Relatório da Qualidade de Serviço 2012 Qualidade... · 2017. 11. 8. · rigoroso, e pela passagem de dois furacões, em Agosto e Setembro, que contribuíram de sobremaneira para

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Relatório da Qualidade de

Serviço 2012

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Sumário

De acordo com o estabelecido no Regula-

mento de Qualidade de Serviço em vigor na

RAA, compete à concessionária do transpor-

te 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

metodologias de cálculo utilizadas.

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

refere-se aos aspetos relacionados com o

atendimento, pedidos de informação, assis-

tência técnica e a própria avaliação da satis-

fação dos mesmos, ou seja, na forma como a

EDA se relaciona com os seus clientes. No

âmbito da continuidade de serviço, pode ser

observado o número e a duração das inter-

rupções através de diversos indicadores. Por

sua vez, a amplitude, a frequência, a forma

da onda, bem como a simetria do sistema

trifásico avaliam a qualidade da onda ten-

são.

Tendo em conta que o bem mais valioso que

a EDA possuí são os seus clientes, e que a

qualidade do serviço prestado é condição

essencial para o desenvolvimento das ativi-

dades económicas e satisfação das necessi-

dades da população, foram efetuados in-

quéritos aos utentes dos centros de atendi-

mento que aceitaram responder e por amos-

tragem aos clientes residenciais com contac-

to telefónico atualizado, aos clientes empre-

sariais e aos clientes com contacto telefónico

que solicitaram intervenções do piquete ou

que reportaram avarias, bem como aos cli-

entes que agendaram intervenções nas suas

instalações de forma a avaliar o seu grau de

satisfação.

No que diz respeito à “Disponibilidade e Soli-

citude”, à “Simpatia”, ao “Profissionalismo” e

à “Apresentação” e apesar de, na opinião

dos inquiridos, os serviços prestados pela EDA

já serem de elevada qualidade, tem-se vindo

a verificar uma melhoria dos mesmos, com

exceção da “Apresentação”, ao longo dos

últimos 3 anos.

Quando comparado com o ano anterior,

verifica-se que a opinião dos inquiridos apre-

senta uma melhoria generalizada, elevando

ainda mais o nível do serviço prestado pela

EDA. Do ponto de vista dos clientes, os itens

sujeitos a avaliação são referidos como sen-

do Bons ou Muito Bons, em pelo menos 95%

dos inquiridos.

Apesar de, na opinião dos clientes, o atendi-

mento continue a ser considerado de eleva-

da qualidade, verificou-se, face ao ano ante-

rior, um decréscimo no “score” obtido pelo

“pessoal do piquete/Técnico comercial” e ao

“Balcão” (embora este ultimo tenha sido

ligeiro), ao invés do atendimento por “Telefo-

ne” que viu a sua avaliação melhorar, consi-

deravelmente.

O atendimento comercial da EDA é entendi-

do pelos seus clientes como sendo “Bom” ou

“Muito Bom”, obtendo avaliações desta na-

tureza em todas as suas vertentes, na opinião

de, pelo menos, 63% dos inquiridos. No que

diz respeito ao atendimento telefónico, a

melhoria verificada fica a dever-se, em parte,

à diminuição do número (11,7%, face aos 33%

do ano anterior) de clientes que responde-

4

ram “Não responderem ou não saberem”

qualificar a qualidade do seu desempenho.

No que concerne a indicadores gerais de

relacionamento comercial verifica-se uma

melhoria generalizada dos mesmos, face aos

últimos anos, tendo sido cumpridos todos os

indicadores definidos

Apesar do aumento, considerável, dos in-

cumprimentos nas retomas de serviço, os

indicadores individuais de relacionamento

comercial ostentam um elevado grau de

cumprimento dos deveres da EDA. Os in-

cumprimentos verificados deram origem a

compensações a clientes.

No capítulo “Qualidade de serviço comerci-

al” foi efetuada uma análise mais profunda e

individualizada da qualidade de serviço de

âmbito comercial.

Ao nível da continuidade de serviço, a quali-

dade é aferida através de indicadores gerais

para as redes de transporte, de distribuição

em média tensão (MT) e distribuição em bai-

xa tensão (BT), bem como indicadores indivi-

duais para as mesmas redes.

O ano de 2012 apresenta uma evolução

desfavorável dos indicadores de continuida-

de de serviço da Região Autónoma dos Aço-

res. Este ano foi marcado por um Inverno

rigoroso, e pela passagem de dois furacões,

em Agosto e Setembro, que contribuíram de

sobremaneira para os resultados apurados.

Problemas técnicos ao nível dos centros pro-

dutores também tiveram considerável influ-

ência na qualidade de serviço de 2012.

Na Região existem três níveis de qualidade

de serviço, definidos no regulamento da qua-

lidade de serviço, designadamente: zonas

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

centração de PdE em zonas do tipo C (77%).

Em 2012 registaram-se 1662 ocorrências que

afetaram PdE da rede de distribuição MT da

Região, mais 52 do que o verificado em 2011,

ou seja mais 3%.

As ocorrências referidas deram origem, em

2012, a cerca de 31 mil interrupções em PdE

da rede MT, o que representa um aumento,

face a 2011, de 31%.

Embora se tenha verificado um agravamento

dos indicadores gerais de continuidade de

serviço, comparativamente a 2011, os pa-

drões de qualidade de serviço estabelecidos

foram cumpridos, tanto na média como na

baixa tensão.

A nível individual verificaram-se incumprimen-

tos que originaram o pagamento de, aproxi-

madamente, 125 mil euros de compensações

a clientes.

A continuidade de serviço foi alvo de uma

análise pormenorizada no capítulo 4, onde

são apresentados e analisados os resultados

dos indicadores gerais e individuais para a MT

e para a BT (por zona de qualidade de servi-

ço e por ilha/região) e uma análise aos prin-

cipais incidentes verificados.

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, de-

monstram a qualidade da onda de tensão,

no que diz respeito à sua amplitude, tremula-

ção (Flicker), desequilíbrio do sistema trifásico

de tensões, frequência, distorção harmónica,

cavas de tensão e sobretensões. As condi-

ções estipuladas no RQS e pela norma NP EN

50 160 foram cumpridos, com exceção da

tremulação (Terceira, São Jorge, Pico e Cor-

vo), da distorção harmónica (São Miguel) e

do desequilíbrio do sistema trifásico de ten-

sões (Flores). Em relação às cavas de tensão

e às sobretensões existiram situações de mai-

or ou menor severidade em todas as ilhas e

níveis de tensão.

No capítulo 5, dedicado à qualidade da

onda de tensão, encontra-se exposto uma

análise criteriosa e minuciosa de todas as

situações de incumprimento e das cavas

registadas com maior severidade.

5

Índice

Sumário ..................................................................................................................................................................... 3

2. Introdução............................................................................................................................................................ 8

3. Qualidade de serviço comercial ..................................................................................................................... 9

3.1. Satisfação dos clientes ............................................................................................................................... 9

3.1.1. Registo de avarias ................................................................................................................................. 9

3.1.2. Visitas ..................................................................................................................................................... 12

3.1.3. Clientes dos centros de atendimento ............................................................................................. 15

3.1.4. Clientes residenciais (Clientes família) ............................................................................................ 17

3.1.5. Clientes não residenciais (Clientes empresa) ................................................................................ 19

3.2. Qualidade de serviço comercial ............................................................................................................ 22

3.2.1. Indicadores gerais ............................................................................................................................... 22

3.2.2. Indicadores Individuais ....................................................................................................................... 31

3.3. Clientes com necessidades especiais ................................................................................................... 36

3.4. Ações mais relevantes para garantia da qualidade de serviço de âmbito comercial .............. 37

4. Continuidade de serviço ................................................................................................................................. 39

4.1. Indicadores gerais ...................................................................................................................................... 46

4.1.1. Indicadores RT ...................................................................................................................................... 46

4.1.2. Indicadores MT - RAA ......................................................................................................................... 46

4.1.3. Indicadores MT - ilha ........................................................................................................................... 50

4.1.4. Indicadores BT ...................................................................................................................................... 59

4.2. Indicadores individuais .............................................................................................................................. 66

5. Qualidade da onda de tensão ..................................................................................................................... 69

5.1. Plano de monitorização ........................................................................................................................... 69

6

5.2. Qualidade onda de tensão ..................................................................................................................... 72

5.2.1. Amplitude ............................................................................................................................................. 73

5.2.2. Tremulação (Flicker) ........................................................................................................................... 73

5.2.3. Desequilíbrio ......................................................................................................................................... 75

5.2.4. Frequência ........................................................................................................................................... 75

5.2.5. Harmónicos .......................................................................................................................................... 75

5.2.6. Cavas .................................................................................................................................................... 76

5.2.7. Sobretensões ........................................................................................................................................ 85

6. Principais incidentes ......................................................................................................................................... 94

6.1. Santa Maria ................................................................................................................................................. 95

6.1.1. Incidentes por causas próprias ......................................................................................................... 95

6.2. São Miguel ................................................................................................................................................... 97

6.2.1. Incidentes por causas próprias ......................................................................................................... 97

6.2.2. Casos fortuitos ou de força-maior.................................................................................................... 99

6.3. Terceira ...................................................................................................................................................... 101

6.3.1. Incidentes por causas próprias ....................................................................................................... 101

6.4. Graciosa .................................................................................................................................................... 105


6.5. São Jorge ................................................................................................................................................... 109


6.5.2. Casos fortuitos ou de força-maior.................................................................................................. 111

6.6. Pico ............................................................................................................................................................. 115


6.6.2. Casos fortuitos ou de força-maior.................................................................................................. 118

6.7. Faial............................................................................................................................................................. 121

6.8. Flores ........................................................................................................................................................... 125

7


6.9. Corvo .......................................................................................................................................................... 129


7. Ações para a melhoria da qualidade serviço .......................................................................................... 131

Anexos ................................................................................................................................................................... 139

Anexo I - Siglas, abreviaturas e definições ................................................................................................. 139

Anexo II - Classificação das causas das interrupções ............................................................................. 150

8

2. IntroduçãoConforme o estabelecido no Regulamento

de Qualidade de Serviço em vigor na RAA,

compete à Eletricidade dos Açores S.A., co-

mo entidade concessionária do transporte e

distribuição, elaborar, anualmente, o relatório

da qualidade de serviço. Em cumprimento

do estabelecido nesse Regulamento, em

particular o referido nos artigos 38º a 40º, foi

elaborado o presente relatório, onde se apre-

sentam os indicadores que caracterizam a

continuidade de serviço, a qualidade da

onda de tensão, a qualidade de serviço de

âmbito comercial e os resultados dos inquéri-

tos efetuados a clientes, referentes ao ano de

2012.

Em secção própria são, também, apresenta-

dos relatórios sucintos das principais ocorrên-

cias que afetaram a Região, bem como os

incidentes fortuitos com um valor de END

superior a 1 MWh nas ilhas de Santa Maria,

Graciosa, São Jorge, Pico, Faial, Flores e Cor-

vo, ou 5 MWh nas ilhas de São Miguel e Ter-

ceira.

9

3. Qualidade de serviço co-

mercialSabendo que a relação existente entre o

prestador do serviço e o cliente é o retracto

mais fiel da qualidade do serviço prestado,

facilmente se compreende que a enunciada

qualidade do serviço se exprima através de

temas como a brevidade e capacidade de

resposta às solicitações dos clientes, o nível

do atendimento prestado, bem como a assis-

tência técnica e a avaliação da satisfação

dos mesmos. Logo, a qualidade de serviço

comercial é criteriosamente analisada por via

de indicadores gerais, indicadores individuais

e da avaliação do grau de satisfação de

clientes. Os indicadores são baseados em

critérios simples, calculáveis e reguláveis, e

permitem quantificar, qualificar e avaliar o

nível do desempenho técnico e comercial

num determinado período de tempo. Já

quanto à avaliação do grau de satisfação

dos clientes, e apesar de não ser uma tarefa

simples, esta é feita recorrendo ao auxílio de

inquéritos.

Neste sentido, de forma a estar à altura dos

desafios e em constante evolução, a EDA

garantiu em 2006 a certificação pela Norma

NP EN ISO 9001, certificação esta que obe-

dece a requisitos bastante rigorosos e que

visa promover a normatização de produ-

tos/serviços para que a qualidade destes seja

permanentemente melhorada. A adoção da

Norma NP EN ISO 9001 é vantajosa para a

empresa uma vez que lhe confere maior

organização, produtividade e credibilidade,

elementos que são facilmente identificáveis

pelo cliente.

3.1. Satisfação dos clientes

Estando a qualidade comercial estreitamente

ligada à relação do operador de re-

de/comercializador com o cliente, anual-

mente são inquiridos os clientes da Eletricida-

de dos Açores por forma a avaliar o seu grau

de satisfação.

Estes inquéritos são efetuados aos utentes dos

centros de atendimento que aceitam res-

ponder e por amostragem dos clientes resi-

denciais com contacto telefónico atualizado,

dos clientes não residenciais (empresariais) e

dos clientes com contacto telefónico que

solicitaram intervenções do piquete ou que

reportaram avarias, bem como dos clientes

que agendaram intervenções nas suas insta-

lações. O objetivo dos inquéritos realizados é

conhecer a opinião dos clientes relativamen-

te à qualidade do serviço prestado pela EDA

nas vertentes de atendimento, assistência

técnica, entre outras.

É importante salientar que no âmbito de ope-

ração da EDA, enquanto responsável pela

produção/aquisição, transporte, distribuição

e comercialização de energia elétrica, não é

fácil alcançar níveis de desempenho com

elevado “score”, pois nos Açores, um arqui-

pélago de 9 ilhas, deparamo-nos com reali-

dades distintas e complexas, tanto do ponto

de vista geográfico, socioeconómico, como

também cultural.

3.1.1. Registo de avarias

Da esfera de clientes que comunicaram ava-

rias por telefone, 51, dispersos pelos Açores,

responderam ao presente inquérito.

Caracterização do atendimento por

parte do assistente da EDA

Examinando a comunicação de avarias por

parte dos clientes no âmbito do atendimento

10

realizado pelos assistentes da EDA, rapida-

mente percebemos que a satisfação dos

clientes se mantém positiva relativamente ao

ano anterior. Apesar de verificarmos um ligei-

ro decréscimo de 1,7% no que respeita ao

“Profissionalismo”, os aspetos da “Disponibili-

dade e Solicitude” e da “Simpatia” no serviço

prestado, não só preservaram o seu excelen-

te resultado como até chegaram a melhorá-

lo, em 2,3% e 0,2%, respetivamente, (Gráfico

3-1).

Gráfico 3-1 Percentagem de clientes que considera o atendimento Muito bom/Bom – Evolução 2011/12

A avaliação dos clientes no que diz respeito

ao atendimento dos assistentes da EDA foi,

em 2012, considerada como particularmente

positiva nos aspetos “simpatia”, “disponibili-

dade e solicitude” e “profissionalismo” para

90%, 88% e 86% dos clientes alvos do estudo,

que classificaram como Bom ou Muito Bom as

características sujeitas a apreciação, respeti-

vamente.

Gráfico 3-2 Caracterização do atendimento

83%

84%

85%

86%

87%

88%

89%

90%

91%

Disponibilidade e Solicitude Simpatia Profissionalismo

Ano 2011 Ano 2012

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

Muito Boa Boa Nem Boa/Nem Mau Mau Muito Mau NS/NR

Disponibilidade e Solicitude

Simpatia

Profissionalismo

11

Tempo de Espera e Resolução do Pro-

blema

A percentagem de clientes que confirmam

ter esperado, em 2012, menos de 2 horas

pelo piquete foi de 71%, valor muito seme-

lhante ao obtido no ano anterior. Relativa-

mente aos clientes que afirmam ter esperado

mais de 4 horas, a percentagem obtida foi

de 11%, originando um aumento quase irrele-

vante de 1%, já que, em 2011, essa percen-

tagem foi de 10% (Gráfico 3-3).

Gráfico 3-3 Tempo de espera pelo piquete - Evolução 2011/12

Relativamente ao número de clientes que

viram a sua situação “Total/Parcialmente

Resolvida”, no ano de 2012, registou-se uma

percentagem que ronda os 84%. Comparati-

vamente ao ano de 2011, assistiu-se a um

pequeno decréscimo de 5,6% (Gráfico 3-4).

Considerando às situações em que houve

necessidade de uma nova intervenção,

constata-se um estreito aumento na ordem

dos 5%.

Gráfico 3-4 Resolução do problema - Evolução 2011/12

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

Menos de 2 horas Mais de 4 horas

Ano 2011 Ano 2012

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Total/Parcialmente Resolvido Não resolvido/Nova intervenção

Ano 2011 Ano 2012

12

No gráfico abaixo, podemos examinar mais detalhadamente os parâmetros em questão

para o ano em estudo (Gráfico 3-5).

Gráfico 3-5 Resolução do problema

3.1.2. Visitas

Dos 36 clientes que solicitaram, via telefone,

uma intervenção na sua instalação, 14 foram

alvo do presente inquérito. A amostra obtida

está dispersa pelas ilhas de São Miguel, Ter-

ceira, Graciosa, Pico e Faial.

Caracterização do serviço prestado no

contato

Evidenciando a opinião dos clientes que

responderam ao inquérito e sendo estes soli-

citadores de intervenções nas respectivas

instalações, verificámos que a EDA mantém o

seu serviço de qualidade como referência.

A caracterização do serviço prestado no

atendimento continua a alcançar resultados

bastante favoráveis, dado que 86%, 86%, 86%

e 86% dos inquiridos considera que a “dispo-

nibilidade e solicitude”, a “simpatia”, o “pro-

fissionalismo” e a “apresentação”, respetiva-

mente, são Muito Bons ou Bons.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

Totalmente resolvido Parcialmente resolvido Não resolvido/Nova

intervenção

13

Gráfico 3-6 Caracterização do serviço prestado no contato

Aquando da visita às instalações do cliente

efetuada pela equipa técnico-comercial, em

2012, registaram-se valores assinaláveis na

ordem dos 93%, 93%, 86% e 93%, quanto à

“Disponibilidade e Solicitude”, à “Simpatia”,

ao “Profissionalismo” e à “Apresentação”,

respetivamente.

Relativamente ao ano anterior, e apesar dos

ligeiros decréscimos ao nível da “disponibili-

dade e solicitude” e do ”profissionalismo”, a

prestação volta a ser extraordinária (Gráfico

3-7).

Gráfico 3-7 Clientes que consideram a equipa técnico-comercial Muito Boa/Boa - Evolução 2011/12

Podemos observar mais pormenorizadamen-

te os parâmetros em análise, para o ano de

2012, no gráfico abaixo.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

Muito Boa Boa Nem Boa / Nem

Mau

Mau Muito Mau Não Sabe/Não

Responde

Disponibilidade e solicitude

Simpatia

Profissionalismo

Apresentação

75%

80%

85%

90%

95%

100%

105%

Disponibilidade e

solicitude

Simpatia Profissionalismo Apresentação

Ano 2011 Ano 2012

14

Gráfico 3-8 Caracterização da equipa técnico-comercial

Dia e Horário Acordados

Tal como podemos observar através do grá-

fico abaixo (Gráfico 3-9), apenas 7% dos cli-

entes não se recorda se o horário acordado

foi cumprido, o que significa que para os

restantes 93% que foram alvo de intervenções

nas suas instalações não foram registados

atrasos na hora acordada.

Gráfico 3-9 Cumprimento do horário acordado

No que diz respeito à execução do serviço os

resultados são extremamente positivos, pois

93% dos inquiridos viu a sua situação comple-

tamente resolvida, enquanto apenas 7% indi-

ca que a situação ficou parcialmente resol-

vida.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%


Disponibilidade e Solicitude

Simpatia

Profissionalismo

Apresentação

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Sim Não NS/NR

15

Gráfico 3-10 Resolução do problema

3.1.3. Clientes dos centros

de atendimento

Tendo em vista a avaliação da qualidade do

serviço prestado pelos centros de atendimen-

to da EDA, foram inquiridos 514 utentes que

visitaram as instalações dos mesmos, disper-

sos pela Região Autónoma dos Açores.

Observando o Gráfico 3-11verificámos que,

para o ano de 2012, os tempos de atendi-

mento e de espera são inferiores a quatro

minutos para cerca de 79% e 85% dos inquiri-

dos, respetivamente.

Gráfico 3-11 Atendimento e tempo de espera

Relativamente à qualidade do serviço dos

centros de atendimento, em 2012, a opinião

dos clientes que consideram o serviço como

“Muito Bom” ou “Bom” adota os valores de

98%, 97%, 98% e 98%, quanto à “Disponibili-

dade e Solicitude”, à “Simpatia”, ao “Profissi-

onalismo” e à “Apresentação”, respetiva-

mente.

Comparativamente ao ano de 2011, e ape-

sar de se verificar um insignificante decrésci-

mo de 1% na “Simpatia”, todos os outros as-

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Totalmente resolvido Parcialmente Resolvido NS/NR

Ano 2012

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

Até 4 Min. 5 a 9 Min. 10 a 19 Min. + 20 Min.

Tempo de Atendimento

Tempo de Espera

16

petos avaliados mostram que a qualidade do

serviço prestado nos centros de atendimento

da EDA consolida os valores de excelência

que vêm sendo alcançados (Gráfico 3-12).

Gráfico 3-12 Clientes que consideram o serviço prestado nos centros de atendimento Muito Bom/Bom - Evolu-

ção 2011/12

Os resultados que dizem respeito em exclusi-

vo ao ano de 2012 podem ser observados no

gráfico que se segue (Gráfico 3-13).

Gráfico 3-13 Qualidade do serviço prestado nos centros de atendimento

Os inquéritos realizados também permitiram

concluir que, na opinião dos utentes, o aspe-

to das instalações em relação à limpeza,

luminosidade, bem como arrumação, se

encontra entre o Bom e/ou Muito Bom

(Tabela 3-1).

50,0%

60,0%

70,0%

80,0%

90,0%

100,0%

110,0%

Disponibilidade e

solicitude

Simpatia Profissionalismo Apresentação

Ano 2011 Ano 2012

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%


Disponibilidade e solicitude

Simpatia

Profissionalismo

Apresentação

17

Tabela 3-1 Aspeto das instalações

Motivo de deslocação aos centros de

atendimento

O principal motivo referido pelos utentes alvo

deste inquérito para a sua deslocação aos

centros de atendimento foi o pagamento de

faturas. Como segundo motivo de desloca-

ção vêm os pedidos de informação (Tabela

3-2).

Tabela 3-2 Motivo de deslocação aos centros de

atendimento

3.1.4. Clientes residenciais

(Clientes família)

O grau de satisfação dos clientes residenciais

foi obtido através de um inquérito realizado

aos clientes com contacto telefónico atuali-

zado e abarcou uma amostra de 431 clien-

tes, dispersos por todas as ilhas.

Classificação global do serviço prestado

pela EDA

Abordando a opinião dos clientes residenci-

ais inquiridos, e tal como já vinha sendo regis-

tado nos anos anteriores, o serviço fornecido

pela EDA manteve os seus “scores” bastante

positivos, derivado ao facto do serviço ser

classificado como BOM ao nível do “Forne-

cimento de Energia”, do “Prestigio”, da “Con-

fiança” e do “Dinamismo” (Tabela 3-3).

Tabela 3-3 Comparação do serviço prestado (cli-

entes residenciais)

Na tabela abaixo (Tabela 3-4) podemos con-

sultar as diversas classificações alcançadas

em cada uma das ilhas alvo do inquérito.

Lojas

Vertente

Limpeza 5 4,46 4,94 4,18 4,48 4,59 4,61 4,23 4,37

Arrumação 5 4,46 4,94 4,15 4,41 4,59 4,61 4,22 4,34

Luminosidade 5 4,46 4,94 4,18 4,44 4,59 4,58 4,22 4,37

Vila do

PortoNordeste Povoação

Levada

PDL

Matriz

PDL

Ribeira

Grande

Vila

Franca

Angra

Heroísmo

Praia da

Vitória

Lojas

Vertente

Limpeza 4,29 4,91 4,27 4,29 4 4,24 4,06 4,79 4,42

Arrumação 4,38 4,91 4,27 4,33 3,78 4,24 4,15 4,71 4,41

Luminosidade 4,38 4,914 4,27 4,33 4,11 4,24 4,09 4,79 4,42

HortaSanta

Cruz Total

Santa

Cruz Velas Calheta

Madalena

Pico

S.

Roque

Lajes

Pico

Motivo Nº Clientes

Pagamento de facturas 76,2%

Pedido de domiciliação bancária 2,1%

Pedido de fornecimento de energia 1,6%

Pedido de alteração de contrato 2,2%

Pedido de intervenções técnicas

diversas1,6%

Pedido de informações 11,8%

Reclamação 1,2%

Fornecer leitura de electricidade 1,0%

Devolução monetária/pedido de

reembolso0,4%

Solicitar novo contador 0,2%

Cancelar contrato 0,4%

Entregar documentação 0,2%

Adquirir lâmpadas económicas 0,4%

Comunicar alteração de morada 0,2%

Realizar contrato 0,2%

Solicitar adiamento de pagamento 0,1%

Compra de telemóvel 0,2%

VertenteTotal

(2010)

Total

(2011)

Total

(2012)

Fornecimento de

Electricidade3,73 3,86 3,86

Prestígio 3,80 3,90 3,87

Confiança 3,80 3,92 3,91

Dinamismo 3,74 3,83 3,82

18

Tabela 3-4 Classificação global do serviço prestado (clientes residenciais)

Classificação global do atendimento por

parte da EDA

O atendimento é efetuado, por parte da

EDA, através do telefone, em loja, ou pela

equipa técnico-comercial.

Para os inquiridos que participaram neste

estudo, em 2012, o “Atendimento Telefónico”,

o “Atendimento ao Balcão” e o “Serviço

prestado pelo pessoal técnico-comercial”,

atingiram os valores de 63%, 69% e 63%, valo-

res estes considerados como “Muito

Bom/Bom”, respetivamente.

Relativamente a 2011, e quanto aos aspetos

em avaliação, constatámos que o serviço

prestado mantém a qualidade demonstrada

em anos transatos, denotando-se apenas um

ligeiro decréscimo de 3,3% quanto ao “Servi-

ço prestado pelo pessoal técnico-comercial”

e um suave aumento de 4% quanto ao

“Atendimento Telefónico”.

Gráfico 3-14 Evolução dos clientes residenciais que consideram o atendimento Muito Bom/Bom - Evolução

2011/12

Observando cada classificação, mais deta-

lhadamente, concluímos que a maioria dos

inquiridos avalia o desempenho por parte da

EDA como Muito Bom/Bom, no ano de 2012.

VertenteSanta

Maria

São

MiguelTerceira Graciosa

São

JorgePico Faial Flores Corvo

Fornecimento de

Electricidade3,80 4,01 3,59 3,67 3,87 4,07 3,68 3,63 4,00

Prestígio 3,90 4,02 3,54 4,20 4,07 3,96 3,71 3,88 4,00

Confiança 3,90 4,07 3,55 4,17 3,93 4,11 3,79 4,00 4,00

Dinamismo 4,00 3,94 3,56 4,00 3,87 4,07 3,52 3,88 4,00

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Atendimento Telefónico Atendimento Balcão Serviço prestado pelo pessoal

técnico-comercial

Ano 2011 Ano 2012

19

Gráfico 3-15 Caracterização do atendimento (Clientes residenciais

3.1.5. Clientes não residen-

ciais (Clientes empresa)

O grau de satisfação dos clientes não resi-

denciais foi obtido através de um inquérito

realizado aos clientes empresariais que

abrangeu um total de 24 clientes, dispersos

por várias ilhas.

Classificação global do atendimento por

parte da EDA

O atendimento efetuado pela EDA aos clien-

tes não residenciais (empresas) é geralmente

realizado por telefone ou pela equipa técni-

co-comercial.

Para o ano de 2012 e relativamente à quali-

dade do “Atendimento Telefónico”, a opini-

ão dos clientes que consideram o serviço

como “Muito Bom/Bom” atingiu valores bas-

tante satisfatórios na ordem dos 58%. No que

diz respeito ao “Serviço prestado pela equipa

técnico-comercial” registou-se 79% (Gráfico

3-16).

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

Muito Bom Bom Nem Bom/Nem Mau Mau

Atendimento Telefónico

Atendimento Balcão

Serviço prestado pelo pessoal técnico-

comercial

0%

5%

10%

15%

20%

25%

Muito Mau Nunca utilizou/Não conhece NS/NR


Atendimento Balcão

Serviço prestado pelo pessoal técnico-comercial

20

Gráfico 3-16 Caracterização do atendimento (Clientes não residenciais)

Olhando para 2011 em termos comparativos,

verificámos ligeiros decréscimos sem qual-

quer expressão, o que significa que a quali-

dade do serviço se mantém consolidada em

valores como “Bom” e “Muito Bom”, (Gráfico

3-17).

Gráfico 3-17 Evolução dos clientes empresariais que consideram o atendimento Muito Bom/ Bom - Evolução

2011/12

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

Muito Boa Boa Nem Boa / Nem Mau Mau Muito Mau NS/NR


Serviço prestado pelo pessoal técnico-

comercial

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

Atendimento Telefonico Serviço prestado pelo pessoal técnico-comercial

Ano 2011 Ano 2012

21

Classificação Global do Serviço Prestado

pela EDA

O quadro seguinte descreve o score médio

da opinião global dos entrevistados sobre

alguns aspetos relativos à EDA.

Tabela 3-5 Caracterização global do serviço pres-

tado (Clientes não residenciais)

Em relação ao ano anterior, os resultados

alcançados em 2012 comprovam que, na

ótica dos clientes empresariais, a EDA tem

consolidado as suas boas prestações relati-

vamente aos aspetos analisados, resultados

estes que comprovam o esforço da EDA na

busca do serviço mais apropriado que permi-

ta servir os seus clientes com a melhor eficá-

cia e qualidade possíveis.

Tabela 3-6 Comparação do serviço prestado (Cli-

entes não residenciais)

VertenteSão

MiguelTerceira Faial Total

Fornecimento de

Eletricidade3,78 4,25 4,00 3,88

Prestígio 3,83 4,00 4,00 3,88

Confiança 3,72 4,00 4,00 3,79

Dinamismo 3,61 4,00 3,50 3,67

VertenteTotal

(2010)

Total

(2011)

Total

(2012)

Fornecimento de

Electricidade3,50 3,86 3,88

Prestígio 3,70 3,91 3,88

Confiança 3,48 3,77 3,79

Dinamismo 3,44 3,59 3,67

22

3.2. Qualidade de serviço comercial

3.2.1. Indicadores gerais

Perspetivando avaliar o relacionamento co-

mercial que os operadores de re-

de/comercializadores têm com os clientes

foram criados os Indicadores Gerais de Qua-

lidade de Serviço, indicadores estes que es-

tabelecem o nível mínimo de qualidade de

serviço a assegurar pela entidade comerciali-

zadora, neste caso, a EDA.

Na Tabela 3-7 são apresentados os indicado-

res estabelecidos e quantificados no artigo

30º do RQS em vigor e as respectivas realiza-

ções.

A EDA apenas tem contratos com clientes

vinculados, pelo que não apresenta qualquer

indicador para clientes não vinculados

Abordando a tabela seguinte podemos

comprovar que, no ano de 2012, não só to-

dos os indicadores da qualidade de serviço

comercial são plenamente cumpridos por

parte da EDA, como até, na sua grande mai-

oria, são superados os valores obtidos no ano

anterior.

A existência de 9 ilhas representa dificuldades

acrescidas tanto do ponto de vista da gestão

do sistema electroprodutor como da perspe-

tiva do relacionamento comercial, pois a

dispersão de recursos humanos, a necessida-

de destes desempenharem múltiplas tarefas,

por vezes em distintas áreas de negócio, são

fatores determinantes no desempenho quali-

tativo do serviço prestado. Dado que os re-

cursos são escassos em algumas ilhas, deter-

minadas contingências, como por exemplo o

absentismo por razões de saúde (ou outras),

são obstáculos delimitadores ao normal fun-

cionamento dos serviços, e ao cumprimento

dos padrões de qualidade estabelecidos.

23

Tabela 3-7 Indicadores gerais do relacionamento comercial

Percentagem de orçamentos de ramais

de baixa tensão elaborados no prazo

máximo de 20 dias úteis

O ponto 7.3.1. do anexo 2 do RQS determina

que, para o cálculo deste indicador, estão

excluídos os casos de inexistência de rede de

distribuição no local onde se localiza a insta-

lação de utilização a alimentar, assim como,

os casos em que existindo rede, seja necessá-

rio reforçar a mesma.

No Gráfico 3-18 estão representados os des-

vios verificados em 2012 entre a realização e

o padrão exigido pelo RQS (95%) relativa-

mente ao indicador em estudo.

Analisando o seguinte gráfico podemos con-

cluir que o padrão exigido pelo RQS foi to-

talmente cumprido em todas as ilhas, sendo

que, na ilha com resultado menos expressivo

(Santa Maria), ainda assim, este padrão é

ultrapassado em 3,59 pontos percentuais.

Essencial será salientar que 4 das 9 ilhas (Gra-

ciosa, Faial, Flores e Corvo) ultrapassaram o

padrão em 5 pontos percentuais, ou seja,

obtiveram 100% de eficácia.

Globalmente, assistimos a um acréscimo de

4,58% face aos 95% impostos pelo RQS, isto

porque, dos 5 221 orçamentos que foram

solicitados, 5 199 foram respondidos dentro

do prazo dos 20 dias úteis.

Indicadores GeraisPadrão

(%)

Realização

2010 (%)

Realização

2011 (%)

Realização

2012 (%)

Percentagem de orçamentos de ramais e chegadas

em BT deverão ser elaborados até 20 dias úteis.95 98,89 99,70 99,58

Percentagem dos ramais e chegadas em BT deverão

ser executados até 20 dias úteis.95 98,17 98,48 98,75

Percentagem de ligações à rede de instalações de BT

que deverão ser executadas até 2 dias úteis, após

celebração do contrato de fornecimento de energia

eléctrica.

90 100,00 99,68 99,94

Percentagem de atendimentos com tempos de espera

até 20 minutos nos centros de atendimento90 96,57 98,49 98,58

Percentagem de atendimentos com tempos de espera

até 60 segundos, no atendimento telefónico centralizado.80 93,95 93,76 87,89

Percentagem de clientes com tempo de reposição de

serv iço até 4 horas, na sequência de interrupções de

fornecimento acidentais.

80 98,83 99,44 95,21

Percentagem de reclamações apreciadas e respondidas

até 15 dias úteis.95 99,49 99,37 100,00

Percentagem de pedidos de informação, apresentados

por escrito, respondidos até 15 dias úteis.90 100,00 99,44 100,00

Percentagem de clientes de BT cujo contador tenha sido

objecto de pelo menos uma leitura durante o último ano

civ il.

