Relatório da Qualidade de Serviço 2013 - eda.pt Qualidade Servico... · global a qualidade de serviço, referente à continuidade do mesmo, tenha melhorado, constata-se que algumas

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Relatório da Qualidade de

Serviço 2013

3

Sumário

De acordo com o estabelecido no Regula-

mento de Qualidade de Serviço em vigor na

RAA em 2013, compete à concessionária do

transporte e distribuição vinculado do Siste-

ma Elétrico do Serviço Publico da Região

Autónoma dos Açores elaborar, anualmente,

o relatório da qualidade de serviço. Este do-

cumento tem como objetivo caracterizar a

qualidade do serviço prestado pela Electrici-

dade dos Açores, S.A., as considerações as-

sumidas e as metodologias de cálculo utiliza-

das.

Este será o último ano que este a qualidade

de serviço da RAA é efetuado sob a égide

deste Regulamento. A partir de 2014 vigora

um Regulamento da Qualidade de Serviço

do Setor Elétrico, unificado para o Continente

e Regiões Autónomas, com as devidas espe-

cificidades.

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 à relação comercial com o

cliente, a qualidade refere-se aos aspetos

relacionados com o atendimento, pedidos

de informação, assistência técnica e a pró-

pria avaliação da satisfação dos mesmos, ou

seja, na forma como a EDA se relaciona com

os seus clientes. No âmbito da continuidade

de serviço, pode ser observado o número e a

duração das interrupções através de diversos

indicadores. Por sua vez, a amplitude, a fre-

quência, a forma da onda, bem como a

simetria do sistema trifásico avaliam a quali-

dade da onda tensão.

Tendo em conta que o bem mais valioso que

a EDA possuí são os seus clientes, e que a

qualidade do serviço prestado é condição

essencial para o desenvolvimento das ativi-

dades económicas e satisfação das necessi-

dades da população, foram efetuados in-

quéritos aos utentes dos centros de atendi-

mento que aceitaram responder e por amos-

tragem aos clientes residenciais com contac-

to telefónico atualizado, aos clientes empre-

sariais e aos clientes com contacto telefónico

que solicitaram intervenções do piquete ou

que reportaram avarias, bem como aos cli-

entes que agendaram intervenções nas suas

instalações de forma a avaliar o seu grau de

satisfação.

No que diz respeito à “Disponibilidade e Soli-

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

à “Apresentação” e apesar de, na opinião

dos inquiridos, os serviços prestados pela EDA

já serem de elevada qualidade, tem-se vindo

a verificar uma melhoria dos mesmos, com

exceção da “Apresentação” no ano de

2012, ao longo dos últimos 3 anos.

Quando comparado com o ano anterior,

verifica-se que a opinião dos inquiridos apre-

senta uma melhoria generalizada, elevando

ainda mais o nível do serviço prestado pela

EDA. Do ponto de vista dos clientes, os itens

sujeitos a avaliação são referidos como sen-

do Bons ou Muito Bons, em pelo menos 96%

dos inquiridos.

Apesar de, na opinião dos clientes, o atendi-

mento continue a ser considerado de muito

boa qualidade, verificou-se, face aos últimos

dois anos, um decréscimo no “score” obtido

pelos aspetos sujeitos a avaliação.

O atendimento comercial da EDA é entendi-

do pelos seus clientes como sendo “Bom” ou

“Muito Bom”, obtendo avaliações desta na-

tureza no atendimento por “Telefone” e ao

“Balcão”, na opinião de, pelo menos, 61%

dos inquiridos. No que diz respeito ao atendi-

mento pelo “Pessoal do piquete ou técnico

do comercial”, verificou-se um decréscimo

4

de cerca de 26%. Esta situação fica a dever-

se, principalmente, ao aumento significativo

do número de clientes que responderam

“Nunca utilizou ou não conhece”.

No que concerne a indicadores gerais de

relacionamento comercial verifica-se uma

melhoria generalizada dos mesmos, face aos

últimos anos, tendo sido cumpridos todos os

indicadores definidos.

Apesar dos incumprimentos nas retomas de

serviço e assistência técnica após comunica-

ção pelo cliente de avaria, os indicadores

individuais de relacionamento comercial

ostentam um elevado grau de cumprimento

dos deveres da EDA. Os incumprimentos veri-

ficados deram origem a compensações a

clientes.

No capítulo “Qualidade de serviço comerci-

al” foi efetuada uma análise mais profunda e

individualizada da qualidade de serviço de

âmbito comercial.

Ao nível da continuidade de serviço, a quali-

dade é aferida através de indicadores gerais

para as redes de transporte, de distribuição

em média tensão (MT) e distribuição em bai-

xa tensão (BT), bem como indicadores indivi-

duais para as mesmas redes.

Em 2013 foi realizada uma atualização das

zonas de qualidade de serviço, verificando-

se, por exemplo, o aparecimento de novas

zonas de qualidade do tipo B, facto mais

notório na ilha Terceira onde antes não existia

esta classificação.

O ano de 2013 apresenta uma melhoria dos

indicadores de continuidade de serviço da

Região Autónoma dos Açores. Embora no

global a qualidade de serviço, referente à

continuidade do mesmo, tenha melhorado,

constata-se que algumas ilhas apresentam

um comportamento inverso.

Na Região existem três níveis de qualidade

de serviço, definidos no regulamento da qua-

lidade de serviço, designadamente: zonas

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

centração de PdE de MT em zonas do tipo C

(70%).

Em 2013 registaram-se 1559 ocorrências que

afetaram PdE da rede de distribuição MT da

Região, menos 103 do que o verificado em

2012, ou seja menos 6,2%.

As ocorrências referidas deram origem, em

2013, a cerca de 24 mil interrupções em PdE

da rede MT, o que representa uma redução,

face a 2012, de 22,9%.

Ao nível da baixa tensão, verificaram-se, em

pontos de entrega desta rede, 1,5 milhões1

de interrupções, menos 22,5% que o número

registado em 2012. Destas interrupções cerca

de 520 mil são de curta duração (menos de 3

minutos).

Os indicadores gerais de continuidade de

serviço cumpriram plenamente os padrões

de qualidade de serviço estabelecidos, quer

ao nível da média tensão, quer ao da baixa

tensão.

A nível individual verificaram-se incumprimen-

tos que originaram o pagamento de, aproxi-

madamente, 2,6 mil euros de compensações

a clientes.

A continuidade de serviço foi alvo de uma

análise pormenorizada no capítulo 4, onde

são apresentados e analisados os resultados

dos indicadores gerais e individuais para a MT

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

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

cipais incidentes verificados.

Relativamente à qualidade da onda de ten-

são, os resultados das monitorizações efetua-

das, pelos diversos pontos de medição fixos e

dispersos pelas nove ilhas dos Açores, de-

monstram a qualidade da onda de tensão,

no que diz respeito à sua amplitude, tremula-

ção (Flicker), desequilíbrio do sistema trifásico

1 21,2% destas interrupções são micro-cortes (inter-

rupções de duração muito curta – na ordem de

milissegundos)

5

de tensões, frequência, distorção harmónica,

cavas de tensão e sobretensões. As condi-

ções estipuladas no RQS e pela norma NP EN

50 160 foram cumpridos, com exceção da

tremulação (Corvo) e da distorção harmóni-

ca (São Miguel). Em relação às cavas de

tensão e às sobretensões existiram situações

de maior ou menor severidade em todas as

ilhas e níveis de tensão.

No capítulo 5, 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.

6

Índice

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

2. Introdução.......................................................................................................................................................... 16

3. Qualidade de serviço comercial ................................................................................................................... 17

3.1. Satisfação dos Clientes ............................................................................................................................. 17

3.1.1. Registo de avarias ............................................................................................................................... 17

3.1.2. Visitas ..................................................................................................................................................... 21

3.1.3. Clientes dos centros de atendimento ............................................................................................. 24

3.1.4. Clientes residenciais (Clientes família) ............................................................................................ 27

3.1.5. Clientes não residenciais (Clientes empresa) ................................................................................ 29

3.2. Qualidade de serviço comercial ............................................................................................................ 31

3.2.1. Indicadores gerais ............................................................................................................................... 31

3.2.2. Indicadores individuais ....................................................................................................................... 41

3.3. Clientes com necessidades especiais ................................................................................................... 47

3.4. Ações mais relevantes para garantia da qualidade de serviço de âmbito comercial .............. 49

4. Continuidade de serviço ................................................................................................................................. 51

4.1. Indicadores gerais ...................................................................................................................................... 58

4.1.1. Indicadores RT ...................................................................................................................................... 58

4.1.2. Indicadores gerais MT - RAA ............................................................................................................. 58

4.1.3. Indicadores MT - ilha ........................................................................................................................... 61

4.2. Indicadores individuais .............................................................................................................................. 79

7

5. Qualidade da onda de tensão ..................................................................................................................... 82

5.1. Plano de monitorização ........................................................................................................................... 82

5.1.1. Indicadores semanais......................................................................................................................... 85

5.2. Qualidade onda de tensão ..................................................................................................................... 85

5.2.1. Amplitude ............................................................................................................................................. 85

5.2.2. Tremulação (Flicker) ........................................................................................................................... 85

5.2.3. Desequilíbrio ......................................................................................................................................... 86

5.2.4. Frequência ........................................................................................................................................... 86

5.2.5. Harmónicos .......................................................................................................................................... 86

5.2.6. Cavas .................................................................................................................................................... 86

5.2.7. Sobretensões ........................................................................................................................................ 93

5.2.8. Análise comparativa dos indicadores CPQI na RAA ................................................................... 98

5.2.9. Evolução da qualidade da onda de tensão .............................................................................. 100

6. Principais incidentes ....................................................................................................................................... 102

6.1. Santa Maria ............................................................................................................................................... 102

6.1.1. Incidentes por causas próprias ....................................................................................................... 102

6.1.2. Casos fortuitos ou de força-maior.................................................................................................. 103

6.2. São Miguel ................................................................................................................................................. 103



6.3. Terceira ...................................................................................................................................................... 104


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


6.5. São Jorge ................................................................................................................................................... 106


8


6.6. Pico ............................................................................................................................................................. 107


6.7. Faial............................................................................................................................................................. 108


6.8. Flores ........................................................................................................................................................... 109



6.9. Corvo .......................................................................................................................................................... 110


7. Ações para a melhoria da qualidade serviço .......................................................................................... 112

Anexos ................................................................................................................................................................... 117

Anexo I - Siglas, abreviaturas e definições ................................................................................................. 117

Anexo II - Classificação das causas das interrupções ............................................................................. 128

9

Índice de Gráficos

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

2012/13 .................................................................................................................................................................... 18

Gráfico 3-2 Caracterização do atendimento ................................................................................................. 19

Gráfico 3-3 Tempo de espera pelo piquete - Evolução 2012/13 ................................................................ 19

Gráfico 3-4 Resolução do problema - Evolução 2012/13 ............................................................................. 20

Gráfico 3-5 Resolução do problema................................................................................................................. 21

Gráfico 3-6 Caracterização do serviço prestado no contato ..................................................................... 22

Gráfico 3-7 Clientes que consideram a equipa técnico-comercial Muito Boa/Boa - Evolução 2012/13

.................................................................................................................................................................................. 22

Gráfico 3-8 Caracterização da equipa técnico-comercial ......................................................................... 23

Gráfico 3-9 Cumprimento do horário acordado ............................................................................................ 23

Gráfico 3-10 Resolução do problema .............................................................................................................. 24

Gráfico 3-11 Atendimento e tempo de espera .............................................................................................. 24

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

Bom/Bom - Evolução 2012/13 ............................................................................................................................. 25

Gráfico 3-13 Qualidade do serviço prestado nos centros de atendimento ............................................. 26

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

Evolução 2012/13 .................................................................................................................................................. 28

Gráfico 3-15 Caracterização do atendimento (Clientes residenciais) ...................................................... 29

Gráfico 3-16 Caracterização do atendimento (Clientes não residenciais) .............................................. 30

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

Evolução 2012/13 .................................................................................................................................................. 30

Gráfico 3-18 Elaboração de orçamentos de pedidos de fornecimento de energia ............................. 33

Gráfico 3-19 Execução de pedidos de fornecimento de energia ............................................................. 34

Gráfico 3-20 Tempo médio de ligação ............................................................................................................ 35

Gráfico 3-21 Tempo de espera nos centros de atendimento até 20 minutos .......................................... 36

Gráfico 3-22 Atendimento telefónico com tempos de espera inferiores a 60 segundos ....................... 37

10

Gráfico 3-23 Percentagem de clientes com reposição de serviço até 4 horas ....................................... 38

Gráfico 3-24 Percentagem de reclamações apreciadas e respondidas até 15 dias úteis ................... 38

Gráfico 3-25 Percentagem de pedidos de informação respondidos até 15 dias úteis .......................... 39

Gráfico 3-26 Contadores BTN com uma leitura .............................................................................................. 40

11

Índice de Tabelas

Tabela 3-1 Aspeto das instalações .................................................................................................................... 26

Tabela 3-2 Motivo de deslocação aos centros de atendimento ............................................................... 27

Tabela 3-3 Comparação do serviço prestado (clientes residenciais) ........................................................ 27

Tabela 3-4 Classificação global do serviço prestado (clientes residenciais) ............................................ 27

Tabela 3-5 Caracterização global do serviço prestado (Clientes não residenciais)............................... 31

Tabela 3-6 Comparação do serviço prestado (Clientes não residenciais) ............................................... 31

Tabela 3-7 Indicadores gerais do relacionamento comercial ..................................................................... 32

Tabela 3-8 Contadores não lidos ....................................................................................................................... 40

Tabela 3-9 Indicadores individuais e padrões da qualidade comercial ................................................... 41

Tabela 3-10 Ordens programadas com o cliente .......................................................................................... 42

Tabela 3-11 Compensações pagas pelos clientes ......................................................................................... 43

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

imputável ao cliente ............................................................................................................................................ 44

Tabela 3-13 Tratamento de reclamações relativas a faturação e cobranças ........................................ 45

Tabela 3-14 Reclamações relativas às características técnicas da tensão .............................................. 46

Tabela 3-15 Reclamações relativas a sistemas de contagem .................................................................... 47

Tabela 3-16 Número de clientes com necessidades especiais registados ................................................ 48

Tabela 4-1 Evolução do número de ocorrências ........................................................................................... 51

Tabela 4-2 Evolução 2012-2013 do número de ocorrências por causa ..................................................... 52

Tabela 4-3 Evolução do n.º de ocorrências por origem ................................................................................ 53

Tabela 4-4 Evolução do n.º de interrupções em PdE da rede MT na RAA ................................................ 54

Tabela 4-5 Evolução do n.º de interrupções por origem e duração .......................................................... 55

Tabela 4-6 Evolução do n.º de interrupções por ilha ..................................................................................... 55

Tabela 4-7 N.º de interrupções 2013 por tipo de duração e origem .......................................................... 56

Tabela 4-8 N.º de interrupções longas por causa ........................................................................................... 57

12

Tabela 4-9 Indicadores da rede de transporte 2013 ...................................................................................... 58

Tabela 4-10 Indicadores de continuidade de serviço da RAA, para interrupções longas (SAIFI – n.º;

TIEPI e SAIDI - hh:mm) ........................................................................................................................................... 58

Tabela 4-11 Evolução dos indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona, para

interrupções longas (SAIFI – n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) .................................................................................. 59

Tabela 4-12 Indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona e origem, para interrupções

longas (SAIFI – n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) .......................................................................................................... 59

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

longas (SAIFI – n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) .......................................................................................................... 60

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

abrangidas pelo artigo 13º do RQS (SAIFI – n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) ....................................................... 60

Tabela 4-15 Evolução do TIEPI por ilha - interrupções longas (hh:mm) ...................................................... 61

Tabela 4-16- TIEPI interrupções longas por origem (hh:mm) ......................................................................... 61

Tabela 4-17 TIEPI - interrupções longas por causa (hh:mm) ......................................................................... 62

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

.................................................................................................................................................................................. 63

Tabela 4-19 Evolução do SAIFI - interrupções longas (n.º) ............................................................................ 64

Tabela 4-20 SAIFI - interrupções longas por origem (n.º) ............................................................................... 64

Tabela 4-21 SAIFI - interrupções longas por causa (n.º) ................................................................................. 65

Tabela 4-22 Evolução do SAIFI - interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (n.º) ... 66

Tabela 4-23 Evolução do SAIDI - interrupções longas (hh:mm) ................................................................... 67

Tabela 4-24 SAIDI - interrupções longas por origem (hh:mm) ...................................................................... 67

Tabela 4-25 SAIDI - interrupções longas por causa (hh:mm) ........................................................................ 68

Tabela 4-26 SAIDI - interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm) .................. 69

Tabela 4-27 Estimativa de energia não distribuída em 2013 (MWh) ........................................................... 69

Tabela 4-28 N.º de interrupções em PdE da rede BT (em milhares) ............................................................ 70

Tabela 4-29 Evolução do n.º de interrupções em PdE da rede BT na RAA (em milhares) ...................... 70

Tabela 4-30 N.º de interrupções longas em PdE da rede BT ......................................................................... 71

