RELATÓRIO DA QUALIDADE DE SERVIÇO 2018 Qualidade Servico... · // 3 Sumário De acordo com o estabelecido no Regula-mento de Qualidade de Serviço em vigor na RAA, compete à concessionária

Relatório da Qualidade de Serviço ‘18

RELATÓRIO DA QUALIDADE DE

SERVIÇO

2018


Electricidade dos Açores, S.A.

// 3

Sumário

De acordo com o estabelecido no Regula-

mento de Qualidade de Serviço em vigor na

RAA, compete à concessionária do transporte

e distribuição vinculado do Sistema Elétrico do

Serviço Público 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 Açores, S.A., as considerações

assumidas e as metodologias de cálculo

utilizadas.

Em 2018 a EDA, S.A. deu continuidade aos

trabalhos desenvolvidos nos últimos anos,

com o objetivo de vir a cumprir as exigências

estabelecidas regulamentarmente, e de ver

aumentada a satisfação dos seus clientes.

Neste setor, a qualidade de serviço pode ser

analisada pela sua componente comercial e pela

sua natureza técnica (continuidade de serviço e

qualidade da onda de tensão). No que diz respeito

ao comercial, a qualidade refere-se aos aspetos

relacionados com o atendimento, pedidos de

informação e assistência técnica, ou seja, aferir

a comunicação e os serviços prestados aos

clientes. No âmbito da continuidade de serviço,

pode ser observado o número e a duração das

interrupções 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 tensão.

No que concerne aos indicadores gerais de

relacionamento comercial a EDA, S.A. manteve

os níveis de exigência alcançados nos últimos

anos, tendo sido cumpridos a quase totalidade

dos indicadores definidos.

Os indicadores individuais de relacionamento

comercial ostentam um elevado grau de

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

no entanto, verificado incumprimentos pontuais

que deram origem às respetivas compensações

a clientes.

No capítulo “Qualidade de serviço comercial”

foi efetuada uma análise mais profunda e

individualizada da qualidade de serviço de

âmbito comercial.

Ao nível da continuidade de serviço, a qualidade

é aferida através de indicadores gerais para as

redes de distribuição em média tensão (MT) e

distribuição em baixa tensão (BT), bem como

indicadores individuais para as mesmas redes.

Por comparação com o ano de 2017 verifica-se

uma melhoria dos indicadores globais de

continuidade de serviço da RAA. Num horizonte

de 5 anos (de 2014 a 2018), regista-se o melhor

comportamento global para os indicadores TIEPI

e SAIDI. No mesmo horizonte, os indicadores

SAIFI e MAIFI apresentam o melhor desempenho

em 2016.

Na Região existem três níveis de qualidade de

serviço, definidos no regulamento da qualidade

de serviço, designadamente: zonas dos tipos A,

B e C.

A continuidade de serviço foi alvo de uma

análise pormenorizada no capítulo 3, onde são

S


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apresentados e analisados os resultados dos

indicadores gerais e individuais para a MT e para

a BT (por zona de qualidade de serviço e por ilha/

região) e uma análise aos principais incidentes

verificados.

Relativamente à qualidade da onda de

tensão, os resultados das monitorizações

efetuadas, pelos diversos pontos de medição

fixos e dispersos pelas nove ilhas dos Açores,

demonstram a qualidade da onda de tensão, no

que diz respeito à sua amplitude, tremulação

(Flicker), desequilíbrio do sistema trifásico de

tensões, frequência, distorção harmónica, cavas

de tensão e sobretensões.

No capítulo 4, dedicado à qualidade da onda

de tensão, encontra-se exposta uma análise

criteriosa e minuciosa de todas as situações de

incumprimento e das cavas registadas com

maior severidade.


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Índice

Sumário ................................................................................................................................................................................................................................

Índice .....................................................................................................................................................................................................................................

Índice de Tabelas ..........................................................................................................................................................................................................

Índice de Gráficos ........................................................................................................................................................................................................

1. Introdução ....................................................................................................................................................................................................................

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

2.1. Introdução .........................................................................................................................................................................................................

2.2. Indicadores da Qualidade de Serviço Comercial .................................................................................................................

2.2.1. Percentagem de atendimentos presenciais, com tempo de espera até 20 minutos ......................

2.2.2. Atendimento Telefónico .................................................................................................................................................................

2.2.2.1. Percentagem de atendimentos telefónicos para comunicação de avarias, com tempos

de espera até 60 segundos .................................................................................................................................................................

2.2.2.2. Percentagem de atendimentos telefónicos comerciais, com tempos de espera até

60 segundos ...................................................................................................................................................................................................

2.2.3. Percentagem de pedidos de informação apresentados por escrito, com resposta até

15 dias úteis ............................................................................................................................................................................................................

2.2.4. Percentagem de leituras com intervalo face à leitura anterior inferior ou igual a

96 dias (frequência de leituras) .............................................................................................................................................................

2.2.5. Reclamações — Tempo de Resposta ....................................................................................................................................

2.2.6. Ativação de Fornecimento — Capacidade de agendamento ...........................................................................

2.2.7. Visita combinada — Cumprimento do intervalo de tempo ................................................................................

2.2.8. Assistência Técnica — Prazo após comunicação de avaria .................................................................................

2.2.9. Restabelecimento do fornecimento após interrupção por facto imputável ao cliente — Prazos

2.2.10. Desativações de Fornecimento — Capacidade de agendamento ..............................................................

2.2.11. Atendimento Telefónico no âmbito do DL 134/2009 (Call Centers) ..............................................................

2.2.12. Compensações pagas por incumprimento na qualidade de serviço ........................................................

2.2.13. Compensações recebidas pela EDA ....................................................................................................................................

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

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

3. Continuidade de Serviço .................................................................................................................................................................................

3.1. Indicadores gerais .......................................................................................................................................................................................

3.1.1. Indicadores Gerais MT – RAA .......................................................................................................................................................

3.1.2. Indicadores MT – Ilha .........................................................................................................................................................................

3.1.3. Continuidade BT ..................................................................................................................................................................................

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3.1.4. Indicadores BT – Ilhas ........................................................................................................................................................................

3.2. Indicadores Individuais ............................................................................................................................................................................

4. Qualidade da Onda de Tensão ...................................................................................................................................................................

Introdução ..................................................................................................................................................................................................................

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

4.1.1. Plano de Monitorização — Redes de Transporte e Distribuição em AT e MT ..........................................

4.1.2. Plano de Monitorização — Redes de Distribuição em BT .....................................................................................

4.1.3. Observações ao Plano de Monitorização ...........................................................................................................................

4.1.4. Taxa de realização do Plano de Monitorização ..............................................................................................................

4.2. Indicadores semanais ..............................................................................................................................................................................

4.3. Qualidade da Onda de Tensão ..........................................................................................................................................................

4.3.1. Amplitude ..................................................................................................................................................................................................

4.3.2. Tremulação (Flicker) ..........................................................................................................................................................................

4.3.3. Desiquilíbrio ............................................................................................................................................................................................

4.3.4. Frequência ...............................................................................................................................................................................................

4.3.5. Tensões harmónicas .........................................................................................................................................................................

4.3.6. Cavas .............................................................................................................................................................................................................

4.3.7. Sobretensões ..........................................................................................................................................................................................

4.3.8. Evolução da Qualidade da Onda de Tensão ...................................................................................................................

5. Principais Incidentes ............................................................................................................................................................................................

5.1. Principais Incidentes por ilha ...............................................................................................................................................................

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

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

5.1.3. Terceira ..........................................................................................................................................................................................................

5.1.4. Graciosa ........................................................................................................................................................................................................

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

5.1.6. Pico .................................................................................................................................................................................................................

5.1.7. Faial ..................................................................................................................................................................................................................

5.2. Incidentes de Grande Impacto (IGI) ...............................................................................................................................................

5.3. Eventos Excecionais ...................................................................................................................................................................................

6. Ações para a melhoria da Qualidade de Serviço ...........................................................................................................................

6.1. Redes ......................................................................................................................................................................................................................

6.2. Produção ............................................................................................................................................................................................................

Anexos ..................................................................................................................................................................................................................................

Anexo I – Siglas, abreviaturas e definições .........................................................................................................................................

1.1.1.1. Abreviaturas das ilhas .......................................................................................................................................................................

Anexo II – Classificação das causas das interrupções ...............................................................................................................

2.1.1.2. Causas das interrupções ...............................................................................................................................................................

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IÍndice de Tabelas

Tabela 2-1 – Atendimentos presenciais em lojas comerciais da EDA ....................................................................................

Tabela 2-2 – Atendimento telefónico para comunicação de avarias .....................................................................................

Tabela 2-3 – Atendimento telefónico comercial ...................................................................................................................................

Tabela 2-4 – Tratamento de reclamações ..................................................................................................................................................

Tabela 2-5 – Ativações de fornecimento .....................................................................................................................................................

Tabela 2-6 – Visitas Combinadas - OPCC ...................................................................................................................................................

Tabela 2-7 – Assistência Técnica ........................................................................................................................................................................

Tabela 2-8 – Restabelecimento do fornecimento por facto imputável ao cliente ......................................................

Tabela 2-9 – Desativações de fornecimento ............................................................................................................................................

Tabela 2-10 – Atendimento telefónico no âmbito do DL 134/2009 (Call Centers) ........................................................

Tabela 2-11 – Compensações pagas - Reclamações sobre faturação ....................................................................................

Tabela 2-12 – Compensações pagas - Reclamações sobre o funcionamento do equipamento de mediação

Tabela 2-13 – Compensações pagas - Reclamações sobre a qualidade da energia elétrica (setor elétrico) ....

Tabela 2-14 – Compensações pagas - Outras reclamações não relativas a faturação, equipamento

de medição, qualidade de energia elétrica ou caraterísticas do fornecimento de gás natural .......................

Tabela 2-15 – Compensações pagas - Ativações de fornecimento .........................................................................................

Tabela 2-16 – Compensações pagas - Visitas combinadas ...........................................................................................................

Tabela 2-17 – Compensações pagas - Assistências técnicas ........................................................................................................

Tabela 2-18 – Compensações pagas - Restabelecimento de fornecimento ....................................................................

Tabela 2-19 – Compensações recebidas - Assistências técnicas ...............................................................................................

Tabela 2-20 – Compensações recebidas - Visitas combinadas .................................................................................................

Tabela 2-21 – Clientes com necessidades especiais ...........................................................................................................................

Tabela 2-22 – Clientes prioritários ....................................................................................................................................................................

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

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

Tabela 3-3 – Evolução do número de ocorrências por origem ..................................................................................................

Tabela 3-4 – Evolução do número de interrupções em PdE da rede MT na RAA .......................................................

Tabela 3-5 – Evolução do número de interrupções por origem e duração ......................................................................

Tabela 3-6 – Evolução do número de interrupções por ilha ........................................................................................................

Tabela 3-7 – Número de interrupções por tipo de duração e origem ..................................................................................

Tabela 3-8 – Número de interrupções longas por causa ...............................................................................................................

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Tabela 3-18 – MAIFI - interrupções curtas por causa (n.º) ..............................................................................................................

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

com mais de um milhar) ........................................................................................................................................................................................

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Tabela 3-41 – SAIFI BT - interrupções longas, por origem (hh:mm) ........................................................................................

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

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

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

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

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



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

Tabela 4-2 – R - Percentagem clientes do sector residencial; I+S – Percentagem clientes do sector

industrial e de serviços ..............................................................................................................................................................................................

Tabela 4-3 – Cavas na Média Tensão na ilha de Santa Maria .......................................................................................................

Tabela 4-4 – Cavas na Baixa Tensão na ilha de Santa Maria ........................................................................................................

Tabela 4-5 – Cavas na Alta Tensão na ilha de São Miguel ...............................................................................................................

Tabela 4-6 – Cavas na Média Tensão na ilha de São Miguel .........................................................................................................

Tabela 4-7 – Cavas na Baixa Tensão na ilha de São Miguel ...........................................................................................................

Tabela 4-8 – Cavas na Média Tensão na ilha Terceira ........................................................................................................................

Tabela 4-9 – Cavas na Baixa Tensão na ilha Terceira ..........................................................................................................................

Tabela 4-10 – Cavas na Média Tensão na ilha Graciosa .....................................................................................................................

Tabela 4-11 – Cavas na Baixa Tensão na ilha Graciosa .........................................................................................................................

Tabela 4-12 – Cavas na Média Tensão na ilha São Jorge .................................................................................................................

Tabela 4-13 – Cavas na Baixa Tensão na ilha São Jorge ...................................................................................................................

Tabela 4-14 – Cavas na Média Tensão na ilha do Pico .......................................................................................................................

Tabela 4-15 – Cavas na Baixa Tensão na ilha do Pico ..........................................................................................................................

Tabela 4-16 – Cavas na Média Tensão na ilha do Faial ......................................................................................................................

Tabela 4-17 – Cavas na Baixa Tensão na ilha do Faial ........................................................................................................................

Tabela 4-18 – Cavas na Média Tensão na ilha das Flores .................................................................................................................

Tabela 4-19 – Cavas na Baixa Tensão na ilha das Flores ...................................................................................................................

Tabela 4-20 – Cavas na Média Tensão na ilha do Corvo ..................................................................................................................

Tabela 4-21 – Cavas na Baixa Tensão na ilha do Corvo ......................................................................................................................

Tabela 4-22 – Sobretensões na Baixa Tensão na ilha de Santa Maria ...................................................................................

Tabela 4-23 – Sobretensões na Alta Tensão na ilha de São Miguel .........................................................................................

Tabela 4-24 – Sobretensões na Baixa Tensão na ilha de São Miguel ....................................................................................

Tabela 4-25 – Sobretensões na Média Tensão na ilha Terceira ...................................................................................................

Tabela 4-26 – Sobretensões na Baixa Tensão na ilha Terceira ....................................................................................................

Tabela 4-27 – Sobretensões na Média Tensão na ilha Graciosa ...................................................................................................

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Tabela 4-28 – Sobretensões na Baixa Tensão na ilha Graciosa ..................................................................................................

Tabela 4-29 – Sobretensões na Média Tensão na ilha São Jorge ..............................................................................................

Tabela 4-30 – Sobretensões na Baixa Tensão na ilha São Jorge ...............................................................................................

Tabela 4-31 – Sobretensões na Média Tensão na ilha do Pico ....................................................................................................

Tabela 4-32 – Sobretensões na Baixa Tensão na ilha do Pico .....................................................................................................

Tabela 4-33 – Sobretensões na Baixa Tensão na ilha do Faial ....................................................................................................

Tabela 4-34 – Sobretensões na Média Tensão na ilha das Flores .............................................................................................

Tabela 4-35 – Sobretensões na Baixa Tensão na ilha das Flores ................................................................................................

Tabela 4-36 – Sobretensões na Baixa Tensão na ilha do Corvo ....................................................................................................

Tabela 4-37 – Síntese dos pontos de entrega onde se verificaram incumprimentos dos limites

regulamentares das características da onda de tensão no período de 2007-2017 .......................................................

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IÍndice de Gráficos

Gráfico 2-1 – Tempo de espera nos centros de atendimento até 20 minutos ................................................................

Gráfico 2-2 – Atendimento telefónico para comunicação de avarias ...................................................................................

Gráfico 2-3 – Atendimento telefónico comercial ..................................................................................................................................

Gráfico 2-4 – Pedidos de informação respondidos até 15 dias úteis ......................................................................................

Gráfico 2-5 – Intervalo entre leituras consecutivas ..............................................................................................................................

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1IntroduçãoConforme o estabelecido no Regulamento de

Qualidade de Serviço, compete à Eletricidade dos

Açores S.A., como entidade concessionária do

transporte e distribuição da Região Autónoma

dos Açores, elaborar, anualmente, o relatório

da qualidade de serviço. Em cumprimento do

estabelecido nesse Regulamento, em particular

o referido na secção II do Capítulo XI, foi elaborado

o presente relatório, onde se apresentam os

indicadores que caracterizam a continuidade

de serviço, a qualidade da onda de tensão, a

qualidade de serviço de âmbito comercial,

referentes ao ano de 2018.

Em secções próprias são, também, apre-

sentadas descrições sucintas das principais

ocorrências que afetaram a Região, bem como as

ações desenvolvidas para melhoria da qualidade

de serviço.

Os níveis de exigência de qualidade de serviço

a que a EDA, S.A. está sujeita, tem merecido,

continuamente, o nosso empenho, com o

objetivo de promover uma resposta adequada

no âmbito da exploração dos nove sistemas

electroprodutores.


// 13Electricidade dos Açores, S.A.

//13

2Qualidade de Serviço Comercial

// Introdução

// Indicadores da Qualidade de Serviço Comercial

// Clientes com necessidades Especiais e Clientes Prioritários

// Ações mais Relevantes para Garantia da Qualidade de Serviço

de Âmbito Comercial


// 14


Sabendo que a relação existente entre o

prestador do serviço e o cliente é o retrato

mais fiel da qualidade do serviço prestado,

facilmente se compreende que a 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 assistência

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 qualificar, quantificar

e avaliar o nível do desempenho técnico e

comercial num determinado período de tempo,

encontrando-se as suas fórmulas de cálculo

indicadas no RQS.

Neste sentido, a estratégia comercial da

EDA é caracterizada pela permanente procura

da melhoria na prestação de serviço ao cliente,

tendo como suporte os recursos humanos e

tecnológicos de que dispõe e incrementa a cada

ano que passa, acompanhados de uma gestão

orientada para o planeamento, desenvolvimento

e controlo de processos. Desta forma, a EDA

garantiu e mantém desde 2006 a certificação

da qualidade pela Norma NP EN ISO 9001,

estando neste momento a proceder à transição

para a sua versão de 2015, certificação esta

que obedece a requisitos exigentes e que visa

promover a normalização de produtos/serviços para

que a qualidade destes seja permanentemente

melhorada, sendo a este respeito de referir

que toda a atividade comercial da EDA se

encontra certificada para a qualidade ao abrigo

da Norma ISO acima referida e que durante

o ano de 2017 foi concluído o projeto interno

de alteração/adaptação dos procedimentos,

instruções de trabalho e documentos afetos

a esta atividade, de modo a que possam ser

melhorados os desígnios acima enumerados e

estando neste momento este projeto a ter um

acompanhamento sistemático, de modo a que

permaneça em atualização contínua.

2.2. Indicadores da Qualidade de Serviço Comercial

Perspetivando avaliar o relacionamento

comercial que os operadores de rede/

comercializadores de último recurso têm com

os clientes, foram criados os Indicadores Gerais

de Qualidade de Serviço Comercial, indicadores

estes que estabelecem o nível mínimo de

qualidade de serviço a assegurar pela entidade

comercializadora de último recurso, neste caso, a

EDA, S.A.

Assim, e na sequência da 61.ª Consulta Pública,

a ERSE aprovou o Regulamento 629/2017 –

Regulamento da Qualidade de Serviço do Setor

Elétrico, que estabelece os Indicadores gerais

da qualidade de serviço comercial e respetivos

padrões, quando existentes, respeitantes aos

seguintes temas:

• Percentagem de atendimentos presenciais,

com tempo de espera até 20 minutos – Artigo 49º;

• Percentagem de atendimentos telefónicos

para comunicação de avarias, com tempos de

espera até 60 segundos - Artigo 53º;

2.1. Introdução


// 15


• Percentagem de atendimentos telefónicos

comerciais, com tempos de espera até 60

segundos - Artigo 55º;

• Percentagem de pedidos de informação

apresentados por escrito, com resposta até 15

dias úteis – Artigo 57º;

• Percentagem de leituras com intervalo

face à leitura anterior inferior ou igual a 96 dias

(frequência de leituras) – Artigo 82º.

O referido Regulamento da Qualidade

de Serviço também estabelece os seguintes

indicadores individuais da qualidade de serviço

comercial:

• Reclamações – Tempo de resposta;

• Ativações de fornecimento – Capacidade de

agendamento;

• Visita combinada – Cumprimento do inter-

valo de tempo;

• Assistência técnica – Prazos após comu-

nicação de avaria;

• Restabelecimento do fornecimento após

interrupção por facto imputável ao cliente –

Prazos;

• Desativações de fornecimento – Capacidade

de agendamento.

Neste relatório também será alvo de análise o

seguinte indicador:

• Atendimento Telefónico no âmbito do DL

134/2009 (Call Centers) – Manual de utilização

dos quadros de reporte da qualidade de serviço

comercial.

Apresentamos ainda neste relatório o número

e montantes envolvidos nas compensações por

incumprimento dos padrões individuais da

qualidade de serviço por parte da EDA, ao abrigo

dos Artigos 60º, 69º, 73º, 80º, 85º, 88º e 94º.

Relativamente às compensações pagas

à EDA pelos clientes, estas estão referidas no

Artigo 73º pelo não cumprimento destes em

situações de visitas combinadas, e referidas no

Artigo 80º nas situações em que a avaria se situa

na instalação do cliente no caso das assistências

técnicas após comunicação de avarias.

São ainda apresentados os quadros relativos

aos clientes com necessidades especiais e

clientes prioritários.

2.2.1. Percentagem de atendimentos presenciais, com tempo de espera até 20 minutos

Ao abrigo do estipulado no nº 4 do Artigo

47º do RQS e no caso concreto do atendimento

presencial dos centros de atendimento, o cálculo

do respetivo indicador é determinado, de acordo

com o nº 4 do Artigo 49º, pelo tempo que decorre

entre o instante em que a “senha” é retirada

pelo cliente à chegada ao local de atendimento,

sendo-lhe atribuído o número de ordem, e o início

do seu atendimento. Este deve ser calculado

para os centros de atendimento que garantiram

pelo menos 40% dos atendimentos efetuados no

período em análise.

Assim sendo, a análise irá recair nas ilhas de

São Miguel, Terceira e Faial, pois é nestas ilhas que

se encontram os centros de atendimento com

maior fluxo de clientes, que garantem e superam

largamente os valores percentuais preconizados

pelo RQS e com capacidade de análise deste

indicador, uma vez que dispõem de um sistema

automático de gestão de filas de espera.

As lojas comerciais que irão estar sob análise

para a concretização deste indicador são as

Lojas da Matriz de Ponta Delgada, do Caminho


// 16


da Levada e da Ribeira Grande na Ilha de São

Miguel, as lojas de Angra do Heroísmo e da Praia

da Vitória na Ilha Terceira e a loja da Horta na

Ilha do Faial, que equivalem a 75,8% do total dos

atendimentos presencias em Lojas comerciais da

EDA, conforme tabela 2-1, abaixo apresentada.

A análise do Gráfico 2-1 permite-nos verificar

que a percentagem de tempos de espera até 20

minutos nas 6 lojas comerciais de maior fluxo de

atendimento presencial, é de 96,9%.

Atendimentos na Rede de % de atendimentos nas lojas Lojas e Centros de Energia com sistema automático de

gestão de filas de esperaMatriz de PDL - São Miguel Matriz de PDL - São Miguel

Ribeira Grande - São Miguel Ribeira Grande - São Miguel

Levada - São Miguel Levada - São Miguel

Angra do Heroísmo - Terceira Angra do Heroísmo - Terceira

Praia da Vitória - Terceira Praia da Vitória - Terceira

Horta - Faial Horta - Faial

248 425 79 312 327 737 75,80%

Restantes lojas e centros de

energia TOTAL EDA

Tabela 2-1 - Atendimentos presenciais em lojas comerciais da EDA

Gráfico 2-1 - Tempo de espera nos centros de atendimento até 20 minutos


// 17


O atendimento telefónico da EDA é realizado

no call center (serviço de apoio ao cliente), onde

as chamadas recebidas de forma automática

são tipificadas de acordo com a categoria do

assunto a tratar, através das opções que são

facultadas ao cliente e que são de atendimento

telefónico comercial, atendimento telefónico

para comunicação de avarias e atendimento

telefónico para comunicação de leituras. A

opção de atendimento telefónico comercial leva

de imediato a que a chamada seja reencaminhada

para um atendedor do call center.

Os operadores das redes de distribuição,

os comercializadores de último recurso e os

comercializadores, devem avaliar o desempenho

dos seus sistemas de atendimento telefónico,

2.2.2. Atendimento Telefónicoao nível do atendimento comercial e da

comunicação de avarias. Deste modo abaixo se

apresentam, os valores obtidos pela EDA em

2018, para as duas situações acima referidas.

2.2.2.1. Percentagem de atendimen-tos telefónicos para comunicação de avarias, com tempos de espera até 60 segundos

De acordo com o preconizado no Art.º 53º do

RQS, no ano de 2018, a EDA ultrapassou o padrão

(85%), definido pela ERSE para comunicação de

avarias em tempo igual ou inferior a 60 segundos,

apresentando um valor de 88,6%.

Na tabela 2-2 é possível verificar o registo

de todos os atendimentos telefónicos para

comunicação de avarias e no gráfico 2-2 é

possível verificar a evolução deste indicador.

Tabela 2-2 - Atendimento telefónico para comunicação de avarias

1.º Trimestre 2.º Trimestre 3.º Trimestre 4.º Trimestre Anual

ORDATL013Atendimentos telefónicos para comunicação de (emergências e) avarias

com tempo de espera inferior ou igual a 60 segundos3 179 2 539 2 629 3 814 12 161

ORDATL014Atendimentos telefónicos para comunicação de (emergências e) avarias

com tempo de espera superior a 60 segundos296 312 267 471 1 346

ORDATL015

Desistências no atendimento telefónico para comunicação de (emergências e) avarias com tempo de espera inferior ou igual a 60

segundos48 49 47 63 207

ORDATL016Desistências no atendimento telefónico para comunicação de

(emergências e) avarias com tempo de espera superior a 60 segundos73 59 77 131 340

ORDATL017Soma de todos os tempos de espera no atendimento telefónico para

comunicação de (emergências e) avarias, em segundos67 669 61 810 59 046 106 884 295 409

Atendimento telefónico para comunicação de avarias (setor elétrico)Atendimento telefónico para comunicação de avarias (setor elétrico)


// 18


Gráfico 2-2 - Atendimento telefónico para comunicação de avarias

2.2.2.2. Percentagem de atendimen-tos telefónicos comerciais, com tempos de espera até 60 segundos

No decorrer do ano de 2018, o indicador de

atendimento telefónico comercial, regulado

pelo Art.º 55º, e que identifica os contactos para

assuntos comerciais com tempo de resposta

até 60 segundos, apresentou um nível de 84,1%.

Não tendo sido possível alcançar o padrão (85%)

definido pela ERSE, a EDA tomou medidas

corretivas no sentido de melhorar o desempenho

do atendimento telefónico comercial.

Na tabela 2-3 é possível verificar o registo de

todos os atendimentos telefónicos de âmbito

comercial.


ORDATL008Atendimentos telefónicos de âmbito comercial com tempo de espera

inferior ou igual a 60 segundos10 840 12 043 8 446 8 283 39 612

ORDATL009Atendimentos telefónicos de âmbito comercial com tempo de espera

superior a 60 segundos1337 2 200 1 108 714 5 359

ORDATL010Desistências no atendimento telefónico de âmbito comercial com

tempo de espera inferior ou igual a 60 segundos173 183 114 91 561

ORDATL011Desistências no atendimento telefónico de âmbito comercial com

tempo de espera superior a 60 segundos283 488 306 149 1 226

ORDATL012Soma de todos os tempos de espera no atendimento telefónico de

âmbito comercial, em segundos322 848 552 025 306 200 179 254 1 037 479

Atendimento telefónico de âmbito comercial

Tabela 2-3 - Atendimento telefónico comercial

No gráfico 2-3 é possível verificar a evolução

deste indicador no ano de 2018.

1 337


// 19


Gráfico 2-3 - Atendimento telefónico comercial

2.2.3. Percentagem de pedidos de informação apresentados por escrito, com resposta até 15 dias úteis

De acordo com o nº 3 do Artigo 57º do RQS,

este indicador geral deve ser calculado através

do quociente entre o número de pedidos de

informação apresentados por escrito cuja resposta

não excedeu 15 dias úteis e o número total de

pedidos de informação apresentados por escrito.

Está estabelecido no anexo ao RQS que o

valor padrão deste indicador geral de qualidade

comercial é de 90%.

Da análise do gráfico 2-4 podemos concluir

que o padrão exigido pela ERSE de 90% dos

pedidos de informação apresentados por escrito

e respondidos num prazo igual ou inferior a 15

dias úteis, foi cumprido integralmente e até

ultrapassado, tendo a EDA apresentado em 2018

um valor de 97%.

Gráfico 2-4 - Pedidos de informação respondidos até 15 dias úteis


// 20


2.2.4. Percentagem de leituras com intervalo face à leitura anterior inferior ou igual a 96 dias (frequência de leituras)

Conforme o nº 2 do Artigo 82º do RQS, a

frequência da leitura dos equipamentos de

medição é avaliada por um indicador geral,

devendo o mesmo ser calculado através do

quociente entre o número de leituras com

intervalo, face à leitura anterior, inferior ou igual

a 96 dias e o número total de leituras. De acordo

com o anexo ao RQS o padrão associado a este

indicador geral de qualidade comercial é de 92%.

Como pode ser verificado através do gráfico

2-5 a EDA em 2018 apresenta um valor de 91,1%,

o que indica não cumprimento do preconizado

pela ERSE por escassos 0,9%. Não tendo sido

possível alcançar o padrão definido pela ERSE,

a EDA tomou medidas corretivas no sentido de

melhorar o desempenho da obtenção de leituras.

Gráfico 2-5 - Intervalo entre leituras consecutivas

2.2.5. Reclamações — Tempo de resposta

Sempre que um cliente do operador da rede

de distribuição e do comercializador de último

recurso da RAA apresenta uma reclamação,

o RQS obriga a entidade concessionária de

transporte e distribuição a apreciar e informar

o cliente do resultado da apreciação ou propor

uma reunião de forma a promover o completo

esclarecimento do assunto, no prazo máximo

de 15 dias úteis, após a data de receção da

reclamação.


// 21


De referir ainda que, de acordo com o nº 2 do

Artigo 63º do RQS, a apresentação de reclamações

sobre faturação determina a suspensão de

eventuais ordens de interrupção do fornecimento

por falta de pagamento da fatura reclamada,

até à sua apreciação pelo comercializador de

último recurso, desde que acompanhada de

informações concretas e objetivas que coloquem

em evidência a possibilidade de ter ocorrido um

erro de faturação.

Conforme se poderá verificar na tabela 2-4,

no ano de 2018, a percentagem de reclamações

respondidas num prazo inferior ou igual a 15 dias

úteis foi de 99,2%.

Reclamações 1.º Trimestre 2.º Trimestre 3.º Trimestre 4.º Trimestre Anual

Número de reclamações recebidas 241 321 241 363 1 166

Número de reclamações respondidas 241 321 241 363 1 166

Número de reclamações respondidas ≤ 15 dias úteis 241 321 241 354 1 157

Soma dos tempos de resposta em dias úteis 2102 3031 2 117 3 962 11 212

% de reclamações respondidas ≤ 15 dias úteis 100,0% 100,0% 100,0% 97,5% 99,2%

Tabela 2-4 - Tratamento de reclamações

2.2.6. Ativação de Fornecimento — Capacidade de agendamento

O estabelecido no Art.º 69º do RQS prevê que,

na sequência da celebração de um contrato

de fornecimento com o comercializador, seja

garantida a disponibilidade de agenda que

permita a marcação da visita combinada para

ativação do fornecimento num dos 3 dias úteis

seguintes, para fornecimentos em baixa tensão.

Durante o ano de 2018 foram apresentadas

2 828 solicitações pelos clientes, das quais 20 não

foram ativadas nos 3 dias úteis seguintes, sendo

que uma foi por responsabilidade da EDA e 19 a

pedido do cliente.

Tabela 2-5 - Ativações de fornecimento

Ativações de fornecimento 1.º Trimestre 2.º Trimestre 3.º Trimestre 4.º Trimestre Anual

Total de ativações de fornecimento agendadas 670 791 736 631 2 828

Total de ativações de fornecimento concretizadas 670 791 736 631 2 828

Total de ativações realizadas numa data posterior aos 3 dias úteis seguintes ao

momento do agendamento, por indisponibilidade de agenda do ORD0 0 0 1 1

Agendamentos para data posterior aos 3 dias úteis seguintes ao momento do

agendamento, a pedido expresso do cliente3 5 7 4 19

Soma dos tempos entre o momento de agendamento e a respetiva data agendada

883 1 006 1 001 1 069 3 959

2 102 3 031


// 22


2.2.7. Visita combinada — Cumprimento do intervalo de tempo

De acordo com o Art.º 72º do RQS o cliente

tem direito a agendar visitas combinadas em que

o início da visita ocorra num intervalo de tempo

com uma duração que não pode ser superior a

2 horas e 30 minutos. Na EDA os intervalos de

tempo atrás referidos são os seguintes:

• 09:00 horas / 11:30 horas;

• 11:30 horas / 14:00 horas;

• 14:00 horas / 16:30 horas.

Os comercializadores de último recurso e

os clientes podem solicitar o cancelamento ou

reagendamento das visitas combinadas, desde

que até às 17:00 horas do dia útil anterior.

A EDA realizou em 2018 através de

agendamento prévio com os clientes, 550 visitas

combinadas a instalações, tendo sido cumprido

o prazo estabelecido no RQS em 98% das

situações, como apresentado na tabela 2-6.

Visitas Combinadas 1.º Trimestre 2.º Trimestre 3.º Trimestre 4.º Trimestre Anual

Número de visitas combinadas agendadas 148 113 184 105 550

Número de visitas combinadas realizadas 148 113 184 105 550

Número de visitas combinadas realizadas nos prazos previstos no RQS 146 110 180 103 539

% de visitas combinadas realizadas nos prazos previstos no RQS 98,6% 97,3% 97,8% 98,1% 98,0%

Tabela 2-6 - Visitas Combinadas - OPCC

2.2.8. Assistência Técnica — Prazo após comunicação de avaria

De acordo com o Artigo 79º do RQS sempre

que a entidade concessionária do transporte

e distribuição tenha conhecimento de avarias

na alimentação individual de energia elétrica

dos seus clientes de BT, deve dar início à

intervenção dos trabalhos com o objetivo do seu

restabelecimento no máximo de 2 horas para

clientes prioritários e de 4 horas para os restantes

clientes. Se a comunicação da avaria à entidade

concessionária do transporte e distribuição for

efetuada fora do período das 8 às 24 horas, os

prazos atrás indicados apenas começam a contar

a partir das 8 horas da manhã seguinte.

Conforme tabela 2-7, o total de pedidos de

assistência técnica a instalações de clientes

prioritários em 2018 foi de 13, tendo sido

sempre cumprido o prazo estipulado no RQS,

nomeadamente, na alínea a) do nº 2 do Art.º 79º,

com exceção de apenas uma assistência.

No que diz respeito aos clientes não prioritários,

o total de pedidos de assistência foi de 2 663, dos

quais 2 653 foram cumpridos no prazo estipulado

pela alínea b) do nº 2 do Art.º 79º do RQS, o que

perfaz um valor percentual de 99,6%, sendo que

584 destas situações foram assistências técnicas a

instalações cuja responsabilidade não era do ORD.


// 23


Assistência técnica 1.º Trimestre 2.º Trimestre 3.º Trimestre 4.º Trimestre Anual

Número total de comunicações de avarias nas instalações dos

clientes970 608 571 1 074 3 223

Número total de assistências técnicas a instalações de clientes prioritários

6 0 3 4 13

Número de assistências técnicas a instalações de clientes prioritários, com tempo de chegada ao local inferior a 2 horas

5 0 3 4 12

Número total de assistências técnicas a instalações de clientes não prioritários

784 519 468 892 2 663

Número de assistências técnicas a instalações de clientes não prioritários, com tempo de chegada ao local inferior a 4 horas

783 517 467 886 2 653

Número de assistências técnicas a avarias nas instalações dos clientes, cuja responsabilidade não é do ORD

143 122 140 179 584

Soma de todos os tempos de chegada ao local em minutos 31459 22 244 21 090 44 219 119 012

% de assistências técnicas a instalações de clientes prioritários com

tempo de chegada ao local inferior a 2 horas83,3% - 100,0% 100,0% 92,3%

% de assistências técnicas a instalações de clientes não prioritários

com tempo de chegada ao local inferior a 4 horas99,9% 99,6% 99,8% 99,3% 99,6%

Tabela 2-7 - Assistência Técnica

2.2.9. Restabelecimento do forneci-mento após interrupção por facto imputável ao cliente — Prazos

Estão definidos no RQS os factos imputáveis

aos clientes que podem levar à suspensão do

fornecimento de energia elétrica. A partir do

momento em que esteja ultrapassada a situação

que levou à suspensão do serviço e liquidados

os pagamentos determinados legalmente,

a entidade concessionária de transporte e

distribuição, bem como os comercializadores

de último recurso, têm um prazo máximo para

restabelecer o fornecimento de energia elétrica

na instalação individual do cliente.

De acordo com a alínea a) do nº 5 do Art.º 85º

do RQS os prazos são os seguintes:

• 12 Horas para clientes BTN;

• 8 Horas para os restantes clientes;

• 4 Horas caso o cliente solicite expressamente

o restabelecimento urgente e pague o preço

adicional para restabelecimento de energia

elétrica fixado pela ERSE.