98 98,87 98,66 98,52

24

Gráfico 3-18 Elaboração de orçamentos de pedidos de fornecimento de energia

Percentagem de ramais de baixa tensão

executados no prazo máximo de 20 dias

úteis

Para o cálculo do indicador “Percentagem

de ramais de baixa tensão executados no

prazo máximo de 20 dias úteis”, está estipula-

do no ponto 7.3.1 do anexo 2 do RQS que só

devem ser considerados os tempos que de-

correm desde a data em que são acordadas

as condições económicas de realização dos

trabalhos até à sua conclusão, excluindo-se

os casos de inexistência de rede de distribui-

ção no local onde se situa a instalação de

utilização a alimentar, bem como os casos

em que, existindo rede, seja necessário pro-

ceder ao seu reforço.

As diferenças entre a realização e o padrão

exigido no RQS (95%) relativamente a este

indicador podem ser observadas no Gráfico

3-19.

Analisando o gráfico seguinte concluímos

que o padrão exigido pelo RQS foi suplanta-

do em todas as ilhas, sendo que, em 3 das 9

ilhas (Faial, Flores e Corvo), esse padrão foi

superado em 5 pontos percentuais, sinónimo

da eficácia revelada pelas equipas da EDA

nessas ilhas.

A execução atempada de 4810 ramais dos

4871 solicitados fez com que, no geral, a EDA

superasse o limite mínimo de realização exi-

gido em 3,75% relativamente a este indica-

dor.

92%

93%

94%

95%

96%

97%

98%

99%

100%

Santa

Maria

São

Miguel

Terceira Graciosa São

Jorge

Pico Faial Flores Corvo EDA

25

Gráfico 3-19 Execução de pedidos de fornecimento de energia

Percentagem de ativações de forneci-

mento de instalações de baixa tensão,

executadas no prazo máximo de dois

dias úteis após a celebração do contra-

to de fornecimento de energia elétrica

Conforme estabelecido no ponto 7.3.2 do

anexo 2 do RQS, no cálculo deste indicador

não são consideradas as ligações em que o

cliente solicite uma data de ligação posterior

aos dois dias úteis regulamentarmente esta-

belecidos, sendo que também não são con-

sideradas situações onde a ligação não é

executada por facto imputável ao cliente.

Por outro lado, no seu cálculo apenas são

tidas em conta as situações em que o ramal

já se encontra estabelecido, que envolvam

somente a colocação ou operação de equi-

pamentos de corte ao nível da portinhola, da

caixa de coluna, a ligação ou montagem do

contador de energia elétrica e do disjuntor

de controlo de potência, ou ainda situações

onde o contador já está montado.

Relativamente a este indicador, podemos

observar as variações verificadas entre a

realização e o padrão exigido no RQS (90%)

no Gráfico 3-20.

Assim, visto que a variação entre o padrão

exigido e o resultado alcançado foi de 9,94%,

fruto da total eficácia alcançada em 7 das 9

ilhas do Arquipélago, podemos comprovar

que o padrão estipulado foi largamente ul-

trapassado, o que revela uma vez mais que

também nesta matéria a EDA consolida a

excelência que caracteriza o seu serviço.

92%

93%

94%

95%

96%

97%

98%

99%

100%

Santa

Maria

São

Miguel


Jorge


26

Gráfico 3-20 Tempo médio de ligação

Percentagem de atendimentos com

tempos de espera até 20 minutos nos

centros de atendimento

De acordo com o estipulado no ponto 7.3.3

do anexo 2 do RQS e no caso concreto do

atendimento presencial dos centros de aten-

dimento, o cálculo do respetivo indicador é

determinado pelo tempo que medeia entre

o instante em que a senha é retirada, sendo

atribuído o número de ordem, e o início do

atendimento. Este deve ser calculado para

cada um dos três centros de atendimento

com maior número de utentes. Assim sendo,

a análise irá recair nas ilhas de São Miguel e

Terceira, pois é nestas ilhas que se encontram

os centros de atendimento com maior fluxo

de clientes.

A análise do Gráfico 3-21, que representa os

desvios da realização face ao padrão exigi-

do no RQS (90%), permite-nos concluir que a

EDA não só cumpriu o limite estabelecido,

como chegou a ultrapassá-lo em 8,58 pontos

percentuais.

Gráfico 3-21 Tempo de espera nos centros de atendimento até 20 minutos

84%

86%

88%

90%

92%

94%

96%

98%

100%

Santa

Maria

São

Miguel


Jorge


84%

86%

88%

90%

92%

94%

96%

98%

100%

Matriz de Ponta

Delgada

Angra do Heroísmo Ribeira Grande Total Lojas

27

Percentagem de atendimentos com

tempos de espera até 60 segundos no

atendimento telefónico centralizado

O indicador relativo ao atendimento telefó-

nico é determinado tendo em conta o tem-

po que decorre entre o primeiro sinal de

chamada e o instante em que a chamada é

atendida, conforme está disposto no ponto

7.3.3 do anexo 2 do RQS.

Atendendo a que o Gráfico 3-22 apresenta

as diferenças verificadas entre a realização e

o padrão estabelecido regulamentarmente

(80%) no indicador “Atendimentos com tem-

pos de espera até 60 segundos no atendi-

mento telefónico centralizado”, concluímos

que o padrão estipulado foi plenamente

cumprido. O atendimento de 254 745 cha-

madas (para um total de 289 845) num espa-

ço temporal inferior a 60 segundos, fez com

que o padrão fosse largamente ultrapassado

em 7,89 pontos percentuais, evidenciando

uma vez mais a eficácia deste serviço.

Gráfico 3-22 Atendimento telefónico com tempos de espera inferiores a 60 segundos

Percentagem de clientes com tempo de

reposição de serviço até 4 horas, na se-

quência de interrupções de fornecimen-

to acidentais

Está estipulado no ponto 7.3.4 do anexo 2 do

RQS que, para o cálculo do indicador “Per-

centagem de clientes com tempo de reposi-

ção de serviço até 4 horas, na sequência de

interrupções de fornecimento acidentais”,

apenas deve ser considerada a reposição de

serviço na sequência de interrupções longas

com causas imprevistas.

É possível constatar, através dos desvios exis-

tentes entre a realização e o limite mínimo

imposto no RQS (80%) que, para o indicador

em estudo, o padrão regularmente estipula-

do foi amplamente superado.

No ano de 2012 ocorreram cerca de 1 134

350 interrupções em clientes da EDA, porém,

apenas 54 324 tiveram tempos de reposição

de serviço superiores ao estipulado pelo RQS,

perfazendo assim, ao nível do cumprimento

do indicador, uma realização que atingiu o

valor de 95,21%.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez EDA

28

Gráfico 3-23 Percentagem de clientes com reposição de serviço até 4 horas

Percentagem de reclamações aprecia-

das e respondidas até 15 dias úteis

Para o cálculo deste indicador devem ser

consideradas todas as reclamações apresen-

tadas, sejam elas de natureza comercial ou

técnica, de acordo com o estabelecido no

ponto 7.3.5 do anexo 2 do RQS.

As variações existentes entre a realização e o

padrão estabelecido no RQS (95%) encon-

tram-se visíveis no Gráfico 3-24 e, através da

análise do mesmo, concluímos que o indica-

dor não só ultrapassou o padrão estipulado,

como atingiu a sua plenitude.

A realização global atingiu os 100%, dado

que todas as reclamações apresentadas (1

944) foram apreciadas e respondidas dentro

do prazo estipulado pelo RQS.

Gráfico 3-24 Percentagem de reclamações apreciadas e respondidas até 15 dias úteis

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Santa

Maria

São

Miguel


Jorge


92%

93%

94%

95%

96%

97%

98%

99%

100%

Santa

Maria

São

Miguel


Jorge


29

Percentagem de pedidos de informa-

ção, apresentados por escrito, respondi-

dos até 15 dias úteis

Quanto aos pedidos de informação que a

EDA recebeu por escrito, está estabelecido

no RQS que 90% destes pedidos sejam res-

pondidos até 15 dias úteis.

Sabendo que o padrão estipulado pelo RQS

para este indicador é de 90% e o desvio entre

a realização e o padrão exigido (Gráfico

3-25) atinge os 10%, concluímos que o limite

regulamentar foi cumprido integralmente,

salientando que todos os pedidos de infor-

mação recebidos foram respondidos antes

dos 15 dias úteis.

Gráfico 3-25 Percentagem de pedidos de informação respondidos até 15 dias úteis

Percentagem de clientes de baixa ten-

são normal cujo contador tenha sido

objeto de pelo menos uma leitura duran-

te o último ano civil

Tal como previsto no ponto 7.3.6 do anexo 2

do RQS e para clientes com potência contra-

tada igual ou inferior a 41,4 kVA, para o cál-

culo deste indicador são consideradas as

leituras efetuadas pela entidade concessio-

nária do transporte e distribuição e pelo clien-

te. As segundas habitações em que o conta-

dor não se encontra disponível para a leitura,

não são consideradas no seu cálculo, con-

forme estabelecido regularmente.

Nos termos do RQS, os contadores dos clien-

tes de baixa tensão devem ser lidos uma vez

por cada ano civil.

Tabela 3-8 Contadores não lidos

De acordo com as variações entre a realiza-

ção e o limite estabelecido regulamentar-

mente (98%) para o indicador “Clientes de

baixa tensão normal cujo contador tenha

sido objeto de pelo menos uma leitura duran-

te o último ano civil”, patentes no Gráfico

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Santa

Maria

São

Miguel


Jorge


I lha Contadores não lidos

Santa Maria 16

São Miguel 954

Terceira 449

Graciosa 12

São Jorge 110

Pico 79

Faial 103

Flores 2

Corvo 0

EDA 1725

30

3-26, constata-se que o padrão foi exem-

plarmente cumprido em toda a Região.

Gráfico 3-26 Contadores BTN com uma leitura

97,0%

97,5%

98,0%

98,5%

99,0%

99,5%

100,0%

Santa

Maria

São

Miguel


Jorge


31

3.2.2. Indicadores Individuais

Visando caracterizar e avaliar o desempenho

que a entidade concessionária tem de asse-

gurar a cada cliente, surgiram os indicadores

individuais de relacionamento comercial. Os

níveis mínimos exigidos estão previstos no

artigo 37º do Regulamento de Qualidade de

Serviço, assim como o pagamento de uma

compensação monetária pelo incumprimen-

to dos mesmos. O pagamento da referida

compensação deve ser efetuado na primeira

fatura emitida até 45 dias úteis após a data

da ocorrência do facto que originou o direito

à compensação. A Tabela 3-9 permite-nos

observar os indicadores individuais da quali-

dade a avaliar no relacionamento comercial.

Tabela 3-9 Indicadores individuais e padrões da qualidade comercial

Visitas às instalações dos clientes

O procedimento corrente da estrutura de

atendimento da EDA prevê que se informem

os clientes no que se refere ao direito de op-

ção que lhes assiste para poderem optar

pela marcação de uma ordem programada

(OPCC – Ordem programada com os Clien-

tes), que garanta um intervalo de três horas,

durante o qual os técnicos ao serviço da EDA

assegurarão a sua presença para a realiza-

ção de qualquer trabalho que exija, tam-

bém, a presença dos clientes nos locais da

instalação. Alternativamente, a EDA também

informa os clientes que poderão optar por

serem contactados imediatamente antes de

se dirigirem à instalação, combinando uma

hora que possa melhor servir ambas as partes,

evitando esperas prolongadas e situações de

absentismo que poderão sobretudo penalizar

os clientes que não terão outra alternativa

senão a de faltarem ao serviço ou a solicita-

rem dispensa do mesmo. A realidade da

Região Autónoma dos Açores, onde as aces-

sibilidades são facilitadas (distâncias mais

curtas a cumprir), permitem à maioria dos

clientes optar por esta última prerrogativa.

Com estas medidas procura-se otimizar o

funcionamento das equipas, evitando-se

deslocações infrutíferas às instalações dos

clientes, possíveis atrasos nas visitas às instala-

ções de outros clientes, bem como esperas

excessivas por parte destes.

Focando o ano de 2012, e considerando o

procedimento descrito, não se verificaram

Indicadores Indiv iduais Padrões

Visitas às instalações dos clientesCumprimento do intervalo de 3 horas combinado

para a realização da v isita

Início da intervenção nos seguintes prazos máximos:

- Clientes de baixa tensão (BT):

· Zonas A e B - quatro horas;

· Zonas C - cinco horas;

· Restantes clientes - quatro horas.

Retoma do fornecimento nos seguintes prazos máximos:

·Até às 17 horas do dia seguinte àquele em que

se verificou a regularização da situação, no caso dos

clientes de BT;

·No período de 8 horas, a contar do momento.

de regularização da situação, para os restantes clientes.

Apreciação no prazo máximo de 15 dias úteis

Retoma do fornecimento de energia eléctrica após

suspensão do serv iço por facto imputável ao cliente.

Tratamento de reclamações - Facturação ou Cobrança,

características técnicas da tensão e funcionamento do

equipamento de contagem.

Assistência técnica após comunicação, pelo cliente, de

avaria na sua alimentação indiv idual de energia

eléctrica.

32

visitas às instalações dos clientes fora do intervalo de 3 horas previsto no RQS.

Tabela 3-10 Ordens programadas com o cliente

Assistência técnica após comunicação,

pelo cliente, de avaria na sua alimenta-

ção individual de energia elétrica

De acordo com o art.º 35 do RQS sempre que

a entidade concessionária do transporte e

distribuição tenha conhecimento de avarias

na alimentação individual de energia elétrica

dos seus clientes, deve dar início à interven-

ção dos trabalhos com o objetivo do seu

restabelecimento no máximo de 4 horas,

para clientes de baixa tensão das zonas de

qualidade de serviço A e B, 5 horas se for da

zona C. Se a comunicação da avaria à enti-

dade concessionária do transporte e distri-

buição for efetuada fora do período das 8 às

23 horas, os prazos atrás indicados apenas

começam a contar a partir das 8 horas da

manhã seguinte.

Em 2012 foram identificadas 86 situações de

incumprimento dos padrões definidos no art.º

supracitado, das quais 84 são de clientes BTN

com potência <=20,7 kVA e 2 são de clientes

com potência => 20,7 kVA, e, de acordo com

o n.º 6 do art.º 47 do RQS, foi efetuado o pa-

gamento de compensações no montante de

1 310,00€.

Importante será realçar que, se a avaria co-

municada à entidade concessionária se si-

tuar na instalação individual do cliente e for

da sua responsabilidade, a entidade conces-

sionária pode exigir-lhe o pagamento de

uma quantia referente à deslocação efetua-

da (preço regulado).

Tal como nos mostra a Tabela 3-11, durante o

ano de 2012 verificaram-se 833 avarias co-

municadas que se situaram na instalação do

cliente, sendo 821 referentes a clientes BTN,

10 a clientes BTE e 2 a clientes MT. Estas avari-

as deram origem a uma indemnização de

6.557,50€ a favor da EDA, dos quais 6 407,50€

de consumidores de baixa tensão (BTN –

6.157,50€ e BTE – 250€) e 150€ de consumido-

res de média tensão.

Quantidade Fora de intervalo EDA Cliente

Santa Maria 0 0 0 0

São Miguel 40 0 0 0

Terceira 30 0 0 0

Graciosa 0 0 0 0

São Jorge 1 0 0 0

Pico 2 0 0 0

Faial 4 0 0 0

Flores 0 0 0 0

Corvo 0 0 0 0

Totais 77 0 0 0

I lha

OPCCResponsabilidade do fora de

intervalo

33

Tabela 3-11 Compensações pagas pelos clientes

Retoma do fornecimento de energia

elétrica após suspensão 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 debelada a situa-

ção que levou à suspensão do serviço e li-

quidados os pagamentos determinados le-

galmente, a entidade concessionária de

transporte e distribuição tem um prazo máxi-

mo, tal como estabelecido no RQS, para

restabelecer o fornecimento de energia elé-

trica na instalação individual do cliente.

Analisando a Tabela 3-12 podemos apurar

que das 12 881 reposições do fornecimento

de energia elétrica efetuadas após suspen-

são do serviço por facto imputável ao clien-

te, apenas uma não foi efetuada dentro do

prazo estipulado pelo RQS.

Tabela 3-12 Retoma do fornecimento de energia elétrica após suspensão do serviço por facto imputável ao

cliente

Tratamento de reclamações relativas a

faturação e cobranças

Sempre que um cliente da concessionária do

transporte e distribuição da RAA apresentar

uma reclamação relativa a faturação ou

cobrança, o RQS obriga a entidade conces-

sionária de transporte e distribuição a apreci-

ar e informar o cliente do resultado da apre-

ciação ou propor uma reunião de forma a

promover o completo esclarecimento do

assunto, no prazo máximo de 15 dias, após a

data de receção da reclamação.

De acordo com a Tabela 3-13, e da totalida-

de das 150 reclamações recebidas, verifica-

se que não houve reclamações respondidas

fora do prazo, estando apenas 6 pendentes

de resposta.

Número Valor (€) Número Valor (€) Número Valor (€)

Santa Maria 20 150,00 1 25,00 0 0,00

São Miguel 259 1942,50 3 75,00 0 0,00

Terceira 364 2730,00 1 25,00 0 0,00

Graciosa 23 172,50 2 50,00 0 0,00

São Jorge 39 292,50 0 0,00 0 0,00

Pico 51 382,50 3 75,00 0 0,00

Faial 53 397,50 0 0,00 2 150,00

Flores 12 90,00 0 0,00 0 0,00

Corvo 0 0,00 0 0,00 0 0,00

Total EDA 821 6157,50 10 250,00 2 150,00

MT

I lha

BTN BTE

I lhaNúmero Fora do prazo (Nº) Dentro do prazo (Nº) Dentro do prazo (%)

Santa Maria 381 0 381 100,00

São Miguel 5537 0 5537 100,00

Terceira 3562 0 3562 100,00

Graciosa 289 0 289 100,00

São Jorge 492 1 491 99,80

Pico 1293 0 1293 100,00

Faial 1074 0 1074 100,00

Flores 230 0 230 100,00

Corvo 23 0 23 100,00

EDA 12881 1 12880 99,99

34

Tabela 3-13 Tratamento de reclamações relativas a faturação e cobranças

Reclamações relativas às características

técnicas da tensão

Está estabelecido no artigo 43º do RQS que a

entidade concessionária do transporte e

distribuição deve dar resposta ao cliente, por

escrito, informando que efetuou o tratamen-

to da reclamação, considerando a reclama-

ção improcedente ou justificando a falta de

qualidade da tensão de alimentação, junto

com as ações corretivas e o seu prazo de

implementação. A EDA promoverá sempre

uma visita à instalação do cliente de forma a

verificar a qualidade da tensão e analisar a

eventual causa do sucedido. Estas ações

devem ser implementadas dentro do prazo

de 15 dias úteis após receção da reclama-

ção.

Quanto ao indicador em estudo, e segundo

a Tabela 3-14, constata-se que das 40 recla-

mações recebidas apenas 4 estão penden-

tes de resposta, não se verificando nesta

matéria casos de resposta fora do prazo esti-

pulado pelo RQS.

Tabela 3-14 Reclamações relativas às características técnicas da tensão

I lha

Grupo de

AcçãoEntradas Respondidas

Respondidas dentro

do prazo do RQS

Respondidas fora

do prazo do RQSPendentes

Facturação 1 1 1 0 0

Cobrança 0 0 0 0 0


Cobrança 54 53 53 0 1


Cobrança 19 20 20 0 0


Cobrança 3 3 3 0 0


Cobrança 1 1 1 0 0


Cobrança 6 6 6 0 0


Cobrança 6 5 5 0 1


Cobrança 4 4 4 0 0


Cobrança 0 0 0 0 0


Cobrança 93 92 92 0 2Total EDA

Santa Maria

São Miguel

Terceira

Graciosa

São Jorge

Pico

Faial

Flores

Corvo

I lhaEntradas Respondidas

Respondidas fora

do prazo do RQS

Respondidas dentro

do prazo do RQS (%)Pendentes

Santa Maria 0 0 0 0 0

São Miguel 18 18 0 18 0

Terceira 18 15 0 15 3

Graciosa 0 0 0 0 0

São Jorge 0 0 0 0 0

Pico 3 2 0 2 1

Faial 1 1 0 1 0

Flores 0 0 0 0 0

Corvo 0 0 0 0 0

Total EDA 40 36 0 36 4

35

Reclamações relativas a sistemas de

contagem

As reclamações relativas ao funcionamento

do equipamento de contagem devem ser

acompanhadas da descrição de factos que

coloquem em evidência a possibilidade do

equipamento estar a funcionar fora das mar-

gens de erro admitidas regulamentarmente.

A entidade concessionária do transporte e

distribuição deve proceder à verificação dos

factos na instalação do cliente num prazo

máximo de 15 dias úteis.

Analisando a Tabela 3-15 conclui-se que, no

ano de 2012, todas as reclamações efetua-

das relativas aos sistemas de contagem obti-

veram resposta dentro dos prazos limites es-

tabelecidos no regulamento de qualidade

de serviço.

As duas reclamações que estão pendentes

encontram-se neste estado por motivos de

validação técnica final.

Tabela 3-15 Reclamações relativas a sistemas de contagem

I lha

Grupo de

acçãoEntradas Respondidas

Respondidas fora

do prazo do RQS

Respondidas dentro

do prazo do RQS (%)Pendentes

Santa MariaSistema de

Contagem8 8 0 8 0

São MiguelSistema de

Contagem66 67 0 67 1

TerceiraSistema de

Contagem35 34 0 34 1

GraciosaSistema de

Contagem0 0 0 0 0

São JorgeSistema de

Contagem5 5 0 5 0

PicoSistema de

Contagem7 7 0 7 0

FaialSistema de

Contagem2 2 0 2 0

FloresSistema de

Contagem4 4 0 4 0

CorvoSistema de

Contagem1 1 0 1 0

Total EDASistema de

Contagem128 128 0 128 2

36

3.3. Clientes com necessidades especiais

Nos artigos 27º, 28º e 29º do Regulamento da

Qualidade de Serviço estão estabelecidas

um conjunto de regras destinadas a acaute-

lar um relacionamento comercial com quali-

dade entre os operadores de re-

de/comercializadores e os clientes com ne-

cessidades especiais.

Além de manter os contactos anteriormente

estabelecidos com um vasto conjunto de

associações de deficientes, a EDA encontra-

se também a validar todos os dados forneci-

dos previamente pelas mesmas, de forma a

garantir que a sua base de dados esteja

permanentemente atualizada. Paralelamen-

te continuam a ser desenvolvidos esforços

junto da Direção Regional de Solidariedade e

Segurança Social e de outras entidades re-

presentativas dos interesses dos clientes alvo,

com vista à recolha de mais informação cor-

relacionada. Em simultâneo com as ações

acima descritas, encontram-se disponíveis,

em todos os centros de atendimento comer-

cial, folhetos informativos e impressos de re-

gisto para clientes com necessidades especi-

ais.

Apesar de todos os esforços desenvolvidos no

sentido de ter o máximo de informação em

relação aos seus clientes com necessidades

especiais, a EDA não tem obtido a reciproci-

dade necessária e legitimamente esperada

da parte dos clientes, o mesmo acontecendo

em relação às suas instituições representati-

vas.

Na Tabela 3-16 encontra-se disposto o núme-

ro de clientes registado com necessidades

especiais.

Tabela 3-16 Número de clientes com necessidades especiais registados

Ilha Concelho Auditivos

Motores c\

cadeiras de

rodas

VisuaisDependentes de

equipamentos médicos

Total

Santa Maria Vila do Porto 1 1 2

Ponta Delgada 2 25 13 40

Lagoa 1 6 1 8

Vila Franca do Campo 0 0

Povoação 0 0

Nordeste 1 1 2

Ribeira Grande 5 1 6

Angra do Heroismo 2 6 8

Praia da Vitoria 2 1 3

Graciosa Santa Cruz da Graciosa 0 0

Calheta S. Jorge 1 0 1

Velas 3 3 6

Lajes do Pico 1 1 2

Madalena 4 1 0 5

São Roque do Pico 0 0

Faial Horta 5 3 8

Stª. Cruz das Flores 0 0

Lajes das Flores 0 0

Corvo Vila Nova do Corvo 0 0

EDA 3 5 52 31 91

Flores

São Miguel

Terceira

São Jorge

Pico

37

3.4. Ações mais relevantes para garantia da qualidade de serviço

de âmbito comercial

Política da Qualidade

Decorrente do processo de confirmação e

acompanhamento da condição de empresa

acreditada segundo a norma ISO 9001, foram

realizadas, como habitualmente, várias audi-

torias, incluindo a auditoria externa de reno-

vação, por mais 3 anos, da Certificação da

atividade de comercialização de energia,

potência e serviços conexos, levada a efeito

pela SGS ICS, sendo os resultados inteiramen-

te demonstrativos, uma vez mais, da exce-

lência dos serviços oferecidos pela EDA.

Upgrade tecnológico e funcional do call

center da Eda

Foi concluída a fase de evolução tecnológi-

ca do sistema aplicacional afeto ao Call

Center da EDA, através da implementação

de uma solução de telefonia IP Altitude Vbox

(com redundância), incluindo a instalação

de um novo ambiente aplicacional de de-

senvolvimento e produção, a adaptação de

scripts IVR, conversão de scripts de operador,

migração das funcionalidades da central

telefónica da Alcatel para a solução IP e das

configurações atuais para a nova solução,

bem como a configuração a instalação de

uma solução de reporting e Widgets de

“Wallboard”, em substituição do painel mural

anterior.

Projeta-se, para 2013 a realização da com-

ponente funcional que irá ter um impacto

direto no serviço aos clientes, designadamen-

te ao nível da construção e alteração de

scripts de voz dirigidos ao atendimento au-

tomático e a campanhas de “outbound”,

preparação de listagens para notificação

dirigida aos clientes com corte eminente

(“dunning” de dívida”), preparação de lista-

gens para emissão e envio de sms e e-mail,

gestão descentralizada do atendimento e

reencaminhamento para serviços ou apoio

em “back office” e eventual interface de

registos de incidentes com o SGI (Sistema de

Gestão de Incidentes), designadamente

para reporte atempado de interrupções pro-

gramadas com afetação a locais de consu-

mo.

Alterações Decorrentes do Novo Período

Regulatório 2012-2014

À semelhança do que já acontecia em Por-

tugal continental e, em parte, na RAM, foram

implementadas, na RAA, novas regras para

clientes com potências contratadas superio-

res a 41,4 kVA, que passaram, todos, para a

opção tarifária de BTE, com evidência de

vantagens comerciais para o cliente, na es-

magadora maioria dos casos, obrigando à

substituição plena dos sistemas de contagem

instalados.

Do mesmo modo, foram adotados os proce-

dimentos necessários à entrada do primeiro

escalão da tarifa de energia reativa (0,3 ≤ tg

<0,4), dos clientes afetos aos segmentos

tarifários BTE e MT, situação que obrigou à

reparametrização, quer do sistema aplicaci-

onal comercial, quer dos equipamentos de

medida instalados.

Ainda em 2012, atuando em correspondên-

cia com o anúncio da extinção da tarifa de

IP para 2013, a EDA efetuou a simulação de

todos os contratos com vista a disponibilizar

informação adequada e atempada a uma

tomada de decisão pelos clientes.

Ações de caráter promocional junto dos

clientes

Deu-se continuidade às iniciativas de gestão,

particularmente em matéria de atendimento,

visando privilegiar o incremento da proativi-

38

dade no apoio às decisões dos clientes, quer

o que se refere às opções tarifárias a seguir,

designadamente ao nível da adesão às tari-

fas mais eficientes para o segmento de clien-

tes que privilegiam o consumo doméstico ( <=

20,7 kVA e > 2,3 kVA ), quer ao processo de

promoção da fatura eletrónica e do acesso

remoto dos clientes ao aplicacional EdaOnli-

ne.

Projeto Loja Móvel

Projetando uma estratégia de maior aproxi-

mação aos clientes, a EDA avançou, em

meados de 2012, com a aquisição de uma

viatura 100% elétrica, destinada a servir como

loja comercial móvel, proporcionando aos

clientes das zonas com maior dificuldade de

acesso e dispersão geográfica na ilha de São

Miguel, um serviço em tudo similar àquele

que lhes é proporcionado na restante rede

de lojas e centros de energia da EDA.

Trata-se de uma ação que se considera que

venha a ter alguma relevância apenas em

2013, após desenvolvimento de alguma inte-

ração a partir das novas funcionalidades de

“outbound” do Call Center.

39

4. Continuidade de serviço

Ao nível da continuidade de serviço, a qua-

lidade é aferida através de indicadores

gerais para as redes de transporte, de distri-

buição em média tensão (MT) e distribuição

em baixa tensão (BT), bem como indicado-

res individuais para as mesmas redes.

O ano de 2012 apresenta uma evolução

desfavorável dos indicadores de continui-

dade de serviço da Região Autónoma dos

Açores. Este ano foi marcado por um Inver-

no rigoroso, e pela passagem de dois fura-

cões, em Agosto e Setembro, que contribuí-

ram de sobremaneira para os resultados

apurados. Problemas técnicos ao nível dos

centros produtores também tiveram consi-

derável influência na qualidade de serviço

de 2012.

Neste capítulo apresentam-se os indicado-

res gerais e individuais de continuidade de

serviço, com diversas desagregações para

melhor compreensão das origens e causas

das interrupções verificadas. Os indicadores

referenciados são apresentados com deta-

lhe em ficheiros anexos (Anexo III).

Na Região existem três níveis de qualidade

de serviço, definidos no regulamento da

qualidade de serviço, designadamente:

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

forte concentração de PdE em zonas do

tipo C (77%).

Em 2012 registaram-se 1662 ocorrências que

afetaram PdE da rede de distribuição MT da

Região, mais 52 do que o verificado em

2011, ou seja mais 3%.

As ocorrências referidas deram origem, em

2012, a cerca de 31 mil interrupções em PdE

da rede MT, o que representa um aumento,

face a 2011, de 31%.

Embora se tenha verificado um agrava-

mento dos indicadores gerais de continui-

dade de serviço, comparativamente a

2011, os padrões de qualidade de serviço

estabelecidos foram cumpridos, tanto na

média como na baixa tensão.

A nível individual verificaram-se incumpri-

mentos que originaram o pagamento de

compensações a clientes.

Ocorrências

A variação verificada em 2012, face a 2011,

é resultante de um aumento do número de

ocorrências com origem nas redes, tendo-

se registado menos 4 ocorrências com ori-

gem em centros produtores que em 2011.

Tabela 4-1 - Evolução do número de ocorrências

Das 1662 ocorrências de 2012, cerca de

63% dizem respeito a situações previstas

(por: acordo com o cliente, razões de servi-

ço e factos imputáveis ao cliente), tendo-se

assistido a um aumento do peso das ocor-

rências imprevistas no número total, quando

comparado com 2011. Das ocorrências

registadas 20% são respeitantes a situações

imprevistas por causas próprias, 11% são

reengates, 4% referem-se a casos fortuitos

Ocorrências

2008 2009 2010 2011 2012

Santa Maria 74 86 97 77 49

São Miguel 572 678 696 675 696

Terceira 325 622 622 429 490

Graciosa 41 47 108 120 56

São Jorge 163 149 82 61 65

Pico 88 104 142 75 125

Faial 182 155 98 88 109

Flores 48 69 62 81 64

Corvo 9 5 8 4 8

Total 1502 1915 1915 1610 1662

40

ou de força-maior e 1% deveram-se a deslastre de cargas por razões de segurança.

Tabela 4-2 - Evolução 2011-2012 do número de ocorrências por causa

A nível individual, verificou-se uma diminui-

ção de ocorrências nas ilhas de Santa Ma-

ria, Graciosa e Flores. Os aumentos de ocor-

rências mais significativos deram-se nas ilhas

do Faial (24%), Pico (67%) e Corvo (100%).

Apresenta-se de seguida uma breve análise

à evolução das situações que originaram

interrupções em 2012, quando comparadas

com 2011. Uma análise mais detalhada dos

incidentes mais expressivos de 2012, por

causas próprias e razões de segurança bem

como por casos fortuitos ou de força-maior

é efetuada em secção própria.

Ocorrências

2011 2012

Previstas Imprevistas Previstas Imprevistas

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

Santa Maria 8 47 3 19 3 30 3 1 11 1

São Miguel 81 480 14 5 73 19 3 100 450 14 2 73 49 8

Terceira 20 184 7 4 91 117 6 37 201 1 9 5 102 131 4

Graciosa 3 82 5 30 2 21 5 1 27 0

São Jorge 5 28 8 19 1 2 32 7 2 22 0

Pico 23 26 1 4 21 11 50 1 5 3 54 1

Faial 18 41 29 22 64 1 3 14 5

Flores 8 29 1 7 6 29 1 11 10 18 3 22 0

Corvo 1 3 1 7 0

Total 166 917 2 40 24 314 136 11 188 858 2 62 21 332 180 19

Previstas 11 Acordo c/ cliente 12 Razões de serv iço 14 Fato Imputáv el ao Cliente

Imprevistas 21 Fortuitas ou de força maior 23 Razões Serv iço 24 Próprias 25 Reengates 26 Fato Imputáv el ao Cliente

41

Tabela 4-3 - Evolução do n.º de ocorrências por origem

Na ilha de Santa Maria verificou-se a redu-

ção de ocorrências previstas e imprevistas,

de todas as naturezas de causas e origens.

Em São Miguel destaca-se o aumento de

ocorrências previstas a pedido do cliente e

imprevistas por factos imputáveis aos mes-

mos (23% e 133%, respetivamente), bem

como do número de reengates (158%).

Embora se mantenha o número total de

incidentes por causas próprias, constata-se

uma redução de incidentes desta natureza

com origem nas redes (-3%) e um aumento

com origem em centros produtores (-67%).

Na ilha Terceira, em 2012, aumentaram

tanto as ocorrências previstas como os inci-

dentes (17% e 12%, respetivamente). As

interrupções previstas tiveram origem exclu-

sivamente nas redes, e apresentam um

incremento de 17%. Os incidentes aumenta-

ram 12%, destacando-se os que tiveram

origem nos centros produtores, em resulta-

do, sobretudo, por razões de segurança e

causas próprias. O aumento verificado em

incidentes com origem em redes resulta,

sobretudo, de reengates.

Na ilha Graciosa registaram-se menos ocor-

rências previstas (-73%) e imprevistas (-6%).