13

Tabela 4-31 Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas (SAIFI – n.º;

SAIDI – hh:mm) ....................................................................................................................................................... 71

Tabela 4-32 Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas, por

origem (SAI-FI – n.º; SAIDI – hh:mm) ................................................................................................................... 72

Tabela 4-33 Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas, por causa

(SAIFI – n.º; SAIDI – hh:mm) ................................................................................................................................... 72

Tabela 4-34 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)................................................................... 72

Tabela 4-35 Evolução do SAIFI BT - interrupções longas (n.º) ....................................................................... 74

Tabela 4-36 SAIFI BT - interrupções longas, por origem (n.º) ......................................................................... 74

Tabela 4-37 SAIFI BT - interrupções longas, por causa (n.º) ........................................................................... 75

Tabela 4-38 SAIFI BT, para interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (n.º) ............. 75

Tabela 4-39 Evolução do SAIDI BT - interrupções longas (hh:mm) .............................................................. 76

Tabela 4-40 SAIDI BT - interrupções longas, por origem (hh:mm) ................................................................ 77

Tabela 4-41 SAIDI BT - interrupções longas, por causa (hh:mm) .................................................................. 77

Tabela 4-42 SAIDI BT, para interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm) ..... 78

Tabela 4-43 Padrão de número de interrupções por ano ............................................................................ 79

Tabela 4-44 Padrão da duração total das interrupções (horas por ano) ................................................. 79

Tabela 4-45 Número total de compensações ................................................................................................ 79

Tabela 4-46 Valor total de compensações (€) ................................................................................................ 80

Tabela 4-47 Compensações que revertem para o fundo de reforço de investimento .......................... 80

Tabela 4-48 Nº de situações com incumprimentos de duração e número em simultâneo................... 81

Tabela 5-1 Pontos de monitorização permanente em 2013 ........................................................................ 84

Tabela 5-2 Cavas na média tensão na Ilha de Santa Maria ........................................................................ 87

Tabela 5-3 Cavas na baixa tensão na Ilha de Santa Maria ......................................................................... 87

Tabela 5-4 Cavas na alta e média tensão na Ilha de São Miguel .............................................................. 87

Tabela 5-5 Cavas na baixa tensão na Ilha de São Miguel ........................................................................... 88

Tabela 5-6 Cavas na média tensão na Ilha Terceira ..................................................................................... 88

14

Tabela 5-7 Cavas na baixa tensão na Ilha Terceira ....................................................................................... 89

Tabela 5-8 Cavas na média tensão na Ilha Graciosa ................................................................................... 89

Tabela 5-9 Cavas na baixa tensão na Ilha Graciosa ..................................................................................... 89

Tabela 5-10 Cavas na média tensão na ilha de São Jorge ......................................................................... 90

Tabela 5-11 Cavas na baixa tensão na Ilha São Jorge ................................................................................. 90

Tabela 5-12 Cavas na média tensão na Ilha do Pico .................................................................................... 91

Tabela 5-13 Cavas na baixa tensão na Ilha do Pico ..................................................................................... 91

Tabela 5-14 Cavas na média tensão na Ilha do Faial ................................................................................... 92

Tabela 5-15 Cavas na baixa tensão na Ilha do Faial ..................................................................................... 92

Tabela 5-16 Cavas na média tensão na Ilha das Flores ................................................................................ 92

Tabela 5-17 Cavas na baixa tensão na Ilha das Flores ................................................................................. 93

Tabela 5-18 Cavas na média tensão na Ilha do Corvo ................................................................................ 93

Tabela 5-19 Sobretensões na média tensão na ilha de Santa Maria ......................................................... 94

Tabela 5-20 Sobretensões na baixa tensão na ilha de Santa Maria ........................................................... 94

Tabela 5-21 Sobretensões na média tensão na ilha de São Miguel ........................................................... 94

Tabela 5-22 Sobretensões baixa tensão na ilha de São Miguel .................................................................. 94

Tabela 5-23 Sobretensões na média tensão ilha Terceira............................................................................. 95

Tabela 5-24 Sobretensões baixa tensão na Ilha Terceira .............................................................................. 95

Tabela 5-25 Sobretensões na média tensão na ilha Graciosa..................................................................... 95

Tabela 5-26 Sobretensões baixa tensão na ilha Graciosa ............................................................................ 96

Tabela 5-27 Sobretensões na média tensão na ilha de São Jorge ............................................................. 96

Tabela 5-28 Sobretensões baixa tensão na ilha de São Jorge .................................................................... 96

Tabela 5-29 Sobretensões na média tensão na ilha do Pico ....................................................................... 97

Tabela 5-30 Sobretensões baixa tensão na ilha do Pico ............................................................................... 97

Tabela 5-31 Sobretensões média tensão na ilha do Faial ............................................................................ 97

Tabela 5-32 Sobretensões baixa tensão na ilha do Faial .............................................................................. 97

15

Tabela 5-33 Sobretensões na média tensão na ilha das Flores ................................................................... 98

Tabela 5-34 Síntese dos pontos de entrega onde se verificaram incumprimentos dos limites

regulamentares das características da onda de tensão no período de 2007-2013. ............................ 101

16

2. IntroduçãoConforme o estabelecido no Regulamento

de Qualidade de Serviço em vigor na RAA,

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

mo entidade concessionária do transporte e

distribuição, elaborar, anualmente, o relatório

da qualidade de serviço. Em cumprimento

do estabelecido nesse Regulamento, em

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

elaborado o presente relatório, onde se apre-

sentam os indicadores que caracterizam a

continuidade de serviço, a qualidade da

onda de tensão, a qualidade de serviço de

âmbito comercial e os resultados dos inquéri-

tos efetuados a clientes, referentes ao ano de

2013.

Em secção própria são, também, apresenta-

dos relatórios sucintos das principais ocorrên-

cias que afetaram a Região, bem como os

incidentes fortuitos com um valor de END

superior a 1 MWh nas ilhas de Santa Maria,

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

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

ceira.

17

3. Qualidade de serviço co-

mercialSabendo 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 enuncia-

da 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 satis-

fação dos mesmos. Logo, a qualidade de

serviço comercial é criteriosamente anali-

sada por via de Indicadores Gerais, Indica-

dores Individuais e da avaliação do grau de

satisfação de clientes. Os indicadores são

baseados em critérios simples que permitem

qualificar, quantificar e avaliar o nível do

desempenho técnico e comercial num

determinado período de tempo. Já quanto

à avaliação do grau de satisfação dos cli-

entes, apesar de não ser uma tarefa sim-

ples, esta é feita recorrendo ao auxílio de

inquéritos promovidos pela EDA, recorrendo

para o efeito a contratação de empresas

externas.

Neste sentido, de forma a estar à altura dos

desafios e em constante evolução, a EDA

garantiu e mantém desde 2006 a certifica-

ção da qualidade pela Norma NP EN ISO

9001, certificação esta que obedece a

requisitos bastante rigorosos e que visa pro-

mover a normalização de produtos/serviços

para que a qualidade destes seja perma-

nentemente melhorada. A adoção da

Norma NP EN ISO 9001 tem sido vantajosa

para a empresa, uma vez que lhe tem vin-

do a conferir maior organização, qualidade

na prestação de serviços, produtividade e

credibilidade, elementos que são facilmen-

te identificáveis pelo cliente, na relação

que mantém com a EDA.

3.1. Satisfação dos Clientes

Estando a qualidade comercial estreita-

mente ligada à relação do operador de

rede/comercializador com o cliente, anu-

almente são inquiridos os clientes da Eletri-

cidade dos Açores, S.A. por forma a avaliar

o seu grau de satisfação.

Estes inquéritos são efetuados aos utentes

dos centros de atendimento que aceitam

responder e por amostragem aos clientes

residenciais com contacto telefónico atuali-

zado, aos clientes não residenciais (empre-

sariais) e aos clientes com contacto telefó-

nico que solicitaram intervenções do pique-

te ou que reportaram avarias, bem como

aos clientes que agendaram intervenções

nas suas instalações. O objetivo dos inquéri-

tos realizados é conhecer a opinião dos

clientes relativamente à qualidade do ser-

viço prestado pela EDA nas vertentes de

atendimento, assistência técnica, entre

outras.

É importante salientar que no âmbito da

operação da EDA, enquanto responsável

pela produção/aquisição, transporte, distri-

buição e comercialização de energia elé-

trica, não é fácil alcançar níveis de desem-

penho com elevado “score” devido à di-

versidade arquipelágica das 9 ilhas da RAA,

com realidades distintas e complexas, tanto

dos pontos de vista geográfico e socioeco-

nómico, como também cultural.

3.1.1. Registo de avarias

Da esfera de clientes que comunicaram

avarias por telefone, 50, dispersos pela Re-

18

gião Autónoma dos Açores, responderam

ao presente inquérito.

Caracterização do atendimento por

parte do assistente da EDA

Examinando a comunicação de avarias por

parte dos clientes no âmbito do atendimen-

to realizado pelos assistentes da EDA, per-

cecionamos que relativamente à satisfação

dos clientes, esta foi significativamente in-

crementada relativamente ao ano anterior

nos três aspetos em análise, sendo de des-

tacar a “disponibilidade e Solicitude” com

uma melhoria de 7,7% e o “Profissionalismo”

com uma melhoria de 9,7%. A “simpatia”

dos nossos assistentes foi igualmente melho-

rada em 1,8%, (Gráfico 3-1).

A avaliação dos clientes no que diz respeito

ao atendimento dos assistentes da EDA foi,

em 2013, considerada como particularmen-

te positiva nos aspetos “simpatia”, “disponi-

bilidade e solicitude” e “profissionalismo”

para 92%, 96% e 96% dos clientes alvos do

estudo, que classificaram como Boas ou

Muito Boas as características sujeitas a

apreciação, respetivamente.

Gráfico 3-1 Percentagem de clientes que considera o atendimento Muito bom/Bom – Evolução 2012/13

80%

82%

84%

86%

88%

90%

92%

94%

96%

98%

Disponibilidade e Solicitude Simpatia Profissionalismo

Ano 2012 Ano 2013

19

Gráfico 3-2 Caracterização do atendimento

Tempo de Espera e Resolução do Pro-

blema

A percentagem de clientes que confirmam

ter esperado, em 2013, menos de 2 horas

pelo piquete foi de 58%, valor que se situa

abaixo do obtido no ano anterior. Relati-

vamente aos clientes que afirmam ter espe-

rado mais de 4 horas, a percentagem obti-

da foi de 18%, originando um aumento de

6,2% em relação a 2012 (Gráfico 3-3). De

referir que o ano de 2013 foi particularmen-

te gravoso em relação às intempéries verifi-

cadas na Região Autónoma dos Açores, o

que pode estar na base de ligeiros aumen-

tos em tempos de espera pelo piquete,

devido à grande solicitação com que se

depararam as equipas técnicas em vários

períodos do ano.

Gráfico 3-3 Tempo de espera pelo piquete - Evolução 2012/13

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

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

Disponibilidade e Solicitude

Simpatia

Profissionalismo

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

Menos de 2 horas Mais de 4 horas

Ano 2012 Ano 2013

20

Relativamente ao número de clientes que

viram a sua situação “Total/Parcialmente

Resolvida”, no ano de 2013, registou-se uma

percentagem de 92%. Comparativamente

ao ano de 2012, assistiu-se a uma melhoria

significativa em 7,6% (Gráfico 3-4).

No que diz respeito às situações em que

houve necessidade de uma nova interven-

ção, constata-se uma diminuição de 7,7%

em relação ao ano anterior.

De referir que as duas situações acima ana-

lisadas, demonstram um incremento na

melhoria da capacidade técnica dos cola-

boradores do piquete.

No Gráfico 3-5 podemos examinar mais

detalhadamente os parâmetros em ques-

tão para o ano em estudo.

Gráfico 3-4 Resolução do problema - Evolução 2012/13

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Total/Parcialmente Resolvido Não resolvido/Nova intervenção

Ano 2012 Ano 2013

21

Gráfico 3-5 Resolução do problema

3.1.2. Visitas

Dos 67 clientes que solicitaram, via telefone,

uma intervenção na sua instalação, 24 fo-

ram alvo do presente inquérito. A amostra

obtida está dispersa pelas ilhas de Santa

Maria, São Miguel, Terceira, Graciosa, Pico,

São Jorge e Faial.

Caracterização do serviço prestado no

contato

Evidenciando a opinião dos clientes que

responderam ao inquérito e sendo estes

solicitadores de intervenções nas respetivas

instalações, verificámos que a EDA mantém

um serviço de qualidade como referência.

A caracterização do serviço prestado no

atendimento continua a alcançar resulta-

dos bastante favoráveis para avaliações de

Muito Bom e Bom nos critérios “disponibili-

dade e solicitude”, a “simpatia”, o “profissi-

onalismo” e a “apresentação”, com valores

de 82,5%, 89,8%, 90,8% e 78,3% respetiva-

mente, conforme Gráfico 3-6, abaixo apre-

sentado.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

Totalmente resolvido Parcialmente resolvido Não resolvido/Nova

intervenção

22

Gráfico 3-6 Caracterização do serviço prestado no contato

Aquando das visitas às instalações do clien-

te, efetuadas pela equipa técnico-

comercial em 2013, registaram-se valores

assinaláveis na ordem dos 92%, 96%, 88% e

88%, quanto à “Disponibilidade e Solicitu-

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

“Apresentação”, respetivamente.

Relativamente ao ano anterior, e apesar

dos ligeiros decréscimos ao nível da “Dispo-

nibilidade e solicitude” e da ”Apresenta-

ção”, a prestação volta a ser extraordinária,

sendo de realçar ainda o incremento verifi-

cado nas vertentes de “Simpatia” e “Profis-

sionalismo” (Gráfico 3-7).

Podemos observar mais pormenorizada-

mente os parâmetros em análise, para o

ano de 2013, no gráfico abaixo apresenta-

do (Gráfico 3-8).

Gráfico 3-7 Clientes que consideram a equipa técnico-comercial Muito Boa/Boa - Evolução 2012/13

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

Muito Boa Boa Nem Boa / Nem

Mau

Mau Muito Mau Não Sabe/Não

Responde

Disponibilidade e solicitude

Simpatia

Profissionalismo

Apresentação

80%

82%

84%

86%

88%

90%

92%

94%

96%

98%

Disponibilidade e solicitude Simpatia Profissionalismo Apresentação

Ano 2012 Ano 2013

23

Gráfico 3-8 Caracterização da equipa técnico-comercial

Dia e Horário Acordados

Como podemos observar através do gráfi-

co abaixo (Gráfico 3-9), em 100% dos clien-

tes, o horário acordado para intervenção

na instalação pela equipa técnico-

comercial, foi cumprido. De realçar a efi-

cácia total conseguida pela EDA neste

parâmetro de qualidade, durante o ano de

2013.

No que diz respeito à execução do serviço,

os resultados são excelentes, uma vez que

100% dos inquiridos viu a sua situação com-

pletamente resolvida (Gráfico 3-10).

Gráfico 3-9 Cumprimento do horário acordado

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%


Disponibilidade e Solicitude

Simpatia

Profissionalismo

Apresentação

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

Sim Não NS/NR

24

Gráfico 3-10 Resolução do problema

3.1.3. Clientes dos centros de

atendimento

Tendo em vista a avaliação da qualidade

do serviço prestado pelos centros de aten-

dimento da EDA, foram inquiridos 619 uten-

tes que visitaram estas instalações dispersas

por todas as Ilhas do arquipélago dos Aço-

res.

Observando o Gráfico 3-11 verificámos que,

para o ano de 2013, os tempos de atendi-

mento e de espera são inferiores a quatro

minutos para cerca de 81,6% e 93% dos

inquiridos respetivamente, o que traduz

uma melhoria significativa, em relação ao

ano anterior.

Gráfico 3-11 Atendimento e tempo de espera

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

Totalmente resolvido Parcialmente Resolvido NS/NR

Ano 2013

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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

Tempo de Atendimento

Tempo de Espera

25

Relativamente à qualidade do serviço dos

centros de atendimento, em 2013, a opini-

ão dos clientes que consideram o serviço

como “Muito Bom” ou “Bom” atinge os

valores de 98,7%, 97,6%, 98,2% e 98,7%,

quanto à “Disponibilidade e Solicitude”, à

“Simpatia”, ao “Profissionalismo” e à “Apre-

sentação”, respetivamente.

Comparativamente ao ano de 2012, em

todos os aspetos avaliados fica demonstra-

do que a qualidade do serviço prestado

nos centros de atendimento da EDA está

consolidada e que foi ainda incrementada

para valores de excelência (Gráfico 3-12).

Os resultados que dizem respeito em exclu-

sivo ao ano de 2013 podem ser observados

no Gráfico 3-13, de forma mais detalhada.

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

Evolução 2012/13

50,0%

60,0%

70,0%

80,0%

90,0%

100,0%

110,0%

Disponibilidade e

solicitude

Simpatia Profissionalismo Apresentação

Ano 2012 Ano 2013

26

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

Os inquéritos realizados também permitiram

aferir que a opinião dos utentes sobre o

aspeto das instalações em relação a parâ-

metros de higiene e conforto, nomeada-

mente, “limpeza”, “luminosidade” e “arru-

mação”, se encontra entre o Bom e o Muito

Bom (Tabela 3-1).