Analisando a tabela 2-8, podemos apurar que

em 2018 a EDA procedeu a 9 009 interrupções

do fornecimento de energia elétrica efetuadas

após suspensão do serviço por facto imputável

ao cliente.

De referir ainda que se registaram 8 196

solicitações de restabelecimento e 41 resta-

belecimentos urgentes. Em 2018 verificou-se

que não foram realizadas 7 solicitações de

31 459


// 24


restabelecimento nos prazos estipulados pelo

RQS, sendo que 1 foi por solicitação expressa do

cliente e 6 foram por incumprimento da EDA.

Interrupções/restabelecimento de

fornecimento1.º Trimestre 2.º Trimestre 3.º Trimestre 4.º Trimestre Anual

Total de interrupções do fornecimento por facto imputável

ao cliente2 044 2 794 2 358 1 813 9 009

Total de solicitações de restabelecimento do fornecimento, excluindo solicitações de restabelecimentos urgentes

2 236 2 432 2 320 1 208 8 196

Total de solicitações expressas de restabelecimento urgente

do fornecimento8 17 9 7 41

Total de Restabelecimentos do fornecimento realizados NA 708 671 540 1 919

Total de solicitações dos clientes para realização do

restabelecimento do fornecimento fora dos prazos previstos0 1 0 0 1

Tabela 2-8 - Restabelecimento do fornecimento por facto imputável ao cliente

2.2.10. Desativações de Fornecimento — Capacidade de agendamento

De acordo com o Art.º 87º do RQS considera-se

desativação de fornecimento a realização pelo

operador de rede de distribuição das operações

necessárias para o fim do fornecimento a

uma instalação de utilização que esteja a ser

abastecida, na sequência da denúncia de um

contrato de fornecimento com o comercializador.

O estabelecido no Art.º 88º do RQS prevê que

o operador de rede de distribuição deve garantir

disponibilidade de agenda que permita a

marcação da visita combinada para desativação

do fornecimento num dos 3 dias úteis seguintes,

para fornecimentos em baixa tensão e apenas

para desativações de fornecimento que envolvam

ações simples.

Como podemos verificar pela tabela 2-9, no

ano de 2018 foram realizadas 1 457 desativações

de fornecimento, não sendo ainda possível

distinguir as desativações a pedido do cliente

das geradas automaticamente pelo sistema.

Desativações de fornecimento 1.º Trimestre 2.º Trimestre 3.º Trimestre 4.º Trimestre Anual

Total de desativações de fornecimento concretizadas 414 355 346 342 1457

Tabela 2-9 - Desativações de fornecimento

1 457


// 25



ORDDCL001

Situações em que não foi possível o atendimento até 60

segundos de espera e em que o cliente deixou o seu contacto e identificação da finalidade da chamada

101 263 146 101 611

ORDDCL002

Contactos posteriores realizados num prazo inferior ou igual a 2 dias úteis após a situação que originou o contacto, na

sequência de situações em que não foi possível o atendimento até 60 segundos de espera

101 263 146 101 611

ORDDCL003

Contactos posteriores realizados num prazo superior a 2 dias úteis após a situação que originou o contacto, na sequência de

situações em que não foi possível o atendimento até 60

segundos de espera

0 0 0 0 0

ORDDCL004Soma dos tempos de resposta dos contactos posteriores na

sequência de situações em que não foi possível o atendimento até 60 segundos, em dias úteis

0 0 0 0 0

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

originou100% 100% 100% 100% 100%

Atendimento telefónico no âmbito do DL 134/2009 (Call Centers) [quando aplicável]

2.2.11. Atendimento Telefónico no âm-bito do DL 134/2009 (Call Centers)

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

de junho, em que se estabelece o regime jurídico

aplicável aos centros de atendimento telefónico

de relacionamento (call centers), o serviço deve

permitir que, caso não seja possível atender

uma chamada até aos 60 segundos, o cliente

deixe o seu contacto e indique o motivo da sua

chamada. O RQS, a este propósito, define para

estes casos que o cliente deva ser contactado no

prazo máximo de 2 dias úteis (call back), a partir

da data do contacto efetuado sem sucesso.

Conforme tabela 2-10, este prazo foi cumprido

pela EDA em 2018, para todas as situações

verificadas.

Tabela 2-10 - Atendimento telefónico no âmbito do DL 134/2009 (Call Centers)

2.2.12. Compensações pagas por incumprimento na qualidade de serviço

RECLAMAÇÕES

Reclamações sobre faturação

Devido à ocorrência de 1 situação por

incumprimento do previsto na alínea a) do nº

1 do Art.º 59 do RQS, foi pago um montante de

20,00€.


// 26


Reclamações sobre o funcionamento do

equipamento de mediação

Devido à ocorrência de 2 situações por

incumprimento das obrigações relativas à

comunicação prevista no nº 5 do Art.º 64 do RQS,

foi pago um montante de 40,00€.


ORDCMP009

Por incumprimento dos prazos de realização de visita combinada para verificação do funcionamento do equipamento

de medição0 0 0 0 0

ORDCMP010Por incumprimento das obrigações relativas à comunicação

prevista no n.º 5 do art.º 64.º do RQS0 0 0 2 2

ORDCMP011

Por inexistência de resposta após o prazo indicado como expectável em comunicação intercalar - al. b) n.º 1 do art.º 60.º

do RQS0 0 0 0 0

ORDCMP012Por incumprimento do conteúdo mínimo da comunicação

intercalar prevista no n.º 2 do art.º 59.º do RQS0 0 0 0 0

ORDCMP013 Soma dos montantes pagos em compensações 0 0 0 40 40

Compensações pagas - Reclamações sobre o funcionamento do equipamento de medição

Tabela 2-12 - Compensações pagas - Reclamações sobre o funcionamento do equipamento de mediação

Reclamações sobre a qualidade da energia

elétrica (setor elétrico)


incumprimento dos prazos de realização dos

procedimentos previstos no n.º 2 do Art.º 65º do

RQS, foi pago um montante de 80,00€.


ORDCMP004Por incumprimento do prazo de resposta - al. a) n.º 1 do art.º 59.º

do RQS 0 0 0 1 1

ORDCMP005Por incumprimento do envio de comunicação intercalar - n.º 2

do art.º 59.º do RQS 0 0 0 0 0

ORDCMP006


do RQS0 0 0 0 0




Compensações pagas - Reclamações sobre faturação

Tabela 2-11 - Compensações pagas - Reclamações sobre faturação


// 27


Outras reclamações não relativas a faturação,

equipamento de medição, qualidade de energia

elétrica


incumprimento do previsto na alínea a) do nº

1 do Art.º 59 do RQS, foi pago um montante de

40,00€.


ORDCMP022Por incumprimento do prazo de resposta - al. a) n.º 1 do art.º 59.º

do RQS 0 0 0 2 2

ORDCMP023Por incumprimento do envio de comunicação intercalar - n.º 2

do art.º 59.º do RQS 0 0 0 0 0

ORDCMP024


do RQS0 0 0 0 0




Compensações pagas - Outras reclamações não relativas a faturação, equipamento de medição, qualidade de energia elétrica ou características do fornecimento de gás natural

Tabela 2-14 - Compensações pagas - Outras reclamações não relativas a faturação, equipamento de medição, qualidade de energia elétrica ou caraterísticas do fornecimento de gás natural


ORDCMP014Por incumprimento dos prazos de realização dos

procedimentos previstos no n.º 2 do art.º 65.º do RQS0 0 0 4 4

ORDCMP015


do RQS0 0 0 0 0




Compensações pagas - Reclamações sobre a qualidade da energia elétrica (setor elétrico)

Tabela 2-13 - Compensações pagas - Reclamações sobre a qualidade da energia elétrica (setor elétrico)


// 28



ORDCMP027Por incumprimento da disponibilidade de agenda prevista no

art.º 69.º do RQS0 0 0 1 1


Compensações pagas - Ativações de fornecimento

Tabela 2-15 - Compensações pagas - Ativações de fornecimento

Visitas combinadas


incumprimento do intervalo combinado com o

cliente, foi pago um montante de 180,00€.

Ativações de fornecimento

Devido à ocorrência de 1 situação por

incumprimento da disponibilidade de agenda

prevista no Art.º 69 do RQS, foi pago um montante

de 20,00€.

Tabela 2-16 - Compensações pagas - Visitas combinadas

Referência ORDCMP040 ORDCMP041 ORDCMP042

Por incumprimento, pelo ORD, do intervalo para início da visita

combinada

Por cancelamento ou reagendamento efetuados

pelo ORD após as 17h do dia útil anterior ao dia da visita

combinada

Soma dos montantes pagos em

compensações

1.º Trimestre 2 0 40,00 €




Anual 9 0 180,00 €

Compensações pagas - Visitas combinadas


// 29


Assistência técnica


incumprimento do prazo de chegada às

instalações dos clientes previsto no nº 2 do Art.º

79 do RQS, foi pago um montante de 220,00€.


ORDCMP027Por incumprimento da disponibilidade de agenda prevista no

art.º 69.º do RQS0 0 0 1 1


Compensações pagas - Ativações de fornecimento 1.º Trimestre 2.º Trimestre 3.º Trimestre 4.º Trimestre Anual

ORDCMP029Por incumprimento do prazo de chegada a instalações de

clientes prioritários1 0 0 0 1

ORDCMP030Por incumprimento do prazo de chegada a instalações de

clientes não prioritários1 2 1 6 10


Compensações pagas - Assistências técnicas

Tabela 2-17 - Compensações pagas - Assistências técnicas

Restabelecimento de fornecimento


incumprimento dos prazos de restabelecimento

previstos no nº 5 do Art.º 85 do RQS, foi pago um

montante de 120,00€.


ORDCMP035Por incumprimento dos prazos de restabelecimento do

fornecimento previstos no n.º 5 do art.º 85.º do RQS2 3 1 0 6


Compensações pagas - Restabelecimento do fornecimento após interrupção por facto imputável ao cliente

Tabela 2-18 - Compensações pagas - Restabelecimento de fornecimento

2.2.13. Compensações recebidas pela EDAAssistências Técnicas

No âmbito das assistências técnicas verifica-se

que foram recebidas 586 compensações. Destas,

577 foram originadas por avarias nas instalações

dos clientes cuja responsabilidade se verificou

não ser da EDA e 9 por ausência do cliente no

momento de chegada da equipa da EDA ao local.

Estas situações geraram um valor de 11 720,00€

recebidos em compensações por parte da

empresa.


// 30


Tabela 2-20 - Compensações recebidas - Visitas combinadas


ORDCMP032Por avarias nas instalações dos clientes cuja responsabilidade se

verificou não ser do ORD140 122 137 178 577

ORDCMP033Por ausência do cliente no momento de chegada do ORD ao

local3 2 0 4 9

ORDCMP034 Soma dos montantes recebidos em compensações 2 860 2 480 2 740 3 640 11720

Compensações recebidas - Assistências técnicas

Tabela 2-19 - Compensações recebidas - Assistências técnicas

Visitas combinadas

No que diz respeito às visitas combinadas

verifica-se que foram recebidas 2 compensações.

Ambas as situações foram devidas à ausência do

cliente no momento de chegada da equipa da

EDA ao local, no intervalo combinado.

Estas situações geraram um valor de 40,00€

recebidos em compensações por parte da

empresa.

11 720

Referência ORDCMP043 ORDCMP044 ORDCMP045

Por motivos imputáveis ao

cliente ou ao requisitante de ligação, tendo o ORD

comparecido no intervalo para início da visita

combinada

Por cancelamento ou reagendamento efetuados pelo

cliente ou requisitante de ligação após as 17h do dia útil anterior ao

dia da visita combinada

Soma dos montantes recebidos em

compensações





Anual 2 0 40,00 €

Compensações recebidas - Visitas combinadas


// 31


Nos Artigos 102º e 105º do RQS, estão

estabelecidas as regras destinadas a acautelar

um relacionamento comercial com qualidade

entre os operadores de rede / comercializadores

de último recurso e os clientes com necessidades

especiais e clientes prioritários. Neste sentido,

a EDA tem desenvolvido diversos esforços que

2.3. Clientes com necessidades es-peciais e clientes prioritários

visam assegurar um relacionamento comercial

de qualidade a estes clientes.

As tabelas 2-21 e 2-22 refletem o registo de

clientes com necessidades especiais e clientes

prioritários existentes na base de dados da EDA

atualmente.

Tabela 2-21 - Clientes com necessidades especiais

1.º Trimestre

ORDCNP001 Clientes com limitações no domínio da visão - cegueira total ou hipovisão 26

ORDCNP002 Clientes com limitações no domínio da audição - surdez total ou hipoacusia 1

ORDCNP003 Clientes com limitações no domínio da comunicação oral 0

Clientes com necessidades especiais 2.º Trimestre 3.º Trimestre 4.º Trimestre

26 25 24

1 1 1

0 0 0

1.º Trimestre

ORDCNP005Estabelecimentos hospitalares, centros de

saúde ou entidades que prestem serviços equiparados 55

ORDCNP006 Forças de segurança 68

ORDCNP007 Instalações de segurança nacional 0

ORDCNP008 Bombeiros 28

ORDCNP009 Proteção civil 9

ORDCNP010 Equipamentos dedicados à segurança e gestão do tráfego marítimo ou aéreo 41

ORDCNP011 Instalações penitenciárias 4

ORDCNP012

(setor elétrico) Clientes para os quais a sobrevivência ou a mobilidade dependam de equipamentos cujo funcionamento

é assegurado pela rede elétrica, e clientes que coabitem com pessoas nestas condições

132

ORDCNP015Outros clientes considerados prioritários, que prestem serviços de segurança ou saúde fundamentais

à comunidade0

Clientes prioritários

(setor elétrico) Clientes para para os quais a sobrevivência ou a mobilidade

dependam de equipamentos cujo funcionamento é assegurado pela rede

alétrica, e clientes que coabitem com pessoas nestas condições

Outros clientes considerados prioritários, que prestem serviços de segurança

ou saúde fundamentais à comunidade

2.º Trimestre 3.º Trimestre 4.º Trimestre

55 55 55

68 67 66

0 0 0

28 28 28

9 9 9

41 41 41

4 4 4

136 134 153

0 0 0

Tabela 2-22 - Clientes prioritários


// 32


Para melhoria da qualidade de serviço

prestada ao cliente, procedeu-se à reformulação

tecnológica do processo de envio de faturas

eletrónicas, através da qual passou a ser possível

proceder ao acompanhamento e monitorização

de todo o processo, indo ao detalhe da fatura de

cada cliente e estado do seu envio. Em resultado

das ações efetuadas, o processo de envio da

Fatura Eletrónica tornou-se mais robusto,

apresentando taxas de sucesso de envio bastante

elevadas, muito próximas dos 99%.

Para proporcionar uma maior qualidade do

atendimento e conforto aos nossos clientes, dada

a elevada afluência registada na Loja da Levada,

em Ponta Delgada, nos últimos anos, a EDA decidiu

proceder à sua remodelação total, passando a

dispor de uma sala de espera e um atendimento

personalizado com maior privacidade.

A EDA, durante o ano de 2018, instalou em

toda a sua Rede de Lojas um sistema de Vídeo

Vigilância (CCTV) em complemento aos sistemas

de alarme de incêndio e de intrusão, garantindo-se

por esta via uma maior segurança dos clientes e

dos colaboradores.

Procedeu-se ao envio periódico de cartas

de ausências de leitura (em 2018, foram

desencadeadas campanhas em junho, agosto

e novembro), com o objetivo de minimizar o

nº de contratos com contador sem leituras há

mais de 6 meses e, por conseguinte, melhorar

os resultados obtidos no que diz respeito ao

indicador de Leituras.

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

Ainda no âmbito da atividade de leituras,

consolidamos a exploração da solução móvel

EDA Online para inserção de leituras de

energia por parte dos nossos clientes através

do lançamento de folheto informativo, bem

como o desenvolvimento de campanha de

divulgação desta aplicação junto dos nossos

clientes, no sentido de podermos potenciar o uso

desta ferramenta como um fator facilitador de

comunicação de leituras, permitindo igualmente

a redução de chamadas telefónicas para o call

center da EDA para efeitos de entrega de leituras

de contadores, por parte dos clientes.

No ano de 2018, foram registadas 38 697

leituras via a APP EDA Online, assistindo-se a um

crescimento sustentado do número de clientes que

optam por esta forma de comunicação de leituras.

Em 2018, o Call Center promoveu campanhas

de aviso complementar de possível interrupção

de fornecimento por incumprimento de

pagamentos, que incluíram o envio de 11 484

sms e 9 971 contactos telefónicos, com o objetivo

de mitigar a interrupção do fornecimento de

energia elétrica.

Celebrou-se o Dia Mundial de Energia, no dia

29 de maio, com recurso à Loja Móvel, nas cidades

de Ponta Delgada, Angra do Heroísmo e Horta.

Esta ação visou sensibilizar a população para

a necessidade de poupança de energia, bem

como para a promoção das energias renováveis,

designadas de energias verdes e mais amigas

do ambiente, em substituição das energias


// 33


derivadas de combustíveis fósseis (com origem

em recursos escassos), altamente poluentes e

prejudiciais para a própria vida na Terra.

No sentido de promover uma estreita relação

com os principais clientes empresariais da RAA,

a EDA, durante o 1º semestre do ano 2018, deu

continuidade à realização periódica de visitas de

cariz técnico-comercial aos principais clientes

no setor empresarial. Os clientes a visitar foram

escolhidos com base no seu perfil de consumo,

ou seja, os que apresentam o maior potencial para

redução de faturação, e na sua dimensão relativa,

tendo em conta a ilha em que se encontram.

Na preparação da visita, foi elaborado pela

estrutura técnica da EDA um estudo sobre a

qualidade da energia elétrica na alimentação às

instalações do cliente, bem como uma análise da

continuidade do serviço prestado e apresentação

de um estudo sobre o consumo, tendo em vista a

redução da sua faturação.

Desde 2013 que a EDA tem vindo a articular

com várias escolas secundárias da Região

Autónoma dos Açores, diversas iniciativas de

divulgação e sensibilização para as atividades

do GRUPO EDA e em particular para aspetos

determinantes, envolvendo os processos da

concessão atribuída à EDA em matéria de

transporte e distribuição da energia elétrica.

Estas ações têm-se pautado pela realização

de palestras a alunos nos diversos ciclos e nestas

é abordado, entre outros temas, a eficiência

energética, a mobilidade elétrica e os produtos

comerciais da EDA, com maior enfoque, como é

o caso das tarifas eficientes, a fatura eletrónica e

o EDA Online.


// 34

3Continuidade de Serviço

// Indicadores Gerais

// Indicadores Individuais


// 35


As ocorrências referidas deram origem a

cerca de 29 mil interrupções em PdE da rede

de distribuição MT, menos 2,7% face ao valor

registado em 2017 (menos 793 interrupções).

Face aos padrões estabelecidos no Regula-

mento da Qualidade de Serviço, verifica-se o

cumprimento da generalidade dos indicadores,

com alguns incumprimentos pontuais.

Ocorrências

Em 2018 verifica-se um ligeiro aumento do

número de ocorrências nas ilhas Santa Maria,

Graciosa e São Jorge. Nas restantes ilhas

verificou-se uma redução, mais significativa nas

ilhas de São Miguel e Terceira.

Face a 2017, na Região Autónoma dos Açores,

constatam-se decréscimos do número de

ocorrências com origem nos centros produtores,

27,7% (-26 ocorrências), e com origem nas redes,

6,2% (-102 ocorrências).

Salienta-se que, das referidas 1 614 ocorrên-

cias registadas em 2018, 69,5% dizem respeito a

situações previstas (por: acordo com o cliente,

razões de serviço e factos imputáveis ao cliente),

menos 9,1% do que em 2017, tendo-se assistido

a uma diminuição de 15 ocorrências devidas a

situações acidentais (-3,0%).

2014 2015 2016 2017 2018

SANTA MARIA 111 39 70 61 63

SAO MIGUEL 625 624 646 704 637

TERCEIRA 381 461 504 491 450

GRACIOSA 79 96 46 63 67

SAO JORGE 128 80 100 141 142

PICO 109 167 141 116 100

FAIAL 136 109 96 87 83

FLORES 87 64 54 73 67

CORVO 4 10 11 6 5

3. Continuidade de Serviço

Ao nível da continuidade de serviço, a quali-

dade é aferida através de indicadores gerais

para as redes de distribuição em média tensão

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

como indicadores individuais para os pontos de

entrega das mesmas redes.

Neste capítulo apresentam-se os indicadores

gerais e individuais de continuidade de

serviço, com diversas desagregações para

melhor compreensão das origens e causas

das interrupções verificadas. Os indicadores

referenciados são apresentados com detalhe em

ficheiros anexos (Anexo III).

Na Região existem três níveis de qualidade de

serviço, definidos no regulamento da qualidade

de serviço, designadamente: zonas dos tipos A, B

e C. Verifica-se uma forte concentração de PdE

de MT em zonas do tipo C, com 70,7% do número

total destes equipamentos. As zonas do tipo A e

B apresentavam, a 31 de dezembro, 17,9% e 11,4%,

respetivamente. No que respeita à potência

instalada o cenário é ligeiramente diferente: os

equipamentos de zonas do tipo C representam

cerca de 53,8% do total da potência instalada,

enquanto as zonas do tipo A e B representam

29,6% e 16,6% respetivamente.

Em 2018, na Região Autónoma dos Açores

registou-se uma redução do número de

ocorrências. O comportamento individual das

várias ilhas da Região é distinto, verificando-se

situações de melhoria e, também, o inverso.

No ano em análise verificaram-se 1 614

ocorrências que afetaram PdE da rede MT,

menos 7,3% do que o verificado em 2017, ou seja,

menos 128 ocorrências.

Tabela 3-1 - Evolução do número de ocorrências


// 36


Ocorrências 2017 2018

Prod. Vinculada

Prod. não

VinculadaDist. BT

Dist. MT

Inst. Cliente

Transp.Prod.

Vinculada

Prod. não

VinculadaDist. BT

Dist. MT

Inst. Cliente

Transp.

SANTA MARIA 4 1 53 3 5 49 9

SAO MIGUEL 4 4 8 518 170 1 3 519 113 1

TERCEIRA 9 23 9 410 39 1 6 16 367 56 5

GRACIOSA 7 54 2 1 64 2

SAO JORGE 8 3 119 11 7 118 17

PICO 4 5 99 8 4 1 84 9 2

FAIAL 11 8 65 3 12 4 64 3

FLORES 3 4 50 16 2 1 53 11

CORVO 4 2 5

RedesProdução Redes Produção

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

Das ocorrências registadas, 13,0% dizem respeito

a situações imprevistas por causas próprias, 12,4%

são reengates, 3,3% referem-se a deslastre de

cargas por razões de segurança, 0,6% deveram-se

a casos fortuitos ou de força-maior e 0,2% a fatos

imputáveis aos clientes. Em 2018 verificaram-se

15 incidentes cuja excecionalidade foi solicitada

pela EDA e aprovada pela ERSE.

Ao nível das diversas ilhas da Região, relativa-

mente aos valores registados em 2017, verifica-se

Tabela 3-3 - Evolução do número de ocorrências por origem

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

SANTA MARIA 5 44 3 9 14 32

SAO MIGUEL 169 388 1 8 5 66 66 1 119 375 1 1

TERCEIRA 63 234 27 39 126 1 1 64 199 1

GRACIOSA 3 33 6 21 3 38

SAO JORGE 10 68 12 2 40 1 8 16 75 4

PICO 9 88 2 17 8 76

FAIAL 3 57 14 13 3 53

FLORES 22 36 7 8 17 29 4

CORVO 1 1 3 1

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

2017 2018

AcidentaisPrevistas Previstas AcidentaisOcorrências

23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 25 - Reengates; 26 - Fato imputável cliente;

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

23 24 25 26 91 92

5 12

4 61 75 1

20 38 125 1 1 1

26

4 35 1 7

5 6 1 4

11 16

2 13 1 1

2 3


2018

Acidentais

23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 25 - Reengates; 26 - Fato imputável cliente;


um aumento de ocorrências acidentais nas

ilhas Santa Maria, Flores e Corvo. O número de

ocorrências acidentais manteve-se idêntico

na ilha do Faial, enquanto as restantes ilhas

apresentaram menos ocorrências acidentais,

com reduções entre 2,7% e 19,0%.

De seguida apresenta-se uma breve análise à

evolução das situações que originaram interrup-

ções em 2018, quando comparadas com 2017.


// 37


Em Santa Maria, no decorrer de 2018, verifi-

caram-se mais 2 ocorrências face ao ano anterior.

O acréscimo registou-se ao nível das ocorrências

com origem nas redes, tendo o número de

ocorrências com origem nos centros produtores

sido idêntico ao ano transato.

Na ilha de São Miguel registaram-se menos

67 ocorrências, resultado combinado de menos

4 incidentes e menos 63 ocorrências previstas

– destaque para a redução do número de

intervenções programadas em instalações de

clientes por iniciativa destes.

Na ilha Terceira, em 2018, constatou-se

um decréscimo do número ocorrências (-41),

quando comparado com 2017. Constata-se

menos 31 ocorrências com origem nas redes e

menos 10 com origem nos centros produtores.

O decréscimo de ocorrências ao nível das redes

deve-se sobretudo ao decréscimo de ocorrências

previstas por razões de segurança.

Na ilha Graciosa, face a 2017, verificou-se um

aumento do número de ocorrências (4), resultado

de uma redução do número de ocorrências

com origem nos centros produtores (-6) e um

aumento de ocorrências com origem nas redes

(10). Verifica-se o aumento de ocorrências

previstas (13,9%) e a diminuição do número total

de incidentes (-3,7%).

Em São Jorge contabilizou-se mais 1 ocor-

rência que em 2017, consequência da diminuição

de 12 incidentes e o aumento de 13 ocorrências

previstas. O aumento de ocorrências previstas

é consequência, principalmente, de um maior

número de intervenções em instalações de

clientes por iniciativa destes e de ações de

manutenção da rede.

Na ilha do Pico registou-se uma diminuição

do número de ocorrências (-16), resultado do

aumento de 1 ocorrência com origem nos centros

produtores e menos 17 ocorrências com origem

nas redes. A redução verificou-se tanto ao nível de

situações previstas (-13,4%), como de incidentes

(-15,8%) – destaque para a diminuição do número

de intervenções programadas por razões de segu-

rança (-12) e incidentes por causas próprias (-11).

Na ilha do Faial constata-se uma redução do

número total de ocorrências, menos 4 que em 2017.

Verificaram-se menos 3 ocorrências com origem

nos centros produtores e menos 1 com origem nas

redes. O número de ocorrências previstas sofreu

um decréscimo (-6,7%), enquanto o número de inci-

dentes manteve-se idêntico ao do ano anterior.

A ilha das Flores apresenta, em 2018, uma

diminuição de 6 ocorrências face ao valor

assinalado no ano anterior, menos 4 com origem

nos centros produtores (menos 3 na central

hídrica de Além Fazenda e menos 1 na central

térmica) e menos 2 com origem nas redes.

O Corvo totalizou em 2018, menos 1 ocorrência

face ao ano transato, sendo que o decréscimo se

verificou em ocorrências com origem nas redes

(-2). Ao nível de ocorrências com origem na

produção, registou-se o aumento de 1 incidente.

Interrupções na rede MT da RAA

As ocorrências registadas no ano de 2018

deram origem a cerca de 28,8 mil interrupções

que afetaram os pontos de entrega de média

tensão da Região, com semelhante repartição

entre interrupções curtas e longas, 14,4 mil

interrupções cada. Das 14,4 interrupções curtas,

9,5 mil são relativas a reengates.


// 38


Tabela 3-4 - Evolução do número de interrupções em PdE da rede MT na RAA

Quando comparado com os valores de 2017,

em 2018 registaram-se menos 2,7% interrupções

em pontos de entrega da rede MT, sendo que

as interrupções de curta duração viram o seu

número diminuir em 4,7% e as interrupções de

longa duração em 0,6%.

O número de interrupções com origem em

centros produtores diminuiu 12,9%, totalizando

cerca de 7,8 mil: verifica-se um decréscimo de

8,8% das interrupções longas e 45,8% das curtas.

As interrupções com origem nas redes registaram

um aumento de 1,8% face a 2017, atingindo

cerca de 21 mil, prevalecendo as interrupções de

curta duração, que representam 66% deste valor.

Comparativamente com o ano anterior, verificou-se

um acréscimo de 9,4% de interrupções longas com

origem nas redes e um decréscimo de 1,8% de inter-

rupções de curta duração com a mesma origem.

Tabela 3-5 - Evolução do número de interrupções por origem e duração

Do valor total de interrupções, em pontos de

entrega da rede de média tensão, 11,9% dizem

respeito a interrupções previstas e os restantes

88,1% referem-se a incidentes nas redes ou

centros produtores. As interrupções previstas

são maioritariamente de curta duração (52,7%),

sendo que as interrupções acidentais têm uma

distribuição próxima entre interrupções longas

(50,5%) e de curta duração (49,5%).

As interrupções de curta duração foram

maioritariamente decorrentes de situações

imprevistas (87,5%) e 96,4% tiveram origem na

própria rede de distribuição em média tensão.

Com origem em centros produtores, registaram-

se 485 interrupções imprevistas de curta duração,

menos 48,5% que em 2017.

N.º Interrupções

2014 2015 2016 2017 2018

<= 3 min 15 307 16 081 13 756 15 064 14 358

> 3 min 17 822 17 404 13 514 14 526 14 439

Total 33 129 33 485 27 270 29 590 28 797

2017

Prod. Vinculada

Dist. MT Dist. BTInst.

ClienteProd.

Vinculada

Prod. não

VinculadaTransp. Dist. MT Dist. BT

Inst. Cliente

<= 3 min 2236 11 1 344 598 11873 1

> 3 min 140 1509 7 251 5157 2710 64 4674 11 3

Total 140 3745 18 252 5501 3308 64 16547 12 3

2018

<= 3 min 1795 6 302 183 27 12045

> 3 min 91 1308 217 3462 3753 676 4927 5

Total 91 3103 223 3764 3936 703 16972 5

9 10 10 7 7 10 10 8 10 7 7

PrevistasAcidentais

2 236

1 509 5 157 2 710

11 873

4 674

3 745 5 501 3 308 16 547

1 795

1 308

3 103

3 462

3 764

3 753

3 936 16 972

4 927

12 045


// 39


Em 2018, registaram-se 1 801 interrupções

previstas, de curta duração e com origem

nas redes, para intervenções de manutenção,

reparação ou investimento. Estas interrupções

são, na sua maioria, relativas ao tempo necessário

para ligar um grupo gerador móvel, para que os

clientes não permaneçam sem energia durante

todo o tempo da intervenção.

As interrupções acidentais de curta duração,

com origem nas redes, são maioritariamente

resultantes de reengates, 78,9% (religações

automáticas após defeitos transitórios), cuja

duração é inferior a um minuto, usualmente

na ordem de milissegundos. Regista-se um

acréscimo de interrupções curtas, com origem

nas redes, por causas próprias (20,4%) e um

decréscimo por razões acidentais fortuitas ou de

força-maior (-82,5%).

As interrupções curtas, com origem em

centros produtores, de natureza acidental,

tiveram como principais causas as razões de

segurança (79,2%) e causas de origem interna

a esses centros produtores, de material (3,1%) e

humanas (17,7%).

No decorrer de 2018, verificaram-se cerca de

14 mil interrupções de longa duração em pontos

de entrega da rede de média tensão, sendo

que cerca de 88,8% dizem respeito a situações

acidentais. Do universo de interrupções de longa

duração, 50,6% tiveram origem nos centros

produtores.

As interrupções longas com origem nas redes

foram na sua maioria acidentais, com cerca de

70,6% devido a causas próprias e 6,0% desse

número devido a eventos excecionais.

A tabela 3-6 apresenta as interrupções,

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

gregação quanto à duração (curtas: ≤ 3 minutos;

longas: > 3 minutos).

O número total de interrupções da Região,

diminuiu, quando comparado com 2017,

verificando-se comportamentos distintos nas

várias ilhas. Os crescimentos registaram-se nas

ilhas Santa Maria (25,3%), Pico (11,2%), Corvo (7,1%),

Flores (5,8%), Terceira (3,3%) e São Jorge (1,8%).

Verificaram-se decréscimos do número total de

interrupções nas ilhas Graciosa (-29,8%), Faial

(-16,8%) e São Miguel (-7,6%).

Tabela 3-6 - Evolução do número de interrupções por ilha

N.º Interrupções

2014 2015 2016 2017 2018

SANTA MARIA 1 355 388 844 553 693

Curtas 370 143 304 231 177

Longas 985 245 540 322 516

SAO MIGUEL 12 191 13 192 9 916 11 408 10 544

Curtas 7 972 7 559 6 100 7 523 6 783

Longas 4 219 5 633 3 816 3 885 3 761

TERCEIRA 9 900 11 256 9 936 11 092 11 454

Curtas 4 970 6 889 6 199 6 003 6 151

Longas 4 930 4 367 3 737 5 089 5 303

GRACIOSA 1 206 876 655 1 163 817

Curtas 547 382 181 203 302

Longas 659 494 474 960 515

SAO JORGE 1 864 1 566 1 606 2 362 2 405

Curtas 328 273 307 672 442

Longas 1 536 1 293 1 299 1 690 1 963

PICO 4 302 3 708 1 916 1 045 1 162

Curtas 646 522 308 117 119

Longas 3 656 3 186 1 608 928 1 043

FAIAL 1 624 1 817 1 987 1 594 1 327

Curtas 278 201 208 193 176

Longas 1 346 1 616 1 779 1 401 1 151

FLORES 682 662 381 359 380

Curtas 196 110 147 119 208

Longas 486 552 234 240 172

CORVO 5 20 29 14 15

Curtas 2 2 3

Longas 5 18 27 11 15

Total 33 129 33 485 27 270 29 590 28 797


// 40


N.º Interrupções

2018

11 12 14 21 23 24 26

SANTA MARIA 15 157 220 124

SAO MIGUEL 118 281 1 57 1 399 1 882

TERCEIRA 64 73 1 3 217 1 886 1

GRACIOSA 3 9 503

SAO JORGE 16 446 83 55 1 156 1

PICO 8 222 513 182 1

FAIAL 4 142 566 439

FLORES 15 42 25 70 2

CORVO 6 9

Total 243 1 372 1 141 6 001 6 251 5


AcidentaisPrevistas

23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 26 - Fato imputável cliente;


91 92

23

45 16

206

117

18

386 39


Acidentais

23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 26 - Fato imputável cliente;


Relativamente às interrupções de longa

duração constata-se uma predominância de

interrupções desta natureza, com origem nas

redes nas ilhas de Santa Maria, São Miguel,

Tabela 3-7 - Número de interrupções por tipo de duração e origem

Tabela 3-8 - Número de interrupções longas por causa

Graciosa, São Jorge, Pico e Flores, enquanto

nas ilhas Terceira, Faial e Corvo, são os centros

produtores que mais contribuem para o número

destas interrupções.

N.º Interrupções

2018

Prod. Vinculada

Prod. não

VinculadaTransp. Dist. MT

Inst. Cliente

Prod. Vinculada

Prod. não

VinculadaTransp. Dist. MT

Inst. Cliente

SANTA MARIA 11 166 220 287 9

SAO MIGUEL 5 6 776 2 459 940 57 2 192 113

TERCEIRA 227 178 2 5 742 2 1 293 2 599 485 869 57

GRACIOSA 2 300 68 445 2

SAO JORGE 8 434 344 1 602 17

PICO 11 25 83 480 33 134 387 9

FAIAL 26 150 630 174 343 4

FLORES 17 189 2 44 7 110 11

CORVO 15

Total 302 183 27 13 840 6 3 553 3 753 676 6 235 222

Curtas Longas


// 41


Pode-se verificar a desagregação, pela causa

que as origina, das interrupções de duração longa

na tabela 3-8. Constata-se a predominância na

Região de incidentes por razões de segurança

e causas próprias, verificando-se, no entanto,

uma preponderância distinta nas várias ilhas.

Nas ilhas São Miguel, Graciosa, São Jorge, Flores

e Corvo predominam os incidentes por causas

próprias, enquanto nas ilhas Santa Maria, Terceira,

Pico, e Faial as interrupções longas devem-se,

maioritariamente, a incidentes por razões de

segurança.

Em Santa Maria os incidentes por razões de

segurança representam 42,6% das interrupções

longas, e os incidentes por causas próprias

24,0%. Em São Miguel 50,0% das interrupções

longas são devidas a causas próprias e 37,2% por

razões de segurança. Na Terceira cerca de 60,7%

das interrupções longas resultam de razões de

segurança.

As causas próprias predominam ainda nas

ilhas Graciosa (97,7%), Corvo (60,0%), São Jorge

(58,9%) e Flores (40,7%).

