) e

cerca de 13,5 mil interrupções longas.

Tabela 3-4- Evolução do n.º de interrupções em

PdE da rede MT na RAA

Quando comparado com os valores de

2015, em 2016 registaram-se menos 18,6% in-

terrupções em pontos de entrega da rede

MT, sendo que as interrupções de curta du-

ração viram o seu número reduzir em 14,5%

e as interrupções de longa duração diminuí-

ram 22,4%. O número de interrupções com

origem em centros produtores reduziu 8,8%,

totalizando cerca de 8 mil: as interrupções

longas reduziram cerca de 13,2% enquanto

as interrupções curtas aumentaram 48,7%.

As interrupções com origem nas redes regis-

taram uma diminuição de 22,2% face a 2015,

atingindo cerca de 19 mil, prevalecendo as

interrupções de curta duração, que repre-

sentam 67,6% deste valor. Comparativa-

mente com o ano anterior, verificou-se uma

redução de 31,1% de interrupções longas

com origem nas redes e uma diminuição de

17,1% de interrupções de curta duração.

Do valor total de interrupções, em pontos de

entrega da rede de média tensão, 12,4% di-

zem respeito a interrupções previstas e os res-

tantes 87,6% referem-se a incidentes nas re-

des ou centros produtores. As interrupções

previstas são maioritariamente de curta du-

ração (53,0%), sendo que as interrupções

acidentais têm uma distribuição equivalente

entre interrupções longas (49,9%), como de

curta duração (50,1%).

As interrupções de curta duração foram mai-

oritariamente decorrentes de situações im-

previstas (87,0%) e 92,8% tiveram origem na

própria rede de distribuição em média ten-

são. Com origem em centros produtores, re-

gistaram-se 959 interrupções imprevistas de

curta duração, mais 48,7% que em 2015.

N.º Interrupções

2012 2013 2014 2015 2016

<= 3 min 10 781 7 922 15 307 16 081 13 756

> 3 min 20 282 16 033 17 822 17 404 13 514

Total 31 063 23 955 33 129 33 485 27 270

36 36

Tabela 3-5 - Evolução do n.º de interrupções por origem e duração

Em 2016, registaram-se 1 785 interrupções

previstas, de curta duração e com origem

nas redes, para intervenções de manuten-

ção, reparação ou investimento. Estas inter-

rupções são, na sua maioria, relativas ao

tempo necessário para ligar um grupo gera-

dor móvel, para que os clientes não perma-

neçam sem energia durante todo o tempo

da intervenção.

As interrupções acidentais de curta dura-

ção, com origem nas redes, são maioritaria-

mente resultantes de reengates, 68,0% (reli-

gações automáticas após defeitos transitó-

rios), cuja duração é inferior a um minuto,

usualmente na ordem de milissegundos. Re-

gista-se um aumento de interrupções curtas

por causas próprias (7,6%).

As interrupções curtas, com origem em cen-

tros produtores, de natureza acidental, tive-

ram como principais causas as razões de se-

gurança (95,5%) e causas humanas de ori-

gem interna a esses centros produtores

(4,5%).

No decorrer de 2016, verificaram-se cerca

de 14 mil interrupções de longa duração em

pontos de entrega da rede de média ten-

são, sendo que cerca de 88,3% dizem res-

peito a situações acidentais. Das referidas in-

terrupções a maioria, 54,5%, teve origem nos

centros produtores.

As interrupções longas com origem nas redes

foram na sua maioria acidentais, com cerca

de 67,3% devido a causas próprias e 8,0%

desse número devido a eventos excecionais.

A Tabela 3-7 apresenta as interrupções, em

cada ilha, em PdE da rede MT, com desagre-

gação quanto à duração (curtas: ≤ 3 minu-

tos; longas: > 3 minutos).

Quando comparado com 2015, constata-se

que o número total de interrupções da Re-

gião diminuiu (-18,6%), verificando-se com-

portamentos distintos nas várias ilhas. Os

crescimentos mais significativos, percentual-

mente, registaram-se nas ilhas Santa Maria

(117,5%) e Corvo (45,0%). Registou-se o de-

créscimo do número total de interrupções

nas ilhas do Pico (-48,3%), Flores (-42,4%), Gra-

ciosa (-25,2%), São Miguel (-24,8%) e Terceira

(-11,7%).

2015

Previstas Acidentais

Prod. -

EDA

Prod. -

OutrosTransp. Dist. MT Dist. BT

Inst.

Cliente

Prod. -

EDA

Prod. - EDA

RenováveisTransp. Dist. MT Dist. BT

Inst.

Cliente

<= 3 min 1844 1 4 522 123 13584 3

> 3 min 274 2 1521 4 183 6618 1596 743 6457 2 4

Total 274 0 2 3365 5 187 7140 1719 743 20041 2 7

2016

<= 3 min 8 1758 13 6 463 496 11010 2

> 3 min 205 1116 10 253 5499 1666 274 4477 11 3

Total 205 0 8 2874 23 259 5962 2162 274 15487 13 3

37

Tabela 3-6 - Evolução do n.º de interrupções por

ilha

Relativamente às interrupções de longa du-

ração constata-se uma predominância de

interrupções desta natureza, com origem

nas redes nas ilhas de Santa Maria, São Mi-

guel, São Jorge e Pico, enquanto nas ilhas

Terceira, Graciosa, Faial, Flores e Corvo, são

os centros produtores que mais contribuem

para o número destas interrupções.

Tabela 3-7 - N.º de interrupções 2016 por tipo de duração e origem

N.º Interrupções

2012 2013 2014 2015 2016

SANTA MARIA 599 990 1 355 388 844

Curtas 178 345 370 143 304

Longas 421 645 985 245 540

SAO MIGUEL 8 999 6 905 12 191 13 192 9 916

Curtas 3 533 2 879 7 972 7 559 6 100

Longas 5 466 4 026 4 219 5 633 3 816

TERCEIRA 14 257 8 118 9 900 11 256 9 936

Curtas 6 172 3 961 4 970 6 889 6 199

Longas 8 085 4 157 4 930 4 367 3 737

GRACIOSA 1 123 1 155 1 206 876 655

Curtas 305 188 547 382 181

Longas 818 967 659 494 474

SAO JORGE 1 317 1 513 1 864 1 566 1 606

Curtas 319 108 328 273 307

Longas 998 1 405 1 536 1 293 1 299

PICO 2 706 2 967 4 302 3 708 1 916

Curtas 161 314 646 522 308

Longas 2 545 2 653 3 656 3 186 1 608

FAIAL 1 279 1 771 1 624 1 817 1 987

Curtas 87 96 278 201 208

Longas 1 192 1 675 1 346 1 616 1 779

FLORES 775 532 682 662 381

Curtas 23 31 196 110 147

Longas 752 501 486 552 234

CORVO 8 4 5 20 29

Curtas 3 2 2

Longas 5 4 5 18 27

Total 31 063 23 955 33 129 33 485 27 270

N.º Interrupções

2016

Curtas Longas

Prod. -

EDA

Prod. - EDA


Inst.

Cliente

Prod. -

EDA

Prod. - EDA


Inst.

Cliente

SANTA MARIA 42 20 237 5 130 47 355 2 6

SAO MIGUEL 430 8 5657 3 2 1195 55 2427 4 135

TERCEIRA 231 5960 4 4 3198 455 8 76

GRACIOSA 34 145 2 246 224 4

SAO JORGE 7 16 284 147 10 1138 3 1

PICO 78 229 1 713 32 219 630 4 10

FAIAL 36 14 158 1239 247 281 12

FLORES 34 16 97 7 135 80 12

CORVO 1 1 24 3

Total 463 496 8 12768 15 6 5704 1666 274 5593 21 256

38 38

Tabela 3-8 - N.º de interrupções longas por causa

Pode-se verificar a desagregação, pela

causa que as origina, das interrupções de

duração longa na Tabela 3-8. Em 2016, cons-

tata-se a predominância na Região de ra-

zões de segurança, em centros produtores,

como causa das interrupções longas. Verifi-

cou-se a preponderância de causas distintas

nas várias ilhas: nas ilhas Terceira, Pico, Faial,

Flores e Corvo predominam os incidentes por

razões de segurança, enquanto nas ilhas de

São Miguel, Graciosa e São Jorge as interrup-

ções longas devem-se, maioritariamente, a

incidentes por causas próprias. Na ilha de

Santa Maria predominam as interrupções

programadas por razões de serviço.

Em Santa Maria os incidentes por razões de

segurança representam 32,8% das interrup-

ções longas, e os incidentes por causas pró-

prias 23,7%. Em São Miguel 52,4% das inter-

rupções longas são devidas a causas pró-

prias e 31,3% por razões de segurança. Na

Terceira cerca de 76,1% das interrupções

longas resultam de razões de segurança.

Na ilha do Pico constata-se um peso signifi-

cativo de interrupções devido a eventos ex-

cecionais (13,6%), que também tem alguma

expressão nas ilhas São Miguel (5,7%) e São

Jorge (4,2%).

As interrupções por razões de serviço, exis-

tentes em todas as ilhas, têm mais expressão

em Santa Maria (40,7%), na Graciosa (21,5%),

no Pico (18,8%) e nas Flores (18,8%).

N.º Interrupções

2016


11 12 21 23 24 26 91 92

SANTA MARIA 6 220 9 177 128

SAO MIGUEL 134 238 30 1 195 2 001 1 217

TERCEIRA 75 65 2 843 753 1

GRACIOSA 4 102 51 317

SAO JORGE 1 155 84 47 958 54

PICO 10 303 666 410 219

FAIAL 12 201 12 966 588

FLORES 11 44 142 36 1

CORVO 3 24

Total 253 1 331 135 6 111 5 191 3 271 219

11 - Previstas Acordo Cliente; 12 - Previstas Razões Serv iço; 14 - Fato imputável ao cliente; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 -

Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 25 - Reengates; 26 - Fato imputável cliente 91 - Eventos excecionais Fortuitas força-

maior/Vento Intensidade excecional; 92 - Eventos excecionais intervenção terceiros

39

3.2. Indicadores gerais

Nesta secção será efetuada uma análise su-

cinta aos indicadores de continuidade de

serviço de média tensão que resultam das in-

terrupções longas analisadas no ponto ante-

rior. Quer estes indicadores, quer os indica-

dores para interrupções de curta duração

poderão ser consultados com mais detalhe

no Anexo III. No referido anexo também se

encontram os indicadores gerais de continui-

dade de serviço por concelho.

3.2.1. Indicadores gerais MT -

RAA

3.2.1.1. Evolução dos indicado-

res globais

Por comparação com o ano 2015 verifica-se

uma melhoria dos indicadores globais de

continuidade de serviço da RAA. Num hori-

zonte de 5 anos, regista-se o melhor compor-

tamento global para os indicadores SAIFI,

SAIDI e TIEPI. No mesmo horizonte, o indica-

dor MAIFI apenas apresenta melhor desem-

penho em 2012 e 2013.

Tabela 3-9 - Indicadores de continuidade de ser-

viço da RAA, para interrupções longas (SAIFI – n.º;

TIEPI e SAIDI - hh:mm)

Os valores dos indicadores de continuidade

de serviço são expressos em n.º para o MAIFI

e SAIFI e horas e minutos para o TIEPI e o

SAIDI; incluem interrupções previstas e impre-

vistas.

3.2.1.2. Evolução dos indicado-

res Zona

Os indicadores de continuidade por zona de

qualidade de serviço apresentam uma redu-

ção generalizada. Quando comparado

com 2015, todos os indicadores melhoram

em todas as zonas de qualidade do tipo B e

C. No que diz respeito às zonas de qualidade

do tipo A todos os indicadores melhoraram,

exceto o indicador MAIFI (Momentary Ave-

rage Interruption Frequency Index).

Tabela 3-10 - Evolução dos indicadores de conti-

nuidade de serviço da RAA, por zona, para inter-

rupções longas (SAIFI – n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm)

Pela análise da Tabela 3-11 verifica-se uma

maior frequência média de interrupções

com origem na produção para todas as zo-

nas de qualidade de serviço. Por outro lado,

as interrupções com origem nas redes são as

que mais contribuem para o valor dos indi-

cadores MAIFI, TIEPI e SAIDI da RAA. Salienta-

se que os indicadores referidos incluem as in-

terrupções necessárias para intervenções de

2012 2013 2014 2015 2016

SAIFI RAA 10,8 8,5 9,4 9,1 7,0

MAIFI RAA 5,7 4,2 8,1 8,4 7,1

TIEPI RAA 7:25 4:11 4:44 3:47 2:52

SAIDI RAA 9:54 5:34 6:15 4:53 3:45

2012 2013 2014 2015 2016

SAIFI RAA 10,8 8,5 9,4 9,1 7,0

A 6,1 3,8 3,6 3,5 3,1

B 2,4 5,1 3,1 4,9 3,4

C 12,3 10,2 12,0 11,2 8,6

MAIFI RAA 5,7 4,2 8,1 8,4 7,1

A 3,4 1,4 3,1 3,0 3,8

B 0,6 4,2 5,5 9,6 5,7

C 6,5 4,9 9,8 9,6 8,2

TIEPI RAA 7:25 4:11 4:44 3:47 2:52

A 4:39 2:08 3:32 2:27 2:00

B 1:05 3:16 1:57 2:45 2:09

C 9:21 5:38 6:16 4:51 3:33

SAIDI RAA 9:54 5:34 6:15 4:53 3:45

A 5:58 2:16 4:17 2:47 2:33

B 0:52 3:23 2:35 3:02 2:15

C 11:17 6:48 7:23 5:45 4:19

40 40

serviço, para ações de manutenção, con-

servação e reparação.

Ao nível da Região, os fatores mais prepon-

derantes na frequência média de interrup-

ções são incidentes por razões de segu-

rança, causas próprias e as interrupções pre-

vistas por razões de serviço, em todas as zo-

nas de qualidade.


viço da RAA, por zona e origem, para interrup-

ções longas (SAIFI – n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm)

O tempo médio de interrupção da potência

instalada variou entre duas horas e três horas

e trinta e quatro minutos, com valores mais

preponderantes de interrupções previstas

por razões de serviço e de incidentes por ra-

zões de segurança.

O indicador de duração média das interrup-

ções do sistema apresenta uma distribuição

idêntica ao verificado para o TIEPI, no que

respeita às causas que lhe dão origem. No

entanto, nas zonas de qualidade tipo B, os

incidentes por razões de segurança têm um

peso ligeiramente superior.


viço da RAA, por zona e causa para interrupções

longas (SAIFI – n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm)

3.2.1.3. Padrões

Considerando as interrupções longas não

excecionadas, por comparação com os pa-

drões estabelecidos, os indicadores de con-

tinuidade de serviço da Região cumpriram

os valores regulamentares em todas as zonas

de qualidade de serviço.

Produção Redes

EDAEDA

RenováveisTransp.

Dist.

MT

Dist.

BT

Inst.

Cliente

SAIFI RAA 2,9 0,9 0,1 2,9 0,0 0,1

A 1,9 0,2 0,2 0,7 0,0 0,2

B 1,3 0,9 1,1 0,2

C 3,5 1,0 0,2 3,8 0,0 0,1

MAIFI RAA 0,2 0,3 0,0 6,6 0,0 0,0

A 0,2 3,6 0,0 0,0

B 0,1 0,6 5,0 0,0

C 0,3 0,3 0,0 7,6 0,0 0,0

TIEPI RAA 1:01 0:05 0:06 1:17 0:00 0:21

A 0:56 0:03 0:02 0:32 0:00 0:25

B 0:25 0:04 1:18 0:20

C 1:15 0:06 0:09 1:42 0:00 0:19

SAIDI RAA 1:25 0:05 0:08 1:47 0:00 0:18

A 1:09 0:03 0:02 0:40 0:00 0:36

B 0:40 0:05 1:09 0:20

C 1:36 0:06 0:11 2:10 0:00 0:13

2016

2016


11 12 21 23 24 25 26 91 92

SAIFI RAA 0,1 0,7 0,1 3,2 2,7 0,0 0,1 0,1

A 0,2 0,3 0,0 1,6 1,0 0,0

B 0,2 0,2 2,1 0,8 0,0

C 0,1 0,9 0,1 3,7 3,4 0,0 0,2 0,2

MAIFI RAA 0,0 0,9 0,0 0,5 1,8 3,9 0,0

A 0,0 0,7 0,2 1,2 1,7

B 0,7 0,7 1,3 2,9 0,0

C 0,0 1,0 0,0 0,5 2,0 4,6 0,1

TIEPI RAA 0:19 0:55 0:01 0:50 0:36 0:01 0:00 0:05

A 0:25 0:26 0:01 0:45 0:21 0:00

B 0:20 0:56 0:30 0:22 0:00

C 0:16 1:11 0:01 0:59 0:49 0:02 0:01 0:09

SAIDI RAA 0:17 1:17 0:01 1:04 0:54 0:00 0:01 0:08

A 0:34 0:30 0:00 0:55 0:30 0:01

B 0:20 0:40 0:45 0:29 0:00

C 0:12 1:35 0:02 1:09 1:04 0:00 0:01 0:11

11 - Prev istas Acordo Cliente; 12 - Prev istas Razões Serv iço; 14 - Fato

imputáv el ao cliente; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões

segurança; 24 - Causas Próprias; 25 - Reengates; 26 - Fato imputáv el

cliente 91 - Ev entos excecionais Fortuitas força-maior/Vento Intensidade

excecional; 92 - Ev entos excecionais interv enção terceiros

41


viço da RAA, para interrupções longas, não

abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm)

2016

Acidentais Total Padrão

21 23 24

SAIFI RAA

A 0,0 1,6 1,0 2,6 4,0

B 2,1 0,8 3,0 7,0

C 0,1 3,7 3,4 7,2 10,0

TIEPI RAA

A 0:01 0:45 0:21 1:08 -

B 0:30 0:22 0:52 -

C 0:01 0:59 0:49 1:51 -

SAIDI RAA

A 0:00 0:55 0:30 1:26 3:00

B 0:45 0:29 1:15 5:00

C 0:02 1:09 1:04 2:17 9:00

21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 -

Causas Próprias

42 42

3.2.2. Indicadores MT - ilha

3.2.2.1. TIEPI

Tabela 3-14 - Evolução do TIEPI por ilha - interrup-

ções longas (hh:mm)

A tabela anterior apresenta a evolução do

indicador TIEPI (hh:mm), por zona de quali-

dade de serviço, nas ilhas da RAA, para as

interrupções longas, com origem nas redes e

centros produtores, e todas as causas. Com-

parativamente a 2015, registou-se uma me-

lhoria do TIEPI nas ilhas de São Miguel, Ter-

ceira, São Jorge, Pico, Faial e Flores. Nas res-

tantes ilhas registaram-se agravamentos

deste indicador.

Tabela 3-15- TIEPI - interrupções longas por origem

(hh:mm)

A Tabela 3-15 apresenta o TIEPI para interrup-

ções de duração longa, por origem. As inter-

rupções com origem em redes de baixa ten-

são têm pouca relevância no valor final

deste indicador, sendo as redes de trans-

porte, de distribuição MT e os centros produ-

tores as principais origens de interrupções

que contribuem para o valor global deste in-

dicador. Genericamente a rede de distribui-

ção MT constitui-se como a origem mais pre-

ponderante na composição deste indica-

dor. São exceção as ilhas Terceira, Graciosa

e Faial onde os centros produtores têm uma

maior influência.

A Tabela 3-16 apresenta o indicador TIEPI,

para interrupções longas, com origem em

TIEPI

2012 2013 2014 2015 2016

SANTA MARIA 2:07 12:07 2:47 1:16 3:54

C 2:07 12:07 2:47 1:16 3:54

SAO MIGUEL 2:36 2:03 2:06 2:26 1:25

A 0:52 0:47 1:04 1:22 1:06

B 1:05 3:02 1:37 2:39 1:36

C 3:55 2:29 3:06 3:03 1:33

TERCEIRA 17:36 5:21 8:25 4:14 4:02

A 14:31 4:24 8:51 2:44 3:08

B 4:02 3:29 3:12 4:39

C 19:36 6:22 9:27 5:52 4:37

GRACIOSA 10:36 4:25 3:30 3:59 6:50

C 10:36 4:25 3:30 3:59 6:50

SAO JORGE 19:53 11:27 10:24 7:03 5:39

C 19:53 11:27 10:24 7:03 5:39

PICO 14:39 10:23 13:57 8:44 6:42

C 14:39 10:23 13:57 8:44 6:42

FAIAL 3:03 5:05 3:41 8:41 5:12

A 1:19 3:41 2:18 7:37 3:50

C 5:06 6:50 5:36 10:08 7:02

FLORES 17:09 11:48 11:27 7:39 2:47

C 17:09 11:48 11:27 7:39 2:47

CORVO 1:00 0:55 1:14 2:46 7:34

C 1:00 0:55 1:14 2:46 7:34

TIEPI

Produção Redes

EDAEDA

RenováveisTransp.

Dist.

MT

Distr.

BT

Inst.

Cliente

S. MARIA 0:09 0:03 3:30 0:00 0:10

C 0:09 0:03 3:30 0:00 0:10

S. MIGUEL 0:07 0:01 0:50 0:00 0:26

A 0:06 0:04 0:23 0:32

B 0:05 1:09 0:20

C 0:09 1:00 0:00 0:23

TERCEIRA 2:46 0:52 0:00 0:22

A 2:00 0:50 0:00 0:17

B 2:20 1:57 0:21

C 3:33 0:36 0:00 0:27

GRACIOSA 5:41 1:02 0:06

C 5:41 1:02 0:06

S. JORGE 0:29 0:00 5:08 0:00 0:00

C 0:29 0:00 5:08 0:00 0:00

PICO 1:01 0:00 1:34 4:00 0:00 0:04

C 1:01 0:00 1:34 4:00 0:00 0:04

FAIAL 3:59 0:06 1:02 0:04

A 3:11 0:31 0:06

C 5:02 0:14 1:42 0:02

FLORES 0:00 0:17 1:54 0:35

C 0:00 0:17 1:54 0:35

CORVO 2:33 5:01

C 2:33 5:01

2016

43

centros produtores e redes, discriminado pe-

las causas que lhe dão origem.

Em Santa Maria destaca-se o valor do indi-

cador resultante de interrupções por razões

de serviço.

Tabela 3-16 - TIEPI - interrupções longas por causa

(hh:mm)

Em São Miguel o tempo deste indicador é

maioritariamente devido a interrupções por

razões de serviço, sendo também significa-

tivo os incidentes de causa própria e as inter-

rupções por acordo com o cliente.

Na ilha Terceira as interrupções que mais

contribuem para este indicador estão relaci-

onadas com incidentes por razões de segu-

rança (66,8%).

Para além das ilhas de Santa Maria e São Mi-

guel, nas ilhas Graciosa, Pico, Faial, Flores e

Corvo as interrupções previstas por razões de

serviço são também o fator mais influente no

valor do indicador. Salienta-se a representa-

tividade das interrupções previstas por ra-

zões de serviço na ilha Graciosa, que contri-

buem com 85,3% para o indicador TIEPI.

Os eventos excecionais contribuem com

23,4% do valor do indicador na ilha do Pico,

3,7% nas zonas do tipo C em São Miguel e

0,8% na ilha de São Jorge.

Excluindo eventos excecionais e incidentes

nas instalações dos clientes, as zonas do tipo

C de Santa Maria, zonas A e B da Terceira

são as que, comparativamente com o ano

de 2015, apresentam pior evolução para si-

tuações imprevistas. De registar também

uma evolução menos favorável nas zonas

do tipo C nas ilhas de São Jorge e Faial. Nas

restantes ilhas e zonas de qualidade de ser-

viço, o TIEPI apresenta evoluções favoráveis,

com decréscimos entre 4,8% e 74,5%.

TIEPI

2016


11 12 21 23 24 26 91 92

S. MARIA 0:10 2:50 0:01 0:12 0:39

C 0:10 2:50 0:01 0:12 0:39

S. MIGUEL 0:24 0:24 0:00 0:07 0:24 0:02 0:01

A 0:32 0:21 0:06 0:06

B 0:20 0:51 0:05 0:18 0:00

C 0:19 0:13 0:01 0:09 0:41 0:04 0:03

TERCEIRA 0:22 0:24 2:41 0:32 0:00

A 0:17 0:07 1:58 0:44 0:00

B 0:21 1:17 2:20 0:39

C 0:27 0:24 3:25 0:20

GRACIOSA 0:06 5:50 0:06 0:47

C 0:06 5:50 0:06 0:47

S. JORGE 0:00 2:16 0:14 0:03 3:01 0:02

C 0:00 2:16 0:14 0:03 3:01 0:02

PICO 0:04 3:18 0:58 0:46 1:34

C 0:04 3:18 0:58 0:46 1:34

FAIAL 0:04 1:58 0:05 1:39 1:23

A 0:06 1:52 0:10 0:57 0:43

C 0:02 2:06 2:36 2:16

FLORES 0:21 1:28 0:17 0:25 0:13

C 0:21 1:28 0:17 0:25 0:13

CORVO 5:01 2:33

C 5:01 2:33






44 44

3.2.2.2. MAIFI

O MAIFI (Momentary Average Interruption

Frequency Index) representa a frequência

média de interrupções breves, ou seja, de in-

terrupções com menos de 3 minutos.

Na Tabela 3-17 apresenta-se o valor deste in-

dicador por origem. No valor deste indicador

incluem-se os reengates automáticos a de-

feitos transitórios.

Tabela 3-17 - MAIFI - interrupções curtas por ori-

gem (n.º)

A maioria destas interrupções têm origem

nas redes de média tensão. Apenas na ilha

do Corvo as interrupções com origem nas

centrais representam 50% do valor do indica-

dor. Nas ilhas Flores (34,0%), Pico (25,3%),

Faial (24,0%), Santa Maria (20,4%) e Graciosa

(18,8%), os centros produtores têm também

expressão significativa no valor total deste in-

dicador.

Tabela 3-18 - MAIFI - interrupções longas por

causa (n.º)

Na Tabela 3-18 onde se apresenta o MAIFI

por causa, constata-se que na ilha Terceira

e em zonas B e C de São Miguel a maioria do

valor deste indicador é composto por reen-

gates. Na ilha de São Miguel, em zonas A,

predominam as interrupções por razões de

serviço, tal como nas zonas do tipo A do

Faial.

MAIFI 2016

Produção Redes

EDAEDA

RenováveisTransp.

Dist.

MT

Dist.

BT

Inst.

Cliente

S. MARIA 0,5 0,2 2,8 0,1

C 0,5 0,2 2,8 0,1

S. MIGUEL 0,5 0,0 6,5 0,0 0,0

A 1,0 0,0

B 0,8 4,5 0,0

C 0,6 0,0 9,0 0,0

TERCEIRA 0,5 13,3 0,0 0,0

A 0,5 8,5 0,0

B 0,5 6,4

C 0,5 17,2 0,0 0,0

GRACIOSA 0,5 2,1 0,0

C 0,5 2,1 0,0

S. JORGE 0,1 0,2 3,0

C 0,1 0,2 3,0

PICO 0,4 1,3 0,0

C 0,4 1,3 0,0

FAIAL 0,3 0,1 1,1

A 0,1 0,5

C 0,3 0,2 1,5

FLORES 0,7 0,3 1,9

C 0,7 0,3 1,9

CORVO 0,3 0,3

C 0,3 0,3

MAIFI

2016


11 12 21 23 24 25 91

S. MARIA 1,0 0,0 0,7 1,8

C 1,0 0,0 0,7 1,8

S. MIGUEL 0,0 1,0 0,5 2,3 3,1 0,1

A 0,0 0,8 0,2

B 0,7 0,8 1,7 2,1 0,0

C 1,2 0,6 3,2 4,5 0,1

TERCEIRA 0,0 1,1 0,5 1,6 10,6

A 0,8 0,5 3,1 4,7

B 0,8 0,5 0,2 5,4

C 0,0 1,2 0,5 1,2 14,7


C 0,8 0,4 1,5

S. JORGE 0,9 0,3 0,2 1,8

C 0,9 0,3 0,2 1,8

PICO 0,5 0,4 0,8

C 0,5 0,4 0,8

FAIAL 0,6 0,4 0,5

A 0,5 0,1 0,0

C 0,7 0,5 0,8

FLORES 1,2 0,3 1,3

C 1,2 0,3 1,3

CORVO 0,3 0,3

C 0,3 0,3

11 - Prev istas Acordo Cliente; 12 - Prev istas Razões Serv iço; 21 - Acidentais

Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 25 -

Reengates; 26 - Fato imputáv el cliente 91 - Ev entos excecionais Fortuitas

força-maior/Vento Intensidade excecional; 92 - Ev entos excecionais

interv enção terceiros

45

Nas ilhas de Santa Maria, Graciosa, São

Jorge, Pico, zonas do tipo C do Faial e na ilha

das Flores a maioria das interrupções curtas

devem-se a causas próprias.