Motivo de deslocação aos centros de

atendimento

O principal motivo referido pelos utentes

alvo deste inquérito para a sua deslocação

aos centros de atendimento foi o “paga-

mento de faturas”, sendo ainda de referir os

“pedidos de informação”, com valor per-

centual de alguma relevância (Tabela 3-2).

Tabela 3-1 Aspeto das instalações

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%


Disponibilidade e solicitude

Simpatia

Profissionalismo

Apresentação

Lojas

Vertente

Limpeza 5,00 4,18 4,72 4,54 4,38 4,55 4,94 4,47 4,41

Arrumação 4,58 4,18 4,67 4,54 4,41 4,55 4,93 4,47 4,48

Luminosidade 5,00 4,18 4,67 4,54 4,17 4,53 4,93 4,48 4,48

Ribeira

Grande

Vila

Franca

Angra

Heroísmo

Praia da

Vitória

Vila do

PortoNordeste Povoação

Levada

PDL

Matriz

PDL

Lojas

Vertente

Limpeza 4,55 4,11 5,00 4,50 4,47 4,83 4,63 4,48 4,55

Arrumação 4,50 4,11 5,00 4,50 4,40 4,90 4,61 4,48 4,54

Luminosidade 4,50 4,07 5,00 4,56 4,40 4,93 4,61 4,41 4,52

HortaSanta

Cruz Total

Santa

Cruz Velas Calheta

Madalena

Pico

S.

Roque

Lajes

Pico

27

Tabela 3-2 Motivo de deslocação aos centros de

atendimento

3.1.4. Clientes residenciais (Clien-

tes família)

O grau de satisfação dos clientes residenci-

ais foi obtido através de um inquérito reali-

zado aos clientes com contacto telefónico

atualizado e abarcou uma amostra de 431

clientes, dispersos por todas as ilhas da Re-

gião Autónoma dos Açores.

Classificação global do serviço presta-

do pela EDA

Abordando a opinião dos clientes residen-

ciais inquiridos, e tal como já vinha sendo

registado nos anos anteriores, a EDA man-

teve os seus “scores” bastante positivos,

derivado ao facto do serviço fornecido ser

classificado como bom ao nível do “Forne-

cimento de Energia”, do “Prestigio”, da

“Confiança” e do “Dinamismo” (Tabela

3-3).

Tabela 3-3 Comparação do serviço prestado

(clientes residenciais)

Na tabela abaixo (Tabela 3-4) podemos

consultar as diversas classificações alcan-

çadas em cada uma das ilhas alvo do in-

quérito.

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

Motivo Nº Clientes

Pagamento de faturas 79,0%

Pedido de domiciliação bancária 0,5%

Pedido de fornecimento de energia 1,6%

Pedido de alteração de contrato 2,1%

Pedido de intervenções técnicas

diversas2,6%

Pedido de informações 9,4%

Reclamação 0,3%

Fornecer leitura de eletricidade 2,3%

Caução/Receber dinheiro / Acerto de

contas0,3%

Solicitar 2ª v ia da fatura 0,3%

Cancelar contrato 0,5%

Compra de produtos 0,3%

Solicitar aumento de potência 0,2%

Alterar tarifário 0,2%

Solicitar adiamento de pagamento de

fatura0,2%

Indicação de alteração do NIB 0,2%

VertenteTotal

(2011)

Total

(2012)

Total

(2013)

Fornecimento de

Electricidade3,86 3,86 3,87

Prestígio 3,90 3,87 3,90

Confiança 3,92 3,91 3,90

Dinamismo 3,83 3,82 3,83

VertenteSanta

Maria

São

MiguelTerceira Graciosa

São

JorgePico Faial Flores Corvo

Fornecimento de

Electricidade4,10 4,01 3,61 3,67 3,85 3,68 3,74 4,00 5,00

Prestígio 4,00 4,00 3,77 4,00 3,62 3,68 3,80 4,00 4,00

Confiança 4,10 4,01 3,72 4,17 3,67 3,60 3,88 3,86 5,00

Dinamismo 4,10 3,91 3,70 3,60 3,67 3,64 3,88 3,83 4,00

28

Classificação global do atendimento

por parte da EDA

O atendimento por parte da EDA é efetua-

do através do telefone, em loja, ou pela

equipa técnico-comercial.

Para os inquiridos que participaram neste

estudo em 2013, o “Atendimento Telefóni-

co”, o “Atendimento ao Balcão” e o “Servi-

ço prestado pelo pessoal técnico-

comercial”, atingiram os valores de 61%,

61% e 44%, valores estes considerados como

“Muito Bom/Bom”, respetivamente.

Tendo em atenção a evolução relativa-

mente a 2012, e quanto aos aspetos em

avaliação, constatámos que o serviço pres-

tado mantém a qualidade demonstrada

em anos transatos, denotando-se apenas

um decréscimo quanto ao “Serviço presta-

do pelo pessoal técnico-comercial”.

Observando cada uma das classificações

mais detalhadamente, concluímos que a

maioria dos inquiridos avalia o desempenho

por parte da EDA, no ano de 2013, como

Muito Bom/Bom.

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

2012/13

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Atendimento Telefónico Atendimento Balcão Serviço prestado pelo pessoal

técnico-comercial

Ano 2012 Ano 2013

29

Gráfico 3-15 Caracterização do atendimento (Clientes residenciais)

3.1.5. Clientes não residenciais

(Clientes empresa)

O grau de satisfação dos clientes não resi-

denciais foi obtido através de um inquérito

realizado aos clientes empresariais que

abrangeu um total de 23 clientes, dispersos

por várias ilhas da Região Autónoma dos

Açores.

Classificação global do atendimento

por parte da EDA

O atendimento efetuado pela EDA aos

clientes não residenciais (empresas) é ge-

ralmente realizado por telefone ou pela

equipa técnico-comercial.

Para o ano de 2013 e relativamente à qua-

lidade do “Atendimento Telefónico”, a opi-

nião dos clientes que consideram o serviço

como “Muito Bom/Bom” atingiu o valor de

82,6%. No que diz respeito ao “Serviço pres-

tado pela equipa técnico-comercial” e

tendo em atenção a classificação de “Mui-

to Bom/Bom”, a classificação foi de 87%

(Gráfico 3-16).

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

Muito Bom Bom Nem

Bom/Nem

Mau

Mau Muito Mau Nunca

utilizou/Não

conhece

NS/NR

Atendimento Telefónico

Atendimento Balcão

Serviço prestado pelo pessoal técnico-

comercial

30

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

Olhando para 2012 em termos comparati-

vos, verifica-se uma melhoria nos dois pa-

râmetros em análise, com destaque para o

“Atendimento telefónico”, onde o incre-

mento em 2013 foi de 24,3%, demonstrando

que a qualidade do serviço se mantém

consolidada em valores como “Bom” e

“Muito Bom”, (Gráfico 3-17).

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

2012/13

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Muito Boa Boa Nem Boa /

Nem Mau

Mau Muito Mau NS/NR

Atendimento Telefónico

Serviço prestado pelo pessoal técnico-

comercial

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Atendimento Telefonico Serviço prestado pelo pessoal técnico-

comercial

Ano 2012 Ano 2013

31

Classificação global do serviço presta-

do pela EDA

O quadro seguinte descreve o score médio

da opinião global dos entrevistados sobre

alguns aspetos relativos à EDA.

Tabela 3-5 Caracterização global do serviço

prestado (Clientes não residenciais)

Em relação ao ano anterior, os resultados

alcançados em 2013 comprovam que, na

ótica dos clientes empresariais, a EDA tem

consolidado as suas boas prestações relati-

vamente aos aspetos analisados, resultados

estes que traduzem o esforço que a EDA

tem vindo a desenvolver na busca do servi-

ço mais apropriado, que permita servir os

seus clientes com melhor eficácia e quali-

dade.

Tabela 3-6 Comparação do serviço prestado

(Clientes não residenciais)

3.2. Qualidade de serviço

comercial

3.2.1. Indicadores gerais

Perspetivando avaliar o relacionamento

comercial que os operadores de re-

de/comercializadores têm com os clientes,

foram criados os Indicadores Gerais de

Qualidade de Serviço, indicadores estes

que estabelecem o nível mínimo de quali-

dade de serviço a assegurar pela entidade

comercializadora, neste caso, a EDA.

Na Tabela 3-7 são apresentados os indica-

dores estabelecidos e quantificados no

artigo 30º do RQS em vigor e as respetivas

realizações.

Abordando a tabela seguinte podemos

comprovar que, no ano de 2013, não só

todos os indicadores da qualidade de servi-

ço comercial são plenamente cumpridos

por parte da EDA, como até, na sua grande

maioria, são superados os valores obtidos

no ano anterior.

A realidade arquipelágica dos Açores re-

presenta dificuldades acrescidas, tanto do

ponto de vista da gestão do sistema elec-

troprodutor, como da perspetiva do relaci-

onamento comercial, pois a dispersão de

recursos humanos, a necessidade destes

desempenharem múltiplas tarefas, por ve-

zes em distintas áreas de negócio, são fato-

res determinantes no desempenho qualita-

tivo do serviço prestado. Dado que os re-

cursos são escassos em algumas ilhas, de-

terminadas contingências, como por

exemplo o absentismo por razões de saúde

(ou outras), podem ser obstáculos delimita-

dores ao normal funcionamento dos servi-

ços, e ao cumprimento dos padrões de

qualidade estabelecidos, o que não tem

VertenteSão

MiguelTerceira Faial Total

Fornecimento de

Electricidade3,5 3,83 4,00 3,65

Prestígio 3,79 4,17 3,67 3,87

Confiança 3,64 3,67 4,33 3,74

Dinamismo 3,71 4,00 4,00 3,82

VertenteTotal

(2011)

Total

(2012)

Total

(2013)

Fornecimento de

Electricidade3,86 3,88 3,65

Prestígio 3,91 3,88 3,87

Confiança 3,77 3,79 3,74

Dinamismo 3,59 3,67 3,82

32

acontecido na maioria dos casos, em virtu-

de da melhoria continua que tem vindo a

ser implementada na EDA e da aposta na

formação técnica dos seus colaboradores.

Tabela 3-7 Indicadores gerais do relacionamento comercial

Percentagem de orçamentos de ra-

mais de baixa tensão elaborados no

prazo máximo de 20 dias úteis

O ponto 7.3.1. do Anexo 7 do RQS determi-

na que, para o cálculo deste indicador,

estão excluídos os casos de inexistência de

rede de distribuição no local onde se locali-

za a instalação de utilização a alimentar,

assim como, os casos em que existindo re-

de, seja necessário reforçar a mesma.

No Gráfico 3-18 estão representados os

desvios verificados em 2013 entre a realiza-

ção e o padrão exigido pelo RQS (95%)

relativamente ao indicador em estudo.

Analisando o seguinte gráfico podemos

concluir que o padrão exigido pelo RQS foi

Indicadores GeraisPadrão

(%)

Realização

2011 (%)

Realização

2012 (%)

Realização

2013 (%)

Percentagem de orçamentos de ramais e chegadas

em BT deverão ser elaborados até 20 dias úteis.95 99,70 99,58 99,53

Percentagem dos ramais e chegadas em BT deverão

ser executados até 20 dias úteis.95 98,48 98,75 98,99

Percentagem de ligações à rede de instalações de BT

que deverão ser executadas até 2 dias úteis, após

celebração do contrato de fornecimento de energia

eléctrica.

90 99,68 99,94 99,85

Percentagem de atendimentos com tempos de espera

até 20 minutos nos centros de atendimento90 98,49 98,58 98,64

Percentagem de atendimentos com tempos de espera

até 60 segundos, no atendimento telefónico

centralizado.

80 93,76 87,89 89,54

Percentagem de clientes com tempo de reposição de

serv iço até 4 horas, na sequência de interrupções de

fornecimento acidentais.

80 99,44 95,21 99,59

Percentagem de reclamações apreciadas e respondidas

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

Percentagem de pedidos de informação, apresentados

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

Percentagem de clientes de BT cujo contador tenha sido

objecto de pelo menos uma leitura durante o último ano

civ il.

98 98,66 98,52 98,78

33

totalmente cumprido em todas as ilhas,

sendo que, na ilha com resultado menos

expressivo (São Jorge), ainda assim, este

padrão é ultrapassado em 2,6 pontos per-

centuais. Essencial será salientar que 5 das 9

ilhas (Santa Maria, Terceira, Graciosa, Faial

e Corvo) ultrapassaram o padrão em 5

pontos percentuais, ou seja, obtiveram 100%

de eficácia.

Globalmente, assistimos a um acréscimo de

4,53% em relação aos 95% impostos pelo

RQS, isto porque, dos 4 687 orçamentos que

foram solicitados, 4 665 foram respondidos

dentro do prazo dos 20 dias úteis.

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

Percentagem de ramais de baixa ten-

são executados no prazo máximo de

20 dias úteis

Para o cálculo do indicador “Percentagem

de ramais de baixa tensão executados no

prazo máximo de 20 dias úteis”, está estipu-

lado no ponto 7.3.1 do anexo 2 do RQS que

só devem ser considerados os tempos que

decorrem desde a data em que são acor-

dadas as condições económicas de reali-

zação dos trabalhos até à sua conclusão,

excluindo-se os casos de inexistência de

rede de distribuição no local onde se situa a

instalação de utilização a alimentar, bem

como os casos em que, existindo rede, seja

necessário proceder ao seu reforço.

As diferenças entre a realização e o padrão

exigido no RQS (95%) relativamente a este

indicador podem ser observadas no Gráfico

3-19.

Analisando o gráfico seguinte concluímos

que o padrão exigido pelo RQS foi suplan-

tado em todas as ilhas, sendo que, em 4

das 9 ilhas (Santa Maria, Graciosa, Faial e

Corvo), esse padrão foi superado em 5 pon-

tos percentuais, sinónimo da eficácia reve-

lada pelas equipas da EDA nessas ilhas.

A execução atempada de 4 299 ramais dos

4 343 solicitados fez com que, no geral, a

EDA superasse o limite mínimo de realização

exigido em cerca de 4% relativamente a

este indicado.

92%

93%

94%

95%

96%

97%

98%

99%

100%

Santa

Maria

São

Miguel

Terceira Graciosa São

Jorge

Pico Faial Flores Corvo EDA

34

Gráfico 3-19 Execução de pedidos de fornecimento de energia

92%

93%

94%

95%

96%

97%

98%

99%

100%

Santa

Maria

São

Miguel


Jorge


35

Percentagem de ativações de forne-

cimento de instalações de baixa ten-

são, executadas no prazo máximo de

dois dias úteis após a celebração do

contrato de fornecimento de energia

elétrica

Conforme estabelecido no ponto 7.3.2 do

Anexo 2 do RQS, no cálculo deste indicador

não são consideradas as ligações em que o

cliente solicite uma data de ligação poste-

rior aos dois dias úteis regulamentarmente

estabelecidos, sendo que também não são

consideradas situações onde a ligação não

é executada por facto imputável ao clien-

te. Por outro lado, no seu cálculo apenas

são tidas em conta as situações em que o

ramal já se encontra estabelecido, que

envolvam somente a colocação ou opera-

ção de equipamentos de corte ao nível da

portinhola, da caixa de coluna, a ligação

ou montagem do contador de energia

elétrica e do disjuntor de controlo de po-

tência, ou ainda situações onde o contador

já está montado.

Relativamente a este indicador, podemos

observar as variações verificadas entre a

realização e o padrão exigido no RQS (90%)

no Gráfico 3-20.

Assim, visto que a variação entre o padrão

exigido e o resultado alcançado foi de

9,85%, fruto da total eficácia alcançada em

7 das 9 ilhas do Arquipélago, podemos

comprovar que o padrão estipulado foi

largamente ultrapassado, o que revela uma

vez mais que também nesta matéria a EDA

consolida a excelência que caracteriza o

seu serviço.

Gráfico 3-20 Tempo médio de ligação

84%

86%

88%

90%

92%

94%

96%

98%

100%

Santa

Maria

São

Miguel


Jorge


36

Percentagem de atendimentos com

tempos de espera até 20 minutos nos

centros de atendimento

De acordo com o estipulado no ponto 7.3.3

do Anexo 2 do RQS e no caso concreto do

atendimento presencial dos centros de

atendimento, o cálculo do respetivo indi-

cador é determinado pelo tempo que me-

deia entre o instante em que a “senha” é

retirada, sendo atribuído o número de or-

dem, e o início do atendimento. Este deve

ser calculado para cada um dos três cen-

tros de atendimento com maior número de

utentes. Assim sendo, a análise irá recair nas

ilhas de São Miguel e Terceira, pois é nestas

ilhas que se encontram os centros de aten-

dimento com maior fluxo de clientes.

A análise do Gráfico 3-21, que representa os

desvios da realização face ao padrão exi-

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

a EDA não só cumpriu o limite estabelecido,

como chegou a ultrapassá-lo em 8,64 pon-

tos percentuais.