Nas ilhas do Pico (11,2%), São Jorge (10,5%) e

Flores (10,5%) constata-se um peso significativo

de interrupções devido a eventos excecionais,

que também têm alguma expressão nas ilhas

Terceira (1,2%) e São Miguel (0,6%).

As interrupções por razões de serviço, existen-

tes em todas as ilhas com exceção do Corvo, têm

mais expressão em Santa Maria (30,4%), nas Flores

(24,4%), em São Jorge (22,7%) e no Pico (21,3%).

3.1. Indicadores gerais

Nesta secção será efetuada uma análise su-

cinta 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 de curta duração poderão ser

consultados com mais detalhe no anexo III.

No referido anexo também se encontram os

indicadores gerais de continuidade de serviço

por concelho.

3.1.1. Indicadores gerais MT - RAA

Evolução dos indicadores globais

Por comparação com o ano 2017, verifica-se

uma melhoria dos indicadores globais de conti-

nuidade de serviço da RAA. Num horizonte de 5

anos, regista-se o melhor comportamento global

para os indicadores TIEPI e SAIDI. No mesmo

horizonte, os indicadores SAIFI e MAIFI apenas

apresentam melhor desempenho em 2016.

Tabela 3-9 - 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 MAIFI e SAIFI

e horas e minutos para o TIEPI e o SAIDI; incluem

interrupções previstas e imprevistas.

2014 2015 2016 2017 2018

SAIFI RAA 9,4 9,1 7,0 7,4 7,3

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

TIEPI RAA 4:44 3:47 2:52 3:05 2:26

SAIDI RAA 6:15 4:53 3:45 3:42 3:05


// 42


Evolução dos indicadores Zona

Os indicadores de continuidade por zona

de qualidade de serviço apresentam variações

distintas. Quando comparado com 2017, nas

zonas de qualidade do tipo A, somente o

indicador SAIFI não apresenta melhorias. No

que diz respeito às zonas de qualidade do tipo

B e C, todos os indicadores apresentam melhor

desempenho.

2014 2015 2016 2017 2018

SAIFI RAA 9,4 9,1 7,0 7,4 7,3

A 3,6 3,5 3,1 3,3 3,9

B 3,1 4,9 3,4 4,3 3,7

C 12,0 11,2 8,6 9,0 8,7

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

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

B 5,5 9,6 5,7 4,2 3,7

C 9,8 9,6 8,2 9,6 9,1

TIEPI RAA 4:44 3:47 2:52 3:05 2:26

A 3:32 2:27 2:00 1:58 1:29

B 1:57 2:45 2:09 3:02 1:54

C 6:16 4:51 3:33 3:43 3:06

SAIDI RAA 6:15 4:53 3:45 3:42 3:05

A 4:17 2:47 2:33 2:10 1:34

B 2:35 3:02 2:15 3:07 1:56

C 7:23 5:45 4:19 4:12 3:40

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

(SAIFI – n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm)

Pela análise da tabela 3-11 verifica-se uma

maior frequência média de interrupções com

origem na produção para as zonas de qualidade

de serviço A e B. As interrupções com origem nas

redes são as que mais contribuem para o valor

dos indicadores MAIFI, TIEPI e SAIDI em todas as

zonas de qualidade de serviço, assim como para

o indicador SAIFI nas zonas C. Salienta-se que os

indicadores referidos incluem as interrupções

necessárias para intervenções de serviço, para

ações de manutenção, conservação e reparação.

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

n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm)

Ao nível da Região, os fatores mais prepon-

derantes na frequência média de interrupções

são incidentes por razões de segurança, causas

próprias e as interrupções previstas por razões de

serviço, em todas as zonas de qualidade.

O tempo médio de interrupção da potência

instalada variou entre uma hora e vinte e nove

minutos, e três horas e seis minutos, com valores

mais preponderantes de interrupções previstas

por razões de segurança, incidentes por razões

de segurança e causas próprias.

As causas mais preponderantes para o indi-

cador de duração média das interrupções do

sistema são idênticas ao verificado para o TIEPI,

no entanto, para este indicador, os incidentes

por causas próprias são os que têm um peso

superior, seguindo-se os incidentes por razões de

segurança e as interrupções previstas por razões

de segurança.

Prod. Vinculada

Prod. não

VinculadaTransp.

Dist. MT

Inst. Cliente

SAIFI RAA 1,8 1,9 0,3 3,1 0,1

A 0,8 1,7 0,5 0,8 0,1

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

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

MAIFI RAA 0,2 0,1 0,0 7,0 0,0

A 0,0 2,0

B 0,3 0,0 3,4

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

TIEPI RAA 0:24 0:26 0:05 1:12 0:17

A 0:05 0:19 0:07 0:42 0:14

B 0:10 0:27 0:48 0:27

C 0:39 0:29 0:06 1:35 0:16

SAIDI RAA 0:36 0:34 0:08 1:34 0:12

A 0:08 0:28 0:07 0:34 0:15

B 0:12 0:35 0:52 0:15

C 0:47 0:35 0:09 1:56 0:11

2018

RedesProdução

Prod. nãoVinculada


// 43


2018

21 23 24

SAIFI RAA

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

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

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

TIEPI RAA

A 0:01 0:22 0:19 0:43 -

B 0:00 0:36 0:16 0:53 -

C 0:00 0:50 0:54 1:45 -

SAIDI RAA

A 0:01 0:32 0:25 0:59 3:00

B 0:00 0:46 0:20 1:06 5:00

C 0:00 1:00 1:09 2:10 9:00

AcidentaisTotal Padrão

24 - Causas Próprias

21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões Segurança

2018

11 12 14 21 23 24 26 91 92

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

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

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

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

MAIFI RAA 0,0 0,9 0,0 0,1 0,2 1,3 0,0

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

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

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

TIEPI RAA 0:19 0:42 0:00 0:00 0:40 0:37 0:00 0:04 0:01

A 0:17 0:25 0:01 0:22 0:19 0:00 0:02

B 0:29 0:31 0:00 0:36 0:16 0:00 0:00

C 0:17 0:54 0:00 0:00 0:50 0:54 0:00 0:08 0:01

SAIDI RAA 0:13 0:52 0:00 0:00 0:53 0:55 0:00 0:08 0:00

A 0:18 0:14 0:01 0:32 0:25 0:00 0:02

B 0:20 0:28 0:00 0:46 0:20 0:00 0:00

C 0:11 1:05 0:00 0:00 1:00 1:09 0:00 0:11 0:00

92 - Eventos excecionais intervenção terceiros

11 - Previstas Acordo Cliente; 12 - Previstas Razões Serviço; 14 - Fato imputável

AcidentaisPrevistas

ao cliente; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança;

91 - Eventos excecionais Fortuitas força-maior/Vento Intensidade excecional;

24 - Causas Próprias; 26 - Fato imputável cliente;

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

n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm)

Padrões

Considerando as interrupções longas não

excecionadas, por comparação com os padrões

estabelecidos, os indicadores de continuidade

de serviço da Região cumpriram os valores

regulamentares em todas as zonas de qualidade

de serviço.

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

artigo 13º do RQS (hh:mm)

3.1.2. Indicadores MT - ilha

TIEPI

TIEPI

2014 2015 2016 2017 2018

SANTA MARIA 2:47 1:16 3:54 1:37 3:10

C 2:47 1:16 3:54 1:37 3:10

SAO MIGUEL 2:06 2:26 1:25 1:47 1:13

A 1:04 1:22 1:06 1:08 0:39

B 1:37 2:39 1:36 2:28 1:30

C 3:06 3:03 1:33 1:54 1:27

TERCEIRA 8:25 4:14 4:02 5:58 3:52

A 8:51 2:44 3:08 4:07 3:17

B 3:29 3:12 4:39 5:34 3:43

C 9:27 5:52 4:37 7:42 4:24

GRACIOSA 3:30 3:59 6:50 5:21 1:30

C 3:30 3:59 6:50 5:21 1:30

SAO JORGE 10:24 7:03 5:39 7:14 11:10

C 10:24 7:03 5:39 7:14 11:10

PICO 13:57 8:44 6:42 3:16 4:40

C 13:57 8:44 6:42 3:16 4:40

FAIAL 3:41 8:41 5:12 2:13 1:19

A 2:18 7:37 3:50 0:23 0:54

C 5:36 10:08 7:02 4:14 1:47

FLORES 11:27 7:39 2:47 2:16 1:52

C 11:27 7:39 2:47 2:16 1:52

CORVO 1:14 2:46 7:34 2:31 0:45

C 1:14 2:46 7:34 2:31 0:45

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


// 44


TIEPI

Prod.Vinculada

Prod. não

VinculadaTransp.

Dist. MT

Inst. Cliente

S. MARIA 0:17 2:40 0:12

C 0:17 2:40 0:12

S. MIGUEL 0:08 0:11 0:00 0:32 0:20

A 0:01 0:01 0:02 0:18 0:15

B 0:10 0:10 0:37 0:31

C 0:12 0:18 0:40 0:16

TERCEIRA 0:24 1:27 0:11 1:31 0:17

A 0:15 1:03 0:17 1:26 0:14

B 0:13 1:43 1:35 0:12

C 0:35 1:44 0:09 1:34 0:20

GRACIOSA 0:13 1:12 0:04

C 0:13 1:12 0:04

S. JORGE 3:25 7:05 0:39

C 3:25 7:05 0:39

PICO 1:18 0:01 0:42 2:32 0:05

C 1:18 0:01 0:42 2:32 0:05

FAIAL 0:35 0:07 0:35 0:01

A 0:04 0:48 0:02

C 1:09 0:15 0:22

FLORES 0:05 0:00 1:27 0:18

C 0:05 0:00 1:27 0:18

CORVO 0:45

C 0:45

2018

Produção RedesTIEPI

2018

11 12 14 21 23 24 26 91 92

S. MARIA 0:20 2:12 0:17 0:20

C 0:20 2:12 0:17 0:20

S. MIGUEL 0:20 0:18 0:00 0:00 0:19 0:12 0:01

A 0:16 0:13 0:02 0:02 0:00 0:03

B 0:32 0:31 0:21 0:05

C 0:17 0:14 0:00 0:30 0:25

TERCEIRA 0:24 0:34 0:00 1:39 1:08 0:00 0:01 0:02

A 0:26 0:55 1:09 0:46 0:00

B 0:19 0:30 0:00 1:47 1:04 0:00 0:00

C 0:24 0:18 2:02 1:29 0:04 0:05

GRACIOSA 0:07 0:24 0:58

C 0:07 0:24 0:58

S. JORGE 0:37 5:02 0:03 0:04 4:30 0:01 0:49

C 0:37 5:02 0:03 0:04 4:30 0:01 0:49

PICO 0:04 2:10 1:19 0:26 0:00 0:38

C 0:04 2:10 1:19 0:26 0:00 0:38

FAIAL 0:01 0:09 0:27 0:41

A 0:02 0:03 0:01 0:47

C 0:15 0:55 0:36

FLORES 0:26 1:00 0:02 0:14 0:05 0:02

C 0:26 1:00 0:02 0:14 0:05 0:02

CORVO 0:15 0:29

C 0:15 0:29

Previstas Acidentais

11 - Previstas Acordo Cliente; 12 - Previstas Razões Serviço; 14 - Fato

imputável ao cliente; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões

segurança; 24 - Causas Próprias; 25 - Reengates; 26 - Fato imputável

cliente; 91 - Eventos excecionais Fortuitas força-maior/Vento

Intensidade excecional; 92 - Eventos excecionais intervenção terceiros

A tabela 3-14 apresenta a evolução do

indicador TIEPI (hh:mm), por zona de qualidade

de serviço, nas ilhas da RAA, para as interrupções

longas, com origem nas redes e centros produ-

tores, e todas as causas. Comparativamente a

2017, registou-se uma melhoria do TIEPI nas ilhas

de São Miguel, Terceira, Graciosa, Flores, Corvo

e nas zonas de qualidade de serviço do tipo C

do Faial. Nas ilhas Santa Maria, São Jorge, Pico

e zonas do tipo A da ilha do Faial registaram-se

agravamentos deste indicador.

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

A tabela 3-15 apresenta o TIEPI para inter-

rupções de duração longa, por origem. As redes

de distribuição MT e os centros produtores

são as principais origens de interrupções que

contribuem para o valor global deste indicador.

Genericamente a rede de distribuição MT

constitui-se como a origem mais preponderante,

sendo, em 2018, exceção as ilhas Terceira, Faial

e Corvo, onde os centros produtores têm uma

maior influência.

A tabela 3-16 apresenta o indicador TIEPI, para

interrupções longas, com origem em centros

produtores e redes, discriminado pelas causas

que lhe dão origem.

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

Prod. nãoVinculada

Prod.Vinculada


// 45


Em Santa Maria destaca-se o valor do indi-

cador resultante de interrupções previstas por

razões de serviço.

Em São Miguel, nas zonas do tipo A e B, as

interrupções que mais contribuem para este

indicador estão relacionadas com interrupções

por acordo com o cliente e razões de serviço.

Para as zonas do tipo C os incidentes por

razões de segurança são os que influenciam

maioritariamente o tempo deste indicador.

Na ilha Terceira as interrupções que mais

contribuem para este indicador estão

relacionadas com incidentes por razões de

segurança (42,8%).

Para além da ilha de Santa Maria, nas ilhas

São Jorge, Pico e Flores, as interrupções previstas

por razões de serviço são também o fator mais

influente no valor do indicador.

Os eventos excecionais têm expressão no

valor do indicador na ilha do Pico (13,6%), zonas

do tipo A em São Miguel (9,9%), São Jorge (7,4%),

zonas do tipo C da ilha Terceira (3,7%), na ilha

das Flores (2,0%) e ainda nas zonas do tipo B da

Terceira (0,5%).

Excluindo eventos excecionais e incidentes nas

instalações dos clientes, as zonas de qualidade do

tipo A nas ilhas de São Miguel e Faial, e as ilhas do

Pico e do Corvo são as que, comparativamente

com o ano de 2017, apresentam pior evolução

para situações imprevistas. De registar também

uma evolução menos favorável nas ilhas de Santa

Maria e São Jorge. Nas restantes ilhas e zonas de

qualidade de serviço, o TIEPI apresenta evoluções

favoráveis, com decréscimos entre 16,7% e 62,3%.

MAIFI

O MAIFI representa a frequência média de

interrupções breves, ou seja, de interrupções

com menos de 3 minutos.

Na tabela 3-17 verifica-se o valor deste

indicador no por origem. No valor deste indicador

incluem-se os reengates automáticos a defeitos

transitórios.

MAIFI

Prod. Vinculada

Prod. não

VinculadaTransp.

Dist. MT

Inst. Cliente

S. MARIA 0,1 1,9

C 0,1 1,9

S. MIGUEL 0,0 7,6 0,0

A 0,8

B 0,0 2,7

C 11,4 0,0

TERCEIRA 0,5 0,4 0,0 12,3 0,0

A 0,1 4,1

B 1,3 5,3

C 0,6 0,6 0,0 17,6 0,0

GRACIOSA 0,0 4,3

C 0,0 4,3

S. JORGE 0,1 4,4

C 0,1 4,4

PICO 0,1 0,1 0,5

C 0,1 0,1 0,5

FAIAL 0,2 1,1

A 0,4

C 0,3 1,4

FLORES 0,3 3,6 0,0

C 0,3 3,6 0,0

CORVO

C

2018

Produção Redes

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

A maioria destas interrupções têm origem nas

redes de média tensão. Nas ilhas Faial (14,8%),

Pico (9,2%), Flores (8,2%) e Santa Maria (6,2%),

os centros produtores têm também expressão

significativa no valor total deste indicador.

Prod. nãoVinculada


// 46


Na ilha do Corvo, visto não se terem registado

interrupções de curta duração, este indicador

não apresenta valor.

MAIFI

2018

11 12 14 21 23 24 25 91 92

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

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

S. MIGUEL 0,0 0,9 0,0 0,0 1,4 5,3

A 0,0 0,8 0,0

B 0,6 0,0 0,8 1,3

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

TERCEIRA 0,0 0,8 0,0 0,7 1,4 10,3

A 0,9 0,1 0,2 3,1

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

C 0,0 0,9 1,0 2,0 14,9

GRACIOSA 1,6 2,7

C 1,6 2,7

S. JORGE 1,9 0,6 0,1 1,6 0,2

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

PICO 0,4 0,1 0,2 0,0

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

FAIAL 0,8 0,1 0,3

A 0,2 0,1

C 1,1 0,2 0,4

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

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

CORVO

C

24 - Causas Próprias; 25 - Reengates;






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

Na tabela 3-18, onde se apresenta o MAIFI

por causa, constata-se que na ilha Terceira e em

zonas B e C de São Miguel a maioria do valor

deste indicador é composto por reengates. Na

ilha de São Miguel, em zonas A, predominam as

interrupções previstas por razões de serviço, tal

como nas zonas do tipo A e C do Faial e nas ilhas

de São Jorge e do Pico.

Nas ilhas de Santa Maria, Graciosa e Flores, as

causas próprias são as que mais contribuem para

este indicador.

SAIFI

A tabela 3-19 apresenta a evolução da fre-

quência média de interrupções em pontos

de entrega da rede em média tensão, para

as interrupções longas registadas em 2018,

independentemente da origem e causa.

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

Comparativamente com os valores regista-

dos em 2017, em 2018 este indicador apresenta

evoluções distintas nas diversas ilhas. O SAIFI

apresenta reduções nas zonas do tipo B de São

SAIFI

2014 2015 2016 2017 2018

SANTA MARIA 11,8 2,9 6,4 3,7 6,0

C 11,8 2,9 6,4 3,7 6,0

SAO MIGUEL 4,9 6,5 4,4 4,4 4,2

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

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

C 7,1 9,0 6,0 6,0 5,8

TERCEIRA 11,4 10,0 8,4 11,2 11,4

A 6,8 4,5 4,2 7,1 8,0

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

C 14,9 13,2 10,9 13,9 13,8

GRACIOSA 9,8 7,2 7,0 14,0 7,4

C 9,8 7,2 7,0 14,0 7,4

SAO JORGE 16,3 13,6 13,7 17,5 19,7

C 16,3 13,6 13,7 17,5 19,7

PICO 21,4 18,4 9,2 5,2 5,9

C 21,4 18,4 9,2 5,2 5,9

FAIAL 9,9 11,8 12,9 10,1 8,3

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

C 12,8 13,5 15,9 13,9 11,0

FLORES 9,9 10,8 4,5 4,6 3,3

C 9,9 10,8 4,5 4,6 3,3

CORVO 5,0 9,5 9,8 3,7 5,0

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


// 47


Miguel, bem como nas zonas do tipo C das ilhas

de São Miguel, Terceira, Graciosa, Faial e Flores.

Nas restantes ilhas e zonas de qualidade

de serviço o indicador cresceu, face a 2017. As

zonas do tipo A de São Miguel e do tipo C das

ilhas Santa Maria e Corvo, são as que apresentam

maior aumento percentual da frequência média

de interrupções.

SAIFI

Prod. Vinculada

Prod. não

VinculadaTransp.

Dist. MT

Inst. Cliente

S. MARIA 2,6 3,3 0,1

C 2,6 3,3 0,1

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

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

B 0,7 0,6 0,9 0,1

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

TERCEIRA 2,8 5,6 1,0 1,9 0,1

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

B 2,1 4,0 1,2 0,2

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

GRACIOSA 1,0 6,4 0,0

C 1,0 6,4 0,0

S. JORGE 3,5 16,1 0,2

C 3,5 16,1 0,2

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

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

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

A 0,5 1,9 0,1

C 6,4 1,8 2,8

FLORES 0,8 0,1 2,1 0,2

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

CORVO 5,0

C 5,0

2018

Produção Redes

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

Na tabela 3-20 verifica-se que as interrupções

com origem nas redes de distribuição em média

tensão são as que mais contribuem para o valor

da frequência média de interrupções de 2018, na

ilha de Santa Maria, nas zonas do tipo A e C de

São Miguel, nas ilhas Graciosa, São Jorge, zonas

do tipo A do Faial e na ilha das Flores. Nas zonas

do tipo B de São Miguel, ilhas Terceira, Pico, zonas

do tipo C do Faial e na ilha do Corvo, os centros

produtores assumem essa preponderância.

SAIFI

2018

11 12 14 21 23 24 26 91 92

S. MARIA 0,2 1,8 2,6 1,4

C 0,2 1,8 2,6 1,4

S. MIGUEL 0,1 0,3 0,0 0,1 1,6 2,1 0,0

A 0,1 0,3 0,3 0,3 0,1 0,1

B 0,1 0,3 1,4 0,5

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

TERCEIRA 0,1 0,2 0,0 6,9 4,0 0,0 0,1 0,0

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

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

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

GRACIOSA 0,0 0,1 7,2

C 0,0 0,1 7,2

S. JORGE 0,2 4,5 0,8 0,6 11,6 0,0 2,1

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

PICO 0,0 1,2 2,9 1,0 0,0 0,7

C 0,0 1,2 2,9 1,0 0,0 0,7

FAIAL 0,0 1,0 4,1 3,2

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

C 1,5 5,8 3,7

FLORES 0,3 0,8 0,5 1,3 0,0 0,3

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

CORVO 2,0 3,0

C 2,0 3,0

24 - Causas Próprias; 26 - Fato imputável cliente;






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

O valor do indicador, pelas causas de inter-

rupções que o compõem, pode ser consultado

na tabela 3-21. Exceto nas zonas do tipo A da

ilha de São Miguel, os incidentes por razões

de segurança e por causas próprias são os

Prod. nãoVinculada


// 48


fatores que mais contribuem para o valor deste

indicador. Nas zonas do tipo A de São Miguel

os incidentes fortuitos ou de força-maior são os

que mais contribuem para o valor do SAIFI. As

interrupções resultantes de eventos excecionais

têm expressão, no valor da ilha, sobretudo em

São Jorge, Pico e Flores.

O indicador SAIFI, para interrupções acidentais

longas, não excecionadas, bem como o respetivo

padrão de qualidade são apresentados na tabela

3-22.

SAIFI

2018

21 23 24

SANTA MARIA

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

SAO MIGUEL

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

B 1,4 0,5 1,9 8,0

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

TERCEIRA

A 4,8 2,8 7,7 4,0

B 0,0 5,0 2,0 7,0 8,0

C 8,3 5,0 13,3 12,0

GRACIOSA

C 7,2 7,2 12,0

SAO JORGE

C 0,8 0,6 11,6 13,0 12,0

PICO

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

FAIAL

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

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

FLORES

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

CORVO

C 2,0 3,0 5,0 12,0

21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões Segurança;

AcidentaisTotal Padrão


Verificou-se o incumprimento da frequência

média de interrupções nas zonas do tipo A e C da

ilha Terceira e na ilha de São Jorge.

Embora se assista aos incumprimentos

referidos, o indicador apresenta melhorias face

ao ano transato nas zonas do tipo B e C de

São Miguel, nas zonas do tipo C da Terceira, na

Graciosa, zonas do tipo C da ilha do Faial e na ilha

das Flores.

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

SAIDI

Na tabela 3-23 apresenta-se a evolução da

duração média de interrupções de pontos de

entrega da rede em média tensão, para todas

as interrupções (de longa duração; origem nas

redes e centros produtores e todas as causas).

SAIDI

2014 2015 2016 2017 2018

SANTA MARIA 3:50 1:43 4:28 1:47 3:58

C 3:50 1:43 4:28 1:47 3:58

SAO MIGUEL 2:57 3:02 1:36 1:46 1:18

A 1:13 1:31 1:31 0:58 0:42

B 1:48 2:48 1:17 1:55 1:11

C 3:57 3:38 1:44 2:00 1:33

TERCEIRA 9:06 4:27 4:22 6:36 4:24

A 9:19 2:44 3:32 4:25 2:55

B 4:56 3:47 5:08 6:40 4:11

C 9:52 5:26 4:37 7:41 5:09

GRACIOSA 4:47 5:46 7:23 6:02 1:50

C 4:47 5:46 7:23 6:02 1:50

SAO JORGE 10:16 8:59 6:44 7:45 11:39

C 10:16 8:59 6:44 7:45 11:39

PICO 13:56 9:15 8:04 4:30 5:25

C 13:56 9:15 8:04 4:30 5:25

FAIAL 4:51 9:27 5:59 3:21 1:43

A 2:29 7:49 3:47 0:24 1:02

C 6:05 10:18 7:08 4:41 2:02

FLORES 14:14 9:52 3:03 2:01 1:40

C 14:14 9:52 3:03 2:01 1:40

CORVO 1:14 2:43 6:10 1:58 0:51

C 1:14 2:43 6:10 1:58 0:51

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


// 49


Pela análise da tabela anterior verifica-se que

a duração média das interrupções em PdE da

rede de média tensão, para todas as origens e

naturezas de causas, apresenta reduções, face

a 2017, nas ilhas de São Miguel, Terceira, Graciosa,

zonas do tipo C do Faial, Flores e Corvo. Nas restan-

tes ilhas e zonas de qualidade de serviço verificam-

-se crescimentos, com destaque para as zonas do

tipo A da ilha do Faial e para a ilha de Santa Maria.

Pela análise da tabela 3-24, que apresenta

os valores deste indicador para interrupções

longas, verifica-se que as redes de distribuição

MT se constituem como as principais origens de

interrupções que contribuem para o valor final

deste indicador.

SAIDI

Prod. Vinculada

Prod. não

VinculadaTransp.

Dist. MT

Inst. Cliente

S. MARIA 0:17 3:34 0:07

C 0:17 3:34 0:07

S. MIGUEL 0:12 0:16 0:00 0:34 0:15

A 0:01 0:01 0:03 0:20 0:15

B 0:11 0:10 0:32 0:16

C 0:16 0:22 0:39 0:14

TERCEIRA 0:35 1:49 0:11 1:32 0:14

A 0:19 1:13 0:16 0:47 0:18

B 0:16 1:51 1:51 0:12

C 0:47 2:06 0:12 1:50 0:12

GRACIOSA 0:16 1:26 0:06

C 0:16 1:26 0:06

S. JORGE 3:23 8:00 0:15

C 3:23 8:00 0:15

PICO 1:17 0:02 0:59 3:01 0:04

C 1:17 0:02 0:59 3:01 0:04

FAIAL 0:54 0:12 0:36 0:00

A 0:04 0:55 0:02

C 1:16 0:17 0:28

FLORES 0:04 0:00 1:12 0:23

C 0:04 0:00 1:12 0:23

CORVO 0:51

C 0:51

2018

Produção Redes

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

Na ilha da Terceira, zonas do tipo C do Faial

e na ilha do Corvo, os centros produtores têm

influência preponderante para o valor do

indicador.

Na tabela 3-25 apresentam-se os valores

do indicador SAIDI, para interrupções longas,

discriminado por causas, com origem nas redes e

centros produtores. Através desta tabela conclui-

-se que as interrupções previstas por razões de

serviço têm um maior peso no valor do indicador

nas ilhas de Santa Maria, São Jorge, Pico e Flores.

SAIDI

2018

11 12 14 21 23 24 26 91 92

S. MARIA 0:13 3:00 0:17 0:28

C 0:13 3:00 0:17 0:28

S. MIGUEL 0:16 0:13 0:00 0:00 0:28 0:19 0:00

A 0:16 0:14 0:03 0:02 0:01 0:03

B 0:20 0:21 0:22 0:07

C 0:15 0:09 0:00 0:39 0:29

TERCEIRA 0:17 0:23 0:00 2:08 1:31 0:00 0:02 0:01

A 0:26 0:16 1:22 0:49 0:00

B 0:21 0:48 0:00 1:59 0:59 0:02 0:00

C 0:12 0:21 2:31 1:56 0:04 0:02

GRACIOSA 0:08 0:16 1:26

C 0:08 0:16 1:26

S. JORGE 0:11 5:20 0:04 0:03 4:51 0:04 1:02

C 0:11 5:20 0:04 0:03 4:51 0:04 1:02

PICO 0:02 2:38 1:20 0:35 0:01 0:46

C 0:02 2:38 1:20 0:35 0:01 0:46

FAIAL 0:00 0:16 0:41 0:45

A 0:02 0:05 0:01 0:53

C 0:21 0:59 0:42

FLORES 0:18 0:48 0:02 0:17 0:11 0:01

C 0:18 0:48 0:02 0:17 0:11 0:01

CORVO 0:16 0:34

C 0:16 0:34

segurança; 24 - Causas Próprias; 26 - Fato imputável cliente;



11 - Previstas Acordo Cliente; 12 - Previstas Razões Serviço; 14 - Fato


imputável ao cliente; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões

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

Prod. nãoVinculada


// 50


As interrupções devidas a causas próprias

assumem papel preponderante na duração

média de interrupções na ilha Graciosa, zonas do

tipo A do Faial e na ilha do Corvo. Nas zonas do

tipo B e C da ilha de São Miguel, na ilha Terceira e

zonas do tipo C do Faial, as razões de segurança

predominam no indicador SAIDI.

As interrupções previstas por acordo com

o cliente são as que mais contribuem para o

indicador nas zonas A da ilha de São Miguel.

Os valores do indicador SAIDI, para inter-

rupções longas, não excecionadas, é apresentada

na tabela 3-26.

SAIDI

2018

21 23 24

SANTA MARIA

C 0:17 0:28 0:45 12:00

SAO MIGUEL

A 0:03 0:02 0:01 0:07 3:00

B 0:22 0:07 0:29 5:00

C 0:39 0:29 1:08 12:00

TERCEIRA

A 1:22 0:49 2:12 3:00

B 0:00 1:59 0:59 2:58 5:00

C 2:31 1:56 4:28 12:00

GRACIOSA

C 1:26 1:26 12:00

SAO JORGE

C 0:04 0:03 4:51 5:00 12:00

PICO

C 1:20 0:35 1:55 12:00

FAIAL

A 0:01 0:53 0:54 3:00

C 0:59 0:42 1:41 12:00

FLORES

C 0:02 0:17 0:19 12:00

CORVO

C 0:16 0:34 0:51 12:00

21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões Segurança;

Total PadrãoAcidentais


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

Todas as ilhas respeitaram os padrões esta-

belecidos para este indicador.

END

O indicador estimativa de energia não

distribuída segue, invariavelmente, o compor-

tamento do TIEPI, consequência do seu método/

fórmula de cálculo.

A tabela 3-27 apresenta a END por ilha para

interrupções longas, podendo encontrar-se

maior desagregação no anexo III.

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

3.1.3. Continuidade BT

A secção que se segue pretende apresentar os

valores chave, e análise breve, das interrupções e

indicadores de continuidade de serviço em baixa

tensão e sua evolução face a 2017.

Uma informação mais detalhada sobre

os indicadores aqui apresentados pode ser

consultada no anexo III.

Interrupções

Em 2018, na RAA, registaram-se cerca de 1,7

milhões de interrupções em pontos de entrega

da rede de baixa tensão, menos 2,4% face ao

END (MWh)

2014 2015 2016 2017 2018

SANTA MARIA 6,3 2,9 9,0 3,8 7,5

SAO MIGUEL 98,6 115,5 69,2 87,6 61,1

TERCEIRA 189,8 93,7 88,3 129,2 84,3

GRACIOSA 5,2 6,0 10,5 8,3 2,3

SAO JORGE 32,9 22,4 18,4 23,8 36,8

PICO 69,6 43,5 33,8 16,8 24,0

FAIAL 19,6 45,4 27,3 11,8 7,0

FLORES 14,1 9,7 3,5 2,9 2,4

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


// 51


valor registado em 2017. Destas interrupções

cerca de 50,9% correspondem a interrupções de

curta duração.

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

Relativamente ao ano anterior, em 2018,

registaram-se decréscimos tanto no número

de interrupções de curta duração (-2,5%), como

no número de interrupções de longa duração

(-2,3%).

Nas ilhas de São Miguel, Graciosa, São Jorge,

Faial e Corvo verificou-se uma redução do

número de interrupções comparativamente

com o número registado em 2017, com variações

entre -5,5% e -24,6%. O maior incremento relativo

deu-se na ilha das Flores (15,2%), verificando-se

aumentos entre 5,0% e 9,1% nas restantes ilhas.

A tabela 3-29 apresenta as interrupções, em

cada ilha, em PdE da rede de baixa tensão, com

desagregação quanto à duração (curtas: ≤ 3

minutos; longas: > 3 minutos). Nas ilhas de São Miguel e Faial, verifica-se um

decréscimo tanto em interrupções longas, como

no número de interrupções curtas. Em sentido

inverso, nas ilhas da Terceira e do Pico, ambas

tipologias apresentam incrementos, quando

comparados com 2017.

Nas ilhas de Santa Maria e São Jorge regista-se

um decréscimo no número de interrupções

curtas, e o contrário nas interrupções de longa

duração, enquanto nas ilhas Graciosa e Flores

verifica-se o oposto.

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

N.º Interrupções

2014 2015 2016 2017 2018

Curtas 998 1 021 839 896 874

Longas 1 057 1 040 791 863 843

Total 2 055 2 060 1 631 1 759 1 717

N.º Interrupções

2014 2015 2016 2017 2018

SANTA MARIA

Curtas 15,5 8,7 13,1 11,8 8,5

Longas 42,1 11,1 18,6 12,9 18,2

SÃO MIGUEL

Curtas 541,2 483,7 385,6 471,5 434,1

Longas 263,9 358,9 242,3 255,6 253,3

TERCEIRA

Curtas 323,5 435,8 365,1 330,4 357,5

Longas 324,4 274,0 224,5 304,2 308,8

GRACIOSA

Curtas 27,3 22,2 11,0 9,7 16,3

Longas 29,3 22,1 22,7 45,3 25,3

SÃO JORGE

Curtas 21,2 17,8 20,3 42,6 25,7

Longas 89,0 75,3 77,5 101,6 104,1

PICO

Curtas 35,8 31,2 19,8 9,0 9,0

Longas 210,1 179,3 92,6 54,9 60,6

FAIAL

Curtas 21,3 13,8 13,3 14,3 11,7

Longas 74,0 89,1 99,9 76,8 63,4

FLORES

Curtas 12,1 7,3 10,9 6,5 11,2

Longas 22,7 26,9 10,6 10,4 8,3

CORVO

Curtas 0,3

Longas 1,3 2,9 2,8 1,5 1,4


// 52


Na ilha do Corvo, não se registou qualquer

interrupção de curta duração, tal como em 2017,

e o número de interrupções de longa duração

decresceu.

A redução mais acentuada de interrupções

longas, em termos relativos, ocorreu na ilha do

Pico (-44,3%).

As interrupções longas registadas em

2018 são apresentadas na tabela 3-30, com a

desagregação pela causa que lhes dão origem.

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

um milhar)

Em 2018, as causas próprias são o fator

preponderante nas interrupções registadas

em cinco das nove ilhas da RAA (São Miguel,

Graciosa, São Jorge, Flores e Corvo). Nas ilhas de

Santa Maria, Terceira, Pico e Faial, as razões de

segurança são a causa mais expressiva.

As interrupções previstas por razões de serviço

contribuem de forma expressiva para o número

de interrupções em baixa tensão nas ilhas Flores

(28,3%), Santa Maria (24,4%), São Jorge (23,3%) e

Pico (22,0%).

Nas ilhas do Pico, São Jorge e Flores, os eventos

excecionais têm um peso bastante considerável,

11,1%, 10,2% e 8,7%, respetivamente.

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

hh:mm)

A tabela 3-32 apresenta os indicadores

de continuidade BT da RAA resultantes de

interrupções longas, por origem.

12 21 23 24 91 92

SANTA MARIA 4 9 5

SÃO MIGUEL 20 4 99 129 1

TERCEIRA 5 187 113 3

GRACIOSA 25

SÃO JORGE 24 4 3 62 11

PICO 13 29 11 7

FAIAL 9 31 24

FLORES 2 1 4 1

CORVO 1 111 - Previstas Acordo Cliente; 12 - Previstas Razões Serviço;

21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões

segurança; 24 - Causas Próprias;

excecional; 92 - Eventos excecionais intervenção terceiros

91 - Eventos excecionais Fortuitas força-maior/Vento Intensidade

Previstas Imprevistas

N.º Interrupções

Indicadores de continuidade BT

Esta secção analisará sucintamente os indi-

cadores de continuidade de baixa tensão, para as

interrupções longas verificadas em 2018.

RAA

Quando comparado com o ano anterior, em

2018 verifica-se um decréscimo da duração

média de interrupções na globalidade das

zonas de qualidade de serviço, com variações

relativas entre os -13,2% (zonas do tipo C) e os

-41,0% (zonas do tipo B). A frequência média de

interrupções apresenta valores superiores em

zonas do tipo A (26,1%), enquanto nas zonas do

tipo B e C verificam-se decréscimos, -14,0% e

-3,3%, respetivamente. Estas variações incluem

interrupções previstas e acidentais.

2014 2015 2016 2017 2018

SAIFI EDA

A 3,0 3,2 3,3 2,9 3,7

B 3,0 5,3 3,4 5,0 4,3

C 13,2 12,6 9,6 10,4 10,1

SAIDI EDA

A 3:45 2:15 2:11 1:26 1:06

B 2:05 2:37 1:38 2:55 1:43

C 7:25 5:44 4:18 4:22 3:47


// 53


2018

Prod. Vinculada

Prod. não

VinculadaTransp.