Na ilha do Corvo as causas das interrupções

curtas dividem-se igualmente entre as razões

de segurança (50%) e razões de serviço

(50%).

46 46

3.2.2.3. SAIFI

A Tabela 3-19 apresenta a evolução da fre-

quência média de interrupções em pontos

de entrega da rede em média tensão, para

as interrupções longas registadas em 2016,

independentemente da origem e causa.

Tabela 3-19 - Evolução do SAIFI - interrupções lon-

gas (n.º)

Comparativamente com os valores regista-

dos em 2015, em 2016 este indicador apre-

senta evoluções distintas nas diversas ilhas. O

SAIFI apresenta reduções nas ilhas de São Mi-

guel, Terceira, Graciosa, Pico, nas zonas do

tipo A da ilha do Faial, bem como na ilha das

Flores.

A ilha de Santa Maria apresenta o maior

crescimento deste indicador, sobretudo de-

corrente de interrupções previstas. As ilhas

de São Jorge e Corvo apresentam ligeiros

crescimentos (0,6% e 3,5%, respetivamente),

face a 2015.

Tabela 3-20- SAIFI - interrupções longas por ori-

gem (n.º)

Na tabela anterior verifica-se que as interrup-

ções com origem nos centros produtores são

as que mais contribuem para o valor da fre-

quência média de interrupções de 2016, nas

ilhas da Terceira, Graciosa, Faial, Flores e

Corvo. Nas ilhas de Santa Maria, São Miguel

e São Jorge as redes assumem essa prepon-

derância.

SAIFI

2012 2013 2014 2015 2016

SANTA MARIA 5,1 8,0 11,8 2,9 6,4

C 5,1 8,0 11,8 2,9 6,4

SAO MIGUEL 6,4 4,6 4,9 6,5 4,4

A 1,6 1,1 1,1 1,5 1,2

B 2,4 4,3 2,2 4,0 2,4

C 8,3 6,0 7,1 9,0 6,0

TERCEIRA 19,0 9,6 11,4 10,0 8,4

A 14,1 6,6 6,8 4,5 4,2

B 6,8 5,6 7,6 6,4

C 21,1 11,7 14,9 13,2 10,9

GRACIOSA 12,8 14,5 9,8 7,2 7,0

C 12,8 14,5 9,8 7,2 7,0

SAO JORGE 10,7 14,8 16,3 13,6 13,7

C 10,7 14,8 16,3 13,6 13,7

PICO 14,9 15,4 21,4 18,4 9,2

C 14,9 15,4 21,4 18,4 9,2

FAIAL 8,8 12,3 9,9 11,8 12,9

A 2,7 7,3 4,5 8,6 7,0

C 11,9 14,8 12,8 13,5 15,9

FLORES 16,6 10,6 9,9 10,8 4,5

C 16,6 10,6 9,9 10,8 4,5

CORVO 5,0 4,0 5,0 9,5 9,8

C 5,0 4,0 5,0 9,5 9,8

SAIFI

Produção Redes

EDAEDA

RenováveisTransp.

Dist.

MT

Dist.

BT

Inst.

Cliente

S. MARIA 1,5 0,6 4,2 0,0 0,1

C 1,5 0,6 4,2 0,0 0,1

S. MIGUEL 1,4 0,1 2,8 0,0 0,2

A 0,4 0,3 0,4 0,2

B 1,2 1,1 0,2

C 1,8 4,1 0,0 0,2

TERCEIRA 7,2 1,0 0,0 0,2

A 2,9 1,1 0,0 0,2

B 5,1 1,0 0,2

C 9,8 1,0 0,0 0,1


C 3,6 3,3 0,1

S. JORGE 1,6 0,1 12,0 0,0 0,0

C 1,6 0,1 12,0 0,0 0,0

PICO 4,1 0,2 1,3 3,6 0,0 0,1

C 4,1 0,2 1,3 3,6 0,0 0,1

FAIAL 9,0 1,8 2,0 0,1

A 6,4 0,5 0,2

C 10,3 2,7 2,8 0,0

FLORES 0,1 2,6 1,5 0,2

C 0,1 2,6 1,5 0,2

CORVO 8,7 1,2

C 8,7 1,2

2016

47

Tabela 3-21 - SAIFI - interrupções longas por causa

(n.º)

O valor do indicador, pelas causas de inter-

rupções que o compõem pode ser consul-

tado na Tabela 3-21. Salvo em Santa Maria,

os incidentes por razões de segurança e por

causas próprias são os fatores que mais con-

tribuem para o valor deste indicador. Na ilha

de Santa Maria registou-se um SAIFI resul-

tante de interrupções previstas por razões de

serviço bastante relevante. As interrupções

resultantes de eventos excecionais têm ex-

pressão sobretudo na ilha do Pico.

O indicador SAIFI, para interrupções aciden-

tais longas, não excecionadas, bem como o

respetivo padrão de qualidade são apresen-

tados na Tabela 3-22.

Verificou-se o incumprimento da frequência

média de interrupções na ilha do Faial, tanto

nas zonas do tipo A, como nas zonas do tipo

C.

Embora se assista aos incumprimentos referi-

dos, o indicador apresenta melhorias face

ao ano transato para zonas A do Faial, tal

como para as zonas A e C da Terceira e ilha

do Pico que registavam incumprimentos em

2015.

Tabela 3-22 - Evolução do SAIFI - interrupções lon-

gas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (n.º)

SAIFI

2016


11 12 21 23 24 26 91 92

S. MARIA 0,1 2,6 0,1 2,1 1,5

C 0,1 2,6 0,1 2,1 1,5

S. MIGUEL 0,2 0,3 0,0 1,4 2,3 0,0 0,2

A 0,2 0,3 0,4 0,4

B 0,2 0,2 1,2 0,9 0,0

C 0,1 0,3 0,1 1,8 3,4 0,0 0,4

TERCEIRA 0,2 0,1 6,4 1,7 0,0

A 0,2 0,1 2,6 1,3 0,0

B 0,2 0,4 5,1 0,7

C 0,1 0,1 8,5 2,1

GRACIOSA 0,1 1,5 0,7 4,7

C 0,1 1,5 0,7 4,7

S. JORGE 0,0 1,6 0,9 0,5 10,1 0,6

C 0,0 1,6 0,9 0,5 10,1 0,6

PICO 0,1 1,7 3,8 2,3 1,3

C 0,1 1,7 3,8 2,3 1,3

FAIAL 0,1 1,5 0,1 7,0 4,2

A 0,2 1,1 0,2 3,0 2,4

C 0,0 1,6 9,1 5,2

FLORES 0,2 0,8 2,7 0,7 0,0

C 0,2 0,8 2,7 0,7 0,0

CORVO 1,2 8,7

C 1,2 8,7






SAIFI

2016 Total Padrão

Acidentais

21 23 24

SANTA MARIA

C 0,1 2,1 1,5 3,7 12,0

SAO MIGUEL

A 0,4 0,4 0,8 4,0

B 1,2 0,9 2,0 8,0

C 0,1 1,8 3,4 5,2 12,0

TERCEIRA

A 2,6 1,3 4,0 4,0

B 5,1 0,7 5,8 8,0

C 8,5 2,1 10,6 12,0

GRACIOSA

C 0,7 4,7 5,4 12,0

SAO JORGE

C 0,9 0,5 10,1 11,5 12,0

PICO

C 3,8 2,3 6,2 12,0

FAIAL

A 0,2 3,0 2,4 5,7 4,0

C 9,1 5,2 14,3 12,0

FLORES

C 2,7 0,7 3,4 12,0

CORVO

C 8,7 8,7 12,0


Causas Próprias

48 48

3.2.2.4. SAIDI

Na Tabela 3-23 apresenta-se a evolução da

duração média de interrupções de pontos

de entrega da rede em média tensão, para

todas as interrupções (de longa duração; ori-

gem nas redes e centros produtores e todas

as causas).

Tabela 3-23 - Evolução do SAIDI - interrupções

longas (hh:mm)

Pela análise da tabela anterior verifica-se

que a duração média das interrupções em

PdE da rede de média tensão, para todas as

origens e naturezas de causas, apresenta re-

duções, face a 2015, nas zonas do tipo B e C

da de São Miguel, nas zonas do tipo C da

Terceira, nas ilhas de São Jorge, Pico, Faial e

Flores. Nas restantes ilhas destaca-se o cres-

cimento verificado na ilha de Santa Maria,

Corvo e Graciosa, bem como nas zonas do

tipo A e B da ilha Terceira.

Pela análise da Tabela 3-24, que apresenta

os valores deste indicador para interrupções

longas, verifica-se que as redes de distribui-

ção MT se constituem como as principais ori-

gens de interrupções que contribuem para o

valor final deste indicador. Nas ilhas Terceira,

Graciosa e Faial os centros produtores têm

influência preponderante para o valor do in-

dicador.

Nas zonas do tipo A da ilha de São Miguel, a

origem mais significativa para o indicador

SAIDI são as instalações dos clientes.

Tabela 3-24 - SAIDI - interrupções longas por ori-

gem (hh:mm)

SAIDI

2012 2013 2014 2015 2016

SANTA MARIA 2:18 13:25 3:50 1:43 4:28

C 2:18 13:25 3:50 1:43 4:28

SAO MIGUEL 3:20 2:23 2:57 3:02 1:36

A 0:51 0:54 1:13 1:31 1:31

B 0:52 2:58 1:48 2:48 1:17

C 4:23 2:45 3:57 3:38 1:44

TERCEIRA 20:06 5:11 9:06 4:27 4:22

A 15:16 3:47 9:19 2:44 3:32

B 4:18 4:56 3:47 5:08

C 22:10 6:02 9:52 5:26 4:37

GRACIOSA 10:08 4:47 4:47 5:46 7:23

C 10:08 4:47 4:47 5:46 7:23

SAO JORGE 0:41 12:37 10:16 8:59 6:44

C 0:41 12:37 10:16 8:59 6:44

PICO 15:51 12:11 13:56 9:15 8:04

C 15:51 12:11 13:56 9:15 8:04

FAIAL 3:35 5:52 4:51 9:27 5:59

A 1:17 3:40 2:29 7:49 3:47

C 4:45 6:58 6:05 10:18 7:08

FLORES 18:37 15:55 14:14 9:52 3:03

C 18:37 15:55 14:14 9:52 3:03

CORVO 1:00 0:55 1:14 2:43 6:10

C 1:00 0:55 1:14 2:43 6:10

SAIDI 2016

Produção Redes

EDAEDA

RenováveisTransp.

Dist.

MT

Dist.

BT

Inst.

Cliente

S. MARIA 0:07 0:03 4:02 0:01 0:12

C 0:07 0:03 4:02 0:01 0:12

S. MIGUEL 0:09 0:01 0:59 0:00 0:26

A 0:07 0:05 0:26 0:51

B 0:06 0:51 0:19

C 0:11 1:13 0:00 0:19

TERCEIRA 3:10 0:50 0:01 0:20

A 2:02 1:05 0:00 0:24

B 2:41 2:04 0:22

C 3:50 0:27 0:01 0:17

GRACIOSA 5:56 1:22 0:04

C 5:56 1:22 0:04

S. JORGE 0:31 0:00 6:10 0:00 0:00

C 0:31 0:00 6:10 0:00 0:00

PICO 1:27 0:01 1:30 5:02 0:00 0:02

C 1:27 0:01 1:30 5:02 0:00 0:02

FAIAL 4:29 0:09 1:17 0:03

A 3:15 0:25 0:07

C 5:08 0:14 1:44 0:01

FLORES 0:00 0:16 2:19 0:27

C 0:00 0:16 2:19 0:27

CORVO 2:53 3:17

C 2:53 3:17

49

Na apresentam-se os valores do indicador

SAIDI, para interrupções longas, discriminado

por causas, com origem nas redes e centros

produtores. Através desta tabela conclui-se

que as interrupções previstas por razões de

serviço têm um maior peso no valor do indi-

cador em Santa Maria, Graciosa, Pico, Flores

e Corvo.

As interrupções devidas a causas próprias as-

sumem papel preponderante na duração

média de interrupções nas ilhas de São Mi-

guel e São Jorge. Nas Ilhas da Terceira e Faial

as razões de segurança predominam no in-

dicador SAIDI.

Os valores do indicador SAIDI, para interrup-

ções longas, não excecionadas, é apresen-

tada na Tabela 3-26

Todas as ilhas respeitaram os padrões esta-

belecidos para este indicador.

Tabela 3-26 - SAIDI - interrupções longas, não

abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm)

3.2.2.5. END

O indicador estimativa de energia não distri-

buída segue, invariavelmente, o comporta-

mento do TIEPI, consequência do seu mé-

todo/fórmula de cálculo.

SAIDI

2016


11 12 21 23 24 26 91 92

SANTA MARIA 0:12 3:06 0:02 0:11 0:54

C 0:12 3:06 0:02 0:11 0:54

SAO MIGUEL 0:25 0:20 0:01 0:09 0:36 0:00 0:02

A 0:51 0:24 0:07 0:07

B 0:19 0:29 0:06 0:22 0:00

C 0:18 0:15 0:02 0:11 0:51 0:01 0:03

TERCEIRA 0:19 0:19 3:02 0:40 0:01

A 0:21 0:09 2:00 0:58 0:03

B 0:22 1:12 2:40 0:52

C 0:17 0:13 3:37 0:29

GRACIOSA 0:04 6:04 0:09 1:04

C 0:04 6:04 0:09 1:04

SAO JORGE 0:00 3:04 0:14 0:03 3:17 0:03

C 0:00 3:04 0:14 0:03 3:17 0:03

PICO 0:02 4:03 1:24 1:04 1:30

C 0:02 4:03 1:24 1:04 1:30

FAIAL 0:03 1:58 0:01 2:05 1:50

A 0:07 1:51 0:05 0:59 0:43

C 0:01 2:01 2:39 2:25

FLORES 0:20 1:55 0:16 0:24 0:06

C 0:20 1:55 0:16 0:24 0:06

CORVO 3:17 2:53

C 3:17 2:53






SAIDI

2016 Total Padrão

Acidentais

21 23 24

SANTA MARIA

C 0:02 0:11 0:54 1:08 12:00

SAO MIGUEL

A 0:07 0:07 0:15 3:00

B 0:06 0:22 0:28 5:00

C 0:02 0:11 0:51 1:04 12:00

TERCEIRA

A 2:00 0:58 2:58 3:00

B 2:40 0:52 3:33 5:00

C 3:37 0:29 4:06 12:00

GRACIOSA

C 0:09 1:04 1:14 12:00

SAO JORGE

C 0:14 0:03 3:17 3:35 12:00

PICO

C 1:24 1:04 2:29 12:00

FAIAL

A 0:05 0:59 0:43 1:49 3:00

C 2:39 2:25 5:05 12:00

FLORES

C 0:16 0:24 0:40 12:00

CORVO

C 2:53 2:53 12:00


Causas Próprias

Tabela 3-25 - SAIDI - interrupções longas

por causa (hh:mm)

50 50

A tabela seguinte apresenta a END por ilha

para interrupções longas, podendo encon-

trar-se maior desagregação no Anexo III.

Tabela 3-27 - Estimativa de energia não distribu-

ída (MWh)

END (MWh)

2012 2013 2014 2015 2016

SANTA MARIA 4,8 27,7 6,3 2,9 9,0

SAO MIGUEL 123,9 95,5 98,6 115,5 69,2

TERCEIRA 414,4 123,6 189,8 93,7 88,3

GRACIOSA 15,7 6,5 5,2 6,0 10,5

SAO JORGE 66,8 37,6 32,9 22,4 18,4

PICO 73,4 52,3 69,6 43,5 33,8

FAIAL 16,3 27,1 19,6 45,4 27,3

FLORES 21,2 14,8 14,1 9,7 3,5

CORVO 0,2 0,1 0,2 0,5 1,4

51

3.2.3. Continuidade BT

A secção que se segue pretende apresentar

os valores chave, e análise breve, das inter-

rupções e indicadores de continuidade de

serviço em baixa tensão e sua evolução

face a 2015.

Uma informação mais detalhada sobre os in-

dicadores aqui apresentados pode ser con-

sultada no Anexo III.

3.2.3.1. Interrupções

Em 2016, na RAA, registaram-se cerca de 1,6

milhões de interrupções em pontos de en-

trega da rede de baixa tensão, uma redu-

ção de 20,8% face ao valor registado em

2015. Destas interrupções cerca de 51,5%

correspondem a interrupções de curta dura-

ção.

Tabela 3-28 - N.º de interrupções em PdE da rede

BT (em milhares)

Em 2016, as interrupções de curta duração

apresentam um decréscimo de 17,8% en-

quanto as interrupções longas decresceram

23,9%, em relação ao ano anterior.

Nas ilhas de São Miguel, Terceira, Graciosa,

Pico e Flores verificou-se uma redução do

número de interrupções comparativamente

com o número registado em 2015, com vari-

ações entre -17,0% e -46,6%. O maior incre-

mento relativo deu-se na ilha de Santa Maria

(60,1%), verificando-se aumentos entre 3,5%

e 10,1% nas restantes ilhas.

Tabela 3-29 - Evolução do n.º de interrupções em

PdE da rede BT na RAA (em milhares)

A Tabela 3-29 apresenta as interrupções, em

cada ilha, em PdE da rede de baixa tensão,

com desagregação quanto à duração (cur-

tas: ≤ 3 minutos; longas: > 3 minutos).

Nas ilhas de São Miguel, Terceira, e Pico veri-

fica-se um decréscimo tanto em interrup-

ções longas, como no número de interrup-

ções curtas. Em Santa Maria ambas tipolo-

gias apresentam incrementos, quando com-

parados com 2015. A ilha do Faial regista um

aumento no número de interrupções longas,

e o contrário nas interrupções de curta dura-

N.º Interrupções

2012 2013 2014 2015 2016

Curtas 669 520 998 1 021 839

Longas 1 295 1 002 1 057 1 040 791

Total 1 964 1 522 2 055 2 060 1 631

N.º Interrupções

2012 2013 2014 2015 2016

SANTA MARIA

Curtas 8,0 14,7 15,5 8,7 13,1

Longas 18,2 32,3 42,1 11,1 18,6

SÃO MIGUEL

Curtas 229,9 194,5 541,2 483,7 385,6

Longas 397,3 289,5 263,9 358,9 242,3

TERCEIRA

Curtas 382,6 271,6 323,5 435,8 365,1

Longas 524,3 282,5 324,4 274,0 224,5

GRACIOSA

Curtas 14,3 8,7 27,3 22,2 11,0

Longas 40,4 45,9 29,3 22,1 22,7

SÃO JORGE

Curtas 17,7 6,2 21,2 17,8 20,3

Longas 58,4 78,3 89,0 75,3 77,5

PICO

Curtas 10,0 17,0 35,8 31,2 19,8

Longas 147,2 151,9 210,1 179,3 92,6

FAIAL

Curtas 3,9 5,5 21,3 13,8 13,3

Longas 64,5 92,1 74,0 89,1 99,9

FLORES

Curtas 1,7 1,6 12,1 7,3 10,9

Longas 43,0 27,8 22,7 26,9 10,6

CORVO

Curtas 0,6 0,1 0,3

Longas 1,9 1,8 1,3 2,9 2,8

52 52

ção. Nas restantes ilhas verifica-se uma redu-

ção de interrupções de longa duração e um

aumento de interrupções de curta duração.

A redução relativa mais acentuada em inter-

rupções longas ocorreu na ilha das Flores (-

60,5%).

As interrupções longas registadas em 2016

são apresentadas na Tabela 3-30, com a de-

sagregação pela causa que lhes dão ori-

gem.

Tabela 3-30 - N.º de interrupções longas (103) em

PdE da rede BT, na RAA (apenas se apresentam

causas com mais de um milhar)

Em 2016, verifica-se que o motivo da maioria

das interrupções em pontos de entrega de

baixa tensão foi devido a causas próprias

por razões de segurança em centros produ-

tores na maioria das ilhas (Santa Maria, Ter-

ceira, Pico, Faial, Flores e Corvo).

Nas ilhas de São Miguel (54,1%), Graciosa

(66,9%) e São Jorge (72,9%), as causas pró-

prias mantém-se, comparativamente com o

ano de 2015, como a principal razão do nú-

mero de interrupções registado.

As interrupções previstas por razões de ser-

viço apresentam-se como a segunda maior

causa de interrupções em Santa Maria, Gra-

ciosa, São Jorge e Corvo. Nas ilhas do Pico,

São Miguel e São Jorge. os eventos excecio-

nais têm expressão considerável, 11,6%, 7,1%

e 4,0%, respetivamente.

3.2.3.2. Indicadores de continui-

dade BT

Esta secção analisará sucintamente os indi-

cadores de continuidade de baixa tensão,

para as interrupções longas verificadas em

2016.

RAA

Quando comparado com o ano anterior,

em 2016 verifica-se um decréscimo da dura-

ção média de interrupções (SAIDI) na globa-

lidade das zonas de qualidade de serviço,

com variações relativas entre os -3,4% (zonas

do tipo A) e os -37,5% (zonas do tipo B). A fre-

quência média de interrupções apresenta

valores superiores em zonas do tipo A (3,0%)

e inferiores em zonas do tipo B (-34,5%) e C (-

23,3%). Estas variações incluem interrupções

previstas e acidentais.


viço BT da RAA, para interrupções longas (SAIFI –

n.º; SAIDI – hh:mm)

A Tabela 3-32 apresenta os indicadores de

continuidade BT da RAA resultantes de inter-

rupções longas, por origem.

N.º Interrupções

2016

12 21 23 24 91 92

SANTA MARIA 6 1 7 5

SÃO MIGUEL 15 1 79 131 17

TERCEIRA 6 171 47

GRACIOSA 5 2 15

SÃO JORGE 11 5 2 56 3

PICO 19 39 23 11

FAIAL 11 2 53 34

FLORES 2 7 2

CORVO 1 2

ImprevistasPrev istas

12 - Previstas 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 -

Causas Próprias; 91 - Eventos excecionais Fortuitas força-maior/Vento Intensidade

excecional; 92 - Eventos excecionais intervenção terceiros

2012 2013 2014 2015 2016

SAIFI EDA

A 4,9 3,4 3,0 3,2 3,3

B 2,9 4,3 3,0 5,3 3,4

C 13,0 9,4 13,2 12,6 9,6

SAIDI EDA

A 4:42 1:37 3:45 2:15 2:11

B 0:41 1:40 2:05 2:37 1:38

C 10:45 5:16 7:25 5:44 4:18

53

A duração média de interrupções, para in-

terrupções de longa duração, em zonas do

tipo A e C, é maioritariamente devida a in-

terrupções com origem centros produtores.

Nas zonas do tipo C as redes de distribuição

MT são a principal origem. A frequência mé-

dia de interrupções é maioritariamente com-

posta por interrupções com origem em cen-

tros produtores, em todas as zonas de quali-

dade. Os centros produtores têm uma ex-

pressão apreciável no valor destes indicado-

res, cujo peso varia entre 43,8% a 63,0% no

caso do SAIDI e entre 52,9% e 73,5% no caso

do SAIFI.


viço BT da RAA, para interrupções longas, por ori-

gem (SAI-FI – n.º; SAIDI – hh:mm)


viço BT da RAA, para interrupções longas, por

causa (SAIFI – n.º; SAIDI – hh:mm)

Na Tabela 3-33 apresentam-se os valores dos

indicadores desagregados pelas causas que

lhes dão origem, onde se verifica que, ao

contrário do verificado historicamente, as ra-

zões de segurança são predominantes. As

causas próprias são o segundo fator mais re-

levante no valor dos indicadores, exceto

para as zonas do tipo C do indicador SAIDI,

onde são as interrupções previstas por razões

de serviço são predominantes e as razões de

segurança o segundo fator mais significativo.

2016

Produção Redes

EDAEDA

RenováveisTransp.

Dist.

MTDist. BT

Inst.

Cliente

SAIFI EDA

A 2,0 0,3 0,2 0,8 0,1 0,0

B 1,5 1,0 0,0 0,8 0,1 0,0

C 3,9 1,2 0,2 4,3 0,1 0,0

SAIDI EDA

A 1:17 0:05 0:03 0:40 0:04 0:00

B 0:45 0:05 0:00 0:42 0:05 0:00

C 1:45 0:07 0:12 2:05 0:06 0:00

2016


11 12 21 23 24 26 91 92

SAIFI EDA

A 0,4 0,1 1,6 1,2 0,0 0,0

B 0,0 0,2 0,0 2,5 0,7 0,0

C 0,0 0,9 0,1 4,2 4,0 0,0 0,3 0,2

SAIDI EDA

A 0:29 0:02 0:57 0:41 0:00 0:00

B 0:00 0:19 0:00 0:50 0:28 0:00

C 0:00 1:24 0:02 1:20 1:15 0:00 0:02 0:12



Fato imputáv el cliente; 91 - Ev entos excecionais Fortuitas força-

maior/Vento Intensidade excecional; 92 - Ev entos excecionais


54 54


viço de BT da RAA, para interrupções longas, não

abrangidas pelo artigo 13º do RQS (SAIFI – n.º;

SAIDI – hh:mm)

Na Tabela 3-34, podem-se consultar os indi-

cadores SAIFI e SAIDI das redes em BT da

RAA, para interrupções longas não excecio-

nadas. Por comparação com o padrão es-

tabelecido para cada zona de qualidade

de serviço demonstra-se o cumprimento do

SAIFI e SAIDI em todas as zonas.

2016 Total Padrão

Acidentais

21 23 24

SAIFI EDA

A 0,1 1,6 1,2 2,9 4,0

B 0,0 2,5 0,7 3,2 7,0

C 0,1 4,2 4,0 8,3 10,0

SAIDI EDA

A 0:02 0:57 0:41 1:41 4:00

B 0:00 0:50 0:28 1:19 6:00

C 0:02 1:20 1:15 2:37 10:00


Causas Próprias

55

3.2.4. Indicadores BT – ilhas

3.2.4.1. SAIFI

A Tabela 3-35 apresenta a evolução da fre-

quência média de interrupções de longa du-

ração, por ilha, para pontos de entrega em

baixa tensão, independentemente das cau-

sas ou origens.

Tabela 3-35 - Evolução do SAIFI BT - interrupções

longas (n.º)

Pela análise da Tabela 3-36 constata-se que,

na generalidade dos casos, as interrupções

dos pontos de entrega da rede em baixa

tensão têm origem maioritariamente nos

centros produtores e nas redes de distribui-

ção MT. Desta forma, o comportamento dos

indicadores gerais de continuidade de ser-

viço da rede de baixa tensão segue, invaria-

velmente, o dos indicadores homónimos da

rede MT.

Tabela 3-36 - SAIFI BT - interrupções longas, por ori-

gem (n.º)

Em 2016, de forma global, verifica-se uma re-

dução deste indicador nas ilhas do Pico, Flo-

res, Corvo, nas zonas B e C de São Miguel e

Terceira, e nas zonas A da ilha do Faial. Nas

restantes ilhas e zonas de qualidade registou-

se um aumento do indicador SAIFI, mais signi-

ficativo na ilha de Santa Maria (72,2%) e nas

zonas C da ilha do Faial (22,6%).

SAIFI

2012 2013 2014 2015 2016

SANTA MARIA

C 5,0 8,8 12,9 3,4 5,9

SÃO MIGUEL

A 1,8 0,8 0,6 1,2 1,2

B 2,9 3,5 1,8 3,9 2,1

C 8,7 5,5 7,2 9,3 6,4

TERCEIRA

A 11,8 6,1 5,9 3,8 4,1

B 7,6 7,3 9,8 8,1

C 22,1 10,8 18,9 15,8 12,7

GRACIOSA

C 12,6 14,4 10,0 7,7 8,0

SÃO JORGE

C 10,2 13,8 18,5 15,7 16,6

PICO

C 16,1 16,5 26,3 22,6 11,8

FAIAL

A 2,8 7,5 6,0 10,0 9,7

C 12,6 15,6 14,8 15,6 19,2

FLORES

C 18,1 11,9 10,9 12,7 5,1

CORVO

C 7,3 7,1 5,6 13,0 12,7

SAIFI 2016

Produção Redes

EDAEDA

RenováveisTransp.

Dist.

MT

Dist.

BT

Inst.

Cliente

SANTA MARIA

C 1,5 0,6 3,7 0,1 0,0

SÃO MIGUEL

A 0,5 0,4 0,3 0,0 0,0

B 1,3 0,0 0,7 0,1 0,0

C 1,9 0,0 4,5 0,1 0,0

TERCEIRA

A 2,6 1,4 0,1

B 6,9 1,2 0,1 0,0

C 11,6 1,0 0,2 0,0

GRACIOSA

C 4,1 3,8 0,0

SÃO JORGE

C 1,8 0,1 14,6 0,1

PICO

C 5,3 0,3 1,4 4,7 0,2 0,0

FAIAL

A 8,2 0,1 1,3 0,0 0,0

C 12,3 3,4 3,4 0,1

FLORES

C 0,2 3,1 1,7 0,1

CORVO

C 10,2 2,5 0,0

56 56

Tabela 3-37 - SAIFI BT - interrupções longas, por

causa (n.º)

O SAIFI BT, para interrupções longas, tem

uma forte concentração em interrupções

com origem em centros produtores e nas re-

des em média tensão.