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

Percentagem de atendimentos com

tempos de espera até 60 segundos no

atendimento telefónico centralizado

O indicador relativo ao atendimento telefó-

nico é determinado tendo em conta o

tempo que decorre entre o primeiro sinal de

chamada e o instante em que a chamada

é atendida, conforme está disposto no pon-

to 7.3.3 do Anexo 2 do RQS.

Atendendo a que o Gráfico 3-22 apresenta

as diferenças verificadas entre a realização

e o padrão estabelecido regulamentar-

mente (80%) no indicador “Atendimentos

com tempos de espera até 60 segundos no

atendimento telefónico centralizado”, con-

cluímos que o padrão estipulado foi plena-

mente cumprido. O atendimento de 269

898 chamadas (para um total de 301 423),

num espaço temporal inferior a 60 segun-

dos, fez com que o padrão fosse largamen-

te ultrapassado em 9,54 pontos percentuais,

evidenciando uma vez mais a eficácia des-

te serviço.

84%

86%

88%

90%

92%

94%

96%

98%

100%

Matriz de Ponta

Delgada

Angra do Heroísmo Ribeira Grande Total Lojas

37

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

Percentagem de clientes com tempo

de reposição de serviço até 4 horas, na

sequência de interrupções de forneci-

mento acidentais

Está estipulado no ponto 7.3.4 do Anexo 2

do RQS que, para o cálculo do indicador

“Percentagem de clientes com tempo de

reposição de serviço até 4 horas, na se-

quência de interrupções de fornecimento

acidentais”, apenas deve ser considerada

a reposição de serviço na sequência de

interrupções longas com causas imprevistas.

É possível constatar, através dos desvios

existentes entre a realização e o limite mí-

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

indicador em estudo, o padrão regularmen-

te estipulado foi amplamente superado.

No ano de 2013 ocorreram 884 593 interrup-

ções em clientes da EDA, sendo que destas,

apenas 3 670 tiveram tempos de reposição

de serviço superiores ao estipulado pelo

RQS, perfazendo assim, ao nível do cumpri-

mento do indicador, uma realização notá-

vel que atingiu o valor de 99,59%.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

38

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

Percentagem de reclamações apreci-

adas e respondidas até 15 dias úteis

Para o cálculo deste indicador devem ser

consideradas todas as reclamações apre-

sentadas, sejam elas de natureza comercial

ou técnica, de acordo com o estabelecido

no ponto 7.3.5 do Anexo 2 do RQS.

As variações existentes entre a realização e

o padrão estabelecido no RQS (95%) en-

contram-se visíveis no Gráfico 3-24 e, atra-

vés da análise do mesmo, concluímos que o

indicador não só ultrapassou o padrão esti-

pulado, como atingiu a sua plenitude.

A realização global atingiu os 100%, dado

que todas as reclamações apresentadas (1

721) foram apreciadas e respondidas den-

tro do prazo estipulado pelo RQS.

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

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Santa

Maria

São

Miguel


Jorge


92%

93%

94%

95%

96%

97%

98%

99%

100%

SMA SMG TER GRA SJG PIC FAI FLO COR Total

39

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

Percentagem de pedidos de informa-

ção, apresentados por escrito, respon-

didos até 15 dias úteis

No que diz respeito aos pedidos de infor-

mação que a EDA recebeu por escrito, está

estabelecido no RQS que 90% destes pedi-

dos sejam respondidos até 15 dias úteis.

Sabendo que o padrão estipulado pelo

RQS para este indicador é de 90% e o des-

vio entre a realização e o padrão exigido

(Gráfico 3-25) atinge os 10%, concluímos

que o limite regulamentar foi cumprido

integralmente, salientando que todos os

pedidos de informação recebidos foram

respondidos antes dos 15 dias úteis.

Percentagem de clientes de baixa ten-

são normal cujo contador tenha sido

objeto de pelo menos uma leitura du-

rante o último ano civil

Tal como previsto no ponto 7.3.6 do Anexo 2

do RQS e para clientes com potência con-

tratada igual ou inferior a 41,4 kVA, para o

cálculo deste indicador são consideradas

as leituras efetuadas pela entidade conces-

sionária do transporte e distribuição e pelo

cliente. As segundas habitações em que o

contador não se encontra disponível para a

leitura, não são consideradas no seu cálcu-

lo, conforme estabelecido no RQS.

Nos termos do RQS, os contadores dos clien-

tes de baixa tensão devem ser lidos uma

vez por cada ano civil.

84%

86%

88%

90%

92%

94%

96%

98%

100%

Santa

Maria

São

Miguel


Jorge


40

Tabela 3-8 Contadores não lidos

De acordo com as variações entre a reali-

zação e o limite estabelecido regulamen-

tarmente (98%) para o indicador “Clientes

de baixa tensão normal cujo contador te-

nha sido objeto de pelo menos uma leitura

durante o último ano civil”, patentes no

Gráfico 2.26, constata-se que o padrão foi

cumprido em toda a Região, com um valor

percentual de 98,78%, com exceção da ilha

de S. Jorge, onde foi detetado um valor

ligeiramente abaixo do regulamentado em

0,36%.

Gráfico 3-26 Contadores BTN com uma leitura

I lha Contadores não lidos

Santa Maria 19

São Miguel 497

Terceira 487

Graciosa 3

São Jorge 130

Pico 134

Faial 149

Flores 2

Corvo 0

EDA 1421

96,0%

96,5%

97,0%

97,5%

98,0%

98,5%

99,0%

99,5%

100,0%

Santa

Maria

São

Miguel


Jorge


41

Tabela 3-9 Indicadores individuais e padrões da qualidade comercial

3.2.2. Indicadores individuais

Visando caraterizar e avaliar o desempenho

que a entidade concessionária tem de

assegurar a cada cliente, surgiram os indi-

cadores individuais de relacionamento co-

mercial. Os níveis mínimos exigidos estão

previstos no artigo 37º do Regulamento de

Qualidade de Serviço, assim como o pa-

gamento de uma compensação monetária

pelo incumprimento dos mesmos. O paga-

mento da referida compensação deve ser

efetuado na primeira fatura emitida até 45

dias úteis após a data da ocorrência do

facto que originou o direito à compensa-

ção. A Tabela 3-9 permite-nos observar os

indicadores individuais da qualidade a ava-

liar no relacionamento comercial.

Visitas às instalações dos clientes

O procedimento corrente da estrutura de

atendimento da EDA prevê que se infor-

mem os clientes no que se refere ao direito

de opção que lhes assiste para poderem

optar pela marcação de uma ordem pro-

gramada (OPCC – Ordem Programada

com os Clientes), que garanta um intervalo

de três horas, durante o qual os técnicos ao

serviço da EDA assegurarão a sua presença

para a realização de qualquer trabalho

que exija também a presença dos clientes

nos locais da instalação.

Alternativamente, a EDA informa igualmen-

te os clientes que poderão optar por ser

contactados imediatamente antes de se

dirigirem à instalação, combinando uma

hora que possa melhor servir ambas as par-

Indicadores Indiv iduais Padrões

Visitas às instalações dos clientesCumprimento do intervalo de 3 horas combinado

para a realização da v isita

Início da intervenção nos seguintes prazos máximos:

- Clientes de baixa tensão (BT):

· Zonas A e B - quatro horas;

· Zonas C - cinco horas;

· Restantes clientes - quatro horas.

Retoma do fornecimento nos seguintes prazos máximos:

·Até às 17 horas do dia seguinte àquele em que

se verificou a regularização da situação, no caso dos

clientes de BT;

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

de regularização da situação, para os restantes clientes.

Apreciação no prazo máximo de 15 dias úteis

Retoma do fornecimento de energia eléctrica após

suspensão do serv iço por facto imputável ao

cliente.

Tratamento de reclamações - Facturação ou

Cobrança, características técnicas da tensão e

funcionamento do equipamento de contagem.

Assistência técnica após comunicação, pelo

cliente, de avaria na sua alimentação indiv idual de

energia eléctrica.

42

tes, evitando esperas prolongadas e situa-

ções de absentismo que poderão sobretu-

do penalizar os clientes que não terão outra

alternativa senão a de faltarem ao serviço

ou a solicitarem dispensa do mesmo.

A realidade física da Região Autónoma dos

Açores, onde as acessibilidades são facili-

tadas (distâncias mais curtas a cumprir),

permitem à maioria dos clientes optar por

esta última prerrogativa. Com estas medi-

das procura-se otimizar o funcionamento

das equipas técnicas, evitando-se desloca-

ções infrutíferas às instalações dos clientes,

possíveis atrasos nas visitas às instalações de

outros clientes, bem como esperas excessi-

vas por parte destes.

Tendo em atenção o ano de 2013 e consi-

derando o procedimento acima descrito,

não se verificaram visitas às instalações dos

clientes fora do intervalo de 3 horas previsto

no RQS.

Assistência técnica após comunica-

ção, pelo cliente, de avaria na sua

alimentação individual de energia elé-

trica

De acordo com o art.º 35 do RQS sempre

que a entidade concessionária do transpor-

te e distribuição tenha conhecimento de

avarias na alimentação individual de ener-

gia elétrica dos seus clientes, deve dar início

à intervenção dos trabalhos com o objetivo

do seu restabelecimento no máximo de 4

horas, para clientes de baixa tensão das

zonas de qualidade de serviço A e B, 5 ho-

ras se for da zona C. Se a comunicação da

avaria à entidade concessionária do trans-

porte e distribuição for efetuada fora do

período das 8 às 23 horas, os prazos atrás

indicados apenas começam a contar a

partir das 8 horas da manhã seguinte.

Em 2013 foram identificadas 54 situações de

incumprimento dos padrões definidos no

art.º supracitado, das quais 26 são de clien-

tes BTN com potência <=20,7 kVA e 1 é de

clientes com potência > 20,7 kVA, e, de

acordo com o nº 6 do art.º 47 do RQS, foi

efetuado o pagamento de compensações

no montante de 415,00€.

É ainda de realçar que, se a avaria comu-

nicada à entidade concessionária se situar

na instalação individual do cliente e for da

sua responsabilidade, a entidade concessi-

onária pode exigir-lhe o pagamento de

uma quantia referente à deslocação efe-

tuada (preço regulado).

Quantidade Fora de intervalo EDA Cliente

Santa Maria 3 0 0 0

São Miguel 145 0 0 0

Terceira 50 0 0 0

Graciosa 1 0 0 0

São Jorge 7 0 0 0

Pico 19 0 0 0

Faial 21 0 0 0

Flores 1 0 0 0

Corvo 0 0 0 0

Totais 247 0 0 0

I lha

OPCCResponsabilidade do fora de

intervalo

Tabela 3-10 Ordens programadas com o cliente

43

Tabela 3-11 Compensações pagas pelos clientes

Tal como nos mostra a Tabela 3-11, durante

o ano de 2013 verificaram-se 959 avarias

comunicadas que se situaram na instalação

do cliente, sendo 912 referentes a clientes

BTN, 45 a clientes BTE e 2 a clientes MT. Estas

avarias deram origem a uma indemnização

de 8 104,17€ a favor da EDA, dos quais 7

965,00€ de consumidores de baixa tensão

(BTN – 6 840,00€ e BTE – 1 125,00€) e 139,17€

de consumidores de média tensão.

Retoma do fornecimento de energia

elétrica após suspensão do serviço por

facto imputável ao cliente

Estão definidos no RQS os factos imputáveis

aos clientes que podem levar à suspensão

do fornecimento de energia elétrica. A

partir do momento em que esteja ultrapas-

sada a situação que levou à suspensão do

serviço e liquidados os pagamentos deter-

minados legalmente, a entidade concessi-

onária de transporte e distribuição tem um

prazo máximo para restabelecer o forneci-

mento de energia elétrica na instalação

individual do cliente.

Analisando a Tabela 3-12 podemos apurar

que das 12 315 reposições do fornecimento

de energia elétrica efetuadas após suspen-

são do serviço por facto imputável ao clien-

te, apenas uma não foi efetuada dentro do

prazo estipulado pelo RQS.

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

Santa Maria 34 255,00 1 25,00 0 0,00

São Miguel 275 2062,50 8 200,00 1 64,17

Terceira 402 3015,00 8 200,00 0 0,00

Graciosa 32 240,00 1 25,00 0 0,00

São Jorge 36 270,00 6 150,00 0 0,00

Pico 64 480,00 19 475,00 0 0,00

Faial 54 405,00 2 50,00 1 75,00

Flores 13 97,50 0 0,00 0 0,00

Corvo 2 15,00 0 0,00 0 0,00

Total EDA 912 6840,00 45 1125,00 2 139,17

MT

I lha

BTN BTE

44

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

cliente

Tratamento de reclamações relativas a

faturação e cobranças

Sempre que um cliente da concessionária

do transporte e distribuição da RAA apre-

senta uma reclamação relativa a faturação

ou cobrança, 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 esclareci-

mento do assunto, no prazo máximo de 15

dias, após a data de receção da reclama-

ção.

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

dade das 194 reclamações recebidas, veri-

fica-se que não existiram reclamações res-

pondidas fora do prazo, estando apenas 4

pendentes de resposta.

I lhaNúmero Fora do prazo (Nº)

Dentro do prazo

(Nº)Dentro do prazo (%)

Santa Maria 322 0 322 100,00

São Miguel 5217 0 5217 100,00

Terceira 3101 0 3101 100,00

Graciosa 376 0 376 100,00

São Jorge 569 0 569 100,00

Pico 1518 0 1518 100,00

Faial 927 0 927 100,00

Flores 249 1 248 99,60

Corvo 36 0 36 100,00

EDA 12315 1 12314 99,99

45

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

Reclamações relativas às característi-

cas técnicas da tensão

Está estabelecido no artigo 43º do RQS que

a entidade concessionária do transporte e

distribuição deve dar resposta ao cliente,

por escrito, informando que efetuou o tra-

tamento da reclamação, considerando a

reclamação improcedente ou justificando

a falta de qualidade da tensão de alimen-

tação, junto com as ações corretivas e o

seu prazo de implementação. A EDA pro-

moverá sempre uma visita à instalação do

cliente de forma a verificar a qualidade da

tensão e analisar a eventual causa do su-

cedido. Estas ações devem ser implemen-

tadas dentro do prazo de 15 dias úteis após

receção da reclamação.

Quanto ao indicador em estudo, e segundo

a Tabela 3-14, constata-se que das 39 re-

clamações recebidas apenas 2 estão pen-

dentes de resposta, não se verificando nes-

ta matéria casos de resposta fora do prazo

estipulado pelo RQS.

I lha

Grupo de

AcçãoEntradas Respondidas

Respondidas dentro

do prazo do RQS

Respondidas fora

do prazo do RQSPendentes

Facturação 2 2 2 0 0

Cobrança 1 1 1 0 0


Cobrança 29 29 29 0 1


Cobrança 13 13 13 0 0

Facturação 0 0 0 0

Cobrança 0 0 0 0


Cobrança 0 0 0 0


Cobrança 4 4 4 0 0


Cobrança 3 4 4 0 0


Cobrança 0 0 0 0

Facturação 0 0 0 0

Cobrança 0 0 0 0

Facturação 144 145 145 0 3

Cobrança 50 51 51 0 1Total EDA

Santa Maria

São Miguel

Terceira

Graciosa

São Jorge

Pico

Faial

Flores

Corvo

46

Tabela 3-14 Reclamações relativas às características técnicas da tensão

Reclamações relativas a sistemas de

contagem

De acordo com o artigo 44º do RQS, as

reclamações relativas ao funcionamento

do equipamento de contagem devem ser

acompanhadas da descrição de factos

que coloquem em evidência a possibilida-

de do equipamento estar a funcionar fora

das margens de erro admitidas regulamen-

tarmente. A entidade concessionária do

transporte e distribuição deve proceder à

verificação dos factos na instalação do

cliente num prazo máximo de 15 dias úteis.

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

ano de 2013, todas as reclamações efetua-

das pelos clientes, relativas aos sistemas de

contagem, obtiveram resposta dentro dos

prazos limites estabelecidos no regulamento

da qualidade de serviço.

As três reclamações que estão pendentes

encontram-se neste “estado” por motivos

de validação técnica final.

I lhaEntradas Respondidas

Respondidas fora

do prazo do RQS

Respondidas dentro

do prazo do RQS (%)Pendentes

Santa Maria 1 1 0 1 0

São Miguel 15 15 0 15 0

Terceira 16 17 0 17 2

Graciosa 0 0 0 0

São Jorge 1 1 0 1 0

Pico 4 5 0 5 0

Faial 1 1 0 1 0

Flores 1 1 0 1 0

Corvo

Total EDA 39 41 0 41 2

47

Tabela 3-15 Reclamações relativas a sistemas de contagem

3.3. Clientes com necessi-

dades especiais

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

da Qualidade de Serviço estão estabeleci-

das um conjunto de regras destinadas a

acautelar um relacionamento comercial

com qualidade entre os operadores de

rede/comercializadores e os clientes com

necessidades especiais.