As ocorrências previstas têm exclusivamen-

te origem nas redes, registando-se menos

76% de situações por razões de serviço. Os

incidentes por razões de segurança com

origem em centros produtores reduziram

80%, mas verificaram-se mais dois incidentes

por causas próprias. Os incidentes com

origem nas redes foram em igual número

que em 2011, aumentando em cinco o

número de casos fortuitos ou de força-maior

e reduzido em igual número as situações

por causas próprias.

Em São Jorge foi registada uma ocorrência

prevista por razões de serviço, com origem

na central térmica, e o mesmo número de

ocorrências previstas com origem nas redes

que em 2011. No ano em análise, verifica-

ram-se mais quatro incidentes com origem

em centros produtores, dois por razões de

segurança e dois por causas próprias. Veri-

ficou-se menos um incidente com origem

nas redes que o registado em 2011.

A ilha do Pico apresenta mais 12 ocorrên-

cias previstas que em 2011, resultado de

Ocorrências

2011 2012

Produção TransporteDistribuição

MT

Distribuição

BTProdução Transporte

Distribuição

MT

Distribuição

BT

Santa Maria 12 58 7 7 38 4

São Miguel 8 583 84 7 3 578 108

Terceira 19 2 374 34 27 4 414 45

Graciosa 9 108 3 8 46 2

São Jorge 1 54 6 6 57 2

Pico 5 1 43 26 13 2 96 14

Faial 13 57 18 11 71 27

Flores 26 47 8 6 47 11

Corvo 4 8

Total 97 3 1324 186 93 9 1347 213

42

uma redução de 12 registos por acordo

com o cliente e um aumento de 24 ocor-

rências por razões de serviço. Registou-se

um aumento de 38 incidentes, 8 dos quais

com origem em centros produtores por

razões de segurança e causas próprias. O

aumento de incidentes com origem nas

redes deve-se sobretudo a causas próprias.

Na ilha do Faial registaram-se mais 27 ocor-

rências previstas, que tiveram origem nas

redes, 23 das quais por razões de serviço e

as demais por factos imputáveis aos clien-

tes. O número de incidentes reduziu, tendo

origem nas redes (-4) ou em centros produ-

tores (-2). A redução verificada nas redes

resulta de uma redução de 11 incidentes

por causa própria e aumento de factos

imputáveis a clientes. Registou-se, também,

um incidente fortuito ou de força-maior.

Nas Flores registaram-se menos 17 ocorrên-

cias previstas que em 2011. Verificaram-se

menos 20 incidentes com origem em cen-

tros produtores, e um aumento em igual

número de incidentes com origem nas re-

des. O aumento de incidentes com origem

nas redes deveu-se a 11 casos fortuitos e 10

situações por causas próprias.

No Corvo foram registados mais 4 incidentes

por causas próprias, com origem em cen-

tros produtores, que em 2011.

Interrupções na rede MT da RAA

As ocorrências registadas no decorrer de

2012 deram origem a cerca de 31 mil inter-

rupções que afetaram os pontos de entre-

ga de média tensão da Região, das quais

cerca de 10,7 mil referem-se a interrupções

curtas (cerca de 7 mil são relativos a reen-

gates) e cerca de 20 mil interrupções longas

que afetaram PdE da rede MT da RAA.

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

PdE da rede MT na RAA

Comparativamente a 2011, constata-se um

incremento de 31% do número de interrup-

ções, sendo que as interrupções de dura-

ção curta aumentaram 27,4% e as interrup-

ções de longa duração 32,9%. Neste ano,

contabilizaram-se cerca de 10 mil interrup-

ções longas em PdE da rede MT, não tendo

como origem os centros produtores, mais

28% que em 2011.

O ano referido foi atípico no que respeita a

condições climatéricas, marcado por um

inverno ameno, baixa pluviosidade e ventos

brandos. Pelo contrário, 2012 foi marcado

pela passagem de dois furacões que afeta-

ram de sobremaneira a RAA e a explora-

ção dos sistemas elétricos, bem como por

diversos incidentes em centros produtores.

Do valor total de interrupções registado em

2012, apenas 9,0% dizem respeito a inter-

rupções previstas, maioritariamente com

duração longa (91,7%), sendo as demais

resultantes de situações imprevistas, onde

também predominam as interrupções lon-

gas (62,7%), embora de forma menos acen-

tuada.

Interrupções

2008 2009 2010 2011 2012

Curtas 5303 13548 14343 8460 10781

Longas 18902 30975 24528 15258 20282

Total 24205 44523 38871 23718 31063

43

Tabela 4-5 - Evolução do n.º de interrupções por origem e duração

As interrupções curtas foram maioritaria-

mente decorrentes de situações imprevistas

(97,8%) e 90,3% tiveram origem na própria

rede de distribuição em média tensão. Re-

gistaram-se cerca de mil interrupções im-

previstas de duração curta, com origem em

centros produtores.

Quando com origem nas redes, as interrup-

ções previstas de curta duração devem-se

a razões de serviço, usualmente referem-se

ao tempo necessário para ligar um grupo

gerador móvel, para manutenções ao nível

de postos de transformação, sem que os

clientes alimentados por este equipamento

permaneçam sem energia durante todo o

tempo da intervenção.

As interrupções imprevistas de duração

curta, com origem nas redes, são sobretudo

(72,9%) referentes a reengates (religações

automáticas após defeitos transitórios) cuja

duração é inferior a um minuto, usualmente

na ordem de milissegundos.

As interrupções curtas com origem em cen-

tros produtores, todas de natureza imprevis-

ta, tiveram como causas situações internas

aos centros produtores (47,0%), razões de

segurança (20,3%) e causas de fortuitas ou

de força maior (32,7%).

Das cerca de 20 mil interrupções de dura-

ção longa que se verificaram em PdE da

rede MT da RAA, aproximadamente 87,4%

foram incidentes e as restantes a situações

previstas, sendo que apenas 46,1% tiveram

origem na própria rede em média tensão e

perto de 49,5% tiveram origem em centros

produtores.

As interrupções longas com origem nas

redes foram maioritariamente imprevistas

por causas próprias (60,6%), por razões de

serviço (22,3%) e fortuitas ou de força maior

(14,9%).

As interrupções longas que tiveram origem

em centros produtores foram resultantes de

incidentes por causas próprias (78,7%) e de

situações previstas por razões de serviço

(18,2%).

A Tabela 4-6 apresenta as interrupções, em

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

gregação quanto à duração (curtas: ≤ 3

minutos; longas: > 3 minutos). De forma glo-

bal, verifica-se um aumento do número de

interrupções em quase todas as ilhas da

Região, constituindo-se como exceções as

ilhas de Santa Maria e Graciosa, onde se

constata uma ligeira redução.

Interrupções

2011 2012

Previstas Imprevistas Previstas Imprevistas

Transp. Dist. MT Dist. BT Prod. Transp. Dist. MT Dist. BT Prod. Dist. MT Dist. BT Prod. Transp. Dist. MT Dist. BT

Curtas 267 3 849 7341 229 4 1043 9501 4

Longas 1 1885 179 7233 111 5832 17 87 2282 196 9952 684 7061 20

Total 1 2152 182 8082 111 13173 17 87 2511 200 10995 684 16562 24

44

Tabela 4-6 - Evolução do n.º de interrupções por

ilha

As interrupções curtas apresentam uma

maior incidência em situações com origem

nas redes, verificando-se um peso conside-

rável dos centros produtores nas interrup-

ções de longa duração.

Interrupções

2008 2009 2010 2011 2012

Santa Maria 873 1003 832 946 599

Curtas 331 126 167 146 178

Longas 542 877 665 800 421

São Miguel 8970 12532 11861 7453 8999

Curtas 2941 2984 3330 2468 3533

Longas 6029 9548 8531 4985 5466

Terceira 6264 19272 15624 10411 14257

Curtas 1003 9525 9178 5007 6172

Longas 5261 9747 6446 5404 8085

Graciosa 994 639 1745 1205 1123

Curtas 358 324 898 290 305

Longas 636 315 847 915 818

São Jorge 1582 3033 1584 927 1317

Curtas 430 203 152 247 319

Longas 1152 2830 1432 680 998

Pico 1549 2429 3544 1122 2706

Curtas 75 174 372 93 161

Longas 1474 2255 3172 1029 2545

Faial 3468 5196 2885 1154 1279

Curtas 142 193 170 123 87

Longas 3326 5003 2715 1031 1192

Flores 496 414 788 496 775

Curtas 23 19 76 86 23

Longas 473 395 712 410 752

Corvo 9 5 8 4 8

Curtas 3

Longas 9 5 8 4 5

45

Tabela 4-7 - N.º de interrupções 2012 por tipo de duração e origem

Para as interrupções de duração longa,

pode-se verificar a sua desagregação pela

causa que as origina na Tabela 4-8. Verifica-

se que as situações imprevistas por causas

próprias predominam em todas as ilhas,

representando entre 43% e 81% do valor

total. As situações previstas por razões de

serviço têm, também, um peso expressivo

no número de interrupções, com valores

que variam entre 12% e 40%, exceto nas

ilhas Terceira (3%) e Corvo (0%). No ano em

análise, as interrupções imprevistas por situ-

ações fortuitas ou de força-maior e por

razões de segurança representam, em con-

junto, valores entre 7% e 28% do total do

número de interrupções.

Tabela 4-8 - N.º de interrupções longas por causa

Interrupções

2012

Curtas Longas

Distribuição

BT

Distribuição

MTProdução

Distribuição

BT

Distribuição

MTProdução Transporte

Santa Maria 95 83 4 287 130

São Miguel 1 3422 110 111 3738 1474 143

Terceira 3 5400 769 42 1811 5827 405

Graciosa 263 42 3 425 390

São Jorge 297 22 2 695 301

Pico 2 159 12 1416 981 136

Faial 2 76 9 26 324 842

Flores 18 5 16 647 89

Corvo 3 5

Total 8 9730 1043 216 9343 10039 684

Interrupções

2012

Previstas Imprevistas

11 12 14 21 23 24 26

Santa Maria 3 167 68 182 1

São Miguel 102 800 621 561 3373 9

Terceira 36 265 1 411 803 6565 4

Graciosa 3 120 36 18 641 0

São Jorge 2 329 160 76 431 0

Pico 11 411 1 212 142 1768 0

Faial 21 190 38 228 710 5

Flores 16 87 198 16 435 0

Corvo 1 4 0

Total 194 2369 2 1744 1845 14109 19



46

4.1. Indicadores gerais

4.1.1. Indicadores RT

A rede transporte da RAA contempla 14

pontos de entrega à rede de distribuição

em média tensão, 8 na ilha de São Miguel, 4

na ilha Terceira e 2 na ilha do Pico.

Em 2012 verificaram-se 14 incidentes que

afetaram estes pontos de entrega, 2 na ilha

de São Miguel, 8 na ilha Terceira e 4 na ilha

do Pico. Os indicadores resultantes destes

incidentes podem ser consultados na Tabe-

la 4-9, verificando-se uma frequência média

de interrupção destes pontos de entrega,

para a RAA, de 1,9 e uma duração média

de 182 minutos.

Tabela 4-9 - Indicadores da rede de transporte

2012

4.1.2. Indicadores MT - RAA

Nesta secção será efetuada uma análise

sucinta aos indicadores de continuidade de

serviço de média tensão que resultam das

interrupções longas analisadas no ponto

anterior. Quer estes indicadores, quer os

indicadores para interrupções curtas pode-

rão ser consultados com mais detalhe no

anexo III

• Evolução dos indicadores globais

Comparativamente a 2011, verifica-se um

agravamento dos indicadores de qualida-

de de serviço. A deterioração dos indicado-

res, quando comparados com 2011, é prin-

cipalmente consequência de dois fatores

chave: as condições climatéricas adversas

e problemas técnicos ao nível de centros

produtores.

Tabela 4-10 - Indicadores de continuidade de

serviço 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 SAIFI

e horas e minutos para o TIEPI e o SAIDI.

• Evolução dos indicadores Zona

Os indicadores de continuidade por zona

de qualidade de serviço apresentam com-

portamento idêntico aos indicadores glo-

bais, aumentando em relação a 2011. Este

aumento é mais expressivo ao nível de zo-

nas de qualidade do tipo C, também em

virtude de ser nesta zona de qualidade de

serviço onde se concentram a maioria dos

consumidores da Região. Em zonas do tipo

B verifica-se o oposto, sendo o valor dos

indicadores inferiores ao registado em 2011.

Embora se verifique um aumento dos indi-

cadores gerais (quer globais, quer por zona

de qualidade de serviço) face a 2011, estes

encontram-se nos patamares de anos tran-

satos.

ENF

(MWh)

TIE

(min.)

SAIFI

(n.º)

SAIDI

(min.)

SARI

(min.)

São Miguel 1,1 1,4 0,3 4,3 17,2

Terceira 141,9 361,5 4,8 473,8 99,7

Pico 13,9 166,5 3,0 312,0 104,0

RAA 156,9 124,0 1,9 182,4 94,6

2008 2009 2010 2011 2012

SAIFI RAA 10,9 17,4 13,5 8,2 10,8

TIEPI RAA 5:53 9:42 7:14 3:54 7:25

SAIDI RAA 7:23 13:03 10:04 4:59 9:54

47

Tabela 4-11 – Evolução dos indicadores de conti-

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

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

Conforme se verifica na Tabela 4-12, as

interrupções com origem em centros produ-

tores são tão ou mais relevantes, para o

valor dos indicadores, que as redes. O facto

de se tratar de um conjunto de sistemas

isolados, com cada vez mais elevados níveis

de produção de origem renovável, leva a

que os centros produtores tenham um nível

de importância na qualidade de serviço

que não tem paralelo ao nível de redes

continentais.

Ao nível da Região, os fatores mais prepon-

derantes na frequência média de interrup-

ções são as causas próprias e as razões de

serviço, em todas as zonas de qualidade.


serviço da RAA, por zona e origem, para inter-

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

O indicador de tempo médio de interrup-

ção da potência instalada apresenta uma

distribuição distinta nas causas que mais

contribuem para o seu valor. Em zonas de

qualidade do tipo A os fatores mais relevan-

tes são as causas próprias e situações pre-

vistas por acordo com o cliente. Nas zonas

do tipo B, o que mais contribui para o indi-

cador são interrupções previstas por razoes

de serviço e por acordo com o cliente. Para

as zonas do tipo C, constata-se que as cau-

sas próprias e as razões de serviço são pre-

ponderantes no valor deste indicador.

O indicador de duração média das inter-

rupções do sistema apresenta uma distri-

buição idêntica ao verificado para o TIEPI,

no que respeita às causas que lhe dão ori-

gem. A exceção dá-se em zonas do tipo A,

cujos fatores mais relevantes são incidentes

por causas próprias e interrupções previstas

por razões de serviço.

2008 2009 2010 2011 2012

SAIFI RAA

A 4,3 8,7 6,9 4,3 6,1

B 4,8 8,2 6,8 4,2 2,4

C 13,0 20,2 15,5 9,4 12,3

TIEPI RAA

A 2:01 3:57 3:47 2:21 4:39

B 3:06 3:21 3:34 1:22 1:05

C 8:11 13:15 9:19 4:54 9:21

SAIDI RAA

A 2:38 5:00 4:41 2:56 5:58

B 2:37 3:44 3:24 1:12 0:52

C 8:54 15:37 11:46 5:40 11:17

2012

Prod. Transp. Dist. MT Dist. BT

SAIFI RAA

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

B 0,9 1,4 0,1

C 5,9 0,3 6,0 0,1

TIEPI RAA

A 3:38:56 0:10:10 0:32:52 0:17:59

B 0:09:57 0:31:02 0:24:48

C 4:26:46 0:03:29 4:28:40 0:22:27

SAIDI RAA

A 4:50:08 0:11:15 0:39:42 0:17:21

B 0:11:11 0:29:30 0:11:55

C 5:19:34 0:05:06 5:34:20 0:18:41

48

Tabela 4-13 - Indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona e causa para interrupções longas

(SAIFI – n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm)

• Padrões

Considerando interrupções longas não

abrangidas pelo nº 1 do artigo 13º do RQS,

verifica-se um aumento ligeiro dos indicado-

res gerais. Por comparação com os padrões

estabelecidos para os indicadores de con-

tinuidade de serviço verifica-se que estes

foram inteiramente cumpridos.

2012


11 12 14 21 23 24 26

SAIFI RAA

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

B 0,1 0,9 0,1 0,9 0,5

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

TIEPI RAA

A 0:16 0:12 0:02 0:04 4:02 0:01

B 0:26 0:19 0:00 0:09 0:09

C 0:17 2:07 0:00 1:09 0:10 5:31 0:04

SAIDI RAA

A 0:15 0:17 0:03 0:06 5:13 0:01

B 0:13 0:18 0:01 0:10 0:08

C 0:11 2:43 0:00 1:27 0:14 6:33 0:06



49

Tabela 4-14 - Indicadores de continuidade de serviço da RAA, para interrupções longas, não abrangidas

pelo artigo 13º do RQS (hh:mm)

2008 2009 2010 2011 2012 Padrão

SAIFI RAA

A 1,3 2,5 2,2 0,8 1,4 4,0

B 0,3 2,6 2,1 0,5 0,4 7,0

C 4,4 8,1 5,9 2,6 3,9 10,0

TIEPI RAA

A 0:28 0:51 0:57 0:29 0:28 3:00

B 0:03 0:41 0:46 0:02 0:09 6:00

C 1:57 4:25 2:40 1:16 1:27 20:00

SAIDI RAA

A 0:34 1:00 1:07 0:40 0:29 3:00

B 0:03 0:46 0:40 0:03 0:07 6:00

C 2:34 5:22 3:19 1:24 1:47 16:00

50

4.1.3. Indicadores MT - ilha

TIEPI

Tabela 4-15 - 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. As

variações, face a 2011, são muito díspares,

constatando-se a redução deste indicador

em Santa Maria e São Miguel em todas as

zonas de qualidade de serviço, e na zona

do tipo A na ilha do Faial. Nas restantes ilhas

verifica-se o aumento do indicador, sendo

mais expressivo este aumento nas ilhas:

Terceira, São Jorge, Pico e Flores.

Tabela 4-16- TIEPI - interrupções longas por origem

(hh:mm)

A Tabela 4-16 apresenta o TIEPI para inter-

rupções de duração longa, por origem.

Verifica-se que as interrupções com origem

em redes de transporte e de baixa tensão

têm pouca relevância no valor final deste

indicador, constituindo-se a rede de distri-

buição MT e os centros produtores como as

principais origens.

Em 2012, constata-se um peso significativo

neste indicador de interrupções com ori-

gem em centros produtores, em particular

nas ilhas do Corvo, Terceira e Faial.

A Tabela 4-17 apresenta o indicador TIEPI,

para interrupções longas, com origem em

TIEPI

2008 2009 2010 2011 2012

Santa Maria

C 4:47 4:51 2:55 4:18 2:07

São Miguel

A 1:34 3:10 2:07 1:10 0:52

B 3:06 3:21 3:34 1:22 1:05

C 6:45 10:11 7:27 4:00 3:55

Terceira

A 2:33 6:12 4:38 5:19 14:31

C 7:50 11:49 7:12 7:11 19:36

Graciosa

C 5:46 2:59 7:20 9:20 10:36

São Jorge

C 14:22 17:53 14:06 7:07 19:53

Pico

C 10:04 22:19 21:27 3:04 14:39

Faial

A 3:35 3:07 12:49 2:10 1:19

C 16:16 2:00 19:55 4:18 5:06

Flores

C 19:37 4:36 10:59 5:11 17:09

Corvo

C 14:31 1:00 3:26 0:41 1:00

TIEPI

2012


Santa Maria

C 0:27 1:20 0:19

São Miguel

A 0:00 0:07 0:24 0:19

B 0:09 0:31 0:24

C 0:19 0:00 3:05 0:28

Terceira

A 12:56 0:19 1:03 0:12

C 16:30 0:10 2:35 0:19

Graciosa

C 6:52 3:38 0:05

São Jorge

C 2:41 17:07 0:03

Pico

C 4:43 0:10 9:40 0:04

Faial

A 0:51 0:03 0:23

C 3:02 1:47 0:16

Flores

C 0:51 15:26 0:52

Corvo

C 1:00

51

centros produtores e redes, discriminado

pelas causas que lhe dão origem.

Conforme se pode aferir, os principais fato-

res que contribuem para o valor deste indi-

cador são os incidentes por causas próprias

e as interrupções previstas por razões de

serviço. Os incidentes por causas fortuitas

ou de força-maior e as interrupções previs-

tas por acordo com o cliente têm, também

relevância no valor final deste indicador.

Tabela 4-17 - TIEPI - interrupções longas por causa

(hh:mm)

A evolução do indicador TIEPI para inter-

rupções longas com origem nas redes, não

abrangidas pelo artigo 13º do RQS, é apre-

sentada na Tabela 4-18. Verifica-se que o

indicador para este tipo de interrupções se

mantém nos patamares de anos anteriores

em diversas ilhas, apresentando uma me-

lhoria nas ilhas Graciosa e São Jorge e de-

gradando-se nas ilhas do Pico e Flores,

quando comparado com os valores de

2011. Pode-se verificar o cumprimento dos

padrões de qualidade estabelecidos para

as diversas zonas de qualidade, em todas

as ilhas da Região.

TIEPI

2012


11 12 14 21 23 24 26

Santa Maria

C 0:12 1:01 0:07 0:40 0:06

São Miguel

A 0:19 0:10 0:01 0:00 0:19

B 0:26 0:19 0:00 0:09 0:09

C 0:21 1:02 0:56 0:07 1:19 0:07

Terceira

A 0:12 0:20 0:04 0:05 13:49 0:00

C 0:15 0:51 0:00 0:13 0:15 17:55 0:04

Graciosa

C 0:05 8:23 0:01 0:00 2:05

São Jorge

C 0:03 7:26 9:26 0:03 2:53

Pico

C 0:04 6:23 0:00 0:51 0:11 7:08

Faial

A 0:14 0:03 0:00 0:25 0:25 0:09

C 0:16 1:27 0:09 0:53 2:18

Flores

C 0:52 4:34 1:48 0:02 9:51

Corvo

C 0:04 0:56

Previstas 11 Acordo c/ cliente 12 Razões de serv iço 14 Fato Imp. Cliente

Imprevistas 21 Fort. força maior 23 Razões Serv iço 24 Próprias

25 Reengates 26 Fato Imp. Cliente

52

Tabela 4-18 - Evolução do TIEPI - interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm)

TIEPI

2008 2009 2010 2011 2012 Padrão

Santa Maria

C 0:18 0:47 0:13 0:17 0:12 26:00

São Miguel

A 0:16 0:50 0:41 0:15 0:19 3:00

B 0:03 0:41 0:46 0:02 0:09 8:00

C 1:00 3:48 1:59 1:10 1:06 26:00

Terceira

A 0:21 0:57 1:45 1:16 0:58 3:00

C 1:59 5:18 2:49 1:48 1:42 26:00

Graciosa

C 2:14 1:27 4:37 4:21 1:32 26:00

São Jorge

C 1:36 9:03 2:22 1:39 0:33 26:00

Pico

C 6:21 6:51 7:09 0:22 2:36 26:00

Faial

A 2:08 0:42 0:35 0:00 0:00 3:00

C 6:10 5:05 2:06 0:34 0:03 26:00

Flores

C 3:17 0:25 4:11 0:36 9:03 26:00

53

SAIFI

A Tabela 4-19 apresenta a evolução da

frequência média de interrupções em pon-

tos de entrega da rede em média tensão,

para as interrupções longas registadas em

2012, independentemente da origem e

causa.

Tabela 4-19 - Evolução do SAIFI - interrupções

longas (n.º)

Face a 2011, registou-se um decréscimo

deste indicador em Santa Maria e Graciosa,

bem como nas zonas B de São Miguel e A

da ilha do Faial.

O aumento mais expressivo do indicador

SAIFI, para estas interrupções, deu-se nas

ilhas do Pico (147%) e Flores (75%), salien-

tando-se, também, o aumento verificado

na ilha Terceira, 67% em zonas do tipo A e

43% em zonas do tipo C.

Na Tabela 4-20 desagrega-se o valor do

indicador, para interrupções longas, por

origem.

Tabela 4-20 - SAIFI - interrupções longas por ori-

gem (n.º)

Por análise da tabela anterior, verifica-se

que a origem de interrupções que tem

maior contributo para este indicador são as

redes de distribuição MT, sendo também

relevante o valor do indicador resultante de

interrupções com origem em centros produ-

tores. Constituem-se como exceções: as

ilhas Terceira e do Faial, onde as interrup-

ções com origem em centros produtores

SAIFI

2008 2009 2010 2011 2012

Santa Maria

C 7,3 11,6 8,6 10,1 5,1

São Miguel

A 2,4 5,6 3,6 1,6 1,6

B 4,8 8,2 6,8 4,2 2,4

C 9,5 14,1 12,8 7,4 8,3

Terceira

A 6,5 13,9 10,4 8,5 14,1

C 16,7 28,5 17,5 14,7 21,1

Graciosa

C 11,7 5,6 14,5 15,0 12,8

São Jorge

C 13,9 33,0 16,5 7,4 10,7

Pico

C 9,4 14,1 19,3 6,0 14,9

Faial

A 5,4 7,5 11,3 3,7 2,7

C 35,9 53,7 24,9 9,7 11,9

Flores

C 11,7 9,5 17,0 9,5 16,6

Corvo

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

SAIFI

2012


Santa Maria

C 1,6 3,5 0,0

São Miguel

A 0,1 0,6 0,8 0,1

B 0,9 1,4 0,1

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

Terceira

A 10,2 1,0 2,8 0,1

C 15,2 0,9 4,9 0,1

Graciosa

C 6,1 6,6 0,0

São Jorge

C 3,2 7,4 0,0

Pico

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

Faial

A 2,0 0,1 0,5

C 8,3 3,5 0,0

Flores

C 1,9 14,3 0,4

Corvo

C 5,0

54

contribuem em mais de 70% para o valor do

indicador SAIFI, de interrupções longas; a

ilha do Corvo onde apenas se verificaram

interrupções de PdE da rede MT com ori-

gem na central térmica.

Tabela 4-21 - SAIFI - interrupções longas por causa

(n.º)

Pela análise da Tabela 4-21, onde se desa-

grega o valor deste indicador, para inter-

rupções de longa duração, pelas causas

que lhes dão origem, pode-se verificar que

os fatores que mais contribuem são os inci-

dentes por causas próprias e as interrup-

ções previstas por razões de serviço. Salien-

ta-se o elevado peso de incidentes por

causas fortuitas ou de força maior no valor

deste indicador, que apresenta contributos

que atingem os 26%, na ilha das Flores.

A evolução do indicador SAIFI, para inter-

rupções longas, não abrangidas pelo artigo

13º do RQS, é apresentada na Tabela 4-22.

Face ao ano transato verificam-se varia-

ções distintas para este indicador, nas diver-

sas ilhas da Região. Assistiu-se a uma redu-

ção deste indicador em Santa Maria, Gra-

ciosa, São Jorge e Faial, bem como uma

ligeira redução em zonas do tipo B da ilha

de São Miguel. As reduções mais expressivas

registaram-se em Santa Maria (-73%) e Faial

(-51% em zonas do tipo A; -62% em zonas do

tipo C).

Constata-se o total cumprimentos dos pa-

drões estabelecidos para este indicador.

SAIFI

2012


11 12 14 21 23 24 26

Santa Maria

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

São Miguel

A 0,1 0,5 0,3 0,1 0,6

B 0,1 0,9 0,1 0,9 0,5

C 0,1 1,1 0,9 0,8 5,3 0,0

Terceira

A 0,1 0,4 0,4 1,0 12,1 0,0

C 0,1 0,7 0,0 1,2 2,3 16,8 0,0

Graciosa

C 0,0 1,9 0,6 0,3 10,0

São Jorge

C 0,0 3,5 1,7 0,8 4,6

Pico

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

Faial

A 0,4 0,1 0,0 1,0 1,1 0,1

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

Flores

C 0,4 1,9 4,4 0,4 9,6

Corvo

C 1,0 4,0




55

Tabela 4-22 - Evolução do SAIFI - interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (n.º)

SAIFI

2008 2009 2010 2011 2012 Padrão

Santa Maria

C 3,0 4,1 0,9 2,3 0,6 12,0

São Miguel

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

B 0,3 2,6 2,1 0,5 0,4 8,0

C 2,5 6,9 5,4 1,9 3,8 12,0

Terceira

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

C 7,5 13,3 6,8 3,5 4,6 12,0

Graciosa

C 5,4 3,8 9,7 9,0 5,2 12,0

São Jorge

C 3,7 13,3 5,4 3,3 2,4 12,0

Pico

C 4,0 6,1 7,0 1,9 5,5 12,0

Faial

A 2,4 1,7 1,1 0,0 0,0 4,0

C 7,8 8,1 5,8 2,2 0,8 12,0

Flores

C 4,8 0,8 7,8 1,6 8,0 12,0

56

SAIDI

Na tabela seguinte apresenta-se a evolu-

ção da duração média de interrupções de

pontos de entrega da rede em média ten-

são, para todas as interrupções (curtas e

longas; origem nas redes e centros produto-

res e todas as causas).

Tabela 4-23 - Evolução do SAIDI - interrupções

longas (hh:mm)

Quando comparado com 2011, este indi-

cador apresenta reduções nas seguintes

ilhas: Santa Maria (-48%), São Miguel (-26%

zonas A; -28% zonas B e -7% zonas C), Gra-

ciosa (-7%) e zonas do tipo A da ilha do

Faial (-41%). Por outro lado, constatam-se

aumentos significativos do valor do indica-

dor em algumas ilhas: Terceira (159% zonas

A; 193% zonas C), São Jorge 218%, Pico

(287%) e Flores (188%).

Pela análise da Tabela 4-24, que apresenta

os valores deste indicador para interrupções

longas, verifica-se que as redes de distribui-

ção MT e os centros produtores se constitu-

em como as principais origens de interrup-

ções que contribuem para o valor final des-

te indicador. Destaca-se o valor, para inter-

rupções com origem em centros produtores

nas ilhas Terceira, Graciosa, Faial e Corvo,

onde representa 67% ou mais do valor total.

Tabela 4-24 - SAIDI - interrupções longas por ori-

gem (hh:mm)

Na Tabela 4-25 apresentam-se os valores do

indicador SAIDI, para interrupções longas,

SAIDI

2008 2009 2010 2011 2012

Santa Maria

C 5:33 6:03 3:30 4:27 2:18

São Miguel

A 1:33 3:30 2:20 1:09 0:51

B 2:37 3:44 3:24 1:12 0:52

C 6:29 12:03 9:30 4:43 4:23

Terceira

A 3:53 7:44 5:22 5:53 15:16

C 8:50 13:07 8:17 7:33 22:10

Graciosa

C 5:06 3:04 9:20 10:56 10:08

São Jorge

C 15:26 20:24 17:04 7:45 0:41

Pico

C 11:20 22:39 22:13 4:06 15:51

Faial

A 3:43 3:29 12:52 2:11 1:17

C 17:13 3:13 19:52 3:55 4:45

Flores

C 12:40 4:56 16:51 6:27 18:37

Corvo

C 14:31 1:00 3:26 0:41 1:00

SAIDI

2012


Santa Maria

C 0:29 1:40 0:08

São Miguel

A 0:01 0:08 0:25 0:15

B 0:11 0:29 0:11

C 0:28 0:00 3:24 0:29

Terceira

A 13:25 0:18 1:13 0:18

C 18:28 0:15 3:09 0:17

Graciosa

C 7:04 3:01 0:02

São Jorge

C 2:50 21:50 0:01

Pico

C 4:57 0:15 10:34 0:04

Faial

A 0:51 0:03 0:22

C 3:12 1:28 0:03

Flores

C 0:44 17:08 0:45

Corvo

C 1:00

57

discriminado por causas, com origem nas

redes e centros produtores. Através desta

tabela conclui-se que nas ilhas de Santa

Maria, Graciosa e nas zonas de qualidade

A e B de São Miguel as razões de serviço

são as causas que mais contribuem para o

SAIDI. Na ilha de São Jorge predominam os

incidentes fortuitos ou por força-maior (50%)

nas restantes ilhas e zonas os incidentes por

causas próprias são mais representativos.

Tabela 4-25 - SAIDI - interrupções longas por cau-

sa (hh:mm)

Analisando as interrupções longas com

origem nas redes, não abrangidas pelo

artigo 13º do RQS, - Tabela 4-26 - salienta-se

a redução da duração média de interrup-

ções na quase totalidade das ilhas e zonas.

Verificaram-se aumentos em zonas do tipo

C da ilha Terceira (16%), no Pico (592%) e

nas Flores (777%).

O valor deste indicador ficou abaixo dos

padrões estabelecidos no RQS, em todas as

ilhas e zonas.

SAIDI

2012


11 12 14 21 23 24 26

Santa Maria

C 0:05 1:19 0:10 0:40 0:03

São Miguel

A 0:15 0:16 0:02 0:01 0:15

B 0:13 0:18 0:01 0:10 0:08

C 0:16 1:14 0:53 0:09 1:37 0:13

Terceira

A 0:18 0:25 0:06 0:07 14:17 0:00

C 0:10 0:54 0:00 0:18 0:22 20:17 0:06

Graciosa

C 0:02 7:49 0:02 0:01 2:13

São Jorge

C 0:01 9:08 12:16 0:03 3:11

Pico

C 0:04 6:20 0:00 1:14 0:16 7:55

Faial

A 0:12 0:03 0:00 0:25 0:26 0:09

C 0:03 1:06 0:12 0:57 2:25

Flores

C 0:45 5:55 2:16 0:01 9:38

Corvo

C 0:04 0:56




58

Tabela 4-26 - SAIDI - interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm)

END

O indicador estimativa de energia não dis-

tribuída segue, invariavelmente, o compor-

tamento do TIEPI, consequência do seu

método/fórmula de cálculo.

A tabela seguinte apresenta a evolução da

END por ilha para interrupções longas, po-

dendo encontrar-se a desagregação por

origem e causas no anexo III.