Dist. MT

Dist. BT

Inst. Cliente

SAIFI EDA

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

B 1,3 1,8 0,0 1,1 0,0 0,0

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

SAIDI EDA

A 0:07 0:25 0:07 0:20 0:05 0:00

B 0:12 0:47 0:00 0:35 0:07 0:00

C 0:54 0:44 0:11 1:47 0:10 0:00

8 7,5 7,5 5,5 5,5 5,5 5,5 45,00

Produção Redes

2018

11 12 14 21 23 24 26 30 91 92

SAIFI EDA

A 0,0 0,3 0,2 1,9 1,3 0,0 0,0 0,0

B 0,0 0,5 0,0 2,8 1,0 0,0 0,0

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

SAIDI EDA

A 0:00 0:08 0:02 0:28 0:26 0:00 0:00 0:01

B 0:00 0:22 0:00 0:57 0:22 0:00 0:00

C 0:00 0:57 0:00 0:00 1:13 1:23 0:00 0:00 0:12 0:00

do cliente (a faturar); 91 - Eventos excecionais Fortuitas força-maior/Vento



AcidentaisPrevistas


24 - Causas Próprias; 26 - Fato imputável cliente; 30 - Deficiência na instalação

O valor do indicador SAIDI, em zonas do tipo

A e B, é maioritariamente devido a interrupções

com origem em centros produtores. Nas zonas do

tipo C, as redes de distribuição MT representam

a origem predominante. A frequência média de

interrupções é maioritariamente composta por

interrupções com origem em centros produtores,

em todas as zonas de qualidade.

De facto, os centros produtores têm uma

expressão apreciável no valor destes indicadores,

cujo peso varia entre 43,3% a 58,3% no caso do

SAIDI e entre 48,7% a 71,9% no caso do SAIFI.

Tabela 3-32 - Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas, por origem (SAIFI – n.º;

SAIDI – hh:mm)

Na tabela 3-33 apresentam-se os valores dos

indicadores desagregados pelas causas que lhes

dão origem, onde se verifica que, em zonas de

qualidade de serviço do tipo A e B, as razões de

segurança são predominantes. Nas zonas de

qualidade do tipo C, tanto para o indicador SAIFI

como para o SAIDI, as causas próprias são o fator

mais relevante.

Tabela 3-33 - Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas, por causa (SAIFI – n.º;

SAIDI – hh:mm)

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

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

Na tabela 3-34 podem-se consultar os indi-

cadores SAIFI e SAIDI das redes em BT da RAA,

para interrupções longas não excecionadas. Por

comparação com o padrão estabelecido para

cada zona de qualidade de serviço demonstra-se o

cumprimento do SAIFI e SAIDI em todas as zonas.

2018

21 23 24

SAIFI EDA

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

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

C 0,1 4,0 4,7 8,8 10,0

SAIDI EDA

A 0:02 0:28 0:26 0:57 4:00

B 0:00 0:57 0:22 1:21 6:00

C 0:00 1:13 1:23 2:37 10:00

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

PadrãoTotalAcidentais

24 - Causas Próprias;


// 54


SAIFI

2014 2015 2016 2017 2018

SANTA MARIA

C 12,9 3,4 5,9 4,0 5,6

SÃO MIGUEL

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

B 1,8 3,9 2,1 3,8 2,9

C 7,2 9,3 6,4 6,6 6,6

TERCEIRA

A 5,9 3,8 4,1 7,2 8,8

B 7,3 9,8 8,1 9,2 9,4

C 18,9 15,8 12,7 16,9 16,6

GRACIOSA

C 10,0 7,7 8,0 16,0 8,9

SÃO JORGE

C 18,5 15,7 16,6 21,4 22,1

PICO

C 26,3 22,6 11,8 6,9 7,7

FAIAL

A 6,0 10,0 9,7 3,9 3,2

C 14,8 15,6 19,2 17,3 14,6

FLORES

C 10,9 12,7 5,1 5,0 4,0

CORVO

C 5,6 13,0 12,7 6,5 6,2

3.1.4. Indicadores BT - ilhas

SAIFI

A tabela 3-35 apresenta a evolução da fre-

quência média de interrupções de longa duração,

por ilha, para pontos de entrega em baixa tensão,

independentemente das causas ou origens.

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

Pela análise da tabela 3-36 constata-se que,

na generalidade dos casos, as interrupções dos

pontos de entrega da rede em baixa tensão

têm origem maioritariamente nos centros

produtores e nas redes de distribuição MT. Desta

forma, o comportamento dos indicadores gerais

de continuidade de serviço da rede de baixa

tensão segue, invariavelmente, o dos indicadores

homónimos da rede MT.

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

Em 2018, de forma global, verifica-se uma

redução deste indicador nas zonas B e C da ilha

de São Miguel, nas zonas C da Terceira, na ilha

Graciosa, nas zonas A e C da ilha do Faial, e nas

ilhas Flores e Corvo. Nas restantes ilhas e zonas

de qualidade de serviço registou-se um aumento

do indicador SAIFI, mais significativo nas zonas A

de São Miguel (210,2%) e na ilha de Santa Maria

(41,8%).

SAIFI 2018

Prod. Vinculada

Prod. não

VinculadaTransp.

Dist. MT

Dist. BT

Inst. Cliente

SANTA MARIA

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

SÃO MIGUEL

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

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

C 0,7 1,8 0,0 4,1 0,1 0,0

TERCEIRA

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

B 2,6 5,1 0,0 1,6 0,1

C 4,0 7,8 1,7 2,9 0,1 0,0

GRACIOSA

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

SÃO JORGE

C 4,2 17,8 0,1 0,0

PICO

C 3,5 0,3 0,9 2,9 0,2 0,0

FAIAL

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

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

FLORES

C 0,9 0,2 2,6 0,2

CORVO

C 6,2 0,0

Produção Redes

Prod. nãoVinculada


// 55


SAIFI

2018

11 12 14 21 23 24 26 30 91 92

SANTA MARIA

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

SÃO MIGUEL

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

B 0,0 0,5 0,0 1,8 0,6

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

TERCEIRA

A 0,3 5,3 3,2 0,0 0,0

B 0,6 0,0 6,4 2,3 0,0 0,0

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

GRACIOSA

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

SÃO JORGE

C 0,0 5,2 0,9 0,6 13,1 2,2

PICO

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

FAIAL

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

C 0,0 2,0 7,5 5,0 0,0

FLORES

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

CORVO

C 2,5 3,7




AcidentaisPrevistas



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

O SAIFI BT, para interrupções longas, tem

uma forte concentração em interrupções com

origem em centros produtores e nas redes em

média tensão.

Na ilha de Santa Maria, nas zonas de qualidade

do tipo B da ilha de São Miguel, nas ilhas Terceira,

Pico, Faial e Corvo, a origem das interrupções

são maioritariamente nos centros produtores.

Nas restantes ilhas, a maioria da frequência

média de interrupções tem origem nas redes de

distribuição MT.

SAIFI

2018

21 23 24

SANTA MARIA

C 2,8 1,5 4,3 13,0

SÃO MIGUEL

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

B 0,0 1,8 0,6 2,4 9,0

C 0,0 2,4 3,7 6,2 13,0

TERCEIRA

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

B 0,0 6,4 2,3 8,7 9,0

C 9,9 6,3 16,2 13,0

GRACIOSA

C 8,8 8,8 13,0

SÃO JORGE

C 0,9 0,6 13,1 14,7 13,0

PICO

C 0,0 3,7 1,4 5,2 13,0

FAIAL

A 1,1 1,6 2,7 4,0

C 7,5 5,0 12,5 13,0

FLORES

C 0,0 0,6 1,9 2,5 13,0

CORVO

C 2,5 3,7 6,2 13,0


PadrãoTotalAcidentais


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

Para as interrupções longas não excecionadas,

apresenta-se o valor do indicador SAIFI para cada

uma das ilhas da RAA na tabela 3-38.

Na generalidade das ilhas e zonas de

qualidade de serviço o padrão estabelecido foi

cumprido. Registaram-se 3 exceções: zonas do

tipo A e C na ilha Terceira e na ilha de São Jorge

(zona do tipo C).

SAIDI

A tabela 3-39 apresenta a evolução do indi-

cador SAIDI, para interrupções longas dos PdE

da rede BT.

Quando comparados com os valores regis-

tados em 2017, os valores da duração média


// 56


de interrupções, para PdE da rede BT, exibem

variações muito distintas entre as várias ilhas da

Região.

As variações positivas mais significativas

ocorreram nas zonas do tipo A da ilha de São

Miguel (117,2%) e nas ilhas de Santa Maria (38,0%)

e São Jorge (37,6%). As ilhas e zonas de qualidade

de serviço que apresentam melhorias mais

significativas deste indicador, em valor relativo,

são as ilhas Graciosa (-76,1%) e Corvo (-69,7%),

zonas do tipo C da ilha do Faial (-53,0%) e as zonas

B das ilhas São Miguel (-48,3%) e Terceira (-37,0%).

SAIDI

2014 2015 2016 2017 2018

SANTA MARIA

C 4:05 1:45 2:40 1:40 2:18

SÃO MIGUEL

A 0:20 0:28 0:24 0:05 0:12

B 0:59 2:08 0:37 1:16 0:39

C 3:16 2:58 1:17 1:36 1:23

TERCEIRA

A 10:19 2:24 4:07 4:10 2:56

B 5:48 4:17 5:07 8:35 5:24

C 11:41 6:39 5:05 8:05 5:45

GRACIOSA

C 3:43 3:24 8:08 7:08 1:42

SÃO JORGE

C 10:29 10:29 7:45 9:20 12:52

PICO

C 16:20 11:27 10:47 6:18 7:15

FAIAL

A 2:48 8:43 4:47 0:50 0:43

C 7:14 11:54 8:36 5:55 2:47

FLORES

C 14:23 9:02 2:27 1:50 2:06

CORVO

C 1:38 5:03 10:42 4:15 1:17

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

As interrupções com origem nas redes de

distribuição em média tensão foram as que mais

contribuíram para o valor do indicador SAIDI

de 2018 na ilha de Santa Maria, zonas A de São

Miguel, nas ilhas Graciosa, São Jorge, Pico, zonas

A do Faial e ilha das Flores. Nas restantes ilhas

e zonas foram os centros produtores que mais

pesaram na duração do indicador, com destaque

para a ilha do Corvo (93,9%), zonas C do Faial

(73,7%), zonas B de São Miguel (73,0%) e zonas C

da Terceira (62,8%).

SAIDI 2018

Prod. Vinculada

Prod. não

VinculadaTransp.

Dist. MT

Dist. BT

Inst. Cliente

SANTA MARIA

C 0:17 1:55 0:05 0:00

SÃO MIGUEL

A 0:00 0:01 0:04 0:04 0:01 0:00

B 0:10 0:18 0:00 0:08 0:01 0:00

C 0:16 0:25 0:00 0:34 0:05 0:00

TERCEIRA

A 0:13 1:21 0:18 0:48 0:14

B 0:21 2:27 0:00 2:10 0:25

C 0:58 2:38 0:16 1:41 0:11 0:00

GRACIOSA

C 0:20 1:19 0:02 0:00

SÃO JORGE

C 4:11 8:30 0:09 0:00

PICO

C 1:41 0:03 1:16 3:54 0:18 0:00

FAIAL

A 0:16 0:01 0:21 0:04 0:00

C 1:39 0:23 0:36 0:07 0:00

FLORES

C 0:04 0:01 1:06 0:54

CORVO

C 1:12 0:04

RedesProdução

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

Prod. nãoVinculada


// 57


Em 2018, as principais causas de interrup-

ção, que contribuem para o valor total da

duração média de interrupções do sistema

nas ilhas de Santa Maria, São Jorge e Pico são

intervenções previstas por razões de serviço. Com

preponderância também no valor deste indicador

estão as causas próprias, que predominam na

ilha Graciosa, zonas A do Faial e nas ilhas Flores

e Corvo. Nas zonas B e C da ilha de São Miguel,

ilha da Terceira e zonas C do Faial, as razões de

segurança são as que mais contribuem para o

valor deste indicador.

SAIDI

2018

11 12 14 21 23 24 26 30 91 92

SANTA MARIA

C 1:35 0:17 0:24 0:00

SÃO MIGUEL

A 0:01 0:04 0:02 0:02 0:00 0:02

B 0:00 0:04 0:00 0:28 0:05

C 0:00 0:04 0:00 0:00 0:42 0:36 0:00

TERCEIRA

A 0:20 1:24 1:10 0:00 0:00

B 1:22 0:01 2:38 1:20 0:00 0:00

C 0:11 3:09 2:18 0:05 0:00

GRACIOSA

C 0:01 1:40 0:00 0:00

SÃO JORGE

C 0:00 5:49 0:05 0:04 5:42 1:10

PICO

C 0:00 3:31 0:00 1:45 0:55 1:02

FAIAL

A 0:00 0:07 0:10 0:25 0:00

C 0:00 0:25 1:16 1:04 0:00

FLORES

C 0:39 0:00 0:02 1:22 0:01

CORVO

C 0:24 0:52

AcidentaisPrevistas






Tabela 3-41 - SAIFI BT - interrupções longas, por origem (hh:mm)

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

incidentes fortuitos ou de força-maior assumem

papel preponderante no valor do indicador.

O indicador SAIDI, para interrupções longas

não excecionadas pode ser consultado na tabela

3-42.

SAIDI

2018

21 23 24

SANTA MARIA

C 0:17 0:24 0:42 12:00

SÃO MIGUEL

A 0:04 0:02 0:02 0:09 4:00

B 0:00 0:28 0:05 0:35 6:00

C 0:00 0:42 0:36 1:19 12:00

TERCEIRA

A 1:24 1:10 2:35 4:00

B 0:01 2:38 1:20 4:00 6:00

C 3:09 2:18 5:28 12:00

GRACIOSA

C 1:40 1:40 12:00

SÃO JORGE

C 0:05 0:04 5:42 5:52 12:00

PICO

C 0:00 1:45 0:55 2:41 12:00

FAIAL

A 0:10 0:25 0:35 4:00

C 1:16 1:04 2:20 12:00

FLORES

C 0:00 0:02 1:22 1:25 12:00

CORVO

C 0:24 0:52 1:17 12:00

Total PadrãoAcidentais



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

Pela análise da tabela 3-42 verifica-se que,

ao nível da duração média de interrupções, os

padrões definidos no RQS para cada zona de

qualidade de serviço foram cumpridos em todas

as zonas e ilhas.


// 58


3.2. Indicadores individuais

Os indicadores de caracter geral aferem a

qualidade de serviço prestado à totalidade dos

clientes, na Região, nas diversas ilhas e concelhos

e nas respetivas zonas de qualidade de serviço.

Por outro lado, os indicadores 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

compensações estipuladas no artigo 91º do RQS.

Com base no número e duração acumulada

das interrupções em cada PdE da rede de

distribuição (BT e MT), verificou-se, por con-

fronto com os padrões estabelecidos no

RQS, a existência de algumas situações de

incumprimento. Seguindo criteriosamente o

estabelecido neste regulamento, excluindo as

interrupções que este prevê, identificaram-se os

clientes cujos padrões individuais de qualidade

de serviço não tinham sido cumpridos, em

número ou em duração. Nas tabelas seguintes

constam os padrões estipulados no RQS.

Zona MT BT

A 8 10

B 15 20

C 30 40

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

Zona MT BT

A 4 6

B 8 10

C 16 22

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

No ano de 2018, verificaram-se 249 situações

de incumprimento dos padrões individuais de

qualidade de serviço. Este número representa

cerca de 0,2% do número de clientes da EDA. Das

9 ilhas que compõem o arquipélago dos Açores,

5 tiveram situações de incumprimento dos

padrões individuais. Como podemos comprovar

pela tabela “Número total de compensações”

a grande maioria dos incumprimentos são de

baixa tensão, cerca de 91,6%, e verificaram-se

nas ilhas da Terceira, Flores, Faial, São Miguel e

São Jorge com 65,1%, 23,7%, 8,8%, 2,0% e 0,4%,

respetivamente.


// 59


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

A 25

TERCEIRA

A 32 744 1 207 127

B 4

C 5

SÃO JORGE

C

FAIAL

A 156 8

FLORES

C 1 204 85

Total EDA 192 8 744 2 440 212

ZonaNúmero Duração

MT

25

2 110

4

5

2 2

434 598

1 289

435 4 031

DuraçãoTotal

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

O total das situações de incumprimento dos

indicadores individuais de qualidade de serviço

totalizou uma quantia de 4 031€. Apesar da

média tensão ter apenas 8,4% do número de

situações de incumprimento, representa, cerca

de, 29,3% do valor das compensações.

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

A 5

TERCEIRA

A 11 18 128 3

B 1

C 1

SÃO JORGE

C

FAIAL

A 19 1

FLORES

C 58 1

Total EDA 31 1 18 192 4

ZonaNúmero Duração

MT

5

160

1

1

1 1

2 22

59

3 249

DuraçãoTotal

Tabela 3-45 - Número total de compensações

Total EDA 31 1 18 192 4 3 249


// 60


Número Duração Total NúmeroSÃO MIGUEL

A 1 1

TERCEIRA

A 2 2

Total EDA 3 3

ZonaNúmero de compensações Montante (€)

Duração Total

0,34 0,34

0,51 0,51

0,85 0,85

Montante (€)

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

De acordo com a tabela 3-47, de forma a

melhorar a qualidade de serviço, verifica-se que

0,85€ do total de 4 031€ reverteram para o Fundo

de Reforço dos Investimentos das respetivas

zonas. Das 249 situações de clientes com direito

a indemnização, 241 deram, efetivamente,

origem a compensação a clientes enquanto

três reverteram para o Fundo de Reforço dos

Investimentos das respetivas zonas.

De acordo com a tabela 3-48, na Região

Autónoma dos Açores, em 2018, registaram-se 31

situações onde ocorreram incumprimentos de

duração e número em simultâneo.

Número Duração Número Duração Número

TERCEIRA

A 25 1 4

FAIAL

A 1

Total EDA 1 25 1 4

ZonaBT <= 20,7 MTBT > 20,7

Duração

30

1

31

TotalMT

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


// 61

4Qualidade da Onda de Tensão

// Plano de Monitorização

// Plano de Monitorização — Redes de Transporte e Distribuição

em AT e MT

// Plano de Monitorização — Rede de Distribuição em BT

// Qualidade Onda de Tensão


// 62


Introdução

A qualidade da energia entregue aos consu-

midores está diretamente relacionada com a

qualidade da onda de tensão da rede. Embora

exista uma série de índices para qualificar a

onda de tensão, serão os equipamentos dos

consumidores a 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.

De acordo com o estipulado no Regulamento

de Qualidade de Serviço (RQS), compete à

concessionária de transporte e distribuição

garantir que a energia elétrica fornecida cumpre

o especificado nas normas e/ou regulamentos,

sendo que, os parâmetros da qualidade da

onda de tensão devem ser monitorizados numa

amostra da rede segundo um plano a submeter

a aprovação à Direção Regional do Comércio,

Indústria e Energia, competindo à entidade

reguladora (ERSE) a fiscalização do cumprimento

deste plano.

4.1. Plano de Monitorização

O plano de monitorização da Qualidade de

Energia Elétrica para o ano de 2018 resulta do

plano de monitorização desenvolvido pela EDA

para os anos 2018-2019, de acordo com o RQS da

RAA em vigor.

A EDA propôs-se a efetuar a monitorização

da qualidade da onda de tensão em 2018 nos

pontos da sua rede de transporte e distribuição

apresentados na tabela 4-1 e na tabela 4-2, em

52 instalações (28 SE/PS e 24 PTDs) durante 52

semanas. Foram utilizados 59 equipamentos

para monitorizados 77 pontos das redes elétricas

dos Açores, dos quais 53 foram na AT/MT e os

restantes 24 na BT.

As medições efetuadas, cujos principais

resultados são resumidos a seguir, mostram que

nas instalações da EDA são, genericamente, ob-

servados os valores de referência adotados para

os parâmetros da qualidade da onda de tensão

pelo RQS e pela EN 50160.


// 63


4.1.1. Plano de Monitorização — Redes de Transporte e Distribuição em AT e MT

Ilha Concelho Instalação Barramento (KV)

S. Maria Vila do Porto SE Aeroporto 10 (B1+B2)

S. Miguel Ribeira Grande CT Caldeirão 60

S. Miguel Ribeira Grande SE Caldeirão 30 (B1+B2)

S. Miguel Ponta Delgada SE Milhafres 30 (B1+B2)

S. Miguel Ponta Delgada SE Ponta Delgada 10 (B1+B2)

S. Miguel Ponta Delgada SE S. Roque 10 (B1 + B2)

S. Miguel Ponta Delgada SE Aeroporto 10 (B1 + B2)

30

10 (B1 + B2)

60

30

10 (B1 + B2)

S. Miguel Nordeste SE PE Graminhais 60

30

10

30

15

Terceira Angra do Heroísmo SE Vinha Brava 15 (B1 + B2)

Terceira Angra do Heroísmo SE Angra do Heroísmo 15 (B1 + B2)

15 (TP3 + TP4)

6.9 (B1 + B2)

Terceira Praia da Vitória SE Quatro Ribeiras 15 (B1 + B2)

Terceira Praia da Vitória PS Serra Cume 30 (B1 + B2)

Terceira Praia da Vitória SE Lajes

S. Miguel Vila Franca do Campo SE Vila Franca

Terceira Praia da Vitória CT Belo Jardim

S. Miguel Lagoa SE Lagoa

S. Miguel Ribeira Grande SE Foros

Ano

2018

2018

2018

2018

2018

2018

2018

2018

2018

2018

2018

2018

2018

2018

2018

2018

2018


// 64


Graciosa Santa Cruz da Graciosa SE CT Quitadouro 15 (B1+B2)

S. Jorge Velas SE CT Caminho Novo 15

30

15

Pico Madalena SE Madalena 15

Pico Lajes do Pico SE Lajes 15

Faial Horta SE CT Sta. Bárbara 15

Faial Horta PS PE Salão 15 (B1 + B2)

Flores Lajes das Flores SE CT Lajes 15

Flores Santa Cruz das Flores SE CH Além Fazenda 15 (B1 + B2)

Flores Santa Cruz das Flores PS Santa Cruz 15 (B1 + B2)

Corvo Corvo SE CT Corvo 15

Pico São Roque do Pico SE CT S. Roque

2018

2018

2018

2018

2018

2018

2018

2018

2018

2018

2018

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


// 65


4.1.2. Plano de Monitorização — Redes de Distribuição em BT

Zona Geográfica/

Concelho

C/ 1PT0004 R – 88,6%

Vila do Porto PT Covas I+S – 11,4%

A/ 2PT0050 R – 85,0%

Ponta DelgadaPT Rua da

Mãe de DeusI+S – 15,0%

C/ 2PT0099 R – 83,3%

Ponta Delgada PT Aflitos Farropo I+S – 16,7%

C/ 2PT0129 R – 85,1%

Ribeira Grande PT Maia I+S – 14,9%

C/ 2PT0383 R – 88,6%

Ribeira Grande PT Cabeceiros I+S – 11,4%

C/ 2PT0234 R – 91,0%

Lagoa PT Urb. Vila Mar I+S – 9,0%

C/ 2PT0371 R – 60,7%

V. F. CampoPT Aquaparque

– Vila Franca I+S – 39,3%

C/ 2PT0378 R – 71,4%

PovoaçãoPT P. Campismo

FurnasI+S – 28,6%

C/ 2PT0264 R – 92,6%

Nordeste PT Achadinha I+S – 7,4%

A/ 3PT0278 R – 87,7%

Angra do Heroísmo PT Farrouco I+s – 12,3%

A/ 3PT0011 R – 63,5%

Angra do Heroísmo PT Pedreira I+S – 36,5%

C/ 3PT0273 R – 93,0%

Praia da Vitória PT Porto Martins I+S – 7,0%

C/ 3PT0079 R – 94,7%

Praia da Vitória PT Boa Ventura I+S – 5,3%

S. Maria 160

Ilha Instalação Tipo de Carga (*)Potência

Instalada (KVA)

S. Miguel 630

S. Miguel 200

S. Miguel 630

S. Miguel 160

S. Miguel 315

S. Miguel 1000

S. Miguel 200

S. Miguel 250

Terceira 630

Terceira 630

Terceira 400

Terceira 200

2018

Ano

2018

2018

2018

2018

2018

2018

2018

2018

2018

2018

2018

2018


// 66


C/ 4PT0051 R – 64,2%

Santa Cruz da Graciosa

PT Praça I+S – 35,8%

C/ 5PT0070 R – 0%

Velas PT Porto das Velas I+S – 100%

C/ 5PT0077 R – 89,1%

CalhetaPT Alameda

Francisco I+S – 10,9%

C/ 6PT0006 R – 41,0%

São Roque PT Bacelinhos I+S – 59,0%

C/ 6PT0094 R – 33,3%

Lajes PT Santa Catarina I+S – 66,7%

C/ 6PT0040 R – 95,9%

Madalena PT Igreja I+S – 4,1%

A/ 7PT0037 R – 82,7%

Horta PT Conceição I+S – 17,3%

C/ 7PT0006 R – 90,8%

Horta PT Castelo Branco I+S – 9,2%

C/ 8PT0033 R – 73,1%

Santa Cruz das PT Rua da Cruz I+S – 22,9%

Flores – Santa Cruz

C/ 8PT0016 R – 93,3%

LajesPT Ponta da

Fajã GrandeI+S – 6,7%

C/ 9PT0001 R – 63,8%

CorvoVila Nova do

CorvoI+S – 36,2%

Graciosa 250

S. Jorge 250

S. Jorge 630

Pico 500

Pico 160

Pico 400

Faial 630

Faial 160

Corvo 800

Flores 250

Flores 20

2018

2018

2018

2018

2018

2018

2018

2018

2018

2018

2018

Tabela 4-2 - R- Percentagem clientes do sector residencial; I+S – Percentagem clientes do sector industrial e de serviços

4.1.3. Observações ao Plano de Monitorização

Os casos de incumprimento do plano

deveram-se a anomalias do sistema de

monitorização de qualidade de onda de tensão,

onde se incluem as avarias de equipamentos e

as falhas de comunicação com os equipamentos.

4.1.4. Taxa de realização do Plano de Monitorização

A taxa de realização global do plano de

monitorização para o ano de 2018 foi de 89,29%.

Desagregando por níveis de tensão, para a

média/alta tensão a taxa de realização foi de

90,09%, enquanto que essa taxa se ficou pelos

83,73% na baixa tensão.

8PT0016PT Ponta da Fajã Grande


// 67


4.2. Indicadores semanais

Para a escolha das semanas a reportar, entre

as várias semanas e entre os vários locais, foram

criados dois indicadores semanais para as

grandezas em regime permanente – Continuous

Power Quality Índex (CPQI):

• Para as grandezas com níveis máximos e

mínimos (como a tensão e a frequência), os

valores máximos e mínimos e todos os percentis

são normalizados de acordo com a expressão:

É retido o maior valor de entre os calculados

para as 3 fases e para todos os percentis que se

apliquem.

• Para as grandezas com níveis máximos

apenas, são normalizados os percentis de acordo

com a seguinte expressão:

É retido o maior valor entre as 3 fases.

Se todos os valores forem inferiores a 1, é 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 efetuada utilizando o seguinte

princípio:

• a semana cujo valor CPQI corresponde à

mediana dos valores (semana representativa);

• a semana com o pior índice do CPQI;

• a semana com o melhor índice de CPQI.

4.3. Qualidade da Onda de Tensão

Em todos os pontos de medição referidos no

plano de monitorização, foram monitorizados os

seguintes parâmetros:

• Valor eficaz de tensão;

• Tremulação (flicker);

• Desequilíbrio do sistema trifásico de tensões;

• Frequência;

• Tensões harmónicas;

• Cavas de tensão;

• Sobretensões.

Foram selecionadas três semanas, de acordo

com os critérios expostos no ponto 1.2. Os

valores registados nos períodos em análise são

apresentados no anexo IV.

4.3.1. Amplitude

Da análise dos valores registados, conclui-se

a conformidade destes com a NP EN 50160 para

a alta, média e baixa tensão nos pontos de rede

monitorizados, em todas as ilhas da Região.

4.3.2. Tremulação (Flicker)

Da análise dos valores registados, conclui-se

a conformidade destes com a EN 50160 para a

alta, média e baixa tensão nos pontos de rede

monitorizados, com exceção das situações de

inconformidade descritas de seguida.


// 68


Ilha de Santa Maria

Para a baixa tensão, foi registado o incum-

primento no 1PT0004 “Covas”, relativamente à

semana mais desfavorável (02-04-2018 a 08-04-

2018), com um CPQI de 1,06 e uma taxa mínima

de cumprimento de 92,06%.

Ilha do Corvo

Para a média tensão e para o equipamento

de monitorização instalado na SE CT Corvo, foi

registado o incumprimento na semana mais

desfavorável (semana 52, de 24-12-2018 a 30-12-

2018), com um CPQI de 1,02 e uma taxa mínima

de cumprimento de 94,35%.

No caso da baixa tensão, foi registado o

incumprimento na fase 2 relativamente à

semana mais desfavorável (semana 11, de 12-03-

2018 a 18-03-2018), com um CPQI de 1,02 e uma

taxa mínima de cumprimento de 94,29%.

Os valores de tremulação não regulamentares

advêm das características dos sistemas elétricos

existentes nas ilhas do Corvo e de Santa Maria,

cujas potências de curto-circuito são baixas,

resultando em flutuações de tensão provocadas

pelas cargas existentes nestas ilhas.

4.3.3. Desiquilíbrio

Verificou-se a conformidade em 100% dos

valores registados para os diferentes níveis de

tensão, em todas as ilhas da RAA.

4.3.4. Frequência




4.3.5. Tensões harmónicas




4.3.6. Cavas

A classificação de cavas que se segue foi

efetuada com base na extração direta dos

registos dos equipamentos de qualidade de onda

de tensão, utilizando um intervalo de agregação

temporal de um minuto.

De referir que nas tabelas que se seguem

estão contempladas as ocorrências registadas

pelos equipamentos, mesmo que não tenham

afetado clientes por a rede a jusante estar

desligada.

As cavas foram consideradas como mais

severas de acordo com os critérios utilizados pelo

regulador sueco em Voltage Quality Regulation

in Sweden (Paper 0168; 21st Internacional Confe-

rence on Electricity Distribution, Frankfurt, 2011) [2].


// 69


A análise às cavas mais severas foi efetuada

correlacionando a lista de eventos agregados

da aplicação de monitorização da qualidade de

onda de tensão (Qweb Report) com aplicações

informáticas da EDA (Servidor de Arquivo

Histórico do SCADA e Sistema de Gestão de In-

disponibilidades – SGI), procurando-se identificar

as interrupções que originaram estas cavas mais

severas, classificando-as quanto à origem, tipo e

causa, segundo o Regulamento de Qualidade de

Serviço do Setor Elétrico em vigor.

Ilha de Santa Maria

Média Tensão

Na tabela 4-3 são classificadas as cavas

conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão na

ilha de Santa Maria, tendo-se registado 60 cavas

de tensão. A maioria das cavas registadas (58,33%

– 35 cavas) foi classificada dentro da área de

imunidade para as classes 2 e 3 de equipamen-

tos definida no anexo B da EN50160. Apenas uma

cava foi classificada como mais severa de acordo

com [2] (zona sombreada a azul), não tendo sido

possível identificar a sua origem.

10 < t <= 200

200 < t <= 500

500 < t <= 1000

1000 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

90 > u >= 80 28 3 3 0 0

80 > u >= 70 0 1 2 3 0

70 > u >= 40 0 2 4 8 0

40 > u >= 5 0 2 3 1 0

5 > u 0 0 0 0 0

Tensão residual u (%)

Duração t (ms)

Baixa Tensão


para a baixa tensão conforme a EN 50160:2010,

registadas no 1PT0004 “Covas”, tendo-se

registado no total 20 cavas, das quais nove

(45%) estão dentro da área de imunidade para

as classes 2 e 3 de equipamentos definida no

anexo B da EN50160. Nenhuma cava poderá ser

considerada como mais gravosas, conforme [2] –

zona sombreada a azul na tabela 4-4.

Ilha de São Miguel

Alta Tensão


conforme EN 50160:2010 para a Alta Tensão na

ilha de São Miguel. Analisando a referida tabela,

constata-se que foram registadas 246 cavas,

sendo que a maioria (69,92% – 172 cavas) está

dentro da área de imunidade para as classes

2 e 3 de equipamentos definida no anexo

B da EN50160 e que 22 (8,94%) poderão ser

consideradas como mais severas de acordo com

[2] – zona sombreada a azul.

Tabela 4-3 - Cavas na Média Tensão na ilha de Santa Maria

10 < t <= 200

200 < t <= 500

500 < t <= 1000

1000 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

90 > u >= 80 7 2 0 0 0

80 > u >= 70 0 0 2 2 0

70 > u >= 40 0 2 0 2 0

40 > u >= 5 0 1 2 0 0

5 > u 0 0 0 0 0


Duração t (ms)

Tabela 4-4 - Cavas na Baixa Tensão na ilha de Santa Maria


// 70


As 22 cavas mais severas foram registadas na

sequência de interrupções na linha Lagoa – Vila

Franca, na SE Lagoa, classificadas com origem

Distribuição MT, tipo acidental e causa própria

(SGI 220180000000791, SGI 220180000001051,

SGI 220180000001196, SGI 220180000002439, SGI

220180000002467, SGI 220180000002488, SGI

220180000002580 e SGI 220180000002670).

Média Tensão



ilha de São Miguel. Pela análise à referida tabela,

conclui-se que foram registadas 1379 cavas,

sendo que a maioria destas (68,53% – 945 cavas)

está dentro da área de imunidade para as clas-

ses 2 e 3 de equipamentos definida no anexo B

da EN50160 e que apenas 0,36% (5) poderão ser

consideradas como mais severas de acordo com

[2] – zona sombreada a azul.

Três cavas severas foram registadas no

barramento 30 kV da SE Lagoa na sequência de

defeitos na linha Lagoa – Vila Franca, indispo-

10 < t <= 200

200 < t <= 500

500 < t <= 1000

1000 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

90 > u >= 80 73 15 6 0 0

80 > u >= 70 27 46 3 0 0

70 > u >= 40 5 39 8 22 0

40 > u >= 5 0 2 0 0 0

5 > u 0 0 0 0 0


Duração t (ms)

Tabela 4-5 - Cavas na Alta Tensão na ilha de São Miguel

nibilidades classificadas com origem distri-

buição MT, tipo acidental e causa própria (SGI

220180000001051, SGI 220180000001196 e SGI

220180000002467). As restantes duas cavas

severas foram registadas na SE Vila Franca, uma

no barramento 10 kV e a outra no barramento

30 kV, e resultaram de uma indisponibilidade

associada com um defeito na linha Vila Franca

– Furnas, classificada com origem distribuição

MT, tipo acidental e causa própria (SGI

220180000000602).

Baixa Tensão


conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão

da ilha de São Miguel. Pela análise da referida

tabela conclui-se que, das 618 cavas de tensão

registadas, a maioria (71,68% – 443 cavas) está

dentro da área de imunidade para as classes 2

e 3 de equipamentos definida no anexo B da

EN50160.

Apenas 6,31% das cavas (39) poderão ser

consideradas como mais gravosas conforme [2],

10 < t <= 200

200 < t <= 500

500 < t <= 1000

1000 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

90 > u >= 80 272 62 15 0 0

80 > u >= 70 297 89 16 2 0

70 > u >= 40 210 185 93 55 0

40 > u >= 5 22 44 6 5 0

5 > u 2 2 2 0 0


Duração t (ms)

Tabela 4-6 - Cavas na Média Tensão na ilha de São Miguel


// 71


tendo a sua maioria – 38 cavas – sido registada

no 2PT0264 “Achadinha” e a cava restante no

2PT0371 “Aquaparque – Vila Franca”.

Não foi possível correlacionar as 38 cavas mais

severas registadas no 2PT0264 “Achadinha” com

eventos na rede elétrica. No entanto, é possível

constatar que foram todas registadas entre os

dias 10 e 14 de abril.

Por outro lado, a cava mais severa observada

no 2PT0371 “Aquaparque – Vila Franca” surgiu na

sequência de um defeito na linha Lagoa – Vila

Franca associado a uma indisponibilidade com

origem distribuição MT, tipo acidental e causa

própria (SGI 220180000000602).

Ilha Terceira

Média Tensão

Na tabela 4-8 são classificadas as cavas na

Média Tensão conforme EN 50160:2010 para a

ilha Terceira. A análise à referida tabela permite

concluir que foram registadas 1647 cavas de

tensão, sendo que a maioria destas (80,51% – 1326

cavas) está dentro da área de imunidade para as

10 < t <= 200

200 < t <= 500

500 < t <= 1000

1000 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

90 > u >= 80 190 42 10 5 3

80 > u >= 70 97 52 19 5 0

70 > u >= 40 47 43 34 20 2

40 > u >= 5 3 8 1 3 34

5 > u 0 0 0 0 0


Duração t (ms)

Tabela 4-7 - Cavas na Baixa Tensão na ilha de São Miguel

classes 2 e 3 de equipamentos definida no anexo

B da EN50160.