Exceto nas ilhas de Santa Maria, São Jorge e

nas zonas C de São Miguel, onde a origem

das interrupções são maioritariamente nas

deres de distribuição MT, predominam as in-

terrupções com origem nos centros produto-

res.

Nas ilhas de São Jorge (72,9%), Graciosa

(67,1%), zonas C (56,7%) e zonas A (42,9%) e

C (56,7%) de São Miguel, o motivo que pre-

domina no valor do indicador SAIFI são as

causas próprias. Nas restantes ilhas, o resul-

tado deste indicador decorre, maioritaria-

mente, de interrupções acidentais por ra-

zões de segurança.

Os eventos excecionais têm impacto signifi-

cativo nas ilhas do Pico, São Miguel e São

Jorge, com valores relativos que variam en-

tre 3,9% e 11,6% do valor total do indicador.

Tabela 3-38 – SAIFI BT, para interrupções longas,

não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (n.º)

Para as interrupções longas não exceciona-

das, apresenta-se o valor do indicador SAIFI

SAIFI

2016


11 12 21 23 24 26 91 92

SANTA MARIA

C 2,0 0,2 2,1 1,6 0,0

SÃO MIGUEL

A 0,2 0,0 0,5 0,5 0,0

B 0,0 0,1 0,0 1,3 0,7 0,0

C 0,0 0,4 0,0 1,9 3,7 0,5

TERCEIRA

A 0,3 0,0 2,4 1,5

B 0,6 6,8 0,7

C 0,0 0,2 0,0 9,9 2,6 0,0

GRACIOSA

C 1,8 0,9 5,4

SÃO JORGE

C 2,3 1,1 0,5 12,1 0,6

PICO

C 0,0 2,5 0,0 5,0 2,9 1,4

FAIAL

A 1,4 0,6 4,1 3,5 0,0

C 1,9 0,0 11,0 6,2

FLORES

C 0,8 3,3 1,1

CORVO

C 2,5 10,2 0,0






SAIFI

2016 Total Padrão

Acidentais

21 23 24

SANTA MARIA

C 0,2 2,1 1,6 3,9 13,0

SÃO MIGUEL

A 0,0 0,5 0,5 1,0 4,0

B 0,0 1,3 0,7 2,0 9,0

C 0,0 1,9 3,7 5,6 13,0

TERCEIRA

A 0,0 2,4 1,5 3,9 4,0

B 6,8 0,7 7,5 9,0

C 0,0 9,9 2,6 12,5 13,0

GRACIOSA

C 0,9 5,4 6,2 13,0

SÃO JORGE

C 1,1 0,5 12,1 13,7 13,0

PICO

C 0,0 5,0 2,9 7,9 13,0

FAIAL

A 0,6 4,1 3,5 8,2 4,0

C 0,0 11,0 6,2 17,3 13,0

FLORES

C 3,3 1,1 4,4 13,0

CORVO

C 10,2 0,0 10,2 13,0


Causas Próprias

57

para cada uma das ilhas da RAA na Tabela

3-38.

Na generalidade das ilhas e zonas de quali-

dade o padrão estabelecido foi cumprido.

Registam-se incumprimentos na ilha de São

Jorge (zona do tipo C) e nas zonas A e C da

ilha do Faial.

3.2.4.2. SAIDI

A Tabela 3-39 apresenta a evolução do indi-

cador SAIDI, para interrupções longas dos

PdE da rede BT.

Quando comparados com os valores regis-

tados em 2015, os valores da duração média

de interrupções, para PdE da rede BT, exi-

bem variações muito distintas entre as várias

ilhas da Região.

As variações positivas mais significativas

ocorreram na ilha da Graciosa (138,5%),

Corvo (111,8%), zonas A da Terceira (71,9%)

e na ilha de Santa Maria (51,6%). As ilhas e

zonas que apresentam melhorias mais signifi-

cativas, em valor relativo, deste indicador

são a ilha das Flores (-72,8%), zonas B e C de

São Miguel (-70,7% e -56,5%) e zonas A do

Faial (-45,1%).

Tabela 3-39 - Evolução do SAIDI BT - interrupções

longas (hh:mm)

As interrupções com origem nas redes de dis-

tribuição em média tensão foram as que

mais contribuíram para o valor do indicador

SAIDI de 2016 nas ilhas de Santa Maria, São

Jorge, Pico, Flores, Corvo e zonas B e C de

São Miguel. Nas restantes ilhas e zonas foram

os centros produtores que mais pesaram na

duração do indicador, com destaque para

as zonas C da ilha Terceira (88,7%), zonas A

do Faial (86,6%) e para a ilha Graciosa

(82,8%).

SAIDI

2012 2013 2014 2015 2016

SANTA MARIA

C 2:02 12:43 4:05 1:45 2:40

SÃO MIGUEL

A 0:27 0:13 0:20 0:28 0:24

B 0:42 1:05 0:59 2:08 0:37

C 2:58 1:46 3:16 2:58 1:17

TERCEIRA

A 14:18 3:09 10:19 2:24 4:07

B 3:57 5:48 4:17 5:07

C 23:15 4:28 11:41 6:39 5:05

GRACIOSA

C 9:35 4:07 3:43 3:24 8:08

SÃO JORGE

C 21:33 11:39 10:29 10:29 7:45

PICO

C 16:12 13:40 16:20 11:27 10:47

FAIAL

A 1:07 3:47 2:48 8:43 4:47

C 4:57 7:22 7:14 11:54 8:36

FLORES

C 18:48 13:26 14:23 9:02 2:27

CORVO

C 1:32 3:21 1:38 5:03 10:42

58 58

Tabela 3-40 - SAIFI BT - interrupções longas, por ori-

gem (hh:mm)

Em 2016, as principais causas de interrupção,

que contribuem para o valor total da dura-

ção média de interrupções do sistema nas

ilhas de Santa Maria, Graciosa, Pico, zonas A

do Faial, ilha das Flores e Corvo, são interven-

ções previstas por razões de serviço. Com

preponderância também no valor deste in-

dicador, estão as causas próprias que pre-

dominam em São Miguel e em São Jorge. As

razões de segurança representam o maior

peso no indicador da ilha da Terceira e das

zonas C do Faial.

Tabela 3-41 - SAIDI BT - interrupções longas, por

causa (hh:mm)

O indicador SAIDI, para interrupções longas

não excecionadas pode ser consultado na

Tabela 3-42.

SAIDI 2016

Produção Redes

EDAEDA

RenováveisTransp.

Dist.

MTDist. BT

Inst.

Cliente

SANTA MARIA

C 0:07 0:03 2:24 0:05 0:00

SÃO MIGUEL

A 0:09 0:05 0:08 0:01 0:00

B 0:06 0:00 0:26 0:04 0:00

C 0:12 0:00 1:01 0:03 0:00

TERCEIRA

A 2:14 1:41 0:11

B 3:21 1:38 0:08 0:00

C 4:30 0:23 0:11 0:00

GRACIOSA

C 6:44 1:22 0:01

SÃO JORGE

C 0:38 0:00 7:00 0:06

PICO

C 1:55 0:02 1:55 6:44 0:10 0:00

FAIAL

A 4:08 0:00 0:34 0:03 0:00

C 6:10 0:18 2:01 0:05

FLORES

C 0:00 0:18 1:51 0:17

CORVO

C 3:37 7:04 0:00

SAIDI

2016


11 12 21 23 24 26 91 92

SANTA MARIA

C 1:24 0:04 0:10 1:00 0:00

SÃO MIGUEL

A 0:03 0:00 0:09 0:11 0:00

B 0:00 0:02 0:00 0:06 0:27 0:00

C 0:00 0:02 0:00 0:12 0:56 0:05

TERCEIRA

A 0:28 0:00 2:13 1:25

B 1:15 3:20 0:31

C 0:00 0:09 0:01 4:13 0:40 0:00

GRACIOSA

C 6:46 0:11 1:10

SÃO JORGE

C 3:36 0:18 0:03 3:43 0:04

PICO

C 0:00 5:22 0:01 1:52 1:35 1:55

FAIAL

A 2:07 0:15 1:21 1:03 0:00

C 2:22 0:01 3:13 2:59

FLORES

C 1:29 0:19 0:39

CORVO

C 7:04 3:37 0:00






59

Tabela 3-42 – SAIFI BT, para interrupções longas,

não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm)

Pela análise da tabela anterior verifica-se

que, ao nível da duração média de interrup-

ções os padrões de qualidade definidos no

RQS foram cumpridos em todas as ilhas.

SAIDI

2016 Total Padrão

Acidentais

21 23 24

SANTA MARIA

C 0:04 0:10 1:00 1:15 12:00

SÃO MIGUEL

A 0:00 0:09 0:11 0:20 4:00

B 0:00 0:06 0:27 0:34 6:00

C 0:00 0:12 0:56 1:09 12:00

TERCEIRA

A 0:00 2:13 1:25 3:39 4:00

B 3:20 0:31 3:52 6:00

C 0:01 4:13 0:40 4:55 12:00

GRACIOSA

C 0:11 1:10 1:21 12:00

SÃO JORGE

C 0:18 0:03 3:43 4:05 12:00

PICO

C 0:01 1:52 1:35 3:29 12:00

FAIAL

A 0:15 1:21 1:03 2:39 4:00

C 0:01 3:13 2:59 6:14 12:00

FLORES

C 0:19 0:39 0:58 12:00

CORVO

C 3:37 0:00 3:38 12:00


Causas Próprias

60 60

3.3. Indicadores individuais

Os indicadores de caracter geral aferem a

qualidade de serviço prestado à totalidade

dos clientes, na Região, nas diversas ilhas e

concelhos e nas respetivas zonas de quali-

dade de serviço. Por outro lado, os indicado-

res de natureza individual reportam-se por

ponto de entrega, por cliente ou por ponto

de ligação de um produtor. Sempre que se

verifique o incumprimento destes indicado-

res, os clientes têm direito às compensações

estipuladas no artigo 54º do RQS.

Com base no número e duração acumu-

lada das interrupções em cada PdE da rede

de distribuição (BT e MT), verificou-se, por

confronto com os padrões estabelecidos no

RQS, a existência de algumas situações de

incumprimento. Seguindo criteriosamente o

estabelecido neste regulamento, excluindo

as interrupções que este prevê, identifica-

ram-se os clientes cujos padrões individuais

de qualidade de serviço não tinham sido

cumpridos, em número ou em duração. Nas

tabelas seguintes constam os padrões esti-

pulados no RQS.

Tabela 3-43 - Padrão de número de interrupções

por ano

Tabela 3-44 - Padrão da duração total das inter-

rupções (horas por ano)

No ano de 2016, verificaram-se 805 situações

de incumprimento dos padrões individuais

de qualidade de serviço. Este número repre-

senta cerca de 0,7% do número de clientes

da EDA, S.A.. Das 9 ilhas que compõem o ar-

quipélago dos Açores, 3 tiveram situações

de incumprimento dos padrões individuais.

Como podemos comprovar pela tabela

“Número total de compensações” a grande

maioria dos incumprimentos são de baixa

tensão, cerca de 98,1%, e verificaram-se nas

ilhas da Terceira, Faial e São Miguel com

53,3%, 46,1%, e 0,6%, respetivamente.

Tabela 3-45 - Número total de compensações

Zona MT BT

A 8 10

B 15 20

C 30 40

Zona MT BT

A 4 6

B 8 10

C 16 22

BT <= 20,7 BT > 20,7 MT BT <= 20,7 BT > 20,7 MT

SÃO MIGUEL

A 5 5

TERCEIRA

A 3 1 404 5 11 424

B 4 1 5

FAIAL

A 365 2 2 1 1 371

Total EDA 368 2 3 414 6 12 805

ZonaNúmero Duração

Total

61

Tabela 3-46 - Valor total de compensações (€)

O total das situações de incumprimento dos

indicadores individuais de qualidade de ser-

viço totalizou uma quantia de 7 289€. Apesar

da média tensão ter apenas 1,9% do número

de situações de incumprimento, representa,

cerca de, 31,5% do valor das compensa-

ções.

Tabela 3-47 - Compensações que revertem para o fundo de reforço de investimento

De acordo com a Tabela 3-46, de forma a

melhorar a qualidade de serviço, verifica-se

que 0,45€ do total de 7 289€ reverteram para

o Fundo de Reforço dos Investimentos das

respetivas zonas. Das 805 situações de clien-

tes com direito a indemnização, 804 deram,

efetivamente, origem a compensação a cli-

entes enquanto uma reverteu para o Fundo

de Reforço dos Investimentos das respetivas

zonas.

De acordo com a Tabela 3-48, na Região Au-

tónoma dos Açores, em 2016, registaram-se

17 situações onde ocorreram incumprimen-

tos de duração e número em simultâneo.

BT <= 20,7 BT > 20,7 MT BT <= 20,7 BT > 20,7 MT

SÃO MIGUEL

A 19 19

TERCEIRA

A 16 122 3 906 383 1 722 6 150

B 18 307 325

FAIAL

A 606 2 147 2 37 795

Total EDA 622 2 269 3 946 420 2 030 7 289

ZonaNúmero Duração

Total

Número Duração Total Número Duração Total

TERCEIRA

A 1 1 0,45 0,45

Total EDA 1 1 0,00 0,45 0,45

Zona

Número de compensações Montante (€)

62 62

Tabela 3-48 - Nº de situações com incumprimentos de duração e número em simultâneo

Número Duração Número Duração Número Duração

TERCEIRA

A 1 1

FAIAL

A 15 1 16

Total EDA 15 1 1 17

ZonaBT <= 20,7

TotalMTBT > 20,7

63

4. Qualidade da onda de ten-

são

A qualidade da energia entregue aos con-

sumidores está diretamente relacionada

com a qualidade da onda de tensão da

rede. Embora exista uma série de índices

para qualificar a onda de tensão, serão os

equipamentos dos consumidores a determi-

nar a qualidade da mesma. Com a cres-

cente automatização das indústrias, a quali-

dade da forma da onda de tensão torna-se

cada vez mais relevante.

De acordo com o estipulado no Regula-

mento de Qualidade de Serviço (RQS), com-

pete à concessionária de transporte e distri-

buição garantir que a energia elétrica forne-

cida cumpre o especificado nas normas

e/ou regulamentos, sendo que, os parâme-

tros da qualidade da onda de tensão de-

vem ser monitorizados numa amostra da

rede segundo um plano a submeter a apro-

vação à Direção Regional do Comércio, In-

dustria e Energia, competindo à entidade re-

guladora (ERSE) a fiscalização do cumpri-

mento deste plano.

4.1. Plano de Monitorização

O plano de monitorização da Qualidade de

Energia Elétrica para o ano de 2016 resulta

do plano de monitorização desenvolvido

pela EDA, S.A. para os anos 2016-2017, de

acordo com o RQS da RAA em vigor.

A EDA, S.A. propôs-se a efetuar a monitoriza-

ção da qualidade da onda de tensão em

2016 nos pontos da sua rede de transporte e

distribuição apresentados na Tabela 4-1 e na

Tabela 4-2, em 52 instalações (28 SE/PS e 24

PT) durante 53 semanas.

As medições efetuadas, cujos principais re-

sultados são resumidos a seguir, mostram

que nas instalações da EDA, S.A. são, gene-

ricamente, observados os valores de referên-

cia adotados para os parâmetros da quali-

dade da onda de tensão pelo RQS e pela EN

50160.

64 64

4.2. Plano de Monitorização – Redes de transporte e Distribuição

em AT e MT

I lha Concelho Instalação Nome Barramento Ano

S. MARIA VILA DO PORTO SE CT AEROPORTO 10 2016

S.MIGUEL RIBEIRA GRANDE SE CT CALDEIRÃO 60 2016

S.MIGUEL RIBEIRA GRANDE SE CALDEIRÃO 30 2016

S.MIGUEL PONTA DELGADA SE MILHAFRES 30 2016

S.MIGUEL PONTA DELGADA SE PONTA DELGADA 10 2016

S.MIGUEL PONTA DELGADA SE S. ROQUE 10 2016

S. MIGUEL PONTA DELGADA SE AEROPORTO 10 2016

S. MIGUEL LAGOA SE LAGOA 30/10 2016

S. MIGUEL RIBEIRA GRANDE SE FOROS 60/30/10 2016

S. MIGUEL NORDESTE SE PE GRAMINHAIS 60 2016

S. MIGUEL VILA FRANCA DO CAMPO SE VILA FRANCA 30/10 2016

TERCEIRA PRAIA DA VITÓRIA SE CT BELO JARDIM 30/15 2016

TERCEIRA ANGRA DO HEROÍSMO SE VINHA BRAVA 15 2016

TERCEIRA ANGRA DO HEROÍSMO SE ANGRA HEROÍSMO 15 2016

TERCEIRA PRAIA DA VITÓRIA SE LAJES 15/6.9 2016

TERCEIRA PRAIA DA VITÓRIA SE QUATRO RIBEIRAS 15 2016

TERCEIRA PRAIA DA VITÓRIA PS SERRA CUME 30 2016

65

Tabela 4-1 Pontos de monitorização – Redes de transporte e distribuição em AT e MT

I lha Concelho Instalação Nome Barramento Ano

GRACIOSA S.C. GRACIOSA SE CT QUITADOURO 15 2016

S. JORGE VELAS SECT CAMINHO

NOVO15 2016

PICO S.ROQUE SE CT S.ROQUE 30/15 2016

PICO MADALENA SE MADALENA 30/15 2016

PICO LAJES DO PICO SE LAJES 30/15 2016

FAIAL HORTA SE CT STA. BARBARA 15 2016

FAIAL HORTA PS PE SALAO 15 2016

FLORES LAJES DAS FLORES SE CT LAJES 15 2016

FLORES SANTA CRUZ DAS FLORES SE CH. ALÉM FAZENDA 15 2016

FLORES SANTA CRUZ DAS FLORES PS SANTA CRUZ 15 2016

CORVO CORVO SE CT CORVO 15 2016

66 66

4.3. Plano de Monitorização – Rede de distribuição em BT

I lhaZona

geográficaConcelho Instalação Nome

Tipo de

carga

Potência

instaladaAno

S. MARIA C VILA DO PORTO 1PT0045PT B. S.

LOURENÇO

R – 93,4% (*);

I+S – 6,6% (*)250 2016

S. MIGUEL A PONTA DELGADA 2PT0354ASSOCIAÇÃO

DEFICIENTES

R – 67,2% (*);

I+S – 32,8% (*)800 2016

S.MIGUEL C PONTA DELGADA 2PT0059 GAIATOSR – 76,3% (*);

I+S – 23,7% (*)400 2016

S.MIGUEL C RIB. GRANDE 2PT0392LOMBA PICO DA

PEDRA

R – 88,4% (*);

I+S – 11,6% (*)400 2016

S.MIGUEL B RIB. GRANDE 2PT0081ESCOLAS - RIB.

SECA

R – 86,0% (*);

I+S – 14,0% (*)630 2016

S.MIGUEL B LAGOA 2PT0008 ROSÁRIOR – 52,0% (*);

I+S – 48,0% (*)630 2016

S.MIGUEL C V.F.CAMPO 2PT0022ROCHA DOS

CAMPOS

R – 78,6% (*);

I+S – 21,4% (*)200 2016

S.MIGUEL C POVOAÇÃO 2PT0041LOMBA DO

ALCAIDE

R – 87,7% (*);

I+S – 12,3% (*)400 2016

S.MIGUEL C NORDESTE 2PT0028 VILA NORDESTER – 61,7% (*);

I+S – 38,3% (*)630 2016

TERCEIRA A A.HEROÍSMO 3PT0008 BOA NOVAR – 76,6% (*);

I+S – 23,4% (*)400 2016

TERCEIRA C A.HEROÍSMO 3PT0030 S. BARTOLOMEUR – 85,2% (*);

I+S – 14,8% (*)315 2016

TERCEIRA B P.VITÓRIA 3PT0065 PAÚL 1R – 56,6% (*);

I+S – 43,4% (*)400 2016

TERCEIRA C P.VITÓRIA 3PT0071 PECHITAR – 80,6% (*);

I+S – 19,4% (*)250 2016

GRACIOSA CS.C. DA

GRACIOSA4PT0026 MERCADO

R – 66,0% (*);

I+S – 34,0% (*)400 2016

S JORGE C VELAS 5PT0016 QUEIMADAR – 80,2% (*);

I+S – 19,8% (*)160 2016

S. JORGE C CALHETA 5PT0001PORTO DA

CALHETA

R – 40,9% (*);

I+S – 59,1% (*)250 2016

PICO C S. ROQUE 6PT0002 POÇOR – 89,6% (*);

I+S – 10,4% (*)100 2016

PICO C LAJES 6PT0049 RIBEIRA DO MEIOR – 85,5% (*);

I+S – 14,5% (*)160 2016

67

(*): R- percentagem clientes do sector residencial; I+S – percentagem clientes do sector industrial e de serviços

Tabela 4-2 – Pontos de monitorização – Rede de distribuição em BT

4.3.1.1. Observações ao plano

de monitorização

No decorrer do ano de 2016 e para a ilha de

São Miguel, não foi possível cumprir com o

plano de monitorização da qualidade da

onda de tensão previamente estabelecido

(Tabela 4-1) para a instalação “SE CT Caldei-

rão”, barramento de 60 kV, devido a avaria

no equipamento.

Ao nível da rede de distribuição em BT na ilha

de São Miguel e devido a problemas de co-

bertura de rede móvel, a monitorização pre-

vista no plano de monitorização de 2016

para o 2PT0041 foi alterada para o 2PT0502,

no mesmo concelho. De forma a mitigar fu-

turos problemas similares, a EDA, S.A., no de-

correr do presente ano, procedeu à substitui-

ção de todos os cartões SIM das instalações

em monitorização para cartões agnósticos

ao operador de rede.

4.3.1.2. Taxa de realização do

Plano de Monitorização

A taxa de realização do plano de monitori-

zação foi de 91,38%. Os casos de incumpri-

mento do plano deveram-se a anomalias do

sistema de monitorização de qualidade de

onda de tensão, onde se incluem as avarias

de equipamentos e as falhas de comunica-

ção com os equipamentos.

4.3.2. Indicadores semanais

Para a escolha das semanas a reportar, en-

tre as várias semanas e entre os vários locais,

foram criados dois indicadores semanais

para as grandezas em regime permanente –

Continuous Power Quality Índex (CPQI):

Para as grandezas com níveis máximos

e mínimos (como a tensão e a frequência),

I lhaZona

geográficaConcelho Instalação Nome

Tipo de

carga

Potência

instaladaAno

PICO C MADALENA 6PT0026 AREIA FUNDAR – 51,6% (*);

I+S – 48,4% (*)400 2016

FAIAL A HORTA 7PT0038CONSUL

D’ABNEY

R – 54,6% (*);

I+S – 45,4% (*)630 2016

FAIAL C HORTA 7PT0008 CAPELOR – 79,0% (*);

I+S – 21,0% (*)160 2016

FLORES CS. CRUZ DAS

FLORES8PT0002

RIBEIRA DOS

BARQUEIROS

R – 85,0% (*);

I+S – 15,0% (*)250 2016

FLORES C LAJES 8PT0008 VILA DAS LAJES R – 46,8% (*);

I+S – 53,2% (*)400 2016

CORVO C CORVO 9PT0001VILA NOVA DO

CORVO

R – 56,2% (*);

I+S – 43,8% (*)800 2016

68 68

os valores máximos e mínimos e todos os per-

centis são normalizados de acordo com a

expressão:

É retido o maior valor de entre os calcula-

dos para as 3 fases e para todos os per-

centis que se apliquem.

Para as grandezas com níveis máximos

apenas, são normalizados os percentis de

acordo com a seguinte expressão:

É retido o maior valor entre as 3 fases.

Se todos os valores forem inferiores a 1, é re-

tido como CPQI o maior valor. No caso con-

trário, são somados todos os valores superio-

res a 1.

A seleção das semanas apresentadas por

equipamento foi efetuada utilizando o se-

guinte princípio:

a semana cujo valor CPQI corres-

ponde à mediana dos valores (semana re-

presentativa);

a semana com o pior índice do CPQI;

a semana com o melhor índice de

CPQI.

4.4. Qualidade onda de ten-

são

Em todos os pontos de medição referidos no

plano de monitorização, foram monitoriza-

dos os seguintes parâmetros:

Valor eficaz de tensão;

Tremulação (flicker);

Desequilíbrio do sistema trifásico de

tensões;

Frequência;

Tensões harmónicas;

Cavas de tensão;

Sobretensões.

Foram selecionadas três semanas, de

acordo com os critérios expostos no ponto

4.3.2. Os valores registados nos períodos em

análise são apresentados no Anexo IV.

4.4.1. Amplitude

Da análise dos valores registados, conclui-se

a conformidade destes com a NP EN 50160

para a alta, média e baixa tensão nos pon-

tos de rede monitorizados, em todas as ilhas

da Região.

4.4.2. Tremulação (Flicker)

Da análise dos valores registados, conclui-se

a conformidade destes com a EN 50160 para

a alta, média e baixa tensão nos pontos de

rede monitorizados, com exceção das se-

guintes situações de inconformidade descri-

tas de seguida.

4.4.2.1. Ilha Terceira

Para a Baixa Tensão, foi registado o incum-

primento numa das semanas selecionadas

no 3PT0008 “Boa Nova” no período de 17 a

23 de outubro de 2016 numa das fases, em

que se registou uma taxa de cumprimento

de 94,21%.

LIMITE

MEDIDORMS V

VCPQI

)NOMINALVLIMITE(V)NOMINALVMEDIDO(V=RMSCPQI

69

4.4.2.2. Ilha do Corvo

Para a média tensão foi registado o incum-

primento em uma das semanas seleciona-

das para o equipamento instalado na Cen-

tral do Corvo, no período de 27 de junho a 3

de julho de 2016, com uma taxa de cumpri-

mento de 92,16%.

No caso da baixa tensão, foi registado o in-

cumprimento numa das semanas seleciona-

das na instalação 9PT0001, no período de 22

a 28 de fevereiro de 2016, com uma taxa de

cumprimento de 83,73%.

Os valores de tremulação não regulamenta-

res advêm das características do sistema

elétrico existente na ilha do Corvo, e às flutu-

ações de tensão provocadas pelas cargas

existentes na ilha.

4.4.3. Desequilíbrio

Verificou-se a conformidade em 100% dos

valores registados para os diferentes níveis

de tensão, em todas as ilhas da RAA.

4.4.4. Frequência




4.4.5. Tensões harmónicas




4.4.6. Cavas

A classificação de cavas que se segue foi

efetuada com base na extração direta dos

registos dos equipamentos de qualidade de

onda de tensão, utilizando um intervalo de

agregação temporal de um minuto.

De referir que nas tabelas que se seguem es-

tão contempladas as ocorrências registadas

pelos equipamentos, mesmo que não te-

nham afetado clientes por a rede a jusante

estar desligada.

As cavas foram consideradas como mais se-

veras de acordo com os critérios utilizados

pelo regulador sueco em Voltage Quality Re-

gulation in Sweden (Paper 0168; 21st Interna-

cional Conference on Electricity Distribution,

Frankfurt, 2011) [2].

A análise às cavas mais severas foi efetuada

correlacionando a lista de eventos agrega-

dos da aplicação de monitorização da qua-

lidade de onda de tensão (Qweb Report)

com aplicações informáticas da EDA, S.A.

(Servidor de Arquivo Histórico do SCADA e

Sistema de Gestão de Indisponibilidades –

SGI), procurando-se identificar as interrup-

ções que originaram estas cavas mais seve-

ras, classificando-as quanto à origem, tipo e

causa, segundo o Regulamento de Quali-

dade de Serviço do Setor Elétrico em vigor.

4.4.6.1. Ilha de Santa Maria

Média Tensão

Na Tabela 4-3 são classificadas as cavas

conforme EN 50160:2010 para a Média Ten-

são na ilha de Santa Maria, tendo-se regis-

tado 74 cavas de tensão. A maioria das ca-

vas registadas na Média Tensão (80% – 59 ca-

vas) foi classificada dentro da área de imu-

nidade para as classes 2 e 3 de equipamen-

tos definida no anexo B da EN50160. Ne-

nhuma cava foi classificada como mais se-

vera de acordo com [2] – zona sombreada

a vermelho.

70 70

Tabela 4-3 Cavas na média tensão na Ilha de

Santa Maria

Baixa Tensão

Na Tabela 4-4 são classificadas as cavas re-

gistadas no 1PT0045 – PT B. S. Lourenço con-

forme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão,

tendo-se registado no total 21 cavas, das

quais nove (43%) estão dentro da área de

imunidade para as classes 2 e 3 de equipa-

mentos definida no anexo B da EN50160. Ne-

nhuma cava poderá ser considerada como

mais gravosas conforme [2] – zona sombre-

ada a vermelho na Tabela 4-4.