Tabela 4-27 - Estimativa de energia não distribuí-

da em 2012 (MWh)

SAIDI

2008 2009 2010 2011 2012 Padrão

Santa Maria

C 0:24 1:10 0:22 0:23 0:10 20:00

São Miguel

A 0:15 0:53 0:44 0:16 0:15 3:00

B 0:03 0:46 0:40 0:03 0:07 8:00

C 1:01 5:20 2:35 1:16 1:17 20:00

Terceira

A 0:30 1:15 1:51 1:29 1:00 3:00

C 2:46 5:29 3:21 1:55 2:14 20:00

Graciosa

C 2:28 2:21 5:44 4:41 1:32 20:00

São Jorge

C 1:48 10:20 2:30 2:01 0:48 20:00

Pico

C 6:32 6:55 6:51 0:28 3:14 20:00

Faial

A 2:09 0:42 0:34 0:00 0:00 3:00

C 6:43 5:20 2:28 0:46 0:04 20:00

Flores

C 3:47 0:34 5:21 1:01 8:56 20:00

END (MWh)

2008 2009 2010 2011 2012

Santa Maria 10,8 11,3 7,2 10,3 4,8

São Miguel 227,6 352,0 267,2 139,8 123,9

Terceira 133,1 225,3 147,8 153,5 414,4

Graciosa 8,7 4,5 11,5 14,1 15,7

São Jorge 44,9 137,7 48,9 24,7 66,8

Pico 49,3 112,0 113,0 16,3 73,4

Faial 53,3 76,6 92,8 17,9 16,2

Flores 25,5 6,1 14,9 6,8 21,0

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

59

4.1.4. Indicadores BT

A secção que se segue pretende apresen-

tar os valores chave, e análise breve, das

interrupções e indicadores de continuidade

de serviço em baixa tensão e sua evolução

face a 2011.

Uma informação mais detalhada sobre os

indicadores aqui apresentados pode ser

consultada no anexo III.

Interrupções

Durante 2012,na RAA, verificaram-se cerca

de 2 milhões de interrupções em PdE da

rede BT, mais 28% do que o registado em

2011. Cerca de 0,7 milhões corresponderam

a interrupções curtas e 1,3 milhões a inter-

rupções longas.

Verifica-se um aumento de 27% do número

de interrupções curtas e de 29% de inter-

rupções longas, quando comparado com

2011.

Tabela 4-28 - N.º de interrupções em PdE da rede

BT (em milhares)

Os maiores aumentos deram-se nas ilhas

Terceira (83%), Pico (134%) e Flores (52%).

Em sentido inverso, registaram-se decrésci-

mos em Santa Maria (-42%), zonas do tipo B

em São Miguel (-29%), e zonas do tipo A do

Faial (-29%).

A Tabela 4-29 apresenta as interrupções,

em cada ilha, em PdE da rede de baixa

tensão, com desagregação quanto à du-

ração (curtas: ≤ 3 minutos; longas: > 3 minu-

tos).

Tabela 4-29 - Evolução do n.º de interrupções em

PdE da rede BT na RAA (em milhares)

Em 2012 verificou-se um aumento global do

número de interrupções, de curta (27%) e

longa (29%) duração. OS maiores incremen-

tos registaram-se nas ilhas de São Jorge

(43%), Pico (137%) e Flores (53%). Na ilha de

Santa Maria registou-se um decréscimo do

número de interrupções em BT de 42% (re-

N.º Interrupções

2009 2010 2011 2012

Longas 1.930 1.564 1.002 1.295

Curtas 846 902 526 669

Total 2.777 2.466 1.529 1.964

N.º Interrupções

2009 2010 2011 2012

Santa Maria 44,2 37,4 45,1 26,2

Longas 38,7 30,5 37,4 18,2

Curtas 5,5 6,9 7,6 8,0

São Miguel 884,4 839,9 544,2 627,1

Longas 679,0 611,2 380,1 397,3

Curtas 205,4 228,7 164,1 229,9

Terceira 1.194,5 990,2 662,1 906,9

Longas 610,2 413,7 354,3 524,3

Curtas 584,4 576,5 307,9 382,6

Graciosa 32,4 92,9 60,2 54,8

Longas 16,1 44,9 44,8 40,4

Curtas 16,2 48,0 15,3 14,3

São Jorge 185,7 95,0 53,3 76,1

Longas 172,4 85,2 37,9 58,4

Curtas 13,3 9,8 15,5 17,7

Pico 142,0 203,1 67,3 157,3

Longas 132,3 183,7 62,0 147,2

Curtas 9,6 19,4 5,3 10,0

Faial 269,9 159,4 64,2 68,4

Longas 259,1 151,8 57,6 64,5

Curtas 10,8 7,6 6,6 3,9

Flores 22,3 45,3 29,4 44,7

Longas 21,1 40,3 25,5 43,0

Curtas 1,2 5,0 4,0 1,7

Corvo 1,6 3,0 2,7 2,5

Longas 1,6 3,0 2,5 1,9

Curtas - - 0,2 0,6

60

dução das interrupções longas em 51%),

verificando-se, também, decréscimos nas

ilhas Graciosa (-9%) e Corvo (-10%).

Com exceção da ilha do Corvo, as inter-

rupções curtas apresentam uma maior inci-

dência em situações com origem nas redes,

em particular a rede de MT. Nas ilhas Tercei-

ra, Faial e Corvo as interrupções longas

verificadas em 2012 tiveram maioritariamen-

te origem em centros produtores, nas res-

tantes ilhas são as redes em MT a principal

origem de interrupções.

As interrupções longas registadas em 2012

podem ser consultadas na Tabela 4-30,

onde se faz a desagregação pela causa

que lhes dão origem.

Tabela 4-30 - N.º de interrupções longas em Pde

da rede BT, na RAA

Os incidentes imprevistos por causas pró-

prias contribuem de forma expressiva (entre

43% e 86%) para o número de interrupções

em baixa tensão, sendo de realçar que se

incluem valores significativos de interrup-

ções por razões de serviço e de incidentes

fortuitos e de força-maior em algumas ilhas.

Indicadores de continuidade BT

Esta secção analisará os indicadores de

continuidade de baixa tensão, para as

interrupções longas verificadas em 2012.

RAA

Em 2012 verifica-se um aumento dos indi-

cadores SAIFI e SAIDI BT na RAA, para inter-

rupções longas, com origem nas redes e em

centros produtores. Nas zonas de qualidade

do tipo B constata-se uma redução face a

2011.


serviço BT da RAA, para interrupções longas (SAIFI

– n.º; SAIDI – hh:mm)

Pese o facto do aumento verificado em

comparação com 2011, os indicadores

gerais de continuidade de serviço de baixa

tensão apresentam-se em níveis idênticos

ao registado nos anos anteriores.

Na Tabela 4-32, onde se apresentam os

indicadores de continuidade BT da RAA

resultantes de interrupções longas, verifica-

se que as interrupções originadas em cen-

tros produtores têm um contributo muito

expressivo no valor destes indicadores, so-

N.º Interrupções

2012


11 12 14 21 23 24 26

S. Maria 3 6223 3689 8313 14

S. Miguel 267 65230 45770 39906 246073 10

Terceira 36 27490 1 25995 47412 423329 30

Graciosa 3 5069 1806 901 32616 42

S. Jorge 2 18882 10034 4200 25325 6

Pico 12 21945 1 13190 7747 104344 5

Faial 21 10099 2185 12946 39232 35

Flores 17 5785 11853 948 24396 1

Corvo 268 1635




2009 2010 2011 2012

SAIFI RAA

A 7,9 6,2 3,4 4,9

B 8,6 7,0 4,4 2,9

C 20,0 15,7 10,0 13,0

SAIDI RAA

A 3:59 4:15 2:07 4:42

B 3:44 3:55 1:01 0:41

C 14:36 10:24 5:09 10:45

61

bretudo em zonas do tipo A e C. As redes

de distribuição em média tensão são o

segundo fator mais relevante no valor dos

indicadores, exceto em zonas do tipo B,

onde são predominantes.


serviço BT da RAA, para interrupções longas, por

origem (SAIFI – n.º; SAIDI – hh:mm)


serviço BT da RAA, para interrupções longas, por

causa (SAIFI – n.º; SAIDI – hh:mm)

Quando vistos na perspetiva da causa que

dão origem às interrupções, verifica-se que

o valor dos indicadores de gerais de conti-

nuidade BT – Tabela 4-33 – é, predominan-

temente, devido a incidentes por causas

próprias e por razões de serviço. Nas zonas B

apresenta-se o domínio de interrupções por

razões de serviço e por razões de seguran-

ça.

Na Tabela 4-34, onde se podem consultar

os indicadores SAIFI e SAIDI das redes em BT

da RAA, para interrupções longas, com

origem nas redes e não abrangidas pelo

artigo 13º do RAQS, constata-se um acrés-

cimo do valor dos indicadores, sobretudo

do SAIFI em relação a 2011, mantendo-se

em níveis idênticos ou inferiores aos dos

anos anteriores. Os padrões estabelecidos

no RQS para estas interrupções foram cum-

pridos.


serviço de BT da RAA, para interrupções longas,

não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (SAIFI –

n.º; SAIDI – hh:mm)

2012

Prod. Transp. Dist. MT Dist. BT In.cliente

SAIFI EDA

A 2,8 0,6 1,4 0,1 0,0

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

C 6,0 0,3 6,4 0,3 0,0

SAIDI EDA

A 3:55 0:09 0:30 0:05 0:00

B 0:10 0:00 0:25 0:06 0:00

C 5:35 0:05 4:39 0:23 0:00

2012


11 12 14 21 23 24 26

SAIFI EDA

A 0,0 0,6 0,2 0,3 3,7 0,0

B 0,0 1,3 0,1 0,9 0,6

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

SAIDI EDA

A 0:00 0:16 0:02 0:05 4:17 0:00

B 0:00 0:21 0:01 0:10 0:08

C 0:00 2:04 0:00 1:22 0:13 7:03 0:00




2009 2010 2011 2012 Padrões

SAIFI EDA

A 2,2 2,0 0,7 1,3 4,0

B 3,0 2,0 0,5 0,6 7,0

C 8,4 6,3 3,0 4,4 10,0

SAIDI EDA

A 1:06 1:09 0:26 0:27 6:00

B 0:57 0:50 0:07 0:08 10:00

C 5:36 3:33 1:42 1:57 20:00

62

Indicadores BT – ilhas

A Tabela 4-35 apresenta a evolução da

frequência média de interrupções em pon-

tos de entrega da rede em baixa tensão, as

interrupções longas registadas em 2012,

independentemente origem e causa.

Tabela 4-35 - Evolução do SAIFI BT - interrupções

longas (n.º)

Tendo em consideração que, na generali-

dade dos casos, as interrupções dos pontos

de entrega da rede em baixa tensão têm

origem a na rede de distribuição em MT ou

em centros produtores, o valor dos indica-

dores em BT seguirá o comportamento dos

indicadores homónimos da rede MT.

Em 2012 verificou-se a redução da frequên-

cia média de interrupções da rede BT em

Santa Maria, Graciosa, Corvo e na zona de

qualidade do tipo A da ilha do Faial e na

zona B da ilha de São Miguel.

Tabela 4-36 - SAIFI BT - interrupções longas, por

origem (n.º)

O SAIFI BT, para interrupções longas, tem,

como esperado, uma forte concentração

em interrupções com origem em centros

produtores e nas redes em média tensão.

Nas ilhas de Santa Maria, São Miguel, Gra-

ciosa, São Jorge e Pico predominam, no

valor do indicador, as interrupções com

origem em redes de distribuição em MT,

enquanto na Terceira, no Faial e no Corvo

as centrais têm preponderância.

SAIFI

2009 2010 2011 2012

Santa Maria

C 11,2 8,7 10,3 5,0

São Miguel

A 5,9 3,8 1,7 1,8

B 8,6 7,0 4,4 2,9

C 14,1 12,9 8,1 8,7

Terceira

A 10,2 7,6 6,3 11,8

C 29,1 18,6 15,7 22,1

Graciosa

C 5,2 14,2 13,9 12,6

São Jorge

C 31,6 15,3 6,6 10,2

Pico

C 15,3 20,6 6,8 16,1

Faial

A 10,8 12,5 3,8 2,8

C 53,4 25,6 10,3 12,6

Flores

C 9,2 16,9 10,6 18,1

Corvo

C 6,5 11,8 10,0 7,3

SAIFI

2012


Santa Maria

C 1,5 3,3 0,1 0,0

São Miguel

A 0,1 0,6 1,0 0,0 0,0

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

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

Terceira

A 8,1 1,0 2,5 0,2 0,0

C 15,3 1,0 5,1 0,7 0,0

Graciosa

C 6,1 6,4 0,1 0,0

São Jorge

C 3,0 7,1 0,1 0,0

Pico

C 6,0 0,9 8,6 0,6 0,0

Faial

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

C 8,8 3,8 0,0 0,0

Flores

C 2,1 15,9 0,1 0,0

Corvo

C 7,0 0,3

63


causa (n.º)

Com exceção das zonas do tipo A e B de

São Miguel, onde as interrupções por razões

de serviço são mais preponderantes no

valor deste indicador, as causas próprias

são determinantes nos valores de SAIFI. Têm

também expressão neste indicador as inter-

rupções por casos fortuitos ou de força-

maior.

Tabela 4-38 – SAIFI BT, para interrupções longas,

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

Para as interrupções longas, não tendo

origem em centros produtores e não

abrangidas pelo artigo 13º do RQS, apre-

senta-se o valor do indicador SAIFI para

cada uma das ilhas da RAA na Tabela 4-38.

Embora se constate um valor deste indica-

dor mais elevado que em 2011 na generali-

dade das ilhas, este situa-se nos patamares

de anos anteriores, tendo-se cumprido os

padrões estabelecidos no RQS.

SAIDI

A Tabela 4-39 apresenta a evolução do

indicador SAIDI, para interrupções longas

dos PdE da rede BT.

SAIFI

2012


11 12 14 21 23 24 26

Santa Maria

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

São Miguel

A 0,0 0,7 0,3 0,1 0,6

B 0,0 1,3 0,1 0,9 0,6

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

Terceira

A 0,0 0,6 0,2 0,4 10,6 0,0

C 0,0 1,2 0,0 1,3 2,3 17,4 0,0

Graciosa

C 0,0 1,6 0,6 0,3 10,2 0,0

São Jorge

C 0,0 3,3 1,7 0,7 4,4 0,0

Pico

C 0,0 2,4 0,0 1,4 0,8 11,4 0,0

Faial

A 0,0 0,1 0,1 1,1 1,5 0,0

C 0,0 2,2 0,4 2,2 7,8 0,0

Flores

C 0,0 2,5 5,0 0,4 10,2 0,0

Corvo

C 1,1 6,2




SAIFI

2009 2010 2011 2012 Padrões

Santa Maria

C 4,5 1,0 2,7 0,7 13,0

São Miguel

A 2,3 1,8 0,5 0,6 4,0

B 3,0 2,0 0,5 0,6 9,0

C 7,0 5,8 2,3 4,3 13,0

Terceira

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

C 13,5 7,6 4,3 5,1 13,0

Graciosa

C 3,5 9,7 8,9 5,4 13,0

São Jorge

C 12,5 4,9 2,8 2,3 13,0

Pico

C 7,1 7,5 2,1 6,2 13,0

Faial

A 2,2 1,7 0,2 0,1 4,0

C 8,5 6,0 2,4 0,9 13,0

Flores

C 1,0 7,9 1,8 8,5 13,0

Corvo

C 0,9 2,9 1,8 0,3 13,0

64

Comparativamente a 2011, verifica-se uma

redução deste indicador nas ilhas de Santa

Maria (-52%), São Miguel (-32%, -31% e -9%,

nas zonas A, B e C, respetivamente) e Corvo

(-77%), bem como na zona de qualidade

do tipo A da ilha do Faial. Nas restantes

ilhas/zonas de qualidade de serviço deu-se

um aumento do SAIDI, destacando-se a

evolução na ilha Terceira (192% em zonas A;

198% em zonas C), em São Jorge (232%),

Pico (178%) e Flores (158%).

Tabela 4-39 - Evolução do SAIDI BT - interrupções

longas (hh:mm)


origem (hh:mm)

A origem das interrupções que mais contri-

buem para o valor do indicador é a rede

de distribuição em média tensão, nas ilhas

de Santa Maria, São Miguel, São Jorge, Pico

e Flores. Nestas ilhas as interrupções com

origem em centros produtores também são

relevantes no valor final do indicador. Verifi-

ca-se o inverso nas ilhas Terceira, Graciosa,

Faial e Corvo, onde a duração média das

interrupções é predominantemente influen-

ciada por incidentes com origem em cen-

tros produtores.

SAIDI

2009 2010 2011 2012

Santa Maria

C 4:55 3:28 4:13 2:02

São Miguel

A 3:18 1:55 0:40 0:27

B 3:44 3:56 1:01 0:42

C 10:08 7:08 3:16 2:58

Terceira

A 4:37 3:54 4:53 14:18

C 13:50 7:53 7:48 23:15

Graciosa

C 1:56 8:07 8:58 9:35

São Jorge

C 18:40 15:05 6:29 21:33

Pico

C 23:18 23:43 5:50 16:12

Faial

A 5:15 13:36 2:03 1:07

C 3:07 20:01 3:57 4:57

Flores

C 4:58 20:04 7:17 18:48

Corvo

C 3:31 4:43 6:37 1:32

SAIDI

2012


Santa Maria

C 0:29 1:19 0:12 0:00

São Miguel

A 0:01 0:08 0:14 0:02 0:00

B 0:10 0:00 0:25 0:06 0:00

C 0:27 0:00 2:25 0:05 0:00

Terceira

A 12:33 0:17 1:13 0:13 0:00

C 18:53 0:17 3:11 0:51 0:00

Graciosa

C 7:09 2:15 0:10 0:00

São Jorge

C 2:41 18:42 0:07 0:01

Pico

C 5:07 0:17 9:30 1:15 0:01

Faial

A 0:59 0:04 0:02 0:00

C 3:27 1:26 0:03 0:00

Flores

C 0:46 17:35 0:25 0:00

Corvo

C 1:26 0:06

65

Tabela 4-41 - SAIDI BT - interrupções longas, por

causa (hh:mm)

Os motivos de interrupções mais relevantes

no valor do SAIFI prendem-se com inciden-

tes por causas próprias na generalidade

das ilhas, salientando-se, também, as inter-

rupções por razões de serviço e os inciden-

tes fortuitos. Verificam-se exceções nas ilhas

de Santa Maria, Graciosa e na zona B de

São Miguel, onde predominam as interrup-

ções previstas por razões de serviço. Em São

Jorge são os casos fortuitos ou de força

maior que mais contribuem para o valor

deste indicador.

O indicador SAIDI, para interrupções longas

não tendo como origem centros produtores

e não abrangidas pelo artigo 13º do RQS

pode ser consultado na Tabela 4-42. Verifi-

cam-se reduções do valor do indicador em

quase todas as ilhas, destacando-se pela

negativa o comportamento verificado nas

ilhas do Pico e Flores.

Tabela 4-42 – SAIFI BT, para interrupções longas,

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

Embora se verifiquem alguns crescimentos

do indicador, os padrões de qualidade

definidos no RQS foram cumpridos em todas

as ilhas.

SAIDI

2012


11 12 14 21 23 24 26

Santa Maria

C 0:00 1:00 0:16 0:44 0:00

São Miguel

A 0:00 0:08 0:02 0:01 0:14

B 0:00 0:21 0:01 0:10 0:08

C 0:00 0:21 0:49 0:08 1:38 0:00

Terceira

A 0:00 0:36 0:03 0:03 13:34 0:00

C 0:00 1:17 0:00 0:24 0:22 21:10 0:00

Graciosa

C 0:00 7:11 0:02 0:01 2:19 0:00

São Jorge

C 0:00 7:53 10:34 0:03 3:01 0:01

Pico

C 0:00 6:04 0:00 1:22 0:16 8:29 0:00

Faial

A 0:00 0:02 0:02 0:28 0:34 0:00

C 0:00 1:01 0:14 1:02 2:39 0:00

Flores

C 0:00 5:50 2:35 0:01 10:19 0:00

Corvo

C 0:09 1:23

SAIDI

2009 2010 2011 2012

Santa Maria

C 1:14 0:29 0:43 0:14 24:00

São Miguel

A 1:09 0:53 0:19 0:14 6:00

B 0:57 0:50 0:07 0:08 12:00

C 5:22 2:43 1:31 1:19 24:00

Terceira

A 1:02 1:44 0:51 1:03 6:00

C 6:15 3:51 2:29 2:42 24:00

Graciosa

C 1:39 5:09 4:29 1:39 24:00

São Jorge

C 9:57 2:38 1:44 0:41 24:00

Pico

C 7:03 7:36 0:42 3:38 24:00

Faial

A 1:04 0:58 0:03 0:02 6:00

C 5:30 2:37 0:48 0:07 24:00

Flores

C 0:48 5:44 1:29 9:34 24:00

Corvo

C 2:04 1:14 0:43 0:06 24:00

Padrões

66

4.2. Indicadores individuais

Se os indicadores de carácter geral refe-

rem-se à totalidade dos clientes, os indica-

dores 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

indicadores, os clientes têm direito às com-

pensações estipuladas no ponto 1 do artigo

47º do RQS.

Com base no número e duração acumula-

da 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. Em conformidade com o

RQS, e excluindo as interrupções que este

prevê, identificaram-se os clientes cujos

padrões individuais de qualidade de serviço

não foram cumpridos, em número ou em

duração. Nas tabelas seguintes constam os

padrões estipulados no RQS.

Tabela 4-43 - Padrão de número de interrupções

por ano

Tabela 4-44 - Padrão da duração total das inter-

rupções (horas por ano)

No ano de 2012, verificaram-se 7 212 situa-

ções de incumprimento dos padrões indivi-

duais de qualidade de serviço Este número

representa, cerca de, 6% do número de

clientes da EDA. Das 9 ilhas que compõem

o arquipélago dos Açores, 4 tiveram situa-

ções de incumprimento dos padrões indivi-

duais, sendo que na ilha do Faial as com-

pensações reverteram, na totalidade, para

o Fundo de Reforço dos Investimentos. Co-

mo podemos constatar pela tabela “Núme-

ro total de compensações” a grande maio-

ria dos incumprimentos são de baixa ten-

são, cerca de 98,7%, e pertencem às ilhas

de São Miguel, Terceira, Pico e Faial com

0,04%, 96,9%, 3,0% e 0,03%, respetivamente.

Zona MT BT

A 9 13

B 22 28

C 44 50

Zona MT BT

A 4 6

B 9 11

C 22 27

67

Tabela 4-45 - Número total de compensações

O total das situações de incumprimento dos

indicadores individuais de qualidade de

serviço totalizou uma quantia de 125 368€.

Apesar da média tensão ter apenas 1,3%

do número de situações de incumprimento,

representa, cerca de, 30 % do valor das

compensações.

Tabela 4-46 - Valor total de compensações (€)

Conforme a tabela seguinte, de forma a

melhorar a Qualidade de Serviço, verifica-

se que 1 986,76€ do total de 125 367,6€ re-

verteram para o Fundo de Reforço dos In-

vestimentos das respetivas zonas. Das 7 212

situações de clientes com direito a indemni-

zação, 5 620 deram, efetivamente, origem

a compensação a clientes enquanto as

restantes 1 592 reverteram para o Fundo de

Reforço dos Investimentos das respetivas

zonas, de forma a melhorar a sua Qualida-

de de Serviço.

BT <= 20,7 MT BT <= 20,7 BT > 20,7 MT

São Miguel

B 3 3

Terceira

A 10 8 6 033 127 61 6 239

C 725 4 21 750

Pico

C 215 2 1 218

Faial

A 2 2

Total EDA 10 8 6 978 133 83 7 212

ZonaNúmero Duração

Total

BT <= 20,7 MT BT <= 20,7 BT >20,7 MT

SÃO MIGUEL

B 11 11

TERCEIRA

A 72 1.707 74.600 10.530 34.556 121.465

C 1.669 58 1.170 2.898

Pico

C 859 25 106 990

Faial

A 4 4

Total EDA 72 1.707 77.144 10.612 35.833 125.368

ZonaNúmero Duração

Total

68

Tabela 4-47 - Compensações que revertem para o fundo de reforço de investimento

De acordo com a Tabela 4-48, na Região

Autónoma dos Açores, em 2012, registaram-

se 618 situações onde ocorreram incumpri-

mentos de duração e número em simultâ-

neo.

Tabela 4-48 - Nº de situações com incumprimentos de duração e número em simultâneo

Duração Total Duração Total

São Miguel

B 1 1 2,44 2,44

Terceira

A 965 965 1328,47 1328,47

C 562 562 590,64 590,64

Pico

C 62 62 61,25 61,25

Faial

A 2 2 3,96 3,96

Total EDA 1592 1592 1986,76 1986,76

Zona

Número de compensações Montante (€)

BT <= 20,7

Número Número Duração Número Duração

Terceira

A 10 520 38 8 42 618

Total EDA 10 520 38 8 42 618

ZonaBT >20,7 MT

Total

69

5. Qualidade da onda de ten-

sãoA qualidade da energia entregue aos con-

sumidores, que é definida pela forma da

onda de tensão, está diretamente relacio-

nada com a qualidade da onda de tensão

da rede. Embora exista uma série de índices

para qualificar a onda de tensão, serão, em

última estância, os equipamentos dos con-

sumidores a determinar a qualidade da

mesma. Com a crescente automatização

das indústrias, a qualidade da forma da

onda de tensão torna-se cada vez mais

relevante considerando que, a falta de

regulação da mesma pode acarretar cus-

tos elevados, principalmente, para os con-

sumidores industriais.

De acordo com o estipulado no Regula-

mento de Qualidade de Serviço (RQS),

compete à concessionária de transporte e

distribuição garantir que a energia elétrica

fornecida cumpre o especificado nas nor-

mas e/ou regulamentos, sendo que, os pa-

râmetros da qualidade da onda de tensão

devem ser monitorizados numa amostra da

rede segundo um plano a submeter a

aprovação à Direção Regional do Comér-

cio, Industria e Energia, competindo à enti-

dade reguladora (ERSE) a fiscalização do

cumprimento deste plano.

5.1. Plano de monitorização

A EDA propôs-se efetuar a monitorização

da qualidade da onda de tensão em 2012,

nos pontos da sua rede de transporte e

distribuição apresentadas na Tabela 5-1,

utilizando equipamentos fixos (52 instala-

ções), com medições das características da

onda de tensão durante 52 semanas do

ano.

As medições efetuadas, cujos principais

resultados são resumidos a seguir mostram

que nas instalações da EDA são, generica-

mente, observados os valores de referência

adotados para os parâmetros da qualidade

da onda de tensão pelo RQS e pela EN

50160.

I lha SEBarramento

(kV)Linha PT Nome

Zona

geográfica

Tipo de

carga

Pot. Inst.

(kVA)

S. MARIA AEROPORTO 6 - -

S. MARIA AEROPORTO 10 - -

S. MARIA AEROPORTO 6 ALMAGREIRA 1PT0054 PT PICO ALTO C 0%R/100%I+S 50

70

I lha SEBarramento

(kV)Linha PT Nome

Zona

geográfica

Tipo de

carga

Pot. Inst.

(kVA)

S.M IGUEL CALDEIRÃO 60 - -

S. MIGUEL CALDEIRÃO 30 - -

S. MIGUEL MILHAFRES 30 - -

S. MIGUEL P.DELGADA 10 - -

S. MIGUEL S. ROQUE 10 - -

S. MIGUEL AEROPORTO 10 - -

S. MIGUEL LAGOA 10 - -

S. MIGUEL LAGOA 30 - -

S. MIGUEL FOROS 10 - -



S. MIGUEL VILA FRANCA 10 - -

S. MIGUEL VILA FRANCA 30VILA FRANCA -

FURNAS2PT0034 RIBEIRA QUENTE C 86%R/14%I+S 400

S. MIGUEL FOROS 30 FOROS - NORDESTE 2PT0502LOT. DA LOMBA

DO ALCAIDEC 91%R/9%I+S 250

S. MIGUEL FOROS 10 RIB. GRANDE 02 2PT0440LOT. ALBANO

VIEIRAB 85%R/15%I+S 315

S. MIGUEL P.DELGADA 10 P.DELGADA 5 2PT0224ALDEAMENTO

S.GONCALOA

82%R/18%

I+S400

S. MIGUEL VILA FRANCA 10 VILA FRANCA 02 2PT0237BAIRRO DO

CARNEIROC 93%R/7%I+S 630

S. MIGUEL MILHAFRES 30MILHAFRES -

CAPELAS2PT0188

IGREJA –

REM.BRETANHAC 79%R/21%I+S 400

S. MIGUEL AEROPORTO 10 AEROPORTO 02 2PT0080CANTO DA

FONTINHAA 80%R/20%I+S 630

S. MIGUEL LAGOA 30LAGOA - VILA

FRANCA2PT0046 RIBEIRA CHA C 89%R/11%I+S 400

TERCEIRA BELO JARDIM 15 - -

TERCEIRA BELO JARDIM 30 - -

TERCEIRA VINHA BRAVA 15 - -

TERCEIRAANGRA

HEROÍSMO15 - -

TERCEIRA LAJES 15 - -

TERCEIRA LAJES 6,9 - -

TERCEIRAQUATRO

RIBEIRAS15

TERCEIRA VINHA BRAVA 15VINHA BRAVA -

SÃO MATEUS3PT0015 VINHA BRAVA A 51%R/49%I+S 250

TERCEIRA BELO JARDIM 15PRAIA DA VITÓRIA -

VILA NOVA3PT0060 VALE FARTO C 84%R/16%I+S 400

TERCEIRAANGRA

HEROÍSMO15

ANGRA DO

HEROÍSMO 023PT0002 CONCEIÇÃO A 52%R/48%I+S 250

TERCEIRAQUATRO

RIBEIRAS15

QUATRO RIBEIRAS -

VILA NOVA3PT0259

RUA DOS

MOINHOSC 89%R/11%I+S 250

71

Tabela 5-1 Pontos de monitorização permanente em 2012

Observações ao plano de monitoriza-

ção

Equipamentos instalados na média ten-

são

Ilha de Santa Maria: por avaria do equipa-

mento (Topas 1019) não foi possível monito-

rizar o barramento de 6kV da Central Térmi-

ca no decorrer do ano de 2012.

Ilha de São Miguel: avaria do equipamento

(Topas 1019) não foi possível monitorizar o

barramento de 60kV da CT Caldeirão de-

pois de 12 de maio.

Ilha das Flores: Central Térmica Além Fazen-

da (400Vac): período de monitorização

primeiro trimestre 2012. A CT Lajes entrou em

funcionamento no final de fevereiro

Equipamentos instalados na baixa ten-

são

O plano decorreu conforme previsto, exce-

tuando a seguinte instalação que por falta

de cobertura GPRS foi substituída por outra

instalação na mesma linha, que ainda não

tinha sido monitorizada:

I lha SEBarramento

(kV)Linha PT Nome

Zona

geográfica

Tipo de

carga

Pot. Inst.

(kVA)

GRACIOSA QUITADOURO 15 - -

GRACIOSA QUITADOURO 15QUITADOURO

GUADALUPE 014PT0002 GUADALUPE C 88%R/12%I+S 200

S. JORGECAMINHO

NOVO15 - -

S. JORGECAMINHO

NOVO15 RELVINHA/ TOPO 5PT0039 CRUZAL C 94%R/6%I+S 100

PICO MADALENA 15 - -

PICO LAJES 15 - -

PICO S. ROQUE 30 - -

PICO S. ROQUE 15 - -

PICO LAJES 15 LAJES/ PIEDADE 6PT0096Z. IND. DAS

LAJESC 25%R/75%I+S 160

PICO MADALENA 15 MADALENA 01 6PT0117PORTO DA

MADALENAC 0%R/100%I+S 250

PICO SÃO ROQUE 15SÃO ROQUE –

SANTA LUZIA6PT0126 TUNAPESCA C 0%R/100%I+S 630

FAIAL STA. BARBARA 15 -

FAIAL STA. BARBARA 15SANTA BÁRBARA

017PT0065

SÃO

FRANCISCOA 59%R/41%I+S 315

FAIAL STA. BARBARA 15S. BÁRBARA –

C.BRANCO7PT0032 FARROBIM SUL C 82%R/18%I+S 100

FLORESALÉM

FAZENDA0,4

FLORESALÉM

FAZENDA15 - -

FLORESALÉM

FAZENDA15 S.CRUZ 2 8PT0003

MONTE SANTA

CRUZC 80%R/20%I+S 250

CORVO CORVO 15 - -

72

Tabela 5-2 Alteração ao plano de monitorização 2012

Opções de cálculo

Para a escolha entre as várias semanas e

entre os vários locais foram criados dois

indicadores semanais:

• Indicador para as grandezas do re-

gime permanente – Continuous Power Qua-

lity Índex (CPQI). Para as grandezas com

níveis máximos e mínimos (como a tensão e

a frequência) os valores máximos e mínimos

e os percentis de 5% e 95% são normaliza-

dos de acordo com a expressão:

É retido o maior valor de entre os calcula-

dos para as 3 fases dos percentis 5% e 95%.

• Para as grandezas apenas com ní-

veis máximos, são normalizados os percentis

95% de acordo com a seguinte expressão:

É retido o maior valor entre as 3 fases

Se todos os valores forem inferiores a 1, é

retido como CPQI o maior valor. No caso

contrário são somados todos os valores

superiores a 1.

A seleção das semanas apresentadas por

equipamento foi efeituada utilizando o

seguinte princípio:

• a semana cujo valor CPQI corres-

ponde à mediana dos valores;

• a semana com o pior índice do

CPQI;

• a semana com o melhor índice de

CPQI.

5.2. Qualidade onda de

tensão

Em todos os pontos de medição referidos

no plano de monitorização, foram monitori-

zados os seguintes parâmetros:

• Valor eficaz de tensão;

• Frequência;

• Cavas de tensão;

• Tremulação (flicker);

• Distorção harmónica;

• Desequilíbrio do sistema trifásico de

tensões;

• Sobretensões.

SE / Barramento

(kV)Linha PT Nome PT Nome

Zona

geográfica

VINHA BRAVA / 15VINHA BRAVA -

SÃO MATEUS3PT0015

VINHA

BRAVA3PT0016

POSTO

SANTOC

Instalação monitorizada em 2012Plano de monitorização proposto

LIMITE

MEDIDORMS V

VCPQI

)NOMINALVLIMITE(V)NOMINALVMEDIDO(V=RMSCPQI

73

Foram selecionadas três semanas, de acor-

do com os critérios expostos no ponto 4.1.1.

Os valores registados nos períodos em análi-

se são apresentados no anexo IV.

5.2.1. Amplitude

O Regulamento de Qualidade de Serviço

estabelece para a alta tensão que em

condições normais de exploração, 95% dos

valores eficazes médios de 10 minutos da

tensão de alimentação deve estar com-

preendia no intervalo de Uc±5%, em que Uc

é a tensão declarada, sem ultrapassar a

tensão máxima da rede, por cada período

de medição de uma semana.