Observa-se também que apenas 0,61% (10)

das cavas de tensão poderão ser consideradas

mais gravosas conforme [2], tendo surgido

na sequência de interrupções com origem

produção EDA Renováveis, derivadas de quedas

abruptas de produção dos parques eólicos, classi-

ficadas como do tipo acidental e causa razões de

segurança:

• 80% (8) originaram a saída de paralelo do

grupo termoelétrico 5 na Centra Termoelétrica

de Belo Jardim, culminando no deslastre

de linhas MT por mínima frequência (SGI

320180000000303);

• 20% (2) culminaram na saída de paralelo do

grupo termoelétrico 9 na Central Termoelétrica

de Belo Jardim e consequentes deslastres


320180000001407).

10 < t <= 200

200 < t <= 500

500 < t <= 1000

1000 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

90 > u >= 80 909 71 21 32 1

80 > u >= 70 130 10 9 6 7

70 > u >= 40 153 138 34 3 9

40 > u >= 5 4 51 56 1 0

5 > u 2 0 0 0 0


Duração t (ms)

Tabela 4-8 - Cavas na Média Tensão na ilha Terceira


// 72


Baixa Tensão


conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão para

a ilha Terceira. Pela análise da tabela referida, con-

clui-se que foram registadas 202 cavas na Baixa

Tensão da ilha Terceira e que a maioria (66,34%

– 134 cavas) destas cavas está dentro da área de

imunidade para as classes 2 e 3 de equipamentos

definida no anexo B da EN50160.

Nenhuma das cavas pode ser considerada

severa, de acordo com [2].

Ilha Graciosa

Média Tensão

Na tabela 4-10 são classificadas as cavas na

Média Tensão conforme EN 50160:2010 para a

ilha Graciosa. Das 199 cavas de tensão registadas

na tabela 4-10, a maioria (59,80% – 119 cavas) está

dentro da área de imunidade para as classes

2 e 3 de equipamentos definida no anexo B

da EN50160 e cerca de 2,01% (4) podem ser

consideradas como mais severas, conforme [2].

10 < t <= 200

200 < t <= 500

500 < t <= 1000

1000 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

90 > u >= 80 55 3 1 1 0

80 > u >= 70 23 5 1 1 1

70 > u >= 40 46 33 5 0 0

40 > u >= 5 7 4 16 0 0

5 > u 0 0 0 0 0


Duração t (ms)

Tabela 4-9 - Cavas na Baixa Tensão na ilha Terceira

Apenas foi possível associar duas das quatro

cavas mais severas a indisponibilidades na rede

elétrica, concluindo-se que estas resultaram da

desligação dos disjuntores das linhas Quitadouro

– Guadalupe 01 e Quitadouro – Santa Cruz 01,

que estavam em anel, (SGI 420180000000089),

indisponibilidade classificada com origem

distribuição MT, do tipo acidental e causa

própria. As restantes 2 cavas severas surgiram no

período de abrangência de indisponibilidades

do tipo previsto, mas, devido à ausência de

evidências inequívocas entre a associação

destas indisponibilidades com as cavas em

questão, foram aqui consideradas com origem

desconhecida.

Baixa Tensão


conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão da

ilha Graciosa, relativamente ao 4PT0051 “Praça”.

Foram registadas no total 20 cavas, sendo que

a maioria destas (55% – 11 cavas) está dentro da

área de imunidade para as classes 2 e 3 de equi-

pamentos definida no anexo B da EN50160.

10 < t <= 200

200 < t <= 500

500 < t <= 1000

1000 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

90 > u >= 80 52 45 12 4 0

80 > u >= 70 0 5 12 0 0

70 > u >= 40 1 5 0 0 0

40 > u >= 5 9 48 2 2 0

5 > u 0 0 0 2 0


Duração t (ms)

Tabela 4-10 - Cavas na Média Tensão na ilha Graciosa


// 73


Também se pode concluir que nenhuma das

cavas pode ser considerada como mais severa

que todas as outras, segundo [2].

Ilha São Jorge

Média Tensão


conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão

da ilha de São Jorge. Foram registadas 107

cavas, sendo que a maioria destas (60,75% – 65

cavas) está dentro da área de imunidade para as


B da EN50160. Também se pode concluir que

apenas 5,61% (6) das cavas registadas podem ser

consideradas como mais severas, segundo [2].

A maioria das cavas severas observadas (5

cavas) resultaram de defeitos nas linhas Caminho

Novo – Relvinha 1 (4 cavas) e Caminho Novo –

São Pedro (1 cava). Estes defeitos originaram

indisponibilidades registadas no SGI com origem

na distribuição MT, tipo acidental e causa:

• Própria: disparos na linha Caminho

Novo – Relvinha 1 (SGI 520180000000295, SGI

10 < t <= 200

200 < t <= 500

500 < t <= 1000

1000 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

90 > u >= 80 7 1 1 0 0

80 > u >= 70 1 1 0 0 0

70 > u >= 40 0 0 0 1 0

40 > u >= 5 0 6 2 0 0

5 > u 0 0 0 0 0


Duração t (ms)

Tabela 4-11 - Cavas na Baixa Tensão na ilha Graciosa

520180000000304 e SGI 520180000000346)

e na linha Caminho Novo – São Pedro (SGI

520180000000174);

• Fortuita: disparo na linha Caminho Novo –

Relvinha 1 (SGI 520180000000284). Neste caso,

a ocorrência foi considerada excecional devido

a vento de grande intensidade, estando esta

classificação em aprovação pela ERSE.

A cava severa restante foi originada por uma

indisponibilidade com origem produção EDA,

tipo previsto e causa razões de serviço: corte

geral no fornecimento de energia devido à

substituição do TT do grupo termoelétrico 11,

na Centra Termoelétrica do Caminho Novo, que

ficou danificado na madrugada do dia 09-03-

2018 (SGI 520180000000051). Para esta ocorrência

foi necessário elaborar um relatório de grande

impacto, e respetiva submissão à ERSE.

Baixa Tensão


para a Baixa Tensão para a ilha de São Jorge

conforme EN 50160:2010. Da análise da tabela

conclui-se que foram registadas 147 cavas, sendo

a sua maioria (59,86% - 88 cavas) situada dentro

10 < t <= 200

200 < t <= 500

500 < t <= 1000

1000 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

90 > u >= 80 32 7 2 7 0

80 > u >= 70 7 6 3 9 0

70 > u >= 40 4 5 2 4 0

40 > u >= 5 7 1 2 5 0

5 > u 2 0 1 1 0


Duração t (ms)

Tabela 4-12 - Cavas na Média Tensão na ilha São Jorge


// 74


da área de imunidade para as classes 2 e 3 de

equipamentos definidas no anexo B da EN50160.

De acordo com [2], pode-se constatar que

foram registadas 24 cavas mais severas (16,33%

do total registado de cavas), com uma distri-

buição de 10 pelo 5PT0070 “Porto das Velas” e

14 pelo 5PT0077 “Alameda Francisco Lacerda”.

Não foi possível associar uma das cavas mais

severas a uma indisponibilidade no SGI, tendo

as outras 23 surgido na sequência das seguintes

indisponibilidades classificadas quanto à origem,

tipo e causa da seguinte forma:

• 96% (22) com origem distribuição MT, tipo

acidental:

— Causa própria (20): defeitos elétricos

na linha Caminho Novo – São Pedro (SGI

520180000000174, SGI 520180000000228, SGI

520180000000241 e SGI 520180000000259;

total de 4 cavas, todas registadas no 5PT0077

“Alameda Francisco Lacerda”) e na linha Caminho

Novo – Relvinha 1 (SGI 520180000000249, SGI

520180000000295, SGI 520180000000302, SGI

520180000000303, SGI 520180000000304,

SGI 520180000000329, SGI 520180000000336

e SGI 520180000000346; total de 16 cavas,

equitativamente distribuídas pelos dois PTs

monitorizados);

— Causa fortuita (2): defeito na linha

de distribuição Caminho Novo – Relvinha 1,

indisponibilidade classificada como excecional

ao abrigo do RQS e enviada para aprovação na

ERSE (SGI 520180000000284).

• 4% (1) com origem produção EDA, tipo

acidental e causa razões de segurança: saída de

paralelo do grupo termoelétrico 11, na Central

Termoelétrica Caminho Novo, com o conse-

quente deslastre por mínima frequência das

linhas Caminho Novo – Manadas e Caminho

Novo – Relvinha 1 (SGI 520180000000176).

Ilha do Pico

Média Tensão

Na tabela 4-14 são classificadas as cavas de

tensão conforme EN 50160:2010 para a Média

Tensão para a ilha do Pico, tendo-se registado 162

cavas de tensão, sendo a sua maioria (54,94% –

89 cavas) situada dentro da área de imunidade

para as classes 2 e 3 de equipamentos definida

no anexo B da EN50160.

A análise à tabela 4-14 permite concluir da

existência de apenas três cavas mais severas,

conforme [2], registadas uma na CT S. Roque,

uma na SE S. Roque 15 B1 e a outra na SE Lajes

15 B1.

As cavas mais severas registadas na CT S.

Roque e SE S. Roque 15 B1 surgiram na sequência

do disparo do disjuntor da linha de transporte

São Roque – Lajes 01, indisponibilidade esta

classificada com origem no transporte, tipo

acidental e causa própria (SGI 620180000000061).

10 < t <= 200

200 < t <= 500

500 < t <= 1000

1000 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

90 > u >= 80 45 15 11 9 0

80 > u >= 70 4 4 3 10 0

70 > u >= 40 0 14 2 4 1

40 > u >= 5 0 1 1 18 0

5 > u 0 0 0 4 1


Duração t (ms)

Tabela 4-13 - Cavas na Baixa Tensão na ilha São Jorge


// 75


A cava mais severa registada na SE Lajes

15 B1 resultou de um disparo da linha MT São

Roque – Piedade, disparo este a que se associou

uma indisponibilidade com origem distribuição

MT, tipo acidental e causa fortuita (SGI

620180000000374). Este evento foi submetido

para aprovação da ERSE como evento excecional.

Baixa Tensão


conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão

para a ilha do Pico. Pela análise da referida tabela

conclui-se que foram registadas 101 cavas de

tensão, das quais 34,65% (35) estão dentro da área

de imunidade para as classes 2 e 3 de equipa-

mentos definida no anexo B da EN50160.

De acordo com [2], podemos apontar que

existem 3 cavas mais gravosas que as restantes,

tendo estas sido registadas uma por cada um

dos equipamentos instalados nos postos de

transformação 6PT0006 “Bacelinhos”, 6PT0040

“Igreja” e 6PT0094 “Santa Catarina”.

As cavas severas observadas no 6PT0006 e no

6PT0040 surgiram na sequência do disparo da

linha de transporte São Roque – Lajes 01, com

10 < t <= 200

200 < t <= 500

500 < t <= 1000

1000 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

90 > u >= 80 45 21 7 6 0

80 > u >= 70 1 6 2 4 0

70 > u >= 40 3 15 29 11 0

40 > u >= 5 3 2 3 3 0

5 > u 1 0 0 0 0


Duração t (ms)

Tabela 4-14 - Cavas na Média Tensão na ilha do Pico

a respetiva indisponibilidade classificada com

origem transporte, tipo acidental e causa própria

(SGI 620180000000061).

Apesar de não existir nenhum evento

registado no SGI no mesmo espaço temporal

da cava mais severa registada no 6PT0094, é

possível afirmar com relativa certeza que esta

surgiu na sequência de oscilações de tensão na

rede elétrica, provocadas por um defeito intermi-

tente na rede MT causado por vento de grande

intensidade. Estas oscilações ocorreram durante

algum tempo, acabando por resultar no disparo

da linha de transporte São Roque – Lajes 01 (SGI

620180000000388).

10 < t <= 200

200 < t <= 500

500 < t <= 1000

1000 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

90 > u >= 80 11 9 3 1 0

80 > u >= 70 2 2 1 0 0

70 > u >= 40 7 16 39 2 0

40 > u >= 5 1 0 4 3 0

5 > u 0 0 0 0 0


Duração t (ms)

Tabela 4-15 - Cavas na Baixa Tensão na ilha do Pico

Ilha do Faial

Média Tensão


para o ano 2018, conforme EN 50160:2010, para

a Média Tensão da ilha do Faial, constatando-

se que foram registadas 97 cavas. A maioria das

cavas de tensão (75,26% – 73 cavas) está dentro

da área de imunidade para as classes 2 e 3 de


// 76


equipamentos definida no anexo B da EN50160.

De acordo com [2], 3 das cavas observadas

pode ser consideradas como mais severas, todas

na sequência da mesma indisponibilidade, com

origem na produção externa EDA Renováveis,

do tipo acidental e causa razões de segurança:

devido a perda de produção nos aerogeradores 1,

2 e 3 do parque eólico Salão, ocorreu o deslastre

das linhas MT Santa Bárbara – Feteira, Santa

Bárbara – Castelo Branco, Santa Bárbara 04 e

Santa Bárbara – Cedros (SGI 720180000000092).

Estas três cavas foram registadas uma por cada

ponto de monitorização (SE CT Santa Bárbara, PS

Salão 15 B1 e PS Salão 15 B2).

10 < t <= 200

200 < t <= 500

500 < t <= 1000

1000 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

90 > u >= 80 68 3 0 0 0

80 > u >= 70 2 0 0 0 0

70 > u >= 40 0 0 6 0 0

40 > u >= 5 0 13 2 3 0

5 > u 0 0 0 0 0


Duração t (ms)

Tabela 4-16 - Cavas na Média Tensão na ilha do Faial

Baixa Tensão


conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão para

a ilha do Faial, contabilizando-se um total de 39

cavas. Da análise à referida tabela conclui-se que

a maioria (58,97% - 23) das cavas registadas na

Baixa Tensão está dentro da área de imunidade

para as classes 2 e 3 de equipamentos definida

no anexo B da EN50160.

10 < t <= 200

200 < t <= 500

500 < t <= 1000

1000 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

90 > u >= 80 11 0 0 0 0

80 > u >= 70 8 0 1 0 0

70 > u >= 40 4 1 2 0 0

40 > u >= 5 1 8 1 1 0

5 > u 0 0 0 1 0


Duração t (ms)

Tabela 4-17 - Cavas na Baixa Tensão na ilha do Faial

Das cavas registadas, apenas duas (5,13%)

podem ser consideradas como mais gravosas,

conforme [2], tendo estas origem na distribuição

MT, numa indisponibilidade classificada como


devido a perda de produção nos aerogeradores 1,

2 e 3 do parque eólico Salão, ocorreu o deslastre

das linhas MT Santa Bárbara – Feteira, Santa

Bárbara – Castelo Branco, Santa Bárbara 04 e

Santa Bárbara – Cedros (SGI 720180000000092).

Ilha das Flores

Média Tensão


conforme EN 50160:2010 para a Média Tensão

na ilha das Flores. Da análise à referida tabela

conclui-se que, das 87 cavas registadas, a

maioria (55,17% – 48 cavas) está dentro da área de


definida no anexo B da EN50160. Observa-se

que nenhuma das cavas poderá ser considerada

como mais gravosa, conforme [2].


// 77


Tabela 4-18 - Cavas na Média Tensão na ilha das Flores

10 < t <= 200

200 < t <= 500

500 < t <= 1000

1000 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

90 > u >= 80 14 13 10 3 0

80 > u >= 70 2 6 14 0 0

70 > u >= 40 0 7 3 0 0

40 > u >= 5 0 8 7 0 0

5 > u 0 0 0 0 0


Duração t (ms)

Ilha do Corvo

Média Tensão



ilha do Corvo. Foram registadas 390 cavas, sendo

que a maioria destas (98,46% – 384 cavas) foi

registada dentro da área de imunidade para as


B da EN50160.

Segundo [2], 3 das cavas registadas podem

ser consideradas como mais severas, tendo estas

surgido na sequência de indisponibilidades

com origem na produção EDA, tipo acidental

e causa própria: disparos gerais na Central

Termoelétrica Corvo, provocados por avarias no

grupo termoelétrico 5 (SGI 920180000000006 e

SGI 920180000000008).

10 < t <= 200

200 < t <= 500

500 < t <= 1000

1000 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

90 > u >= 80 6 10 3 0 0

80 > u >= 70 0 1 3 0 0

70 > u >= 40 0 4 0 0 0

40 > u >= 5 0 4 1 0 0

5 > u 0 0 0 0 0


Duração t (ms)

Tabela 4-19 - Cavas na Baixa Tensão na ilha das Flores

Baixa Tensão



ilha das Flores, de onde se poderá concluir que

foram registadas 32 cavas, sendo que a maioria

(62,50% – 20 cavas) foi registada dentro da área

de imunidade para as classes 2 e 3 de equi-

pamentos definida no anexo B da EN50160.

De acordo com [2], nenhuma das cavas

registadas pode ser considerada como mais

severa que as restantes.

10 < t <= 200

200 < t <= 500

500 < t <= 1000

1000 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

90 > u >= 80 352 30 2 0 0

80 > u >= 70 0 0 0 2 0

70 > u >= 40 0 0 0 1 3

40 > u >= 5 0 0 0 0 0

5 > u 0 0 0 0 0


Duração t (ms)

Tabela 4-20 - Cavas na Média Tensão na ilha do Corvo

Baixa Tensão



ilha do Corvo, de onde se poderá concluir que

foram registadas 24 cavas, das quais 45,83%

(11 cavas) foram registadas dentro da área de


definida no anexo B da EN50160.

10 < t <= 200

200 < t <= 500

500 < t <= 1000

1000 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

90 > u >= 80 352 30 2 0 0

80 > u >= 70 0 0 0 2 0

70 > u >= 40 0 0 0 1 3

40 > u >= 5 0 0 0 0 0

5 > u 0 0 0 0 0


Duração t (ms)


// 78


10 < t <= 200

200 < t <= 500

500 < t <= 1000

1000 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

90 > u >= 80 7 2 1 0 0

80 > u >= 70 0 0 0 2 0

70 > u >= 40 1 0 1 2 0

40 > u >= 5 1 0 0 0 0

5 > u 5 1 0 1 0


Duração t (ms)

Tabela 4-21 - Cavas na Baixa Tensão na ilha do Corvo

4.3.7. 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. De referir que nas tabelas

que se seguem estão contempladas todas as

ocorrências registadas pelos equipamentos,

mesmo que não tenham afetado clientes por a

rede a jusante estar desligada.

Considerou-se na análise de sobretensões

o documento: Guidelines of Good Practice on

the Implementation and Use of Voltage Quality

Monitoring Systems for Regulatory Purposes,

publicadas a 3 de dezembro 2012 em conjunto

pelo Council of European Energy Regulators

(CEER) e pelo Energy Community Regulatory

Board (ECRB) [1]. No referido documento é

proposta uma curva para separação entre major

swells e minor swells, ou seja, entre sobretensões

mais gravosas e menos gravosas.

M.Bollen apresentou no 21st CIRED em

Frankfurt, os requisitos utilizados pelo regulador

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 sobretensões registadas nesta zona poderão

danificar equipamentos terminais: i) variação

da tensão de alimentação superior ou igual a

35% da tensão declarada; ii) variação da tensão

de alimentação superior ou igual a 15% para

durações das sobretensões superiores ou iguais

a 5 segundos).

Conforme [2], apenas uma das cavas

apresentadas na tabela 4-21 pode ser considerada

como mais severa, tendo resultado de uma

indisponibilidade com origem na produção

EDA, classificada como do tipo acidental e causa

própria: disparo geral provocado por erro de

manobra (SGI 920180000000003).


// 79


Cruzando a lista de eventos agregados

com aplicações informáticas ao dispor da EDA

(Servidor de Arquivo Histórico do SCADA e Sis-

tema de Gestão de Indisponibilidades – SGI),

são apresentadas as indisponibilidades que

originaram as sobretensões mais severas, classifi-

cando-as quanto à origem, tipo e causa, segundo

o Regulamento de Qualidade de Serviço do Setor

Elétrico em vigor.

A análise às sobretensões mais severas foi

efetuada correlacionando a lista de eventos

agregados da aplicação de monitorização da

qualidade de onda de tensão (Qweb Report)

com aplicações informáticas da EDA (Servidor

de Arquivo Histórico do SCADA e Sistema de

Gestão de Indisponibilidades – SGI), procurando-

se identificar as interrupções que originaram

estas sobretensões mais severas, classificando-

as quanto à origem, tipo e causa, segundo o

Regulamento de Qualidade de Serviço do Setor

Elétrico em vigor.

Ilha de Santa Maria

Média Tensão

Durante o ano 2018 não foi registada qualquer

sobretensão no equipamento instalado na SE

Aeroporto que monitoriza os dois barramentos

de 15 kV, de acordo com a EN50160:2010.

Baixa Tensão

Na tabela 4-22 são classificadas as sobre-

tensões conforme EN 50160:2010 para a Baixa

Tensão na ilha de Santa Maria, no 1PT0004 “Covas”,

verificando-se a existência de 6 sobretensões,

todas consideradas como severas, conforme [1]

– zona a sombreado.

Das 6 sobretensões mais severas, 2 estão

com origem desconhecida tendo as restantes 4

surgido na sequência das seguintes indisponi-

bilidades, classificadas quanto à origem, tipo e

causa da seguinte forma:

• três com origem produção EDA, tipo

acidental e causa razões de segurança: saída

de paralelo, na Central Termoelétrica do

Aeroporto, do grupo 7 (SGI 120180000000056),

do grupo 8 (SGI 120180000000072) e do grupo

9 (SGI 120180000000087). Estas três saídas de

paralelo, associadas a três indisponibilidades

diferentes, resultaram no deslastre por mínima

frequência das linhas de distribuição Aeroporto

– Santa Bárbara 2, Aeroporto – Santa Bárbara

03, Aeroporto 01, Aeroporto 02, Aeroporto 03 e

Aeroporto 04;

• uma com origem distribuição MT,

tipo acidental e causa própria: defeito na

linha Aeroporto – Santa Bárbara 02 (SGI

120180000000149).

Se utilizarmos a metodologia definida em [2],

conclui-se que apenas uma das sobretensões

poderá ser classificada como mais gravosa, não

tendo sido possível identificar a sua causa.

10 < t <= 500 500 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 0 3 3

Sobretensão (%Uc)Duração t (ms)

Tabela 4-22 - Sobretensões na Baixa Tensão na ilha de Santa Maria


// 80


Ilha de São Miguel

Alta Tensão

Na Tabela 4-23 são classificadas as sobre-

tensões conforme EN 50160:2010 para o ano de

2018 e para a Alta Tensão na ilha de São Miguel,

tendo-se registado 9 sobretensões, oito na SE

Graminhais e uma na CT Caldeirão.

Utilizando a metodologia definida em [1],

verifica-se a inexistência de sobretensões que

possam ser consideradas severas.

Média Tensão

Durante o ano 2018, não foi registada

qualquer sobretensão nos equipamentos de

monitorização da qualidade da onda de tensão

instalados na Média Tensão, de acordo com a EN

50160:2010.

Baixa Tensão


tensões conforme EN 50160:2010 para o ano 2017

e para a Baixa Tensão da ilha de São Miguel. Da

análise da referida tabela, verifica-se a existência

de 27 sobretensões. Apenas no 2PT0234 “Urb.

Vila Mar” não foi registada qualquer sobretensão.

Segundo [1], 26 das 27 sobretensões registadas

podem ser consideradas como mais severas,

resultando de interrupções classificadas quanto

à origem, tipo e causa da seguinte forma:

10 < t <= 500 500 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 9 0 0


Tabela 4-23 - Sobretensões na Alta Tensão na ilha de São Miguel

• 73% (19) com origem distribuição MT,

tipo acidental e causa própria: disparo do

disjuntor das linhas MT Lagoa – Vila Franca

(SGI 220180000000791, SGI 220180000001051,

SGI 220180000001196, SGI 220180000002488

e SGI 220180000002670), Milhafres – Capelas

(SGI 220180000002145 e SGI 220180000002216),

Milhafres – Sete Cidades (SGI 220180000002247),

Milhafres – Livramento (SGI 220180000000931),

Ponta Delgada 10 (SGI 220180000000254) e

Furnas – Povoação (SGI 220180000001473);

• 15% (4) com origem produção EDA

Renováveis, tipo acidental e causa razões de

segurança: disparo da linha MT a 30 kV Pico

Vermelho, resultando na saída de paralelo

da Central Geotérmica do Pico Vermelho e

consequentes deslastres de linhas MT por

mínima frequência devido ao défice de produção

causado (SGI 220180000002527);

• 8% (2) com origem transporte, tipo aciden-

tal e causa:

— Fortuita: Disparo do disjuntor da linha

AT Caldeirão – Aeroporto (SGI 220180000001658).

— Própria: Disparo do disjuntor da linha

AT Caldeirão – Foros (SGI 220180000002825).

4% (1) com origem produção EDA, tipo

acidental e causa razões de serviço: saída de

paralelo do grupo termoelétrico 6 na Central

Termoelétrica do Caldeirão, resultando no

deslastre de linhas MT por mínima frequência

(SGI 220180000002594).

Recorrendo ao critério de severidade

definido em [2], verifica-se a existência de 3

sobretensões mais severas que as restantes,

todas resultantes de eventos na rede elétrica

com origem na produção, do tipo acidental e

causa razões de segurança (Produção EDA – SGI


// 81


220180000002594; Produção EDA Renováveis –

SGI 220180000002527).

Ilha Terceira

Média Tensão


tensões conforme EN 50160:2010 para a Média

Tensão na ilha Terceira. Da análise à referida tabela,

constata-se que foram registadas 44 sobretensões,

das quais 31 (70,45%) podem ser consideradas

como mais severas, de acordo com [1].

Apenas não foi possível associar um evento do

SGI a uma das sobretensões mais severas, base-

ando-se a análise que se segue nas restantes 30.

As sobretensões mais severas com SGI

associado surgiram na sequência das seguintes

indisponibilidades, classificadas quanto à ori-

gem, tipo e causa da seguinte forma:

• 77% (23) com origem produção EDA

Renováveis, do tipo acidental e causa razões de

segurança: perdas abruptas de produção nos

parques eólicos que resultaram na saída de

paralelo de grupos termoelétricos na Central

Termoelétrica de Belo Jardim e no deslastre


320180000000303, SGI 320180000001407, SGI

10 < t <= 500 500 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

u >= 120 0 0 1

120 > u > 110 1 11 14


Tabela 4-24 - Sobretensões na Baixa Tensão na ilha de São Miguel

320180000001527 e SGI 320180000001587);

• 13% (4) com origem produção EDA, do tipo

acidental e causa razões de segurança: saída de

paralelo do grupo termoelétrico 9 na Central

Termoelétrica de Belo Jardim, resultando no des-

lastre por mínima frequência de linhas MT (SGI

320180000001596);

• 10% (3) com origem distribuição MT, do tipo

acidental e causas próprias: disparo e religação

do disjuntor da linha de distribuição Vinha Brava

– Fontinhas (SGI 320180000000687).

Baixa Tensão



Tensão da ilha Terceira. Analisando a referida

tabela, verifica-se que foram registadas 148

sobretensões, 44% no 3PT0079 “Boa Ventura”,

33% no 3PT0278 “Farrouco”, 16% no 3PT0011

“Pedreira” e 7% no 3PT0273 “Porto Martins”.

Cerca de 89% (132 sobretensões) das sobre-

tensões registadas poderão ser consideradas

como mais gravosas, conforme [1]. Destas, ape-

nas foi possível correlacionar com eventos no

SGI 26% delas (34 sobretensões), tendo estas

resultado de indisponibilidades na rede elétrica

da ilha Terceira classificadas quanto à origem,

tipo e causa do seguinte modo:

10 < t <= 500 500 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

u >= 120 0 5 4

120 > u > 110 13 20 2


Tabela 4-25 - Sobretensões na Média Tensão na ilha Terceira


// 82


• 55,88% (19) com origem distribuição MT, tipo

acidental e causa própria: defeito nas linhas Vinha

Brava – Porto Judeu (SGI 320180000000248), Praia

da Vitória – Fontinhas (SGI 320180000000327

e SGI 320180000002066), Vinha Brava – Doze

Ribeiras (SGI 320180000001444) e Vinha Brava –

São Mateus (SGI 320180000002103);

• 23,53% (8) com origem produção EDA

Renováveis, tipo acidental e causa razões de

segurança:

— perda abrupta de carga dos parques

eólicos que resultou na saída de paralelo de

grupos termoelétricos na Central Termoelétrica

de Belo Jardim e no deslastre de linhas MT por

mínima frequência (SGI 320180000000303, SGI

320180000001407, SGI 320180000001527 e SGI

320180000001587);

— saída de paralelo da Central Geo-

térmica Pico Alto originando o deslastres


320180000000316 e SGI 320180000000609).

• 14,71% com origem transporte, tipo aci-

dental e causa própria:

— Disparo do disjuntor da linha de

transporte Praia da Vitória – Lajes, na SE

Praia da Vitória (SGI 320180000001451, SGI

320180000001634 e SGI 320180000001909);

— Disparo dos disjuntores das linhas

de transporte Praia da Vitória – Vinha Brava

02 e Praia da Vitória – Serra do Cume (SGI

320180000001909).

• 5,88% com origem produção EDA, tipo

acidental e causa razões de segurança: saída

de paralelo do grupo termoelétrico 6 (SGI

320180000000458) e do grupo termoelétrico 10

(SGI 320180000001145), na Central Termoelétrica

de Belo Jardim, originando em ambas as

ocorrências o deslastre da linha de distribuição

Vinha Brava – Doze Ribeiras por mínima

frequência.


verifica-se que apenas uma das sobretensões

poderá ser classificada como mais gravosa,

tendo sido registada no 3PT0079 “Boa Ventura”

na sequência da indisponibilidade SGI

320180000000303, descrita acima.

Ilha Graciosa

Média Tensão


tensões conforme EN 50160:2010 para a Média

Tensão da ilha Graciosa, constatando-se que

foram registadas 83 sobretensões. Utilizando

a metodologia definida em [1], verifica-se a

ocorrência de 56 (67,47%) sobretensões que

poderão ser consideradas como mais gravosas.

Não foi possível identificar a causa de 2 das

56 sobretensões mais severas. As restantes

54 sobretensões resultaram de defeitos em

linhas de distribuição, indisponibilidades estas

classificadas com origem distribuição MT, tipo

acidental e causa própria:

• 89% (48) na linha Quitadouro – Guadalupe

1 (SGI 420180000000025, SGI 420180000000100,

Tabela 4-26 - Sobretensões na Baixa Tensão na ilha Terceira

10 < t <= 500 500 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 16 70 62



// 83


com indisponibilidades para 9 delas. Estas 9

sobretensões surgiram na sequência de defeitos

na linha de distribuição Quitadouro – Guadalupe

1, indisponibilidades estas classificadas no SGI

como com origem distribuição MT, tipo acidental

e causa própria (SGI 420180000000100, SGI

420180000000103, SGI 420180000000104, SGI

420180000000105, SGI 420180000000106 e SGI

420180000000113).

Utilizando a definição para sobretensões

mais severas apresentada em [2], conclui-se

que nenhuma das sobretensões registadas no

4PT0051 “Praça” pode ser considerada como

mais severa que as restantes.

Ilha São Jorge

Média Tensão

Na tabela 4-29 são classificadas as sobreten-

sões conforme EN 50160:2010 para a Média

Tensão da ilha de São Jorge, onde se constata

que foram registadas 9 sobretensões. Utilizando

a metodologia definida em [1], verifica-se a

ocorrência de 3 (33,33%) sobretensões que

poderão ser consideradas como mais gravosas,

tendo estas sido registadas na sequência das

seguintes interrupções classificadas quanto à

origem, tipo e causa da seguinte forma:

• 1 com origem produção EDA, tipo

SGI 420180000000103, SGI 420180000000104,

SGI 420180000000105, SGI 420180000000106,

SGI 420180000000112, SGI 420180000000113,

SGI 420180000000115, SGI 420180000000116,

SGI 420180000000119, SGI 420180000000121,

SGI 420180000000123, SGI 420180000000130,

SGI 420180000000131, SGI 420180000000132,

SGI 420180000000134, SGI 420180000000136,

SGI 420180000000141 e SGI 420180000000155).

Como se pode verificar pelo número de

indisponibilidades, esta linha foi muito fustigada

com defeitos durante o ano 2018;

• 4% (2) na linha Quitadouro – Guadalupe 2

(SGI 420180000000135);

• 4% (2) na linha Quitadouro – Santa Cruz 1

(SGI 420180000000024);

• 4% (2) nas linhas Quitadouro – Guadalupe

1 e Quitadouro – Santa Cruz, que se encontram

em anel no momento do defeito (SGI

42018000000089).

Tabela 4-27 - Sobretensões na Média Tensão na ilha Graciosa

10 < t <= 500 500 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

u >= 120 42 2 0

120 > u > 110 27 12 0


Baixa Tensão

Na tabela 4-28 são classificadas as

sobretensões conforme EN 50160:2010 para a

Baixa Tensão da ilha Graciosa, no 4PT0051 “Praça”,

tendo sido registadas 28 sobretensões.

De acordo com [1], 24 das sobretensões

registadas podem ser consideradas como

mais severas que as restantes, sendo que

destas apenas foi possível fazer a associação

10 < t <= 500 500 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

u >= 120 0 5 0

120 > u > 110 4 17 2


Tabela 4-28 - Sobretensões na Baixa Tensão na ilha Graciosa


// 84


prevista e causa razões de serviço: corte

geral no fornecimento de energia devido à

substituição do TT do grupo termoelétrico 11,

na Central Termoelétrica do Caminho Novo,

que ficou danificado no dia 09-03-2018 (SGI

520180000000051). Esta ocorrência exigiu a

elaboração de relatório de grande impacto,

submetido para a ERSE ao abrigo do RQS;

• 2 com origem distribuição MT, tipo aciden-

tal e causa própria: disparo da linha Caminho

Novo – Relvinha 01 devido a um defeito num TT

de contagem do PT 1013 “União Cooperativas”.

Após uma primeira ocorrência (SGI

520180000000336), o TT danificado foi substituí-

do, acabando por se destruir tempos depois,

originando nova indisponibilidade na mesma

linha de distribuição (SGI 520180000000346).

10 < t <= 500 500 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 6 3 0


Tabela 4-29 - Sobretensões na Média Tensão na ilha São Jorge

Baixa Tensão



Tensão da ilha de São Jorge, observando-se que

foram registadas 63 sobretensões, sendo a sua

maioria consideradas como mais severas (87,30%

- 55 sobretensões).

Das 55 sobretensões mais severas, cerca de

85% (47) foram registadas no 5PT0070 “Porto das

Velas” tendo as restantes 15% (8) sido registadas

no 5PT0077 “Alameda Francisco Lacerda”.

Tal como no ano anterior, verificou-se que

algumas das sobretensões registadas, apesar

de serem consideradas mais severas, são de

pequena amplitude e resultam da exploração

normal da rede elétrica. Nestas condições foram

identificadas 11 sobretensões para as quais não

foi possível associar nenhum evento no SGI.

Correlacionando os eventos no SGI com as

restantes 44 sobretensões severas é possível

constatar que apenas uma teve origem na

produção EDA em uma indisponibilidade

classificada como do tipo previsto e causa ra-

zões de serviço: corte geral no fornecimento de

energia devido à substituição do TT do gru-

po termoelétrico 11, na Central Termoelétrica do

Caminho Novo, que ficou danificado no dia 09-

03-2018 (SGI 520180000000051). Esta ocorrência

exigiu a elaboração de relatório de grande

impacto, submetido para a ERSE ao abrigo do

RQS.

As restantes 43 sobretensões mais severas

tiveram origem na distribuição MT, resultando de

disparos de linhas de distribuição associados às

seguintes ocorrências no SGI:

• 67% (29) do tipo acidental e causa própria:

— 52% (15) na linha Caminho Novo

– Relvinha 1 (SGI 520180000000161, SGI

520180000000204, SGI 520180000000217, SGI

5201800000005, SGI 20180000000218, SGI

520180000000220, SGI 520180000000249, SGI

520180000000295, SGI 520180000000302, SGI

520180000000303, SGI 520180000000304, SGI

520180000000329, SGI 520180000000336 e SGI

520180000000346);

— 20% (6) na linha Relvinha – Topo (SGI

520180000000091, SGI 520180000000226, 5SGI

20180000000231, SGI 520180000000232 e SGI

520180000000319);


// 85



– São Pedro (SGI 520180000000039, SGI

520180000000174, SGI 520180000000228 e SGI

520180000000241);


– Relvinha 2 (SGI 520180000000221 e SGI

520180000000230);

— 7% (2) nas linhas Relvinha – Topo,

Relvinha – Fajã Grande e o troço entre o sec-

cionador 2022 “Fenos” e o PT 31 “Relvinha”,

troço este pertencente à linha Caminho Novo –

Relvinha 2 (SGI 520180000000122).