Tabela 4-4 Cavas na baixa tensão na Ilha de

Santa Maria

4.4.6.2. Ilha de São Miguel

Alta Tensão


conforme EN 50160:2010 para a Alta Tensão

na ilha de São Miguel. Analisando a referida

tabela, constata-se que foram registadas

173 cavas, sendo que a maioria (65% – 112

cavas) está dentro da área de imunidade

para as classes 2 e 3 de equipamentos defi-

nida no anexo B da EN50160 e que cerca de

18 (10%) poderão ser consideradas como

mais severas de acordo com [2] – zona som-

breada a vermelho.

As 18 cavas mais severas foram registadas na

sequência de interrupções classificadas de

acordo com a sua origem, tipo e causa da

seguinte forma:

89% (16) das cavas severas tiveram ori-

gem em interrupções nas linhas de distribui-

ção MT, todas classificadas como do tipo

acidental e causa própria:

75% destas relacionadas com

defeitos na linha MT Lagoa – Vila

Franca (SGI 220160000001479,

220160000001744, 220160000001765,

220160000002607, 220160000002651,

220160000002653 e 220160000002659);

12,5% com origem num defeito

na linha MT Vila Franca – Furnas (SGI

2201600000001337);

12,5% na sequência de um de-

feito na linha MT Foros – Ribeirinha (SGI

220160000002646).

11% (2) das cavas foram registadas na

sequência de uma interrupção com origem

na produção externa SOGEO, do tipo aci-

dental, causa razões de segurança: defeito

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 41 4 6 0 0

80 > u >= 70 4 2 6 4 0

70 > u >= 40 2 0 0 4 0

40 > u >= 5 0 0 0 0 0

5 > u 1 0 0 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 4 3 0 0 0

80 > u >= 70 2 0 2 1 0

70 > u >= 40 0 0 0 1 0

40 > u >= 5 0 0 0 0 0

5 > u 8 0 0 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

71

entre fases na linha SOGEO – Foros que origi-

nou a saída de paralelo dos grupos 2, 3 e 4

na Central Geotérmica Ribeira Grande (SGI

220160000001225);

Tabela 4-5 Cavas na alta tensão na Ilha de São

Miguel

Média Tensão



são na ilha de São Miguel. Pela análise à re-

ferida tabela, conclui-se que foram regista-

das 1550 cavas, sendo que a maioria destas

(66% – 1022 cavas) está dentro da área de

imunidade para as classes 2 e 3 de equipa-

mentos definida no anexo B da EN50160 e

que apenas 2% (25) poderão ser considera-

das como mais severas de acordo com [2] –

zona sombreada a vermelho.

As 25 cavas mais severas foram registadas na

sequência de interrupções classificadas de

acordo com a sua origem, tipo e causa da

seguinte forma:

64% (16) das cavas foram registadas

na sequência de uma interrupção com ori-

gem na produção externa SOGEO, do tipo

acidental, causa razões de segurança: de-

feito entre fases na linha SOGEO – Foros que

originou a saída de paralelo dos grupos 2, 3

e 4 na central geotérmica Ribeira Grande

(SGI 220160000001225);

36% (9) destas tiveram origem em inter-

rupções nas linhas de distribuição MT, todas

classificadas como do tipo acidental e

causa própria:

67% na sequência de defeitos

na linha MT Lagoa – Vila Franca (SGI

220160000001744, 220160000001765,

220160000002607, 220160000002651,

220160000002653 e 220160000002659);

22% relacionadas com um de-

feito na linha MT Vila Franca – Furnas

(SGI 220160000001337);

11% com origem num defeito

na linha MT Foros – Ribeirinha (SGI

220160000002646).

Tabela 4-6 Cavas na média tensão na Ilha de São

Miguel

Baixa Tensão


conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão

da ilha de São Miguel. Pela análise da refe-

rida tabela conclui-se que, das 710 cavas de

tensão registadas, a maioria (63% – 445 ca-

vas) está dentro da área de imunidade para

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 43 17 0 0 0

80 > u >= 70 13 39 4 6 0

70 > u >= 40 0 29 1 10 0

40 > u >= 5 0 0 0 2 0

5 > u 9 0 0 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 436 117 9 1 0

80 > u >= 70 148 198 28 36 0

70 > u >= 40 113 214 24 63 0

40 > u >= 5 21 56 3 25 0

5 > u 54 4 0 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

72 72

as classes 2 e 3 de equipamentos definida no

anexo B da EN50160.

Apenas 2% das cavas (15) poderão ser con-

sideradas como mais gravosas conforme [2],

tendo sido estas classificadas quando à sua

origem, tipo e causa da seguinte forma:

53% (8) das cavas severas registadas ti-

veram origem na produção externa SOGEO,

na sequência de uma interrupção do tipo

acidental, causa razões de segurança: de-

feito entre fases na linha SOGEO – Foros que

originou a saída de paralelo dos grupos 2, 3

e 4 na central geotérmica Ribeira Grande

(SGI 220160000001225);

47% (7) das cavas foram registadas na

sequência de interrupções classificadas

como tendo origem na distribuição MT, do

tipo acidental, causa própria: defeito nas li-

nhas MT Vila Franca – Furnas (SGI

220160000001337), Foros – Ribeirinha (SGI

220160000002646), Foros – Nordeste (SGI

220160000002095 e 220160000002184) e Mi-

lhafres – Capelas (SGI 220160000002813).

Tabela 4-7 - Cavas na baixa tensão na Ilha de

São Miguel


Média Tensão

Na Tabela 4-8 são classificadas as cavas na

Média Tensão conforme EN 50160:2010 para

a ilha Terceira. A análise à referida tabela

permite concluir que foram registadas 2122

cavas de tensão na Média Tensão na ilha

Terceira, sendo que a maioria destas (83% –

1769 cavas) está dentro da área de imuni-

dade para as classes 2 e 3 de equipamentos

definida no anexo B da EN50160.

Observa-se também que apenas 1% (11) das

cavas de tensão poderão ser consideradas

mais gravosas conforme [2], tendo surgido

na sequência de uma interrupção geral com

origem na produção EDA, S.A., do tipo aci-

dental e causa razões de segurança (SGI

320160000001646).

Tabela 4-8 Cavas na média tensão na Ilha Ter-

ceira

Baixa Tensão



para a ilha Terceira. Pela análise da tabela

referida, conclui-se que foram registadas 370

cavas na Baixa Tensão da ilha Terceira e que

a maioria (75% – 279 cavas) destas cavas

está dentro da área de imunidade para as

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 189 40 4 2 0

80 > u >= 70 93 78 16 16 0

70 > u >= 40 39 87 9 28 0

40 > u >= 5 11 20 8 11 0

5 > u 43 9 3 4 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 916 131 19 9 0

80 > u >= 70 344 44 6 2 0

70 > u >= 40 306 110 90 0 11

40 > u >= 5 43 15 41 0 0

5 > u 26 6 3 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

73

classes 2 e 3 de equipamentos definida no

anexo B da EN50160.

Verifica-se, também, que apenas 1% (4) das

cavas registadas na Baixa Tensão poderão

ser consideradas como mais gravosas de

acordo com [2], sendo que não foi possível

identificar a sua origem.

Tabela 4-9 Cavas na baixa tensão na Ilha Terceira

4.4.6.4. Ilha Graciosa

Média Tensão

Na Tabela 4-10 são classificadas as cavas na

Média Tensão conforme EN 50160:2010 para

a ilha Graciosa. Das 59 cavas de tensão re-

gistadas na Tabela 4-10, a maioria (71% – 42

cavas) está dentro da área de imunidade

para as classes 2 e 3 de equipamentos defi-

nida no anexo B da EN50160 e apenas uma

pode ser considerada como mais severa,

conforme [2]. Esta cava mais severa foi regis-

tada na CT Quitadouro na sequência de

uma interrupção geral, no âmbito da obra

de ampliação da SE da CT da Graciosa,

tendo sido classificada como do tipo pre-

vista e causa razões de serviço (SGI

420160000000108).

Tabela 4-10 Cavas na média tensão na Ilha Gra-

ciosa

Baixa Tensão



da ilha Graciosa. Foram registadas no total

30 cavas, sendo que a maioria destas (67% –

20 cavas) estão dentro da área de imuni-


definida no anexo B da EN50160. Também se

pode concluir da existência de apenas uma

cava mais severa que todas as outras, se-

gundo [2].

A cava mais severa foi registada no 4PT0026

“Mercado” na sequência de uma interrup-

ção geral, no âmbito da obra de ampliação

da SE da CT da Graciosa, tendo sido classifi-

cada como do tipo prevista e causa razões

de serviço (SGI 420160000000108).

Tabela 4-11 Cavas na baixa tensão na Ilha Graci-

osa

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 131 6 1 1 0

80 > u >= 70 63 3 1 3 0

70 > u >= 40 74 6 20 0 0

40 > u >= 5 7 9 10 0 0

5 > u 26 4 1 0 4

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 20 8 1 0 0

80 > u >= 70 5 8 5 0 0

70 > u >= 40 0 2 0 0 0

40 > u >= 5 0 4 2 1 0

5 > u 2 1 0 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 15 5 0 0 0

80 > u >= 70 0 0 0 0 0

70 > u >= 40 0 0 0 0 0

40 > u >= 5 0 3 1 1 0

5 > u 3 2 0 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

74 74

4.4.6.5. Ilha São Jorge

Média Tensão



são da ilha de São Jorge. Foram registadas

92 cavas, sendo que a maioria destas (52% –

48 cavas) estão dentro da área de imuni-


definida no anexo B da EN50160. Também se

pode concluir da existência de 10 cavas

mais severas que todas as outras, segundo

[2].

As cavas mais severas tiveram origem na dis-

tribuição MT, na sequência de interrupções

classificadas quanto ao tipo e causa da se-

guinte forma:

80% (8) das cavas severas resultaram

de interrupções classificadas como do tipo

acidental e causa própria:

Defeitos na linha MT Caminho

Novo – São Pedro (SGI

520160000000200, 520160000000262 e

520160000000307);

Defeitos nas linhas MT Caminho

Novo – Relvinha 1/Caminho Novo –

Manadas (SGI 520160000000002,

520160000000020 e 52016000000242).

20% (2) das cavas severas resultaram

de interrupções classificadas como do tipo

acidental e causa fortuita: defeitos nas linhas

MT Caminho Novo – São Pedro e Caminho

Novo – Relvinha 1/Caminho Novo – Mana-

das (SGI 520160000000188).

Tabela 4-12 Cavas na média tensão na ilha de

São Jorge

Baixa Tensão


para a Baixa Tensão para a ilha de São Jorge

conforme EN 50160:2010. Da análise da ta-

bela conclui-se que foram registadas 136 ca-

vas, das quais 38% (51 cavas) estão dentro

da área de imunidade para as classes 2 e 3

de equipamentos definida no anexo B da

EN50160.

A análise à Tabela 4-13 permite concluir da

existência de 16 cavas mais severas que to-

das as outras, conforme [2], tendo a sua mai-

oria (81% – 13 cavas) sido registadas na ins-

talação 5PT0001.

As 16 cavas mais severas surgiram na se-

quência de interrupções com origem na dis-

tribuição MT, sendo classificadas quanto ao

tipo e causa da seguinte forma:

14 (87,5%) cavas severas tiveram ori-

gem em interrupções classificadas como do

tipo acidental e causa própria:

Defeitos na linha MT Caminho

Novo – São Pedro (SGI

520160000000200, 520160000000219,

520160000000262, 520160000000293,

520160000000301 e 520160000000371)

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 24 6 4 7 0

80 > u >= 70 1 5 3 7 0

70 > u >= 40 1 6 6 1 0

40 > u >= 5 2 2 6 9 0

5 > u 1 0 0 1 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

75

– neste caso, as cavas foram regista-

das apenas no 5PT0001;

defeitos nas linhas MT Caminho


Manadas (SGI 520160000000145,

520160000000242 e 520160000000300).

Uma das cavas severas resultou de

uma interrupção classificada como do tipo

acidental e causa fortuita: defeitos nas linhas

MT Caminho Novo – São Pedro e Caminho


das (SGI 520160000000188);

A restante cava surgiu na sequência

de uma interrupção do tipo prevista e causa

razões de serviço (SGI 520160000000162).

Tabela 4-13 Cavas na baixa tensão na Ilha São

Jorge

4.4.6.6. Ilha do Pico

Média Tensão

Na Tabela 4-14 são classificadas as cavas de

tensão conforme EN 50160:2010 para a Mé-

dia Tensão para a ilha do Pico, tendo-se re-

gistado 319 cavas de tensão, sendo a sua

maioria (70% – 222 cavas) situada dentro da

área de imunidade para as classes 2 e 3 de

equipamentos definida no anexo B da

EN50160.

A análise à Tabela 4-14 permite concluir da

existência de apenas duas cavas mais seve-

ras, conforme [2], que surgiram na sequência

das seguintes duas interrupções, classifica-

das quanto à origem, tipo e causa do se-

guinte modo:

Origem na distribuição, do tipo aci-

dental e com causa própria: defeito na linha

de distribuição MT São Roque – Santa Luzia

(SGI 620160000000163) – cava registada na

SE Lajes, no barramento de 30 kV;

Origem no transporte, do tipo aciden-

tal e com causa fortuita: disparo da linha de

transporte São Roque – Madalena 1, devido

a uma árvore derrubada por um trator para

cima da referida linha (SGI 620160000000314)

– cava registada na SE Madalena, no barra-

mento de 30 kV.

Tabela 4-14 Cavas na média tensão na Ilha do

Pico

Baixa Tensão



para a ilha do Pico. Pela análise da referida

tabela conclui-se que foram registadas 130

cavas de tensão, das quais 48% (62) estão

dentro da área de imunidade para as clas-

ses 2 e 3 de equipamentos definida no anexo

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 24 13 9 3 0

80 > u >= 70 0 2 7 6 0

70 > u >= 40 0 7 6 3 0

40 > u >= 5 0 6 11 14 0

5 > u 15 6 2 1 1

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 82 28 19 14 0

80 > u >= 70 19 29 4 3 0

70 > u >= 40 31 57 4 0 0

40 > u >= 5 15 6 6 1 0

5 > u 0 0 0 0 1

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

76 76

B da EN50160. Nenhuma cava pode ser con-

siderada como mais gravosa que as outras,

de acordo com [2].

Tabela 4-15 Cavas na baixa tensão na Ilha do

Pico

4.4.6.7. Ilha do Faial

Média Tensão


para o ano 2016, conforme EN 50160:2010,

para a Média Tensão da ilha do Faial, cons-

tatando-se que foram registadas 127 cavas.

A maioria das cavas de tensão (59% – 75 ca-

vas) está dentro da área de imunidade para

as classes 2 e 3 de equipamentos definida no

anexo B da EN50160. Apenas 6% (7) das ca-

vas registadas poderão ser consideradas

como mais gravosas de acordo com [2].

As sete cavas consideradas como mais gra-

vosas resultaram de interrupções classifica-

das quanto à origem, tipo e causa da se-

guinte forma:

Cinco cavas tiveram origem na produ-

ção, sendo do tipo acidental e causa razões

de segurança: saída de paralelo do grupo

térmico 6 na CT de Santa Bárbara (SGI

720160000000223) e interrupção geral (SGI

720160000000126);

As restantes duas cavas consideradas

como severas tiveram origem na distribuição

MT, numa interrupção do tipo acidental e

causa fortuita: defeito na linha Santa Bár-

bara 03, devido a um cabo MT danificado

por uma empresa externa (SGI

720160000000268).


Faial

Baixa Tensão



para a ilha do Faial, contabilizando-se um to-

tal de 46 cavas. Da análise à referida tabela

conclui-se que apenas 20% (9) das cavas re-

gistadas na Baixa Tensão estão dentro da

área de imunidade para as classes 2 e 3 de

equipamentos definida no anexo B da

EN50160.

Das quarenta e seis cavas registadas na

Baixa Tensão, apenas seis (13%) poderão ser

consideradas como mais gravosas, con-

forme [2], sendo que apenas foi possível as-

sociar cinco dessas cavas a interrupções

ocorridas na rede, classificadas relativa-

mente à sua origem, tipo e causa da se-

guinte forma:

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 8 4 6 2 8

80 > u >= 70 13 3 0 0 2

70 > u >= 40 26 9 1 0 0

40 > u >= 5 0 1 3 0 0

5 > u 36 8 0 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 53 2 0 0 0

80 > u >= 70 11 8 1 0 0

70 > u >= 40 1 4 4 1 5

40 > u >= 5 0 2 4 2 0

5 > u 25 2 2 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

77

Três cavas severas tiveram origem na

produção EDA, S.A., na sequência das se-

guintes interrupções:

Tipo acidental e causa razões

de segurança: saída de paralelo do

grupo térmico 6 na CT Santa Bárbara

(SGI 720160000000223);

Tipo acidental e causa própria:

interrupção geral devido a erro de

manobra (SGI 720160000000149).

Duas cavas severas surgiram na se-

quência de uma interrupção com origem na

distribuição MT, do tipo acidental e causa

fortuita: defeito na linha Santa Bárbara 03, re-

sultante de um cabo MT danificado por uma

empresa externa (SGI 720160000000268).

Tabela 4-17 Cavas na baixa tensão na Ilha do

Faial

4.4.6.8. Ilha do Flores

Média Tensão



são na ilha das Flores. Da análise à referida

tabela conclui-se que, das 193 cavas regista-

das, a maioria (64% – 123 cavas) está dentro

da área de imunidade para as classes 2 e 3

de equipamentos definida no anexo B da

EN50160. Observa-se que 4% (8) das cavas

poderão ser consideradas como mais gravo-

sas, conforme [2], tendo surgido na sequên-

cia das seguintes indisponibilidades:

Cinco cavas tiveram origem na produ-

ção externa (EDA Renováveis, S.A. – Central

Hídrica Além Fazenda), associadas a uma in-

terrupção do tipo acidental, causa razões

de segurança: interrupção geral (SGI

820160000000119);

Duas cavas tiveram origem na distribui-

ção MT, na sequência de uma interrupção

classificada como do tipo acidental, causa

própria: defeito na linha Santa Cruz 01 (SGI

820160000000015).

Tabela 4-18 Cavas na média tensão na Ilha das

Flores

Baixa Tensão



da ilha das Flores, de onde se poderá con-

cluir que foram registadas 51 cavas, sendo

que a maioria (55% – 28 cavas) foi registada



B da EN50160.

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 8 0 0 0 0

80 > u >= 70 0 1 0 1 1

70 > u >= 40 0 4 3 0 2

40 > u >= 5 0 1 2 2 1

5 > u 14 3 2 1 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 50 35 24 9 0

80 > u >= 70 0 0 14 10 0

70 > u >= 40 5 5 1 7 1

40 > u >= 5 0 14 1 2 0

5 > u 10 0 0 5 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

78 78

De acordo com [2], 14% (7) das cavas apre-

sentadas na Tabela 4-19 poderão ser consi-

deradas mais gravosas que as outras, sendo

que apenas foi possível identificar a origem

de duas destas cavas mais severas, conclu-

indo-se que estas surgiram na sequência de

uma interrupção com origem na Produção

Externa (EDA Renováveis, S.A. – Central Hí-

drica Além Fazenda), do tipo acidental e

causa razões de serviço: interrupção geral

(SGI 820160000000119).

Tabela 4-19 Cavas na baixa tensão na Ilha das

Flores


Média Tensão



são na ilha do Corvo. Foram registadas 57

cavas, sendo que a maioria destas (56% – 32

cavas) foi registada dentro da área de imu-

nidade para as classes 2 e 3 de equipamen-

tos definida no anexo B da EN50160.

Segundo [2], três (5%) das cavas apresenta-

das na Tabela 4-20 poderão ser considera-

das como mais severas, tendo origem na

produção EDA, S.A., na sequência de inter-

rupções gerais classificadas como do tipo

acidental, com causa razões de segurança

(SGI 920160000000004, 920160000000006 e

920160000000007).


Corvo

Baixa Tensão



da ilha do Corvo, de onde se poderá con-

cluir que foram registadas 40 cavas, das

quais a maioria (55% – 22 cavas) foi registada



B da EN50160.

Conforme [2], três (8%) das cavas apresenta-

das na Tabela 4-21 poderão ser considera-

das como mais severas, tendo-se identifi-

cado a origem para apenas uma delas: in-

terrupção geral com origem na produção

EDA, S.A., do tipo acidental e causa razões

de segurança (SGI 920160000000006).

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 16 4 6 0 0

80 > u >= 70 0 0 3 1 0

70 > u >= 40 2 2 0 0 0

40 > u >= 5 0 2 0 0 1

5 > u 4 3 1 5 1

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 11 8 6 5 0

80 > u >= 70 1 1 2 7 1

70 > u >= 40 0 0 0 2 0

40 > u >= 5 0 0 0 0 0

5 > u 9 1 0 1 2

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

79

Tabela 4-21 - Cavas na baixa tensão na Ilha do

Corvo

4.4.7. Sobretensões

A classificação de sobretensões que se se-

gue foi efetuada com base na extração di-

reta dos registos dos equipamentos de qua-

lidade de onda de tensão, utilizando um in-

tervalo de agregação temporal de 1 minuto.

De referir que nas tabelas que se seguem es-

tão contempladas todas as ocorrências re-

gistadas pelos equipamentos, mesmo que

não tenham afetado clientes por a rede a

jusante estar desligada.

Considerou-se na análise de sobretensões o

documento: Guidelines of Good Practice on

the Implementation and Use of Voltage Qua-

lity Monitoring Systems for Regulatory Purpo-

ses, publicadas a 3 de dezembro 2012 em

conjunto pelo Council of European Energy

Regulators (CEER) e pelo Energy Community

Regulatory Board (ECRB) [1]. No referido do-

cumento é proposta uma curva para sepa-

ração entre major swells e minor swells, ou

seja, entre sobretensões mais gravosas e me-

nos gravosas.

M.Bollen apresentou no 21st CIRED em Frank-

furt, os requisitos utilizados pelo regulador su-

eco para a análise de sobretensões em Vol-

tage Quality Regulation in Sweden (Paper

0168; 21st Internacional Conference on Elec-

tricity Distribution, Frankfurt, 2011) para a

Baixa Tensão (até 1kV) [2], onde define uma

zona C para a qual as sobretensões regista-

das nesta zona poderão danificar equipa-

mentos terminais: i) variação da tensão de

alimentação superior ou igual a 35% da ten-

são declarada; ii) variação da tensão de ali-

mentação superior ou igual a 15% para du-

rações das sobretensões superiores ou iguais

a 5 segundos).

Cruzando a lista de eventos agregados com

aplicações informáticas ao dispor da EDA,

S.A. (Servidor de Arquivo Histórico do SCADA

e Sistema de Gestão de Indisponibilidades –

SGI), são apresentadas as indisponibilidades

que originaram as sobretensões mais seve-

ras, classificando-as quanto à origem, tipo e

causa, segundo o Regulamento de Quali-

dade de Serviço do Setor Elétrico em vigor.

A análise às sobretensões mais severas foi

efetuada correlacionando a lista de eventos

agregados da aplicação de monitorização

da qualidade de onda de tensão (Qweb Re-

port) com aplicações informáticas da EDA,

S.A. (Servidor de Arquivo Histórico do SCADA

e Sistema de Gestão de Indisponibilidades –

SGI), procurando-se identificar as interrup-

ções que originaram estas sobretensões mais

severas, classificando-as quanto à origem,

tipo e causa, segundo o Regulamento de

Qualidade de Serviço do Setor Elétrico em vi-

gor.

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 6 8 3 4 0

80 > u >= 70 0 0 0 1 0

70 > u >= 40 1 1 0 3 1

40 > u >= 5 0 0 0 0 0

5 > u 8 1 1 2 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

80 80

4.4.7.1. Ilha de Santa Maria

Média Tensão

Na Tabela 4-22 são classificadas as sobreten-

sões conforme EN 50160:2010 para a Média

Tensão na ilha de Santa Maria. Utilizando a

metodologia definida em [1], verifica-se que

todas as sobretensões registadas (duas) po-

derão ser consideradas como mais gravosas

– zona a sombreado na Tabela 4-22.

As duas sobretensões mais gravosas surgiram

na sequência de uma interrupção com ori-

gem na distribuição MT, classificada como

do tipo acidental e causa própria: defeito na

linha Aeroporto – Santa Bárbara 1, provo-

cado por vento com intensidade excecional

(SGI 120160000000006).

Tabela 4-22 Sobretensões na média tensão na

ilha de Santa Maria

Baixa Tensão


sões conforme EN 50160:2010 para a Baixa

Tensão na ilha de Santa Maria, verificando-

se a existência de apenas 2 sobretensões,

sendo que apenas uma pode ser conside-

rada como mais severa, conforme [1] – zona

a sombreado.

A sobretensão mais gravosa teve origem na

produção externa (EDA Renováveis, S.A.), re-

sultando de uma interrupção classificada

como do tipo acidental e causa razões de

segurança: deslastre das linhas MT Aeroporto

03 e Aeroporto 04 devido a perda de potên-

cia de geração no parque eólico (SGI

120160000000153).

No entanto, se utilizarmos a metodologia de-

finida em [2], conclui-se que nenhuma das

sobretensões poderá ser classificada como

mais gravosa.

Tabela 4-23 Sobretensões na baixa tensão na ilha

de Santa Maria

4.4.7.2. Ilha de São Miguel

Alta Tensão


sões conforme EN 50160:2010 para o ano de

2016 e para a Alta Tensão na ilha de São Mi-

guel, sendo que as 3 sobretensões foram re-

gistadas no equipamento existente na sub-

estação dos Graminhais.

Utilizando a metodologia definida em [1], ve-

rifica-se que nenhuma das sobretensões re-

gistadas poderá ser considerada como mais

gravosa.

Tabela 4-24 Sobretensões na alta tensão na ilha

de São Miguel

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 0 2 0

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 1 1 0

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 3 0 0

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

81

Média Tensão

Durante o ano 2016, não foi registada qual-

quer sobretensão nos equipamentos de mo-

nitorização da qualidade da onda de ten-

são colocados na Média Tensão, de acordo

com a EN 50160:2010.

Baixa Tensão


sões conforme EN 50160:2010 para o ano

2016 para a Baixa Tensão da ilha de São Mi-

guel. Da análise da referida tabela, verifica-

se a existência de 3 sobretensões que pode-

rão ser consideradas como mais gravosas,

conforme [1], todas registadas no 2PT0059

“Gaiatos”. Estas sobretensões mais gravosas

tiveram origem na distribuição MT, na se-

quência de três interrupções na linha Lagoa

– Vila Franca, classificadas como do tipo aci-

dental e causa própria (SGI

220160000002651, 220160000002653 e

220160000002659).

Recorrendo ao critério de severidade defi-

nido em [2], verifica-se que nenhuma das so-

bretensões poderá ser classificada como

mais gravosa.

Tabela 4-25 Sobretensões baixa tensão na ilha de

São Miguel


Média Tensão



Tensão na ilha Terceira. Da análise à referida

tabela, constata-se que foram registadas

vinte e seis sobretensões, das quais vinte e

uma podem ser consideradas como mais se-

veras, de acordo com [1]. Estas sobretensões

mais severas tiveram origem na produção

EDA, S.A., na sequência de três interrupções

classificadas como do tipo acidental e

causa razões de segurança:

Treze das sobretensões severas regista-

das surgiram na sequência de uma interrup-

ção geral devido à saída de paralelo do

grupo térmico 9 na CT de Belo Jardim (SGI

320160000001646);

Quatro resultaram da saída de para-

lelo do grupo térmico 5 na CT de Belo Jardim

por avaria elétrica, que levou ao deslastre

da linha Vinha Brava – Doze Ribeiras (SGI

320160000000532);

As restantes quatro cavas severas tive-

ram origem na saída de paralelo do grupo

térmico 9 na CT de Belo Jardim devido a

avaria elétrica que resultou em deslastres de

linhas MT (SGI 320160000001494).

Tabela 4-26 Sobretensões na média tensão ilha

Terceira

Baixa Tensão



Tensão da ilha Terceira. Analisando a refe-

rida tabela, verifica-se que foram registadas

quarenta sobretensões, das quais 55% (22)

poderão ser consideradas como mais gravo-

sas, conforme [1].