Além de manter os contactos anteriormen-

te estabelecidos com um vasto conjunto de

associações de deficientes na RAA, a EDA

encontra-se também a validar todos os

dados fornecidos previamente pelas mes-

mas, de forma a garantir que a sua base de

dados esteja permanentemente atualizada.

Paralelamente, continuam a ser desenvol-

vidos esforços junto da Direção Regional de

Solidariedade e Segurança Social e de

outras entidades representativas dos interes-

ses dos clientes alvo, com vista à recolha de

mais informação correlacionada. Em simul-

tâneo com as ações acima descritas, en-

contram-se disponíveis, em todos os centros

de atendimento comercial, folhetos infor-

mativos e impressos de registo para clientes

com necessidades especiais.

Apesar de todos os esforços desenvolvidos

no sentido de ter o máximo de informação

em relação aos seus clientes com necessi-

dades especiais, a EDA não tem obtido a

reciprocidade necessária e legitimamente

esperada da parte dos clientes, o mesmo

acontecendo em relação às suas institui-

ções representativas.

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

mero de clientes registado com necessida-

des especiais.

I lha

Grupo de

acçãoEntradas

Respondida

s

Respondidas fora

do prazo do RQS

Respondidas dentro

do prazo do RQS (%)Pendentes

Santa MariaSistema de

Contagem5 5 0 5 0

São MiguelSistema de

Contagem62 61 0 61 2

TerceiraSistema de

Contagem30 31 0 31 0

GraciosaSistema de

Contagem2 2 0 2 0

São JorgeSistema de

Contagem4 4 0 4 0

PicoSistema de

Contagem8 8 0 8 0

FaialSistema de

Contagem5 5 0 5 0

FloresSistema de

Contagem3 2 0 2 1

CorvoSistema de

Contagem0 0 0 0

Total EDASistema de

Contagem119 118 0 118 3

48

Tabela 3-16 Número de clientes com necessidades especiais registados

Ilha Concelho Auditivos

Motores c\

cadeiras de

rodas

VisuaisDependentes de

equipamentos médicos

Total

Santa Maria Vila do Porto 1 1 2

Ponta Delgada 2 24 15 41

Lagoa 1 6 1 8

Vila Franca do Campo 0 0

Povoação 1 0 1

Nordeste 1 1 2

Ribeira Grande 5 1 6

Angra do Heroismo 1 2 6 9

Praia da Vitoria 2 1 3

Graciosa Santa Cruz da Graciosa 0 0

Calheta S. Jorge 1 0 1

Velas 3 3 6

Lajes do Pico 1 1 2

Madalena 4 1 0 5

São Roque do Pico 0 0

Faial Horta 4 6 10

Stª. Cruz das Flores 0 0

Lajes das Flores 0 0

Corvo Vila Nova do Corvo 0 0

EDA 4 5 51 36 96

Flores

São Miguel

Terceira

São Jorge

Pico

49

3.4. Ações mais relevantes para garantia da qualidade de ser-

viço de âmbito comercial

Política da Qualidade

Decorrente do processo de certificação da

condição de empresa acreditada segundo a

norma ISO 9001, foram realizadas, como habi-

tualmente, várias auditorias, incluindo a audi-

toria externa de acompanhamento da Certi-

ficação da atividade de comercialização de

energia, potência e serviços conexos, levada

a efeito pela SGS ICS, sendo os resultados

inteiramente demonstrativos, uma vez mais,

da excelência dos serviços oferecidos pela

EDA.

Upgrade tecnológico e funcional do call

center da Eda

Procedeu-se à alteração dos script de vozes

para atendimento via Call Center, introduzin-

do a nova funcionalidade de “call back”

passando a dispor-se de ações de

“outbound” que ao logo de 2013 permitiram

interagir com os clientes, potenciando a ade-

são à tarifa social e ao ASECE, a adesão à

fatura eletrónica e ao EdaOnline, bem como

alerta para potenciais situações de corte

eminente por incumprimento do pagamento

das faturas.

Concretizou-se, conforme planeado, a ges-

tão descentralizada do atendimento, com a

deslocação de um atendedor do Call Center

na ilha do Faial dispondo de acessos e funci-

onalidades integradas no objeto do atendi-

mento telefónico da EDA.

Projeta-se, para 2014, estender a interação

com os clientes mediante a preparação de

listagens para emissão e envio em modo

automático de SMS e/ou e-mail na expetati-

va de criação de eventual interface da apli-

cação que atualmente serve o Call Center

com o Sistema de Gestão de Incidentes, de-

signadamente para reporte atempado de

interrupções programadas com afetação a

locais de consumo.

Novos terminais portáteis de leitura (TPL’s)

Em 2013 procedeu-se à alteração tecnológi-

ca dos TPL, assegurando maior capacidade

de armazenamento de dados bem como de

verificação e validação de situações rele-

vantes para atividade comercial, tais como a

coerência dos dados de leitura, potência

contratada, registo de evidências que pos-

sam configurar possíveis fraudes e desfasa-

mento horário dos contadores digitais.

Em 2014 projeta-se a comunicação remota

dos referidos terminais com o sistema central

de gestão de leituras, permitindo transferên-

cia de dados sem necessidade de desloca-

ção dos prestadores de serviço à EDA.

Data aconselhável para o envio de leitu-

ras

Em 2013 foi incluído nas nossas faturas um

campo com informação relativa à data

aconselhável para o envio de leituras por

parte dos nossos clientes.

A comunicação de leituras nas datas indica-

das fará com que o consumo faturado seja

exclusivamente baseado em leituras reais,

não havendo a necessidade de recurso a

estimativas.

50

Ações de caráter promocional junto dos

clientes

A EDA tem promovido e continuará a promo-

ver diversas iniciativas de sensibilização à

utilização eficiente da eletricidade e da

energia em geral, através de publicações

disponibilizadas na sua rede comercial de

lojas e centros de energia e informação pres-

tada nos órgãos de comunicação social,

bem como participação de técnicos da em-

presa em ações de sensibilização junto da

comunidade estudantil. Ainda nesse âmbito,

a EDA tem vindo a assumir um papel deter-

minante no incentivo efetivo à aquisição de

lâmpadas eficientes (lâmpadas LFC e LED),

disponíveis de há alguns anos a esta parte

em toda a nossa rede comercial de lojas, na

promoção das tarifas bi e tri-horárias através

da realização de projeções e simulações

com base em dados reais de consumo dos

clientes.

Projeto Loja Móvel

No prosseguimento de uma estratégia de

maior aproximação aos clientes, a EDA deu

continuidade ao Projeto Loja Móvel, median-

te a utilização de viatura 100% elétrica, equi-

pada e preparada para funcionar como loja

comercial móvel, proporcionando aos clien-

tes das zonas com maior dificuldade de

acesso e dispersão geográfica na ilha de São

Miguel, um serviço em tudo similar àquele

que lhes é proporcionado na restante rede

de lojas e centros de energia da EDA.

Projeta-se em 2014, estender às ilhas Terceira,

Pico e Faial a disponibilidade de uma Loja

Comercial Móvel, estabelecendo parcerias

com as autarquias locais e outras instituições,

participando em eventos e iniciativas como

feiras e exposições de natureza comercial e

lúdica, promovendo e consolidando uma

estratégia crescente de aproximação da

EDA aos seus clientes.

51

51

4. Continuidade de serviço

Ao nível da continuidade de serviço, a qua-

lidade é aferida através de indicadores

gerais para as redes de transporte, de distri-

buição em média tensão (MT) e distribuição

em baixa tensão (BT), bem como indicado-

res individuais para as mesmas redes.

Neste capítulo apresentam-se os indicado-

res gerais e individuais de continuidade de

serviço, com diversas desagregações para

melhor compreensão das origens e causas

das interrupções verificadas. Os indicadores

referenciados são apresentados com deta-

lhe em ficheiros anexos (Anexo III).

Durante o ano de 2013 efetuou-se a atuali-

zação das zonas de qualidade de serviço,

surgindo, pela primeira vez, uma zona de

qualidade do tipo B na ilha Terceira.

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% do número total destes

equipamentos. As zonas do tipo A e B apre-

sentavam, a 31 de dezembro, 19 e 11%,

respetivamente.

Em 2013, na Região Autónoma dos Açores

constata-se uma melhoria generalizada dos

indicadores de qualidade de serviço, salvo

para zonas do tipo B, por via das alterações

referidas. O comportamento individual das

várias ilhas da Região é distinto, verificando-

se situações de melhoria e, também, o in-

verso.

No ano em análise verificaram-se 1559 ocor-

rências que afetaram PdE da rede MT, me-

nos 6,2% do que o verificado em 2012, ou

seja, menos 103 ocorrências.

As ocorrências referidas deram origem a

cerca de 24 mil interrupções em PdE da

rede de distribuição MT, menos 20,9% do

valor registado em 2013 (menos 4,2 mil inter-

rupções).

Face aos padrões estabelecidos no Regu-

lamento da Qualidade de Serviço que vigo-

rava em 2013, verifica-se o seu integral

cumprimento, para todos os indicadores,

tanto em média, como em baixa tensão.

Ocorrências

A significativa redução de ocorrências dos

sistemas electroprodutores da Região resul-

ta de uma igualmente significativa diminui-

ção de ocorrências com origem nas redes.

Face a 2012 constata-se uma variação de -

6,9% (-109) do número de ocorrências com

origem nas redes, e um acréscimo de 6,5%

(+6) do número de ocorrências com origem

em centros produtores.

Tabela 4-1 Evolução do número de ocorrências

Das referidas 1559 ocorrências registadas

em 2013, 69,5% dizem respeito a situações

previstas (por: acordo com o cliente, razões

de serviço e factos imputáveis ao cliente),

mais 3,3% do que em 2012, tendo-se assisti-

do a uma redução de 138 ocorrências de-

vidas a situações imprevistas (-22,5%).

Ocorrências

2009 2010 2011 2012 2013

Santa Maria 86 97 77 49 104

São Miguel 678 696 675 696 603

Terceira 622 622 429 490 445

Graciosa 47 108 120 56 52

São Jorge 149 82 61 65 64

Pico 104 142 75 125 114

Faial 155 98 88 109 99

Flores 69 62 81 64 74

Corvo 5 8 4 8 4

52

52

Tabela 4-2 Evolução 2012-2013 do número de ocorrências por causa

Das ocorrências registadas 18,0% são respei-

tantes situações imprevistas por causas

próprias, 7,3% são reengates, 3% referem-se

a casos fortuitos ou de força-maior e 1,6%

deveram-se a deslastre de cargas por ra-

zões de segurança.

Ao nível das diversas ilhas da Região, verifi-

ca-se uma redução de ocorrências, com

exceção das ilhas de Santa Maria e Flores.

Em Santa Maria constatou-se um aumento

de ocorrências (112,2%) decorrentes de

situações previstas (154,5%) e também de

situações imprevistas (25,0%). Na ilha das

Flores o aumento do número de ocorrências

(15,6%) é resultado combinado do aumento

verificado em situações previstas (81,0%) e

da redução de situações imprevistas (-

16,3%).

Apresenta-se de seguida uma breve análise

à evolução das situações que originaram

interrupções em 2013, quando comparadas

com 2012. Uma análise mais detalhada dos

incidentes mais expressivos de 2013, por

causas próprias bem como por casos fortui-

tos ou de força-maior é efetuada no capítu-

lo 6.

Ocorrências

2012 2013

Previstas Imprevistas Previstas Imprevistas

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

Santa Maria 3 30 3 1 11 1 4 80 5 3 12

São Miguel 100 450 14 2 73 49 8 99 387 6 3 66 41 1

Terceira 37 201 1 9 5 102 131 4 23 266 4 71 73 8

Graciosa 2 21 5 1 27 3 22 3 1 23

São Jorge 2 32 7 2 22 2 32 7 3 19 1

Pico 11 50 1 5 3 54 1 7 54 1 7 9 36

Faial 22 64 1 3 14 5 28 37 3 1 30

Flores 11 10 18 3 22 15 23 12 5 19

Corvo 1 7 4

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

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

53

53

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

Em Santa Maria verificaram-se mais 50 ocor-

rências previstas por razões de serviço que

em 2012 (mais 166,7%). Verificaram, tam-

bém, mais quatro (25%) situações imprevis-

tas, duas das quais devido a fatos fortuitos e

de força maior e duas por razões de segu-

rança.

Durante 2013, na ilha de São Miguel, regista-

ram-se menos 93 ocorrências que em 2012,

menos 13,4%. A redução deu-se tanto ao

nível de ocorrências previstas como impre-

vistas, salientando-se as reduções relativas a

incidentes derivados de factos fortuitos ou

de força maior e por causas próprias. Ao

nível dos centros produtores apenas se assi-

nala mais um deslastre por razões de segu-

rança que em 2012.

Na ilha Terceira, em 2013, constatou-se uma

redução de ocorrências, quando compa-

rado com 2012. No entanto, há assinalar o

aumento de ocorrências previstas por ra-

zões de serviço (20,9%). Os incidentes redu-

ziram cerca de 37,8%, tendo-se registado

reduções significativas decorrentes de fac-

tos fortuitos ou de força maior (-55,6%), por

causas próprias (-44,3%) e de deslastres (-

44,3%). O número de incidentes com origem

em centros produtores reduziu cerca de

37,0%

O número de incidentes registado na ilha

Graciosa diminuiu 18,2%, enquanto as ocor-

rências previstas, para efeitos de interven-

ção nas redes, aumentaram 8,7%. Ao nível

dos centros produtores verificaram-se mais

seis incidentes que em 2012, por causas

próprias.

Em São Jorge contabilizou-se menos um

incidente que no ano anterior, mantendo-

se o número de situações previstas.

Na ilha do Pico verificou-se uma redução

de 8,8% do número de ocorrências regista-

do, resultado de menos 11 incidentes que

em 2012. Ainda que se tenha verificado

uma redução do total de incidentes, o nú-

mero destes com origem em centros produ-

tores, central térmica (+3) e parque eólico

(+2), aumentou quando comparado com

2012.

Ocorrências

2012 2013

Produção TransporteDistribuição

MT

Distribuição

BTProdução Transporte

Distribuição

MT

Distribuição

BT

Santa Maria 7 38 4 10 90 4

São Miguel 7 3 578 108 8 495 100

Terceira 27 4 414 45 17 400 28

Graciosa 8 46 2 13 36 3

São Jorge 6 57 2 7 54 3

Pico 13 2 96 14 18 2 86 8

Faial 11 71 27 12 58 29

Flores 6 47 11 10 49 15

Corvo 8 4

54

54

No Faial constata-se a redução do número

total de ocorrências, menos 10 que em

2012, resultado combinado de menos 21

situações previstas e mais 11 incidentes. Em

2013, registou-se mais um incidente com

origem na central térmica que no ano tran-

sato.

A ilha das Flores apresenta, em 2013, menos

7 incidentes e mais 17 intervenções previs-

tas, quando comparado com 2012. Regista-

ram-se mais 4 incidentes com origem em

centros produtores, 2 com origem na cen-

tral térmica 1 no parque eólico e um na

central hídrica.

O Corvo totalizou em 2013, menos 4 inci-

dentes que no ano anterior, tendo os 4 re-

gistados neste ano origem na central térmi-

ca.

Interrupções na rede MT da RAA

As ocorrências registadas no ano de 2013

deram origem a cerca de 24 mil interrup-

ções que afetaram os pontos de entrega

de média tensão da Região, das quais cer-

ca de 8 mil referem-se a interrupções curtas

(cerca de 4,7 mil são relativos a reengates)

e cerca de 16 mil interrupções longas.

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

PdE da rede MT na RAA

Quando comparado com os valores de

2012, em 2013 registaram-se menos 22,9%

interrupções em pontos de entrega da rede

MT, sendo que as interrupções de curta

duração viram o seu número reduzido em

26,5% e as interrupções de longa duração

reduziram 20,9%. O número de interrupções

com origem em centros produtores reduziu

18,3%, totalizando cerca de 9 mil. A redu-

ção de interrupções em PdE da rede MT

tendo origem em centros produtores foi

mais expressiva no que concerne a inter-

rupções de curta duração (-52,8%), redu-

zindo, também, o número referente a inter-

rupções de longa duração (-14,7%). As inter-

rupções com origem nas redes atingiram

cerca de 15 mil, menos 25,4% que em 2012,

com uma repartição idêntica entre de cur-

ta e longa duração. A variação, face a

2012, foi de -23,7% interrupções de curta

duração e -27,1% para interrupções de

longa duração.

Do valor total de interrupções, em pontos

de entrega da rede de média tensão, 11,7%

dizem respeito a interrupções previstas e os

restantes 88,3% referem-se a incidentes nas

redes ou centros produtores. As interrupções

previstas são maioritariamente de longa

duração (85,7%), sendo que as interrupções

acidentais são, também, na sua maioria de

longa duração, embora em menor escala

(64,5%).

As interrupções de curta duração foram

maioritariamente decorrentes de situações

imprevistas (95,0%) e 93,8% tiveram origem

na própria rede de distribuição em média

tensão. Registaram-se 492 interrupções im-

previstas de duração curta, com origem em

centros produtores.