• 33% (14) do tipo acidental e causa fortuita,

algumas consideradas excecionais, com

o respetivo relatório a ser submetido para

aprovação na ERSE:

— 93% (13) na linha Relvinha Topo

(Não excecionais: SGI 520180000000318, SGI

520180000000334, SGI 520180000000335

e SGI 520180000000356; Excecionais: SGI

520180000000283, SGI 520180000000332 e SGI

520180000000360);

— 7% (1) na linha Caminho Novo –

Relvinha 1 (SGI 520180000000284, considerada

excecional).

Utilizando a metodologia [2], conclui-se

que apenas 6 das sobretensões podem ser

consideradas como mais severas, tendo

estas sido registadas no 5PT0070 “Porto das

Velas”. Estas sobretensões surgiram todas

na sequência de defeitos nas linhas de

distribuição Caminho Novo – Relvinha 1 (SGI

520180000000218, SGI 520180000000249, SGI

520180000000302, SGI 520180000000329 e SGI

520180000000336) e Caminho Novo – Relvinha

2 (SGI 520180000000221), sendo as respetivas

indisponibilidades registadas no SGI como do

tipo acidental e causa própria.

Ilha do Pico

Média Tensão


tensões registadas na Média Tensão da ilha do

Pico, conforme EN 50160:2010, de onde se observa

que foram registadas apenas 2 sobretensões,

sendo que apenas uma pode ser considerada

como mais severa, de acordo com [1].

A cava mais severa registada resultou de uma

indisponibilidade com origem na produção EDA,


saída de paralelo do grupo termoelétrico 2, na

Central Termoelétrica de São Roque, provocado

por um alarme falso de temperatura de um dos

cilindros, e que resultou no deslastre por mínima

frequência das linhas MT Lajes – Piedade, Lajes

– São Mateus, São Roque – Piedade e Madalena –

São Mateus (SGI 620180000000259).

10 < t <= 500 500 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

u >= 120 0 0 1

120 > u > 110 8 25 29


Tabela 4-30 - Sobretensões na Baixa Tensão na ilha São Jorge

10 < t <= 500 500 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 1 1 0


Tabela 4-31 - Sobretensões na Média Tensão na ilha do Pico


// 86


Baixa Tensão



Tensão da ilha do Pico, observando-se que foram

registadas 53 sobretensões, das quais 47 (88,68%)

podem ser consideradas sobretensões mais

severas, de acordo com [1].

Cerca de metade das sobretensões mais

severas foram registadas no 6PT0094 “Santa

Catarina” (26 sobretensões), 17 foram registadas

no 6PT0040 “Igreja” e as restantes 4 no 6PT0006

“Bacelinhos”.

Grande parte das sobretensões severas (34

– 72,34%) resultaram de perturbações na rede

elétrica causadas por um defeito intermitente

na rede elétrica MT da ilha do Pico causado por

vento com intensidade excecional. Este defeito,

devido à sua natureza intermitente, provocou o

disparo da linha de transporte São Roque – Lajes

01 (SGI 620180000000388) apenas algum tempo

após o início da perturbação. Esta ocorrência foi

classificada como com origem no transporte,

tipo acidental e causa fortuita, constituindo um

evento excecional, já submetido para aprovação

à ERSE.

Existem também outras 5 sobretensões que

foram registadas igualmente devido a um outro

defeito na rede elétrica que provocou o disparo

da linha de transporte São Roque – Lajes 01, cuja

indisponibilidade associada foi classificada como

com origem no transporte, tipo acidental e causa

própria (SGI 620180000000061).

As restantes 8 sobretensões mais severas

foram registadas na sequência das seguintes

indisponibilidades:

• 5 com origem na produção EDA, tipo

acidental e causa razões de segurança:

— Disparo dos disjuntores de 30 kV

das SE Madalena e São Roque e das linhas

de distribuição Lajes – Piedade e São Roque

– Piedade (saída de paralelo do grupo termo-

elétrico 6, da Central Termoelétrica de São Roque)

(SGI 620180000000268) – 4 sobretensões;

— Deslastre por mínima frequência

das linhas Lajes – São Mateus, Lajes – Piedade

e São Roque – Piedade, provocados pela

saída de paralelo do grupo termoelétrico 1,

na Central Termoelétrica de São Roque (SGI

620180000000134) – 1 sobretensão.

• 3 com origem na distribuição MT, tipo

acidental e causa própria:

— Disparo da linha Lajes – São Mateus

(SGI 620180000000123) – 2 sobretensões;

— Disparo da linha São Roque – Piedade

(SGI 620180000000293) – 1 sobretensão.

Desagregando as sobretensões utilizando o

critério apresentado em [2], conclui-se que foram

registadas 2 sobretensões mais severas, tendo

estas surgido na sequência da indisponibilidade

SGI 620180000000268, descrita acima.

10 < t <= 500 500 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 6 33 14


Tabela 4-32 - Sobretensões na Baixa Tensão na ilha do Pico

Ilha do Faial

Média Tensão

Durante o ano 2018, não foi detetada qualquer

sobretensão na rede MT da ilha do Faial, de

acordo com a EN50160:2010.


// 87


10 < t <= 500 500 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

u >= 120 14 0 0

120 > u > 110 28 12 0


Tabela 4-33 - Sobretensões na Baixa Tensão na ilha do Faial

Ilha das Flores

Média Tensão


tensões conforme a EN 50160:2010 para a Média

Tensão da ilha das Flores, tendo sido registadas 2

sobretensões, podendo-se considerar que todas

estas sobretensões são severas, segundo [1].

As sobretensões foram ambas registadas no

PS Santa Cruz (uma por barramento, uma vez que

os dois barramentos estão a ser monitorizados) e

surgiram na sequência de uma indisponibilidade

com origem distribuição MT, tipo acidental

e causa própria: defeito na rede elétrica que

provocou a abertura dos disjuntores das linhas

Lajes – Santa Cruz 01 e Lajes – Santa Cruz 02, na

SE Lajes (SGI 820180000000139).

Baixa Tensão



Tensão da ilha do Faial, tendo-se registado um

total de 54 sobretensões, sendo que grande

parte destas (cerca de 75%) foram registadas

no 7PT0006 “Castelo Branco” e as restantes no

7PT0037 “Conceição”.

De todas as sobretensões registadas na BT da

ilha do Faial, cerca de metade, 26 sobretensões

(48,15%), podem ser consideradas como mais se-

veras, considerando o critério apresentado em [1].

Apenas foi possível identificar a causa de 12 das

26 sobretensões mais severas, tendo estas sur-

gido na sequência de interrupções classificadas

quanto à origem, tipo e causa da seguinte forma:

• 83% (10) com origem na distribuição MT, ti-

po acidental e causa própria: disparo da linha

Santa Bárbara – Castelo Branco, na SE Santa

Bárbara, e da linha Covões – Castelo Branco,

no PS Covões (SGI 720180000000115); Disparo

simultâneo das linhas Santa Bárbara 1 e Santa

Bárbara 5, ambas na SE Santa Bárbara (SGI

720180000000224); Disparo da linha Santa

Bárbara – Covões, na SE Santa Bárbara (SGI

720180000000224). Esta última ocorrência

originou 7 das 10 sobretensões;

• 27% (2) com origem produção EDA, tipo

acidental e causa razões de serviço: devido a

perda de produção nos aerogeradores 1, 2 e 3

do parque eólico Salão, ocorreu o deslastre das

linhas MT Santa Bárbara – Feteira, Santa Bárbara

– Castelo Branco, Santa Bárbara 04 e Santa

Bárbara – Cedros (SGI 720180000000092)

Desagregando a informação da tabela 4-33

conforme o documento em [2] conclui-se que

nenhuma das duas sobretensões registadas

pode ser considerada como mais gravosa.

10 < t <= 500 500 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 0 0 2


Tabela 4-34 - Sobretensões na Média Tensão na ilha das Flores

Baixa Tensão


tensões conforme a EN 50160:2010 para a Baixa

Tensão da ilha das Flores, tendo-se registado 8

sobretensões, todas no 8PT0033 “Rua da Cruz –


// 88


Ilha do Corvo

Média Tensão

Durante o ano 2018, não foi detetada qualquer

sobretensão na SE CT Corvo, de acordo com a

EN50160:2010.

10 < t <= 500 500 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 3 5 0


Tabela 4-35 - Sobretensões na Baixa Tensão na ilha das Flores

Baixa Tensão



Tensão da ilha do Corvo, de onde se poderá

concluir que, das 49 sobretensões registadas, 14

(28,57%) poderão ser consideradas como mais

severas, segundo [1].

Das 14 sobretensões mais severas, segundo [1],

9 (64,29%) resultaram de uma indisponibilidade

com origem na produção, do tipo acidental e cau-

sa própria: disparo geral na CT Corvo provocado

por erro de manobra (SGI 920180000000003).

Para as restantes 5 sobretensões mais severas,

não foi possível correlacioná-las com eventos na

rede elétrica.


constata-se que são 13 as sobretensões que

podem ser consideradas mais gravosas, sendo

que apenas foi possível associar 9 dessas

sobretensões a uma indisponibilidade, que se

encontra descrita acima (SGI 920180000000003).

Santa Cruz”. Utilizando a metodologia definida

em [1], 5 das sobretensões observadas podem ser

consideradas como mais gravosas, tendo estas

surgido na sequência de indisponibilidades com

origem na distribuição MT, do tipo acidental e

causa:

• Própria: disparo da linha MT Lajes – San-

ta Cruz 02 devido a defeito entre fases (SGI

820180000000076); Disparo da linha Santa Cruz

– Ponta Delgada devido a descarga atmosférica

(SGI 820180000000093); Disparo das linhas

Lajes – Santa Cruz 01 e Lajes – Santa Cruz 02, na

SE Lajes, devido a defeito na rede elétrica (SGI

820180000000139);

• Fortuita: Disparo das linhas Lajes – Morro

Alto (SGI 820180000000103 – classificada como

evento excecional) e Lajes – Santa Cruz 02 (SGI

820180000000151), ambas devido a vento de

intensidade excecional.

Se utilizarmos a metodologia apresentada em

[2], conclui-se que nenhuma das sobretensões

registadas pode ser considerada como mais

severa que as restantes.

10 < t <= 500 500 < t <= 5000

5000 < t <= 60000

u >= 120 6 7 0

120 > u > 110 35 1 0


Tabela 4-36 - Sobretensões na Baixa Tensão na ilha do Corvo



// 89

4.3.8. Evolução da Qualidade da Onda de Tensão

Na tabela 4-37 apresenta-se a síntese dos pontos de entrega onde se verificaram incumprimentos dos limites regulamentares das características da

onda de tensão no período de 2007-2018.

Ilha Equipamento 2007 2008 2009 2010 2011

2PT0045 2PT0391 2PT0299 2PT0103

H5+H15 H5 H15 H5+H9+H15

2PT0408

Plt

SE Angra 15kV B1 H5

SE Angra 15kV B2 H5 H5

3PT0080 3PT0203

Plt H5

H9+H15+H21

3PT0159

H5

3PT0180

H5

3PT0012

H5

4PT0010 4PT0026

Plt Plt

CT Caminho Novo

5PT0040 5PT0032 5PT0036 5PT0039

Plt Plt Plt Plt

6PT0014 6PT0013 6PT0054

Plt Plt H15

7PT0008

Plt

8PT0007 8PT0009

Plt Plt

SE Além Fazenda 15kV B1 Desql. Desql. Desql. Desql.

SE Corvo 15kV B1 Plt Plt Plt Plt

9PT0001

Faial PT

Corvo

FloresPT

Pico PT

São JorgePT

Graciosa PT

Terceira

PT

São Miguel PT

Santa Maria PT

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

1PT0004

Plt

2PT0224 2PT0014 2PT0398

H15 H15 H15

H5

3PT0210

H5

3PT0016 3PT0210 3PT0008

Plt Plt Plt

5PT0039

Plt

6PT0126 6PT0027

Plt H5

8PT0001

H5

Desql.

Plt Plt Plt Plt Plt Plt

Plt Plt Plt

Tabela 4-37 - Síntese dos pontos de entrega onde se verificaram incumprimentos dos limites regulamentares das características da onda de tensão no período de 2007-2017 Legenda: Plt – Tremulação; H5- Harmónica 5; H9- Harmónica 9; H15- Harmónica 15; H21- Harmónica 21 ; Desql.-Desequilíbrio


// 90

5Principais Incidentes

// Principais Incidentes por Ilha

// Incidentes de Grande Impacto (IGI)

// Eventos Excecionais


// 91


5.1. Principais Incidentes por ilha

Neste capítulo é apresentada uma explicação

sintética sobre os incidentes mais relevantes,

sejam intervenções programadas ou situações

acidentais. A seleção destes incidentes foi

definida pelo indicador END, para a RAA.

5.1.1. Santa Maria

26 de abril

A 26 de abril de 2018 às 16:36 ocorreu o deslastre

por mínima frequência de 6 linhas distribuição

MT devido à saída intempestiva de paralelo do

grupo 7 da central térmica do Aeroporto (CTAER).

As linhas desligadas foram:

Aeroporto – Santa Bárbara 02 (ASB2); Aero-

porto 01 (AR01); Aeroporto 02 (AR02); Aeroporto

03 (AR03); Aeroporto 04 (AR04) e Aeroporto –

Santa Bárbara 03 (ASB3).

Na leitura anterior ao disparo (16:30) o grupo 7

registava uma potência ativa de 1,080 MW.

A paragem do grupo 7 foi motivada por um

cabo da ficha do atuador “Woodward” partido

(foi substituída a ficha por uma nova).

Este incidente provocou a interrupção

do fornecimento de energia a 2 331 locais

de consumo, com tempos de reposição que

variaram entre quatro e dez minutos.

7 de junho

No dia 7 de junho de 2018 às 15:11 ocorreu a

saída Intempestiva de paralelo do grupo 8 na

central térmica do Aeroporto (CTAER) por avaria

mecânica, originando o deslastre por mínima

frequência das saídas MT: Aeroporto – Santa

Bárbara 02 (ASB2); Aeroporto 01 (AR01); Aeroporto

02 (AR02); Aeroporto 03 (AR03); Aeroporto 04

(AR04) e Aeroporto – Santa Bárbara03 (ASB3).

O grupo 8 às 15:00 registava uma potência

ativa de 1,20 MW.

A avaria no grupo 8 deveu-se a avaria da sonda

da chumaceira de apoio nº5. Os Grupos MAN

DIESEL L21/31 têm a proteção com ordem de

paragem na situação de falha/avaria das Sondas

das Chumaceiras e só é possível alterar, por exem-

plo para “alarme” e não “paragem” pelo fabricante

através da reprogramação do Módulo Base.

Os tempos de indisponibilidade das várias

linhas situaram-se entre os três e os oito minutos,

afetando o fornecimento de energia um total de

2 460 locais de consumo.

3 de julho

No dia 3 de julho de 2018, pelas 02:20 ocorreu

a saída de paralelo do grupo 9 na central térmica

do Aeroporto (CTAER), provocando o deslastre


MT. As linhas desligadas foram:

Aeroporto – Santa Bárbara02 (ASB2); Aeroporto

01 (AR01); Aeroporto 02 (AR02); Aeroporto 03

(AR03); Aeroporto 04 (AR04) e Aeroporto – Santa

Bárbara03 (ASB3).

Na leitura anterior ao disparo (02:00) o grupo

9 registava uma potência ativa de 1,140 MW.

O disparo do grupo 9 deveu-se a uma avaria

do transmissor de controle da pressão de óleo à

entrada do motor, fazendo atuar a proteção de

baixa pressão de óleo, pois esta baixou até 2,48

bar quando a ordem de paragem do motor é

quando a mesma baixa aos 2,5 bar.

A reposição das linhas deslastradas iniciou-se

6 minutos e 20 segundos depois do incidente,


// 92


estando o sistema reposto na totalidade às 02:30.

Este incidente provocou a interrupção do

fornecimento de energia a 2 471 locais de

consumo, com tempos que variaram entre os

seis e dez minutos.

3 de agosto

A 3 de agosto de 2018 deu-se o disparo da

linha ASB2 (S. Pedro) provocada pela atuação da

proteção MIF (máxima intensidade de fase).

Foi feita uma inspeção à linha MT tendo-se

verificado um isolador danificado no apoio ASB2

1021 6. Nessa mesma altura houve lugar à sua

substituição tendo sido restabelecido as normais

condições de exploração da linha MT.

Este incidente teve início pelas 03:31 e

finalizado às 05:37. Provocou a interrupção do

fornecimento de energia a 21 dos pontos de

entrega da rede de média tensão e a 620 locais

de consumo, com tempos de interrupção que

variaram entre os quatro minutos e as duas horas

e dois minutos.

5.1.2. São Miguel

16 de janeiro

A 16 de janeiro de 2018, pelas 08:21, ocorreu

o deslastre de 8 linhas distribuição MT devido

à saída intempestiva de paralelo do grupo da

central Geotérmica Pico Vermelho (CGPV).

O disparo do grupo, provocado devido a avaria

no autómato de controlo do grupo, provocou uma

repentina entrada de carga na central térmica

do Caldeirão (CTC) e consequente abaixamento

na frequência da rede fazendo atuar os relés de

deslastre por mínima frequência nas linhas.

Os deslastres de frequência atuaram sobre as

linhas MT:

Milhafres – Sete Cidades, Milhafres – Capelas,

Foros – Nordeste, S. Roque 01, S. Roque 02, S.

Roque 03, S. Roque 04 e Ribeira Grande 03.



consumo, com tempos que variaram entre

quatro e vinte e quatro minutos.

25 de março

No dia 25 de março de 2018 ocorreu o disparo

do disjuntor da linha MT Lagoa – Vila Franca na

SE Lagoa por MIF e sinalização de MIH (máxima

intensidade homopolar), tendo provocado ainda

o disparo do disjuntor da linha MT Furnas 01 por

tensão baixa, o disparo dos disjuntores do TP4 na

SE Lagoa por proteção diferencial terra MT, e o

disparo do disjuntor da bateria de condensadores

da subestação de Ponta Delgada.

Tratou-se de uma ocorrência com causa

desconhecida, que está a ser avaliada com o

fabricante dos equipamentos do quadro MT

primário da SE Lagoa.

Verificado às 13:39, este incidente provocou

a interrupção do fornecimento de energia a 135

dos PdE (13%) da rede MT e a 10 871 locais de

consumo, com tempos compreendidos entre os

dez e os onze minutos.

10 de abril

No dia 10 de abril de 2018 ocorreu o disparo

do disjuntor da linha MT Foros – Ribeirinha com

sinalização de MIH e terra.

Tratou-se de um disparo originado por isola-

dores partidos que foram detetados no apoio 63

do ramal para o PT 1363.

Verificado às 22:30, este incidente provocou a

interrupção do fornecimento de energia a 27 dos

PdE (3%) da rede MT e a 1 020 locais de consumo,


// 93


com tempos compreendidos entre os quarenta

e dois minutos e as três horas e trinta e quatro

minutos.

26 de abril

No dia 26 de abril de 2018 ocorreu o disparo

do disjuntor da linha MT Lagoa/Vila Franca a 30

KV na SE Lagoa, com sinalização de MIF, tendo

provocado ainda o disparo do disjuntor dos 30 KV

do TP1 60/30 na SE Graminhais, com sinalização

de Max U, o disparo do disjuntor da BC na

SE P.Delgada, com sinalização de Max U, e o

disparo do disjuntor da saída MT Furnas 01, com

sinalização de Min U (P.E Graminhais com 4,8

MW e Hídricas com 2,5 MW).


desconhecida (avifauna), que provocou o disparo

do disjuntor da linha MT Lagoa – Vila Franca na

SE Lagoa, ocorrendo ainda a saída das Hídricas,

o disparo do disjuntor dos 30 KV do TP1 na SE

Graminhais e o disparo do disjuntor da saída

Furnas 01.


a interrupção do fornecimento de energia a

108 dos PdE (11%) da rede MT e a 9 091 locais de


doze e os quinze minutos.

27 de abril

No dia 27 de abril de 2018 ocorreu o disparo do

disjuntor da linha MT Milhafres – Capelas a 30 KV,

com sinalização MIF.

Tratou-se de uma ocorrência com razões

desconhecidas, que relacionamos com causas

associadas à avifauna. O tempo de resposta

à religação do disjuntor deveu-se a avaria no

mecanismo de abertura/fecho do disjuntor, o

qual não operou corretamente quando se tentou

ligar eletricamente.



51 dos PdE da rede MT (5%) e a 3 335 locais de

consumo, com um tempo de interrupção de

cerca de trinta minutos.

17 de maio

No dia 17 de maio de 2018 ocorreu o disparo

do disjuntor da linha MT Lagoa – Vila Franca

na SE Lagoa por MIF, tendo provocado ainda o

disparo do disjuntor da linha MT Furnas 01 por

tensão baixa, e o disparo da BC na subestação de

Ponta Delgada por tensão alta.


desconhecida, que está a ser avaliada com o

fabricante dos equipamentos do quadro MT

primário da subestação Lagoa.



108 dos PdE (11%) da rede MT e a 9 103 locais de


sete e os oito minutos.

30 de maio

No dia 30 de maio de 2018 ocorreu o disparo

do disjuntor da linha MT Milhafres – Sete

Cidades com sinalização de MIF, Homopolar e

terras resistivas, tendo-se feito uma tentativa

de despiste por tentativa/erro, não se tendo

verificado a causa e a instalação com anomalia.

A linha acabou por ser religada.

No dia seguinte, após nova tentativa de

despiste do defeito foram detetados isoladores

partidos no ramal para o PT 282.



// 94



PdE da rede MT (7%) e a 3 893 locais de consumo,

com um tempo de interrupção de cerca de trinta

e oito minutos.

26 de junho

No dia 26 de junho de 2018 ocorreu o disparo

do disjuntor da linha MT Foros – Nordeste com

sinalização de MIF.


desconhecida, que se associa a eventual

simultaneidade de trabalhos/manobras na rede

MT aérea, com um regime especial de exploração,

que obriga à desligação de religadores de linha

e redução ao máximo das temporizações das

proteções de linha.




com tempos compreendidos entre os oito e os

nove minutos.

2 de julho

No dia 2 de julho de 2018 ocorreu o disparo

do disjuntor da linha MT RG2 com sinalização de

MIH, por avaria na caixa de transição do cabo MT

entre o PT 451 e o PT 550.



PdE (1%) da rede MT e a 408 locais de consumo,

com tempos compreendidos entre os trinta e

quatro minutos e uma hora e sete minutos.

16 de julho


do disjuntor da linha MT AR 01 com sinalização

MIH e Terras resistivas.

Tratou-se de um disparo originado por cabo

danificado entre o PS 1534 e o PS 5 por queda

de câmara de visita tipo B (manilha de betão)

em cima do caminho de cabos existente e à

vista, por parte do adjudicatário da empreitada

de remodelação da avenida Baden Powell,

da responsabilidade da Câmara Municipal de

Ponta Delgada. Foi oportunamente solicitado e

disponibilizado o cadastro da rede aos diferentes

intervenientes, e a EDA estava a acompanhar/

fiscalizar a execução dos trabalhos.



PdE (2%) da rede MT e a 813 locais de consumo,

com tempos compreendidos entre os vinte e

nove e os trinta e oito minutos.

19 de julho


do disjuntor da linha AT Caldeirão – Aeroporto

por disparo da proteção diferencial (Fase R).

Tratou-se de um disparo originado pela

intrusão de um gato no parque exterior da

subestação do Aeroporto que provocou um

defeito Fase-Terra.




com tempos compreendidos entre os dez e os

onze minutos.

23 de agosto

A 23 de agosto 2018, às 14:40, o grupo da

central geotérmica Pico Vermelho (CGPV) saiu

intempestivamente de paralelo com 11,2 MW,

originando o deslastre de 8 linhas distribuição

MT:


// 95


Milhafres – Sete Cidades, Milhafres - Capelas,


Roque 03, S. Roque 04 e Ribeira Grande 03.

O disparo do grupo da CGPV deveu-se

a uma avaria no autómato de controlo do

grupo. Procedeu-se à substituição do CPU e

reprogramação do mesmo.




variaram entre quatro e vinte e sete minutos.

10 de novembro

No dia 10 de novembro de 2018 ocorreu o

disparo do disjuntor da Linha MT Lagoa – Vila

Franca na SE Lagoa por Máxima Intensidade

de Fase, tendo provocado ainda o disparo por

Mínima Frequência da Linha MT Furnas 1 no PS

Furnas.

Tratou-se de uma ocorrência com razões

desconhecidas, que relacionamos com causas

associadas à avifauna, uma vez que ocorreu

no início da tarde, e em dia de boas condições

atmosféricas.



dos PdE (15%) da rede MT e a 12 689 locais de


quatro e os seis minutos.

15 de novembro

A 15 de novembro 2018, pelas 02:59 horas,

ocorreu o disparo da linha MT Foros – Pico

Vermelho a 30 KV com sinalização de MIH e

consequente saída paralelo do grupo da central

geotérmica Pico Vermelho (CGPV)com a potência

ativa de 11,55 MW.

Este disparo teve como consequências o

disparo de 14 linhas distribuição MT por atuação

de relés deslastre de mínima frequência. As

linhas deslastradas foram:

Milhafres – Sete Cidades, Milhafres – Capelas,


Roque 03, S. Roque 04, Lagoa 01, Lagoa 02, Lagoa

03, Caldeirão – Ribeira Seca, Caldeirão – Fenais da

Luz, Ribeira Grande 03 e Ribeira Grande 04.

O disparo da linha MT Foros – Pico Vermelho

a 30 KV teve origem numa anomalia no terminal

da caixa fim de cabo do cabo da central que

interliga com a linha MT Pico Vermelho – Foros.




dois e os trinta e um minutos.

19 de novembro

A 19 de novembro de 2018, pelas 12:48, ocorreu

o deslastre de 16 linhas distribuição MT devido

à saída intempestiva de paralelo do Grupo 6 na

Central do Caldeirão.

Na leitura anterior ao disparo (12:30) o grupo 6

registava uma potência ativa de 11,4 MW.

O disparo do grupo, provocado por atuação

do circuito de paragem de emergência do grupo,

devido a anomalia no circuito de monitorização

da pressão de óleo do motor, provocou

um abaixamento na frequência da rede e

consequente atuação dos relés de deslastre por

mínima frequência nas linhas.

Os deslastres de frequência separados por

várias frequências e tempos atuaram sobre as

linhas MT:

Ribeira Grande 03, Ribeira Grande 04, Lagoa

01, Lagoa 02, Lagoa 03, S. Roque 01, S. Roque


// 96


02, S. Roque 03, S. Roque 04, CAL – F. Luz, CAL

– Ribeira Seca, Milhafres – Capelas, Milhafres –

Sete Cidades, Foros – Calhetas, Foros – Nordeste

e Linha Ribeirinha.

A primeira linha a ser religada ocorreu 5

minutos e 51 segundos após o incidente.



consumo, com tempos que variaram entre seis e

cinquenta minutos.

5.1.3. Terceira

5 de fevereiro

No dia 5 de fevereiro de 2018 pelas 01:21,

verificou-se uma avaria na linha de média tensão

Praia da Vitória 01.

Esta ocorrência foi provocada por avaria numa

união MT rebentada entre o PT 123 Largo da Luz

e o PS1152.

O incidente atingiu 1,7% dos clientes MT (10

PdE) e a 897 locais de consumo teve tempos de

interrupção que variaram entre uma hora e nove

minutos e uma hora e trinta e quatro minutos.

8 de fevereiro

No dia 8 de fevereiro, pelas 8:05, verificou-se

um disparo da linha Quatro Ribeiras – Doze

Ribeiras por máxima intensidade homopolar.

Não foi possível detetar a origem da ocorrência.

Depois de várias manobras/disparos para

encontrar o defeito, no final conseguiu-se ligar

tudo e não se descobriu nenhuma avaria.

A ocorrência atingiu 4 % dos clientes MT (38

PdE) e a 2 431 locais de consumo, com tempos de

interrupção que variaram entre os trinta minutos

e duas horas e três minutos.

14 de fevereiro

No dia 14 de fevereiro de 2018, pelas 05:32,


Vinha Brava – Porto Judeu.

Esta ocorrência foi provocada por uma avaria

na cela MT do PTC n.º 1052.

O incidente atingiu 8,5 % dos clientes MT (37

PdE) e a 2 487 locais de consumo, com tempos

de interrupção que variaram entre trinta e seis

minutos e uma hora e cinquenta e seis minutos.

23 de fevereiro

A 23 de fevereiro 2018, pelas 15:34 horas, a

potência ativa do parque eólico Serra do Cume

(PESC) caiu bruscamente de 2,3 MW a 0 MW,

devido a uma súbita rotação do vento, provocando

uma sobrecarga no grupo 5 da central térmica

do Belo Jardim e disparo do mesmo.

A saída de paralelo do grupo da CTBJ por

sobrecarga e da central geotérmica Pico Alto

(CGPA) bem como o abaixamento da potência

do parque eólico originou a atuação dos relés

de deslastre de frequência com o disparo de 16

linhas distribuição MT.

Deslastraram as linhas de Praia da Vitória –

Porto Judeu (PVPJ); Praia da Vitória – Vila Nova

(PVVN); Praia da Vitória – Fontinhas (PRVF);

Praia da Vitória 01(PV01);Praia da Vitória 02(PV02);

Vinha Brava – Fontinhas(VBF); Vinha Brava – Porto

Judeu (VBPJ); Vinha Brava – São Mateus (VBSM);

Vinha Brava – Doze Ribeiras(VBDR);Vinha Brava

02(VB02); Angra do Heroísmo 01(AH01); Angra

do Heroísmo 02(AH02); Angra do Heroísmo

03(AH03); Angra do Heroísmo 04(AH04); Angra

do Heroísmo 05 (AH05) e Angra do Heroísmo

06 (AH06), Serra do Cume 01, Serra do Cume 02,

Serra do Cume 03 e Serra do Cume 04.


// 97





dezoito e trinta e nove minutos.

11 de março

A 11 de março, pelas 01:18, ocorreu o deslastre


MT a 15 KV:

Vinha Brava – Doze Ribeiras (VBDR); Vinha

Brava – Porto Judeu (VBPJ); Vinha Brava – São

Mateus (VBSM); Vinha Brava – Fontinhas (VNBF);

Praia Vitória – Porto Judeu (PVPJ); Praia da Vitória

– Vila Nova (PVVN); Praia da Vitória – Fontinhas

(PRVF); Praia da Vitória 01 (PV01) e Praia da Vitória

02 (PV02).

Este disparo foi devido a saída abrupta de

paralelo do grupo 8 na central térmica Belo

Jardim (CTBJ) originando disparo da central

geotérmica Pico Alto (CGPA) por “main failure

and frequency relay”.

A ocorrência resultou de um erro de manobra

do operador, que transferiu carga para o grupo

que iria retirar de paralelo e ao dar ordem de

abertura ao disjuntor provocou uma perda

abrupta de produção.




variaram entre dois e oito minutos.

12 de março

No dia 12 de março pelas 09:21, verificou-se

uma avaria na linha de média Praia da Vitória –

Fontinhas.

Esta ocorrência foi provocada pela queda de

um dos condutores junto a um dos ligadores

compactos no fiador da linha. Possivelmente

devido a defeito de montagem/equipamento.



interrupção que variaram entre vinte e oito minu-

tos e cinco horas e quarenta e quatro minutos.

3 de abril

No dia 3 de abril pelas 11:21, verificou-se uma

avaria na linha MT Angra do Heroísmo 04.

Avaria foi provocada por defeito no cabo

PHCAJ entre o PTC1060 e o PTD 8 Boa Nova.

O impacto foi elevado por se tratar de uma linha

que abastece a cidade de Angra do Heroísmo.



de interrupção que variaram entre os vinte e seis

minutos e uma hora e vinte minutos.

28 de novembro

No dia 28 de novembro pelas 04:37, verificou-se

um disparo das linhas de transporte Praia da

Vitória – Vinha Brava 02 e Praia da Vitória – Serra

do Cume.

Esta indisponibilidade foi provocada por fortes

descargas atmosféricas.

O maior impacto desta interrupção deve-se ao

incidente ter ocorrido nas linhas de transporte que

abastecem o concelho de Angra do Heroísmo.

A ocorrência atingiu 53,1 % dos clientes MT (231


interrupção que variaram entre oito e doze minutos.

4 de maio

No dia 4 de maio, pelas 13:57, foi necessário

intervir na cela P3010 do TP3 por esta apresentar

sinais de disrupção nas “Cloches”.


// 98


Esta ocorrência foi referente a uma reparação

preventiva/urgente.


PdE) e um local de consumo, com um tempo de

interrupção de duas horas e nove minutos.

11 de julho

No dia 11 de julho de 2018 pelas 13:03 ocorreu a

saída de paralelo do grupo 10 na central térmica

Belo Jardim (CTBJ), provocando o deslastre por

mínima frequência de 10 linhas distribuição MT.

As linhas desligadas foram:

Quatro Ribeiras – Vila Nova (QRVN); Quatro

Ribeiras – Doze Ribeiras (QRDR); Praia da Vitória

– Porto Judeu (PVPJ); Praia da Vitória – Vila Nova

(PVVN); Praia da Vitória – Fontinhas (PRVF),

Praia da Vitória 01 (PV01); Praia da Vitória 02

(PV02), Vinha Brava – Fontinhas (VNBF); Vinha

Brava – São Mateus(VBSM); Vinha Brava – Doze

Ribeiras(VBDR).

O disparo foi provocado pela atuação da

proteção de sobre velocidade do grupo. Esta

atuação deveu-se à ocorrência de curto-circuito

no cabo do sistema associado à sonda de

velocidade que originou um falso alarme por

sobre velocidade que atou a respetiva proteção.




variaram entre os seis e onze minutos.

16 de setembro

No dia 16 de setembro de 2018 às 16:24 horas,

ocorreu uma descida acentuada da produção

dos parques Eólicos da Serra do Cume, por perda

abrupta de vento, originando que o Grupo 9 da

central térmica Belo Jardim (CTBJ) entra-se em

sobrecarga e saísse de paralelo.

A saída intempestiva do Grupo 9 de paralelo

provocou uma queda de tensão no sistema com

o consequente disparo da central geotérmica

Pico Alto (CGPA) e da central de valorização

energética (CVE), originando o deslastre por


Deslastraram as linhas MT Praia da Vitória –

Porto Judeu (PVPJ); Praia da Vitória – Vila Nova

(PVVN); Praia da Vitória – Fontinhas (PRVF); Praia

da Vitória 01(PV01); Praia da Vitória 02(PV02);

Vinha Brava – Fontinhas (VBF); Vinha Brava –

Porto Judeu (VBPJ); Vinha Brava – São Mateus

(VBSM); Vinha Brava – Doze Ribeiras (VBDR);

Vinha Brava 02 (VB02); Angra do Heroísmo 01

(AH01); Angra do Heroísmo 02 (AH02); Angra

do Heroísmo 03 (AH03); Angra do Heroísmo 04

(AH04); Angra do Heroísmo 05 (AH05); Angra do

Heroísmo 06 (AH06); Quatro Ribeiras – Vila Nova

(QRVN); Serra do Cume 01, Serra do Cume 02,

Serra do Cume 03 e Serra do Cume 04.

Foram afetados 27 222 locais de consumo e os

tempos de indisponibilidade situaram-se entre

seis e quarenta e nove minutos.

21 de setembro

No dia 21 de setembro pelas 09:23, verificou-se

uma avaria na linha de média tensão Praia da

Vitória 01.

Esta ocorrência foi provocada por avaria numa

caixa de união MT rebentada entre os PT n.º 1163

e n.º 123 – Largo da Luz.


PdE) e a 903 locais de consumo, com tempos

de interrupção que variaram entre uma hora

e quarenta e dois minutos e duas horas e oito

minutos.


// 99


21 de setembro

No dia 21 de setembro de 2018, pelas 09:23,

verificou-se uma avaria na linha Praia da Vitória

– Fontinhas.

Esta indisponibilidade foi provocada por uma

avaria num isolador de vidro de uma cadeia num

apoio MT.

Após deteção da avaria, houve necessidade de

consignação do troço para efeitos da reparação.

A ocorrência atingiu 11,3% dos clientes MT (50


interrupção que variaram entre um minuto e três

horas e vinte e nove minutos.

26 de setembro

No dia 26 de setembro de 2018, pelas 10:34,

verificou-se um disparo da linha Praia da Vitória

– Porto Judeu.

Esta indisponibilidade foi provocada por

fortes descargas atmosféricas que provocaram

o rebentamento de um dos DST do interruptor/

seccionador 2089 da descida a cabos do PT52

Fonte Bastardo.



de interrupção que variaram entre onze minutos

e uma hora e oito minutos.

2 de outubro

A 2 de outubro 2018, pelas 11:42 horas, ocorreu o

deslastre de frequência de 17 linhas distribuição MT.