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 0 3 0

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 4 1 12

120 > u > 110 5 4 0

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

82 82

As cavas mais severas (segundo [1]) surgiram

na sequência das seguintes interrupções

classificadas quanto à origem, tipo e causa

da seguinte forma:

64% das sobretensões mais severas ti-

veram origem na distribuição MT, em inter-

rupções do tipo acidental e causa própria:

defeitos nas linhas de distribuição MT Vinha

Brava – Fontinhas (SGI 320160000001320 e

320160000001792), Praia da Vitória 02 (SGI

320160000001122), Praia da Vitória – Fonti-

nhas (SGI 320160000000837) e Angra do He-

roísmo 03 (320160000002129);

23% dessas sobretensões tiveram ori-

gem na produção EDA, S.A., na sequência

de interrupções do tipo acidental e causa

razões de segurança: saída de paralelo do

grupo térmico 9 na CT Belo Jardim, resul-

tando no deslastre de linhas MT (SGI

320160000001266, 320160000001494 e

320160000001570) ou em interrupção geral

(SGI 320160000001646);

As restantes 13% surgiram na sequên-

cia de interrupções com origem na rede de

transporte, do tipo acidental e causa pró-

pria: defeitos nas linhas de transporte Vinha

Brava – Serra do Cume (SGI

320160000002215) e Praia da Vitória – Serra

do Cume (SGI 320160000000427.


rifica-se que apenas uma das sobretensões

poderá ser classificada como mais gravosas,

tendo sido registada no 3PT0008 “Boa Nova”

na sequência de uma interrupção classifi-

cada como do tipo acidental e causa ra-

zões de segurança, que se deveu à saída de

paralelo do grupo térmico 9 na CT de Belo

Jardim (SGI 320160000001494).

Tabela 4-27 Sobretensões baixa tensão na Ilha

Terceira

4.4.7.4. Ilha Graciosa

Média Tensão



Tensão da ilha Graciosa, constatando-se

que foram registadas nove sobretensões. Uti-

lizando a metodologia definida em [1] veri-

fica-se a ocorrência de sete sobretensões

que poderão ser consideradas como mais

gravosas tendo sido registadas na sequência

de seis interrupções classificadas quanto à

origem, tipo e causa da seguinte forma:

Duas das sobretensões mais severas ti-

veram origem na produção EDA, S.A. na se-

quência de duas interrupções classificadas

da seguinte forma:

Tipo previsto, causa razões de

serviço: interrupção geral, no âmbito

da obra de ampliação da subesta-

ção da CT da Graciosa (SGI

420160000000108);

Tipo acidental, causa razões de

segurança: saída de paralelo do

grupo térmico 7 na CT da Graciosa ori-

ginando o deslastre das linhas MT Qui-

tadouro – Guadalupe 01 e Quitadouro

– Guadalupe 02 (SGI

420160000000114).

As restantes 5 sobretensões surgiram na

sequência de interrupções com origem na

distribuição MT, do tipo acidental e causa

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 18 18 4

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

83

própria: defeitos nas linhas Quitadouro –

Guadalupe 01 (SGI 420160000000093 e

420160000000118), Quitadouro – Guadalupe

02 (SGI 420160000000090) e Quitadouro –

Guadalupe 01/Quitadouro – Guadalupe 02,

linhas acopladas na mesma proteção de-

vido às obras de ampliação da SE da CT do

Quitadouro (SGI 420160000000115).


ilha Graciosa

Baixa Tensão



Tensão da ilha Graciosa, tendo sido regista-

das dezasseis sobretensões.


rifica-se a ocorrência de doze sobretensões

que poderão ser consideradas como mais

gravosas, tendo estas resultado de sete inter-

rupções:

Três das sobretensões mais severas tive-

ram origem na produção EDA, S.A. na se-

quência de duas interrupções classificadas

da seguinte forma:

Tipo previsto, causa razões de

serviço: interrupção geral, no âmbito

da obra de ampliação da SE da CT da

Graciosa (SGI 420160000000108);

Tipo acidental, causa razões de

segurança: saída de paralelo do

grupo térmico 7 na CT da Graciosa ori-

ginando o deslastre das linhas MT Qui-

tadouro – Guadalupe 01 e Quitadouro

– Guadalupe 02 (SGI

420160000000114).

As restantes nove sobretensões surgi-

ram na sequência de interrupções com ori-

gem na distribuição MT, do tipo acidental e

causa própria: defeitos nas linhas Quita-

douro – Guadalupe 01 (SGI

420160000000017, 420160000000099,

420160000000118 e 420160000000132) e Qui-

tadouro – Guadalupe 02 (SGI

420160000000090).

Contudo, se utilizarmos a metodologia des-

crita em [2], conclui-se que nenhuma das so-

bretensões registadas na Tabela 4-29 pode

ser considerada como mais gravosa.

Tabela 4-29 Sobretensões baixa tensão na ilha

Graciosa

4.4.7.5. Ilha São Jorge

Média Tensão



Tensão da ilha de São Jorge, onde se cons-

tata que foram registadas vinte sobreten-

sões. Utilizando a metodologia definida em

[1], verifica-se a ocorrência de doze sobre-

tensões que poderão ser consideradas

como mais gravosas, tendo estas sido regis-

tadas na sequência das seguintes interrup-

ções com origem na distribuição e classifica-

das da seguinte forma:

Tipo acidental, de causa própria: de-

feito nas linhas de distribuição Caminho

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 1 0

120 > u > 110 2 6 0

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 2 0

120 > u > 110 4 10 0

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

84 84


das (SGI 520160000000002, 520160000000020,

520160000000222, 520160000000242,

520160000000300 e 520160000000360), Cami-

nho Novo – Relvinha 2 (SGI 520160000000072)

e Caminho Novo – São Pedro (SGI

520160000000301);

Tipo acidental, de causa fortuita: de-

feito nas linhas Caminho Novo – Relvinha

1/Caminho Novo – Manadas e Caminho

Novo – São Pedro (SGI 520160000000188).


ilha de São Jorge

Baixa Tensão



Tensão da ilha de São Jorge, observando-se

que foram registadas sessenta e uma sobre-

tensões. Utilizando a metodologia definida

em [1], verifica-se a ocorrência de cin-

quenta e duas sobretensões que poderão

ser consideradas como mais gravosas, tendo

sido registadas na sequência das seguintes

interrupções classificadas da seguinte forma:

Origem Produção EDA, S.A. (2 sobretensões)

Tipo acidental, de causa razões de se-

gurança: saída de paralelo do grupo tér-

mico 7 na CT Caminho Novo, originando o

deslastre por mínima frequência da linha Ca-

minho Novo – Relvinha 1/Caminho Novo –

Manadas (SGI 520160000000357).

Origem Distribuição (50 sobretensões)

82% (41) das sobretensões com origem

na distribuição resultaram de interrupções

do tipo acidental e causa própria devido a

defeitos nas linhas MT:

Caminho Novo – Relvinha

1/Caminho Novo – Manadas (SGI

520160000000145, 520160000000146,

520160000000193, 520160000000207,

520160000000222, 520160000000242,

520160000000300 e 520160000000360);

Caminho Novo – São Pedro

(520160000000191, 520160000000200,

520160000000219, 520160000000293,

520160000000301 e 520160000000307,

520160000000371);

Caminho Novo – Relvinha 2 (SGI

520160000000072 e 520160000000129);

Relvinha – Topo (SGI

520160000000269, 520160000000281,

520160000000322, 520160000000326 e

520160000000330).

As restantes sobretensões (9) com ori-

gem na distribuição surgiram na sequência

de interrupções do tipo acidental e causa

fortuita:

Defeitos nas linhas MT Caminho


Manadas e Caminho Novo – São Pe-

dro (SGI 520160000000188);

Defeitos na linha MT Relvinha –

Topo devido a vento com intensidade

excecional (520160000000284,

520160000000285, 520160000000286 e

520160000000361).

No entanto, se utilizada a metodologia des-

crita em [2] conclui-se que são vinte e uma

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 8 12 0

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

85

as sobretensões que podem ser considera-

das como mais gravosas, tendo estas sido re-

gistadas na sequência de interrupções com

origem na distribuição e classificadas

quanto ao tipo e causa da seguinte forma:

Tipo acidental, de causa própria (41

sobretensões): defeitos nas linhas MT Cami-

nho Novo – Relvinha 1/Caminho Novo – Ma-

nadas (SGI 520160000000145,

520160000000207, 520160000000222,

520160000000242 e 520160000000300), Cami-

nho Novo – Relvinha 2 (SGI 520160000000072)

e Relvinha – Topo (520160000000281);

Tipo acidental, de causa fortuita (9 so-

bretensões): defeito na linha MT Relvinha –

Topo devido a vento com intensidade exce-

cional (SGI 520160000000361).

Tabela 4-31 Sobretensões baixa tensão na ilha de

São Jorge

4.4.7.6. Ilha do Pico

Média Tensão


sões conforme EN 50160:2010 para a ilha do

Pico na Média Tensão, de onde se observa

que foram registadas dezasseis sobreten-

sões. Da análise à referida tabela e utilizando

a metodologia definida em [1], conclui-se

da existência doze sobretensões que podem

ser consideradas como mais severas, tendo

sido registadas na sequência das seguintes

interrupções classificadas quanto à origem,

tipo e causa da seguinte forma:

83% (10) das sobretensões severas tive-

ram origem em duas interrupções com ori-

gem na produção EDA, S.A., ambas classifi-

cadas como do tipo acidental e causa ra-

zões de segurança: saída de paralelo, na CT

do Pico, do grupo térmico 6 (SGI

620160000000104 e 620160000000333) e do

grupo térmico 4 (SGI 620160000000281);

As restantes sobretensões (17% – 2 so-

bretensões) surgiram na sequência de uma

interrupção com origem no transporte, do

tipo acidental e causa fortuita: defeito na li-

nha de transporte São Roque – Lajes (SGI

620160000000323).

Tabela 4-32 – Sobretensões na média tensão na

ilha do Pico

Baixa Tensão



Tensão da ilha do Pico, observando-se que

foram registadas onze sobretensões, das

quais oito podem ser consideradas sobreten-

sões mais severas, de acordo com [1].

As cinco sobretensões mais severas, surgiram

na sequência das seguintes interrupções,

classificadas à origem, tipo e causa da se-

guinte forma:

Três das sobretensões severas tiveram

origem na rede de transporte, em interrup-

ções classificadas como do tipo acidental e

causa fortuita: defeitos nas linhas de trans-

porte São Roque – Madalena 1 (SGI

620160000000314) e São Roque – Lajes 1 (SGI

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 1 0

120 > u > 110 9 25 26

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 4 8 4

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

86 86

620160000000323), sendo que ambas resulta-

ram de “rebentamentos” de linha durante a

realização de trabalhos, por entidade ex-

terna à EDA, S.A., de abate/decote de árvo-

res;

Uma sobretensão severa surgiu na se-

quência de uma interrupção com origem na

distribuição MT, sendo classificada como do

tipo acidental e causa própria: defeito na li-

nha de distribuição Lajes – São Mateus (SGI

620160000000377);

A outra sobretensão severa resultou de

uma interrupção com origem na produção


de segurança: saída de paralelo do grupo

térmico 6 na CT do Pico (SGI

620160000000333).

Desagregando a informação da Tabela

4-33, conforme documento em [2], conclui-

se que três das sobretensões registadas per-

tencem à zona C, tendo sido registadas na

sequência das seguintes indisponibilidades,


do seguinte modo:

Duas das sobretensões mais severas

surgiram na sequência de uma interrupção

com origem na rede de transporte, do tipo

acidental e causa fortuita (SGI

620160000000323);

A restante sobretensão resultou de



de segurança (SGI 620160000000333);

Tabela 4-33 Sobretensões baixa tensão na ilha do

Pico

4.4.7.7. Ilha do Faial

Média Tensão



Tensão da ilha do Faial. Da análise à referida

tabela conclui-se que, das três sobretensões

registadas, nenhuma pode ser considerada

como mais severa utilizando a metodologia

definida em [1].

Tabela 4-34 Sobretensões média tensão na ilha

do Faial

Baixa Tensão



Tensão da ilha do Faial. Utilizando a metodo-

logia definida em [1], verifica-se que as duas

sobretensões registadas podeerão ser consi-

deradas como mais gravosas, ambas regis-

tadas na instalação 7PT0038 “Consul D’Ab-

ney”, tendo resultado de duas interrupções

com origem na produção EDA, S.A., sendo

ambas do tipo acidental e com causa ra-

zões de segurança: interrupção geral provo-

cado pela saída de paralelo do grupo tér-

mico 7 e, posteriormente, do grupo térmico

6 na CT de Santa Bárbara(SGI

720160000000126); saída de paralelo do

grupo térmico 6 na CT de Santa Bárbara que

originou deslastres de linhas de distribuição

por mínima frequência (SGI

720160000000223).

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 3 2 6

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 3 0 0

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

87

Desagregando a informação da Tabela 4-35

conforme o documento em [2] conclui-se

que nenhuma das duas sobretensões regis-

tadas pode ser considerada como mais gra-

vosa.

Tabela 4-35 Sobretensões baixa tensão na ilha do

Faial

4.4.7.8. Ilha de Flores

Média Tensão



Tensão da ilha das Flores, tendo sido regista-

das dezoito sobretensões, das quais dezas-

sete podem ser classificadas como mais gra-

vosas conforme [1].

As sobretensões mais severas (segundo [1]),

resultaram das seguintes indisponibilidades


do seguinte modo:

94% (16) das sobretensões tiveram ori-

gem em interrupções com origem na produ-

ção externa (EDA Renováveis, S.A.), classifi-

cadas como do tipo acidental e causa ra-

zões de segurança: deslastre de linhas de

distribuição durante ensaios com a Central

Hídrica Além Fazenda (SGI 820160000000089)

e interrupção geral (SGI 820160000000119);

A sobretensão restante mais gravosa

resultou de uma interrupção com origem na

distribuição, sendo do tipo acidental e

causa própria: defeito na linha Lajes – Morro

Alto (SGI 820160000000122).


ilha das Flores

Baixa Tensão



Tensão da ilha das Flores. Utilizando a meto-

dologia definida em [1], verifica-se que, das

nove sobretensões registadas, quatro po-

dem ser consideradas como mais gravosas,

tendo sido possível apenas identificar a ori-

gem de três dessas sobretensões como

tendo origem nas seguintes interrupções


da seguinte forma:

Duas das sobretensões mais severas ti-

veram origem numa interrupção com ori-

gem na produção externa (EDA Renováveis,

S.A.), sendo do tipo acidental e causa razões

de segurança: deslastre de linhas de distri-

buição durante ensaios com a Central Hí-

drica Além Fazenda (SGI 820160000000089);

Uma das sobretensões mais gravosas

resultou de uma indisponibilidade com ori-

gem na distribuição, classificada como do

tipo acidental e causa própria: defeito na li-

nha Lajes – Morro Alto (SGI

820160000000122).

Se utilizarmos a metodologia apresentada

em [2], conclui-se que apenas uma das so-

bretensões pode ser considerada como mais

gravosa, tendo esta sido registada no

8PT0008 “Vila das Lajes” na sequência de


10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 0 2 0

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 5 2

120 > u > 110 1 7 3

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

88 88

externa (EDA Renováveis, S.A.), sendo classi-

ficada como do tipo acidental e causa ra-

zões de segurança: deslastre de linhas de

distribuição durante ensaios com a Central

Hídrica Além Fazenda (SGI

820160000000089).


das Flores


Média Tensão



Tensão da ilha do Corvo, tendo sido regista-

das duas sobretensões, uma das quais po-

derá ser considerada mais severa, conforme

[1].

A sobretensão considerada como mais se-

vera conforme [1] resultou de uma indisponi-

bilidade com origem na produção EDA, S.A.,

sendo classificada como do tipo acidental,

causa razões de segurança: interrupção ge-

ral (SGI 920160000000002).


ilha do Corvo

Baixa Tensão



Tensão da ilha do Corvo, de onde se poderá

concluir que, das dez sobretensões regista-

das, cinco poderão ser consideradas como

mais severas, segundo [1], sendo que ape-

nas foi possível identificar a indisponibilidade

que deu origem a uma dessas sobretensões.

Esta indisponibilidade teve origem na rede

de distribuição, sendo classificada como do

tipo prevista e causa razões de serviço: mon-

tagem de uma nova cela MT no 9PT0001

“Vila Nova do Corvo”, para posterior ligação

de um novo PT (SGI 920160000000003).

Utilizando a metodologia definida em [2],

constata-se que apenas duas das sobreten-

sões podem ser consideradas como mais

gravosas que as restantes, sendo que não foi

possível identificar a origem destas sobreten-

sões.


do Corvo

4.4.8. Evolução da Qualidade

da Onda de Tensão

Na tabela seguinte, apresenta-se a sín-

tese dos pontos de entrega onde se verifica-

ram incumprimentos dos limites regulamen-

tares das características da onda de tensão

no período de 2007-2016.

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 5 3 1

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 1 1 0

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 2 1 0

120 > u > 110 5 1 1

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

89

Plt – Tremulação; H5- Harmónica 5; H9- Harmónica 9; H15- Harmónica 15; H21- Harmónica 21; Desql.-Desequilíbrio

Tabela 4-40- Síntese dos pontos de entrega onde se verificaram incumprimentos dos limites regulamentares

das características da onda de tensão no período de 2007-2016.

I lha Equipamento 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

S.M IGUEL PT2PT0045

H5+H15

2PT0391

H5

2PT0299

H15

2PT0103

H5+H9

+H15

2PT0224

H15

2PT0014

H15

S.M IGUEL PT2PT0408

Plt

TERCEIRASE Angra 15kV

B1H5

TERCEIRASE Angra 15kV

B2H5 H5 H5

TERCEIRA PT

3PT0080

Plt

H9+H15

+H21

3PT0203

H5

3PT0210

H5

TERCEIRA PT3PT0159

H5

TERCEIRA PT3PT0180

H5

TERCEIRA PT3PT0012

H5

3PT0016

Plt

3PT0210

Plt

3PT0008

Plt

Graciosa PT4PT0010

Plt

4PT0026

Plt

São JorgeCT Caminho

Novo

São Jorge PT5PT0040

Plt

5PT0032

Plt

5PT0036

Plt

5PT0039

Plt

5PT0039

Plt

Pico PT6PT0014

Plt

6PT0013

Plt

6PT0054

H15

6PT0126

Plt

6PT0027

H5

Faial PT7PT0008

Plt

Flores PT8PT0007

Plt

8PT0009

Plt

8PT0001

H5

Flores

SE Além

Fazenda 15kV

B1

Desql. Desql. Desql. Desql. Desql.

CorvoSE Corvo 15kV

B1Plt Plt Plt Plt Plt Plt Plt Plt Plt

Corvo 9PT0001 Plt

90 90

4.4.8.1. Referências bibliográfi-

cas

1. Council of European Energy Regulators e

Energy Community Regulatory Board

(CEER/ECRB). Guidelines of Good Practice

on the Implementation and Use of Voltage

Quality Monitoring Systems for Regulatory

Purposes. 2012.

2. M.Bollen. Voltage Quality Regulation in

Sweden. Paper 0168; 21st Internacional Con-

ference on Electricity Distribution (CIRED).

2011.

91

5. Principais incidentes

5.1. Principais incidentes por ilha

Neste capítulo é apresentada uma explica-

ção sintética sobre os incidentes mais relevan-

tes, sejam intervenções programadas ou situa-

ções acidentais. A seleção destes incidentes

foi definida pelo indicador SAIDI.

5.1.1. Santa Maria

23 de janeiro

No dia 23 de janeiro constatou-se o disparo da

linha MT ASB1 (Aeroporto Santa Bárbara 1),

motivado pelo desprendimento, por quebra

junto ao terminal, de um arco condutor

(“shunt”) do seccionador 2010, instalado no

apoio ASB1 19. Esta ocorrência deveu-se aos

fortes ventos sentidos na zona, tendo provo-

cado a atuação da proteção de máxima in-

tensidade homopolar.

Dadas as condições climatéricas adversas

que à data se faziam sentir, a ocorrência em

análise foi resolvida provisoriamente neste dia,

tendo-se procedido à reparação definitiva no

dia seguinte.

O incidente, com início às 19:02 e termo às

19:10, afetou 18 pontos de entrega da rede de

média tensão e 845 locais de consumo. O

tempo de interrupção foi de oito minutos.

24 de janeiro

Este evento está relacionado com a indisponi-

bilidade mencionada no ponto anterior, e de-

veu-se à necessidade de reparar definitiva-

mente a avaria ocorrida no dia anterior.

Esta ocorrência, com início às 08:23 e termo às


média tensão e 528 locais de consumo. O

tempo de interrupção foi de vinte e seis minu-

tos.

28 de junho

No dia 28 de junho, na sequência de trabalhos

programados para a parametrização das pro-

teções do painel 103 destinado à nova linha

MT ASB3 (Aeroporto Santa Bárbara 3), o inter-

barras abriu por falha de disjuntor, na sequên-

cia de um erro de manobra.

Esta ocorrência, com início às 11:04 e termo às


média tensão e 1 145 locais de consumo, com

um tempo de interrupção de dois minutos.

10 de setembro

No dia 10 de setembro constatou-se o disparo

da linha MT ASB2 (Aeroporto Santa Bárbara 2)

por atuação da proteção de máxima intensi-

dade homopolar. Por este motivo e uma vez

que existia a indicação que um isolador do

seccionador 2017 se encontrava em muito

mau estado, procedeu-se à substituição do

mesmo, tendo ficado a linha ligada no seu re-

gime normal de exploração.



média tensão e 659 locais de consumo, com

tempos de interrupção entre os quarenta e

três minutos e as duas horas.

12 de setembro

No dia 12 de setembro, dois dias após a ocor-

rência anterior, voltou-se a constatar o disparo

da linha MT ASB2 por atuação da proteção de

máxima intensidade homopolar. Procedeu-se

a uma pesquisa exaustiva ao longo de toda a

linha e encontrou-se um isolador partido no

apoio ASB2 10 1. Tendo em consideração os

eventos reportados na ocorrência anterior,

92 92

possivelmente a causa de ambas as ocorrên-

cias terá sido a mesma, ou seja, o isolador par-

tido no apoio ASB2 10 1.




tempos de interrupção entre os trinta e três mi-

nutos e as duas horas e trinta e dois minutos.

28 de setembro

No dia 28 de setembro constatou-se o disparo

da linha MT ASB1 devido a um isolador partido,

no apoio ASB1 34 5, tendo provocado a atua-

ção da proteção de máxima intensidade ho-

mopolar.




tempos de interrupção entre os quatorze mi-

nutos e as duas horas e dezassete minutos.

5.1.2. São Miguel

Zonas de qualidade do tipo A

14 de janeiro

No dia 14 de janeiro de 2016 ocorreu o disparo

do transformador de potência (TP2 60/10 kV)

na SE do Aeroporto por avaria do relé de pro-

teção do transformador de média tensão,

provocando o disparo dos disjuntores das saí-

das AR01, AR02 e AR03 (linhas MT Aeroporto 1,

2 e 3) por mínimo tensão.

Verificado às 10:32, este incidente provocou a

interrupção do fornecimento de energia a 7%

dos PdE da rede MT, com tempos compreen-

didos entre oito e vinte e dois minutos. Foram

afetados 4 215 locais de consumo.

27 de setembro

No dia 27 de setembro de 2016 ocorreu o dis-

paro do disjuntor Aeroporto 1 com MIH (má-

ximo de intensidade homopolar), provocado

pela atuação de dois fusíveis MT no PT 86.




didos entre onze e quarenta e três minutos. Fo-

ram afetados 814 locais de consumo.

6 de outubro

No dia 6 de outubro de 2016 ocorreu o disparo

da cela de proteção do transformador do PT

337, pela atuação de um fusível MT.



dos PdE da rede MT, com tempo de interrup-

ção de uma hora e trinta e quatro minutos. Fo-

ram afetados 288 locais de consumo, todos cli-

entes BT.

Zonas de qualidade do tipo B

15 de janeiro

No dia 15 de janeiro de 2016 ocorreu o disparo

do disjuntor da linha Foros-Calhetas sinali-

zando MIF (máximo de intensidade de fase) e

terras resistivas, provocado pela avaria de

uma caixa terminal fim de cabo no PT 1428.



dos PdE (ponto de entrega) da rede MT, com

tempos compreendidos entre cinquenta mi-

nutos e uma hora e seis minutos. Foram afeta-

dos 3 282 locais de consumo.

15 de março

No dia 15 de março de 2016, na sequência de

trabalhos programados, não foi possível o fe-

cho de arcos em TET (trabalhos em tensão),

para religação do PT 1340, devido à existência

de vento com intensidade excecional. Este

facto foi avaliado às 15:49.

Tratando-se de uma instalação que alimenta

diversos pontos de ordenha de uma empresa

de lacticínios, foi contactado o cliente dando-

lhe conhecimento da falta de condições para

a religação em TET. Foi acordada a desliga-

ção de troço da linha Milhafres-Remédios,

93

onde se incluem mais instalações daquela

empresa, a partir das 17:30, para permitir a re-

colha de leite das ordenhas afetadas.

Este incidente, verificado às 15:49, provocou a



ção de quarenta e dois minutos. Foram afeta-

dos 27 locais de consumo.

23 de outubro

No dia 23 de outubro de 2016 ocorreu um dis-

paro intempestivo do disjuntor da linha Foros-

Ribeirinha sinalizando MIF, provocando a sa-

ída de paralelo da central geotérmica do Pico

Vermelho, deslastrando as linhas Foros/Nor-

deste, Milhafres/Capelas e Milhafres/Sete Ci-

dades, por razões não identificadas.


interrupção do fornecimento de energia a

21% dos PdE da rede MT, com tempos com-

preendidos entre quinze e vinte e um minutos.

Foram afetados 12 104 locais de consumo.

Zonas de qualidade do tipo C

6 de fevereiro

No dia 6 de fevereiro de 2016, ocorreu um dis-

paro intempestivo do disjuntor da linha Vila

Franca/Furnas a 30 KV e consequentemente,

no PS Furnas, do disjuntor da saída Furnas 01

por mínimo de tensão, por razões não identifi-

cadas.




ção de quarenta e três minutos. Foram afeta-

dos 4 266 locais de consumo.

19 de julho

No dia 19 de julho de 2016, e na sequência de

manobras de pesquisa de avaria na linha La-

goa-Cabouco, num dos ensaios a proteção

diferencial do TP2 60/30 KV da SE Lagoa teve

uma atuação intempestiva, provocando o

disparo do respetivo disjuntor e consequente-

mente o disparo dos disjuntores das linhas La-

goa-Livramento e Lagoa-Vila Franca.


interrupção do fornecimento de energia a

11% dos PdE da rede MT, com tempos com-

preendidos entre dezassete e trinta e cinco mi-

nutos. Foram afetados 11 110 locais de con-

sumo.

19 de julho

No dia 19 de julho de 2016 ocorreu o disparo

do disjuntor da linha Lagoa-Cabouco sinali-

zando MIF e MIH, provocado pela avaria de

uma cela MT do PT 1422.




didos entre uma hora e seis minutos e uma

hora e nove minutos. Foram afetados 867 lo-

cais de consumo.

29 de setembro

No dia 29 de setembro de 2016 ocorreu um dis-

paro do disjuntor da linha Milhafres-Sete Cida-

des, sinalizando MIF e MIH, provocado por

quebra de uma linha e consequente torção

de apoio MT, no ramal para o PT 193-Rua Di-

reita, Pilar da Bretanha.




didos entre quarenta minutos e três horas e

trinta e oito minutos. Foram afetados 3 849 lo-

cais de consumo.

23 de outubro

O mesmo incidente referido para as zonas de

qualidade do tipo B nesta data, afetou, tam-

bém, várias zonas de qualidade do tipo C.

94 94

3 de dezembro

No dia 3 de dezembro de 2016 ocorreu um dis-

paro do disjuntor da linha Milhafres-Livra-

mento, sinalizando MIH e terra, provocado por

quebra de uma linha no ramal para o PT 1228.




didos entre vinte e nove minutos e uma hora e

quarenta e três minutos. Foram afetados 632

locais de consumo.

5.1.3. Terceira


10 de junho

No dia 10 de junho, pelas 10:33, verificou-se

uma avaria na linha de média tensão Angra

do Heroísmo 03. Esta indisponibilidade foi pro-

vocada por uma avaria no cabo subterrâneo

entre o PT 1147 e o PT 181, devido a interven-

ção de terceiro no subsolo.

A ocorrência atingiu 7% dos clientes MT e teve

tempos de interrupção que variaram entre

quatro minutos e uma hora e vinte e oito minu-

tos. Foram afetados 993 locais de consumo.

23 de julho

No dia 23 de julho pelas 10:40, verificou-se


do Heroísmo 03.

Esta avaria foi provocada devido ao erro de

manobras no âmbito da manutenção ao PT

1165 (manutenção executada por emprei-

teiro contratado pelo proprietário do PT),

tendo sido fechado o seccionador de terra da

cela de anel da linha de média tensão.

Como ação corretiva/preventiva, foram insta-

lados cadeados para evitar este tipo de ma-

nobra.

O incidente atingiu 7% dos clientes MT e teve


sete minutos e cinquenta e cinco minutos. Fo-

ram afetados 995 locais de consumo.

6 de agosto

No dia 6 de agosto, pelas 2:24, verificou-se


do Heroísmo 05.

Esta indisponibilidade foi provocada por uma

avaria no cabo subterrâneo entre o PT 11 e o

PT 1013. Não foi possível configurar a linha de

forma a alimentar os PT, devido à avaria de

outro cabo subterrâneo a jusante deste troço.