N.º Interrupções

2009 2010 2011 2012 2013

Curtas 13548 14343 8460 10781 7922

Longas 30975 24528 15258 20282 16033

Total 44523 38871 23718 31063 23955

55

55

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

Em 2013, registaram-se 400 interrupções

previstas, de curta duração e com origem

nas redes, para intervenções de manuten-

ção, reparação ou investimento. Estas inter-

rupções são, na sua maioria, relativas ao

tempo necessário para ligar um grupo ge-

rador móvel, para que os clientes não per-

maneçam sem energia durante todo o

tempo da intervenção.

As interrupções acidentais de curta dura-

ção são maioritariamente resultantes de

reengates, 67,1% (religações automáticas

após defeitos transitórios), cuja duração é

inferior a um minuto, usualmente na ordem

de milissegundos.

As interrupções curtas, com origem em

centros produtores, de natureza acidental,

tiveram como principais causas situação

internas a esses centros produtores (de ma-

terial ou humanas), cerca de 73,8% e razões

de segurança (26,2%).

No decorrer de 2013, verificaram-se cerca

de 16 mil interrupções de longa duração

em pontos de entrega da rede de média

tensão, sendo que cerca de 85,1% dizem

respeito a situações acidentais. Das referi-

das interrupções a maioria, 53,4%, teve ori-

gem em centros produtores.

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

ilha

N.º Interrupções

2012 2013

Previstas Imprevistas Previstas Imprevistas

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

Curtas 229 4 1043 9501 4 399 1 492 7030

Longas 87 2282 196 9952 684 7061 20 158 2047 186 8408 152 5074 8

Total 87 2511 2 10995 684 16562 24 158 2446 187 8900 152 12104 8

N.º Interrupções

2009 2010 2011 2012 2013

Santa Maria 1003 832 946 599 990

Curtas 126 167 146 178 345

Longas 877 665 800 421 645

São Miguel 12532 11861 7453 8999 6905

Curtas 2984 3330 2468 3533 2879

Longas 9548 8531 4985 5466 4026

Terceira 19272 15624 10411 14257 8118

Curtas 9525 9178 5007 6172 3961

Longas 9747 6446 5404 8085 4157

Graciosa 639 1745 1205 1123 1155

Curtas 324 898 290 305 188

Longas 315 847 915 818 967

São Jorge 3033 1584 927 1317 1513

Curtas 203 152 247 319 108

Longas 2830 1432 680 998 1405

Pico 2429 3544 1122 2706 2967

Curtas 174 372 93 161 314

Longas 2255 3172 1029 2545 2653

Faial 5196 2885 1154 1279 1771

Curtas 193 170 123 87 96

Longas 5003 2715 1031 1192 1675

Flores 414 788 496 775 532

Curtas 19 76 86 23 31

Longas 395 712 410 752 501

Corvo 5 8 4 8 4

Curtas 3

Longas 5 8 4 5 4

Total 44523 38871 23718 31063 23955

56

56

As interrupções longas com origem nas

redes foram na sua maioria acidentais, com

cerca de 54,7% devido a causas próprias e

15,2% desse número devido a factos fortui-

tos e de força maior.

A Tabela 4-7 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

reduziu, quando comparado com 2012,

verificando-se comportamentos distintos

nas várias ilhas. Os crescimentos mais signifi-

cativos, percentualmente, registaram-se nas

ilhas de Santa Maria (65,3%), Faial (28,5%) e

São Jorge (14,9%), enquanto os maiores

decréscimos se registaram nas ilhas do Cor-

vo (-50,0%), Terceira (43,1%) e Flores (31,4%).

As interrupções curtas apresentam uma

maior incidência em situações com origem

nas redes, verificando-se um peso conside-

rável dos centros produtores nas interrup-

ções de longa duração.

Relativamente às interrupções de longa

duração constata-se uma predominância

de interrupções desta natureza, com ori-

gem nas redes nas ilhas de Santa Maria, São

Miguel, São Jorge e Flores, enquanto nas

ilhas Terceira, Graciosa, Pico, Faial e Corvo

são os centros produtores que mais contri-

buem para o número destas interrupções.

Tabela 4-7 N.º de interrupções 2013 por tipo de duração e origem

N.º Interrupções

2013

Curtas Longas

ProduçãoDistribuição

MTInst. Cliente Produção Transporte

Distribuição

MTInst. Cliente

Santa Maria 191 154 300 341 4

São Miguel 2879 1542 2384 100

Terceira 195 3765 1 2867 1261 29

Graciosa 75 113 609 355 3

São Jorge 16 92 308 1094 3

Pico 15 299 1726 152 767 8

Faial 96 1081 564 30

Flores 31 129 355 17

Corvo 4

Total 492 7429 1 8566 152 7121 194

57

57

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

Pode-se verificar a desagregação das inter-

rupções de duração longa, pela causa que

as origina, através da Tabela 4-8. Constata-

se que existe uma preponderância de inci-

dentes por causas próprias em todas as

ilhas, exceto em Santa Maria onde prevale-

cem interrupções previstas por razões de

serviço. Nas restantes ilhas os incidentes por

causas próprias representam 39,3% a 86,9%

das interrupções registadas, sendo que no

Corvo a totalidade de interrupções tem

esta natureza.

Nas ilhas de São Miguel e Flores verifica-se

um contributo significativo de incidentes

devidos a factos fortuitos ou de força-maior

(14,4% e 22,0%, respetivamente). Na ilha do

Pico sobressai o peso relativo a incidentes

por razões de segurança, 20,3%.

N.º Interrupções

2013

Previstas Imprevistas

11 12 14 21 23 24 26

Santa Maria 4 386 20 42 193

São Miguel 99 501 578 520 2327 1

Terceira 25 343 170 3611 8

Graciosa 3 44 50 50 820

São Jorge 2 330 162 64 846 1

Pico 7 438 1 113 538 1556

Faial 29 64 54 136 1392

Flores 17 98 110 79 197

Corvo 4

Total 186 2204 1 1257 1429 10946 10

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

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

58

58

4.1. Indicadores gerais

4.1.1. Indicadores RT

A rede transporte da RAA contempla 14

pontos de entrega à rede de distribuição

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

na ilha Terceira e 2 na ilha do Pico.

Em 2013 apenas se registaram incidentes

que afetaram pontos de entrega da rede

de transporte da ilha do Pico. Verificou-se

um total de 8 incidentes, das quais uma

deveu-se a uma descarga atmosférica

direta e as restantes a causas próprias. Os

indicadores de continuidade que resultam

destes incidentes podem ser consultados na

Tabela 4-9. Registou-se uma frequência

média de interrupção da RT, para a RAA,

de 0,9 e uma duração média de 27,4 minu-

tos.

Tabela 4-9 Indicadores da rede de transporte

2013

4.1.2. Indicadores gerais MT -

RAA

Nesta secção será efetuada uma análise

sucinta aos indicadores de continuidade de

serviço de média tensão que resultam das

interrupções longas analisadas no ponto

anterior. Quer estes indicadores, quer os

indicadores para interrupções curtas pode-

rão ser consultados com mais detalhe no

anexo III.

• Evolução dos indicadores globais

Conforme referido no início deste capítulo,

verificou-se, em 2013, uma reclassificação

de algumas zonas de qualidade, nomea-

damente o surgimento de uma zona de

qualidade do tipo B na ilha Terceira (zona

urbana da Praia da Vitória).

Por comparação com o ano 2012 verifica-

se uma melhoria significativa dos indicado-

res de continuidade de serviço, salvo em

zonas do tipo B, pelas razões já identifica-

das. Num horizonte de 5 anos, apenas 2011

apresenta indicadores ligeiramente melho-

res.

Tabela 4-10 Indicadores de continuidade de

serviço da RAA, para interrupções longas (SAIFI –

n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm)

Os valores dos indicadores de continuidade

de serviço são expressos em n.º para o SAIFI

e horas e minutos para o TIEPI e o SAIDI.

• Evolução dos indicadores Zona

Os indicadores de continuidade por zona

de qualidade de serviço apresentam com-

portamento idêntico aos indicadores glo-

bais, demonstrando uma melhoria significa-

tiva face a 2012. Conforme anteriormente

referido, estes indicadores apresentam uma

variação inversa em zonas de qualidade do

tipo B, pelo incremento de equipamentos

em zonas com esta classificação.

ENF

(MWh)

TIE

(min.)

SAIFI

(n.º)

SAIDI

(min.)

SARI

(min.)

Pico 23,7 283,1 6,5 191,5 29,5

RAA 23,7 19,1 0,9 27,4 29,5

2009 2010 2011 2012 2013

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

TIEPI RAA 9:42 7:14 3:54 7:25 4:11

SAIDI RAA 13:03 10:04 4:59 9:54 5:34

59

59

Tabela 4-11 Evolução dos indicadores de conti-

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

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

Pela análise da Tabela 4-12 verifica-se uma

maior frequência média de interrupções

com origem em centros produtores do que

nas redes. Por outro lado, a duração média

e o tempo de interrupção equivalente da

potência instalada são maiores para inter-

rupções com origem nas redes. Salienta-se

que os indicadores referidos incluem as

interrupções necessárias para intervenções

de serviço, para ações de manutenção,

conservação e reparação.

Ao nível da Região, os fatores mais prepon-

derantes na frequência média de interrup-

ções são as causas próprias e as razões de

serviço, em todas as zonas de qualidade,

sendo que em zonas do tipo B as razões de

segurança se sobrepõem às razões de ser-

viço.


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

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

O tempo médio de interrupção da potên-

cia instalada variou entre duas horas e cin-

co horas e meia, com valores semelhantes

para interrupções previstas e acidentais por

causas próprias.

O indicador de duração média das inter-

rupções do sistema apresenta uma distri-

buição idêntica ao verificado para o TIEPI,

no que respeita às causas que lhe dão ori-

gem. No entanto, em zonas de qualidade

de tipo A e Cos incidentes por causas pró-

prias tem um peso superior.

2009 2010 2011 2012 2013

SAIFI RAA

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

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

C 20,2 15,5 9,4 12,3 10,2

TIEPI RAA

A 3:57 3:47 2:21 4:39 2:08

B 3:21 3:34 1:22 1:05 3:16

C 13:15 9:19 4:54 9:21 5:38

SAIDI RAA

A 5:00 4:41 2:56 5:58 2:16

B 3:44 3:24 1:12 0:52 3:23

C 15:37 11:46 5:40 11:17 6:48

2013

Prod. Transp. Dist. MT Dist. BT

SAIFI RAA

A 2,4 1,3 0,2

B 2,4 2,6 0,1

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

TIEPI RAA

A 0:37 1:10 0:20

B 0:40 2:23 0:13

C 2:07 0:01 3:08 0:20

SAIDI RAA

A 0:53 1:03 0:19

B 0:49 2:26 0:07

C 2:43 0:02 3:42 0:19

60

60


serviço da RAA, por zona e causa para interrup-

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

• Padrões

Considerando interrupções longas não

abrangidas pelo nº 1 do artigo 13º do RQS,

verifica-se um decréscimo dos indicadores

gerais, exceto em zonas do tipo B. Por

comparação com os padrões estabeleci-

dos para os indicadores de continuidade

de serviço verifica-se que estes foram intei-

ramente cumpridos.

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

artigo 13º do RQS (SAIFI – n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm)

2013


11 12 14 21 23 24 26

SAIFI RAA

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

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

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

TIEPI RAA

A 0:20 0:52 0:00 0:06 0:49 0:00

B 0:13 1:09 0:32 0:19 1:02 0:00

C 0:18 2:03 0:00 0:17 0:13 2:41 0:03

SAIDI RAA

A 0:19 0:37 0:00 0:07 1:11 0:00

B 0:07 1:11 0:29 0:20 1:13 0:00

C 0:18 2:22 0:00 0:22 0:17 3:25 0:01

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

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

25 Reengates 26 Fato Imp. Cliente

2009 2010 2011 2012 2013 Padrão

SAIFI RAA

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

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

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

TIEPI RAA

A 0:51 0:57 0:29 0:28 0:18 3:00

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

C 4:25 2:40 1:16 1:27 1:13 20:00

SAIDI RAA

A 1:00 1:07 0:40 0:29 0:26 3:00

B 0:46 0:40 0:03 0:07 0:45 6:00

C 5:22 3:19 1:24 1:47 1:30 16:00

61

61

4.1.3. Indicadores MT - ilha

TIEPI

Tabela 4-15 Evolução do TIEPI por ilha - interrup-

ções longas (hh:mm)

A tabela anterior apresenta a evolução do

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

dade de serviço, nas ilhas da RAA, para as

interrupções longas, com origem nas redes

e centros produtores, e todas as causas. As

variações deste indicador em 2013, quando

comparado com 2012, são significativa-

mente melhores, salvo raras exceções: as

zonas B pelas razões identificadas nas sec-

ções anteriores e as zonas C de Santa Maria

e do Faial.

Tabela 4-16- TIEPI interrupções longas por origem

(hh:mm)

A Tabela 4-16 apresenta o TIEPI para inter-

rupções de duração longa, por origem. As

interrupções com origem em redes de

transporte e de baixa tensão têm pouca

relevância no valor final deste indicador,

sendo a rede de distribuição MT e os cen-

tros produtores as principais origens de inter-

rupções que contribuem para o valor global

deste indicador.

A Tabela 4-17 apresenta o indicador TIEPI,

para interrupções longas, com origem em

centros produtores e redes, discriminado

pelas causas que lhe dão origem.

TIEPI

2009 2010 2011 2012 2013

Santa Maria

C 4:51 2:55 4:18 2:07 12:07

São Miguel

A 3:10 2:07 1:10 0:52 0:47

B 3:21 3:34 1:22 1:05 3:02

C 10:11 7:27 4:00 3:55 2:29

Terceira

A 6:12 4:38 5:19 14:31 4:24

B 4:02

C 11:49 7:12 7:11 19:36 6:22

Graciosa

C 2:59 7:20 9:20 10:36 4:25

São Jorge

C 17:53 14:06 7:07 19:53 11:27

Pico

C 22:19 21:27 3:04 14:39 10:23

Faial

A 3:07 12:49 2:10 1:19 3:41

C 2:00 19:55 4:18 5:06 6:50

Flores

C 4:36 10:59 5:11 17:09 11:48

Corvo

C 1:00 3:26 0:41 1:00 0:55

TIEPI

2013

Prod. Transp. Dist. MT Inst. Cliente

Santa Maria

C 8:07:28 3:44:39 0:15:43

São Miguel

A 0:02:01 0:21:49 0:23:39

B 0:25:22 2:21:07 0:15:38

C 0:26:58 1:42:41 0:20:12

Terceira

A 1:04:09 3:05:20 0:15:26

B 1:29:04 2:30:45 0:02:43

C 2:07:02 3:41:23 0:34:12

Graciosa

C 1:33:50 2:44:12 0:07:02

São Jorge

C 1:59:01 9:26:22 0:01:58

Pico

C 6:35:08 0:17:12 3:21:20 0:10:07

Faial

A 2:53:47 0:27:25 0:20:39

C 4:37:02 2:02:24 0:10:47

Flores

C 0:48:48 10:20:05 0:39:45

Corvo

C 0:55:00

62

62

Nas ilhas de Santa Maria, São Jorge e Flores

destaca-se o valor do indicador por razões

de serviço com um contributo menos rele-

vante de interrupções acidentais.

Tabela 4-17 TIEPI - interrupções longas por causa

(hh:mm)

Em São Miguel em zonas do tipo A o tempo

deste indicador é maioritariamente devido

a interrupções por acordo com o cliente e

nas restantes zonas por incidentes de causa

própria.

Na ilha Terceira as interrupções que mais

contribuem para este indicador estão rela-

cionadas com razões de serviço e inciden-

tes por causas próprias. Nesta ilha, em zonas

do tipo B verifica-se um contributo significa-

tivo de interrupções acidentais por factos

fortuitos ou de força maior.

Nas ilhas Graciosa, Pico, Faial e Corvo as

interrupções acidentais por causas próprias

são o fator mais preponderante no valor do

indicador.

A evolução do indicador TIEPI para inter-

rupções longas com origem nas redes, não

abrangidas pelo artigo 13º do RQS, é apre-

sentada na Tabela 4-18. As ilhas de Santa

Maria, São Jorge e Faial apresentam indi-

cadores mais elevados que em anos transa-

tos Evoluem em sentido inverso os valores

deste indicador para as zonas A e C de São

Miguel e Terceira, as ilhas Graciosa e Flores.

A redução mais significativa dá-se na ilha

do Pico.