Estes disparos tiveram como causa a perda

súbita de produção dos parques eólicos Serra

do Cume devido a uma quebra na velocidade

do vento que originou uma sobrecarga no

grupo 10 da central térmica Belo Jardim (CTBJ)

e consequente saída paralelo do mesmo, assim

como da central geotérmica Pico Alto (CGPA).

A potência ativa no parque eólico Serra do

Cume (PESC) baixou dos 7,2 MW às 11:30 para os

1,0 MW às 12:00, a velocidade do vento à mesma

hora baixou dos 13 m/s para os 9 m/s.

A saída de paralelo dos grupos originou um

atraso na frequência da rede e atuação dos relés

de deslastre de frequência nas linhas distribuição

MT. As linhas deslastradas foram:

Deslastram as linhas de Praia da Vitória – Porto

Judeu (PVPJ); Praia da Vitória – Vila Nova (PVVN);

Praia da Vitória – Fontinhas (PRVF); Praia da

Vitória 01 (PV01); Praia da Vitória 02 (PV02); Vinha

Brava – Fontinhas (VBF); Vinha Brava – Porto

Judeu (VBPJ); Vinha Brava – São Mateus (VBSM);

Vinha Brava – Doze Ribeiras (VBDR); Vinha Brava

02 (VB02); Angra do Heroísmo 01 (AH01); Angra




(AH06); Quatro Ribeiras – Vila Nova (QRVN); Serra

do Cume 01, Serra do Cume 02, Serra do Cume 03

e Serra do Cume 04.



consumo, com tempos que variaram entre três e

quarenta e oito minutos.

12 de outubro

Às 09:56 horas do dia 12 de outubro de 2018,

devido a uma súbita baixa da velocidade do

vento, a produção dos parques eólicos Serra do

Cume em que o PESC desceu dos 4,7 MW para

os 2 MW. A referida baixa de carga do parque

eólico refletiu-se nos grupos da central térmica

Belo Jardim (CTBJ) que entraram em sobrecarga

fazendo atuar os relés de deslastre e consequente

disparo de 17 linhas distribuição MT. As linhas

deslastradas foram:


// 100


Praia da Vitória – Porto Judeu (PVPJ); Praia

da Vitória – Vila Nova (PVVN); Praia da Vitória –

Fontinhas (PRVF); Praia da Vitória 01 (PV01); Praia

da Vitória 02 (PV02); Vinha Brava – Fontinhas

(VBF); Vinha Brava – Porto Judeu (VBPJ); Vinha

Brava – São Mateus (VBSM); Vinha Brava – Doze

Ribeiras (VBDR); Vinha Brava 02 (VB02); Angra




(AH05); Angra do Heroísmo 06 (AH06); Quatro

Ribeiras – Vila Nova (QRVN); Serra do Cume 01,

Serra do Cume 02, Serra do Cume 03 e Serra do

Cume 04.

Esta ocorrência provocou a interrupção do


consumo, com tempos de reposição que variam

entre oito e trinta minutos.

15 de outubro

A 15 de outubro, pelas 22:54, ocorreu o

deslastre de 19 linhas distribuição MT, devido

disparo do Grupo 9 na central térmica Belo

Jardim (CTBJ) durante lavagem do turbo G10. As

linhas deslastradas foram:




(PVVN); Praia da Vitória – Fontinhas (PRVF); Praia

da Vitória 01 (PV01); Praia da Vitória 02 (PV02);

Vinha Brava – Fontinhas (VBF); Vinha Brava –

Porto Judeu (VBPJ); Vinha Brava – São Mateus

(VBSM); Vinha Brava – Doze Ribeiras (VBDR);

Vinha Brava 02 (VB02); Angra do Heroísmo 01



(AH04); Angra do Heroísmo 05 (AH05) e Angra do

Heroísmo 06 (AH06), Serra do Cume 01, Serra do

Cume 02, Serra do Cume 03 e Serra do Cume 04.

O disparo foi provocado por sobrecarga do

atuador do regulador de velocidade do grupo. O

grupo estava a ser preparado para sair de paralelo

enquanto se procedia a rotina de lavagem do TC

do grupo 10. A simultaneidade das operações

decorreu de falha de análise do encarregado de

turno, dado que a carga a que o grupo 9 passou

a operar era demasiado elevada para operação a

gasóleo.

As cargas elevadas associadas às limitações

de operação a gasóleo provocaram sobrecarga

no atuador e acuação da proteção.

Cronologia:

— (22:54:18) G10 CTBJ foi retirado do

paralelo para lavagem do Turbo;

— (23:06:50) G9 da CTBJ disparou do

paralelo originando o deslastre de linhas;

— (23:09:08) G10 CTBJ entrou em paralelo.




variaram entre quatro e trinta e quatro.

22 de outubro

No dia 22 de outubro, pelas 14:26, verificou-se

um disparo da linha de transporte Praia da

Vitória – Lajes.

Disparo provocado provavelmente pela avi-

fauna (foram encontradas pombas mortas num

dos vãos da linha).



interrupção que variaram entre os dez e quatorze

minutos.


// 101


29 de outubro

No dia 29 de outubro, pelas 14:36, verificou-se

um disparo da linha Quatro Ribeiras – Doze

Ribeiras e da linha Vinha Brava – Fontinhas.

Estavam em anel as duas linhas na reposição

para regime normal, quando rebentou uma linha

no apoio 23 da LMT QRDR do ramal para o PTD

157 Queimada.

Disparo provocado pela avifauna (foram

encontradas pombas mortas num dos vãos da

linha).

A ocorrência atingiu 9% dos clientes MT (54


de interrupção que variaram entre dezassete

minutos e uma hora e sete minutos.

20 de novembro

No dia 20 de novembro de 2018 pelas 18:38,


Vinha Brava – Doze Ribeiras.

Esta indisponibilidade foi provocada por uma

avaria num isolador de vidro de uma cadeia num

apoio MT.

Esta avaria foi de difícil localização porque o

tempo estava muito agreste, houve necessidade

de executar múltiplas manobras para seccionar

o defeito e por este não ser franco.



interrupção que variaram entre dezoito minutos

e nove horas e cinquenta e seis minutos.

7 de dezembro

No dia 7 de dezembro de 2018, pelas 14:55,

verificou-se uma avaria na linha de média Praia

da Vitória 02.

Esta ocorrência foi provocada por uma

retroescavadora de empresa particular, que ao

abrir uma vala danificou o cabo MT entre o PT

1197 e o PT PS1 Porto da Praia 2.


PdE) e a 90 locais de consumo, com tempos de

interrupção que variaram entre trinta minutos e

uma hora e dezasseis minutos.

15 de dezembro

A 15 de dezembro de 2018, às 18:40, o grupo

7 na central térmica Belo Jardim (CTBJ) saiu

intempestivamente de paralelo originando o

deslastre de 10 linhas distribuição MT:




(PVVN); Praia da Vitória – Fontinhas (PBVF); Praia

da Vitória 02 (PV02); Vinha Brava – Fontinhas

(VRBF); Vinha Brava – Porto Judeu (VBPJ); Vinha

Brava – São Mateus (VBSM) e Vinha Brava – Doze

Ribeiras (VBDR) .

O disparo do grupo foi provocado por atuação

de proteção de pressão de ar de controle

muito baixa devido a rutura de tubagem de ar

de controlo do grupo, que devido à queda de

pressão atuou a respetiva proteção.



consumo, com tempos de reposição que variaram

entre os quatro e os vinte e nove minutos.

5.1.4. Graciosa

5 de dezembro

A 5 de dezembro de 2018 às 14:22 ocorreu uma

interrupção geral que teve início num erro de

manobra durante a indisponibilização do semi-

-barramento 1 para a realização de ensaios com o

parque de baterias.


// 102


Durante as manobras de alteração da

configuração do semi-barramento 1, os Grupos

que deveriam estar em funcionamento eram

os Grupos 1, 6 e 8, no entanto como não foram

trocados, em função da alteração das linhas,

ocorreu um défice de produção e consequente

deslastre de cargas.


fornecimento de energia a 100% dos pontos de

entrega da rede de média tensão com tempos

que variaram entre os três e os vinte e três

minutos, tendo afetado 3 235 locais de consumo.

5.1.5. São Jorge

9 de março

Pelas 03:47 do dia 9 de março de 2018

ocorreu uma interrupção geral no fornecimento

de energia elétrica na ilha S. Jorge, devido a

transformador de tensão do grupo 11 da central

térmica Caminho Novo queimado (CTCN).

Por razões de segurança e devido ao fumo

que se fazia sentir na SE Caminho Novo, foi dada

ordem de paragem emergência aos grupos 11 e 12

da CTCN através do acionamento das betoneiras

de emergência.

Foram afetados 5 733 clientes e os tempos

de indisponibilidade situaram-se entre doze

minutos (linha Caminho Novo – S. Pedro (CNSP))

e duas horas e vinte e quatro minutos (linha

Relvinha – Topo (RLTP)), devido a falhas no

sistema de teleação.

11 de março

No dia 11 de março, pelas 06:00, procedeu-se

a um corte geral programado através do pedido

de Indisponibilidade Nº 05EPROD18001, para

substituição de um TT que rebentou no armário

do grupo 11 na SE Caminho Novo (SECN) e que

provocou a indisponibilidade de 9 de março.

Esta indisponibilidade provocou a interrupção

do fornecimento de energia a 5 733 locais de


entre a uma hora e vinte e oito minutos e uma

hora e cinquenta e cinco minutos.

23 de maio

A 23 de maio, pelas 07:01, no decorrer das

manobras de consignação para os trabalhos de

construção da subestação da central térmica do

Caminho Novo, ao abrir o aparelho de manobra

2022 deu-se a desligação acidental das linhas

Relvinha – Fajã Grande e Relvinha – Topo, e o

troço entre o aparelho de manobra 2022 e o PTD

31 da linha Caminho Novo – Relvinha 2.

Este corte de energia deveu-se a erro humano,

uma vez que não foi realizada uma manobra que

permitia o fecho do anel entre as linhas Caminho

Novo – Relvinha 1 e Caminho Novo – Relvinha 2.


fornecimento de energia a 40 pontos de entrega

da rede de média tensão e a 2 207 locais de

consumo, com tempos que variaram entre trinta

e dois minutos e trinta e quatro minutos.

24 de maio

A 24 de maio, às 19:21, deu-se uma interrupção

geral do fornecimento de energia, devido à

atuação de proteção interna (pressão de óleo

alta) do novo transformador de serviços auxiliares

(P216), devido a erro de parametrização das

proteções em fábrica.



os trinta minutos e uma hora.


// 103


27 de junho

A 27 de junho, pelas 20:16, deu-se o disparo

da linha Caminho Novo – Relvinha 1 por Máxima

Intensidade Homopolar, devido a um isolador

partido do seccionador de entrada do PTD 6.

O incidente afetou 32 pontos de entrega da

rede de média tensão e a 1 245 locais de consumo,

com tempos de interrupção que variaram entre

dois minutos e uma hora e cinquenta e três

minutos.

17 de novembro

A 17 de novembro registaram-se vários

disparos da linha de média tensão Caminho Novo

– Relvinha 1, sinalizando máxima intensidade

homopolar. Posteriormente ao reconfigurar a

rede de média tensão, disparou a linha Caminho

Novo – Relvinha 2 devido a uma falha na atuação

de proteção da linha Caminho Novo – Relvinha

1, afetando as linhas Relvinha – Topo e Relvinha

Fajã Grande.

Durante a pesquisa de avaria, verificou-se que

estes disparos foram originados por um defeito

no para-raios que estourou no PTC 1010.

O incidente, que ocorreu pelas 08:30, provocou


pontos de entrega da rede de média e a 3 469 locais

de consumo, com tempos que variaram entre dez

minutos e dezassete segundos e oito horas e vinte

e sete minutos e vinte e sete segundos.

24 de novembro

A 24 de novembro, pelas 09:22, registou-se o

disparo geral da ilha de São Jorge por atuação

dos grupos geradores da CTCN, devido a um

defeito na linha Caminho Novo – Relvinha 1

por motivo não identificado, defeito este que

iniciou com duas fases à terra (MIH) evoluindo

para curto-circuito entre 3 fases. De referir que,

durante as manobras de reposição de energia,

ocorreram problemas com o sistema de teleação

que contribuíram significativamente para os

tempos de interrupção.


do fornecimento de energia a 100 pontos de

entrega da rede de média tensão e a 5 783 locais

de consumo, com tempos que variaram entre

quarenta minutos e três horas e sete minutos.

29 de dezembro

A 29 de dezembro, pelas 12:31, verificou-se o

disparo da linha de média tensão Relvinha – Topo

devido a curto-circuito por aproximação de linhas

devido a vento muito forte. Dado que o sistema

de teleação do PTD 31 estava com problemas,

a religação da linha foi efetua localmente pela

equipa de prevenção.

O incidente afetou 29 pontos de entrega da

rede de média tensão e a 1 548 locais de consumo,

com tempos de interrupção que variaram entre

trinta e nove minutos e trinta e nove minutos e

trinta segundos.

29 de dezembro

A 29 de dezembro registaram-se vários

disparos da linha de média tensão Relvinha –

Topo devido a curto-circuito por aproximação de

linhas devido a vento muito forte.

Este incidente iniciou-se às 14:34, e provocou


pontos de entrega da rede de média tensão e

a 1 548 locais de consumo, com tempos que

variaram entre vinte minutos e trinta segundos

e três horas e cinco minutos e trinta segundos.


// 104


5.1.6. Pico

23 de fevereiro

A 23 de fevereiro deu-se o disparo da linha

de transporte SRLJ1 (São Roque – Lajes) por

máxima intensidade de fase. Procedeu-se às

manobras para religação da referida linha tendo

a mesma disparado novamente. Verificou-se

posteriormente o rebentamento de um fiador

no AMRA (aparelho de manobra da rede aérea) –

2012 “Parque Eólico”. A indisponibilidade da linha

de 30kV, implicou a indisponibilidade nos 15kV da

Subestação das Lajes e das três saídas da mesma,

Lajes 01, Lajes – S. Mateus e Lajes – Piedade.

A reposição do sistema foi efetuada com

a maior brevidade possível, minimizando o

impacto no número de clientes desligados. Foi

condicionada por falha de comunicações com os

AMRA e a Subestação das Lajes.

Este incidente teve início às 13:15, sendo que se

detetou a origem da avaria no AMRA–2012 pelas

16:30, a mesma ficou reparada definitivamente

pelas 18:49.

Este incidente, provocou a interrupção do

fornecimento de energia a 40% dos pontos

de entrega da rede de média tensão (67 PdE)

e a 3 657 locais de consumo, com tempos que

variaram entre cinquenta e cinco minutos e uma

hora e trinta e oito minutos.

15 de abril

No dia 15 de abril de 2018 às 09:12 horas, ocorreu

a saída intempestiva do Grupo 1 de paralelo

na central térmica do Pico (CTPI), originando

o deslastre por mínima frequência de 3 linhas

distribuição MT. As linhas deslastradas foram:

Lajes – S. Mateus (LJSM); Lajes – Piedade

(LJPD) e São Roque – Piedade (SRPD).

O disparo do grupo deveu-se ao mau estado

do sensor de posição da alavanca de bloqueio

manual das bombas injetoras.



nove e doze minutos.

8 de agosto

A 8 de agosto de 2018, pelas 02:03 horas,

o grupo 4 da central térmica do Pico (CTPI)

saiu paralelo intempestivamente, sinalizando

temperatura excessiva de gases de escape no

cilindro nº 1.

Este disparo teve como consequências o

disparo de 6 linhas distribuição MT por atuação

de relé deslastre de mínima frequência. As linhas

deslastradas foram:

Madalena – S. Mateus (MDSM); Madalena –

Santa Luzia (MDSL); Lajes – S. Mateus (LJSM);

Lajes – Piedade (LJPD); São Roque – Santa Luzia

(SRSL) e São Roque – Piedade (SRPD).

No decorrer deste mesmo dia foi desmontada

e limpa a bomba injetora em causa, cuja

cremalheira se movia com dificuldade, mas não

estava presa. Encontrou-se bastante sujidade

(resíduos de combustível e óleo), na zona

lubrificada. Como o elemento da bomba estava

em bom estado, fez-se apenas a substituição

do conjunto de vedantes entre o elemento e o

corpo da bomba. O Grupo 4 foi depois testado

em carga e declarado disponível às 15:52.



consumo, com tempos que variaram entre cinco

e vinte e cinco minutos.


// 105


18 de setembro

Às 19:04 horas do dia 18 de setembro de 2018,

o Grupo 2 da central térmica do Pico (CTPI) saiu

intempestivamente de paralelo, sinalizando

temperatura excessiva de gases de escape no

cilindro nº 5.

O disparo do grupo 2 provocou o deslastre por


As linhas distribuição desligadas por atuação do

relé de deslastre foram:

Lajes – Piedade (LJPD); Lajes – S. Mateus

(LJSM); Madalena – S. Mateus (MDSM) e São

Roque – Piedade (SRPD).

O disparo do grupo teve como origem um

falso de alarme de temperatura.

No dia seguinte procedeu-se ao teste deste

sensor, que foi encontrado em bom estado de

funcionamento; procedeu-se, no entanto, à

limpeza e reaperto da correspondente ficha de

ligação ao circuito de medição.

Esta indisponibilidade provocou a interrupção

do fornecimento de energia a 5 758 locais de


entre a doze e quinze minutos.

26 de setembro

Na madrugada de 26 de setembro de 2018, às

04:12, ocorreu um defeito fase/terra na saída 30

kV São Roque – Madalena, tendo esta disparado

por atuação da sua proteção MIH/MIF.

O abaixamento da frequência, resultante

deste defeito, originou a atuação do primeiro

escalão do deslastre, levando à desligação das

saídas São Roque - Piedade e Lajes - Piedade.

A potência total na Central de São Roque

passou de 4,4 MW para 1,6 MW, originando

a saída de paralelo do Grupo 6 cerca de 4

segundos após a desligação da última saída,

por ter entrado em retorno de potência, dado

ser, dos dois que estavam em funcionamento

nessa altura, o que reagiu mais rapidamente ao

deslastre de cargas. O Grupo 6 reentraria mais

tarde em funcionamento normal.

Para o valor elevado do tempo de interrupção

contribuíram fatores como a persistência na zona

da Madalena da trovoada causadora do defeito

inicial, bem como a hora a que este evento teve

lugar, porque foi necessário contactar e deslocar

equipas da distribuição para a realização

de algumas operações de religação, dada a

dificuldade ou impossibilidade de estabelecer

comunicações com alguns teleinterruptores e a

própria subestação da Madalena.


fornecimento de energia a 7 132 locais de con-

sumo, com tempos que variaram entre dezanove

minutos e duas horas e vinte e três minutos.

27 de novembro

A 27 de novembro deu-se o disparo do

disjuntor da linha de transporte SRLJ1 (São Roque

– Lajes) por máxima intensidade de fase, devido

a ventos fortes originados pela depressão Diana,

que causaram o rebentamento de um fiador no

AMRA – 2012 “Parque Eólico”. A indisponibilidade

da linha de 30kV, implicou a indisponibilidade

nos 15kV da Subestação das Lajes e das três

saídas da mesma, Lajes 01, Lajes – S. Mateus e

Lajes – Piedade.



impacto no número de clientes desligados. Foi

condicionada por falha de comunicações com os

AMRA-2006, AMRA-2007 e AMRA-2008.


// 106


Este incidente, que se deu pelas 01:48, teve

uma duração de 2:23, provocou a interrupção

do fornecimento de energia a 40% dos pontos

de entrega da rede de média tensão (67 PdE)

e a 3 675 locais de consumo, com tempos que

variaram entre os vinte e um minutos e as duas

horas e vinte e três minutos.

Foi submetido à ERSE o relatório de incidente

excecional nº 9/2018.

27 de novembro

A 27 de novembro deu-se o disparo do dis-

juntor da linha de distribuição a 15kV SRSL (São

Roque – Santa Luzia) por máxima intensidade

de fase, devido a ventos fortes originados pela

depressão Diana, que causaram a queda de uma

árvore de grande porte, provocando o reben-

tamento de uma linha de cobre nu de 50 mm2.



impacto no número de clientes desligados.

Foi condicionada por falha de comunicações

com os AMRA-2006, AMRA-2007 e AMRA-

2008 e porque decorreu em simultâneo com a

ocorrência anterior.

Este incidente, que se deu pelas 03h27, teve

uma duração de 06:51, provocou a interrupção

do fornecimento de energia a 9% dos pontos de

entrega da rede de média tensão e a 953 locais

de consumo, com tempos que variaram entre

um hora e trinta e oito minutos e as seis horas e

quarenta e quatro minutos.

Foi submetido à ERSE o relatório de incidente

excecional nº 11/2018.

5.1.7. Faial

24 de fevereiro

A 24 de fevereiro de 2018, pelas 07:01, ocorreu

o deslastre das LMT Santa Bárbara 02 (SB02);

Santa Bárbara 04 (SB04); Santa Bárbara – Feteira

(SNBF); Santa Bárbara – Castelo Branco (SBCB);

Santa bárbara – Covões (SBCV), devido a disparo do

grupo 7 na central térmica Santa Bárbara (CTSB).


da proteção de segurança do alternador “disparo

corrente mínima de excitação”.

A atuação da proteção é originada devido a

avaria/falha das resistências do potenciómetro

de controlo de Set-Point da tensão, originando

uma resposta anómala do AVR do grupo.



consumo, com tempos que variaram entre cinco

e doze minutos.

29 de abril

No dia 29 de abril de 2018 às 05:25 ocorreu

o disparo do grupo 8 na central térmica Santa

Bárbara (CTSB), provocando o deslastre de 4 linhas

de distribuição MT e mais 2 linhas associadas. As

linhas desligadas por deslastre foram:

Santa Bárbara – Cedros (SNBC); Santa Bárbara

– Castelo Branco (SBCB); Santa Bárbara 04

(SB04); Santa Bárbara – Feiteira (SNBF); Covões –

Cedros (CVCD) e Covões – Castelo Branco (CVCB).


da proteção de segurança “retorno de potência”.

A atuação da proteção é originada devido a

falha/avaria da estação redutora de ar comprimido

resultando na atuação inadvertida dos êmbolos

pneumáticos da paragem de emergência (corte

imediato de combustível).


// 107




consumo, com tempos que variaram entre seis

e doze minutos.

17 de maio

A 17 de maio de 2018, às 01:39 horas, ocorreu o

deslastre das LMT Santa Bárbara – Feteira (SNBF);

Santa Bárbara – Castelo Branco (SBCB); Santa

bárbara 04 (SB04) e Santa Bárbara – Cedros

(SNBC) devido a disparo do grupo 3 na central

térmica Santa Bárbara (CTSB).

O disparo do grupo foi provocado por um

disparo do disjuntor dos auxiliares do grupo

no QGBT. O disparo do disjuntor dos auxiliares

do grupo ocorre devido a curto-circuito (fase-

terra) na caixa de ligações do motor elétrico da

bomba de água bruta do grupo, não tendo sido

garantida a seletividade.




dezassete e vinte minutos.

11 de junho

A 11 de junho de 2018, pelas 15:30, ocorreu o

deslastre por mínima frequência de 2 linhas

distribuição MT devido à saída intempestiva

de paralelo do grupo 7 na central térmica de

Santa Bárbara (CTSB). As linhas distribuição MT

deslastradas foram:

Santa Bárbara – Feteira (SNBF) e Santa

Bárbara – Castelo Branco (SBCB).

O disparo do grupo 7 na CTSB foi provocado

por atuação da proteção de segurança “desvio

negativo de temperaturas de cilindro”.

A atuação da proteção é originada devido

a um evento de baixa pressão de combustível,

causado por erro de manobra no módulo de pré-

pressão de combustível, levando a que ocorresse

a prisão da régua de combustível da bomba

injetora do cilindro nº8.




quatorze e dezoito minutos.

20 de junho

No dia 20 de junho de 2018, às 18:32 horas,

ocorreu o deslastre por mínima frequência das

linhas distribuição MT Santa Bárbara – Feteira

(SNBF) e Santa Bárbara – Castelo Branco (SBCB)

devido a disparo do grupo 6 na central térmica

santa Bárbara (CTSB). O disparo do grupo foi

provocado por atuação da proteção de segurança

“paragem de emergência”.

A atuação da proteção ficou da dever-se a

um defeito (fase-terra) no cabo do pressostato

do circuito de ar das seguranças pneumáticas,

fazendo atuar a proteção fusível de alimentação

da carta de entradas e saídas digitais.




quatorze e vinte minutos.

3 de agosto

No dia 3 de agosto, pelas 14:34, verificou-se

uma indisponibilidade provocada por disparo da

linha MT Santa Bárbara 05. Na origem do disparo

esteve uma avaria no cabo do tipo PHCAJ que

alimentava o PTC 1018.

Este incidente atingiu a totalidade dos pontos

de entrega da saída (2 181), tendo sido detetada

a causa da avaria e reposta a energia de forma

faseada em cinquenta e três minutos.


// 108


Durante a substituição do cabo PHCAJ por

cabo LXHIOV, O PTC 1018 ficou ligado ao grupo

gerador móvel.


fornecimento de energia elétrica a 26 dos pontos

de entrega da rede de média tensão e a 1 092

locais de consumo, com tempos de interrupção

que variaram entre vinte e sete minutos e cinco

horas e trinta e três minutos.

3 de novembro

No dia 3 de novembro de 2018, pelas 07:27

horas, ocorreu a saída intempestiva de paralelo

do grupo 8 na central térmica santa Bárbara

(CTSB) provocando o deslastre por mínima

frequência de 6 linhas distribuição MT. As linhas

deslastradas foram:

Santa Bárbara – Feteira (SNBF); Santa Bárbara

– Castelo Branco (SBCB); Santa bárbara 04

(SB04); Santa Bárbara 02 (SB02); Santa Bárbara –

Covões (SBCV), e Santa Bárbara – Cedros (SNBC).


da proteção de segurança do alternador “retorno

de potência”.

A atuação da proteção de segurança ficou

a dever-se a avaria/falha da ficha de comando

do regulador de velocidade, ocorrendo o recuo

da haste de comando e consequente corte de

combustível ao grupo.



consumo, com tempos que variaram entre dois

minutos e vinte minutos.

21 de dezembro

No dia 21 de dezembro, pelas 07:08, verificou-se

uma indisponibilidade provocada por disparo

das linhas MT Santa Bárbara 05. Na origem do

disparo esteve uma avaria nas celas do quadro

MT do PS 1055 Parque de Contentores.

Este incidente atingiu a totalidade dos pontos de

entrega das saídas (783), tendo sido reposta a ener-

gia de forma faseada em cinquenta e oito minutos.

Durante a substituição das celas do quadro

MT, o PTD n.º 39 – Porto Pim e o PTC n.º 1043

ficaram ligados ao grupo gerador móvel.


fornecimento de energia elétrica a 14 dos pontos

de entrega da rede de média tensão e a 388

locais de consumo, com tempos de interrupção

que variaram entre vinte e sete minutos e sete

horas e dez minutos.


// 109


5.2. Incidentes de Grande Impacto (IGI)

No ano de 2018 verificaram-se 3 incidentes

cuja classificação de grande impacto, prevista no

Artigo 18º do RQS, considera os limiares definidos

na alínea b) do nº 7 da Diretiva N.º 20/2013 com

as alterações introduzidas a 23 de agosto pela

Diretiva n.º 12/2017. Estes incidentes ocorreram

nas ilhas de São Jorge (2) e Pico (1).

Dos 3 incidentes de grande impacto, um foi

devido a trabalhos programados e os restantes 2

devido a ocorrências imprevistas.

No dia 11 março às 06:00 na ilha de S. Jorge,

devido à necessidade de execução de trabalhos

programados PIPM-05EPROD18001, foi necessário

proceder à indisponibilidade total da CTCN para

substituição do transformador de tensão (TT) do

Grupo 11 na central térmica, que ficou danificado

na madrugada do dia 9 de março de 2018.

Esta ocorrência (520180000000051) resultou

na interrupção geral de fornecimento de energia

a 5 783 clientes com uma duração total das inter-

rupções de cento e vinte e sete minutos e energia

não fornecida ou não distribuída de 5,36 MWh.

Na altura da intervenção não existia disjuntor

interbarras que possibilitasse um corte de

energia parcial para a intervenção.

A 26 setembro de 2018 às 4:12 na ilha do Pico

ocorreu o incidente SGI nº 620180000000268. O

incidente tem como início um defeito fase/terra

na linha 30 kV 06LT01 – São Roque – Madalena.

Devido ao abaixamento da frequência provocado

por este defeito as linhas a 15 KV 6LD02 –São

Roque – Piedade e 06LD07 – Lajes – Piedade

dispararam por deslastre de frequência (48,5

Hz/ 0,8 seg.). Com a saída de carga proveniente

destes disparos o grupo VI da CTPI saiu paralelo

por retorno de energia causando a atuação dos

deslastres de frequência para as linhas 6LD03 –

Madalena 01, 6LD04 – Madalena – Stª Luzia, 6LD05

– Madalena – S. Mateus, 6LD09 – Madalena 02.

A ocorrência afetou um total de 7 132 clientes

com uma duração total das interrupções de

151 minutos e energia não fornecida ou não

distribuída de 5,66 MWh.

Finalmente no dia 24 novembro às 09:22 na

ilha de S. Jorge ocorreu uma interrupção geral

no sistema elétrico da ilha motivado por uma

MIH (máxima intensidade homopolar) entre 2

fases-terra na linha MT 5LD02 Caminho Novo –

Relvinha 1 que passou a curto circuito trifásico,

provocando abertura dos disjuntores dos grupos

térmicos da Central térmica Caminho Novo e

consequente apagão geral.

De acordo com a oscilografia, a evolução do

defeito tanto em amplitude de corrente como

em duração não permitiu a atuação do disjuntor

da linha MT CNR1. Tratou-se de um problema ao

nível da regulação dos AVR dos grupos geradores

da CTCN.

Este afetou toda a ilha num total de 5 783

clientes com uma duração total das interrupções

de cento e noventa e oito minutos e energia não

fornecida ou não distribuída de 3,98 MWh.


// 110


5.3. Eventos Excecionais

De acordo com o Regulamento da Qualidade

de Serviço consideram-se eventos excecionais

os eventos que reúnam cumulativamente as

seguintes características:

a) Baixa probabilidade de ocorrência do

evento ou das suas consequências;

b) Provoquem uma significativa diminuição

da qualidade de serviço prestada;

c) Não seja razoável, em termos económicos,

que os operadores de redes, comercializadores,

comercializadores de último recurso ou, no caso

das RAA e RAM, os produtores evitem a totalidade

das suas consequências;

d) O evento e as suas consequências não

sejam imputáveis aos operadores de redes,

comercializadores, comercializadores de

último recurso ou, no caso das RAA e RAM, aos

produtores.

Um evento só é considerado evento

excecional após aprovação pela ERSE, na

sequência de pedido fundamentado por parte

de operadores de redes, de comercializadores ou

de comercializadores de último recurso.

No decorrer de 2018 a EDA submeteu 19, e viu

aprovados 15 situações que reuniam as condições

elencadas. As 15 situações verificaram-se nas ilhas

de São Miguel, Terceira, São Jorge, Pico e Flores,

resultantes de ventos de intensidade excecional,

descargas atmosféricas, animais e intervenções

à superfície ou no subsolo. A aprovação da ERSE

pode ser consultada nas tabelas seguintes e no

sitio da internet da EDA (www.eda.pt).



// 111

Tabela de decisão relativa à Classificação de Evento Excecional

TIEPI MT (min)

SAIFI MT (#)

SAIDI MT (min)

END (MWh)

SAIFI BT (#)

SAIDI BT (min)

EDA_2018_JUL_T_2 Ponta Delgada19/07/2018

21:56 AT - Alta tensão ANIMAIS NÃO AVES 11 4320 0,90 0,00 0,00 0,77 0,00 0,00 n.a. n.a.

Não reúne condições para aprovação:- Após parecer emitido pela DREn, conclui-se que não foram apresentados elementos de prova suficientes para classificar o incidente como evento excecional.

Não Aprovado

Classificação como Evento Excecional

Código do RelatórioConcelho origem

do incidenteData do

incidenteNível de Tensão Causa do incidente

Duração incidente

(min)

N.º clientes afectados

Continuidade de Serviço

Exclusão dos Indicadores para efeito de comparação com os padrões

Qualidade de Serviço Comercial

Fundamentação DecisãoQualidade de Energia Elétrica


TIEPI MT (min)

SAIFI MT (#)

SAIDI MT (min)

END (MWh)

SAIFI BT (#)

SAIDI BT (min)

EDA_2018_SET_T_1 Lajes das Flores 15/09/2018 11:08

MT - Média tensão VENTO INTENSIDADE EXCEPCIONAL 5 726 2,23 0,35 1,90 0,05 0,34 1,88 n.a. n.a.Reúne condições para aprovação:- Reúne os requisitos para classificação- Tem parecer positivo das demais entidades"

Aprovado

EDA_2018_SET_T_2 São Roque do Pico26/09/2018

04:12 MT - Média tensão DESCARGA ATMOSFÉRICA (TROVOADA) 150 7132 60,10 1,02 52,85 5,46 1,27 68,10 n.a. n.a.

Não reúne condições para aprovação: - Após parecer emitido pela DREn, conclui-se que o evento não está devidamente fundamentado, não tendo sequer sido indicado o tipo de proteção atuado.

Não Aprovado

EDA_2018_SET_T_3 Angra do Heroísmo 26/09/2018 10:34

MT - Média tensão DESCARGA ATMOSFÉRICA DIRECTA 81 3420 1,98 0,10 2,78 0,75 0,15 3,68 n.a. n.a.Reúne condições para aprovação:- Reúne os requisitos para classificação- Tem parecer positivo das demais entidades"

Aprovado


Código do Relatório Concelho origem do incidente

Data do incidente

Nível de Tensão Causa do incidenteDuração incidente

(min)







TIEPI MT (min)

SAIFI MT (#)

SAIDI MT (min)

END (MWh)

SAIFI BT (#)

SAIDI BT (min)

EDA_2018_OUT_T_1 Santa Cruz 27/10/2018 20:36

MT - Média tensão ANIMAIS 264 133 0,05 0,00 0,08 0,03 0,01 0,22 n.a. n.a.

Não reúne condições para aprovação:- Após parecer emitido pela DREn, conclui-se que o relatório não apresenta evidências suficientes para classificar o incidente como evento excecional.

Não Aprovado


Código do RelatórioConcelho origem do incidente

Data do incidente

Nível de TensãoCausa do incidente

Duração incidente

(min)






TIEPI MT (min) SAIFI MT (#) SAIDI MT (min) END (MWh) SAIFI BT (#) SAIDI BT (min)

EDA_2018_JUL_T_1 Ponta Delgada 16/07/2018 16:35 MT - Média tensão INTERVENÇÕES NO SUBSOLO (ESCAVAÇÕES) 145 813 1,2300000 0,0300000 0,8100000 0,9700000 0,0100000 0,4400000 n.a. n.a.Reúne condições para aprovação:- Reúne os requisitos para classificação- Tem parecer positivo das demais entidades"

Aprovado


Código do RelatórioConcelho origem do

incidente Data do incidente Nível de Tensão Causa do incidenteDuração incidente

(min)

N.º clientes afectados Continuidade de Serviço


Qualidade de Serviço ComercialFundamentação Decisão

Qualidade de Energia Elétrica



// 112


TIEPI MT (min)

SAIFI MT (#)

SAIDI MT (min)

END (MWh)

SAIFI BT (#)

SAIDI BT (min)

EDA_2018_NOV_T_1 Velas 24/11/2018 09:22

MT - Média tensão INTERVENÇÕES À SUPERFICIE 198 5783 72,07 0,00 0,00 4,25 0,00 0,00 n.a. n.a.

Não reúne condições para aprovação: - Após parecer emitido pela DREn, conclui-se que não foram apresentadas evidências que permitam justificar a excecionalidade do evento.