Este troço encontra-se em fase de construção.


tempos de interrupção que variaram entre um

minuto e oito horas e trinta e nove minutos. Fo-

ram afetados 1 259 locais de consumo.

13 de agosto

No dia 13 de agosto, pelas 08;03, verificou-se

uma avaria na linha Vinha Brava – Fontinhas.

Esta avaria foi provocada devido a um erro de

manobras, no âmbito da manutenção ao PT

1207 (manutenção executada por emprei-

teiro contratado pelo proprietário do PT),

tendo sido fechado o seccionador de terra da

cela de chegada da linha de média tensão.

Como ação corretiva/preventiva, foram insta-

lados cadeados para evitar este tipo de ma-

nobra.



vinte e cinco minutos e duas horas. Foram afe-

tados 229 locais de consumo.

1 de novembro

No dia 1 de novembro pelas 07:03, verificou-se

uma avaria na linha Vinha Brava – Fontinhas.

Disparo, na SE da Vinha Brava, da linha Vinha

Brava - Fontinhas por MIF. Foram executados

trabalhos de seccionamento para deteção

da avaria, não se tendo encontrado a causa

95

da indisponibilidade. Depois foi-se ligando

troço a troço e a linha ficou ligada.



cinquenta minutos e uma hora e quarenta e

um minutos. Foram afetados 230 locais de

consumo.

16 de dezembro

No dia 16 de dezembro pelas 08:21, verificou-

se uma avaria na linha de média tensão An-

gra do Heroísmo 03.

Foram executados trabalhos de secciona-

mento para deteção da avaria, tendo-se veri-

ficado que a causa da indisponibilidade era

uma cela de proteção ao transformador de

um PT de cliente.



oito minutos e uma hora e dez minutos. Foram

afetados 987 locais de consumo.

Zonas de qualidade do tipo B

8 de junho

No dia 8 de junho pelas 11:45 verificou-se uma

avaria na linha de média tensão Praia da Vi-

tória 01. Esta indisponibilidade foi provocada

por uma avaria no cabo subterrâneo entre o

PT 1162 e o PT 59.



cinquenta e um minutos e uma hora e três mi-

nutos. Foram afetados 646 locais de consumo.

17 de novembro

No dia 17 de novembro pelas 13:32, verificou-

se uma avaria na linha Praia da Vitória – Fonti-

nhas. Disparo, na SE da Vinha Brava, da linha

Vinha Brava - Fontinhas por MIF e MIH. Esta

avaria foi provocada pelo rebentamento de

uma linha do ramal do PT 1212. A avaria foi

provocada pelo número elevado de pombos.

O ramal de alimentação ao PT 1212, ficou des-

ligado até ao dia seguinte para trabalhos de

reparação por acordo com o cliente, visto tra-

tar-se de uma sala de ordenha.

A ocorrência atingiu 10% dos clientes MT e

teve tempos de interrupção que variaram en-

tre os dezassete minutos e vinte e três horas.

Foram afetados 1 004 locais de consumo.

Zonas de qualidade do tipo C

2 de fevereiro

A 2 de fevereiro, pelas 13:18, ocorreu o deslas-

tre das linhas de MT Quatro Ribeiras – Vila

Nova, Quatro Ribeiras - Doze Ribeiras e Vinha

Brava – Doze Ribeiras devido a disparo do

grupo 5 na CTBJ (central térmica de Belo Jar-

dim).

O disparo do grupo foi provocado por um

curto-circuito nas réguas de ligação do sis-

tema de corrente contínua do alternador. Ve-

rificou-se que existia uma vibração excessiva

no alternador, que provocou a rutura do isola-

mento e dos condutores, causando o curto-

circuito.

O problema da vibração foi reduzido pela

adoção de um sistema de fixação dos cabos

mais flexível e com maior capacidade de ab-

sorção das vibrações.

Este incidente provocou a interrupção do for-

necimento de energia a 13 438 locais de con-

sumo, com tempos que variaram entre doze e

vinte e três minutos.

12 de abril

A 12 de abril, pelas 19:30, ocorreu o deslastre

das linhas MT Vinha Brava – Porto Judeu, Vinha

Brava – Doze Ribeiras, Praia da Vitória – Porto

Judeu, Quatro Ribeiras – Vila Nova e Quatro Ri-

beiras – Doze Ribeiras devido a disparo do

grupo 5 na CTBJ. O disparo do grupo foi pro-

vocado por erro de manobra do operador,

que estava a retirar outro grupo de paralelo.

96 96



sumo, com tempos que variaram entre nove e

onze minutos.

20 de abril

A 20 de Abril, pelas 06:58, ocorreu o deslastre

das linhas MT Praia da Vitória – Vila Nova, Praia

da Vitória – Porto Judeu, Praia da Vitória – Fon-

tinhas, Vinha Brava – Fontinhas, Vinha Brava –

Porto Judeu, Vinha Brava – Doze Ribeiras, Vi-

nha Brava - São Mateus, Quatro Ribeiras –

Doze Ribeiras e Quatro Ribeiras – Vila Nova de-

vido a disparo do grupo 10 na CTBJ.

O disparo do grupo foi provocado por atua-

ção de proteção de deteção de nuvem de

óleo no cárter. Após inspeção ao grupo e au-

xiliares, não foi detetada nenhuma anomalia,

pelo que se considera atuação intempestiva

da proteção.




os dez minutos.

27 de maio

A 27 de maio, pelas 15:50, ocorreu o deslastre

das LMT Quatro Ribeiras – Vila Nova, Quatro Ri-

beiras - Doze Ribeiras, Praia da Vitória – Vila

Nova, Praia da Vitória – Porto Judeu, Praia da

Vitória – Fontinhas, Praia da Vitória 02, Vinha

Brava – Porto Judeu, Vinha Brava – Doze Ribei-

ras e Vinha Brava - São Mateus devido a dis-

paro do grupo 9 na CTBJ.

O disparo do grupo foi provocado por avaria

no módulo eletrónico do atuador do regula-

dor de velocidade.



sumo, com tempos que variaram entre os qua-

tro e os doze minutos.

27 de junho

A 27 de junho, pelas 09:51, ocorreu o deslastre

das linhas MT Quatro Ribeiras – Vila Nova, Qua-

tro Ribeiras - Doze Ribeiras e Vinha Brava –

Doze Ribeiras devido a disparo do grupo 7 na

CTBJ.


ção da proteção mecânica de baixa pressão

de água de refrigeração AT. O grupo tinha

acabado de ser colocado em paralelo para

substituição de outra unidade que se encon-

trava com avaria.



sumo, com tempos que variaram entre treze e

dezanove minutos.

30 de julho

A 29 de setembro, pelas 12:09, ocorreu o des-

lastre das linhas MT Quatro Ribeiras – Vila Nova,

Quatro Ribeiras - Doze Ribeiras, Vinha Brava –


nha Brava - São Mateus, Vinha Brava 02, Angra

do Heroísmo 02, Angra do Heroísmo 03, Angra

do Heroísmo 05, Praia da Vitória – Vila Nova,

Praia da Vitória – Porto Judeu, Praia da Vitória

– Fontinhas, Praia da Vitória 01 e Praia da Vitó-

ria 02 devido a disparo do grupo 9 na CTBJ.

O disparo do grupo deveu-se a avaria na

fonte de alimentação do autómato de con-

trolo do grupo. Esta avaria causou igualmente

danos num dos conversores de velocidade,

tendo também sido substituído.



sumo, com tempos que variaram entre um e

nove minutos.

30 de julho

A 30 de julho, pelas 14:38, ocorreu o deslastre

das linhas MT Quatro Ribeiras – Vila Nova, Qua-

tro Ribeiras - Doze Ribeiras, Vinha Brava – Fon-

tinhas, Vinha Brava – Porto Judeu, Vinha Brava

– Doze Ribeiras, Vinha Brava - São Mateus,

97

Praia da Vitória – Vila Nova, Praia da Vitória –

Porto Judeu, Praia da Vitória – Fontinhas, Praia

da Vitória 01 e Praia da Vitória 02 devido a dis-

paro do grupo 9 na CTBJ.






da proteção.




quinze minutos.

11 de outubro

A 11 de outubro, pelas 17:11, ocorreu o deslas-

tre das linhas MT Quatro Ribeiras – Vila Nova,

Quatro Ribeiras - Doze Ribeiras, Vinha Brava –


nha Brava - São Mateus, Vinha Brava - Fonti-

nhas, Praia da Vitória – Vila Nova, Praia da Vi-

tória – Porto Judeu, Praia da Vitória – Fonti-

nhas, Praia da Vitória 01 e Praia da Vitória 02

devido a disparo do grupo 9 na CTBJ.






da proteção.



sumo, com tempos que variaram entre cinco

e dez minutos.

17 de outubro

A 17 de outubro, pelas 09:59, ocorreu o deslas-

tre das linhas MT Quatro Ribeiras – Vila Nova,

Quatro Ribeiras - Doze Ribeiras, Praia da Vitó-

ria – Porto Judeu, Vinha Brava – Porto Judeu e

Vinha Brava – Doze Ribeiras devido a disparo

do grupo 10 na CTBJ.



óleo no cárter. O grupo estava parado há al-

guns dias e no arranque não foram observa-

das as indicações de descativação temporá-

ria do disparo por atuação desta proteção.



sumo, com tempos que variaram entre cinco

e dez minutos.

23 de outubro

A 23 de Outubro, pelas 10:33, ocorreu uma in-

terrupção geral devido a disparo do grupo 9

na CTBJ.






da proteção.

O grupo 7 disparou após sete segundos, pro-

vocando a interrupção geral.

Verificaram-se várias falhas na reposição do

sistema, quer da parte da CTBJ, quer de outros

envolvidos. No que respeita à CTBJ, verifica-

ram-se problemas no arranque dos grupos de

emergência, no fecho dos disjuntores das ce-

las de linha e instabilidade no controle de fre-

quência e tensão no inicio das ligações.



sumo, com tempos que variaram entre uma

hora e vinte e sete minutos e cinco horas e

trinta minutos.

5.1.4. Graciosa

7 de janeiro

A 7 de janeiro deu-se o disparo da linha de

média tensão QG01 (Quitadouro Guadalupe

01) provocada por um isolador partido. Após

a reparação da avaria, verificação e registo;

98 98

procedeu-se às manobras para religação da

referida linha.

O incidente, ocorrido pelas 08:32, afetou 25%

dos pontos de entrega da rede de média ten-

são, com tempos que variaram entre dezoito

minutos e duas horas e trinta e oito minutos,

atingindo 1 240 locais de consumo.

11 de março

A dia 11 de março verificou-se um disparo da

linha QG01 (Quitadouro Guadalupe 01) e

QS01 (Quitadouro Santa Cruz 01) por atuação

da proteção devido ao arranque homopolar.

Após a normalização dos valores elétricos, ve-

rificação e registo; procedeu-se às manobras

para religação da referida linha.

As linhas estavam em anel, devido a trabalhos

na rede, provocando por isso o disparo das

duas linhas.



são, com tempos de interrupção de sete mi-

nutos, atingindo 1 964 locais de consumo.

28 de março

A 28 de março deu-se um corte geral provo-

cado por um erro de manobra no grupo 7.



são, com tempos de interrupção de oito minu-

tos, atingindo 3 197 locais de consumo.

20 de outubro

A dia 20 de outubro verificou-se um curto-cir-

cuito entre a fase 2 e 3 do ramal para o PT 19

na linha QG02 (Quitadouro Guadalupe 02).

Após a reparação da avaria, verificação e re-

gisto; procedeu-se às manobras para religa-

ção da referida linha.



são, com tempos que variaram entre vinte e

dois minutos e duas horas e quarenta e nove

minutos, atingindo 1 233 locais de consumo.

11 de novembro

A dia 11 de novembro verificou-se um curto-

circuito entre a fase 2 e 3 da linha QG01 (Qui-

tadouro Guadalupe 01). Após a normalização

dos valores elétricos, verificação e registo; pro-

cedeu-se às manobras para religação da re-

ferida linha.



são, com tempos de interrupção de onze mi-


3 de dezembro

A 3 de dezembro deu-se um corte geral que

terá tido origem num contacto à terra no sis-

tema de corrente contínua da central tér-

mica.

O incidente, que se deu pelas 14:33, afetou

100% dos pontos de entrega da rede de mé-

dia tensão, com tempos de interrupção de

nove minutos, atingindo 3 197 locais de con-

sumo.

4 de dezembro

A 4 de dezembro deu-se um corte geral, ne-

cessário para a montagem dos novos painéis

de linha de transporte, secionamento de bar-

ras, subida de barras e desacoplamento dos

sete primeiros painéis do quadro de média

tensão no âmbito da obra de ampliação da

subestação da central térmica da Graciosa.

Este incidente, que se deu pelas 08:02, provo-

cou a interrupção do fornecimento de ener-

gia a 100% dos pontos de entrega da rede de

média tensão, com tempos que variaram en-

tre quatro horas e quarenta e um minutos e as

seis horas e quarenta e um minutos, tendo afe-

tado 3 199 locais de consumo.

99

11 de dezembro

A 11 de dezembro constatou-se a saída intem-

pestiva de paralelo do grupo 7 devido a uma

avaria na sonda de temperatura. Esta assina-

lou valor elevado de temperatura do cilindro,

o que fez com que fosse dada ordem de pa-

ragem ao grupo.



são, com tempos de interrupção de vinte mi-


12 de dezembro

A dia 12 de dezembro verificou-se um curto-

circuito entre a fase 1 e 2 da linha QS01 (Qui-

tadouro Santa Cruz 01). Após a normalização

dos valores elétricos, verificação e registo; pro-

cedeu-se às manobras para religação da re-

ferida linha.

As linhas QS01(Quitadouro Santa Cruz 01) e

QS02 (Quitadouro Santa Cruz 02) estavam li-

gadas no mesmo painel MT, devido a traba-

lhos na subestação, provocando por isso o dis-

paro das duas linhas.



são, com tempos que variaram entre os seis e

os vinte minutos, atingindo 719 locais de con-

sumo.

30 de dezembro

A 30 de dezembro deu-se o disparo da linha

de média tensão QG01 (Quitadouro Guada-

lupe 01) provocada por um isolador partido.

Após a reparação da avaria, verificação e re-

gisto; procedeu-se às manobras para religa-

ção da referida linha.

Este incidente, ocorrido às 08:31, provocou a

interrupção do fornecimento de 25% dos pon-

tos de entrega da rede de média tensão, com

tempos que variaram entre os quarenta e três

minutos e duas horas e quatro minutos, tendo

afetado 1 241 locais de consumo.

5.1.5. São Jorge

2 de janeiro

A 2 de janeiro deu-se o disparo da linha RLTP

por MIH, devido a um elo de bola partido no

isolador do apoio 98 da referida linha.




tempos que variaram entre os três minutos e as

duas horas e cinquenta e três minutos, tendo

afetado 1 521 locais de consumo.

29 de abril

A 29 de abril foi detetado shunt solto no apoio

de derivação para o PT 26 que afetou as ten-

sões ao nível da baixa tensão do referido PT.

A linha RLTP ficou desligada para reposição do

arco.




tempos que variaram entre trinta e oito e qua-

renta minutos, tendo afetado 1 524 locais de

consumo.

10 de maio

A 10 de maio deu-se o disparo da linha CNR2

por MIF, ficando sem energia as linhas CNR2,

RLFG e RLTP. Não foi identificado o motivo do

disparo.




tempos que variaram entre sete e catorze mi-

nutos, tendo afetado 2 190 locais de consumo.

23 de maio

A 23 de maio deu-se o disparo da linha CMNM

(Caminho Novo-Manadas) por MIH, devido a

um arco solto no apoio do PT 50 (partiu a fixa-

ção do arco no DST – descarregador de sobre-

tensões).

100 100




tempos que variaram entre uma hora e cinco

minutos e seis horas e vinte minutos, tendo afe-

tado 1 350 locais de consumo.

27 de maio

A 27 de maio pelas 09:22, no decurso de ma-

nobras de trabalhos programados, a abertura

do AM2022 provocou interrupção do forneci-

mento de energia ao PT 34 devido à abertura,

por proteção, do disjuntor para a linha CNR2

(Caminho Novo-Relvinha 2) no PT 31.O técnico

de despacho, não se apercebendo do dis-

paro da linha CNR2 no PT 31 (desfazendo o

anel), seguiu as manobras do plano de manu-

tenção, abrindo o disjuntor para a linha CNR1

no PT 31 e consequente interrupção do forne-

cimento de energia nas linhas RLFG (Relvinha-

Fajã Grande) e RLTP (Relvinha-Topo) e nos PT

31,1009 e 1020.

Durante as manobras houve vários problemas

no sistema de teleação, atrasando em cerca

de vinte e cinco minutos a reposição de ener-

gia que variou entre trinta e nove minutos e

uma hora e cinquenta e três minutos.

29 de maio

No dia 29 de maio, pelas 07:00, verificou-se

uma interrupção prevista na ilha de São Jorge,

que consistiu na desligação da linha Relvinha-

Topo para trabalhos de manutenção. Trata-se

da instalação que mais impacto negativo tem

na qualidade de serviço, pelo facto de ser

muito extensa (cerca de 23 km) e não ter re-

dundância na alimentação.

Tendo atingido 3% dos pontos de entrega MT

desta ilha, com interrupções entre três minutos

e sete horas e vinte e sete minutos. Esta ocor-

rência afetou 1 520 locais de consumo.

4 de julho

A 4 de julho deu-se o disparo das linhas CNSP

(Caminho Novo - S. Pedro) e CNR1 (Caminho

Novo - Relvinha 2) CMNM por MIF, devido a

curto-circuito entre fases provocado por

bando de pombos no AMRA (aparelho de

manobra da rede aérea) 2041 “São Pedro 4”.




tempos que variaram entre quatorze minutos

e vinte e quatro minutos, tendo afetado 3 523

locais de consumo.

6 de setembro

A 6 de setembro deu-se o disparo da linha

CNR1/CMNM com sinalização de MIF por mo-

tivo não identificado.




tempos que variaram entre nove e doze minu-

tos, tendo afetado 1 862 locais de consumo.

24 de setembro

A 24 de setembro deu-se o disparo da linha

CNR1/CMNM por MIH e consequente deslas-

tre manual da linha RLTP, devido ao rebenta-

mento e queda de uma linha de média ten-

são.




tempos que variaram entre um minuto e sete

horas e dezoito minutos, tendo afetado 3 387

locais de consumo.

5.1.6. Pico

22 de março

Pelas 21:23 do dia 22 de março ocorreu uma

saída imprevista de paralelo do grupo 6, moti-

vada pela desligação de um disjuntor-minia-

tura do sistema de 24V no quadro local do

grupo, relacionado com o circuito de para-

gem de emergência.

Verificou-se mais tarde que a ventilação for-

çada naquela zona tinha sido indevidamente

101

desligada, levando ao sobreaquecimento da-

quele disjuntor e assim à sua desligação.

Deste incidente resultou o deslastre das linhas

de distribuição São Roque - Piedade, Mada-

lena - S. Mateus, Lajes - S. Mateus e Lajes – Pie-

dade. As correspondentes interrupções tive-

ram durações compreendidas entre trinta e

um minutos e uma hora e um minuto.

2 de setembro

No dia 2 de setembro pelas 23:21, verificou-se

uma avaria na linha de distribuição 6LD02 -

São Roque - Piedade.

Disparo da linha por proteção de sobreintensi-

dade de fases na fase S e R, provocado pela

queda de linha entre os apoios 82 e 83. A

queda da linha deveu-se à queda de árvores

sobre a linha por vento forte. Tempo de repo-

sição elevado, pois, devido à hora em que

ocorreu o incidente, e após pesquisa à linha

durante várias horas, só foi possível detetar o

ponto de defeito quando amanheceu.



vinte e sete minutos e dez horas e trinta e oito

minutos. Foram afetados 947 locais de con-

sumo.

7 de setembro

No dia 7 de setembro pelas 10:01, verificou-se

uma avaria na linha de transporte 6LT01 - São

Roque - Madalena 1.

Disparo da linha por proteção de corrente ho-

mopolar. Uma hora após o disparo, iniciadas

as manobras de reposição possíveis e a inspe-

ção à linha, foi comunicado pelo manobrador

de uma máquina que o trator havia derru-

bado uma árvore para cima da linha de trans-

porte durante o alargamento de um caminho

agrícola.

Na indisponibilidade da linha de transporte

São Roque – Madalena durante o período di-

ário semanal, não é possível alimentar todos os

clientes da Madalena através das linhas de

distribuição.



quatro minutos e cinco horas e dezanove mi-


sumo.

13 de setembro

No dia 13 de setembro pelas 13:07, verificou-

se uma avaria na linha de transporte 6LT02 -

São Roque - Lajes 1.

Disparo da linha por proteção de corrente ho-

mopolar. Após iniciadas as manobras de repo-

sição possíveis e a inspeção à linha, foi dete-

tada uma hora e seis minutos após a interrup-

ção, uma linha caída pelo corte de uma ár-

vore entre os apoios 69 e 70. A reposição foi

condicionada por haver arcos abertos entre o

AMRA-2052 e o apoio 74 da linha S. Roque –

Piedade para reparações no âmbito de outra

ocorrência verificada no dia dois do mesmo

mês, não permitindo o fecho de anel entre S.

Roque e Lajes pela distribuição.



trinta e sete minutos e três horas e quarenta e

nove minutos. Foram afetados 3 764 locais de

consumo.

14 de setembro

Às 22:05 do dia 14 de setembro o grupo 6 saiu

de paralelo, levando ao deslastre das linhas

Madalena – S. Mateus, Madalena – Santa Lu-

zia, Lajes – S. Mateus, Lajes – Piedade, São Ro-

que – Santa Luzia e São Roque – Piedade.

A origem deste disparo terá sido uma falha in-

termitente ao nível da máquina motriz, mais

concretamente do sistema de comando e

controle (regulador de velocidade e/ou seu

atuador) ou então na alimentação de com-

bustível.

Os tempos de desligação de clientes situa-

ram-se entre sete e trinta e quatro minutos.

102 102

23 de outubro

No dia 23 de outubro pelas 23:02, verificou-se

uma avaria na linha de distribuição 6LD06 - La-

jes - São Mateus.

Disparo da linha por máxima intensidade ho-

mopolar. Um isolador partido no seccionador

do PT 99, provocou o contacto deficiente da

faca de fecho de uma das fases, originando

um curto-circuito que na sua duração originou

um defeito interno permanente no transforma-

dor. O posto de transformação foi isolado da

rede pela abertura do seccionador, e foi ali-

mentado até à manhã seguinte através do

grupo gerador de emergência, altura em que

foi possível substituir o seccionador e o trans-

formador.

O disparo teve uma abrangência maior do

que seria habitual, pois por indisponibilidade

do transformador de 5MVA da subestação da

Madalena para manutenção do regulador de

tensão em carga, o troço AMRA-2003 / AMRA-

2004 da linha Madalena - São Mateus encon-

trava-se alimentado pela linha Lajes – São Ma-

teus.



treze minutos e quatro horas e vinte e oito mi-


sumo.

5.1.7. Faial


19 de setembro

A 19 de setembro deu-se o disparo da linha SB

03 (Santa Bárbara 03) provocado pela atua-

ção da proteção MIF. O disparo foi provo-

cado por uma máquina retroescavadora, que

realizava trabalhos na Rua Príncipe Alberto do

Mónaco.




média tensão, por trinta e dois minutos, tendo

afetado 889 locais de consumo.

Zonas de qualidade do tipo A e C

7 de fevereiro

No dia 7 de fevereiro às 06:11, desligou-se a

central, na sequência das manobras para o

pedido de indisponibilidade nº

PIPMO7EPROD16001, para ensaios do sistema

de alimentação de emergência e grupo de

emergência nº2.

Esta desligação programada, iniciada pelas

06:11 e terminada pelas 07:54 de domingo,

afetou o fornecimento de energia a 100 % dos

pontos de entrega da rede de média tensão,

e um total de 7 882 locais de consumo.

9 de março

No dia 29 de março, às 22:13, ocorreu um dis-

paro geral da central que teve como origem

o disparo do grupo 7 por avaria da sonda de

temperatura de gases de escape a jusante do

turbocompressor. Consequente ocorreu a

abertura do disjuntor do QGBT (quadro geral

de baixa tensão), ficando o grupo 6 sem ener-

gia nos seus auxiliares. Por sua vez, o grupo 6

acaba por disparar por atuação das prote-

ções (baixa pressão de água, temperatura

alta da água dos cilindros).

Esta interrupção afetou 100% dos pontos de

entrega da rede de média tensão, e um total

de 7 900 locais de consumo durante os qua-

renta e cinco minutos da duração total da

ocorrência.

18 de abril

No dia 18 de abril pelas 11:20, ocorreu um dis-

paro geral da central que teve origem em erro

humano. No âmbito das melhorias a executar

na instalação, na parametrização dos relés de

mínima tensão do QGBT, provocou inadverti-

damente o disparo da central.



103

de 7 897 locais de consumo durante os trinta e

um minutos da duração total da ocorrência.

25 de maio

No dia 25 de maio pelas 14:30, na sequência

das manobras na central térmica Santa Bár-

bara (CTSB), afim de realizar ensaios no grupo

de emergência nº2, foi necessário proceder

ao isolamento do semi-barramento 1 do

QGBT, para a colocação de carga de auxilia-

res, a fim de se analisar o comportamento de

tomada e saída de cargas no grupo de emer-

gência.

Aquando da realização destes ensaios foram

utilizados os ventiladores dos grupos 6 e 7 em

modo manual, não tendo sido alterados para

automático no final dos ensaios. Durante da

colocação em serviço do grupo 6, verificou-se

o disparo por temperatura alta no circuito de

lubrificação.

No momento do disparo do grupo 6, a CTSB

estava com cerca de 6.2 MW, estando o par-

que eólico com cerca de 1.8 MW. Com o dis-

paro do grupo 6, o parque eólico saiu do pa-

ralelo, e embora atuando os deslastres, o

grupo 8 acabou por disparar pela atuação da

proteção de sobrecarga, resultando numa in-

terrupção generalizada.



de 7 896 locais de consumo durante os 32 mi-

nutos da duração total da ocorrência

5 de julho

No dia 5 de julho pela 01:38, ocorreu um dis-

paro do grupo 6, por temperatura alta no ci-

lindro 5 que levou a deslastre das saídas de li-

nhas de média tensão.

Esteve na origem do disparo do grupo 6, uma

válvula de escape da cabeça do cilindro par-

tida. As seguranças do grupo atuaram por

temperatura excessiva dos gases de evacua-

ção no cilindro.

Esta interrupção afetou 56% dos pontos de en-

trega da rede de média tensão, e um total de

5 929 locais de consumo durante os quarenta

minutos da duração total da ocorrência.

28 de julho

No dia 28 de julho pelas 10:06, ocorreu o dis-

paro geral da central térmica, no decurso de

manobras programadas na rede de distribui-

ção de média tensão, em que inadvertida-

mente foi ligada a saída Santa Bárbara 3 que

ainda se encontrava ligada à terra no PT 40.

As manobras de reposição do serviço ficaram

concluídas às 10h41, afetando 100% dos pon-

tos de entrega da rede de média tensão, e um

total de 7 905 locais de consumo.

9 de outubro

A 9 de outubro deu-se o disparo da linha de

média tensão aérea SBCB (Santa Bárbara –

Castelo Branco) MIF. Este incidente, ocorrido

às 11:47, provocou a interrupção do forneci-

mento de 25% dos pontos de entrega da rede

de média tensão, com tempos que variaram

entre duas e quatro horas, tendo afetado 3886

locais de consumo.

A avaria deveu-se à queda de uma linha MT,

consequência do mau tempo: chuva e vento

muito forte que se fez sentir nesse dia.

A demora na identificação do local da avaria

e na reposição do sistema, deveu-se a falha

de comunicações no repetidor do Pico Verde

que colocou fora de serviço as comunicações

de voz e dados na zona de influência. Por ser

domingo, houve necessidade de contactar

colaboradores para realizar manualmente

manobras, que poderiam e deviam ser realiza-

das por teleação.

21 de dezembro

No dia 21 de dezembro pelas 16:02, na se-

quência de uma manobra indevida no qua-

dro local do grupo 3, aquando de ensaios do

compressor do grupo, verificou-se os deslastres

104 104

de 6 saídas de média tensão devido ao dis-

paro deste grupo, provocada pela paragem

inadvertida da bomba de óleo.

Esta interrupção afetou 48% dos pontos de en-

trega da rede de média tensão, e um total de

5 953 locais de consumo durante os dezassete

minutos da duração total da ocorrência.

5.1.8. Flores

11 de janeiro

Em 11 de janeiro de 2016 deu-se o disparo da

linha MT Lajes – Santa Cruz 2 por atuação da

proteção MIF, e foi provocada pela ação do

vento muito forte que se fazia sentir sobre as

linhas, possivelmente aproximação de linhas,

dado que se fazia sentir nas Flores um forte

temporal com vento e chuva de intensidade

elevada.




média tensão, por um período de três minutos,

tendo afetado 442 locais de consumo.