TIEPI

2013


11 12 14 21 23 24 26

Santa Maria

C 0:15 9:47 0:40 0:03 1:20

São Miguel

A 0:23 0:12 0:00 0:01 0:10

B 0:15 1:14 0:19 0:19 0:53

C 0:19 0:31 0:10 0:12 1:15 0:00

Terceira

A 0:15 2:29 0:01 1:38 0:00

B 0:02 0:46 1:30 1:41 0:00

C 0:25 2:14 0:04 3:19 0:17

Graciosa

C 0:07 1:31 0:03 0:02 2:40

São Jorge

C 0:00 5:16 1:09 0:02 4:56 0:01

Pico

C 0:10 2:49 0:00 0:08 0:31 6:44

Faial

A 0:15 0:05 0:54 2:26

C 0:10 0:17 0:03 1:09 5:07

Flores

C 0:39 5:56 2:24 0:27 2:19

Corvo

C 0:55




63

63

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

TIEPI

2009 2010 2011 2012 2013 Padrão

Santa Maria

C 0:47 0:13 0:17 0:12 1:13 26:00

São Miguel

A 0:50 0:41 0:15 0:19 0:09 3:00

B 0:41 0:46 0:02 0:09 0:47 8:00

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

Terceira

A 0:57 1:45 1:16 0:58 0:35 3:00

B 0:13 8:00

C 5:18 2:49 1:48 1:42 1:17 26:00

Graciosa

C 1:27 4:37 4:21 1:32 1:09 26:00

São Jorge

C 9:03 2:22 1:39 0:33 3:00 26:00

Pico

C 6:51 7:09 0:22 2:36 0:40 26:00

Faial

A 0:42 0:35 0:00 0:00 0:27

C 5:05 2:06 0:34 0:03 1:40 26:00

Flores

C 0:25 4:11 0:36 9:03 1:58 26:00

64

64

SAIFI

A Tabela 4-19 apresenta a evolução da

frequência média de interrupções em pon-

tos de entrega da rede em média tensão,

para as interrupções longas registadas em

2013, independentemente da origem e

causa.

Tabela 4-19 Evolução do SAIFI - interrupções lon-

gas (n.º)

Quando comparado com os valores regis-

tados em 2012, em 2013 este indicador

apresenta evoluções distintas nas diversas

ilhas. Pelas razões indicadas anteriormente

os valores de zonas do tipo B apresenta

evoluções dificilmente comparáveis a anos

anteriores.

As ilhas de São Miguel, em zonas do tipo A e

C, Flores e Corvo viram reduzir a frequência

média de interrupções longas, com todas

as origens e causas. Nas restantes ilhas o

valor deste indicador cresce, face a 2012.

Tabela 4-20 SAIFI - interrupções longas por origem

(n.º)

Na tabela anterior verifica-se que nas ilhas

de São Miguel, São Jorge e Flores as inter-

rupções com origem nas redes são as que

mais contribuem para o valor da frequência

média de interrupções verificada em 2013.

SAIFI

2009 2010 2011 2012 2013

Santa Maria

C 11,6 8,6 10,1 5,1 8,0

São Miguel

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

B 8,2 6,8 4,2 2,4 4,3

C 14,1 12,8 7,4 8,3 6,0

Terceira

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

B 6,8

C 28,5 17,5 14,7 21,1 11,7

Graciosa

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

São Jorge

C 33,0 16,5 7,4 10,7 14,8

Pico

C 14,1 19,3 6,0 14,9 15,4

Faial

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

C 53,7 24,9 9,7 11,9 14,8

Flores

C 9,5 17,0 9,5 16,6 10,6

Corvo

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

SAIFI

2013


Santa Maria

C 3,7 4,2 0,1

São Miguel

A 0,2 0,7 0,1

B 1,7 2,5 0,1

C 2,4 3,5 0,1

Terceira

A 4,3 2,2 0,1

B 3,8 2,9 0,0

C 8,3 3,3 0,1

Graciosa

C 9,1 5,3 0,0

São Jorge

C 3,2 11,5 0,0

Pico

C 10,0 0,9 4,5 0,0

Faial

A 5,7 1,1 0,5

C 9,0 5,7 0,1

Flores

C 2,7 7,6 0,3

Corvo

C 4,0

65

65

Nas restantes ilhas os centros produtores

assumem essa preponderância.

Tabela 4-21 SAIFI - interrupções longas por causa

(n.º)

O valor do indicador, pelas causas de inter-

rupções que o compõem pode ser consul-

tado na Tabela 4-21. Com exceção da ilha

de Santa Maria, onde se verifica que a fre-

quência média de interrupções é predomi-

nantemente devido a situações previstas

por razões de serviço, os incidentes por

causas próprias são o fator que mais contri-

bui para o valor deste indicador. Salienta-se

o peso expressivo no total do indicador

relativo a interrupções por razões de segu-

rança na ilha do Pico e devido a incidentes

por factos fortuitos ou de força maior na ilha

das Flores.

A evolução do indicador SAIFI, para inter-

rupções longas, não abrangidas pelo artigo

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

Comparativamente a 2012 verifica-se uma

melhoria deste indicador nas ilhas de São

Miguel, Terceira, Graciosa, Pico e Flores,

degradando-se nas restantes ilhas do ar-

quipélago.

Constata-se o total cumprimento dos pa-

drões estabelecidos para este indicador.

SAIFI

2013


11 12 14 21 23 24 26

Santa Maria

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

São Miguel

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

B 0,1 0,7 0,6 0,8 2,1

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

Terceira

A 0,1 0,5 0,1 5,9 0,0

B 0,0 0,9 1,0 4,9 0,0

C 0,1 0,9 0,4 10,3 0,0

Graciosa

C 0,0 0,7 0,8 0,8 12,3

São Jorge

C 0,0 3,5 1,7 0,7 8,9 0,0

Pico

C 0,0 2,5 0,0 0,7 3,1 9,0

Faial

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

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

Flores

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

Corvo

C 4,0

66

66

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

SAIFI

2009 2010 2011 2012 2013 Padrão

Santa Maria

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

São Miguel

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

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

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

Terceira

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

B 1,1 8,0

C 13,3 6,8 3,5 4,6 2,4 12,0

Graciosa

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

São Jorge

C 13,3 5,4 3,3 2,4 6,3 12,0

Pico

C 6,1 7,0 1,9 5,5 2,1 12,0

Faial

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

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

Flores

C 0,8 7,8 1,6 8,0 3,1 12,0

67

67

SAIDI

Na tabela seguinte apresenta-se a evolu-

ção da duração média de interrupções de

pontos de entrega da rede em média ten-

são, para todas as interrupções (curtas e

longas; origem nas redes e centros produto-

res e todas as causas).

Tabela 4-23 Evolução do SAIDI - interrupções

longas (hh:mm)

Pela análise da tabela anterior verifica-se

que a duração média das interrupções,

para todas as origens e naturezas de cau-

sas, em PdE da rede de média tensão apre-

senta reduções, face a 2012, nas ilhas Ter-

ceira, Graciosa, Pico, Flores, Corvo e zonas

do tipo C em São Miguel. Nas restantes ilhas

destaca-se o crescimento verificado em

Santa Maria e São Jorge.

Pela análise da Tabela 4-24, que apresenta

os valores deste indicador para interrupções

longas, verifica-se que as redes de distribui-

ção MT e os centros produtores se constitu-

em como as principais origens de interrup-

ções que contribuem para o valor final des-

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

rupções com origem em centros produtores

em várias ilhas, que assumem um peso im-

portante na duração média das interrup-

ções.

Tabela 4-24 SAIDI - interrupções longas por origem

(hh:mm)

SAIDI

2009 2010 2011 2012 2013

Santa Maria

C 6:03 3:30 4:27 2:18 13:25

São Miguel

A 3:30 2:20 1:09 0:51 0:54

B 3:44 3:24 1:12 0:52 2:58

C 12:03 9:30 4:43 4:23 2:45

Terceira

A 7:44 5:22 5:53 15:16 3:47

B 4:18

C 13:07 8:17 7:33 22:10 6:02

Graciosa

C 3:04 9:20 10:56 10:08 4:47

São Jorge

C 20:24 17:04 7:45 0:41 12:37

Pico

C 22:39 22:13 4:06 15:51 12:11

Faial

A 3:29 12:52 2:11 1:17 3:40

C 3:13 19:52 3:55 4:45 6:58

Flores

C 4:56 16:51 6:27 18:37 15:55

Corvo

C 1:00 3:26 0:41 1:00 0:55

SAIDI

2013


Santa Maria

C 8:08 5:09 0:07

São Miguel

A 0:02 0:32 0:19

B 0:27 2:24 0:06

C 0:34 1:54 0:17

Terceira

A 1:22 2:03 0:21

B 1:35 2:33 0:10

C 2:33 3:01 0:27

Graciosa

C 1:49 2:53 0:04

São Jorge

C 2:02 10:33 0:01

Pico

C 7:13 0:20 4:33 0:03

Faial

A 2:56 0:27 0:16

C 4:43 2:11 0:03

Flores

C 0:39 12:18 2:56

Corvo

C 0:55

68

68

Na Tabela 4-25 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 pre-

vistas por razões de serviço têm um maior

contributo no valor do indicador em Santa

Maria, São Jorge, Flores e nas zonas B de

São Miguel.

Tabela 4-25 SAIDI - interrupções longas por causa

(hh:mm)

Nas zonas de tipo A de São Miguel a maio-

ria do tempo regista deve-se a interrupções

previstas por acordo com o cliente. Nas

restantes zonas/ilhas verifica-se uma pre-

ponderância de incidentes por causas pró-

prias.

A evolução do indicador SAIDI, para inter-

rupções longas, não abrangidas pelo artigo

13º do RQS, é apresentada na Tabela 4-26

Comparativamente a 2012, verifica-se um

decréscimo generalizado do valor do indi-

cador à exceção das ilhas de Santa Maria,

São Jorge e Faial.

Os padrões estabelecidos regulamentar-

mente foram plenamente cumpridos.

SAIDI

2013


11 12 14 21 23 24 26

Santa Maria

C 0:07 10:35 0:49 0:02 1:50

São Miguel

A 0:19 0:17 0:00 0:01 0:15

B 0:06 1:11 0:20 0:20 0:59

C 0:16 0:32 0:10 0:15 1:30 0:00

Terceira

A 0:21 1:19 0:01 2:04 0:00

B 0:10 1:11 0:59 1:53 0:03

C 0:22 1:17 0:07 4:09 0:05

Graciosa

C 0:04 1:43 0:03 0:03 2:51

São Jorge

C 0:00 6:07 1:14 0:03 5:11 0:00

Pico

C 0:02 3:54 0:00 0:10 0:40 7:23

Faial

A 0:15 0:01 0:55 2:28

C 0:03 0:18 0:04 1:10 5:21

Flores

C 2:56 6:21 3:27 0:23 2:45

Corvo

C 0:55




69

69

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

END

O indicador estimativa de energia não dis-

tribuída segue, invariavelmente, o compor-

tamento do TIEPI, consequência do seu

método/fórmula de cálculo.

A tabela seguinte apresenta a evolução da

END por ilha para interrupções longas, po-

dendo encontrar-se a desagregação por

origem e causas no anexo III.

Tabela 4-27 Estimativa de energia não distribuída

em 2013 (MWh)

SAIDI

2009 2010 2011 2012 2013 Padrão

Santa Maria

C 1:10 0:22 0:23 0:10 1:44 3:00

São Miguel

A 0:53 0:44 0:16 0:15 0:14 3:00

B 0:46 0:40 0:03 0:07 0:53 8:00

C 5:20 2:35 1:16 1:17 1:11 20:00

Terceira

A 1:15 1:51 1:29 1:00 0:43 3:00

B 0:22 8:00

C 5:29 3:21 1:55 2:14 1:42 20:00

Graciosa

C 2:21 5:44 4:41 1:32 1:05 20:00

São Jorge

C 10:20 2:30 2:01 0:48 3:12 20:00

Pico

C 6:55 6:51 0:28 3:14 0:49 20:00

Faial

A 0:42 0:34 0:00 0:00 0:27 3:00

C 5:20 2:28 0:46 0:04 1:48 20:00

Flores

C 0:34 5:21 1:01 8:56 2:29 20:00

END (MWh)

2009 2010 2011 2012 2013

Santa Maria 11,3 7,2 10,3 4,8 27,7

São Miguel 352,0 267,2 139,8 123,9 95,5

Terceira 225,3 147,8 153,5 414,4 123,6

Graciosa 4,5 11,5 14,1 15,7 6,5

São Jorge 137,7 48,9 24,7 66,8 37,6

Pico 112,0 113,0 16,3 73,4 52,3

Faial 76,6 92,8 17,9 16,3 27,1

Flores 6,1 14,9 6,8 21,2 14,8

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

70

70

INDICADORES BT

A secção que se segue pretende apresen-

tar os valores chave, e análise breve, das

interrupções e indicadores de continuidade

de serviço em baixa tensão e sua evolução

face a 2012.

Uma informação mais detalhada sobre os

indicadores aqui apresentados pode ser

consultada no anexo III.

Interrupções

Em 2013, na RAA, registaram-se 1,5 milhões

de interrupções em pontos de entrega da

rede de baixa tensão, menos 22,5% que o

valor registado em 2012. Destas interrupções

cerca de 520 mil correspondem a interrup-

ções de curta duração e 1 milhão a inter-

rupções de longa duração. Do valor total

destas interrupções 21,2% dizem respeito a

micro-cortes.

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

BT (em milhares)

A evolução de interrupções de curta e lon-

ga duração é semelhante, com -22,3% e

22,6%, respetivamente.

As ilhas de Santa Maria, São Jorge, Pico e

Faial registam um aumento de interrupções,

mais relevante no caso das ilhas de Santa

Maria (79,1%) e Faial (42,6%). A maior redu-

ção verifica-se na ilha Terceira (-38,9%),

seguida da ilha das Flores que teve uma

redução de 34,2%. As ilhas de São Miguel,

Graciosa e Corvo, também apresentam

reduções, -22,8%, -0,4% e -21,2%, respetiva-

mente.

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

PdE da rede BT na RAA (em milhares)

Tabela 4-29 apresenta as interrupções, em

cada ilha, em PdE da rede de baixa tensão,

com desagregação quanto à duração

(curtas: ≤ 3 minutos; longas: > 3 minutos).

N.º Interrupções

2009 2010 2011 2012 2013

Curtas 847 902 527 669 520

Longas 1.930 1.564 1.002 1.295 1.002

Total 2.777 2.466 1.529 1.964 1.522

N.º Interrupções

2009 2010 2011 2012 2013

Santa Maria

Curtas 5,5 6,9 7,6 8,0 14,7

Longas 38,7 30,5 37,4 18,2 32,3

São Miguel

Curtas 205,4 228,7 164,1 229,9 194,5

Longas 679,0 611,2 380,1 397,3 289,5

Terceira

Curtas 584,4 576,5 308,0 382,7 271,6

Longas 610,2 413,7 354,4 524,4 282,5

Graciosa

Curtas 16,2 48,0 15,3 14,3 8,7

Longas 16,1 44,9 44,8 40,4 45,9

São Jorge

Curtas 13,3 9,8 15,5 17,7 6,2

Longas 172,4 85,2 37,9 58,4 78,3

Pico

Curtas 9,6 19,4 5,3 10,0 17,0

Longas 132,3 183,7 62,0 147,2 151,9

Faial

Curtas 10,8 7,6 6,6 3,9 5,5

Longas 259,1 151,8 57,6 64,5 92,1

Flores

Curtas 1,2 5,0 4,0 1,7 1,6

Longas 21,1 40,3 25,5 43,0 27,8

Corvo

Curtas - - 0,2 0,6 0,1

Longas 1,6 3,0 2,5 1,9 1,8

71

71

Da tabela anterior salienta-se o aumento

de interrupções curtas e longas de Santa

Maria (84,4% e 76,8%) e de interrupções de

curta duração no Pico (70,2%). Em sentido

inverso, destaca-se a redução de interrup-

ções de longa duração na Terceira (-46,1%)

e as reduções verificadas em interrupções

de curta duração nas ilhas do Corvo (-

81,3%) e São Jorge (-65,1%).

As interrupções longas registadas em 2013

são apresentadas na

Tabela 4-30, com a desagregação pela

causa que lhes dão origem.

Tabela 4-30 N.º de interrupções longas em PdE da

rede BT

Na RAA, a maioria das interrupções que se

deram em 2013 tem origem em incidentes

por causas próprias, excetuando a ilha de

Santa Maria, onde a maioria das interrup-

ções registadas em pontos de entrega de

baixa tensão se deveu a razões de serviço.

Nas ilhas Graciosa, Pico e Faial a segunda

causa de interrupções refere-se a razões de

segurança, atingindo 20,2% do número total

de interrupções na ilha do Pico. Na ilha das

Flores os incidentes por casos fortuitos ou de

força maior têm uma expressão significativa

no valor total de interrupções (23,4%).

Indicadores de continuidade BT

Esta secção analisará os indicadores de

continuidade de baixa tensão, para as

interrupções longas verificadas em 2013.

RAA

Como mencionado em secções anteriores,

a reclassificação de zonas de qualidade

verificada em 2013, sobretudo no que res-

peita a zonas de tipo B, dificulta a compa-

ração de indicadores de qualidade de

serviço em zonas deste tipo.