Não Aprovado

EDA_2018_NOV_T_2 Calheta 15/11/2018 22:12


Aprovado

EDA_2018_NOV_T_3 Calheta 15/11/2018 22:37


Aprovado

EDA_2018_NOV_T_4 Velas 16/11/2018 01:28


Aprovado

EDA_2018_NOV_T_5 Lajes do Pico 27/11/2018 01:48


Aprovado

EDA_2018_NOV_T_6 São Roque do Pico 27/11/2018 01:40


Aprovado

EDA_2018_NOV_T_7 São Roque do Pico 27/11/2018 03:27


Aprovado


Código do Relatório Concelho origem do incidente

Data do incidente

Nível de Tensão Causa do incidenteDuração incidente

(min)







TIEPI MT (min)

SAIFI MT (#)

SAIDI MT (min)

END (MWh)

SAIFI BT (#)

SAIDI BT (min)

EDA_2018_DEZ_T_1 Santa Cruz 07/12/2018 14:55

MT - Média tensão INTERVENÇÕES NO SUBSOLO (ESCAVAÇÕES) 77 90 3,01 0,03 1,59 1,07 0,00 0,11 n.a. n.a.Reúne condições para aprovação:- Reúne os requisitos para classificação- Tem parecer positivo das demais entidades"

Aprovado

EDA_2018_DEZ_T_2 Calheta 14/12/2018 07:39


Aprovado

EDA_2018_DEZ_T_3 São Roque do Pico 17/12/2018 02:27


Aprovado

EDA_2018_DEZ_T_4 Calheta 29/12/2018 12:31


Aprovado

EDA_2018_DEZ_T_5 Calheta 29/12/2018 13:50


Aprovado

EDA_2018_DEZ_T_6 Calheta 29/12/2018 14:34

AT - Alta tensão VENTO INTENSIDADE EXCEPCIONAL 226 1548 27,18 0,51 34,87 1,44 0,57 39,84 n.a. n.a.Reúne condições para aprovação:- Reúne os requisitos para classificação- Tem parecer positivo das demais entidades"

Aprovado


Código do RelatórioConcelho origem

do incidenteData do

incidente Nível de Tensão Causa do incidenteDuração incidente

(min)







// 113

6Ações para a melhoria daQualidade de Serviço

// Redes

// Produção


// 114


6. Ações para a melhoria daQualidade de 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.

6.1. Redes

Com o objetivo de zelar pelo bom estado

de conservação dos elementos constituintes

da distribuição (redes AT, MT e BT, postos de

transformação e subestações) e tendo em vista

Ilha Descrição da acção (I -Investimento / E -Exploração)

S. Maria E - Ações de manutenção preventiva de 17 apoios de linhas da rede MT

S. MariaE – Manutenção preventiva de 16 aparelhos de manobra da rede aérea MT, destes 5 são

telecomandados

S. Maria E – Substituição de 5 apoios MT

S. Maria E – Desmatagem dos corredores das linhas MT

S. Maria E – Inspeção de 63 PTD (postos de transformação públicos)

S. Maria E – Manutenção preventiva de 38 PTD

S. Maria E – Substituição de QGBT do PT0062

S. Maria E - Inspeção da rede BT de 12 PTD

S. Maria E – Manutenção preventiva da rede BT de 11 PTD

S. Maria E – Substituição de 27 apoios BT

S. Maria E – Manutenção de 223 AD (armários de distribuição) da rede subterrânea de BT

S. Maria E – Manutenção preventiva da iluminação pública de 59 PTD

S. Maria I – Montagem de 11 caixas de proteção e seccionamento em 7 RDBT

o cumprimento dos padrões de continuidade

de serviço definidos no RQS e da qualidade de

serviço especificada na EN 50 160, foram tomadas

as medidas expostas nas tabelas seguintes:


// 115



S. Maria I – Remodelação de parte da rede BT do PT0051

S. Maria I – Passagem de rede parte da linha AR04 de aérea para subterrânea

S. Maria E – Melhoria das terras de serviço de 6 PTD

S. Maria

E - Manutenção de equipamentos de subestações e postes de transformação equipados com sistemas de proteção comando e controlo:

2 compartimentos barras MT 10 kV7 painéis linha MT 10 kV

2 painéis transformador MT 10 kV2 painéis de seccionamento MT 10 kV

2 painel potencial de barras MT 10 kV2 painéis transformador MT 6 kV

2 transformador 10/6 kV

S. MiguelE- Ações de manutenção preventiva da rede BT de cerca de 65 postos de transformação

E- Ações de inspeção preventiva da rede BT de cerca de 90 postos de transformação

S. MiguelE - Manutenção e inspeção de AD (armários de distribuição) da rede subterrânea BT do

concelho de Ponta Delgada

S. Miguel I - Reconfiguração/Beneficiação da rede BT de 3 postos de transformação

S. Miguel

E - Ações de manutenção preventiva a cerca de 345 postos de pransformação/postos de

seccionamentoE - Ações de inspeção preventiva a cerca de 260 Postos

de transformação/postos de seccionamento

S. Miguel I- Desvio/alteração localização de PT: PT 193 e PT 199

S. Miguel I- Alteração de potência PT: PT 87, PT 197, PT 262, PT 274, PT 342, PT 476 e PT 479

S. MiguelE - Substituição ceccionadores entrada PT aéreos devido ao mau estado de conservação:

PT 37, PT 107, PT 194, PT 333, PT 334, PT 338, PT 370 e PT 376

S. Miguel I – Substituição do QGBT: PT 112, PT 214, PT 225, PT 287, PT 307 e PT 373

S. MiguelI - Substituição de celas MT equipadas com tecnologia SF6 devido a baixa pressão SF6: PT

530

S. MiguelE - Substituição de celas MT equipadas com tecnologia SF6 devido a

mau estado de conservação: PS 1400, PS 40 e PT 378

S. Miguel I - Beneficiação de terras de serviço e proteção de 8 PTD

S. MiguelE - Ações de manutenção preventiva de 549 apoios e inspeção de

545 apoios das Linhas da rede MT/AT

S. Miguel I- Desvio/alteração/reconfiguração dos ramais MT para PT: PT 314, PT 135, PT 92 e PT 282

I - Substituição de celas MT equipadas com tecnologia SF6devido a baixa pressão SF6: PT 530


// 116



S. Miguel

E - Trabalhos diversos no âmbito do SPEA tais como:a) Montagem de cabo coberto em alguns apoios de transição da rede MT

b) Montagem de cabo coberto em 82 PTD

S. Miguel

Manutenção de equipamentos de subestações e postes de transformação equipados com sistemas de proteção comando e controlo:

6 barramentos 60 kV11 painéis linha AT 60 kV

7 painéis transformador AT 60 kV3 painéis de seccionamento AT 60 kV



1 painel potencial de barras MT 30 kV7 compartimentos barras MT 10 kV

21 painéis linha MT 10 kV8 painéis transformador MT 10 kV

6 painéis de seccionamento MT 10 kV3 painéis baterias de condensadores MT 10 kV

1 painel potencial de barras MT 10 kV4 transformador 60/30 kV2 transformador 60/10 kV1 transformador 30/10 kV

19 sistemas de proteções painéis AT/MT/TP

10 sistema comando controlo / unidade remota11 serviços auxiliares C.A.12 serviços auxiliares C.C.

TerceiraE – Ações de manutenção preventiva de 329 apoios e inspeção de 1052 apoios das linhas da

rede MT/AT

Terceira E – Manutenção preventiva de 73 aparelhos de manobra da rede aérea

Terceira E – Substituição de 1 QGBT de PTD

Terceira I – Reforço de rede BT de 14 PTD

Terceira E – Manutenção preventiva de 153 PTD

Terceira I – Substituição de 5 transformadores por alterações de potência em PTD

Terceira I - Montagem de celas MT equipadas com tecnologia SF6 em 2 PTD

Terceira E – Inspeção de 147 PTD e 3 PS

Terceira E – Manutenção preventiva da rede BT de 10 PTD

Terceira E – Inspeção das redes BT de 39 PTD


// 117



Terceira




1 painéis TSA/RN MT 30 kV

2 painel potencial de barras MT 30 kV2 compartimentos barras MT 15 kV

9 painéis linha MT 15 kV3 painéis transformador MT 15 kV

2 painéis de seccionamento MT 15 kV5 painéis baterias condensadores MT 15 kV

8 painéis TSA/RN MT 15 kV

4 transformador 30/15 kV16 sistemas de proteções painéis AT/MT/TP


Graciosa E – Manutenção preventiva de 36 postos de transformação/postos de seccionamento

Graciosa E - Ações de inspeção preventiva de 12 postos de transformação/postos de seccionamento

Graciosa I - Montagem/substituição/desvio de 67 apoios BT

Graciosa E- Ações de manutenção preventiva da rede BT de cerca de 11 postos de transformação

Graciosa E- Ações de inspeção preventiva da rede BT de cerca de 17 postos de transformação

Graciosa E – Substituição de 2 QGBT em postos de transformação

Graciosa E - Manutenção de todos os armários de distribuição da rede subterrânea de BT

Graciosa E – Desmatagem dos corredores das linhas MT

Graciosa E – Modificação de alguns circuitos da rede BT onde a secção do cabo era reduzida

Graciosa E – Instalação de 2 caixas de seccionamento para garantir proteção de alguns circuitos longos

Graciosa E – Ações de inspeção nas linhas da rede MT QS02 e QG02

Graciosa I – Montagem de seccionadores na linha MT

Graciosa

Manutenção de equipamentos de subestações e postos de transformação equipados com sistemas de proteção comando e controlo:

8 painéis linha MT 15 kV

1 sistema comando controlo / unidade remota

S. JorgeE – Ações de manutenção preventiva de 326 apoios e inspeção de 248 apoios das linhas da

rede MT/AT


// 118



S. Jorge I – Instalação de 4 aparelho de manobra na rede aérea MT

S. Jorge E – Manutenção preventiva de 26 aparelhos de manobra da rede aérea MT

S. JorgeI – Substituição de 2 aparelhos de manobra de corte em vazio por aparelhos de

manobra de corte em carga da rede aérea MT

S. Jorge E – Desmatagem dos corredores das linhas MT

S. Jorge E – Manutenção preventiva de 37 PTD e 2 PS e inspeção de 37 PTD

S. Jorge I – Remodelação de 6 QGBT em PTD

S. Jorge I – Beneficiação de terras de serviço e proteção de 1 posto de transformação

S. Jorge E – Manutenção preventiva da rede BT em 15 PTD e inspeção da rede BT em 14 PTD

S. Jorge E - Montagem/substituição/desvio de 55 apoios BT

S. Jorge

Manutenção de equipamentos de subestações e postos de transformação equipados com sistemas de proteção comando e controlo:

1 sistema comando controlo / unidade remota

Pico E – Manutenção preventiva de 68 PTD

Pico E – Inspecção de 135 PTD e inspecção termográfica de 35 PTD

Pico E - Inspeção da rede BT de 26 PTD

Pico E – Desmatação da rede BT de 22 PTD

Pico E – Desmatagem dos corredores das linhas MT

Pico E – Manutenção preventiva da iluminação publica de 131 PTD

Pico E – Manutenção preventiva de 20 aparelhos de manobra da rede aérea

Pico E – Ações de Inspeção de 358 apoios das linhas da rede MT/AT

Pico E - Substituição/desvio de 40 apoios BT e de 4 armários de distribuição

Pico I – Substituição de Cela em 1 PTD

Pico E – Substituição do transformador de 2 PTD

Pico I – Substituição de armaduras por armaduras LED

Pico I – Melhoria das terras de serviço de 10 PTD

Pico I - Substituição de 98 apoios BT

Pico I – Remodelação do 1 PT0071 (passagem de aéreo para cabina)

Pico I – Substituição de armaduras por armaduras LED


// 119



Pico



1 painéis transformador MT 30 kV


1 painéis transformador MT 15 kV1 painéis TSA/RN MT 15 kV

3 transformador 30/15 kV1 sistema comando controlo / unidade remota

2 serviços auxiliares C.A.2 serviços auxiliares C.C.

FaialE - Ações de manutenção preventiva de 95 apoios e Inspeção de 117 apoios

das linhas da rede MT/AT

Faial E – Manutenção preventiva de 40 PTD

Faial I - Montagem/substituição/desvio de 66 apoios BT

Faial E – Manutenção de 114 AD da rede subterrânea de BT

Faial E – Manutenção preventiva da rede BT de 18 PTD

Faial E – Manutenção preventiva de 6 aparelhos de manobra da rede aérea

Faial E – Desmatagem dos corredores das linhas MT

Faial E – Montagem/substituição/desvio de 3 AD da rede subterrânea de BT

Faial


10 painéis linha MT 15 kV


Flores E – Melhoria de terras no PT 27 – Zona Industrial

Flores E – Montagem de seccionador MT no início do ramal para o PT 1002 – Fábrica de Laticínio

Flores E – Montagem de seccionador MT no início do ramal para o PT 34 - Fajazinha

Flores E – Montagem de seccionador MT no início do ramal para o PT 10 – Fazenda das Lajes

Flores E – Montagem de seccionador MT no início do ramal para o PT 1013 – Aldeia da Quada

Flores E – Montagem de seccionador MT no início do ramal para o PT 34 - Fajazinha


// 120



FloresE – Substituição do interruptor MT no início do ramal para o PT 04 – Caveira,

por um equipamento isolado a SF6

Flores E -Substituição de 30 apoios de rede BT

Flores I -Substituição de 10 apoios de rede BT

Flores I – Inserção de novo circuito BT na rede do PT 33 – Rua da Cruz

Flores E – Inspeção a 6 redes BT com vista a planeamento da manutenção

Flores E – Substituição de troço de cabo MT junto so PT 08 – Vila das Lajes

Flores E – Manutenção a 6 seccionadores MT

Flores E – Inspeção a 32 PT públicos, incluindo medição de terrras

Flores E – Manutenção preventiva em 16 PT públicos

Flores E – Manutenção a 6 PS anexos a PT particulares

Flores E – Inspeção a 2 linhas MT com vista a planeamento da manutenção

Flores E – Manutenção ao sistema de comando e controlo dos IAT da rede MT

Flores



Corvo E – Inspeção a 1 PT público


// 121


6.2. Produção

O quadro seguinte resume as ações de

manutenção preventiva mais importantes

realizadas nos grupos geradores. São estas que,


S. Maria - Central do Aeroporto E - Revisão Tipo 12000 horas do grupo 5

S. Maria - Central do AeroportoE - Realização das revisões Tipo 2000 horas dos 6 grupos conforme plano

de nível III

S. Maria - Central do Aeroporto I - Aquisição de módulos de pré-aquecimento para os grupo 8 e 9

S. Miguel - Central do Caldeirão E - Manutenções preventivas de nível III aos grupos geradores

S. Miguel - Central do Caldeirão E - Manutenções preventivas de nível III aos sistemas auxiliares

S. Miguel - Central do Caldeirão E- Inspeção geral ao reservatório de combustível pesado 1 (RP1)

S. Miguel - Central do CaldeirãoE – No âmbito do Sistema de Gestão de Qualidade e Ambiente, foi

implementada uma Matriz de Gestão de Risco (Segurança e Ambiente)

S. Miguel - Central do Caldeirão E – Implementação de política de prevenção de acidentes graves

Terceira - Central do Belo Jardim E - Manutenções preventivas de nível III aos grupos geradores

Terceira - Central do Belo Jardim E - Manutenções preventivas de nível III aos sistemas auxiliares

Terceira - Central do Belo JardimE – Implementado Sistema de Gestão de Qualidade e Ambiente, incluindo

Matriz de Gestão de Risco (Segurança e Ambiente)

Terceira - Central do Belo Jardim I – Substituição da caldeira recuperativa do grupo 7

Graciosa - Central da Graciosa E - Manutenções dos grupos geradores

S. Jorge - Central do Caminho NovoE – Manutenção preventiva dos grupos geradores 11 e 12, de acordo

com plano de manutenção preventiva de nível III

S. Jorge - Central do Caminho Novo I – Construção de uma nova subestação na CTCN

S. Jorge - Central do Caminho Novo I – Renovação do sistema de comando e controlo da central

basicamente, garantem a boa operacionalidade

dos grupos e consequentemente contribuem

para a redução de indisponibilidades por avarias.


// 122



Pico - Central NovaE - Manutenção preventiva dos grupos geradores 1 e 2, de acordo com

plano de manutenção preventiva de nível III

Pico - Central Nova

I - Substituição dos dois carregadores/retificadores de baterias do sistema

de 24 V CC associados aos sistemas dos grupos 1 a 5, por avaria de um dos existentes. O outro era da mesma idade e seria difícil repará-lo se também

avariasse

Faial - Central Santa BárbaraE – Manutenções Preventivas dos grupos geradores 5, 6 e 8,

conforme PMP nível III

Faial - Central Santa Bárbara E – Manutenção preventiva ao sistema de ventilação da sala de máquinas

Faial - Central Santa Bárbara I – Aquisição de banco de baterias para o sistema de 110V

Flores - Central das FloresE - Manutenções dos grupos geradores: execução de manutenção

preventiva aos 5 grupos conforme PMP nível III

Flores - Central das Flores

E - Manutenções dos sistemas auxiliares da central, incluindo:- Manutenção aos bancos de baterias

- Manutenção e tratamento do sistema de combustível- Manutenção aos PC de comando e controlo

Corvo - Central do CorvoE - Manutenções dos grupos geradores: execução de manutenção

preventiva aos 5 grupos conforme PMP nível III

Corvo - Central do Corvo

E - Manutenções dos sistemas auxiliares da central, incluindo:- Inspeção aos tanques de combustível

- Manutenção aos PC de comando e controlo


// 123

AAnexos

// Anexo I - Siglas, abreviaturas e definições

// Anexo II - Classificação das causas das interrupções


// 124


Anexo I - Siglas, abreviaturas e def inições

Alta Tensão (AT) – tensão entre fases cujo

valor eficaz é superior a 45 kV e igual ou inferior

a 110 kV.

AMRA – aparelho de manobra da rede aérea.

Avaria – condição do estado de um equipa-

mento ou sistema de que resultem danos ou

falhas no seu funcionamento.

Baixa Tensão (BT) – tensão entre fases cujo

valor eficaz é igual ou inferior a 1 kV.

Carga – valor, num dado instante, da potência

ativa fornecida em qualquer ponto de um sistema,

determinada por uma medida instantânea

ou por uma média obtida pela integração da

potência durante um determinado intervalo de

tempo. A carga pode referir se a um consumidor,

a um aparelho, a uma linha ou a uma rede.

Cava (abaixamento) da tensão de alimenta-

ção – diminuição brusca da tensão de ali-

mentação para um valor situado entre 90% e 1% da

tensão declarada, Uc (ou da tensão de referência

deslizante, Urd), seguida do restabelecimento da

tensão depois de um curto lapso de tempo. Por

convenção, uma cava de tensão dura de 10 ms a

1 min.

Centro de Condução de uma rede – órgão

encarregue da vigilância e da condução das

instalações e equipamentos de uma rede.

Cliente – pessoa singular ou coletiva com um

contrato de fornecimento de energia elétrica ou

acordo de acesso e operação das redes.

Cliente não vinculado – Pessoa singular ou

coletiva, titular de uma instalação consumidora

de energia elétrica, a quem tenha sido concedida

autorização de acesso ao Sistema Elétrico Não

Vinculado (SENVA), nos termos do Regulamento

de Relações Comerciais.

Compatibilidade eletromagnética (CEM) –

aptidão de um aparelho ou de um sistema para

funcionar no seu ambiente eletromagnético

de forma satisfatória e sem ele próprio produzir

perturbações eletromagnéticas intoleráveis para

tudo o que se encontre nesse ambiente.

Condições normais de exploração – condi-

ções de uma rede que permitem corresponder

à procura de energia elétrica, às manobras da

rede e à eliminação de defeitos pelos sistemas

automáticos de proteção, na ausência de

condições excecionais ligadas a influências

externas ou a incidentes importantes.

Condução da rede – ações de vigilância, con-

trola e comando da rede ou de um conjunto

de instalações elétricas asseguradas por um ou

mais centros de condução.

Consumidor – entidade que recebe energia

elétrica para utilização própria.

Corrente de curto-circuito – corrente elétrica

entre dois pontos de um circuito em que se

estabeleceu um caminho condutor ocasional e

de baixa impedância.


// 125


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 condições de ligação:

prazos, custo, critérios de partilha de meios e

de encargos comuns de exploração, condições

técnicas e de exploração 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 gestão técnica global dos sistemas

elétricos de cada uma das ilhas do Arquipélago

dos Açores, o transporte e a distribuição de

energia elétrica nos referidos sistemas, bem

como a construção e exploração das respetivas

infraestruturas, conforme o disposto no Capítulo

V do Regulamento das Relações Comerciais.

Defeito elétrico – anomalia numa rede elétrica

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 consecutivas,

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 disjuntor

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 defeito elétrico.

DREn – Direção Regional da Energia.

Duração média das interrupções do sistema

(SAIDI – “System Average Interruption Duration

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:

DIij· – duração da interrupção i na instalação j

(PTD ou PTC), em minutos;

k – quantidade total de pontos de entrega

(PTC e PTD) da ilha, para o cálculo de indica-

dores globais da ilha ou por linha de distribuição;

quantidade total dos pontos de entrega da zona

de serviço considerada, da ilha ou da região, para

o cálculo de indicadores por zona de serviço, por

ilha ou para a região; quantidade total dos pontos

de entrega da região para indicadores globais da

região;

x – número de interrupções da instalação j.

em que:


// 126


Emissão (eletromagnética) – processo pelo

qual uma fonte fornece energia eletromagnética

ao exterior.

Energia não distribuída (END) – valor estimado

da energia não distribuída nos pontos de

entrega das redes de distribuição em MT, devido

a interrupções de fornecimento, durante um

determinado intervalo de tempo (normalmente

1 ano civil), dado pela seguinte expressão:

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 considerado.

T – período de tempo considerado, em horas.

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 (normalmente 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.

ERSE – Entidade Reguladora dos Serviços

Energéticos.

Eventos excecionais – consideram-se eventos

excecionais os eventos que reúnam cumula-

tivamente as seguintes características:

onde:

a) Baixa probabilidade de ocorrência do

evento ou das suas consequências;

b) Provoquem uma significativa diminuição

da qualidade de serviço prestada;

c) Não seja razoável, em termos económicos,

que os operadores de redes, comercializadores,

comercializadores de último recurso ou, no caso

das RAA e RAM, os produtores evitem a totalidade

das suas consequências;

d) O evento e as suas consequências não

sejam imputáveis aos operadores de redes,

comercializadores, comercializadores de último

recurso ou, no caso das RAA e RAM, aos

produtores.

Um evento só é considerado evento exceci-

onal após aprovação pela ERSE, na sequên-

cia de pedido fundamentado por parte de

operadores de redes, de comercializadores ou de

comercializadores de último recurso.

Exploração – conjunto das atividades neces-

sárias ao funcionamento de uma instalação

elétrica, incluindo as manobras, o comando, o

controlo, a manutenção, bem como os trabalhos

elétricos e os não elétricos.

Flutuação de tensão – série de variações da

tensão ou variação cíclica da envolvente de uma

tensão.

Fornecedor – entidade responsável pelo for-

necimento de energia elétrica, nos termos de

um contrato.

Fornecimento de energia elétrica – venda

de energia elétrica a qualquer entidade que é

cliente da entidade concessionária do transporte

e distribuição.


// 127


Frequência da tensão de alimentação (f) - taxa

de repetição da onda fundamental da tensão de

alimentação, medida durante um dado intervalo

de tempo (em regra 1 segundo).

Frequência média de interrupções do

sistema (SAIFI – “System Average Interruption

Frequency Index”) – representa o número médio

de interrupções verificadas nos pon-tos de

entrega, durante um determinado período.

O indicador SAIFI é obtido pela expressão:

FIjMT - número de interrupções em PTD e

PTC, no período considerado;

k - quantidade total dos pontos de entrega

(PTC e PTD) da ilha, para o cálculo de indicadores

globais da ilha ou por linha de distribuição;



o cálculo de indicadores por zona de serviço, por

ilha ou para a região; quantidade total dos pontos

de entrega da região para indicadores globais da

região.

Imunidade (a uma perturbação) – aptidão

dum dispositivo, dum aparelho ou dum sistema

para funcionar sem degradação na presença

duma perturbação eletromagnética.

Incidente – acontecimento que provoca a

desconexão (não programada) de um elemento

da rede, podendo originar uma ou mais

interrupções de serviço.

em que:

Instalação elétrica – conjunto de equipa-

mentos elétricos utilizados na produção, no

transporte, na conversão, na distribuição ou na

utilização da energia elétrica, incluindo fontes de

energia, bem como as baterias, os condensadores

e outros equipamentos de armazenamento de

energia elétrica.

Instalação elétrica eventual – instalação

elétrica provisória, estabelecida com o fim de

realizar, com carácter temporário, um evento de

natureza social, cultural ou desportiva.

Instalação de utilização – instalação elétrica

destinada a permitir aos seus utilizadores a

aplicação da energia elétrica pela sua trans-

formação noutra forma de energia.

Interrupção acidental – interrupção do for-

necimento ou da entrega de energia elétrica

provocada por defeitos permanentes ou

transitórios, na maior parte das vezes ligados

a acontecimentos externos, a avarias ou a

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.


// 128


Interrupção prevista – interrupção do forne-

cimento ou da entrega que ocorre quando os

clientes são informados com antecedência, 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 daquele sistema.

Limite de emissão (duma fonte de perturba-

ção) – valor máximo admissível do nível de

emissão.

Limite de imunidade – valor mínimo requerido

do nível de imunidade.

MAIFI – Frequência média de interrupções

breves do sistema (sigla adotada internacio-

nalmente a partir da designação em língua

inglesa do indicador “Momentary Average

Interruption Frequency Index”);

Manobras – ações destinadas a realizar

mudanças de esquema de exploração de uma

rede elétrica, ou a satisfazer, a cada momento,

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

elemento dessa rede.

Manutenção – combinação de ações técnicas

e administrativas, compreendendo as operações

de vigilância, destinadas a manter uma instalação

elétrica num estado de operacionalidade que lhe

permita cumprir a sua função.

Manutenção corretiva (reparação) – combi-

nação de ações técnicas e administrativas

realizadas depois da deteção de uma avaria e

destinadas à reposição do funcionamento de

uma instalação elétrica.

Manutenção preventiva (conservação) –

combinação de ações técnicas e administrativas

realizadas com o objetivo de reduzir a

probabilidade de avaria ou degradação do

funcionamento de uma instalação elétrica.

Média Tensão (MT) – tensão entre fases cujo

valor eficaz é superior a 1 kV e igual ou inferior a

45 kV.

Muito Alta Tensão (MAT) - tensão entre fases

cujo valor eficaz é superior a 110 kV.

Nível de compatibilidade (eletromagnética)

– nível de perturbação especificado para o qual

existe uma forte e aceitável probabilidade 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 determinado


// 129


tipo incidente sobre um dispositivo, aparelho

ou sistema não suscetível 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 qualidade

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 pertur-

bação eletromagnética em determinados pontos

de uma rede elétrica (normalmente, os pontos

de entrega).

Nível (de uma quantidade) – valor de uma

quantidade avaliada de uma maneira especi-

ficada.

Ocorrência – acontecimento que afete as

condições normais de funcionamento de uma

rede elétrica.

Operador Automático (OPA) – dispositivo

eletrónico programável destinado a executar

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 – Ação desencadeada localmente

ou por telecomando que visa modificar o estado

de um órgão ou sistema.

Perturbação (eletromagnética) – fenómeno

eletromagnético suscetível de degradar o

funcionamento dum dispositivo, dum aparelho

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 alimenta a

instalação do cliente. Podem também constituir

pontos de entrega:

Os terminais dos secundários de transfor-

madores de potência de ligação a uma instalação

do cliente.

A fronteira de ligação de uma linha à instala-

ção do cliente.

Ponto de ligação – ponto da rede eletrica-

mente identificável a que se liga uma carga, uma

outra rede, um grupo gerador ou um conjunto

de grupos geradores.

Ponto de interligação (de uma instalação

elétrica à rede) – é o nó de uma rede do 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.


// 130


Posto (de uma rede elétrica) – parte de

uma rede elétrica, situada num mesmo local,

englobando principalmente as extremidades

de linhas de transporte ou de distribuição,

a aparelhagem elétrica, edifícios e, even-

tualmente, transformadores.

Posto de transformação (PT) – posto desti-

nado 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 condições climáticas precisas.

Produtor – entidade responsável pela ligação

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 canalização 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 ligados entre

si com vista a transportar a energia elétrica

produzida pelas centrais até aos consumidores.

Rede de distribuição – parte da rede utilizada

para condução da energia elétrica, 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 seguintes valores:

• severidade de curta duração (Pst) medida

num período de 10 min;

• severidade de longa duração (Plt) calculada

sobre uma sequência de 12 valores de Pst

relativos a um intervalo de duas horas, segundo

a expressão:

Sobretensão temporária à frequência indus-

trial – sobretensão ocorrendo num dado local

com uma duração relativamente longa.

Sobretensão transitória – sobretensão, os-

cilatória ou não, de curta duração, em geral

fortemente amortecida e com uma duração

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 secundário

é de alta ou de média tensão;

Compensação do fator de potência por

compensadores síncronos ou condensadores,

em alta ou média tensão.


// 131


Tempo de interrupção equivalente da

potência instalada (TIEPI) – representa o tempo

de interrupção da potência instalada nos postos

de transformação (públicos e privados) da rede

de distribuição.

O indicador TIEPI é obtido pelo cálculo da

expressão:

DIij – duração da interrupção da instalação i,

em minutos;

PIj – potência instalada na instalação j - posto

de transformação de serviço público (PTD) ou

particular (PTC), em kVA;

k – quantidade total dos pontos de entrega

(PTC e PTD) da ilha, para o cálculo de indicadores

globais da ilha ou por linha de distribuição;



o cálculo de indicadores por zona de serviço,

por ilha ou para a região; quantidade total dos

pontos de entrega da região para indicadores

globais da região;

x – número de interrupções da instalação j.

Tensão de alimentação – valor eficaz da ten-

são entre fases presente num dado momento no

ponto de entrega, medido num dado intervalo

de tempo.

Tensão de alimentação declarada (Uc) –

tensão nominal Un entre fases da rede, salvo

se, por acordo entre o fornecedor e o cliente, a

em que:

tensão de alimentação aplicada no ponto de en-

trega 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 tensão

num determinado ponto da rede elétrica

calculado de forma contínua num determinado

intervalo de tempo, que representa o valor da

tensão antes do início de uma cava, e é usado

como tensão de referência para a determinação

da amplitude ou 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 frequência

fundamental da tensão de alimentação. As

tensões harmónicas podem ser avaliadas:

- individualmente - segundo a sua amplitude

relativa (Uh) em relação à fundamental (U1), em

que “h” representa a ordem da harmóni-ca;

- globalmente - ou seja, pelo valor da distorção

harmónica total (DHT) calculado pela expressão

seguinte:

Tensão interharmónica – tensão sinusoidal

cuja frequência está compreendida entre as

frequências harmónicas, ou seja, cuja frequência

não é um múltiplo inteiro da frequência

fundamental.


// 132


Tensão nominal de uma rede (Un) – tensão

entre fases que caracteriza uma rede e em

relação à qual são referidas certas características

de funcionamento.

Tremulação (“flicker”) – impressão de

instabilidade da sensação visual provocada

por um estímulo luminoso, cuja luminância ou

repartição espectral flutua no tempo.

T&D – Transporte e distribuição – inclui

interrupções na instalação do cliente.

Utilizador da Rede de Transporte – Produtor,

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 diminuição

do valor eficaz da tensão, provocados pela

variação da carga total da rede ou de parte desta.

1.1.1.1 Abreviaturas das ilhas

SMA – Santa Maria

SMG – São Miguel

TER – Terceira

GRA – Graciosa

SJG – São Jorge

PIC – Pico

FAI – Faial

FLO – Flores

COR – Corvo


// 133


Anexo II - Classif icação das causas das interrupções

Quadro geral de classificação

Apresenta-se em seguida o quadro geral

de classificação das interrupções. A recente

alteração do RQS e a interação da EDA e ERSE,

no que respeita à classificação das causas de

interrupção, culminou num maior nível de

detalhe a este nível.

As alterações introduzidas procuraram,

sempre que possível, aliar o aumento de

detalhe e a minimização do impacto quer a

nível operacional, como na perspetiva de análise

evolutiva dos indicadores.

A EDA, para melhor caracterização das

mesmas, tem em prática, em algumas tipologias

de causas, um nível mais detalhado. A tabela

seguinte apresenta as várias classificações de

causas e correspondência com as causas ERSE.


// 134


Tipo Motivo Causa EDA Causa ERSE Código

Acordo c/ cliente (1) Iniciativa Operador (00) Iniciativa Operador (00) 1100

Acordo c/ cliente (1) Por iniciativa do cliente (10) Por iniciativa do cliente (10) 1110

Novos Empreendimentos (10) 1210

Reparação de equipamentos (20) 1220

Conservação de equipamentos (30) 1230

Alterações na configuração da rede

(40)1240

Trabalhos de abate ou decote de árvores (50)

1250

Facto imputável ao cliente (4) Facto imputável ao Cliente (RRC)Facto imputável ao Cliente

(RRC)140

Vento de intensidade excepcional (10) Naturais extremas (10) 2110

Inundações imprevisíveis (20) Incêndios / inundações (20) 2120

Descarga atmosférica directa (30) Naturais extremas (30) 2130

Incêndio (40) Incêndios / inundações (40) 2140

Terramoto (50) 2150

Greve geral (60) 2160

Alteração da ordem pública (70) 2170

Sabotagem (80) 2180

Malfeitoria (90)Vandalismo / ordem pública

(90)2190

Intervenção de Terceiros* (00) Ação de terceiros (00) 2200

Outras causas (10) Corpos estranhos na rede (10) 2210

PREVISTAS(PROGRAMADAS)

(1)

Razões de serviço (2)

Casos Fortuitos/Força maior (1) e (2)

Razões de segurança (3) Deslastre de cargas (0) Razões de segurança (00) 2300

Ação atmosférica (1)Fenómenos atmosféricos /

naturais (10)2410

Ação ambiental (2)Fenómenos atmosféricos /

naturais (20)2420

Origem interna - Proteções/Automatismos (31)

Proteções / automatismos (31) 2431

Origem interna -Material/Equipamento (32)

Material / equipamento (32) 2432

Origem interna - Técnicas (33) Técnicas (33) 2433

Origem interna - Humanas (34) Humanas (34) 2434

Trabalhos inadiáveis (40) Manutenção (40) 2440

Outras causas (50) Desconhecidas (50) 2450

Desconhecidas (60) Desconhecidas (60) 2460

2500

Máxima Intensidade Homopolar

(MIH) (10)2510

Máxima Intensidade Fase (MIF) (20) 2520

MIH + MIF (30) 2530

Facto imputável ao cliente (6) 2600

Deficiência na instalação do cliente 3000

Deslocação do piquete sem interrupção 4000

Deslocação Piquete - Serviços na hora 5000

Excecional Fort Vento Intensidade Excepcional

Evento excecional 9100

Excecional Fort Intervenção Terceiros Evento excecional 9200

Reengate (5)

Próprias (4)

IMPREVISTAS(ACIDENTAIS)

(2)


// 135


O quadro seguinte apresenta, de uma forma

simplificada, a relação existente entre as causas

simples de uma interrupção e o seu descritivo.

Causa simples Descritivo causa

11 Acordo c/ cliente

12 Razões de serviço

14 Facto imputável ao cliente

21 Fortuitas ou de força maior

23 Razões de segurança

24 Próprias

25 Reengate

26 Facto imputável ao cliente

30 Deficiência na instalação do cliente

40 Deslocação do piquete sem interrupção

50 Deslocação Piquete - Serviços na hora

91 Excecional Fort Vento Intensidade Excepcional

92 Excecional Fort Intervenção Terceiros

10 39 51 100

Previstas

Imprevistas

Origem das interrupções

Produção: são as interrupções do forne-

cimento ou da entrega de energia elétrica com

origem em centros produtores.

Transporte: são as interrupções do forne-


origem na rede de transporte.

Distribuição: são as interrupções do forne-


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 repercussão

naqueles subsistemas.

Tipos de interrupções

Previstas (programadas): são as interrupções

do fornecimento ou da entrega de energia

elétrica por acordo com os clientes, ou ainda por

razões de serviço, razões de interesse público ou

por facto imputável ao cliente em que os clientes

são informados com a antecedência mínima

fixada no Regulamento de Relações Comerciais

para estes tipos de interrupções.

Acidentais (imprevistas): são as restantes

interrupções do fornecimento ou da entrega de

energia elétrica.

Eventos excecionais: ver Anexo I - Siglas,

abreviaturas e definições.


// 136


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.

2.1.1.2. Causas das interrupções

Acordo com o cliente

Razões de serviço

Razões de interesse público

Razões de segurança

Facto imputável ao cliente

Caracterizadas no Regulamento de

Relações Comerciais

Causas fortuitas ou de força maior: consi-

deram-se causas fortuitas ou de força-maior as

indicadas no n.º 4 do artigo 2.º do RQS.

Próprias: consideram-se interrupções próprias

todas as não caracterizadas anteriormente. Estas

causas podem ser desagregadas do seguinte

modo:

Ação atmosférica: inclui as interrupções

devidas a fenómenos atmosféricos, designa-

damente, descargas atmosféricas indiretas,

chuva, inundação, neve, gelo, granizo, nevoeiro,

vento ou poluição, desde que não sejam passíveis

de ser classificadas como causas de força maior;

Ação ambiental: inclui as interrupções pro-

vocadas, designadamente, por animais, arvoredo,

movimentos de terras ou interferências de corpos

estranhos, desde que não sejam passíveis de ser

classificadas como causas de força maior;

Origem interna: inclui, designadamente,

erros de projeto ou de montagem, falhas ou uso

inadequado de equipamentos ou de materiais,

atividades de manutenção, obras próprias ou

erro humano;

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