A Norma Portuguesa NP EN 50160 define

que para a Média Tensão, em condições

de funcionamento normal, excluindo os

períodos com interrupções, 95% dos valores

eficazes médios de 10 minutos para cada

período de uma semana devem estar

compreendidos na gama de Uc±10%.

Esta Norma também impõe para a Baixa

Tensão, em condições normais de explora-

ção, não considerando as situações subse-

quentes a defeitos ou a interrupções de

alimentação durante cada período de uma

semana, 95% dos valores eficazes médios

de 10 minutos devem situar-se na gama de

Un ±10%.Todos os valores eficazes de 10

minutos da tensão de alimentação devem

estar no interior da gama de Un+10%/-15%.

A revisão da NP EN 501560:2010 definiu no-

vos limites para a média tensão: pelo me-

nos 99% dos valores eficazes médios de 10

minutos da tensão de alimentação devem

estar compreendidas na gama Uc±10%.

Todos os valores eficazes de 10 minutos da

tensão de alimentação devem estar no

interior da gama de Uc±15%.

Da análise dos valores registados, conclui-se

a conformidade dos valores registados com

o RQS para a alta tensão e com a NP EN

50160 para a média e baixa tensão nos

pontos de rede monitorizados, em todas as

ilhas da Região.

5.2.2. Tremulação (Flicker)

Ao nível da alta tensão, o Regulamento de

Qualidade de Serviço define que os índices

de severidade da tremulação (curta e lon-

ga duração) devem ser inferiores, com pro-

babilidade de 95% por cada período de

medição de uma semana a 1.

Para a média e para a baixa tensão, a NP

EN 50160 define que em condições de fun-

cionamento normal, durante cada período

de uma semana, a severidade de longa

duração da tremulação causada pelas

flutuações de tensão deverá ser inferior a 1

(Plt≤1) para 95% do tempo.

Da análise dos valores registados, conclui-se

a conformidade destes com o RQS e com a

EN 50160 para a Alta, Média e Baixa tensão

nos pontos de rede monitorizados, com

exceção das seguintes situações de incon-

formidade descritos detalhadamente de

seguida.

Ilha Terceira

Para a baixa tensão e para as semanas

selecionadas foi registada uma semana

não conforme no 3PT0016 (1 a 7 de outu-

bro) numa das fases (L3-N) tendo-se regis-

tado uma percentagem de dados confor-

me de 94,55% (L3-N), e um percentil de 95%

de 1.08, Esta não conformidade não ofere-

ce motivo de preocupação por se conside-

rarem com efeitos nocivos negligenciáveis

para os clientes, não só pela natureza dos

parâmetros em que se registaram as não

74

conformidades como pelos valores atingi-

dos, ligeiramente acima dos máximos regu-

lamentares.

Ilha São Jorge

Para a Baixa Tensão, e para as semanas

selecionadas, foi registado o incumprimento

da NP EN 50 160 no PT 39 - Cruzal na sema-

na de 12 a 18 de março, situação que não

é alheia à localização do PT na linha de

média tensão Relvinha-Topo onde está

ligado à rede de média tensão o parque

eólico da Ilha de São Jorge. A não confor-

midade detetada afetou todas as fases

monitorizadas, tendo-se registado uma per-

centagem máxima de dados conforme

para as três fases de 88,19% e um percentil

95 máximo para as três fases de 1.27. Esta

não conformidade não oferece motivo de

preocupação por se considerarem com

efeitos nocivos negligenciáveis para os cli-

entes

As variações da velocidade do vento po-

derão contribuir para os valores de tremu-

lação não regulamentares registados no PT.

No decorrer do ano de 2012 prevê-se, no

âmbito de uma obra de investimento da

empresa de eletricidade e gás, a desativa-

ção das cinco torres Nordtank (geradores

assíncronos) e a colocação em serviço de

mais duas torres Enercon (geradores síncro-

nos) esperando-se que se traduza na redu-

ção dos valores de tremulação na ilha de

São Jorge. Num total de 32 semanas moni-

torizadas, em 9 foram registadas o incum-

primento nos valores de tremulação.

Ilha do Pico


selecionadas foi registado o incumprimento

numa das semanas no 6PT0126 (12 a 18 de

novembro) nas três fases monitorizadas,

registando-se um valor máximo para o per-

centil 95 para a tremulação de longa dura-

ção para as três fases de 1.98.

O 6PT0126 – Tunapesca (Linha São Roque-

Santa Luzia), do tipo cabina baixa está

equipado com um TP de 630 kVA e alimen-

ta uma zona industrial em São Roque com-

posta por várias oficinas mecânicas. As

flutuações de tensão são provocadas prin-

cipalmente por cargas de potência signifi-

cativa, com regimes de funcionamento

instáveis.

A EDA irá proceder a um processo de moni-

torização complementar por forma a identi-

ficar a causa perturbadora, ou a eventual

avaria no equipamento conforme já suce-

deu no passado para esta mesma grande-

za para equipamentos do mesmo fabrican-

te. Na subestação a montante o problema

não se manifesta, No próximo relatório de

monitorização da Qualidade da Onda de

Tensão, serão detalhadas as ações de veri-

ficação e atenuação da não conformida-

de detetada na instalação e desencadea-

das pela EDA, utilizando para tal um equi-

pamento portátil de monitorização de qua-

lidade de onda de tensão classe A.

Ilha do Corvo

Para a média tensão e para as semanas

selecionadas foi registado o incumprimento

numa das semanas na Central do Corvo.

A rede de distribuição MT da ilha do Corvo

tem origem na central termoeléctrica do

Corvo e é explorada com uma tensão de

serviço de 15 kV, sendo responsável pelo

fornecimento de energia elétrica em toda a

ilha.

O sistema elétrico da ilha do Corvo apenas

possui a subestação do Corvo que contém

75

dois transformadores de 15/0,4 kV, com

uma potência unitária de 0,4 MVA, totali-

zando 0,8 MVA. A rede de distribuição do

Corvo, com uma extensão de 1,04 km, ali-

menta um posto de transformação com

uma potência instalada de 800 kVA.

Atendendo ao sistema elétrico existente no

Corvo e às flutuações de tensão provoca-

das pelas cargas existentes no único Posto

de Transformação, conduziram a valores de

Tremulação não regulamentares.

5.2.3. Desequilíbrio

No que diz respeito ao desequilíbrio das

tensões, o Regulamento de Qualidade de

Serviço (para a alta tensão) e a Norma

Portuguesa NP EN 50 160 (no caso da média

e baixa tensão) estabelecem, para cada

período de uma semana, 95% dos valores

eficazes médios de 10 minutos da compo-

nente inversa da tensão de alimentação

deve estar dentro da gama de 0 a 2% da

componente direta correspondente.

Assim, verificou-se a conformidade em 100%

dos valores registados para os diferentes

níveis de tensão, em todas as ilhas da RAA,

com exceção da ilha das Flores que apre-

sentou a seguinte inconformidade:

Ilha das Flores

Na ilha das Flores, verificou-se a conformi-

dade em 100% dos valores registados com

a norma NP EN 50160 para os diferentes

níveis de tensão, à exceção de duas das

três semanas associadas ao barramento 1

de 15kV da Subestação Além Fazenda,

onde foi registado um valor máximo de

desequilíbrio de 4,31%. Os valores de dese-

quilíbrio não regulamentar provêm de uma

avaria ou deficiência nas ligações de um TT

e que não afeta clientes.

No ano de 2012 a EDA procedeu à remode-

lação da rede de distribuição da ilha das

Flores e a transferência da produção térmi-

ca da CT Além Fazenda para a CT Lajes

(mês de fevereiro).

5.2.4. Frequência

Para a alta tensão, o Regulamento de Qua-

lidade de Serviço e, para a média e baixa

tensão, a Norma Portuguesa NP EN 50160

definem que, em condições normais de

exploração o valor médio da frequência,

medido em intervalos de 10 segundos, deve

estar compreendido entre a seguinte gama

de valores:

50Hz ±2% durante 95% dos valores

registados numa semana;

50Hz ±15% durante 100% dos valores

registados numa semana.

Por análise dos relatórios disponibilizados

pela aplicação de monitorização, verifica-

se a conformidade em 100% dos valores

registados nos equipamentos no período

selecionado e para as semanas seleciona-

das.

5.2.5. Harmónicos

Relativamente à distorção harmónica, veri-

fica-se o cumprimento em todos os pontos

medidos com a NP EN 50160 (para a média

e baixa tensão) e com o Regulamento de

Qualidade de Serviço (no caso da alta

tensão), em todas as ilhas do arquipélago,

com exceção de São Miguel, onde se regis-

tou a seguinte não conformidade para a

baixa tensão numa das semanas selecio-

nadas para o 2PT0224 – Aldeamento São

Gonçalo, para a 15ª harmónica (26 de

março a 1 de abril), onde na fase 2 e 3 fo-

ram registadas percentagem de dados

conforme de 94,4% e 92,5% respetivamente.

76

O 2PT00224 é do tipo cabina baixa, e está

equipado com um TP de 400 kVA, cujo gru-

po de ligação é Dyn5, e alimenta uma zona

maioritariamente residencial na cidade de

Ponta Delgada e consequentemente por

várias cargas não lineares como seja o tipo

de iluminação e computadores que origi-

nam as harmónicas triplas. A EDA estuda

medidas de minimização da situação não

conforme detetada procurando a identifi-

cação das fontes de perturbação e diminu-

ição do impacto da 15ª harmónica.

5.2.6. 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 1 minuto. Deste

modo, nos quadros seguintes estão con-

templados as ocorrências registadas pelos

equipamentos, mesmo que não tenham

afetado clientes por a rede a jusante estar

desligada.

Ilha de Santa Maria

Na Tabela 5-3 são classificadas as cavas

conforme EN 50160:2010 para a Média Ten-

são na ilha de Santa Maria. Em 2012, regis-

tou-se um total de 49 cavas na Média Ten-

são, valor contabilizado segundo o método

da agregação temporal a 1 minuto, con-

forme recomendado no Regulamento de

Qualidade de Serviço. A grande maioria

das cavas de tensão registadas na Média

Tensão (83,6%) está dentro da área de imu-

nidade para classe 3 de equipamentos

definida no anexo B da EN50160.

Tabela 5-3 Cavas na média tensão na Ilha de

Santa Maria

Na média tensão, e para o ano de 2012, a

cava com maior amplitude foi de 89.83% da

tensão declarada e com uma duração

equivalente de 0,710 segundos registada na

Subestação do Aeroporto na sequência de

um defeito entre fases na linha Aeroporto -

Santa Bárbara 2 (SGI 120120000000138). A

cava com maior duração equivalente foi

também registada na Subestação do Ae-

roporto com uma duração equivalente de

2,869 segundos e amplitude de 16,68% da

tensão declarada registada na sequência

de uma indisponibilidade não programada

com origem na Produção – saída de para-

lelo grupo térmico 8 (SGI 120120000000156).


conforme EN 50160:2010 para a Baixa Ten-

são. A maioria das cavas de tensão (92%)

está dentro da área de imunidade para

classe 3 de equipamentos definida no ane-

xo B da EN50160. A análise à tabela 4 permi-

te concluir da existência de uma cava mais

severa que todas as outras registada no

1PT0054 com um afundamento do valor

eficaz da tensão de 81,78% com uma dura-

ção equivalente de 1.062 segundos regista-

da após defeito entre fases na linha Saída

Aeroporto 3 (SGI 120120000000092). Desa-

gregando esta cava verifica-se que a cava

agregada com maior amplitude foi de

81,78% (duração de 0,350 segundos) e a

cava agregada com maior duração foi de

0,36 segundos (amplitude de 80,77% da

tensão declarada).

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 6000090 > u >= 80 25 6 2 3 0

80 > u >= 70 1 2 1 1 0

70 > u >= 40 2 0 0 0 0

40 > u >= 5 0 2 4 0 0

5 > u 0 0 0 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

77

Tabela 5-4 Cavas na baixa tensão na Ilha de

Santa Maria

Para a baixa tensão, e também para o ano

de 2012, a cava com maior amplitude em

relação à tensão declarada foi de 90, 79%

e duração equivalente de 0.838 segundos

registada no 1PT0054 – PT Pico Alto, na se-

quência de um defeito entre fases na linha

Aeroporto - Santa Bárbara 2 (SGI

120120000000138). A cava com maior dura-

ção equivalente foi de 7,108 segundos e

amplitude de 22.30% da tensão declarada

registada na sequência de uma indisponibi-

lidade não programada com origem na

Produção – saída de paralelo grupo térmi-

co 8 (SGI 120120000000156).

Ilha de São Miguel


conforme EN 50160:2010 para a alta e mé-

dia Tensão. Pela análise da tabela 5 con-

clui-se que a maioria das cavas de tensão

(54,7%) está dentro da área de imunidade

para classe 3 de equipamentos definida no

anexo B da EN50160. Pela análise da tabela

5, conclui-se da existência de cavas mais

severas que outras (33).

Analisando as cavas mais severas conclui-se

que:

- 57,5% das cavas ocorreram no mesmo dia

– 14 de maio, e 9% no dia 20 de agosto. No

primeiro dia foram registadas trovoadas e o

segundo dia está associado à passagem do

furacão Gordon ao largo da Ilha de São

Miguel.

-Nas cavas registadas no dia 14 de maio:

39,4% das cavas foram registadas na se-

quência de condições atmosféricas adver-

sas (trovoada) e 18,1% na sequência de um

defeito entre fases na linha Milha-

fres/Livramento motivado por avaria num

transformador de um Posto de Transforma-

ção particular (SGI 220120000001338).

- 33,3% das cavas foram registadas na se-

quência de defeitos entre fases na linha

Lagoa-Vila Franca.

- 6% das cavas estão associadas a indispo-

nibilidades não programadas com origem

na produção geotérmica.

- Do ponto de vista geográfico 39,3% das

cavas foram registadas na Subestação da

Lagoa e 30,3% na Subestação dos Milhafres,

18,18% na Subestação dos Foros, 6% na

Subestação de Ponta Delgada. O facto de

estas Subestações incluírem zonas onde

predominam as redes aéreas, naturalmente

expostas aos efeitos perturbadores das

condições atmosféricas e demais fenóme-

nos naturais contribui para que sejam estas

as zonas mais afetadas pelos defeitos elétri-

cos e consequentemente pelas cavas de

tensão deles resultantes.

Tabela 5-5 Cavas na alta e média tensão na Ilha

de São Miguel

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 6000090 > u >= 80 22 23 20 15 0

80 > u >= 70 0 1 2 2 1

70 > u >= 40 0 0 0 0 0

40 > u >= 5 0 0 1 1 0

5 > u 0 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 >= 80 472 106 122 6 0

80 > u >= 70 122 94 114 25 0

70 > u >= 40 241 210 193 238 0

40 > u >= 5 33 49 63 24 0

5 > u 3 0 1 9 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

78

Ainda para a Média Tensão, e para o ano

de 2012, a cava com maior amplitude foi

de 98.84% da tensão declarada com uma

duração equivalente de 0.099 segundos na

Subestação de Ponta Delgada – barramen-

to 2, na sequência de uma indisponibilida-

de programada para trabalhos de conser-

vação de equipamentos na Subestação de

Ponta Delgada (SGI 220120000000796). A

cava registada na Média Tensão com mai-

or duração equivalente foi registada na

Subestação de Vila Franca – 10kV com uma

duração equivalente de 3 segundos e uma

amplitude de 38,04% da tensão declarada

registada na sequência de uma indisponibi-

lidade não programada para conservação

de equipamentos na linha Lagoa-Vila Fran-

ca (SGI 220120000003191).



são. Pela análise da tabela 6 conclui-se que

A maioria das cavas de tensão (51%) está

dentro da área de imunidade para classe 3

de equipamentos definida no anexo B da

EN50160.

Analisando as cavas mais severas (16), con-

clui-se que:

- 50% das cavas foram registadas no dia 14

de maio e 43,7% ocorreram no dia 12 de

maio.

- 62,5% das cavas foram registadas na se-

quencia de defeitos entre fases com origem

em condições atmosféricas adversas (tro-

voada) – SGI 220120000001257,

220120000001416).

-18,7% das cavas foram registadas na se-

quência de um defeito entre fases na linha

Milhafres/Livramento motivado por avaria

num transformador de um Posto de Trans-

formação particular (SGI 220120000001338).

- 68,75% das cavas ocorrem no 2PT0188 –

Igreja – Remédios Bretanha(linha Milhafres-

Capelas).

Tabela 5-6 Cavas na baixa tensão na Ilha de São

Miguel

Na baixa tensão a cava com maior ampli-

tude registada no ano de 2012, foi de

96.98% da tensão declarada com uma

duração equivalente de 1.221 segundos

registada no 2PT0188 – Igreja – Remédios da

Bretanha, na sequência de uma indisponibi-

lidade não programada com origem numa

descarga atmosférica sobre a linha Caldei-

rão Milhafres (SGI 220120000001415). A ca-

va com maior duração equivalente foi re-

gistada no 2PT0046 - Ribeira Chã na se-

quência de uma indisponibilidade progra-

mada na linha Lagoa Vila Franca (SGI

220120000003191) com uma duração equi-

valente de 3.20 segundos e uma variação

em relação à tensão declarada de 68.29%.

Ilha Terceira

Na tabela seguinte são classificadas as

cavas na Média Tensão conforme EN

50160:2010 para a Ilha Terceira. A maioria

das cavas de tensão (72%) está dentro da

área de imunidade para classe 3 de equi-

pamentos definida no anexo B da EN50160.

Analisando as cavas mais severas (38) con-

forme [1], conclui-se que:

- Foram registadas num total de sete dias,

sendo que 42% das mesmas foram regista-

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 6000090 > u >= 80 181 45 47 1 0

80 > u >= 70 59 43 29 12 0

70 > u >= 40 70 90 54 81 0

40 > u >= 5 17 30 15 14 0

5 > u 0 0 0 2 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

79

das no dia 12 de agosto, 24% no dia 24 de

setembro.

- A grande maioria das cavas teve origem

em indisponibilidades não programadas

com origem na produção térmica (25):

65,79%, tendo sido registadas em apenas

dois dias: 12 de agosto e 24 de setembro

(SGI 320120000001716, SGI

320120000002203).

- Doze das cavas consideradas como mais

severas tiveram origem em defeitos em

Postos de transformação particulares ((8)-

SGI 320120000001806 e 320120000001903),

resultante de intervenção de terceiros ((2) -

SGI 320120000000343) ou de causa desco-

nhecidas ((2): 31,58% - SGI

320120000001628).

- Barramentos MT mais afetados: 36,84%

foram registados na SE Vinha brava, 21,05%

na SE de Angra de Heroísmo, 18,42% na SE

de Lajes, 15,79% na SE Belo Jardim, SE Qua-

tro Ribeiras com 2,63%.

Tabela 5-7 Cavas na média tensão na Ilha Tercei-

ra

Na Média Tensão, e para o ano de 2012, a

cava com maior amplitude em relação à

tensão declarada foi registada na CT Belo

Jardim 15kV com 97.34% da tensão decla-

rada e uma duração equivalente de 0.222

segundos registada na sequência de uma

indisponibilidade não programada com

origem na atuação de proteção de um dos

transformadores na Subestação do Belo

Jardim (SGI 320120000001001). A cava com

maior duração equivalente foi registada na

Subestação do Belo Jardim 30kV (SGI

320120000001716) na sequência de uma

interrupção geral com origem na Produção

com uma duração equivalente 127 segun-

dos e uma amplitude de 66% da tensão

declarada. Esta cava foi registada quando

os disjuntores das saídas de linha do barra-

mento de 30kV estavam desligados (SGI

320120000001716).



são para a Ilha Terceira. A maioria das ca-

vas de tensão (69%) está dentro da área de

imunidade para classe 3 de equipamentos

definida no anexo B da EN50160. Analisan-

do as cavas mais severas (5), conforme [1],

conclui-se que:

- 80% das cavas mais severas foram regista-

das na sequência de indisponibilidades não

programadas com origem em defeitos nas

instalações de clientes particulares (SGI

320120000001806 e SGI 320120000001903) ou

resultante da intervenção de terceiros (SGI

320120000000343).

- 60% das cavas mais severas foram regista-

das no 3PT002 – Conceição (Angra Heroís-

mo 2);

Tabela 5-8 Cavas na baixa tensão na Ilha Terceira

Na baixa tensão a cava com maior ampli-

tude registada no ano 2012 foi de 96.84%

da tensão declarada com uma duração

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 6000090 > u >= 80 1014 196 37 76 12

80 > u >= 70 315 79 11 63 5

70 > u >= 40 226 283 91 58 22

40 > u >= 5 24 49 13 15 1

5 > u 0 1 0 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 6000090 > u >= 80 117 19 9 4 0

80 > u >= 70 73 11 2 4 1

70 > u >= 40 81 70 18 7 1

40 > u >= 5 11 21 3 4 0

5 > u 1 0 0 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

80

equivalente de 0.136 segundos registada no

3PT0060- Vale Farto, na sequência de uma


origem na desligação de um transformador

na Subestação do Belo Jardim (SGI


ção equivalente foi registada no 3PT0002 –

Conceição, com uma duração equivalente

de 17.93 segundos e amplitude de 23.36%

da tensão declarada registada na sequên-

cia de uma interrupção geral na Ilha Tercei-

ra (SGI 320120000003327).

Ilha Graciosa


cavas na média tensão conforme EN

50160:2010 para a Ilha Graciosa. A maioria




A análise à tabela 9 permite concluir da

existência de uma cava mais severa que

todas as outras registada na CT Quitadouro

registada na sequência dos trabalhos de

manutenção na CT Quitadouro e na repo-

sição do sistema elétrico na Ilha (SGI

420120000000082).

Tabela 5-9 Cavas na média tensão na Ilha Graci-

osa

Na média tensão e para o ano 2012, a ca-

va com maior amplitude em relação à ten-

são declarada foi de 88.03% com uma du-

ração equivalente de 0.369 segundos, regis-

tada na CT Quitadouro na sequência de

um defeito entre fases da linha Quitadouro

Guadalupe 02 (SGI 420120000000126). A

cava com maior duração equivalente na

Média Tensão foi também registada na

Central Térmica do Quitadouro com uma

duração equivalente de 18.818 segundos e


registada na sequência dos trabalhos de

manutenção na CT Quitadouro e na repo-

sição do sistema elétrico na Ilha (SGI

420120000000082).


conforme EN 50160:2010 para a baixa ten-

são da Ilha Graciosa. A maioria das cavas

de tensão (73%) está dentro da área de



Tabela 5-10 Cavas na baixa tensão na Ilha Gra-

ciosa

Na baixa tensão a cava registada com

maior amplitude em relação à tensão de-

clarada foi de 87.43% com uma duração


4PT0002 – Guadalupe, na sequência de um

defeito entre fases da linha Quitadouro

Guadalupe 02 (SGI 420120000000126). A


registada também no 4PT0002 com uma


uma amplitude 28.422% da tensão declara-

da registada na sequência de uma indispo-

nibilidade não programada com origem na

Produção Térmica. Saída do grupo 4 de

paralelo (SGI 420120000000191).

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 6000090 > u >= 80 49 15 3 1 0

80 > u >= 70 11 10 4 3 0

70 > u >= 40 1 3 4 5 1

40 > u >= 5 0 13 3 0 0

5 > u 0 0 0 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 6000090 > u >= 80 30 8 0 0 0

80 > u >= 70 3 4 3 1 0

70 > u >= 40 0 0 0 1 0

40 > u >= 5 2 10 0 0 0

5 > u 0 0 0 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

81

Ilha São Jorge



são da Ilha de São Jorge. A maioria das

cavas de tensão (54%) está dentro da área

de imunidade para classe 3 de equipamen-

tos definida no anexo B da EN50160.

A análise à Tabela 5-11 permite concluir da

existência de duas cavas mais severas que

todas as outras registadas com origens dis-

tintas: uma registada na sequência de um

defeito entre fases na linha Caminho Novo-

Relvinha com origem em condições atmos-

féricas adversas (trovoada) -SGI

520120000000258, a outra cava foi registada

na sequência de uma interrupção geral

com origem na produção térmica – grupo

12 (SGI 520120000000304).

Tabela 5-11 Cavas na média tensão na ilha de

São Jorge

Na média tensão, e para o ano de 2012, a


tensão declarada foi de 91.97% com uma


registada na CT Caminho Novo na sequên-

cia de um defeito entre fases na linha Ca-

minho Novo-Relvinha 1 (SGI

520120000000224). A cava registada na

Média Tensão com maior duração equiva-

lente foi de 11.505 segundos e amplitude de

32.71% da tensão declarada registada

também na CT Caminho Novo após inter-

rupção geral com origem na Central Térmi-

ca (SGI 520120000000304).


para a baixa tensão para a Ilha de São

Jorge conforme EN 50160:2010. A maioria




A análise à tabela 12 permite concluir da

existência de uma cava mais severa que

todas as outras registada na sequência de

um defeito entre fases na linha Caminho

Novo-Relvinha com origem em condições

atmosféricas adversas (trovoada) -SGI

520120000000258.

Tabela 5-12 Cavas na baixa tensão na Ilha São

Jorge

Na baixa tensão, e para o ano de 2012, a


tensão declarada foi de 69.887% com uma


registada no 5PT0039 – Cruzal, após defeito

entre fases na linha Caminho Novo. Relvi-

nha 1 (SGI 520120000000323). A cava com

maior duração equivalente foi registada

também do 5PT0039 – Cruzal, com uma


uma amplitude de 17.961% da tensão de-

clarada registada na sequência de uma

interrupção geral com origem na produção

térmica (SGI 520120000000304).

Ilha do Pico


conforme EN 50160:2010 para a média ten-

são. A maioria das cavas de tensão (63%)

está dentro da área de imunidade para

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 6000090 > u >= 80 22 5 0 7 1

80 > u >= 70 2 6 4 3 0

70 > u >= 40 0 12 4 1 1

40 > u >= 5 0 0 9 1 0

5 > u 0 0 0 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 6000090 > u >= 80 8 6 0 1 0

80 > u >= 70 0 0 1 0 0

70 > u >= 40 0 0 1 1 0

40 > u >= 5 0 0 1 1 0

5 > u 0 0 0 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

82

classe 3 de equipamentos definida no ane-

xo B da EN50160. A análise à tabela 13 per-

mite concluir a existência de 13 cavas mais

severas que todas as outras, sendo que:

- 53,8% das cavas mais severas foram regis-

tadas na sequência de defeitos entre fases

com origem em condições atmosféricas

adversas (trovoada) e 30,7% na sequência

de indisponibilidades com origem na pro-

dução térmica.

- as cavas foram registadas em cinco dias

sendo que no dia 25 de março foram regis-

tadas 30,7% da cavas mais severas resultan-

te de condições atmosféricas adversas

(trovoada) e no dia 17 de maio (30,7%) na

sequência de indisponibilidades não pro-

gramadas com origem na produção térmi-

ca (SGI 620120000000215 e

620120000000297).

- Verifica-se que 53,8% das cavas foram

registadas na Subestação de São Roque do

Pico (30kV e 15kV), 30,7% na Subestação da

Madalena e 15,3% na Subestação das La-

jes.

Tabela 5-13 Cavas na média tensão na Ilha do

Pico

Na Média Tensão, e no ano de 2012, a ca-

va com maior amplitude em relação à ten-

são declarada foi de 93.538% da tensão

declarada com uma duração equivalente

de 2.932 segundos regista na Subestação

das Lajes – 15kV, na sequência de indispo-

nibilidade não programada com origem

em condições atmosféricas adversas (SGI


ção equivalente foi registada na Subesta-

ção de São Roque – 30kV (não existem

clientes alimentados por este barramento),

com uma duração equivalente de 19.122

segundos e uma amplitude de 64.917% da

tensão declarada registada na sequência

de uma indisponibilidade não programada

com origem na produção térmica: saída do

grupo 4 de paralelo (SGI 620120000000215).


cavas conforme EN 50160:2010 para a Baixa

Tensão para a Ilha do Pico. A maioria das

cavas de tensão (57%) está dentro da área

de imunidade para classe 3 de equipamen-

tos definida no anexo B da EN50160. A aná-

lise à tabela 14 permite concluir a existência

de 9 cavas mais severas que todas as ou-

tras, sendo que:

- 66,6% das cavas mais severas foram regis-

tadas na sequência de defeitos entre fases

com origem em condições atmosféricas

adversas (trovoada) e 33,3% na sequência

de indisponibilidades com origem na pro-

dução térmica.

Tabela 5-14 Cavas na baixa tensão na Ilha do

Pico

Na baixa tensão, e no ano de 2012, a cava

com maior amplitude em relação à tensão

declarada foi de 93.697% com uma dura-


da no 6PT096 – Zona Industrial das Lajes, na

sequência de indisponibilidade não pro-

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 6000090 > u >= 80 123 70 45 17 0

80 > u >= 70 1 14 18 21 3

70 > u >= 40 22 32 39 21 4

40 > u >= 5 9 5 8 8 1

5 > u 0 0 0 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 6000090 > u >= 80 54 30 12 7 28

80 > u >= 70 4 5 7 3 3

70 > u >= 40 18 14 14 8 3

40 > u >= 5 6 2 5 6 0

5 > u 0 0 0 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

83

gramada com origem em condições at-

mosféricas adversas (SGI 620120000000129).

A cava com maior duração equivalente foi

de 64.455 segundos com uma amplitude de

10.104% da tensão declarada.

Ilha do Faial


para o ano 2012, conforme EN 50160:2010

para a Média Tensão da Ilha do Faial. A

maioria das cavas de tensão (74,3%) está

dentro da área de imunidade para classe 3

de equipamentos definida no anexo B da

EN50160.

A análise à Tabela 5-15 permite concluir a

existência de 3 cavas mais severas que

todas as outras, sendo que todas foram

registadas na sequência de indisponibilida-

des não programadas com origem na pro-

dução térmica da Central Térmica (SGI

720120000000006, 720120000000120,

720120000000311).


Faial

Na média tensão, e no ano de 2012, a cava



ção de 0.426 segundos registada na Central

Térmica de Santa Bárbara na sequência de

um defeito entre fases na linha Santa Bárba-

ra-Castelo Branco (SGI 720120000000303). A


também registada na Subestação de Santa

Bárbara com uma duração de 9.334 se-

gundos e uma amplitude de 38.111% da

tensão declarada na sequência de uma


origem na saída do grupo 6 da Central

Térmica de Santa Bárbara (SGI

720120000000120).



são para a Ilha do Faial. A maioria das ca-

vas de tensão (64%) está dentro da área de


definida no anexo B da EN50160. A análise

à tabela 16 permite concluir a existência de

1 cavas mais severas que todas as outras

registada no 7PT0065 na sequência de uma


origem na central térmica (SGI

720120000000120).

Tabela 5-16 Cavas na baixa tensão na Ilha do

Faial

Na baixa tensão, e no ano de 2012, a cava




da no 7PT0065 – São Francisco, na sequên-

cia de um defeito entre fases na linha Santa

Bárbara- Castelo Branco (SGI

720120000000326). A cava com registada

com maior duração equivalente, no ano de

2012, na Baixa Tensão foi também registada

no 7PT0065 com uma duração equivalente

de 10.918 segundos e uma amplitude de

37.427% registada na sequência de uma


origem na produção: saída do grupo 6 da

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 6000090 > u >= 80 11 1 0 4 0

80 > u >= 70 6 0 0 1 0

70 > u >= 40 7 0 1 1 3

40 > u >= 5 0 3 1 0 0

5 > u 0 0 0 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 6000090 > u >= 80 12 2 2 2 0

80 > u >= 70 4 1 2 3 0

70 > u >= 40 0 0 2 0 1

40 > u >= 5 0 3 2 0 0

5 > u 0 0 0 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

84

Central Térmica de Santa Bárbara (SGI

720120000000120).

Ilha do Flores



são na Ilha das Flores. A maioria das cavas

de tensão (67%) está dentro da área de



A análise à tabela 17 permite concluir que 5

cavas poderão ser consideradas mais seve-

ras que todas as outras, sendo que:

- 60% das cavas foram registadas na se-

quencia de uma indisponibilidade não pro-

gramada com origem no rebentamento de

linhas de distribuição e transporte (SGI

820120000000086) e 40% das cavas foram

registadas na sequência de um defeito

entre fases na linha Santa Cruz 01 com ori-

gem em condições atmosféricas adversas

(vento de intensidade excecional).

Tabela 5-17 Cavas na média tensão na Ilha das

Flores

Na média tensão, e no ano 2012, a cava


declarada foi registada na SE Além Fazen-

da com uma amplitude de 97.598% da ten-

são declarada com uma duração equiva-

lente de 1.114 segundos na sequência de

um defeito entre fases na linha Santa Cruz 1

(SGI 820120000000013). A cava com maior

duração equivalente foi também registada

na Subestação de Além Fazenda com uma

duração equivalente de 83,86 segundos e


na sequência de uma indisponibilidade não

programada com origem no rebentamento

de linhas de distribuição (SGI

820120000000086).


conforme EN 50160:2010 para a baixa ten-

são da Ilha das Flores (não foi considerada

a CT Flores). Apenas 40% das cavas regista-

das na Baixa Tensão está dentro da área de


definida no anexo B da EN50160, no entan-

to a análise da tabela 18 permite concluir

que 2 das 18 cavas registadas na Baixa

Tensão são mais severas que todas as ou-

tras, sendo que uma das cavas foi registada

na sequência de um interrupção geral com

origem em condições atmosféricas adver-

sas (SGI 820120000000064) e a outra cava

foi registada na sequência de um defeito

entre fases com origem também em condi-

ções atmosféricas adversas – vento de in-

tensidade excecional (SGI

820120000000013).

Tabela 5-18 Cavas na baixa tensão na Ilha das

Flores

Para a baixa tensão e também para o ano

de 2012, a cava com maior amplitude em

relação à tensão declarada foi de 97.478%

da tensão declarada com uma duração

equivalente de 1.034 segundos registada na

sequência de um defeito entre fases na

linha Santa Cruz 1 (SGI 820120000000013). A

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 6000090 > u >= 80 59 30 12 2 0

80 > u >= 70 12 7 9 2 0

70 > u >= 40 8 6 0 4 1

40 > u >= 5 0 25 12 2 0

5 > u 0 0 1 2 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 6000090 > u >= 80 4 3 0 0 0

80 > u >= 70 0 0 1 1 0

70 > u >= 40 0 1 0 0 0

40 > u >= 5 0 2 3 1 0

5 > u 0 0 1 1 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

85


de 1.878 segundos com uma amplitude de

81.156% em relação à tensão declarada,

registada na sequência de uma interrupção

geral com origem em condições atmosféri-

cas adversas (SGI 820120000000064).