23 de janeiro

A 23 de janeiro de 2016 deu-se o disparo da

linha Santa Cruz 2 por atuação da proteção

MIF. O disparo foi provocado pelo rebenta-

mento de um DST na derivação para um cli-

ente. Foram substituídos os 3 DST, e cerca de

35 minutos após a reposição, houve necessi-

dade de voltar a desligar a linha porque o su-

porte (novo) de um dos DST encontrava-se

partido, que teve que ser substituído. Este se-

gundo facto deu origem a uma reclamação

para o fabricante porque o material era novo

e não havia razão para se partir.




média tensão, por períodos entre quarenta e

cinco minutos, e quatro horas e trinta e nove

minutos, tendo afetado 481 locais de con-

sumo.

2 de setembro

Em 2 de setembro de 2016 passou próximo das

Flores o furacão GASTON. Esta indisponibili-

dade ocorreu por ação atuação da proteção

MIF e foi provocada pela ação do vento muito

forte que se fazia sentir, sobre as linhas, possi-

velmente aproximação de linhas.




média tensão, por um período de seis minutos,

tendo afetado 718 locais de consumo.

20 e 21de outubro

Nos dias 20 e 21 de outubro, foram realizados

os ensaios programados na central hídrica

Além Fazenda.

Ocorreram três indisponibilidades durante es-

tes ensaios:

- 20/10 ás 09:13 - Disparo das linhas: Lajes Morro

Alto, Lajes-Santa Cruz 2 (Saída SE CTFL – central

térmica das Flores); Lajes-Santa Cruz 2 (Saída

PS SC). A entrada na rede de grupo hídrico

provocou o disparo por subexcitação do

grupo 3 (CTFL).

Religação feita entre três e cinco minutos.

- 20/10 ás 18:23 - Disparo das linhas: Santa Cruz

2, linhas de transporte PS SC - Além Fazenda,

Lajes Santa Cruz 2 (SE CTFL), Lajes Morro Alto,

Lajes Santa Cruz 2 (PS SC). A entrada na rede

de grupo hídrico provocou o disparo por

subexcitação no grupo 3 (CTFL). A religação

foi executada entre três e seis minutos.

- 21/10 ás 02:42 - disparo geral. A alimentação

da rede estava a ser feita a 100% hídrica. Ao

ser feito ensaio com pico de carga de 100 kW,

as máquinas não conseguiram manter a fre-

quência acima dos escalões de deslastre de

linhas provocando o disparo geral.

Religação feita entre dois e sete minutos.

105

Este incidente atingiu a totalidade dos pontos

de entrega da ilha das Flores.

7 de dezembro

A 7 de dezembro, pelas 16:02 verificou-se uma

indisponibilidade provocada pelo disparo dos

grupos hídricos da central hídrica Além Fa-

zenda. Na origem deste disparo esteve a en-

trada abrupta de uma carga de potência

considerável (para o sistema elétrico da ilha),

para o qual as máquinas hídricas não tiveram

capacidade de resposta. Consequentemente

todas as linhas de distribuição deslastraram

por mínima frequência.

Este incidente atingiu a totalidade dos pontos

de entrega da ilha das Flores, tendo sido re-

posta a energia de forma faseada entre sete

e dez minutos.

19 de dezembro

Em 19 de dezembro de 2016 um cliente MT

teve que substituir com a máxima urgência o

transformador do seu PT. Trata-se de um PT aé-

reo em que o ramal MT tem apenas 1 vão, e

não tem interruptor no início. Não havendo

condições de segurança para fazer o traba-

lho só com a abertura do seccionador do pró-

prio PT, foi necessário abrir arcos na derivação

para o cliente. Esta indisponibilidade corres-

ponde ao tempo necessário para abrir e fe-

char os arcos da derivação para o cliente, e

foi tratada como “imprevista – trabalhos ina-

diáveis” porque não houve possibilidade de

previamente informar os outros clientes afeta-

dos.

A intervenção iniciou-se pelas 08:04 e terminou

pelas 15:07, provocou a interrupção do forne-

cimento de energia a 341 locais de consumo

durante trinta e três minutos.

5.1.9. Corvo

24 de abril

Em 24 de abril foi feita a ampliação do barra-

mento MT do PT 1 – Vila do Corvo mediante a

montagem de mais uma cela IM destinada a

alimentar um novo PT de cliente, que seria li-

gado pouco tempo depois.

A intervenção deu-se entre as 04:59 e as 07:44

de um domingo, tendo afetado 100% dos pon-

tos de entrega da rede de média tensão (à

data 1 PT), e afetado 275 clientes.

4 de dezembro

Em 4 de dezembro foi feita a ampliação do

barramento MT do PT 1 – Vila do Corvo medi-

ante a montagem de mais uma cela IM. Esta

cela nesta fase ficou como reserva, mas de-

verá ser utilizada a médio prazo pelo apareci-

mento de um novo PT. Como as celas MT

deste PT são todas telecomandadas e o PT

será a breve prazo objeto de ampliação a

este nível, entendeu-se conveniente montar já

esta cela. Deste modo, quando for feita a in-

tervenção a nível de telecomandos, a cela já

estará disponível.

A intervenção deu-se entre as 05:00 e as 08:02

de um domingo, e afetou 100% dos pontos de

entrega da rede de média tensão (2 PT) sendo

um deles afetado durante duas horas e cin-

quenta e oito minutos e o outro durante dois

minutos. Foram afetados 278 clientes.

106 106

5.2. Incidentes de grande im-

pacto (IGI)

No ano de 2016 com base nos valores limite

definidos no nº 7 da Diretiva N.º 20/2013 que

estabelece os limiares para a classificação de

um incidente, como incidente de grande im-

pacto, previstos no Artigo 18º do RQS, verifica-

ram-se 23 incidentes considerados de grande

impacto e que ocorreram nas ilhas da Terceira

(1), Graciosa (1), São Jorge (6), Pico (8) e Faial

(7).

Destes 23 incidentes de grande impacto, 10

foram devido a trabalhos programados e os

restantes 13 devido a ocorrências imprevistas.

As situações previstas resultaram de:

sete ocorrências pela necessidade

de intervenção nas redes;

três ocorrências pela necessidade de

intervenção em centros produtores.

As situações acidentais resultaram de:

seis ocorrências por razões de segu-

rança em centros produtores;

dois erros de manobra em centros

produtores;

seis incidentes por causas próprias ao

nível das redes.

Na ilha Terceira verificou-se um incidente de

grande impacto, no dia 23 de outubro devido

a interrupção geral com origem na central do

Belo Jardim e por atuação da proteção de

deteção de nuvem de óleo no cárter do

grupo 9 e consequente saída do paralelo do

grupo 7. Esta ocorrência (320160000001646)

afetou os cerca de 26 893 clientes de ambos

os conselhos de Angra do Heroísmo e Praia da

Vitória tendo como energia não fornecida ou

não distribuída 45.22 MWh e uma duração to-

tal da ocorrência de trezentos e trinta minutos.

Na ilha Graciosa, devido à necessidade de

execução de trabalhos programados no âm-

bito da ampliação da subestação da central

térmica da Graciosa, foi necessário proceder

à indisponibilidade total dos 1uadros MT 15 KV

para se efetuar a montagem dos novos pai-

néis de linha de transporte, secionamento de

barras, subida de barras e ARC e ao desaco-

plamento dos sete primeiros painéis do qua-

dro MT. Esta ocorrência (420160000000108) re-

sultou na interrupção de energia aos 3199 cli-

entes com uma duração total das interrup-

ções de quatrocentos e quatro minutos e

energia não fornecida ou não distribuída de

8,06 MWh.

Na ilha de São Jorge, verificaram-se seis ocor-

rências consideradas de incidente de grande

impacto.

Três destas ocorrências, foram devido à neces-

sidade de trabalhos programados:

- No dia 20 de março (520160000000086) para

a reparação programada do troço de média

tensão entre o seccionador AM 3031” Terrei-

ros1” e o PT 44 “Topo”, e que afetou 686 clien-

tes durante os trezentos e doze minutos da in-

tervenção e com uma energia não fornecida

ou não distribuída de 1,24 MWh.

- No dia 29 de maio na linha Relvinha-Topo

(520160000000151) e que afetou 1 520 clientes

durante o total de quatrocentos e quarenta e

sete minutos e com uma energia não forne-

cida ou não distribuída de 2,87 MWh.

- No dia 05 de junho para a manutenção linha

MT Relvinha- Fajã Grande (520160000000162) e

que afetou cerca de 454 clientes ao longo de

quatrocentos e trinta e quatro minutos e com

uma energia não fornecida ou não distribuída

de 2,4 MWh.

As restantes três ocorrências, imprevistas, de-

veram-se a avarias na rede de distribuição,

tendo ocorrido nas seguintes datas:

- No dia 2 de janeiro (520160000000003) de-

vido a condutor da linha MT Relvinha - Topo

apoiado na travessa do apoio nº 98, cau-

sando a interrupção a 1 521 clientes ao longo

de cento e setenta e quatro minutos com uma


1,20 MWh

107

- No dia 23 de maio (520160000000145) devido

ao arco de derivação no apoio do PT 50 que

estava caído em cima do alongador e ao DST

deste mesmo apoio que também se encon-

trava danificado. Esta interrupção afetou

1_350 clientes ao longo de trezentos e oitenta

minutos e com uma energia não fornecida ou

não distribuída de 2,21 MWh.

- No dia 24 de setembro (520160000000242)

devido a linha MT Caminho Novo – Relvinha 01

rebentada entre os apoios 58 e 59 e também

devido a problemas de telecomando para o

escrutínio da avaria e reposição de serviço, re-

sultando numa duração total de quatrocentos

e trinta e oito minutos e que afetou 1 863 clien-

tes de ambos os concelhos de São Jorge com


de 1,66 MWh.

Na ilha do Pico verificaram-se 8 Incidentes de

grande impacto, sendo 4 destas interrupções

de serviço devido trabalhos programados nas

redes de média tensão:

- No dia 30 de abril (620160000000123) devido

a trabalhos de manutenção da linha MT São

Roque – Piedade afetando 1 550 clientes ao

longo de duzentos e seis minutos com uma


1,45 MWh.

- No dia 08 de maio (620160000000173) para

trabalhos de manutenção da linha de distri-

buição Lajes –São Mateus, troço AMRA-

2028/AMRA-2004 que afetou 1 117 clientes ao

longo de duzentos e catorze minutos com


de 1,75 MWh.

- No dia 2 de outubro (620160000000353) de-

vido a montagem do novo apoio na linha MT

15 kV Madalena – Santa Luzia na derivação

do ramal MT para o PS “Natural Reason” que

ao longo de trezentos e vinte e nove minutos

afetou 665 clientes com uma energia não for-

necida ou não distribuída de 1,92 MWh.


vido à remodelação do ramal MT para o PT

1049 e colocação em serviço da nova linha

MT até ao IAT 2004, em que foram afetados

956 clientes ao longo de trezentos e setenta e

três minutos com uma energia não fornecida

ou não distribuída de 2,4 MWh.

Os restantes 4 incidentes de grande impacto,

não programados, deveram-se a duas ocor-

rências com origem na central térmica do

Pico e a duas ocorrências nas redes de media

tensão:

- No dia 22 de março (620160000000104) de-

vido a saída de paralelo do grupo 6 da central

térmica do Pico, originando o deslastre das li-

nhas MT Madalena - São Mateus, Lajes - São

Mateus, Lajes - Piedade, São Roque -Piedade

e São Roque - Santa Luzia afetando ao longo

dos sessenta e dois minutos da ocorrência

6_577 clientes e com uma energia não forne-

cida ou não distribuída de 2,1 MWh.

- No dia 2 de setembro (620160000000311) de-

vido a linha caída entre os apoios 82 e 83 da

linha MT São Roque – Piedade, resultando

numa energia não fornecida ou não distribu-

ída de 1,63 MWh e 947 clientes afetados ao

longo de seiscentos e trinta e oito minutos.

- No dia 14 de setembro (620160000000333)

devido à saída intempestiva de paralelo do

grupo 6 na central térmica do Pico, provo-

cando o deslastre das linhas MT Madalena -

São Mateus, Madalena - Santa Luzia, Lajes -

São Mateus, Lajes - Piedade, São Roque -

Santa Luzia e São Roque – Piedade, afetando

7 670 locais de consumo ao longo de uma du-

ração total de trinta e quatro minutos com


de 1,34 MWh


vido a um seccionador danificado no PT 99,

causando a desligação da linha de distribui-

ção Lajes - São Mateus e afetando 2 118 clien-

tes ao longo dos duzentos e cinquenta e três

minutos, com uma END de 1.18 MWh.

108 108

Na ilha do Faial, verificaram-se 7 ocorrências,

cuja a energia não distribuída ultrapassou o li-

miar de 1 MWh e como tal consideradas de

incidentes de grande impacto.

Estiveram na origem de duas destas ocorrên-

cias, erros humanos e nas seguintes datas:

- No dia 18 de abril (720160000000149) du-

rante a execução de trabalhos de manuten-

ção na central térmica de Santa Barbara, e na

sequência de um erro de manobra, ocorreu o

disparo dos grupos 2 e 7, causando uma inter-

rupção geral na ilha cuja a reposição total do

sistema elétrico ficou concluída ao fim de

trinta e um minutos, com uma energia não dis-

tribuída de 2,06 MWh.

- No dia 28 de julho (720160000000241) um dis-

paro generalizado na ilha provocado por um

erro de manobra durante a realização de tra-

balhos programados. Na manobra de reposi-

ção da saída MT Santa Bárbara 02 – cela P216

– foi ligada erradamente a saída MT Santa Bár-

bara 3 – cela P217– que ainda se encontrava

ligada à terra no PT 40 “Santa Bárbara”. A re-

posição do sistema elétrico e que afetou to-

dos os clientes da ilha do Faial, demorou

cerca de trinta e cinco minutos com uma

energia não distribuída de 2,14 MWh.

Devido à necessidade de ensaios do sistema

de alimentação de emergência e grupos de

emergência na central térmica de Santa Bár-

bara, houve necessidade de interromper o for-

necimento de energia à ilha do Faial, pelo que

foi programada uma interrupção geral no dia

7 de fevereiro, domingo, com inicio às 06:11 e

cuja a duração total foi de cento e três minu-

tos. Esta ocorrência teve uma energia não dis-

tribuída de 8,59 MWh.

Devido a avarias na central térmica de Santa

Barbara, verificaram-se 3 ocorrências imprevis-

tas nas seguintes datas:

- No dia 29 de março (720160000000126) verifi-

cou-se um disparo geral devido à saída de pa-

ralelo dos grupos 6 e 7. O disparo do grupo 7

foi provocado pela avaria na sonda de es-

cape na saída do turbo compressor. O disparo

dos transformadores dos serviços auxiliares

provocou a saída de paralelo do grupo 7 por

mínima tensão. Esta interrupção afetou 7900

clientes com uma energia não fornecida ou

não distribuída de 2,85 MWh durante os qua-

renta e cinco minutos da duração total da

ocorrência.

- No dia 25 de maio (720160000000182) verifi-

cou-se um disparo geral na ilha do Faial de-

vido à saída de paralelo do grupo 6 com

alarme de temperatura óleo lubrificação alta.

Esta interrupção afetou 7 896 clientes, com


de 2.04 MWh durante os trinta e dois minutos

da duração total da ocorrência.

- No dia 5 de julho (720160000000223) devido

ao disparo do grupo 6, por temperatura ele-

vada do cilindro 5, que provocou o deslastre

das saídas Santa Bárbara 02, Santa Bárbara

04, Santa Bárbara - Feteira, Santa Bárbara -

Castelo Branco, Santa Bárbara - Covões, Co-

vões - Cedros e Covões – Castelo Branco, afe-

tando 5 929 clientes e com uma energia não

fornecida ou não distribuída de 1.8 MWh du-

rante os quarenta minutos da duração total

da ocorrência.

109

5.3. Eventos excecionais

De acordo com o Regulamento da Qualidade

de Serviço consideram-se eventos excecio-

nais os eventos que reúnam cumulativamente

as seguintes características:

a) Baixa probabilidade de ocorrência

do evento ou das suas consequên-

cias;

b) Provoquem uma significativa diminui-

ção da qualidade de serviço pres-

tada;

c) Não seja razoável, em termos econó-

micos, que os operadores de redes,

comercializadores, comercializadores

de último recurso ou, no caso das

RAA e RAM, os produtores evitem a

totalidade das suas consequências;

d) O evento e as suas consequências

não sejam imputáveis aos operado-

res de redes, comercializadores, co-

mercializadores de último recurso ou,

no caso das RAA e RAM, aos produ-

tores.

Um evento só é considerado evento excecio-

nal após aprovação pela ERSE, na sequência

de pedido fundamentado por parte de ope-

radores de redes, de comercializadores ou de

comercializadores de último recurso.

No decorrer de 2016 a EDA, S.A. submeteu, e

viu aprovados, 7 situações que reuniam as

condições elencadas. Destas, três verificaram-

se na ilha de São Miguel, resultantes de ventos

de intensidade excecional, duas na ilha de

São Jorge com a mesma natureza e duas na

ilha do Pico em resultado de intervenção de

terceiros. A aprovação da ERSE pode ser con-

sultada nas tabelas seguintes e no sitio da in-

ternet da EDA, S.A. (www.eda.pt).

111

111 111

6. Ações para a melhoria da

qualidade de serviço

Nesta secção apresentam-se sucintamente

algumas das medidas realizadas com o in-

tuito de manter ou melhorar os níveis de qua-

lidade de serviço em cada uma das ilhas da

RAA, bem como os resultados obtidos e/ou

expectáveis.

6.1. Redes

Com o objetivo de zelar pelo bom estado de

conservação dos elementos constituintes da

distribuição (redes AT, MT e BT, postos de

transformação e subestações) e tendo em

vista o cumprimento dos padrões de conti-

nuidade de serviço definidos no RQS e da

qualidade de serviço especificada na EN 50

160, foram tomadas as medidas expostas

nas tabelas seguintes:

Ilha Descrição da acção (I -Investimento / E -Exploração)

S. Maria E - Ações de Manutenção preventiva de 136 apoios e Inspeção de 19 apoios das linhas da rede MT

S. MariaE – Manutenção preventiva de 15 aparelhos de manobra da rede aérea MT, destes 5 são

telecomandados

S. Maria E – Substituição de 2 aparelhos de manobra da rede MT

S. Maria E – Desmatagem dos corredores das linhas MT

S. Maria E – Substituição de QGBT de 1 PTD

S. Maria E – Substituição de Seccionador de 1 PTD

S. Maria E – Melhoria das terras de serviço de 2 PTD

S. Maria E – Inspeção de 61 PTD (postos de transformação públicos)

S. Maria E – Manutenção preventiva de 26 PTD

S. Maria E – Substituição de transformador de 1 PTD

S. Maria E – Substituição de celas de linha de 1 PS

S. Maria E - Inspeção da rede BT de 24 PTD

S. Maria E – Manutenção preventiva da rede BT de 6 PTD

112


S. Maria E – Manutenção de 223 AD (armários de distribuição) da rede subterrânea de BT

S. Maria E – Manutenção preventiva da iluminação publica de 59 PTD

S. Maria

Manutenção de equipamentos de subestações e postes de transformação equipados com sistemas de

proteção comando e controlo:

2 compartimentos barras MT 10 kV

7 painéis linha MT 10 kV

2 painéis transformador MT 10 kV

1 painéis de seccionamento MT 10 kV

2 painel potencial de barras MT 10 kV


2 transformador 10/6 kV

2 reguladores em carga de transformadores

1 sistema comando controlo / unidade remota

S. MiguelE- Ações de Manutenção Preventiva da Rede BT de cerca de 33 Postos de Transformação;

E- Ações de Inspeção Preventiva da Rede BT de cerca de 73 Postos de Transformação

S. MiguelE - Ações de Manutenção preventiva de 463 apoios e Inspeção de 1100 apoios das Linhas da Rede

MT/AT

S. Miguel

E - Trabalhos diversos no âmbito do SPEA tais como:

a) Passagem de descarregadores de sobretensões (DST), nos PT aéreos, da cabeça do apoio para a

cuba do transformador: PT 1163 e PT 1338

b) Montagem de cabo coberto em alguns apoios da rede MT

S. MiguelE - Ações de Manutenção Preventiva a cerca de 317 Postos de Transformação/Postos de

Seccionamento

S. Miguel E - Ações de Inspeção Preventiva a cerca de 198 Postos de Transformação/Postos de Seccionamento

S. Miguel E - Substituição de transformadores devido a mau estado de conservação: PT 304

S. MiguelI – Estabelecimento de saídas BT nos PT 20 e 534 tendo em vista a melhoria de tensões e repartição

de cargas

S. MiguelI - Substituição do transformador do PT 84 tendo em vista a melhoria de tensões (transformador

muito antigo - 3 "Tap's")

S. Miguel I - Remodelação/Beneficiação da Rede BT de cerca de 7 Postos de Transformação

S. Miguel I - Integração de novos PT na rede BT existente: PT 550

S. Miguel I – Substituição do QGBT no PT 9

S. Miguel I - Montagem de Celas MT equipadas com tecnologia SF6 no PT 409, 301 e 258

S. Miguel I- Alteração de Potência no PT 84

S. Miguel I - Beneficiação de terras de serviço e proteção de 22 PTD

113

113 113


S. Miguel E - Manutenção de AD (armários de distribuição) da rede subterrânea BT do concelho de Povoação

S. MiguelE – Inspeção de AD (armários de distribuição) da rede subterrânea BT do concelho de Vila Franca

Campo

S. Miguel



7 barramentos 60 kV

16 painéis linha AT 60 kV

8 painéis transformador AT 60 kV

4 painéis de seccionamento AT 60 kV








3 painéis baterias condensadores MT 10 kV





11 serviços auxiliares C.A.

12 serviços auxiliares C.C.

TerceiraE – Ações de Manutenção preventiva de 231 apoios e Inspeção de 257 apoios das Linhas da Rede

MT/AT

Terceira E – Manutenção preventiva de 59 aparelhos de manobra da rede aérea

Terceira E – Manutenção/Limpeza de 80 AD (armários de distribuição) da rede subterrânea de BT

Terceira E – Substituição de 1 interruptor seccionador do PTD aéreo

Terceira I – Reforço de rede BT de 21 PTD

Terceira E – Manutenção preventiva de 141 PTD

Terceira I – Alteração de Potência em 13 PTD

Terceira I - Montagem de Celas MT equipadas com tecnologia SF6 nos PS 3 e 4

Terceira E – Inspeção de 132 PTD

Terceira E – Manutenção preventiva da rede BT de 13 PTD

114


Terceira I – Beneficiação de terras de serviço e proteção de 14 PTD

Terceira E – Inspeção das redes BT de 16 PTD

Terceira I – Conclusão dos trabalhos de colocação em serviço da nova Subestação da Praia da Vitória

Terceira PS S.Cume: Painel de Linha (P302) interligação com Parque Eólico do CAEN (I)

Terceira












3 painéis baterias condensadores MT 15 kV

5 painéis TSA/RN MT 15 kV






2 transformador 30/6,9 kV

15 sistema proteções painéis MT (transporte)




Graciosa E – Manutenção preventiva de 20 Postos de Transformação/Postos de Seccionamento

Graciosa E - Ações de Inspeção Preventiva de 25 Postos de Transformação/Postos de Seccionamento

Graciosa I – Beneficiação de terras de serviço e proteção de 6 Postos de Transformação

Graciosa I - Montagem/Substituição/Desvio de 99 apoios BT

Graciosa E- Ações de Manutenção Preventiva da Rede BT de cerca de 5 Postos de Transformação;

Graciosa E- Ações de Inspeção Preventiva da Rede BT de cerca de 12 Postos de Transformação

Graciosa E – Substituição de 7 QGBT em Postos de Transformação;

Graciosa E - Manutenção de todos os Armários de Distribuição da rede subterrânea de BT

115

115 115


Graciosa I - Montagem de 5 Celas MT equipadas com tecnologia SF6 em PTD

Graciosa E – Desmatagem dos corredores das linhas MT

Graciosa E – Modificação de rede BT onde a secção do cabo era reduzida

S. JorgeE – Ações de Manutenção preventiva de 21 apoios e Inspeção de 319 apoios das Linhas da Rede

MT/AT

S. Jorge I – Instalação de 2 aparelhos de manobra na rede aérea MT

S. Jorge E – Substituição de 3 aparelhos de manobra da rede aérea MT

S. Jorge E – Manutenção preventiva de 16 aparelhos de manobra da rede aérea MT

S. Jorge E – Manutenção preventiva de 33 PTD, e Inspeção de 39 PTD e 2 PSs

S. Jorge I – Beneficiação de terras de serviço e proteção de 8 PTD

S. Jorge I – Substituição de 5 QGBT em PTD

S. Jorge E – Manutenção de 6 AD da rede subterrânea de BT

S. Jorge E – Manutenção preventiva da rede BT em 15 PTD

S. Jorge E - Montagem/Substituição/Desvio de 122 apoios BT

Pico E – Manutenção preventiva de 56 PTD

Pico E – Inspecção de 132 PTD e inspecção termográfica de 56 PTD

Pico I – Montagem de Celas em 3 PTD

Pico E – Substituição do Transformador de 3 PTD

Pico E – Substituição de QGBT de 2 PTD

Pico E – Substituição de Seccionador de 2 PTD

Pico E – Melhoria das terras de serviço de 5 PTD

Pico E - Substituição/Desvio de 20 apoios BT

Pico I - Substituição de 167 apoios BT

Pico E – Desmatação da rede BT de 21 PTD

Pico E - Inspeção da rede BT de 8 PTD

Pico E – Manutenção preventiva da rede BT de 25 PTD

Pico E – Montagem de 4 armários de distribuição

Pico E – Manutenção preventiva da iluminação publica de 147 PTD e substituição de 21 armaduras

Pico E – Manutenção preventiva de 12 aparelhos de manobra da rede aérea

Pico E – Manutenção da Linha S.Roque-Piedade, com a substituição de 7 travessas

Pico E– Substituição de 1 aparelho de manobra da rede aérea (AMRA 2020)

Pico I – Remodelação das Linhas Madalena-S.Mateus e Lajes-S.Mateus

116


PicoE – Manutenção preventiva dos transformadores das subestações de S. Roque, Lajes e Madalena e

manutenção dos reguladores de tensão dos transformadores das subestações das Lajes e Madalena

Pico I – Substituição de 4 aparelhos de manobra da rede aérea (AMRA 2003, 2004, 2025 e 2026)

Pico












2 reguladores em carga de tranformadores



FaialE - Ações de Manutenção preventiva de 62 apoios e Inspeção de 85 apoios das Linhas da Rede

MT/AT

Faial E – Manutenção preventiva de 48 PTD

Faial E - Montagem/Substituição/Desvio de 62 apoios BT

Faial E – Manutenção de 112 AD da rede subterrânea de BT

Faial E – Manutenção preventiva da rede BT de 19 PTD

Faial E – Manutenção preventiva de 5 aparelhos de manobra da rede aérea

Faial I – Construção da nova linha Salão – Santa Bárbara

Faial





Faial SE SBR: Painel de Linha (P223) interligação PS do Salão (I)

Flores E – Substituição de 24 apoio na rede BT

Flores E - Melhoria de Terras ed Serviço e Proteção em 6 PT públicos

Flores I - Remodelação de 5 PTD com montagem de equipamento compacto de corte em SF6

FloresE - Remodelação de 1 PTD com substituição de celas de isolamento a SF6 modulares por uma cela

compacta.

117

117 117


Flores E - Montagem de novo interruptor na rede MT

Flores I - Substituição de 4 apoios na rede MT

FloresE - Substituição de troço de cabo MT subterrâneo no ramal MT parta o PT 11, por o existente ser

inadequado.

Flores E - Manutenção preventiva em 6 aparelhos de manobra na rede MT

Flores E - Inspeção em 32 PTD

Flores E - Inspeção a 15 rede BT

Flores E – Manutenção preventiva em 16 PTD

FloresE – Manutenção preventiva em 7 PSD’s anexos a PTC, em simultâneo com a manutenção efetuada

pelo cliente na sua instalação

Flores





Corvo E - Manutenção preventiva a troço de rede BT aérea

Todas as ilhas E - Inspeções termografia a 299 instalações (296 PTD e 3 SE )

Todas as ilhas

Manutenção a 305 equipamentos de subestações (barramentos, painéis de linha, painéis de

transformadores, transformadores, reactâncias, sistemas de proteção comando e controlo, sistemas

de corrente contínua, etc,)

118

6.2. Produção

O quadro seguinte resume as ações de ma-

nutenção preventiva mais importantes reali-

zadas nos grupos geradores. São estas que,

basicamente, garantem a boa operaciona-

lidade dos grupos e consequentemente

contribuem para a redução de indisponibili-

dades por avarias.