Ilha do Corvo


cavas conforme EN 50160:2010 para a Mé-

dia Tensão na Ilha do Corvo. A quase totali-

dade das cavas de tensão (97%) está den-

tro da área de imunidade para classe 3 de

equipamentos definida no anexo B da

EN50160.


Corvo

Na média tensão e para a ilha do Corvo, a

cava com amplitude em relação à tensão



da na CT Corvo na sequência de uma in-

disponibilidade com origem na produção

térmica : saída de paralelo do grupo 4 (SGI

920120000000001). Esta foi também a cava

com maior duração equivalente registada

no ano de 2012 na ilha do Corvo na Média

Tensão.

5.2.7. Sobretensões

A classificação de sobretensões 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 1

minuto. Deste modo, nos quadros seguintes

estão contemplados as ocorrências regis-

tadas pelos equipamentos, mesmo que não

tenham afetado clientes por a rede a jusan-

te estar desligada.

Considerou-se na análise de sobretensões o

documento: Guidelines of Good Practice

on the Implementation and Use of Voltage

Quality Monitoring Systems for Regulatory

Purposes, publicadas a 3 de dezembro 2012

em conjunto pelo Council of European

Energy Regulators e pelo Energy Community

Regulatory Board( CEER/ECRB) [1]. No refe-

rido documento é proposta uma curva

para separação entre major swells e minor

swells, ou seja entre sobretensões mais gra-

vosas e menos gravosas.

M.Bollen apresentou no 21st CIRED em

Frankfurt, os requisitos utilizados pelo regula-

dor sueco para a análise de sobretensões

em Voltage Quality Regulation in Sweden

(Paper 0168; 21st Internacional Conference

on Electricity Distribution, Frankfurt, 2011)

para a Baixa Tensão (até 1kV) [2], onde

define uma zona C para a qual as sobre-

tensões registadas nesta zona poderão

danificar equipamentos terminais: i) varia-

ção da tensão de alimentação superior a

35% da tensão declarada e duração até 30

segundos; ii) variação da tensão de alimen-

tação superior a 15% para durações das

sobretensões superiores a 5 segundos).

Ilha de Santa Maria

Na Tabela 5-20 são classificadas as sobre-

tensões conforme EN 50160:2010 para a

Média Tensão na Ilha de Santa Maria.

Na média tensão, e para o ano 2012, a

sobretensão com o valor máximo em rela-

ção à tensão declarada foi de 13.02% com

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 6000090 > u >= 80 23 4 1 2 0

80 > u >= 70 0 0 0 0 0

70 > u >= 40 0 0 0 1 0

40 > u >= 5 0 0 0 0 0

5 > u 0 0 0 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

86

duração equivalente de 0,04 segundos,

registada na Subestação do Aeroporto

(Barramento 10kV), na sequência de uma

indisponibilidade com origem na produção

– saída de paralelo do grupo térmico 9 (SGI

120120000000090). A sobretensão com mai-

or duração equivalente foi registada tam-

bém na Subestação do Aeroporto com

uma duração equivalente de 1.15 segundos

e variação em relação à tensão declarada

de 10.85% registada na sequência de um

defeito entre fases na linha Aeroporto -

Santa Bárbara 2 (SGI 120120000000138).

Tabela 5-20 Sobretensões na média tensão na

ilha de Santa Maria

Utilizando a metodologia definida em [1]

verifica-se a ocorrência de duas sobreten-

sões que poderão ser consideradas como

mais gravosas com as seguintes variações

em relação à tensão declarada e duração

equivalente, e causas:

- 11,28%; 0,623 segundos: defeito entre fases

na linha Aeroporto 1 na Subestação do

Aeroporto na sequência de condições at-

mosféricas adversas associadas à passa-

gem do furacão Gordon ao largo da ilha

de Santa Maria (SGI 120120000000107). A

desagregação da sobretensão permite

concluir que todas as sobretensões agre-

gadas registadas poderão ser consideradas

como sobretensões menos gravosas (varia-

ção máxima inferior a 20% e duração inferi-

or a 5 segundos).

- 10,85; 1,15 segundos: defeito entre fases

na linha Aeroporto-Santa Bárbara na Subes-

tação do Aeroporto (SGI 120120000000138).

A desagregação da sobretensão permite

concluir que apenas uma das sobretensões

agregada poderá ser considerada como

mais gravosa com uma variação em rela-

ção à tensão declarada de 10,85% e uma

duração de 0,52 segundos. Por apenas

menos 0,02 segundos teria sido considerada

como sobretensão menos gravosa.


selecionadas não foram registadas sobre-

tensões.

Ilha de São Miguel


tensões conforme EN 50160:2010 para o ano

de 2012 para a Média Tensão em São Mi-

guel.

Na Média Tensão e para o ano de 2012, a

sobretensão com maior variação em rela-

ção à tensão declarada foi registada na

Subestação dos Milhafres com uma varia-

ção de 10.21% da tensão declarada e du-

ração equivalente de 0.052 segundos regis-

tada na sequência de uma indisponibilida-

de não programada com origem na Cen-

tral Geotérmica do Pico Vermelho (SGI


or duração equivalente foi registada na CT

Caldeirão com uma duração equivalente

de 0.129 segundos e uma variação em

relação à tensão declarada de 10.21%

registada na mesma indisponibilidade refe-

rida anteriormente (SGI 220120000001129).


ilha de São Miguel

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 3 2 0

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 0 4 0

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

87


verifica-se que nenhuma das sobretensões

poderão ser considerada como mais gravo-

sa.


tensões conforme EN 50160:2010 para o ano

2012 para a Baixa Tensão da Ilha de São

Miguel. Na Baixa Tensão a sobretensão com

maior variação em relação à tensão decla-

rada foi de 15.40% com uma duração equi-

valente de 10.38 segundos registada no

2PT0046 – Ribeira Chã na sequência de um

defeito entre fases na linha Lagoa-

Livramento (SGI 220120000002283). Ainda

para a Baixa Tensão a sobretensão regista-

da com maior duração equivalente foi de

47,38 segundos e variação em relação à

tensão declarada de 12, 96%.

Tabela 5-22 Sobretensões baixa tensão na ilha de

São Miguel


verifica-se a ocorrência de cinco sobreten-


mais gravosas. A desagregação das sobre-

tensões permite concluir que nove das so-

bretensões registadas poderão ser conside-

radas como sobretensões mais gravosas. No

entanto utilizando a classificação definido

em [2] nenhuma das sobretensões perten-

cente à zona C.

Ilha Terceira



Média Tensão na Ilha Terceira.

Na média tensão, e no ano de 2012, a so-

bretensão com maior variação em relação

à tensão declarada foi registada na CT Belo

Jardim – 30kV com uma variação em rela-

ção à tensão declarada de 95.74% com

uma duração equivalente de 5.658 segun-

dos registada na sequência de uma inter-

rupção geral com origem na produção

térmica (SGI 320120000002203). A sobreten-

são com maior duração equivalente foi

registada na CT Belo Jardim – 15kV na se-

quência de um interrupção geral com ori-

gem na produção térmica (SGI

320120000001716) com uma duração equi-

valente de 22.08 segundos e uma variação

em relação à tensão declarada de

117.27%.

Tabela 5-23 Sobretensões na média tensão da

ilha Terceira

Da análise da Tabela 5-23 e da lista de

agregado de eventos, conclui-se da exis-

tência de 71 sobretensões mais severas

registadas nos barramentos de Média Ten-

são, conforme [1].

A desagregação de todas as sobretensões

registadas nos barramentos MT da Terceira,

permite concluir que são 112 as sobreten-

sões mais gravosas conforme [1] excluindo as

sobretensões registadas no barramento de 30 kV

da Central Térmica, que não alimenta diretamen-

te quaisquer clientes. A análise dos eventos

dos Sistemas de Supervisão da Rede Elétri-

ca, permite reduzir o número de sobreten-

sões mais severas a 22, em virtude destas

resultaram de manobras de colocação de

tensão no barramento na reposição do

Sistema Elétrico com os disjuntores das saí-

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 5 0 5

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)10 < t <= 500

500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 4 13 8

120 > u > 110 43 133 3

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

88

das de linha desligados da Central Térmica.

Destas 22 sobretensões uma foi registada na

sequência de um defeito homopolar com

origem na instalação de clientes (central

FEUSA – 320120000000707). A análise das 22

sobretensões desagregadas conclui-se que

a sobretensão desagregada com maior

variação em relação à tensão declarada

foi de 18,377% da tensão declarada com

uma duração de 1.342 segundos e a sobre-

tensão desagregada com maior duração

foi de 1.66 segundos com uma variação em

relação à tensão declarada de 14,82%.

Todas registadas na sequência de uma


origem na produção térmica na Subesta-

ção da Central Térmica do Belo Jardim –

15kV (SGI 3201200000001716).



Baixa Tensão para a Ilha Terceira.

Na Baixa Tensão, e no ano de 2012 a sobre-

tensão com maior variação em relação à

tensão declarada foi de 15.89% e duração


3PT0259 – Rua do Moinhos, na sequência de

uma indisponibilidade não programada

com origem num deslastre de cargas com

origem na produção térmica (SGI

320120000000594). A sobretensão registada

na baixa tensão com maior duração equi-

valente foi também registada no 3PT0259

com uma variação em relação à tensão

declarada de 12.41%. registada na sequên-

cia de um defeito entre fases na linha Vinha

Brava-Fontinhas (SGI 320120000001966).

Tabela 5-24 Sobretensões baixa tensão na Ilha

Terceira



tência de 36 sobretensões que poderão ser

consideradas como mais gravosas, confor-

me [1]. No entanto a desagregação de

todas as sobretensões permite concluir que

nenhuma das sobretensões foi registada na

zona C, conforme [2].

Ilha Graciosa


sobretensões conforme EN 50160:2010 para

a Média Tensão da Ilha Graciosa.

Na média tensão e para o ano de 2012, a


ção à tensão declarada foi de 18.75% da

tensão declarada e duração de1.171 se-

gundos registada após desligação da linha

Quitadouro Guadalupe 01 com origem

interna (SGI 420120000000160). Esta foi tam-

bém a cava com maior duração equivalen-

te registada na Média Tensão.


ilha Graciosa


verifica-se a ocorrência de cinco sobreten-


mais gravosas. A desagregação das sobre-

tensões permite, no entanto, concluir o

contrário e que todas as sobretensões regis-

tadas poderão ser consideradas como so-

bretensões menos gravosas, verificando a

existência de sobretensões agregadas com

variação máxima em relação à tensão

declarada de 18,74% e e sobretensões

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 33 24 12

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 9 5 0

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

89

agregadas com uma duração máxima de

0,39 segundos.



Baixa Tensão da Ilha Graciosa.

Na baixa tensão a sobretensão com maior

variação em relação à tensão declarada

foi de 17.813% da tensão declarada com

uma duração de 2.038 segundos (SGI

420120000000133) registada após defeito

entre fases na linha Quitadouro-Guadalupe

02. A sobretensão com maior duração

equivalente foi registada após defeito entre

fases na linha Quitadouro – Guadalupe 02

(SGI 420120000000061) com 2.563 segundos

e uma variação em relação à tensão de-

clarada de 15.159% da tensão declarada.

Tabela 5-26 Sobretensões baixa tensão na ilha

Graciosa


verifica-se a ocorrência de vinte e cinco

sobretensões que poderão ser consideradas

como mais gravosas. A desagregação das

sobretensões permite concluir que vinte e

nove sobretensões poderão ser considera-

das como mais gravosas conforme [1]. Utili-

zando como referência o documento em

[2] conclui-se que não pertencem à zona C.

Ilha São Jorge


tensões conforme EN 50160:2010 para a Ilha

de São Jorge.

Para a média tensão, e para o ano de 2012,

a sobretensão registada com maior varia-

ção em relação à tensão declarada foi de

20.80% com uma duração equivalente de

1.41 segundos registada na sequência de


Novo-Relvinha 1(SGI 520120000000224). A

sobretensão com maior duração equivalen-

te foi registada também na CT Caminho

Novo com uma duração equivalente de

75.06 segundos e uma variação em relação

à tensão declarada de 10.28%.


ilha de São Jorge


verifica-se a ocorrência de oito sobreten-


mais gravosas. Da desagregação das so-

bretensões verifica-se que 19 sobretensões

poderão ser consideradas como mais gra-

vosas. A análise às sobretensões mais gravo-

sas, e cruzando com o SGI e Topas, permitiu

subtrair 14 às 19 sobretensões consideradas

como as mais gravosas, uma vez que não

afetaram clientes (SGI 520120000000304). As

5 sobretensões mais severas foram regista-

das em dois dias:

-(2) 21 de setembro. Sobretensões de ma-

nobra registada na sequência de um defei-

to entre fases com origem em apoios parti-

dos da rede elétrica (SGI 520120000000224).

Sobretensão agregada com variação má-

xima em relação à tensão declarada 20,8 %

(0.647 segundos) e a sobretensão agregada

com maior duração de 0.70 segundos

(14,41%).

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 5 25 0

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 1 0

120 > u > 110 5 7 0

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

http://sgi/eda.sgi.website/Ocorrencias/OcorrenciaDetalhe.aspx?id=119543

90

-(3) 28 de outubro. Sobretensões de origem

externa (trovoada) – SGI 520120000000258.

Sobretensão agregada com variação má-

xima em relação à tensão declarada 14,92

% (0.521 segundos) e a sobretensão agre-

gada com maior duração de 0.58 segundos

(14,13%).


tensões conforme EN 50160:2010 para a Ilha

de São Jorge para a Baixa Tensão:

Tabela 5-28 Sobretensões baixa tensão na ilha de

São Jorge

Para a baixa tensão, e para o ano de 2012,

a sobretensão registada com maior varia-



26.611 segundos registada na sequência de


Novo-Relvinha 1 (SGI 520120000000053). A

sobretensão registada com maior duração

equivalente foi registada também no

5PT0039 com uma duração equivalente de

58.192 segundos e uma variação em rela-

ção à tensão declarada de 10.284%.



tência de doze sobretensões mais severas.

Desagregando as sobretensões conclui-se

da existência de 18 sobretensões mais seve-

ras conforme [1]. Utilizando como referência

o documento em [2] conclui-se que apenas

três terão impacto em clientes, tendo todas

sido registadas no mesmo dia: 22 de março

na sequência de um defeito entre fases na

linha Caminho Novo-Relvinha 1 (SGI

520120000000053).

Ilha do Pico



a Ilha do Pico na Média Tensão.

Na média tensão e relativamente ao ano

2012, a sobretensão com maior variação

em relação à tensão declarada foi de


12.183 segundos registada na Subestação

das Lajes e foi registada na sequência de

uma indisponibilidade não programada

com origem na produção térmica – saída

do grupo 1 de paralelo (SGI

620120000000297). Esta foi também a sobre-

tensão com maior duração equivalente

registada na Média Tensão no ano de 2012.

Tabela 5-29 – Sobretensões na média tensão na

ilha do Pico


agregado de eventos e utilizando a meto-

dologia definida em [1] verifica-se a ocor-

rência de seis sobretensões mais severas. A

desagregação das seis sobretensões permi-

te concluir que treze sobretensões poderão

ser consideradas como mais severas, sendo

que todas foram registadas em três dias:

- 8 de julho: nove sobretensões registadas


programada com origem na produção

térmica (SGI 620120000000297). A sobreten-

são agregada com maior variação em

relação à tensão declarada foi de 15,28% e

a sobretensão agregada com maior dura-

ção foi de 4,21 segundos.

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 0 5 7

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 3 2 4

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

91

- 7 de setembro: três sobretensões regista-

das também na sequência de uma indispo-

nibilidade não programada com origem na

produção térmica (SGI 620120000000361) A

sobretensão agregada com maior variação

em relação à tensão declarada foi de

14,47% e a sobretensão agregada com

maior duração foi de 2,85 segundos.

- 21 de setembro: uma sobretensão regista-

da na sequência de condições atmosféri-

cas adversas (SGI 620120000000413). Varia-

ção em relação à tensão declarada de

13,15% com uma duração de 0,52 segun-

dos.



a Baixa Tensão da Ilha do Pico. Na Baixa

Tensão, e no ano de 2012, a sobretensão

com maior variação em relação à tensão

declarada foi de 16.38% com uma duração

equivalente de 17.781 segundos registada

no 6PT0117 – Porto da Madalena, registada


programada com origem na produção

térmica – saída do grupo 1 de paralelo (SGI

620120000000297). Esta foi também a sobre-

tensão com maior duração equivalente

registada na Média Tensão no ano de 2012.

Tabela 5-30 Sobretensões baixa tensão na ilha do

Pico



tência de vinte e sete sobretensões mais

severas utilizando a metodologia definida

em [1]. Desagregando as sobretensões e

utilizando o método em [2], verifica-se que

apenas três poderão ser consideradas co-

mo pertencendo à zona C, tendo todas

sido registadas no 6PT0117 – Porto da Mada-

lena no dia 8 de julho na sequência de uma


origem na produção térmica (SGI

620120000000297). A sobretensão agregada

com maior variação em relação à tensão

declarada foi de 16,38% (duração de 5,99

segundos) e a sobretensão agregada com

maior duração foi de 6,50 segundos (16,12%

da tensão declarada).

Ilha do Faial

Na média tensão, e para o ano de 2012,

não foram registadas sobretensões na Sub-

estação da Central Térmica de Santa Bar-

bara.



Baixa Tensão da Ilha do Faial.

Para a Baixa Tensão, a sobretensão com

maior variação em relação à tensão decla-

rada foi de 21.03% com uma duração de

0.30 segundos registada no 7PT0032 – Far-

robim Sul, na sequência de uma indisponibi-

lidade programada para conservação de

equipamentos (SGI 720120000000092). A


te foi também registada no 7PT0032, com


dos com uma variação em relação à ten-

são declarada de 13.795% registada na

sequência de um defeito entre fases na

linha Santa Bárbara-Castelo Branco na se-

quência de uma descarga atmosférica (SGI

720120000000185).

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 4 21 6

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

92

Tabela 5-31 Sobretensões baixa tensão na ilha do

Faial


verifica-se a ocorrência de duas sobreten-

sões (7PT0032) que poderão ser considera-

das como mais gravosas com as seguintes

variações em relação à tensão declarada

e duração equivalente:

- 21,03%; 0,30 segundos: indisponibilidade

programada para conservação de equi-

pamentos (SGI 720120000000092). A desa-

gregação da sobretensão permite concluir

que apenas uma das sobretensões agre-

gadas poderá ser considerada como mais

gravosa com uma variação em relação à

tensão declarada de 21,03% e duração de

0,04 segundos. Contudo, utilizando como

referência o documento em [2] conclui-se

que não pertence à zona C..

- 13,78%; 1,75 segundos: defeito entre fases

na linha Santa Bárbara-Cedros em resultado

da ação atmosférica (SGI

720120000000185). A desagregação da

sobretensão permite concluir que apenas

duas das sobretensões agregadas poderão

ser consideradas como mais gravosas com

uma variação em relação à tensão decla-

rada de 13,78% e duração de 0,66 segun-

dos. Utilizando como referência o docu-

mento em [2] conclui-se que não pertence

à zona C.

Ilha de Flores



Média Tensão da Ilha das Flores.

Na Média Tensão, e para o ano de 2012, a


ção à tensão declarada foi de 21.904%

com uma duração equivalente de 0.710

segundos registada na Subestação de Além

Fazenda na sequência de uma indisponibi-

lidade não programada com origem no

rebentamento de linhas de distribuição (SGI


or duração equivalente foi também regis-

tada na Subestação de Além Fazenda com


dos e uma variação em relação à tensão

declarada de 16.52% registada na sequên-

cia de uma interrupção geral com origem

em descargas atmosféricas (SGI

820120000000064


ilha das Flores


verifica-se a ocorrência de 17 sobretensões

mais severas registadas, todas registadas na

Subestação de Além Fazenda.

Desagregando as sobretensões verifica-se

que são 21 o número de sobretensões mais

severas. Verifica-se que 38% das sobreten-

sões mais gravosas foram registadas na

sequência de descargas atmosféricas (vari-

ação máxima de 18,51% e a duração má-

xima de 1,43 segundos (SGI

820120000000064 e 820120000000022). 38%

das sobretensões foram registadas na se-

quencia de defeitos entre fases com origem

no vento de forte intensidade ou de respon-

sabilidade de terceiros (820120000000038,

820120000000027, 820120000000013). 23,8%

das sobretensões resultaram de indisponibi-

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 1 0 0

120 > u > 110 1 1 0

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 2 0

120 > u > 110 14 14 1

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

93

lidades com origem no rebentamento de

linhas de distribuição (SGI 820120000000086).



Baixa tensão na Ilha das Flores (não foi con-

siderada a CT Além Fazenda).

Na baixa tensão, e para o ano de 2012, a


ção à tensão declarada foi de 18.601%

com uma duração de 2.842 segundos regis-

tada na sequência de uma interrupção

geral com origem em descargas atmosféri-

cas no 8PT0003 (SGI 820120000000064). A


te também foi registada no mesmo PT, com

uma duração de 3.182 segundos e com

uma variação em relação à tensão decla-

rada de 17.868%. registada após defeito

entre fases na linha Santa Cruz 1 e Santa

Cruz 2 com origem em descargas atmosfé-

ricas (SGI 820120000000022).

Tabela 5-33 Sobretensões baixa tensão na ilha

das Flores


verifica-se a ocorrência de 8 sobretensões

mais severas registadas, todas registadas no

8PT0003. Desagregando as sobretensões

conclui-se que nenhuma das sobretensões

poderá ser classificada na zona C, confor-

me [2].

Ilha do Corvo



a ilha do Corvo. Nenhuma das sobretensões

registadas na Média Tensão poderá ser

considerada como mais gravosa.


ilha do Corvo

Na média tensão foram registadas três so-

bretensões no barramento de 15kV da CT,

sendo que a sobretensão com maior varia-


12.33% com uma duração de 0.112 segun-

dos. Esta foi também a sobretensão com

maior duração equivalente.

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 4 8 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)

94

6. Principais incidentes

Neste capítulo é apresentada uma explica-

ção sintética sobre os dez incidentes mais

relevantes, por razões de segurança e por

causas próprias. A seleção destes incidentes

foi definida pelo indicador TIEPI de interrup-

ções longas. Apresenta-se também uma

síntese dos relatórios remetidos à Entidade

Reguladora dos Serviços Energéticos refe-

rentes aos incidentes fortuitos ou de força-

maior de 2012, que provocaram uma ener-

gia não distribuída (END) superior a 5 MWh

São Miguel e Terceira, e 1 MWh nas restan-

tes ilhas, conforme definido regulamentar-

mente.

No topo das secções de cada ilha encon-

tra-se uma representação gráfica do indi-

cador TIEPI de interrupções longas ao longo

dos dias de 2012, variando de cor: onde

branco representa um dia sem incidentes

registados, e na escala de cor apresentada

abaixo consoante o valor indicador referido

para todos os incidentes que tenham pro-

vocado interrupções longas nesse dia. Este

infográfico também indica os dez inciden-

tes mais expressivos. As imagens apresenta-

das são ilustrativas.

TIEPI

menos elevado

TIEPI

mais elevado

95

6.1. Santa Maria

6.1.1. Incidentes por causas pró-

prias

1 de Agosto

A 1 de Agosto, pelas 8:00, verificou-se a

saída de paralelo e paragem do grupo IX,

da central térmica do Aeroporto, devido a

temperaturas altas de água de refrigera-

ção. De seguida deu-se a saída de paralelo

do Grupo VIII e paragem do mesmo origi-

nando um disparo geral. Este incidente

provocou a interrupção do fornecimento

de energia em todos os pontos de entrega

da rede de média tensão, com tempos que

variaram entre quinze e trinta e seis minutos,

tendo afetado 3657 locais de consumo.

20 de Agosto

Nesta data, por ação do furacão Gordon,

deram-se vários disparos ao longo do dia,

tendo-se registado vários incidentes que,

embora as más condições que se faziam

sentir, não originaram problemas severos.

11 de Setembro

Em 11 de Setembro, às 9:52, na sequência

dos trabalhos de desmontagem dos painéis

da sala de comando da central térmica do

Aeroporto foi, por lapso, desligado um cabo

que deu origem à desligação da Linha de

Vila do Porto. Este incidente provocou a

interrupção do fornecimento de 23% dos

pontos de entrega da rede de média ten-

são durante quatro minutos, tendo afetado

865 locais de consumo.

7 de Outubro

Em 7 de Outubro, pelas 22:07, uma avaria

na excitatriz do grupo VIII provocou a atua-

ção dos órgãos de proteção deste grupo e,

por consequência, a atuação do relé de

deslastre de quatro linhas de média tensão.

Este incidente provocou a interrupção do

fornecimento de 35% dos pontos de entre-

ga da rede de média tensão entre três e

Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho

23 de Maio 20 de Agosto1 de Agosto12 de Maio12 de Março

Desligação de um posto de

transformação a pedido do

cliente

Furacão GordonDisparo geral da central

térmica do Aeroporto

Anomalia mecânica num

grupo da central térmica

do Aeroporto

Avaria mecânica num

grupo térmico da central

do Aeroporto

96

cinco minutos, tendo afetado 1900 locais

de consumo.

30 de Novembro

A 30 de Novembro, pelas 12:02, registou-se

o disparo da linha de média tensão de Al-

magreira (ASB1) por atuação da proteção

de máxima intensidade homopolar direcio-

nal (MIHD), por razões desconhecidas. Este

incidente provocou a interrupção do forne-

cimento de 41% dos pontos de entrega da

rede de média tensão durante seis minutos,


11 de Dezembro

Uma avaria no troço entre o seccionador

de linha aérea de Vila do Porto e o seccio-

nador que permite o fecho de anel no

PS/PT Iama-Matadoro provocou o disparo

da linha de média tensão AR01 de Vila do

Porto, por atuação da proteção de máxima

intensidade homopolar direcional (MIHD).

Este incidente, ocorrido às 15:57, provocou

a interrupção do fornecimento de 22% dos


são, com tempos que variaram entre vinte

e três minutos e uma hora e vinte minutos,


O infográfico acima demonstra a existência

de mais 3 incidentes, que, no entanto, pro-

vocaram interrupções inferiores a 3 minutos,

bem como uma situação imprevista a pe-

dido do cliente.

DezembroJulho Agosto Setembro Outubro Novembro

11 de Dezembro7 de Outubro 30 de Novembro11 de Setembro6 de Setembro

Avaria numa linha de

distribuição MT

Deslastre de cargas devido

a avaria num grupo da

central térmica do

Aeroporto

Disparo de uma linha de

distribuição MT por razões

desconhecidas

Disparo fortuito de uma

linha de distribuição MT

devido a erro humano

Disparo de uma linha de

distribuição MT, por

atuação da proteção MIF

97

6.2. São Miguel


prias

3 de Janeiro

A 3 de Janeiro, às 12:39, uma caixa de fim

de cabo queimada, na transição linha ca-

bo para um posto de transformação, pro-

vocou o disparo da linha Milhafres - Covoa-

da. Este incidente provocou a interrupção

do fornecimento de 6% dos pontos de en-

trega da rede de média tensão entre uma

hora e dois minutos e uma hora e quarenta

e seis minutos. O posto de transformação

cuja caixa de fim de cabo havia queimado

teve um tempo de reposição de três horas

e dezasseis minutos. Foram afetados 3955

locais de consumo.

3 de Janeiro

No dia 3 de Janeiro, a avaria de um trans-

formador no posto de transformação de um

cliente provocou o disparo do disjuntor da

Milhafres-Capelas com sinalização MIF. Este

incidente, verificado às 14:00, provocou a



são, com uma duração entre quarenta e

cinco minutos e uma hora e trinta e oito

minutos. Foram afetados 4976 locais de

consumo.

24 de Fevereiro

A 24 de Fevereiro, devido a um isolador de

média tensão partido num posto de trans-

formação de cliente, deu-se o disparo dis-

juntor da linha Foros-Nordeste a 30 kV, com

sinalização de MIF, MIH e terra. Este inciden-

te, que se verificou às 5:16, provocou a



são, com uma duração entre trinta e quatro

minutos e três horas e seis minutos, tendo

afetado 6900 locais de consumo.

1 de Maio

A 1 de Maio, pelas 19:21, verificou-se o des-

lastre de vinte linhas de distribuição em


1 de Maio24 de Fevereiro3 de Janeiro 12 de Maio3 de Janeiro

Saida de paralelo da

central geotérmica do Pico

Vermelho que originou

vários deslastres

Disparo das proteções de

uma linha MT por um

isolador de MT de um PT

privado estar partido

Disparo de uma linha MT

devido a uma caixa de fim

de cabo queimada


uma linha MT por descarga

atmosférica direta


uma linha MT, por avaria

do transformador de um

PT privado

98

média tensão, devido à saída intempestiva

do paralelo da central geotérmica do Pico

Vermelho. Este incidente provocou a inter-

rupção do fornecimento de 51% dos pontos

de entrega da rede de média tensão, com

uma duração entre cinco e dezoito minu-

tos, tendo afetado 31536 locais de consu-

mo.

1 de Maio

A 1 de Maio, pelas 9:42, deu-se o disparo do

disjuntor da linha de média tensão Lagoa-

VFC por MIF e dos disjuntores das linhas

Furnas 01 e Furnas 02 por tensão baixa. Veri-

ficou-se a demora na ligação devido a

falha de comunicações com a subestação

de Vila Franca do Campo. Este incidente


de 12% dos pontos de entrega da rede de

média tensão, com uma duração entre

vinte e vinte e nove minutos, tendo afetado


14 de Maio

No dia 14 de Maio, pelas 5:37, uma avaria

no posto de transformação de um cliente

provocou o disparo do disjuntor da linha

Milhafres-Livramento com a sinalização de

MIF. Este incidente provocou a interrupção

do fornecimento de 3% dos pontos de en-

trega da rede de média tensão, com uma

duração entre um minuto e duas horas e

trinta e cinco minutos, tendo afetado 646

locais de consumo.

15 de Maio

Em 15 de Maio, pelas 21:37, e devido a uma

avaria numa caixa de fim de cabo para um

poste de transformação de um cliente, deu-

se o disparo do disjuntor SRQ 01 com sinali-

zação de MIF, MIH e terra. Este incidente



média tensão com uma duração entre

dezasseis minutos e vinte minutos, afetando

1082 locais de consumo. O posto de trans-

formação do cliente onde se deu a avaria


20 de agosto15 de Maio 15 de Maio12 de Maio 14 de Maio

Disparo da proteção MIF

de uma linha MT devido à

passagem do furacão

Gordon


uma linha MT por avaria na

caixa de fim de cabo de

um PT privado

Disparo das proteções da

linha MT, por MIF e Terras,

devido a descarga

atmosférica direta.


uma linha MT com

indicação de MIF, MIH e

terras ressistivas

Descarga atmosférica

direta sobre um cabo de

uma linha de distribuição

MT

99

teve uma interrupção que atingiu as treze

horas e vinte e oito minutos.

22 de Junho

A 22 de Junho, pelas 16:24, deu-se o disparo

de quatro linhas de distribuição em média

tensão, devido à saída intempestiva do

paralelo do grupo VIII da central térmica do

Caldeirão. A saída do grupo deveu-se a

anomalia no regulador de velocidade. Este

incidente provocou a interrupção do forne-

cimento de 27% dos pontos de entrega da

rede de média tensão, com uma duração

entre quatro e vinte e quatro minutos, afe-

tando 15036 locais de consumo.

29 de Setembro

A 29 de Setembro, às 10:39, a saída de pa-

ralelo da central geotérmica do Pico Ver-

melho e do Grupo 2 da central geotérmica

da Ribeira Grande provocou o deslastre de

quatro linhas de distribuição em média ten-

são. Este incidente provocou a interrupção

do fornecimento de 27% dos pontos de

entrega da rede de média tensão, com

uma duração entre treze e vinte minutos,

afetando 15057 locais de consumo.

20 de Agosto

Durante a passagem do furacão Gordon

pela ilha de São Miguel, verificaram-se vá-

rios incidentes. O mais relevante afetou de

forma intermitente cerca de 8963 locais de

consumo.

6.2.2. Casos fortuitos ou de

força-maior

12 de Maio

A forte trovoada verificada, na madrugada

do dia em questão, na ilha de são Miguel,

danificou o Carter do Interruptor - seccio-

nador da cela de proteção ao transforma-

dor no PT 317 - Av. Cardeal Humberto Me-

deiros provocando o disparo do disjuntor da

linha Milhafres – Covoada – MLCV. Nessa

mesma noite, existiu um outro incidente

envolvendo outra linha MT, dificultando a

reposição das mesmas.

100

Ilustração 6-1 Foto cela avariada 1

Ilustração 6-2 Foto cela avariada 2

Este incidente teve início às 2:09, afetando

os clientes das freguesias da Relva, Arrifes,

Covoada e Capelas todos classificados

como Zona C, e teve um TIEPI de 7m46s,

estimando-se uma END de 6,1 MWh.

101

6.3. Terceira


prias

19 de Julho

A 19 de Julho, deu-se a saída de paralelo

do grupo X da central térmica de Belo Jar-

dim por baixa pressão de óleo. Como con-

sequência verificou-se o disparo por deslas-

tre de 11 linhas de distribuição em média

tensão. Devido ao Disparo da linha MT An-

gra do Heroísmo 04 o despacho ficou sem

comunicação com a subestação de Angra

do Heroísmo através do sistema informático.

As linhas MT da subestação de Angra do

Heroísmo foram ligadas localmente. Este

incidente provocou a interrupção da 72%

dos pontos de entrega da rede de média

tensão, com uma duração entre dez e qua-

renta e seis minutos, afetando 18563 locais

de consumo.

12 de Agosto

A 12 de Agosto, pelas 12:32 deu-se o dispa-

ro geral da central térmica de Belo Jardim.

O disparo geral ocorreu na sequência da

saída do paralelo do grupo IX em virtude da

atuação da proteção por baixa pressão do

óleo de lubrificação do turbocompressor.

Simultaneamente, com o disparo ocorreu o

"congelamento" dos autómatos dos grupos

VII e VIII, o que dificultou o processo de

reposição do sistema electroprodutor da

ilha. Este incidente provocou a interrupção

da totalidade dos pontos de entrega da


entre três horas e trinta e quatro minutos e

oito horas e vinte e três minutos, afetando


26 de Agosto

A 26 de Agosto verificou-se o deslastre de

14 linhas de distribuição em média tensão

devido à saída intempestiva dos grupos IX e

X. A saída intempestiva dos grupos IX e X,

da central térmica de Belo Jardim, foi pro-

vocada pelo disparo do disjuntor do quadro


26 de Agosto12 de Agosto19 de Julho 24 de Setembro24 de Setembro

Disparo do disjuntor do

quadro de alimentação de

serviços auxiliares de 2

grupos da CTBJ

Saída de paralelo de um

grupo da CTBJ por atuação

da proteção de baixa

pressão do óleo

Deslastre de várias linhas

devido à saida de paralelo

de um Grupo da CTBJ por

baixa pressão de oleo

Uma avaria no sistema

24VDC provocou a saida

de paralelo da CTBJ

Uma avaria no sistema

24VDC provocou a saida

de paralelo da CTBJ

102

de alimentação dos serviços auxiliares. Esta

indisponibilidade foi causada pelo relé de

falha de terra do transformador (TSA5) que

estava regulado para um valor muito abai-

xo do estipulado e que não estava sinaliza-

do, esta situação foi detetada e corrigida

na sequência de testes efetuados às prote-

ções da Central. Este incidente provocou a

interrupção da 86% dos pontos de entrega

da rede de média tensão, com uma dura-

ção entre quinze minutos e uma hora e

trinta e um minutos, afetando 22960 locais

de consumo.

24 de Setembro

Nesta data constatou-se a saída de parale-

lo e paragem dos grupos V, VI, VII, VIII e,

consequentemente, do grupo IX. Verificou-

se posteriormente que este evento ocorreu

devido a avaria do sistema de 24VDC da

central térmica de Belo Jardim. Este inci-

dente, verificado a 24 de Setembro pelas

15:07, provocou a interrupção de 97% dos


são, com uma duração entre trinta e quatro

minutos e três horas e oito minutos, afetan-

do 26074 locais de consumo.

24 de Setembro

Verificou-se um disparo por deslastre de

catorze saídas da subestação de Belo Jar-

dim devido a saída de vários grupos do

paralelo na central térmica de Belo Jardim,

por avaria elétrica do sistema de 24VDC da

central. Este incidente, verificado a 24 de

Setembro, pelas 18:51, provocou a interrup-

ção de 86% dos pontos de entrega da rede

de média tensão, com uma duração entre

duas horas e trinta e dois minutos e cinco

horas e sete minutos, tendo afetado 23119

locais de consumo.

14 de Outubro

A 14 de Outubro, pelas 22:02, deu-se o dis-

paro por deslastre de 14 linhas de distribui-

ção em média tensão. O deslastre deveu-

se ao disparo de um disjuntor de média

tensão da central térmica de Belo Jardim.

Na sequência de testes efetuados, consta-

tou-se que o relé de falha de terra do trans-


20 de Dezembro4 de Novembro4 de Novembro14 de Outubro 18 de Dezembro

Disparo geral por saida de

paralelo de diversos

grupos da CTBJ por

problemas elétricos

Avaria no sistema

provisório de alimentação

24VDC

Disparo da proteção do

transformador de potência

da subestação de Quatro

Ribeiras

Disparo do disjuntor MT da

CTBJ por má regulação do

relé de falha de terra do

transformador

Disparo das proteções das

linhas de transporte na

SEVB por atualização da

proteções

103

formador estava com a regulação de dis-

paro muito abaixo do valor conveniente e

que o mesmo não sinalizava o disparo no

SCADA. Esta situação foi corrigida após a

realização dos testes efetuados às prote-

ções da Central. Este incidente provocou a



ção entre seis minutos e uma hora e qua-

renta e seis minutos, sendo afetados 23099

locais de consumo.

4 de Novembro

O sistema provisório de alimentação de

24VDC entrou em avaria, provavelmente

devido às diversas oscilações provocadas

pelos diversos disparos de linhas que ocorre-

ram durante o dia, não tendo sinalizado a

mesma, pelo que não foi possível atuar

preventivamente. Esta avaria levou à saída

de paralelo dos grupos V, VI e VIII da central

térmica de Belo Jardim. Este incidente, veri-

ficado pelas 19:56, provocou a interrupção


média tensão, com uma duração entre

uma hora e trinta e um minutos e cinco

horas e quinze minutos. Foram afetados


18 de Dezembro

Disparo das linhas de Transporte de média

tensão Praia da Vitória-Vinha Brava 01 e

Praia da Vitória-Vinha Brava 01 na subesta-

ção de Belo Jardim e da linha Vinha Brava-

Serra do Cume na subestação de Vinha

Brava. O motivo do disparo deveu-se à

atualização da configuração das prote-

ções das Linhas Transporte na subestação

de Vinha Brava. Este incidente provocou a



ção entre doze e trinta e um minutos, tendo


20 de Dezembro

Pelas 14:50 de dia 14 de Outubro, a saída

de paralelo dos grupos VI, IX e X da central

térmica de Belo Jardim, por problemas elé-

tricos, provocou um disparo geral. Este inci-

dente provocou a interrupção da totalida-

de dos pontos de entrega da rede de mé-

104

dia tensão, com uma duração entre oito

minutos e uma hora e doze minutos, afe-


4 de Novembro

A 4 de Novembro, uma avaria na linha de

Quatro Ribeiras-Doze Ribeiras (dois apoios

de média tensão partidos e linhas de média

tensão rebentadas) e a avaria da proteção

linha de Quatro Ribeiras-Doze Ribeiras pro-

vocou o disparo da proteção do transfor-

mador de potência da subestação de Qua-

tro Ribeiras. Na sequência, e durante as

manobras de reposição, deu-se o deslastre

de várias linhas de distribuição MT. Este inci-

dente provocou a interrupção da 86% dos


são, com uma duração entre oito minutos e

quatro horas e onze minutos, tendo afetado


105

6.4. Graciosa


prias

22 de Janeiro

A 22 de Janeiro, pelas 13:34, verificou-se o

disparo da linha de distribuição em média

tensão QG02, provocado por um curto-

circuito numa fase. Este incidente provocou

a interrupção da 34% dos pontos de entre-

ga da rede de média tensão, com uma

duração entre cinco e seis minutos, tendo


13 de Fevereiro

O incidente verificado a 13 de Fevereiro

pelas 19:39, foi provocado por um curto-

circuito entre fases na linha de média ten-

são QG02. Este incidente provocou a inter-

rupção da 35% dos pontos de entrega da


entre cinco e seis minutos, afetando 1189

locais de consumo.

8 de Abril

A 8 de Abril verificou-se um disparo geral

provocado pela saída de paralelo do gru-

po III, devido a anomalia no controlador do

grupo. Este incidente, que se deu pelas 3:09,

provocou a interrupção da totalidade dos


são, com uma duração entre quatro e dez

minutos, tendo afetado 3207 locais de con-

sumo.

19 de Abril

Verificou-se o disparo das linhas de média

tensão QG02 e QG01, devido a paragem

do grupo 5. Tratou-se de uma avaria elétri-

ca (curto-circuito no circuito de 24VDC no

quadro de comando do grupo). Este inci-

dente, que ocorreu às 18:26 de dia 19 de

Abril, provocou a interrupção da 71% dos


são, com uma duração entre três e sete

minutos, afetando 2437 locais de consumo.


8 de abril13 de fevereiro22 de janeiro 4 de maio19 de abril


paralelo de um grupo da

CTGR por anormalia no

seu controlador

Disparo das proteções da

linha MT deivdo a um

curto-circuito entre fases.

Disparo da linha MT de

distribuição provocado

por um curto-circuito

numa fase



CTGR por anormalia no

seu controlador

Disparo de 2 linhas MT, por

avaria no circuito 24 VDC

que provocou a paragem

de um grupo da CTGR

106

4 de Maio

Uma anomalia no controlador do grupo V

provocou o disparo deste, às 10:05 de dia 4

de Maio. Na sequência da saída de parale-

lo deu-se o disparo geral. Este incidente

provocou a interrupção da totalidade dos


são, com uma duração entre oito e dezas-

sete minutos. Foram afetados 3202 locais de

consumo.

12 de Maio

Pelas 8:34, de dia 12 de Maio, deu-se o dis-

paro da linha de média tensão QG02 com

um curto-circuito numa fase. Detetou-se,

posteriormente, que a avaria foi provocada

por dois descarregadores de sobretensão

queimados. Este incidente provocou a inter-



entre uma hora e quarenta e sete minutos e

três horas e cinquenta e um minutos, tendo


23 de Julho

A 23 de Julho, pelas 16:20, um erro de ma-

nobra provocou a saída de paralelo do VI,

provocando um disparo geral. Este inciden-

te provocou a interrupção da totalidade

dos pontos de entrega da rede de média

tensão, com uma duração entre três e dez


24 de Setembro

A 24 de Setembro, pelas 19:58, uma avaria

provocada pelas caixas de fim de cabo

danificadas num posto de transformação

de um cliente provocou o disparo da linha

de média tensão QG02. Este incidente pro-

vocou a interrupção da 38% dos pontos de


uma duração entre quarenta e sete minu-

tos e duas horas e dez minutos, afetando


31 de Outubro

A 31 de Outubro, às 16:12, deu-se o disparo

de uma secção da linha de média tensão


6 de dezembro24 de setembro23 de julho12 de maio 31 de outubro

Disparo de três linhas de

distribuição devido à saída

de paralelo de um grupo

da CTGR

Disparo da linha MT,

devido a caixas de fim de

cabo queimadas no PT de

um cliente

Um erro de manobra

provocou a saída de


CTGR, e um disparo geral

Dois DST queimados

provocaram o disparo, por

curto-circuito numa fase

da linha MT

Disparo de uma secção da

linha MT, devido a um erro

de manobra do operador

107

QG01, devido a um erro de manobra do

operador. Este incidente provocou a inter-



entre sete e dez minutos, tendo afetado


6 de Dezembro

A 6 de Dezembro, pelas 10:32, deu-se o

disparo de três linhas de distribuição devido

à saída de paralelo do grupo IV. Desligação

intempestiva do grupo por falso alarme da

sonda de gases de escape. Este incidente

provocou a interrupção da 38% dos pontos


uma duração entre dois e cinco minutos,


108

109

6.5. São Jorge


prias

7 de Abril

Pelas 1:41, o grupo XI saiu de paralelo devi-

do a retorno de energia no alternador, for-

çando o deslastre da linha 3, evitando um

apagão geral. Este incidente provocou a

interrupção de 40% dos pontos de entrega


ção entre quatro e seis minutos, e afetado


21 de Junho

Deu-se a queda de uma linha, pelas 20:09,

provocando o disparo das proteções da

própria linha e de uma outra. Este incidente



uma duração entre catorze e vinte e oito

minutos. Dois dos PdE de cliente afetados

estiveram sem fornecimento de energia

cerca de 14 e 15 horas. Foram afetados


29 de Abril

Uma avaria no sistema de combustível pro-

vocou a saída repentina de paralelo do

grupo X e por consequência um disparo

geral. Este incidente, verificado pelas 9:33,

provocou a interrupção de todos os pontos


uma duração entre cinco e dezasseis minu-

tos. Foram afetados 5590 locais de consu-

mo.

10 de Fevereiro

Ocorreu o disparo da saída 2, às 11:45, por

causas desconhecidas. Este incidente pro-

vocou a interrupção de 37% dos pontos de


uma duração entre quatro e seis minutos,



21 de junho29 de abril10 de fevereiro 21 de setembro20 de setembro

A queda de uma linha MT

provocou o disparo das

proteções da própria linha

e de uma outra.

Uma avaria no sistema de

comb. provocou a saída de

serviço de um grupo da

central e um disparo geral.

Disparo da proteção da

llinha MT, com sinalização

de curto-circuito.


uma linha MT, com

sinalização de linhas à

Terra, por ventos fortes


uma linha MT, com

sinalização de linhas à

Terra

110

4 de Outubro

Verificou-se um disparo da linha 6, pelas

6:57. Embora as causas sejam desconheci-

das, supõe-se que seja consequência dos

fortes ventos registados na altura (velocida-

de superior a 30m/s ou 108km/h). Este inci-

dente provocou a interrupção de 29% dos


são, com uma duração entre sete e nove


sumo.

28 de Outubro

Pelas 20:41, a forte trovoada que se fazia

sentir provocou um curto-circuito entre as

três fases, assinalado na subestação da

Central Térmica do Caminho Novo. Como

consequência deu-se o disparo da linha 2

(Caminho Novo – Relvinha 1). Este incidente



uma duração entre quatro minutos e uma

hora e trinta e oito minutos, sendo afetados


15 de Novembro

Verificou-se um disparo da linha 6, pelas

10:45. Embora as causas sejam desconhe-

cidas, supõe-se que decorram dos fortes

ventos registados na altura (velocidade

superior a 30m/s ou 108km/h). Este inciden-

te, provocou a interrupção de 28% dos pon-

tos de entrega da rede de média tensão,

com uma duração de cinco a seis minutos,


1 de Dezembro,

Pelas 17:03, deu-se o disparo da linha de

média tensão 1 (Caminho Novo-São Pedro),

motivado por um curto-circuito. Este inci-

dente provocou a interrupção de 21% dos


são, com uma duração entre quatro e sete


sumo.

13 de Dezembro

Ocorreu um disparo geral pelas 18:22. O

disparo geral deveu-se a um curto-circuito


27 de dezembro13 de dezembro28 de outubro21 de setembro 27 de dezembro


uma linha MT devido aos

ventos de intensidade

excepcional verificados

Disparo geral devido a um

curto-circuito no variador

de vel. dos refrigeradores

de um grupo da central


uma linha MT, com

sinalização de curto-

circuito entre fases

A queda de árvores

provocou a quebra de 3

apoios e disparo das

proteções de uma linha MT

Disparo de uma linha MT,

com sinalização de curto-

circuito, devido aos

ventos de elevada

27 de dezembro


com sinalização de curto-

circuito, devido aos ventos

de elevada intensidade

111

no variador de velocidade dos refrigerado-

res do grupo XII. Este incidente provocou a

interrupção da totalidade dos pontos de


uma duração entre duas horas e três minu-

tos e duas horas e trinta e dois minutos, ten-

do afetado 5583 locais de consumo.

14 de Dezembro

Pelas 9:26, o disparo do grupo XII forçou o

desastre da linha 3. Este incidente provocou

a interrupção de 41% dos pontos de entre-

ga da rede de média tensão, com uma

duração entre três e seis minutos, afetando



força-maior

21 de Setembro

A passagem da tempestade tropical “Na-

dine” provocou chuvas fortes e rajadas de

vento excecionalmente fortes que originou

a queda de árvores e o contato das mes-

mas com as linhas MT na zona do Topo,

bem como a quebra de um poste na zona

da Ribeira Seca. Estes fatores provocaram a

atuação das proteções da linha Relvinha –

Topo – RLTPL com sinalização de máxima

intensidade homopolar (MIH), máxima in-

tensidade fase (MIF) e terras resistivas.

As más condições atmosféricas (tempesta-

de tropical Nadine) e a existência de duas

avarias na mesma linha ditaram a demora

na reposição do sistema elétrico em explo-

ração normal.

Ilustração 6-3 Avaria de um poste MT da zona da

Ribeira Seca e do Topo – Foto 1

112

Ilustração 6-4 Avaria de um poste MT da zona da

Ribeira Seca e do Topo – Foto 2


todos os clientes das freguesias de Santa

Bárbara Manadas, Calheta de São Jorge,

Ribeira Seca, Santo Antão, Topo e Nossa

Senhora do Rosário, classificadas como

Zonas C, e teve um TIEPI de 6h37m54s, esti-

mando-se uma END de 22,3 MWh.

21 de Setembro

A queda de árvores provocou a queda de

três postes e o disparo das proteções da

linha Caminho Novo – Manadas – CMNM e,

por consequência, a atuação do disjuntor

da linha Caminho Novo-Relvinha 1 - CNR1

(estão, ambas, ligadas à mesma cela na

subestação da central térmica do Caminho

Novo) com sinalização de máxima intensi-

dade homopolar (MIH), máxima intensidade

fase (MIF) e terras resistivas.

A causa da queda das árvores foi a tem-

pestade tropical Nadine que passou pelas

ilhas do grupo central do arquipélago dos

Açores (Terceira, Graciosa, São Jorge, Pico

e Faial) com chuva forte e rajadas de vento

muito fortes.

As más condições de visibilidade dificulta-

ram a localização da avaria e a reposição

do serviço, em funcionamento normal.

113

Ilustração 6-5 Avaria nos postes MT da linha Ca-

minho Novo - Manadas – CMNM – Foto 1



114






todos os clientes das freguesias da Urzelina

São Mateus, Santo Amaro, Velas de São

Jorge, Norte Grande, Norte Pequeno, Ca-

lheta de São Jorge e Ribeira Seca classifi-

cadas como Zonas C, e teve um TIEPI de

32m57s. Estima-se uma END de 1,8 MWh.

27 de Dezembro

Os ventos muito fortes e a chuva que asso-

laram o grupo central despoletaram a atu-

ação dos disjuntores da linha Relvinha –

RLTP. Apesar de não existir nenhuma avaria

concreta, a complicação e demora na

reposição completa da linha em explora-

ção normal ficou a dever-se às falhas de

manobras à distância associadas ao nevo-

eiro, vento excecionalmente forte e à chu-

va.


os clientes das freguesias de Santo Antão,

Topo Nossa Senhora do Rosário, Calheta de

São Jorge e Ribeira Seca classificadas co-

mo Zonas C, e teve um TIEPI de 2h08m56s,

estimando-se uma END de 7,6 MWh.

115

6.6. Pico


prias

24 de Abril

No dia 24 de Abril, ocorreu a saída de para-

lelo do grupo I por alarme (que se consta-

tou posteriormente ser falso) de concentra-

ção de neblina de óleo. Este disparo levou

à sobrecarga dos dois outros grupos gera-

dores em serviço, que sairiam de paralelo

por esta razão. O atraso verificado na repo-

sição da normalidade deveu-se a ter havi-

do, em consequência do disparo geral,

interrupção das comunicações com as

subestações remotas. Este incidente provo-

cou a interrupção de todos os pontos de


uma duração trinta e sete minutos a uma

hora e cinquenta minutos, afetando 9021

locais de consumo.

17 de Maio

A 17 de Maio, às 2:21, deu-se o disparo de

quatro linhas devido à saída intempestiva

de serviço do grupo IV. O sistema de extin-

ção de incêndios do transformador deste

grupo entrou em funcionamento, por dete-

ção de calor. A água do sistema de dilúvio

provocou curtos-circuitos e atuação das

proteções ao ser pulverizada sobre os bar-

ramentos e terminais do transformador.

Tratou-se de falso alarme. Este incidente

provocou a interrupção de serviço de 61%

dos pontos de entrega da rede em média

tensão, com tempos compreendidos entre

quinze e vinte e um minutos, afetando 5690

locais de consumo.

8 de Julho

Disparo de diversas linhas de distribuição

em média tensão. Verificado a 8 de Julho,

pelas 11:20, este disparo foi provocado pela

saída de paralelo do grupo I por temperatu-

ra alta de água de refrigeração. Este inci-

dente provocou a interrupção de serviço

de 87% dos pontos de entrega da rede em


8 de julho11 de maio24 de abril 9 de agosto21 de julho

Saida de paralelo de um

grupo térmico provocou a

atuação das proteções de

diversas linhas MT

A atuação da proteção

MIH de uma linha MT ficou

a dever-se à queda de um

raio sobre a linha

Disparo geral devido à saida

de serviço de um grupo

térmico por sinalização de

neblina no oleo


por MIH devido a uma

fissura no isolador único de

cadeia de um apoio

Disparo das proteções MIH

e de Terra de uma linha

MT por avaria de um PT

privado

116

média tensão, com tempos compreendidos

entre seis e trinta e cinco minutos, tendo

sido afetados 7992 locais de consumo.

21 de Julho

A 21 de Julho, pelas 20:03, deu-se o disparo

da linha S.Roque-S. Luzia (e um troço de

outra linha) por proteção homopolar e ter-

ra. Este incidente deveu-se a uma avaria

num posto de transformação de um cliente,

tendo provocado a interrupção de 21% dos


são, com tempos compreendidos entre

cinco minutos e três horas e onze minutos,


9 de Agosto

O disparo da linha de média tensão Lajes

São Mateus, a 9 de Agosto às 18:41, deveu-

se à atuação da proteção de máximo de

intensidade e homopolar. Verificou tratar-se

de uma fissura no isolador único de cadeia

de um apoio. Este incidente provocou a

interrupção de serviço de 18% dos pontos

de entrega da rede em média tensão, com

tempos compreendidos entre vinte e quatro

minutos e trinta e uma horas e quatro minu-

tos, afetando 1652 locais de consumo.

9 de Setembro

A 9 de Setembro, pelas 9:37, verificou-se um

disparo da linha Lajes-Piedade por máxima

intensidade de fase. Este disparo foi provo-

cado por linhas rebentadas por uma árvore

que tombou, aquando da desmatação

que se verificava no local, a cargo de um

empreiteiro, contratado pela EDA. Este inci-




entre uma hora e seis horas e trinta e sete


21 de Setembro

O deslastre das linhas Madalena-S.Mateus e

Lajes-S.Mateus, a 21 de Setembro, pelas

9:22, deveu-se ao disparo do grupo I por

alarme temperatura baixa no cilindro nº 2.

As manobras de religação demoraram mais

que o normal devido a não haver comuni-


27 de novembro28 de setembro21 de setembro21 de setembro 5 de outubro

Disparo da proteções de

uma linha MT, por

sinalização de MIH, devido

a esta estar partida

Atuação da proteção MIF

de uma linha MT, por

rebentamento da mesma,

por queda de uma árvore

Disparo da proteção de

MIF e oscilações da tensão

provocaram a saida de 2

linhas MT

Saída de um grupo por

alarme de temperatura

baixa no cilindro provocou

o deslastre de 2 linhas MT

Disparo geral devido a

saida de paralelo de um

grupo por indicação de

temperatura de água alta

117

cações com as subestações remotas, por

causa da passagem da tempestade tropi-

cal "Nadine". Este incidente provocou a



tempos compreendidos entre vinte e sete e

cinquenta e seis minutos e afetou 3121 lo-

cais de consumo.

5 de Outubro

Às 13:10 deu-se um disparo geral devido a

saída de paralelo do grupo I, da central

térmica do Pico, por alarme de temperatu-

ra alta de água de refrigeração. O disparo

foi causado pela rejeição de carga pelo

parque eólico, com o qual não havia co-

municações desde a véspera. Constatou-se

um atraso na reposição da normalidade

por ter havido, em consequência do dispa-

ro geral, interrupção das comunicações

com as subestações remotas. Este incidente

provocou a interrupção de todos os pontos


uma duração de uma hora e trinta e sete

minutos a três horas e trinta e cinco minutos,


15 de Novembro

A 15 de Novembro, na sequência de um

disparo, foi detetado um isolador de um

seccionar rachado. Por segurança, foi feita

uma interrupção da linha de distribuição

em média tensão para a substituição do

mesmo. Esta ocorrência provocou a inter-

rupção de serviço de 8% dos pontos de

entrega da rede em média tensão, com

tempos compreendidos entre uma hora e

seis minutos e duas horas e trinta e oito mi-

nutos, sendo afetados 875 locais de consu-

mo.

27 de Novembro

A 27 de Novembro, pelas 18:03, deu-se o

disparo da linha Lages - S.Mateus por máxi-

mo de intensidade homopolar. Este disparo,

foi causado por uma linha de média tensão

partida, tendo afetado o fornecimento de

energia a 16% dos pontos de entrega da

rede em média tensão entre 30 minutos a

seis horas e trinta minutos, tendo afetado


118


força-maior

11 de Maio

A forte trovoada sentida na ilha do Pico

provocou diversas avarias que fez disparar

o disjuntor da linha MT Madalena – São

Mateus – MDSM. A demora na reposição de

serviço ficou a dever-se às avarias terem

sido detetadas com espaços temporais

diferentes.

Ilustração 6-9 Descarregadores avariados

Ilustração 6-10 Disjuntores avariados

Ilustração 6-11 Transformador avariado do PT 108

119


os clientes das freguesias da Madalena,

Criação Velha, Candelária e São Mateus,

classificadas como Zona C, e teve um TIEPI

de 20m11s. Estimando-se uma END de 1,69

MWh.

21 de Setembro

O vento, excecionalmente, forte e a chuva

que se fizeram sentir no grupo central, na

sequência da aproximação da tempestade

tropical Nadine, provocaram a aproxima-

ção de linhas e, consequente, disparo da

linha MT Lajes - São Mateus – LJSM (com

sinalização de máxima intensidade por fase

(MIF)) e a atuação das proteções da linha

Madalena - São Mateus – MDSM por oscila-

ção da tensão.

A inexistência de comunicações e de siste-

ma informático provocou a demora na

reposição do serviço, pois impediu o ope-

rador da central térmica do Pico de efetuar

as manobras necessárias nas subestações.

Logo, na sequência dos acontecimentos,

existiu a necessidade de notificar equipas

de intervenção para efetuá-las no local.


os clientes das freguesias e São João, Lajes

do Pico, São Caetano, São Mateus, Mada-

lena, Criação Velha e Candelária classifi-

cadas como Zonas C, e teve um TIEPI de

17m43s. Estimando-se uma END de 1,5 MWh.

120

121

6.7. Faial

10 de Janeiro

A 10 de Janeiro, pelas 13:57, deu-se um

disparo geral provocado pelo Grupo VI que

se encontrava em testes. Este incidente

provocou a interrupção de serviço da tota-

lidade dos pontos de entrega da rede em


entre onze e quarenta e seis minutos.

10 de Janeiro

A 10 de Janeiro, pelas 18:05, detetou-se a

entrada de água no óleo, o que fez atuar o

sistema de segurança e consequente dis-

paro do grupo VI. Este incidente provocou o

deslastre de seis linhas de distribuição em

média tensão, e a interrupção do forneci-

mento de energia elétrica em 65% dos pon-

tos de entrega desta rede. OS tempos de

interrupção variaram entre nove e dezasseis


16 de Março

A 16 de Março, pelas 14:34, verificou-se um

disparo geral, derivado da saída de parale-

lo do Grupo VII, devido a sobre velocidade

do mesmo. Este incidente provocou a inter-

rupção do fornecimento da totalidade dos


são entre vinte e três e quarenta e dois mi-

nutos, afetando 7819 locais de consumo.

14 de Abril

A 14 de Abril, verificou-se o deslastre de

vários pontos de entrega da rede em mé-

dia tensão. Este deslastre foi induzido pelo

disparo do Grupo VI, provocado por gripa-

gem da Bomba injetora, tendo partido a

mola e a roda dentada da régua. Este inci-




entre onze e vinte e dois minutos, tendo



10 de janeiro10 de janeiro 9 de maio14 de abril16 de março

Deslatre de várias linhas

MT por atuação do sistema

de seg. de um grupo por

deteção de água no óleo

Disparo geral provocado

por um grupo da central

que se encontrava em

testes


grupo térmico provocou o

deslatre de várias linhas

MT

A gripagem da bomba

injetora de um grupo,

provocou o deslatre de

várias linhas MT

Disparo geral, derivado da

saída de paralelo de um

grupo térmico, por sobre-

velocidade do mesmo

122

9 de Maio

O disparo do Grupo VII, a 9 de Maio, pelas

12:41, provocou o deslastre de duas linhas

de distribuição, tendo-se efetuado o deslas-

tre de uma terceira linha devido a baixa

frequência e cargas muito elevadas nos

restantes grupos em serviço. Constatou

tratar-se de problemas de combustível que

originou a “colagem” de uma Bomba de

combustível. Este incidente provocou a



tempos compreendidos entre doze e qua-

renta e cinco minutos, tendo afetado 3917

locais de consumo.

20 de Agosto

A 20 de Agosto, pelas 21:03, verificou-se o

deslastre de quatro linhas de distribuição

MT, na sequência do disparo do grupo VI.

Este incidente, provocado por baixa pres-

são da água dos cilindros do referido grupo,

provocou a interrupção de serviço de 55%

dos pontos de entrega da rede em média

tensão, com tempos compreendidos entre

catorze e vinte e seis minutos, afetando


18 de Outubro

A 18 de Outubro, pelas 18:00, uma falha de

sincronismo entre autómatos do grupo

(avaria de um módulo de sincronismo) pro-

vocou o disparo do grupo VI. Por sua vez

provocou o deslastre de duas linhas de

média tensão. Este incidente provocou a



tempos compreendidos entre oito e trinta e

três minutos, sendo afetados 3922 locais de

consumo.

23 de Outubro

A 23 de Outubro, pelas 14:05, deu-se o dis-

paro do grupo VI e deslastre de duas linhas

de distribuição. O disparo do grupo deveu-

se à atuação do detetor de fumos. Após

pesquisas e análise, detetou-se a haste do

bico injetor partida e um segmento de fogo

partido no êmbolo do cilindro 8. Este inci-



20 de dezembro18 de outubro20 de agosto17 de junho 14 de novembro

Atuação da proteção

diferencial de um grupo

térmico, provocou o

deslastre de 3 linhas MT

Saída de serviço de um

grupo, por falha no relé de

prot. ao alternador -

deslastre de 2 linhas MT

Deslastre de linhas MT, na

sequência do disparo de

um grupo por baixa

pressão de água

Mau tempo e relâmpagos

provocaram o disparo das

proteções de 2 linhas MT

por MIF


grupo térmico provocou o

disparo por mínima

frequência de 2 linhas MT

123



entre dois e dezanove minutos, tendo sido

afetados 3516 locais de consumo.

14 de Novembro

Às 0:27 de dia 14 de Novembro, a atuação

da segurança por falta de combustível do

grupo VI provocou a saída de serviço do

mesmo. Esta saída intempestiva do grupo VI

provocou o disparo por mínima frequência

de duas linhas de distribuição. Este inciden-

te provocou a interrupção de serviço de

44% dos pontos de entrega da rede em


entre onze e quarenta e seis minutos, afe-


20 de Dezembro

A 20 de Dezembro, pelas 11:52, verificou-se

o deslastre de três linhas de distribuição em

média tensão. O deslastre foi provocado

pelo disparo do grupo VII, por atuação da

proteção diferencial. Este incidente provo-

cou a interrupção de serviço de 38% dos



dezassete e vinte e dois minutos, afetando


124

125

6.8. Flores


prias

28 de Março

A 28 de Março, pelas 6:17, deu-se o disparo

de uma linha de distribuição, consequência

de uma caixa de fim de cabo queimada.

Este incidente provocou a interrupção de

serviço de 32% dos pontos de entrega da

rede em média tensão, com tempos com-

preendidos entre trinta e um minutos e cin-

co horas e oito minutos, tendo afetado 722

locais de consumo.

16 de Junho

A 16 de Junho, às 14:02, verificou-se um

disparo geral em resultado de diversas des-

cargas atmosféricas. Este incidente provo-

cou a interrupção de serviço de todos os


são, com tempos compreendidos entre dez

e quarenta e um minutos, afetando 2391

locais de consumo.

21 de Julho


de várias linhas de distribuição em média

tensão., provocado por duas linhas reben-

tadas devido a envelhecimento do material

(46 anos de serviço) na saída de Ponta Del-

gada. Este incidente provocou a interrup-

ção de serviço de 47% dos pontos de en-

trega da rede em média tensão, com tem-

pos compreendidos entre vinte e dois minu-

tos e três horas e cinquenta e um minutos.

Foram afetados 1235 locais de consumo.

12 de Agosto

A 12 de Agosto, às 7:53, deu-se o disparo da

linha das Lajes devido a três isoladores par-

tidos no seccionador de entrada da SE do

parque eólico. Este incidente provocou a



tempos compreendidos entre trinta e minu-


16 de junho28 de março4 de fevereiro 12 de agosto21 de julho

Diversas descargas

atmosféricas provocaram

um disparo geral.

Atuação das proteções de

uma linha MT, como

consequência de uma caixa

de fim de cabo queimada


Terra de duas linhas MT

por uma das linhas estar

rebentada


devido a três isoladores

partidos no secc. de

entrada da SE do PE

Duas linhas rebentadas na

saída de Ponta Delgada,

provocaram o disparo de

várias linhas MT

126

tos e três horas e cinco minutos, afetando


8 de Setembro

A 8 de Setembro, pelas 10:51, verificou-se

um disparo geral provocado por avaria

mecânica nos disjuntores das celas de Lajes

e Ponta Delgada. Este incidente provocou

a interrupção de serviço de todos os pontos


tempos compreendidos entre dezasseis

minutos e sete horas e trinta e nove minutos.

Foram afetados 2387 locais de consumo.

22 de Setembro

A 22 de Setembro, pelas 12:08, um cabo

subterrâneo rebentado provocou o disparo

de várias linhas. Este incidente provocou a

interrupção de serviço de todos os pontos


tempos compreendidos entre vinte e cinco

minutos e seis horas e seis minutos, tendo

afetado 2386 locais de consumo. A demora

na reposição deveu-se a que, na data refe-

rida, a EDA não tinha nas Flores nenhum

gerador disponível para abastecer o clien-

te, um estava para reparação no exterior e

o outro estava no Corvo como backup à

Central local. Como a avaria foi num cabo

subterrâneo foi necessário deslocar técnico

e equipamento do exterior para localiza-

ção do defeito. No período em causa a

instalação esteve alimentada pelo gerador

do cliente.

1 de Outubro

A 1 de Outubro, às 16:21, verificou-se o dis-

paro de três linhas de distribuição, em con-

sequência de descargas atmosféricas. Este

incidente provocou a interrupção de servi-

ço de 48% dos pontos de entrega da rede

em média tensão, com tempos compreen-

didos entre vinte e seis e vinte e nove minu-

tos, tendo sido afetados 1227 locais de con-

sumo.

4 de Outubro

A 4 de Outubro, às 9:56, deu-se um disparo

geral devido a defeito homopolar numa

das saídas da subestação de Além Fazen-


6 de dezembro1 de outubro22 de setembro8 de setembro 6 de outubro


por curto-circuito no

barramento BT da central

térmica de Além Fazenda

Disparo de três linhas MT,

em consequência de

descargas atmosféricas

Um cabo MT subterrâneo

rebentado provocou o

disparo de várias linhas

Disparo geral provocado

por avaria mecânica nos

disjuntores das celas em

duas linhas MT

Atuação das proteções de

uma linha MT, por MIF, e

de outra por deslastre de

minima frequência

127

da. Resultou em interrupção geral, por cau-

sa de um problema de seletividades dos

grupos da central térmica de Além Fazen-

da. Verificaram-se diversos problemas rela-

cionados com seletividades, que têm vindo

a ser corrigidos, mas que resultaram da

entrada em serviço de novos equipamen-

tos, que tiveram de estar em serviço conjun-

tamente com equipamentos antigos, com

outros princípios de funcionamento, siste-

mas de proteção, etc. Este incidente pro-

vocou a interrupção de serviço de todos os


são, com tempos compreendidos entre oito

e dezoito minutos. Foram afetados 2382

locais de consumo.