S. Maria - Central do Aeroporto E - Grupo 9 revisão tipo 24000 H





S. Miguel - Central do Caldeirão E - Grupo 7 revisão tipo 3000 H





Terceira - Central do Belo Jardim E - Grupo 10 revisão tipo 8000 H






Terceira - Central de Belo Jardim I - Substituição Turbocompressores dos grupos 5 A 8 *

Terceira - Central de Belo Jardim I - Revitalização sistema de vapor da CTBJ

Graciosa - Central da Graciosa E - Grupo 1 revisão tipo 11000 H

Graciosa - Central da Graciosa E - Grupo 6 revisão tipo 11000 H

* Teve início com o grupo 6 em 2016 e concluir-se-á em 2017 com os restantes grupos

119

119 119


S. Jorge - Central do Caminho Novo E - Grupo 7 revisão tipo 1000 H





Pico - Central Nova E - Grupo 7 revisão tipo 15000 H

Pico - Central Nova E - Grupo 1 revisão tipo 12000 H

Faial - Central Santa Barbara E - Grupo 7 revisão tipo 7.500 H

Faial - Central Santa Barbara E - Grupo 8 revisão tipo 15.000 H

Faial - Central Santa Barbara I - Subst favos do radiador de água do grupo 5

Flores - Central das Flores E - Grupo 2 revisão tipo 10000 H



Corvo - Central do Corvo E - Grupo 1 revisão tipo 2.000H

Corvo - Central do Corvo E - Grupo 2 revisão tipo 2.000 H

Corvo - Central do Corvo E - Grupo 3 revisão tipo 20000 H



120

Anexos

Anexo I - Siglas, abreviaturas e definições

Alta Tensão (AT) – tensão entre fases cujo va-

lor eficaz é superior a 45 kV e igual ou inferior

a 110 kV.

Avaria – condição do estado de um equipa-

mento ou sistema de que resultem danos ou

falhas no seu funcionamento.

Baixa Tensão (BT) – tensão entre fases cujo

valor eficaz é igual ou inferior a 1 kV.

Carga – valor, num dado instante, da potên-

cia ativa fornecida em qualquer ponto de

um sistema, determinada por uma medida

instantânea ou por uma média obtida pela

integração da potência durante um determi-

nado intervalo de tempo. A carga pode re-

ferir-se a um consumidor, a um aparelho, a

uma linha ou a uma rede.

Cava (abaixamento) da tensão de alimenta-

ção – diminuição brusca da tensão de ali-

mentação para um valor situado entre 90% e

1% da tensão declarada, Uc (ou da tensão

de referência deslizante, Urd), seguida do res-

tabelecimento da tensão depois de um curto

lapso de tempo. Por convenção, uma cava

de tensão dura de 10 ms a 1 min.

Centro de Condução de uma rede – órgão

encarregue da vigilância e da condução

das instalações e equipamentos de uma

rede.

Cliente – pessoa singular ou coletiva com um

contrato de fornecimento de energia elé-

trica ou acordo de acesso e operação das

redes.

Cliente não vinculado – Pessoa singular ou

coletiva, titular de uma instalação consumi-

dora de energia elétrica, a quem tenha sido

concedida autorização de acesso ao Sis-

tema Elétrico Não Vinculado (SENVA), nos

termos do Regulamento de Relações Comer-

ciais.

Compatibilidade eletromagnética (CEM) –

aptidão de um aparelho ou de um sistema

para funcionar no seu ambiente eletromag-

nético de forma satisfatória e sem ele próprio

produzir perturbações eletromagnéticas into-

leráveis para tudo o que se encontre nesse

ambiente.

Condições normais de exploração – condi-

ções de uma rede que permitem correspon-

der à procura de energia elétrica, às mano-

bras da rede e à eliminação de defeitos pe-

121

121 121

los sistemas automáticos de proteção, na au-

sência de condições excecionais ligadas a

influências externas ou a incidentes impor-

tantes.

Condução da rede – ações de vigilância,

controla e comando da rede ou de um con-

junto de instalações elétricas s asseguradas

por um ou mais centros de condução.

Consumidor – entidade que recebe energia

elétrica para utilização própria.

Corrente de curto-circuito - corrente elétrica

entre dois pontos de um circuito em que se

estabeleceu um caminho condutor ocasio-

nal e de baixa impedância.

Consumidor direto da Rede de Transporte –

entidade (eventualmente possuidora de pro-

dução própria) que recebe diretamente

energia elétrica da rede de transporte para

utilização própria.

Contrato de ligação à Rede de Transporte

– contrato entre o utilizador da rede de

transporte a entidade concessionária do

transporte e distribuição relativo às condi-

ções de ligação: prazos, custo, critérios de

partilha de meios e de encargos comuns de

exploração, condições técnicas e de explo-

ração particulares, normas específicas da ins-

talação, procedimentos de segurança e en-

saios específicos.

Concessionária do Transporte e Distribuição –

entidade a quem cabe, em regime de exclu-

sivo e de serviço público, mediante a cele-

bração de um contrato de concessão com

o Governo Regional dos Açores, a gestão

técnica global dos sistemas elétricos de cada

uma das ilhas do Arquipélago dos Açores, o

transporte e a distribuição de energia elétrica

nos referidos sistemas, bem como a constru-

ção e exploração das respetivas infraestrutu-

ras, conforme o disposto no Capítulo V do Re-

gulamento das Relações Comerciais.

Defeito elétrico – anomalia numa rede elé-

trica resultante da perda de isolamento de

um seu elemento, dando origem a uma cor-

rente, normalmente elevada, que requer a

abertura automática de disjuntores.

Desequilíbrio de tensão - estado no qual os

valores eficazes das tensões das fases ou das

desfasagens entre tensões de fases consecu-

tivas, num sistema trifásico, não são iguais.

Despacho Regional de uma rede – órgão

que exerce um controlo permanente sobre

as condições de exploração e condução de

uma rede no âmbito regional.

Disparo - abertura automática de um disjun-

tor provocando a saída da rede de um ele-

mento ou equipamento, por atuação de um

sistema ou órgão de proteção da rede, nor-

malmente em consequência de um defeito

elétrico.

122

DRCIE – Direção Regional do Comércio, In-

dústria e Energia.

Duração média das interrupções do sistema

(SAIDI - “System Average Interruption Dura-

tion Index”) - representa a duração média

das interrupções verificadas nos pontos de

entrega durante um determinado período.

O indicador SAIDI é obtido pelo cálculo da

expressão:

k

x

1=iDIij

k

1=j=MTSAIDI

∑∑

em que:

DIij· – duração da interrupção i na instalação

j (PTD ou PTC), em minutos;

k – quantidade total de pontos de entrega

(PTC e PTD) da ilha, para o cálculo de indica-

dores globais da ilha ou por linha de distribui-

ção; quantidade total dos pontos de entrega

da zona de serviço considerada, da ilha ou

da região, para o cálculo de indicadores por

zona de serviço, por ilha ou para a região;

quantidade total dos pontos de entrega da

região para indicadores globais da região;

x – número de interrupções da instalação j.

Emissão (eletromagnética) - processo pelo

qual uma fonte fornece energia eletromag-

nética ao exterior.

Energia não distribuída (END) - valor estimado

da energia não distribuída nos pontos de en-

trega das redes de distribuição em MT, de-

vido a interrupções de fornecimento, du-

rante um determinado intervalo de tempo

(normalmente 1 ano civil), dado pela se-

guinte expressão:

T

TIEPI×EFEND= onde:

TIEPI – tempo de interrupção equivalente da

potência instalada, em horas

EF – energia entrada na rede de distribuição

de MT, em MWh, no período de tempo consi-

derado

T – período de tempo considerado, em horas.

Energia não fornecida (ENF) - valor estimado

da energia não fornecida nos pontos de en-

trega da rede de transporte, devido a inter-

rupções de fornecimento, durante um deter-

minado intervalo de tempo (normalmente 1

ano civil).

Entrada - canalização elétrica de Baixa Ten-

são compreendida entre uma caixa de colu-

nas, um quadro de colunas ou uma porti-

nhola e a origem de uma instalação de utili-

zação.

ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços

Energéticos.

123

123 123

Eventos excecionais - consideram-se eventos

excecionais os eventos que reúnam cumula-

tivamente as seguintes características:

a) Baixa probabilidade de ocorrência do

evento ou das suas consequências;

b) Provoquem uma significativa diminuição

da qualidade de serviço prestada;

c) Não seja razoável, em termos económicos,

que os operadores de redes, comercializado-

res, comercializadores de último recurso ou,

no caso das RAA e RAM, os produtores evi-

tem a totalidade das suas consequências;

d) O evento e as suas consequências não se-

jam imputáveis aos operadores de redes, co-

mercializadores, comercializadores de último

recurso ou, no caso das RAA e RAM, aos pro-

dutores.

Um evento só é considerado evento exceci-

onal após aprovação pela ERSE, na sequên-

cia de pedido fundamentado por parte de

operadores de redes, de comercializadores

ou de comercializadores de último recurso.

Exploração - conjunto das atividades neces-

sárias ao funcionamento de uma instalação

elétrica, incluindo as manobras, o comando,

o controlo, a manutenção, bem como os tra-

balhos elétricos e os não elétricos.

Flutuação de tensão - série de variações da

tensão ou variação cíclica da envolvente de

uma tensão.

Fornecedor - entidade responsável pelo for-

necimento de energia elétrica, nos termos de

um contrato.

Fornecimento de energia elétrica - venda de

energia elétrica a qualquer entidade que é

cliente da entidade concessionária do trans-

porte e distribuição.

Frequência da tensão de alimentação (f) -

taxa de repetição da onda fundamental da

tensão de alimentação, medida durante um

dado intervalo de tempo (em regra 1 se-

gundo).

Frequência média de interrupções do sis-

tema (SAIFI - “System Average Interruption

Frequency Index”) - representa o número mé-

dio de interrupções verificadas nos pontos de

entrega, durante um determinado período.

O indicador SAIFI é obtido pela expressão:

k

jMTFIk

1=j=MTSAIFI

∑

em que:

FIjMT - número de interrupções em PTD e PTC,

no período considerado;

k - quantidade total dos pontos de entrega




124





região para indicadores globais da região.

Imunidade (a uma perturbação) - aptidão

dum dispositivo, dum aparelho ou dum sis-

tema para funcionar sem degradação na

presença duma perturbação eletromagné-

tica.

Incidente – acontecimento que provoca a

desconexão (não programada) de um ele-

mento da rede, podendo originar uma ou

mais interrupções de serviço.

Instalação elétrica – conjunto de equipa-

mentos elétricos utilizados na produção, no

transporte, na conversão, na distribuição ou

na utilização da energia elétrica, incluindo

fontes de energia, bem como as baterias, os

condensadores e outros equipamentos de

armazenamento de energia elétrica.

Instalação elétrica eventual - instalação elé-

trica provisória, estabelecida com o fim de

realizar, com carácter temporário, um

evento de natureza social, cultural ou des-

portiva.

Instalação de utilização – instalação elétrica

destinada a permitir aos seus utilizadores a

aplicação da energia elétrica pela sua trans-

formação noutra forma de energia.

Interrupção acidental - interrupção do forne-

cimento ou da entrega de energia elétrica

provocada por defeitos permanentes ou

transitórios, na maior parte das vezes ligados

a acontecimentos externos, a avarias ou a in-

terferências.

Interrupção breve - interrupção acidental

com uma duração igual ou inferior a 3 min.

Interrupção do fornecimento ou da entrega

- situação em que o valor eficaz da tensão

de alimentação no ponto de entrega é infe-

rior a 1% da tensão declarada Uc, em pelo

menos uma das fases, dando origem, a cor-

tes de consumo nos clientes.

Interrupção longa - interrupção acidental

com uma duração superior a 3 min.

Interrupção prevista - interrupção do forneci-

mento ou da entrega que ocorre quando os

clientes são informados com antecedência,

para permitir a execução de trabalhos pro-

gramados na rede.

Licença vinculada - licença mediante a qual

o titular assume o compromisso de alimentar

o SEPA ou ser por ele alimentado, dentro das

regras de funcionamento daquele sistema.

Limite de emissão (duma fonte de perturba-

ção) - valor máximo admissível do nível de

emissão.

Limite de imunidade - valor mínimo requerido

do nível de imunidade.

125

125 125

MAIFI – Frequência média de interrupções

breves do sistema (sigla adotada internacio-

nalmente a partir da designação em língua

inglesa do indicador “Momentary Average

Interruption Frequency Index”);

Manobras - ações destinadas a realizar mu-

danças de esquema de exploração de uma

rede elétrica, ou a satisfazer, a cada mo-

mento, o equilíbrio entre a produção e o con-

sumo ou o programa acordado para o con-

junto das interligações internacionais, ou

ainda a regular os níveis de tensão ou a pro-

dução de energia reativa nos valores mais

convenientes, bem como as ações destina-

das a colocar em serviço ou fora de serviço

qualquer instalação elétrica ou elemento

dessa rede.

Manutenção - combinação de ações técni-

cas e administrativas, compreendendo as

operações de vigilância, destinadas a man-

ter uma instalação elétrica num estado de

operacionalidade que lhe permita cumprir a

sua função.

Manutenção corretiva (reparação) - combi-

nação de ações técnicas e administrativas

realizadas depois da deteção de uma avaria

e destinadas à reposição do funcionamento

de uma instalação elétrica.

Manutenção preventiva (conserva-

ção) - combinação de ações técnicas e

administrativas realizadas com o objetivo de

reduzir a probabilidade de avaria ou degra-

dação do funcionamento de uma instala-

ção elétrica.

Média Tensão (MT) - tensão entre fases cujo

valor eficaz é superior a 1 kV e igual ou inferior

a 45 kV.

Muito Alta Tensão (MAT) - tensão entre fases

cujo valor eficaz é superior a 110 kV.

Nível de compatibilidade (eletromagnética)

- nível de perturbação especificado para o

qual existe uma forte e aceitável probabili-

dade de compatibilidade eletromagnética.

Nível de emissão - nível duma dada perturba-

ção eletromagnética, emitida por um dispo-

sitivo, aparelho ou sistema particular e me-

dido duma maneira especificada.

Nível de imunidade - nível máximo duma per-

turbação eletromagnética de determinado

tipo incidente sobre um dispositivo, aparelho

ou sistema não suscetível de provocar qual-

quer degradação do seu funcionamento.

Nível de perturbação - nível de uma dada

perturbação eletromagnética, medido de

uma maneira especificada.

Nível de planeamento - objetivo de quali-

dade interno da entidade concessionária do

transporte e distribuição relativamente a

uma perturbação na onda de tensão, mais

exigente ou, no limite, igual ao respetivo nível

126

de referência associado a um grau de pro-

babilidade de ocorrência.

Nível de referência (de uma perturbação) -

nível máximo recomendado para uma per-

turbação eletromagnética em determinados

pontos de uma rede elétrica (normalmente,

os pontos de entrega).

Nível (de uma quantidade) - valor de uma

quantidade avaliada de uma maneira espe-

cificada.

Ocorrência – acontecimento que afete as

condições normais de funcionamento de

uma rede elétrica.

Operador Automático (OPA) – dispositivo ele-

trónico programável destinado a executar

automaticamente operações de ligação ou

desligação de uma instalação ou a sua repo-

sição em serviço na sequência de um dis-

paro parcial ou total da instalação.

Operação - Acão desencadeada local-

mente ou por telecomando que visa modifi-

car o estado de um órgão ou sistema.

Perturbação (eletromagnética) - fenómeno

eletromagnético suscetível de degradar o

funcionamento dum dispositivo, dum apare-

lho ou dum sistema.

Ponto de entrega (PdE) - ponto (da rede)

onde se faz a entrega de energia elétrica à

instalação do cliente ou a outra rede.

Nota: Na Rede de Transporte o ponto de en-

trega é, normalmente, o barramento de uma

subestação a partir do qual se alimenta a ins-

talação do cliente. Podem também constituir

pontos de entrega:

Os terminais dos secundários de transforma-

dores de potência de ligação a uma instala-

ção do cliente.

A fronteira de ligação de uma linha à instala-

ção do cliente.

Ponto de ligação - ponto da rede eletrica-

mente identificável a que se liga uma carga,

uma outra rede, um grupo gerador ou um

conjunto de grupos geradores.

Ponto de interligação (de uma instalação

elétrica à rede) – é o nó de uma rede do sis-

tema elétrico de serviço público (SEPA) eletri-

camente mais próximo do ponto de ligação

de uma instalação elétrica.

Ponto de medida - ponto da rede onde a

energia ou a potência é medida.

Posto (de uma rede elétrica) - parte de uma

rede elétrica, situada num mesmo local, en-

globando principalmente as extremidades

de linhas de transporte ou de distribuição, a

aparelhagem elétrica, edifícios e, eventual-

mente, transformadores.

Posto de transformação (PT) - posto desti-

nado à transformação da corrente elétrica

127

127 127

por um ou mais transformadores estáticos

cujo secundário é de baixa tensão.

Potência nominal - é a potência máxima que

pode ser obtida em regime contínuo nas

condições geralmente definidas na especifi-

cação do fabricante, e em condições climá-

ticas precisas.

Produtor – entidade responsável pela liga-

ção à rede e pela exploração de um ou mais

grupos geradores.

Ramal - canalização elétrica, sem qualquer

derivação, que parte do quadro de um

posto de transformação ou de uma canaliza-

ção principal e termina numa portinhola,

quadro de colunas ou aparelho de corte de

entrada de uma instalação de utilização.

Rede – conjunto de subestações, linhas, ca-

bos e outros equipamentos elétricos ligados

entre si com vista a transportar a energia elé-

trica produzida pelas centrais até aos consu-

midores.

Rede de distribuição – parte da rede utilizada

para condução da energia elétrica, dentro

de uma zona de consumo, para o consumi-

dor final.

Rede de transporte – parte da rede utilizada

para o transporte da energia elétrica, em ge-

ral e na maior parte dos casos, dos locais de

produção para as zonas de distribuição e de

consumo.

Severidade da tremulação – intensidade do

desconforto provocado pela tremulação de-

finida pelo método de medição UIE-CEI da

tremulação e avaliada segundo os seguintes

valores:

severidade de curta duração (Pst)

medida num período de 10 min;

severidade de longa duração (Plt)

calculada sobre uma sequência de

12 valores de Pst relativos a um inter-

valo de duas horas, segundo a ex-

pressão:

312

1i=12

Pst3=ltP ∑

Sobretensão temporária à frequência indus-

trial – sobretensão ocorrendo num dado local

com uma duração relativamente longa.

Sobretensão transitória - sobretensão, oscila-

tória ou não, de curta duração, em geral for-

temente amortecida e com uma duração

máxima de alguns milissegundos.

Subestação (ou SE) – posto destinado a al-

gum dos seguintes fins:

Transformação da corrente elétrica por um

ou mais transformadores estáticos, cujo se-

cundário é de alta ou de média tensão;

Compensação do fator de potência por

compensadores síncronos ou condensado-

res, em alta ou média tensão.

128

Tempo de interrupção equivalente da potên-

cia instalada (TIEPI) - representa o tempo de

interrupção da potência instalada nos postos

de transformação (públicos e privados) da

rede de distribuição.

O indicador TIEPI é obtido pelo cálculo da ex-

pressão:

∑

∑∑

k

1=jPIj

x

1=iPIj×DIij

k

1=j=TIEPI

em que:

DIij - duração da interrupção da instalação i,

em minutos;

PIj - potência instalada na instalação j - posto

de transformação de serviço público (PTD)

ou particular (PTC), em kVA;

k - quantidade total dos pontos de entrega








região para indicadores globais da região;

x - número de interrupções da instalação j.

Tensão de alimentação - valor eficaz da ten-

são entre fases presente num dado momento

no ponto de entrega, medido num dado in-

tervalo de tempo.

Tensão de alimentação declarada (Uc) - ten-

são nominal Un entre fases da rede, salvo se,

por acordo entre o fornecedor e o cliente, a

tensão de alimentação aplicada no ponto

de entrega diferir da tensão nominal, caso

em que essa tensão é a tensão de alimenta-

ção declarada Uc.

Tensão de referência deslizante (aplicável

nas cavas de tensão) - valor eficaz da tensão

num determinado ponto da rede elétrica

calculado de forma contínua num determi-

nado intervalo de tempo, que representa o

valor da tensão antes do início de uma cava,

e é usado como tensão de referência para a

determinação da amplitude ou profundi-

dade da cava.

Nota: O intervalo de tempo a considerar

deve ser muito superior à duração da cava

de tensão.

Tensão harmónica - tensão sinusoidal cuja

frequência é um múltiplo inteiro da frequên-

cia fundamental da tensão de alimentação.

As tensões harmónicas podem ser avaliadas:

- individualmente - segundo a sua amplitude

relativa (Uh) em relação à fundamental (U1),

em que “h” representa a ordem da harmó-

nica;

129

129 129

- globalmente - ou seja, pelo valor da distor-

ção harmónica total (DHT) calculado pela

expressão seguinte:

402

2

h

h

DHT U

Tensão interharmónica - tensão sinusoidal

cuja frequência está compreendida entre as

frequências harmónicas, ou seja, cuja fre-

quência não é um múltiplo inteiro da fre-

quência fundamental.

Tensão nominal de uma rede (Un) - tensão

entre fases que caracteriza uma rede e em

relação à qual são referidas certas caracte-

rísticas de funcionamento.

Tremulação (“flicker”) - impressão de instabi-

lidade da sensação visual provocada por um

estímulo luminoso, cuja luminância ou repar-

tição espectral flutua no tempo.

T&D – Transporte e distribuição – inclui inter-

rupções na instalação do cliente

Utilizador da Rede de Transporte – Produ-

tor, Distribuidor ou Consumidor que está li-

gado fisicamente à rede de transporte ou

que a utiliza por intermédio de terceiros para

transporte e/ou regulação de energia, ou

ainda para apoio (reserva de potência).

Variação de tensão - aumento ou diminui-

ção do valor eficaz da tensão, provocados

pela variação da carga total da rede ou de

parte desta.

6.2.1.1. Abreviaturas das ilhas

SMA – Santa Maria

SMG – São Miguel

TER - Terceira

GRA - Graciosa

SJG – São Jorge

FAI - Faial

FLO - Flores

COR - Corvo

130

Anexo II - Classificação das causas das interrupções

6.2.2. Quadro geral de classificação

Apresenta-se em seguida o quadro geral de

classificação das interrupções. A recente al-

teração do RQS e a interação da EDA e

ERSE, no que respeita à classificação das

causas de interrupção, culminou num maior

nível de detalhe a este nível.

As alterações introduzidas procuraram, sem-

pre que possível, aliar o aumento de detalhe

e a minimização do impacto quer a nível

operacional, como na perspetiva de análise

evolutiva dos indicadores.

A EDA, para melhor caracterização das mes-

mas, tem em prática, em algumas tipologias

de causas, um nível mais detalhado. A ta-

bela seguinte apresenta as várias classifica-

ções de causas e correspondência com as

causas ERSE.

131

131 131

Tipo Motivo Causa EDA Causa ERSE Código

Acordo c/ cliente (1) Iniciativa Operador (00) Iniciativa Operador (00) 1100

Acordo c/ cliente (1) Por iniciativa do cliente (10) Por iniciativa do cliente (10) 1110

Novos Empreendimentos (10) 1210

Reparação de equipamentos 1220

Conservação de equipamentos 1230

Alterações na configuração da 1240

Trabalhos de abate ou decote

de árvores (50)1250

Facto imputável ao cliente

(4)

Facto imputavel ao Cliente

(RRC)

Facto imputavel ao Cliente

(RRC)140

Vento de intensidade

excepcional (10)Naturais extremas (10) 2110

Inundações imprevisiveis (20) Incêndios / inundações (20) 2120

Descarga atmosférica directa Naturais extremas (30) 2130

Incendio (40) Incêndios / inundações (40) 2140

Terramoto (50) 2150

Greve geral (60) 2160

Alteração da ordem pública

(70)2170

Sabotagem (80) 2180

Malfeitoria (90)Vandalismo / ordem pública

(90)2190

Intervenção de Terceiros* (00) Ação de terceiros (00) 2200

Outras causas (10) Corpos estranhos na rede 2210

Razões de segurança (3) Deslastre de cargas (0) Razões de segurança (00) 2300

Acção atmosférica (1)Fenómenos atmosféricos /

naturais (10)2410

Acção ambiental (2)Fenómenos atmosféricos /

naturais (20)2420

Origem interna -

Protecções/Automatismos (31)

Proteções / automatismos

(31)2431

Origem interna -

Material/Equipamento (32)Material / equipamento (32) 2432

Origem interna - Técnicas (33) Técnicas (33) 2433

Origem interna - Humanas (34) Humanas (34) 2434

Trabalhos inadiaveis (40) Manutenção (40) 2440

Outras causas (50) Desconhecidas (50) 2450

Desconhecidas (60) Desconhecidas (60) 2460

2500

Máxima Intensidade Homopolar

(MIH) (10)2510

Máxima Intensidade Fase (MIF) 2520

MIH + MIF (30) 2530

Facto imputável ao cliente 2600

Deficiência na instalação do

cliente3000

Deslocação do piquete sem

interrupção4000

Deslocação Piquete -

Serv iços na hora5000

Excecional Fort Vento

Intensidade ExcepcionalEvento excecional 9100

Excecional Fort Intervenção

TerceirosEvento excecional 9200

Reengate (5)

PREVISTAS

(PROGRAMADAS)

(1)

Razões de serv iço (2)

Casos Fortuitos/Força maior

(1) e (2)

Próprias (4)IMPREVISTAS

(ACIDENTAIS)

(2)

132

O quadro seguinte apresenta, de uma forma

simplificada, a relação existente entre as

causas simples de uma interrupção e o seu

descritivo.

Origem das interrupções

Produção: são as interrupções do forneci-

mento ou da entrega de energia elétrica

com origem em centros produtores.

Transporte: são as interrupções do forneci-


com origem na rede de transporte.

Distribuição: são as interrupções do forneci-


com origem nas redes de distribuição.

Nota: Considera-se que as interrupções em

clientes têm sempre uma daquelas origens,

ainda que tenham como causa uma avaria

nas instalações de outro cliente com reper-

cussão naqueles subsistemas.

Tipos de interrupções

Previstas (programadas): são as interrupções

do fornecimento ou da entrega de energia

elétrica por acordo com os clientes, ou ainda

por razões de serviço, razões de interesse pú-

blico ou por facto imputável ao cliente em

que os clientes são informados com a ante-

cedência mínima fixada no Regulamento de

Relações Comerciais para estes tipos de in-

terrupções.

Acidentais (imprevistas): são as restantes in-

terrupções do fornecimento ou da entrega

de energia elétrica.

Eventos excecionais: ver Anexo I - Siglas,

abreviaturas e definições.

Causa simples Descritivo causa

11 Acordo c/ cliente

12 Razões de serv iço

14 Facto imputável ao cliente

21 Fortuitas ou de força maior

23 Razões de segurança

24 Próprias

25 Reengate

26 Facto imputável ao cliente

30 Deficiência na instalação do cliente

40 Deslocação do piquete sem interrupção

50 Deslocação Piquete - Serv iços na hora

91 Excecional Fort Vento Intensidade Excepcional

92 Excecional Fort Intervenção Terceiros

Pre

vis

tas

Imp

rev

ista

s

133

133 133

6.2.2.1. Causas das interrupções

Acordo com o cliente

Razões de serviço

Razões de interesse público· Caracterizadas no Regulamento de Relações Comer-

ciais

Razões de segurança

Facto imputável ao cliente

Causas fortuitas ou de força maior: consideram-se causas fortuitas ou de força-maior as indicadas

no n.º 4 do artigo 2.º do RQS.

Próprias: consideram-se interrupções próprias todas as não caracterizadas anteriormente. Estas

causas podem ser desagregadas do seguinte modo:

Acão atmosférica: inclui as interrupções devidas a fenómenos atmosféricos, designadamente,

descargas atmosféricas indiretas, chuva, inundação, neve, gelo, granizo, nevoeiro, vento ou po-

luição, desde que não sejam passíveis de ser classificadas como causas de força maior;

Acão ambiental: inclui as interrupções provocadas, designadamente, por animais, arvoredo, mo-

vimentos de terras ou interferências de corpos estranhos, desde que não sejam passíveis de ser

classificadas como causas de força maior;

Origem interna: inclui, designadamente, erros de projeto ou de montagem, falhas ou uso inade-

quado de equipamentos ou de materiais, atividades de manutenção, obras próprias ou erro hu-

mano;

Trabalhos inadiáveis: inclui as interrupções por razões de serviço visando a realização de trabalhos

inadiáveis sem o cumprimento do disposto no Regulamento de Relações Comerciais;

Outras causas: inclui, designadamente, interrupções originadas em instalações de clientes;

Desconhecidas: interrupções com causa desconhecida.

134

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