6 de Dezembro

Disparo de uma linha em 6 de Dezembro, às

22:18, foi devido a um curto-circuito no bar-

ramento de baixa tensão na central térmi-

ca de Além Fazenda. Este incidente provo-

cou a interrupção de serviço de 48% dos



cinquenta e cinco e cinquenta e sete minu-

tos, afetando 1227 locais de consumo.

31 de Dezembro

No dia 31 de Dezembro, pelas 22:38, verifi-

cou-se uma interrupção geral causada pelo

EasyGen do Grupo 5. O automatismo de

comando do grupo (EasyGen) deu uma

ordem de paragem ao grupo sem motivo

para isso, e como era o grupo de maior

potência em serviço, o sistema caiu na

íntegra. Este incidente provocou a interrup-

ção de serviço de todos os pontos de en-

trega da rede em média tensão, com tem-

pos compreendidos entre doze e dezasseis


128

129

6.9. Corvo


prias

10 de Janeiro

A 10 de Janeiro, deu-se um deslastre, pro-

vocado pela saída de paralelo do Grupo IV

por alarme "Avaria Geral de Grupo" geran-

do assim um disparo geral da central térmi-

ca do Corvo. O disparo do Grupo IV teve

como causa temperatura elevada de água

de refrigeração. Este incidente provocou a

interrupção de serviço do único ponto de

entrega da rede em média tensão durante

quatro minutos. Foram afetados 267 locais

de consumo.

24 de Fevereiro

A 24 de Fevereiro, pelas 7:13, deu-se o dis-

paro geral da central térmica do Corvo, em

resultado de um defeito no disjuntor do

grupo III. Este incidente provocou a inter-

rupção de serviço do único ponto de en-

trega da rede em média tensão durante

vinte e três minutos. Foram afetados 267

locais de consumo.

19 de Julho


geral da central térmica do Corvo, em re-

sultado da subida repentina da temperatu-

ra da água do grupo III. Este incidente pro-

vocou a interrupção de serviço do único

ponto de entrega da rede em média ten-

são, com o tempo de catorze minutos, ten-

do afetado 269 locais de consumo.

16 de Agosto

A 16 de Agosto, pelas 14:18, verificou-se o

disparo geral, devido a sub-velocidade do

grupo IV, que se encontrava em testes a

75% da sua capacidade máxima carga.

Uma válvula de compensação de ar desa-

finada, no tanque de combustível da ca-

nópia do grupo IV, fê-lo entrar em oscilação

e deslastrar a carga. Este incidente provo-

cou a interrupção de serviço do único pon-

to de entrega da rede em média tensão,


24 de fevereiro

Disparo geral da central

térmica do Corvo, em

resultado de um defeito no

disjuntor de um grupo

21 de janeiro

Disparo geral, por saída de

serviço de um grupo,

devido a subida repentina

da temperatura da água

10 de janeiro

Dipasro geral, por deslastre

devido à saída de paralelo

de um grupo com alarme

"Avaria Geral de Grupo"

7 de março


paralelo de um grupo,

devido a temperatura alta

do grupo

130

com o tempo de sete minutos, tendo afe-

tado 269 locais de consumo.

5 de Dezembro

A 5 de Dezembro, pelas 11:56, deu-se o

disparo geral da central térmica do Corvo,

em resultado da avaria no alternador do

grupo III (curto-circuito num cabo de saída

de uma das bobines do alternador). Este

incidente provocou a interrupção de servi-

ço do único ponto de entrega da rede em

média tensão, com o tempo de treze minu-

tos, tendo afetado 270 locais de consumo.

O infográfico acima demonstra a existência

de mais 3 incidentes, que, no entanto, pro-

vocaram interrupções inferiores a 3 minutos.


17 de dezembro

Disparo geral, por baixa

pressão de oleo, devido a

uma avaria mecânica de

grupo da central do Corvo

5 de dezembro

Disparo geral da central

térmica do Corvo, em

resultado da avaria no

alternador de um grupo

19 de julho


pralelo de um grupo,

devido a subida repentina

da temperatura da água

16 de agosto

Disparo geral, devido a

sub-velocidade de um

grupo que estava a 75% da

sua capacidade máxima

131

7. Ações para a melhoria da

qualidade serviço Nesta secção apresentam-se sucintamente algumas das medidas realizadas com o intuito de

manter ou melhorar os níveis de qualidade de serviço em cada uma das ilhas da RAA, bem

como os resultados obtidos e/ou expectáveis.

Ilha Descrição da Acão (I -

Investimento / E -Exploração) Objetivo

S. Maria

E – Manutenção preventiva da rede

aérea AT/MT – Aeroporto Santa Bárbara

01 (ASB1)

Cumprimento dos padrões de qualidade

de serviço especificados no RQS

S. Maria

E – Desmatagem em torno das linhas MT

ASB1 e ASB2, incluindo o corte de árvores

de grande porte (160 unidades)



S. Maria E – Manutenção preventiva de 14 apare-

lhos de manobra da rede aérea



S. Maria E – Manutenção preventiva a 4 PSs (pos-

tos de seccionamento)



S. Maria

E – Manutenção preventiva, fora de

tensão e aos componentes em MT, de 27

PTDs (postos de transformação públicos)



S. Maria

E – Manutenção preventiva, fora de

tensão e aos componentes em MT, de 68

PTDs (postos de transformação públicos)



S. Maria

I – Mudança de DSTs em 8 PTDs e em 3

transições de rede MT aérea para subter-

rânea, ao abrigo do programa Avifauna


de serviço especificados no RQS, bem

como zelar pela avifauna

S. Maria E – Manutenção preventiva da rede BT

de 20 PTDs



S. Maria

E – Manutenção de 130 ADs (armários de

distribuição) da rede subterrânea de

baixa tensão



S. Maria E – Desmatagem em torno da totalidade

da rede aérea em baixa tensão



132

Ilha Descrição da Acão (I -Investimento / E -

Exploração) Objetivo

S. Miguel E- Ações de manutenção/Inspeção preventiva da

rede BT de 60 PT’s.

Zelar pelo bom estado de conser-

vação da rede BT tendo em vista

garantir o fornecimento de energia

elétrica nas melhores condições

S. Miguel E - Ações de manutenção/Inspeção preventiva

em 15 linhas da rede MT/AT.


vação da rede MT/AT tendo em

vista garantir o fornecimento de

energia elétrica nas melhores con-

dições

S. Miguel

E - Ações de manutenção preventiva a cerca de

470 postos de transformação/postos de seccio-

namento

Verificar o estado de conservação

dos PT’s/PS’s, de modo a prevenir a

ocorrência de eventuais anomalias

que possam pôr em causa a conti-

nuidade de serviço

S. Miguel

E - Trabalhos diversos no âmbito do

PPDA/Avifauna como:


vação da rede MT/AT tendo em

vista garantir o fornecimento de

energia elétrica nas melhores con-

dições, bem como zelar pela avi-

fauna

a) Montagem/Substituição de 6 seccionadores,

incluindo a alteração da sua posição na linha

(passagem da cabeça do apoio p/ "debaixo" da

linha);

b) Passagem de descarregadores de sobreten-

sões (DST’s), do PT aéreo privado nº 1414, da ca-

beça do apoio para a cuba do transformador

S. Miguel

I - Remodelação da rede BT/IP do circuito 1 do PT

59 “Gaiatos”; remodelação da rede BT/IP dos

circuitos 2 e 3 do PT 212 “Abelheira”, remodela-

ção da rede BT/IP do circuito 1 do PT 60 “Cadima”

e remodelação da rede BT/IP do PT 395 “Rua do

Monte”

Melhoria tensões

S. Miguel I - Integração de novos PT’s na rede BT existente,

como são os casos do PT 462 e do PT 518

Cumprimento dos padrões dos

valores de tensão especificados na

EN 50 160

S. Miguel

I - Integração de novos PTD na rede BT existente,

como são os casos dos PTD`S 3, 476, 515, 452, 512

e 514

Otimizar a rede BT existente e retirar

partido dos novos PT’s, benefician-

do assim a qualidade de serviço da

rede BT

S. Miguel I – Substituição de QGBT’s nos seguintes PT’s: PT

184, PT 339, PT 345, PT 351 e PT 365

Melhoria/otimização das condições

de exploração da rede BT

S. Miguel

I - Montagem de celas MT equipadas com tecno-

logia SF6 nos seguintes PT’s: PT 11, PT 15, PT 209 e

PS 16 “Escola P. Canto Maia”

Melhoria/otimização das condições

de exploração da rede MT

S. Miguel I- Alteração de potência no seguinte PT: PT 92 Dar resposta ao aumento de con-

sumo por parte dos clientes BT

133

Ilha Descrição da Acão (I -Investimento

/ E -Exploração) Objetivo

Terceira I- Remodelação da rede BT 48 e 152 - Feteira

Cumprimento dos padrões de continui-

dade de serviço e dos valores de tensão

especificados na EN 50 160

Terceira I- Remodelação da rede BT Raminho Cumprimento dos padrões de qualidade


Terceira I - Reforço rede saída do PTD 54 – Cabo da

Praia



Terceira I - Reforço rede PTD 106 – Caparica Biscoito Cumprimento dos padrões de qualidade


Terceira I - Remodelação da rede BT S. Bartolomeu

(zona dos Regatos)



Terceira I - Remodelação da rede BT PTD 51 – saída

dos Salgueiros



Terceira I - Remodelação da rede PTD 88 - Recanto Cumprimento dos padrões de qualidade


Terceira E - Ações de manutenção/inspeção preven-

tiva da em 7 linhas da rede MT/AT



Terceira E- Manutenções preventiva em 115 postos de

transformação e seccionamento



Terceira I - Foram substituídos 11 transformadores em

PTD’s



Terceira I- Substituição de 38 aparelhos de corte em

PTD aéreos



Terceira I- Substituição de DST’s, com defeito de

fabrico, em 7 PTD’s



Terceira I- Substituição de 4 QGBT em PTD Cumprimento dos padrões de qualidade


Terceira I -Substituição de 2 aparelhos de manobra

da rede aérea MT e instalação de um novo



Terceira E – Melhoria de terras se serviço e proteção

em 17 PTD



Terceira

E- Relocalização de vários aparelhos de

manobra da rede aérea MT para posição a

cota inferior à da travessa

Avifauna

Terceira E – Substituição de óleo degradado em 2

transformadores de potência da SE de Angra



134



Terceira E – Manutenção preventiva em 7 redes de

baixa tensão



Terceira

I - Ação de verificação de funcionamento e

ajustes nos AVR's dos grupos 6, 7 e 8 da cen-

tral de Belo Jardim na sequência dos eventos

verificados nesta ilha





Graciosa

E - Manutenção por parte da equipa do

DMANE das celas MT de saída de linha a 15

kV Quitadouro – Guadalupe 01, Quitadouro –

Guadalupe 02, Quitadouro – Santa Cruz 01 e

Quitadouro – Santa Cruz 02;



Graciosa

E - Manutenção por parte de equipa mista

DMANE/DIGRA dos armários de comando e

comunicação dos Interruptores aéreos tele-

comandados (IAT) 2025 do Charco Velho e

2033 da Praia;



Graciosa I - Montagem do interruptor – seccionador

2011 de Santo Amaro;



Graciosa E - Substituição do interruptor – seccionador

2001 da Pronicol;



Graciosa

I - Instalação de travessa de suporte de ca-

bos e DST na transição linha aérea – cabo

para o PTC 1015 da Tecnovia;



Graciosa

E - Manutenção das caixas de fim de cabo

nas transições linha aérea – cabo para os

PTC 1015 da Tecnovia e 1019 do Lar de Ido-

sos da Praia;



Graciosa

E - Execução de novas caixas de fim de

cabo nas transições linha aérea – cabo para

os PTD 1 da Praia e PTD 29 da Rochela;



Graciosa E - Substituição dos DST na transição linha

aérea – cabo para o PTD 4 do Carapacho;



Graciosa

I - Substituição de travessa PAL por PAN no

apoio n.º 7 do ramal para o parque eólico

da Serra Branca;



Graciosa

E - Desmatagem extensa (cerca de 7000 m2)

ao corredor/ramal MT para o PTC 1011 da

Furna da Caldeira;



135



Graciosa I - Remodelação do PTD 17 da Serraria, com

substituição do IGQGBT;



Graciosa

I - Remodelação do PTD 28 das Almas, com

substituição do seccionador MT e deslocali-

zação dos descarregadores de sobretensões

(DST) para a cuba do transformador;



Graciosa

I - Beneficiação do PTD 30 do Pico Jardim,

incluindo a instalação de resistências de

aquecimento nas celas MT;



Graciosa

I - Beneficiação do PTD 31 da Serrinha, inclu-

indo a instalação de resistências de aqueci-

mento nas celas MT;



Graciosa

I - Remodelação do PTD 32 da Cruz do Bairro,

com substituição do seccionador MT e des-

localização dos descarregadores de sobre-

tensões (DST) para a cuba do transformador;



Graciosa

I - Remodelação do PTD 42 da Esperança

Velha, com substituição do IGQGBT e exe-

cução de novas terras;



Graciosa

I - Beneficiação do PTD 45 da Folga, incluin-

do a instalação de resistências de aqueci-

mento nas celas MT;



Graciosa

E - Manutenção do PTC 1012 dos Serviços

Agrícolas devido à interligação com o novo

PTC 1024 do novo centro de saúde;



Graciosa

E - Montagem/substituição/desvio de 71

apoios BT (em parte com recuso a empreitei-

ro);



Graciosa E - Montagem/desvio de 2 armários de distri-

buição;



Graciosa

E - Pintura e manutenção de 104 colunas

artísticas/hexagonais no centro de Santa

Cruz da Graciosa (com recurso a empreitei-

ro);



Graciosa

E - Manutenção a cerca de 20% da rede BT,

sobretudo em zonas cujo histórico de avari-

as/degradação é mais preocupante.

Cumprimento dos padrões de continui-

dade/qualidade de serviço especificados

na EN 50160,

136

Ilha Descrição da Acão (I -Investimento /

E -Exploração) Objetivo

S. Jorge I – Ligação dos PTDs 71, 72 Cumprimento dos padrões de qualidade


S. Jorge E - Manutenção preventiva (após Inspeção)

da rede BT dos PTD´s 3, 59



S. Jorge E - Manutenção (limpeza e vistoria geral) de

todos os PTDs, realizada 2 vezes no ano



S. Jorge

E – Manutenção de cela MT do PTD 12 na

sequência de deteção de ruído anormal –

caixas com sujidade



S. Jorge

I – Construção e instalação de bateria de

compensação variável de energia reativa no

PTD 1



S. Jorge I – Aplicação do “véu” (em manta vinílica)

nos QGBTs de todos os PTDs de cabine



S. Jorge I - Remodelação da rede BT do PTD 20 Cumprimento dos padrões de qualidade


S. Jorge I - Remodelação de IC da rede BT do PTD 60 Cumprimento dos padrões de qualidade


S. Jorge

I - Substituição de apoios nas redes BT dos

PTDs 3 (2 unid.), 4 (2 unid.) 14 (9 unid.), 18 (2

unid.), 26 (5 unid.), 28 (5 unid.), 33 (1 unid.), 35

(4 unid.) 60 (1 unid.), 68 (1 unid.) e 69 (6 unid.)

– devido ao estado de conservação dos

mesmos.



S. Jorge I - Substituição dos condensadores dos circui-

tos IP dos PTs 09 e 10



S. Jorge

I - Aplicação de baterias de compensação

fixa (após substituição dos condensadores)

nos PTs 04, 14, 18 e 40



S. Jorge I - Desmatagens nas redes BT dos PTs 11, 18,

20, 27, 30, 31, 34, 39, 42, 43, 44, 55, 68, 69



S. Jorge

I – Desmatagem, na rede MT, em torno do

troço entre os PTs 40 e 44 – linha 6, do ramal

para o PT 29 – linha 2, do troço entre os AMs

2001 e 2003 – linha 1, entre os apoios 29 e 30

da Linha 4, entre os apoios 27 e 30 da linha 3,

e entre os apoios 12 e 13 e 67 e 68 da linha 6



S. Jorge E - Ações de manutenção/inspeção preven-

tiva da em 1 linha da Rede MT/AT



137



Pico I – Remodelação da rede BT do PTs 26, 66 e

112

Reforço na distribuição e melhoria das

tensões BT

Pico E - Manutenção preventiva em várias redes

BT Melhoria da continuidade de serviço

Pico E - Desmatagem sob várias linhas MT Melhoria da continuidade de serviço

Pico E - Manutenção preventiva em vários PTs Melhoria da continuidade de serviço



Faial I – Construção do PTD 91 Alto da Baleia Cumprimento dos padrões de qualidade


Faial I – Construção de ramal MT subterrâneo, de

alimentação ao PTD 91 Alto da Baleia



Faial I – Construção do PTD 92 Rua Dr. Neves Cumprimento dos padrões de qualidade


Faial I – Construção de ramal MT subterrâneo, de

alimentação ao PTD 92 Rua Dr. Neves



Faial I – Alteração do PTD 20 Cedros, passagem de

CA para CB



Faial I – Substituição de DST’s em 18 PT’s Cumprimento dos padrões de qualidade


Faial E - Ações de manutenção/inspeção preven-

tiva da em 2 linha da Rede MT/AT



Faial E - Manutenção em 64 PTD’s Cumprimento dos padrões de qualidade


Faial E – Manutenção em redes BT em torçada de

29 PTD’s



Faial E – Manutenção em 92 armários de distribui-

ção BT



138



Flores

E – Manutenção em redes BT em torçada. A

ação incide principalmente na de conser-

vação dos ligadores de derivação dos

traçados principais.



Flores

E – Manutenção corretiva em postos de

transformação, detetadas por termografia,

tendo as ações sido executadas antes de

provocarem interrupções aos clientes



Flores

E - Beneficiação geral ao ramal MT para o

PT 0016 – Ponta da Fajã.



Substituição do apoio 14 da Linha PS3 –

Lajes

Beneficiação do troço final do ramal MT

para o PT 30 – Rocha do Touro

Flores E - Inspeção termográfica em PT’s e PS’s da

Ilha



Flores E - Manutenção em seccionadores MT Cumprimento dos padrões de qualidade


Flores E - Inspeção a 3 linhas MT, conducentes a

intervenções de manutenção preventiva





Todas as

ilhas

E - Inspeções termografia a 255 instalações

(253 PTD´s e 2 SE´s ) Identificação de defeitos elétricos

Todas as

ilhas

E – Manutenção a sistemas de teleação e

subestações

Cumprimento dos padrões de qualidade de

serviço especificados no RQS

139

Anexos

Anexos

Anexo I - Siglas, abreviaturas e definições

Alta Tensão (AT) – tensão entre fases cujo

valor eficaz é superior a 45 kV e igual ou

inferior a 110 kV.

Avaria – condição do estado de um equi-

pamento 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 po-

tência ativa fornecida em qualquer ponto

de um sistema, determinada por uma medi-

da instantânea ou por uma média obtida

pela integração da potência durante um

determinado intervalo de tempo. A carga

pode referir-se a um consumidor, a um apa-

relho, a uma linha ou a uma rede.

Cava (abaixamento) da tensão de alimen-

tação – diminuição brusca da tensão de

alimentação para um valor situado entre

90% e 1% da tensão declarada, Uc (ou da

tensão de referência deslizante, Urd), segui-

da do restabelecimento da tensão depois

de um curto lapso de tempo. Por conven-

ção, 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

elétrica 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 Siste-

ma Elétrico Não Vinculado (SENVA), nos

termos do Regulamento de Relações Co-

merciais.

Compatibilidade eletromagnética (CEM) –

aptidão de um aparelho ou de um sistema

para funcionar no seu ambiente eletromag-

nético de forma satisfatória e sem ele pró-

prio produzir perturbações eletromagnéticas

intoleráveis para tudo o que se encontre

nesse ambiente.

Condições normais de exploração - condi-

ções de uma rede que permitem corres-

ponder à procura de energia elétrica, às

manobras da rede e à eliminação de defei-

140

tos pelos sistemas automáticos de proteção,

na ausência de condições excecionais liga-

das a influências externas ou a incidentes

importantes.

Condução da rede – ações de vigilância,

controla e comando da rede ou de um

conjunto de instalações elétricas s assegu-

radas 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

produção 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

instalação, procedimentos de segurança e

ensaios específicos.

Concessionária do Transporte e Distribuição

– entidade a quem cabe, em regime de

exclusivo e de serviço público, mediante a

celebração de um contrato de concessão

com o Governo Regional dos Açores, a ges-

tão 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 construção e exploração das respe-

tivas infraestruturas, conforme o disposto no

Capítulo V do Regulamento das Relações

Comerciais.

Defeito elétrico – anomalia numa rede elé-

trica resultante da perda de isolamento de

um seu elemento, dando origem a uma

corrente, 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 con-

secutivas, 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

elemento ou equipamento, por atuação de

um sistema ou órgão de proteção da rede,

normalmente em consequência de um de-

feito elétrico.

141

Anexos

DRCIE – Direção Regional do Comércio,

Indústria e Energia.

Duração média das interrupções do sistema

(SAIDI - “System Average Interruption Durati-

on 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 instala-

ção j (PTD ou PTC), em minutos;

k – quantidade total de pontos de entrega

(PTC e PTD) da ilha, para o cálculo de indi-

cadores globais da ilha ou por linha de dis-

tribuição; quantidade total dos pontos de

entrega da zona de serviço considerada, da

ilha ou da região, para o cálculo de indica-

dores 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 estima-

do da energia não distribuída nos pontos de

entrega das redes de distribuição em MT,

devido a interrupções de fornecimento,

durante um determinado intervalo de tem-

po (normalmente 1 ano civil), dado pela

seguinte 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 con-

siderado

T – período de tempo considerado, em ho-

ras.

Energia não fornecida (ENF) - valor estimado

da energia não fornecida nos pontos de

entrega da rede de transporte, devido a

interrupções de fornecimento, durante um

determinado intervalo de tempo (normal-

mente 1 ano civil).

Entrada - canalização elétrica de Baixa

Tensão compreendida entre uma caixa de

colunas, um quadro de colunas ou uma

portinhola e a origem de uma instalação de

utilização.

142

ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços

Energéticos.

Exploração – conjunto das atividades

necessárias ao funcionamento de uma ins-

talação elétrica, incluindo as manobras, o

comando, o controlo, a manutenção, bem

como os trabalhos elétricos e os não elétri-

cos.

Flutuação de tensão - série de variações da

tensão ou variação cíclica da envolvente

de uma tensão.

Fornecedor - entidade responsável pelo

fornecimento de energia elétrica, nos ter-

mos de um contrato.

Fornecimento de energia elétrica - venda

de energia elétrica a qualquer entidade

que é cliente da entidade concessionária

do transporte 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 siste-

ma (SAIFI - “System Average Interruption

Frequency Index”) - representa o número

médio de interrupções verificadas nos pon-

tos 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









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

143

Anexos

condensadores e outros equipamentos de

armazenamento de energia elétrica.

Instalação elétrica eventual - instalação

elétrica 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

transformação noutra forma de energia.

Interrupção acidental - interrupção do for-

necimento ou da entrega de energia elétri-

ca provocada por defeitos permanentes ou

transitórios, na maior parte das vezes ligados

a acontecimentos externos, a avarias ou a

interferências.

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

inferior a 1% da tensão declarada Uc, em

pelo menos uma das fases, dando origem, a

cortes de consumo nos clientes.

Interrupção longa - interrupção acidental

com uma duração superior a 3 min.

Interrupção prevista - interrupção do forne-

cimento ou da entrega que ocorre quando

os clientes são informados com antecedên-

cia, para permitir a execução de trabalhos

programados 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 daque-

le sistema.

Limite de emissão (duma fonte de perturba-

ção) - valor máximo admissível do nível de

emissão.

Limite de imunidade - valor mínimo requeri-

do do nível de imunidade.

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

consumo ou o programa acordado para o

conjunto das interligações internacionais, ou

ainda a regular os níveis de tensão ou a

produção de energia reativa nos valores

mais convenientes, bem como as ações

destinadas a colocar em serviço ou fora de

serviço qualquer instalação elétrica ou ele-

mento dessa rede.

Manutenção - combinação de ações téc-

nicas 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.

144

Manutenção corretiva (reparação) -

combinação de ações técnicas e adminis-

trativas realizadas depois da deteção de

uma avaria e destinadas à reposição do

funcionamento de uma instalação elétrica.

Manutenção preventiva (conservação) -

combinação de ações técnicas e adminis-

trativas realizadas com o objetivo de reduzir

a probabilidade de avaria ou degradação

do funcionamento de uma instalação elétri-

ca.

Média Tensão (MT) - tensão entre fases cujo

valor eficaz é superior a 1 kV e igual ou infe-

rior 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 pertur-

bação eletromagnética, emitida por um

dispositivo, aparelho ou sistema particular e

medido duma maneira especificada.

Nível de imunidade - nível máximo duma

perturbação eletromagnética de determi-

nado tipo incidente sobre um dispositivo,

aparelho ou sistema não susceptível de

provocar qualquer 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 de referência associado a um grau de

probabilidade de ocorrência.

Nível de referência (de uma perturbação) -

nível máximo recomendado para uma per-

turbação eletromagnética em determina-

dos pontos de uma rede elétrica (normal-

mente, os pontos de entrega).

Nível (duma quantidade) - valor duma

quantidade avaliada duma maneira especi-

ficada.

Ocorrência – acontecimento que afete as

condições normais de funcionamento de

uma rede elétrica.

Operador Automático (OPA) – dispositivo

eletrónico programável destinado a execu-

tar automaticamente operações de ligação

ou desligação de uma instalação ou a sua

reposição em serviço na sequência de um

disparo parcial ou total da instalação.

Operação - Acão desencadeada local-

mente ou por telecomando que visa modifi-

car o estado de um órgão ou sistema.

145

Anexos

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

entrega é, normalmente, o barramento de

uma subestação a partir do qual se alimen-

ta a instalação do cliente. Podem também

constituir pontos de entrega:

Os terminais dos secundários de transforma-

dores de potência de ligação a uma insta-

lação do cliente.

A fronteira de ligação de uma linha à insta-

lação do cliente.

Ponto de ligação - ponto da rede eletrica-

mente identificável a que se liga uma car-

ga, 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

sistema elétrico de serviço público (SEPA)

eletricamente 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,

englobando principalmente as extremida-

des de linhas de transporte ou de distribui-

ção, a aparelhagem elétrica, edifícios e,

eventualmente, transformadores.

Posto de transformação (PT) - posto destina-

do à transformação da corrente elétrica 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

especificação do fabricante, e em condi-

ções climáticas 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 canali-

zação principal e termina numa portinhola,

quadro de colunas ou aparelho de corte de

entrada de uma instalação de utilização.

Rede – conjunto de subestações, linhas,

cabos e outros equipamentos elétricos liga-

dos entre si com vista a transportar a ener-

gia elétrica produzida pelas centrais até aos

consumidores.

Rede de distribuição – parte da rede utiliza-

da para condução da energia elétrica,

146

dentro de uma zona de consumo, para o

consumidor final.

Rede de transporte – parte da rede utilizada

para o transporte da energia elétrica, em

geral 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

definida pelo método de medição UIE-CEI

da tremulação e avaliada segundo os se-

guintes 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 in-

tervalo de duas horas, segundo a

expressão:

312

1i=12

Pst3=ltP ∑

Sobretensão temporária à frequência indus-

trial – sobretensão ocorrendo num dado

local com uma duração relativamente lon-

ga.

Sobretensão transitória - sobretensão, oscila-

tória ou não, de curta duração, em geral

fortemente amortecida e com uma dura-

ção máxima de alguns milissegundos.

Subestação (ou SE) – posto destinado a

algum 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.

Tempo de interrupção equivalente (TIE) -

representa o tempo de interrupção da po-

tência média fornecida expectável (no

caso de não ter havido interrupções) num

determinado período.

O indicador TIE é obtido pelo cálculo da

expressão:

Pme

ENF=TIE em minutos

sendo, T

ENF+EF=Pme em

[MWh/minuto]

e:

ENF - energia não fornecida no período

considerado, em MWh;

EF - energia fornecida no período con-

siderado, em MWh;

147

Anexos

Pme - potência média expectável, caso

não se tivessem registado interrupções, em

MWh/minuto;

T - duração do período considerado,

em minutos.

Tempo de interrupção equivalente da po-

tência instalada (TIEPI) - representa o tempo

de interrupção da potência instalada nos

postos de transformação (públicos e priva-

dos) da rede de distribuição.

O indicador TIEPI é obtido pelo cálculo da

expressão:

∑

∑∑

k

1=jPI j

x

1=iPI j×DI ij

k

1=j=TIEPI

em que:

DIij - duração da interrupção da instalação i,

em minutos;

PIj - potência instalada na instalação j - pos-

to de transformação de serviço público

(PTD) ou particular (PTC), em kVA;

k - quantidade total dos pontos de entrega









da região;

x - número de interrupções da instalação j.

Tempo médio de reposição de serviço do

sistema (SARI - “System Average Restoration

Index”) - representa o tempo médio de re-

posição de serviço durante um determinado

período (normalmente um ano civil).

O indicador SARI é obtido pelo cálculo da

expressão:

∑

∑∑

k

1=jNI j

jNI

1=iDI ij

k

1=j=SARI [minutos] em que:

DIij - duração da interrupção i no ponto

de entrega j, em minutos;

k - quantidade total de pontos de

entrega;

NIj - número de interrupções ocorridas

no ponto de entrega j no período conside-

rado.

Tensão de alimentação - valor eficaz da

tensão entre fases presente num dado mo-

mento no ponto de entrega, medido num

dado intervalo de tempo.

148

Tensão de alimentação declarada (Uc) -

tensão nominal Un entre fases da rede, salvo

se, por acordo entre o fornecedor e o clien-

te, a tensão de alimentação aplicada no

ponto de entrega diferir da tensão nominal,

caso em que essa tensão é a tensão de

alimentação declarada Uc.

Tensão de referência deslizante (aplicável

nas cavas de tensão) - valor eficaz da ten-

são num determinado ponto da rede elétri-

ca calculado de forma contínua num de-

terminado intervalo de tempo, que repre-

senta o valor da tensão antes do início de

uma cava, e é usado como tensão de refe-

rência para a determinação da amplitude

ou profundidade 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 avalia-

das:

individualmente, segundo a sua amplitude

relativa (Uh) em relação à fundamental

(U1), em que “h” representa a ordem da

harmónica;

globalmente, ou seja, pelo valor da 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

frequência não é um múltiplo inteiro da

frequência fundamental.

Tensão nominal de uma rede (Un) - tensão

entre fases que caracteriza uma rede e em

relação à qual são referidas certas caracte-

rísticas de funcionamento.

Tremulação (“flicker”) - impressão de instabi-

lidade da sensação visual provocada por

um estímulo luminoso, cuja luminância ou

repartição espectral flutua no tempo.

T&D1 – Transporte e distribuição – inclui inter-

rupções na instalação do cliente

Utilizador da Rede de Transporte – Produ-

tor, Distribuidor ou Consumidor que está

ligado 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.

149

Anexos

Abreviaturas das ilhas

SMA – Santa Maria

SMG – São Miguel

TER - Terceira

GRA - Graciosa

SJG – São Jorge

FAI - Faial

FLO - Flores

COR - Corvo

150

Anexo II - Classificação das causas das interrupções

Quadro geral de classificação

Apresenta-se em seguida o quadro geral de

classificação das interrupções. O RQS esta-

belece um nível mínimo para a classificação

de interrupções. A EDA, para melhor carac-

terização das mesmas, e sendo-o permitido

no âmbito do mesmo regulamento, tem em

prática corrente um nível mais detalhado,

apresentado na tabela seguinte:

Tipo Motivo Causa Código

Acordo c/ cliente (1) 110

Novos Empreendimentos (1) 121

Reparação de equipamentos (2) 122

Conservação de equipamentos (3) 123

Alterações na configuração da rede (4) 124

Trabalhos de abate ou decote de árvores (5) 125

Razões de interesse público (3) Plano nacional de emergencia energética 130

Facto imputável ao cliente (4) Artigo 177. º do RRC 140

Vento de intensidade excepcional (1) 211

Inundações imprevisiveis (2) 212

Descarga atmosférica directa (3) 213

Incendio (4) 214

Terramoto (5) 215

Greve geral (6) 216

Alteração da ordem pública (7) 217

Sabotagem (8) 218

Malfeitoria (9) 219

Intervenção de Terceiros* (0) 220

Outras causas (1) 221

Razões de segurança (3) Deslastre de cargas (0) 230

Acção atmosférica (1) 241

Acção ambiental (2) 242

Origem interna (3) 243

Trabalhos inadiaveis (4) 244

Outras causas (5) 245

Desconhecidas (6) 246

Reengate (5) 25

Facto imputável ao cliente (6) Artigo 177. º do RRC 26

Deficiência na instalação do cliente 30

PREVISTAS

(PROGRAMADAS)

(1)

Razões de serv iço (2)

Casos Fortuitos/Força maior (1) e (2)

Próprias (4)

IMPREVISTAS

(ACIDENTAIS)

(2)

151

Anexos

O quadro seguinte apresenta, de uma for-

ma 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 ain-

da por razões de serviço, razões de interesse

público ou por facto imputável ao cliente

em que os clientes são informados com a

antecedência mínima fixada no Regula-

mento de Relações Comerciais para estes

tipos de interrupções.

Acidentais (imprevistas): são as restantes

interrupções do fornecimento ou da entrega

de energia elétrica.

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

Pre

vis

tas

Imp

rev

ista

s

152

Causas das interrupções

Acordo com o cliente

Razões de serviço

Razões de interesse público· Caracterizadas no Regulamento de Relações

Comerciais

Razões de segurança

Facto imputável ao cliente

153

Anexos

Causas fortuitas ou de força maior: conside-

ram-se causas fortuitas ou de força-maior as

indicadas no n.º 4 do artigo 2.º do RQS.

Próprias: consideram-se interrupções pró-

prias todas as não caracterizadas anterior-

mente. Estas causas podem ser desagrega-

das do seguinte modo:

Acão atmosférica: inclui as interrupções

devidas a fenómenos atmosféricos, desig-

nadamente, descargas atmosféricas indire-

tas, chuva, inundação, neve, gelo, granizo,

nevoeiro, vento ou poluição, desde que

não sejam passíveis de ser classificadas

como causas de força maior;

Acão ambiental: inclui as interrupções pro-

vocadas, designadamente, por animais,

arvoredo, movimentos de terras ou interfe-

rências 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 inadequado de equipamentos ou de

materiais, atividades de manutenção, obras

próprias ou erro humano;

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.

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