Com exceção de zonas de tipo B, verifica-

se uma melhoria expressiva nos indicadores

de continuidade BT da Região. Esta redu-

ção foi de 37,2% e 28,8% para o SAIFI, em

zonas do tipo A e C, respetivamente. Para o

indicador SAIDI as variações foram, para

zonas A e C, -65,1% e 50,6%, respetivamen-

te.


serviço BT da RAA, para interrupções longas (SAIFI

– n.º; SAIDI – hh:mm)

N.º Interrupções

2013


11 12 14 21 23 24 26

Santa Maria 4 19128 652 2207 10267 1

São Miguel 109 42379 1 25052 37382 184541 1

Terceira 25 31056 11539 239917 7

Graciosa 3 1596 2 2461 41835

São Jorge 2 18934 6373 3296 49723 3

Pico 7 27244 1 4737 30743 89187 1

Faial 29 4231 1876 7882 78066 7

Flores 19 5780 6502 4375 11153

Corvo 1837




2009 2010 2011 2012 2013

SAIFI EDA

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

B 8,6 7,0 4,4 2,9 4,3

C 20,0 15,7 10,0 13,0 9,4

SAIDI EDA

A 3:59 4:15 2:07 4:42 1:37

B 3:44 3:56 1:01 0:42 1:40

C 14:36 10:24 5:09 10:45 5:16

72

72

A Tabela 4-32 apresenta os indicadores de

continuidade BT da RAA resultantes de inter-

rupções longas, por origem.

A duração média de interrupções, para

interrupções de longa duração, tem, em

zonas do tipo A, uma divisão quase equita-

tiva entre as interrupções com origem nas

redes e centros produtores, verificando-se

preponderância de interrupções com ori-

gem nas redes, para as zonas do tipo B e C.

A frequência média de interrupções apre-

senta como principais origens os centros

produtores, em zonas A e C, e as redes para

as zonas do tipo B.


serviço BT da RAA, para interrupções longas, por

origem (SAI-FI – n.º; SAIDI – hh:mm)


serviço BT da RAA, para interrupções longas, por

causa (SAIFI – n.º; SAIDI – hh:mm)

O valor dos indicadores gerais de continui-

dade de serviço, no que respeita às causas

das interrupções que os originam - Tabela

4-33 – tem com principais causas os inciden-

tes de causas próprias. O segundo principal

fator no valor dos indicadores são as inter-

rupções previstas por razões de serviço, em

zonas A e C. Nas zonas do tipo C verifica-se

que as situações fortuitas ou de força maior

ocupam essa posição.


serviço de BT da RAA, para interrupções longas,

não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (SAIFI –

n.º; SAIDI – hh:mm)

2013

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

SAIFI EDA

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

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

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

SAIDI EDA

A 0:48 0:35 0:13 0:00

B 0:32 1:01 0:06 0:00

C 2:16 0:02 2:46 0:10 0:00

2013


11 12 14 21 23 24 26

SAIFI EDA

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

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

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

SAIDI EDA

A 0:00 0:22 0:00 0:00 0:09 1:05 0:00

B 0:00 0:17 0:19 0:09 0:54 0:00

C 0:00 1:38 0:00 0:17 0:15 3:06 0:00




2009 2010 2011 2012 2013 Padrões

SAIFI EDA

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

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

C 8,4 6,3 3,0 4,4 2,7 10,0

SAIDI EDA

A 1:06 1:09 0:26 0:27 0:25 6:00

B 0:57 0:50 0:07 0:08 0:31 10:00

C 5:36 3:32 1:42 1:57 1:25 20:00

73

73

Na Tabela 4-34, onde se podem consultar

os indicadores SAIFI e SAIDI das redes em BT

da RAA, para interrupções longas, com

origem nas redes e não abrangidas pelo

artigo 13º do RAQS, constata-se uma redu-

ção do valor dos indicadores, exceto em

zonas do tipo B, onde se registaram incre-

mentos significativos. Os padrões estabele-

cidos no RQS para estas interrupções foram

cumpridos.

74

74

Indicadores BT – ilhas

SAIFI

A Tabela 4-35 apresenta a evolução da

frequência média de interrupções de longa

duração, por ilha, para pontos de entrega

em baixa tensão, independentemente das

causas ou origens.

Tabela 4-35 Evolução do SAIFI BT - interrupções

longas (n.º)

Pela análise da Tabela 4-36 constata-se

que, na generalidade dos casos, as inter-

rupções dos pontos de entrega da rede em

baixa tensão têm origem a montante desta

rede, ou seja, as redes de distribuição MT e

rede de transporte, bem como os centros

produtores. Desta forma, o comportamento

dos indicadores gerais de continuidade de

serviço da rede de baixa tensão segue,

invariavelmente, o dos indicadores homó-

nimos da rede MT.

Tabela 4-36 SAIFI BT - interrupções longas, por

origem (n.º)

Em 2013 verifica-se uma redução deste

indicador nas ilhas de São Miguel e Terceira,

exceto zonas do tipo B, e nas Flores e Corvo

e crescimentos nas restantes ilhas da Regi-

ão. Nessas ilhas destaca-se o comporta-

mento negativo em zonas do tipo A do

Faial, onde este indicador apresenta um

incremento de 174,2% face a 2012, e em

SAIFI

2009 2010 2011 2012 2013

Santa Maria

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

São Miguel

A 5,9 3,8 1,7 1,8 0,8

B 8,6 7,0 4,4 2,9 3,5

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

Terceira

A 10,2 7,6 6,3 11,8 6,1

B 7,6

C 29,1 18,6 15,7 22,1 10,8

Graciosa

C 5,2 14,2 13,9 12,6 14,4

São Jorge

C 31,6 15,3 6,6 10,2 13,8

Pico

C 15,3 20,6 6,8 16,1 16,5

Faial

A 10,8 12,5 3,8 2,8 7,5

C 53,4 25,6 10,3 12,6 15,6

Flores

C 9,2 16,9 10,6 18,1 11,9

Corvo

C 6,5 11,8 10,0 7,3 7,1

SAIFI

2013


Santa Maria

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

São Miguel

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

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

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

Terceira

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

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

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

Graciosa

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

São Jorge

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

Pico

C 10,5 1,0 4,9 0,2 0,0

Faial

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

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

Flores

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

Corvo

C 5,9 0,4 0,7

75

75

Santa Maria onde a variação é da ordem

de 57,7%.

Tabela 4-37 SAIFI BT - interrupções longas, por

causa (n.º)

O SAIFI BT, para interrupções longas, tem,

como esperado, uma forte concentração

em interrupções com origem em centros

produtores e nas redes em média tensão.

Nas ilhas Santa Maria, São Miguel, São Jor-

ge e Flores predominam as interrupções

com origem nas redes (de distribuição MT),

nas restantes ilhas a maioria da frequência

média de interrupções tem origem em cen-

tros produtores.

Na ilha de Santa Maria cerca de 59,5% do

valor deste indicador resulta de interrup-

ções previstas por razões de serviço, nas

restantes ilhas predominam os incidentes

por causas próprias, com valores que osci-

lam entre os 40,2% na ilha das Flores e os

100% na ilha do Corvo.

Tabela 4-38 SAIFI BT, para interrupções longas,

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

Para as interrupções longas, não tendo

origem em centros produtores e não

abrangidas pelo artigo 13º do RQS, apre-

senta-se o valor do indicador SAIFI para

SAIFI

2013


11 12 14 21 23 24 26

Santa Maria

C 0,0 5,2 0,2 0,6 2,8 0,0

São Miguel

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

B 0,0 0,7 0,4 0,5 1,9

C 0,0 0,7 0,4 0,7 3,6 0,0

Terceira

A 0,0 0,9 0,1 5,2

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

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

Graciosa

C 0,0 0,5 0,0 0,8 13,1

São Jorge

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

Pico

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

Faial

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

C 0,0 0,8 0,4 1,0 13,3 0,0

Flores

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

Corvo

C 7,1




SAIFI

2009 2010 2011 2012 2013 Padrões

Santa Maria

C 4,5 1,0 2,7 0,7 1,3 13,0

São Miguel

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

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

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

Terceira

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

B 1,4 9,0

C 13,5 7,6 4,3 5,1 2,3 13,0

Graciosa

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

São Jorge

C 12,5 4,9 2,8 2,3 6,2 13,0

Pico

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

Faial

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

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

Flores

C 1,0 7,9 1,8 8,5 3,5 13,0

Corvo

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

76

76

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

Face a 2012 verifica-se um aumento do

indicador nas ilhas de Santa Maria (80%),

zonas B de São Miguel (70,2%), São Jorge

(168,8%), Faial zona A (756,2%), Faial zona C

(431,9%) e Corvo (271,1%). As restantes

ilhas/zonas de qualidade de serviço apre-

sentam variações negativas: São Miguel

zonas A (-42,9%), zonas C (-48,7%), Terceira

zonas A e C (-38,7% e -54,9%, respetivamen-

te), Graciosa (-11,0%), Pico (-58,3%) e Flores

(-59%).

Embora em algumas ilhas se tenha regista-

do um valor deste indicador mais elevado

que em 2012, os padrões de qualidade

estabelecidos foram totalmente cumpridos.

SAIDI

A Tabela 4-39 apresenta a evolução do

indicador SAIDI, para interrupções longas

dos PdE da rede BT.

Quando comparados com os valores regis-

tados em 2012, os valores da duração mé-

dia de interrupções, para PdE da rede BT,

exibem variações muito distintas entre as

várias ilhas da Região.

As variações positivas mais significativas

deram-se nas ilhas de Santa Maria (522,8%),

zonas A do Faial (235,8%) e Corvo (118,2%).

As ilhas e zonas que apresentam melhorias

mais significativas deste indicador são as

zonas A e C da ilha Terceira (-78,0% e -

80,7%, respetivamente) e a ilha Graciosa (-

57,0%).

Tabela 4-39 Evolução do SAIDI BT - interrupções

longas (hh:mm)

As interrupções com origem em centros

produtores foram as que mais contribuíram

para o valor do indicador SAIDI de 2013 nas

ilhas: Santa Maria, Pico, Faial, Corvo e nas

zonas do tipo C da ilha Terceira. Nas restan-

tes ilhas e zonas de qualidade a rede de

distribuição em média tensão constitui-se

como a principal origem de interrupções no

valor deste indicador.

SAIDI

2009 2010 2011 2012 2013

Santa Maria

C 4:55 3:28 4:13 2:02 12:43

São Miguel

A 3:18 1:55 0:40 0:27 0:13

B 3:44 3:56 1:01 0:42 1:05

C 10:08 7:08 3:16 2:58 1:46

Terceira

A 4:37 3:54 4:53 14:18 3:09

B 3:57

C 13:50 7:53 7:48 23:15 4:28

Graciosa

C 1:56 8:07 8:58 9:35 4:07

São Jorge

C 18:40 15:05 6:29 21:33 11:39

Pico

C 23:18 23:43 5:50 16:12 13:40

Faial

A 5:15 13:36 2:03 1:07 3:47

C 3:07 20:01 3:57 4:57 7:22

Flores

C 4:58 20:04 7:17 18:48 13:26

Corvo

C 3:31 4:43 6:37 1:32 3:21

77

77

Tabela 4-40 SAIDI BT - interrupções longas, por

origem (hh:mm)

As principais causas de interrupção, que

contribuem para o valor total da duração

média de interrupções do sistema, são as

razões de serviço nas ilhas de Santa Maria,

São Jorge e Flores. Nas restantes ilhas os

incidentes por causas próprias têm um peso

mais expressivo.

Tabela 4-41 SAIDI BT - interrupções longas, por

causa (hh:mm)

O indicador SAIDI, para interrupções longas

não tendo como origem centros produtores

e não abrangidas pelo artigo 13º do RQS

pode ser consultado na Tabela 4-42.

SAIDI

2013


Santa Maria

C 8:19 4:03 0:19 0:00

São Miguel

A 0:02 0:09 0:01 0:00

B 0:17 0:44 0:03 0:00

C 0:29 1:13 0:03 0:00

Terceira

A 1:04 1:23 0:40 0:00

B 1:32 2:07 0:17 0:00

C 2:19 1:45 0:23 0:00

Graciosa

C 1:50 2:11 0:04 0:00

São Jorge

C 1:56 9:37 0:05 0:00

Pico

C 7:35 0:22 5:23 0:19 0:00

Faial

A 3:10 0:30 0:06 0:00

C 4:54 2:20 0:06 0:00

Flores

C 0:36 12:38 0:10 0:00

Corvo

C 2:20 0:29 0:32

SAIDI

2013


11 12 14 21 23 24 26

Santa Maria

C 0:00 10:32 0:24 0:03 1:42 0:00

São Miguel

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

B 0:00 0:09 0:10 0:12 0:33

C 0:00 0:07 0:07 0:13 1:18 0:00

Terceira

A 0:00 1:11 0:02 1:54

B 0:00 0:47 0:54 2:14 0:00

C 0:00 0:35 0:08 3:44 0:00

Graciosa

C 0:00 0:29 0:00 0:03 3:34

São Jorge

C 0:00 5:29 0:59 0:02 5:08 0:00

Pico

C 0:00 4:54 0:00 0:10 0:43 7:51 0:00

Faial

A 0:00 0:01 0:00 0:57 2:48 0:00

C 0:00 0:21 0:02 1:11 5:45 0:00

Flores

C 0:00 5:50 3:59 0:19 3:15

Corvo

C 3:21




78

78

Tabela 4-42 SAIDI BT, para interrupções longas,

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

Pela análise da tabela anterior verifica-se

que, ao nível da duração média de inter-

rupções, os maiores aumentos do valor do

indicador registam-se no Faial (1158,5% em

zonas A; 1526,8% em zonas C) e Corvo

(844,9%). As melhorias mais significativas

deram-se nas zonas do tipo C da ilha Tercei-

ra (-42,7%), no Pico (-72,4%) e nas Flores (-

68,8%).

Embora se verifiquem alguns crescimentos

do indicador, os padrões de qualidade

definidos no RQS foram cumpridos em todas

as ilhas.

SAIDI

2009 2010 2011 2012 2013 Padrões

Santa Maria

C 1:14 0:29 0:43 0:14 1:34 24:00

São Miguel

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

B 0:57 0:50 0:07 0:08 0:28 12:00

C 5:22 2:43 1:31 1:19 1:02 24:00

Terceira

A 1:02 1:44 0:51 1:03 0:50 6:00

B 0:42 12:00

C 6:15 3:51 2:29 2:42 1:33 24:00

Graciosa

C 1:39 5:09 4:29 1:39 1:47 24:00

São Jorge

C 9:57 2:38 1:44 0:41 3:14 24:00

Pico

C 7:03 7:36 0:42 3:38 1:00 24:00

Faial

A 1:04 0:58 0:03 0:02 0:35 6:00

C 5:30 2:37 0:48 0:07 2:02 24:00

Flores

C 0:48 5:44 1:29 9:34 2:59 24:00

Corvo

C 2:04 1:14 0:43 0:06 1:01 24:00

79

79

4.2. Indicadores individuais

Os indicadores de carácter geral aferem a

qualidade de serviço prestado aos clientes,

que são analisados por: Região, pelas diver-

sas ilhas e 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 indicado-

res, os clientes têm direito às compensações

estipuladas no ponto 1 do artigo 47º do

RQS.

Com base no número e duração acumula-

da das interrupções em cada PdE da rede

de distribuição (BT e MT), verificou-se, por

confronto com os padrões estabelecidos no

RQS, a existência de algumas situações de

incumprimento. Seguindo criteriosamente o

estabelecido neste regulamento, excluindo

as interrupções que este prevê, identifica-

ram-se os clientes cujos padrões individuais

de qualidade de serviço não tinham sido

cumpridos, em número ou em duração. Nas

tabelas seguintes constam os padrões esti-

pulados no RQS.

Tabela 4-43 Padrão de número de interrupções

por ano

Tabela 4-44 Padrão da duração total das inter-

rupções (horas por ano)

No ano de 2013, verificaram-se apenas 390

situações de incumprimento dos padrões

individuais de qualidade de serviço. Este

número representa menos de 1% do núme-

ro de clientes da EDA (cerca de 0,3%). Das

9 ilhas que compõem o arquipélago dos

Açores, 3 tiveram situações de incumpri-

mento dos padrões individuais. Como po-

demos constatar pela tabela “Número total

de compensações” a grande maioria dos

incumprimentos são de baixa tensão, cerca

de 96,9%, e pertencem às ilhas de São Mi-

guel, Terceira e Faial com 0,0%, 90,0% e

6,9%, respetivamente.

Tabela 4-45 Número total de compensações

Zona MT BT

A 9 13

B 22 28

C 44 50

Zona MT BT

A 4 6

B 9 11

C 22 27

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

São Miguel

B 1 1

Terceira

A 290 7 8 10 315

B 44 44

C 1 1

Faial

A 16 1 2 10 29

Total EDA 306 8 10 64 2 390

Zona TotalNúmero Duração

80

80

Tabela 4-46 Valor total de compensações (€)

O total das situações de incumprimento dos

indicadores individuais de qualidade de

serviço totalizou uma quantia de 2 564,96€.

Apesar da média tensão ter apenas 3,1%

do número de situações de incumprimento,

representa, cerca de, 44 % do valor das

compensações

De acordo com a tabela seguinte, de for-

ma a melhorar a Qualidade de Serviço,

verifica-se que 40,04€ do total de 2 565€

reverteram para o Fundo de Reforço dos

Investimentos das respetivas zonas. Das 390

situações de clientes com direito a indemni-

zação, 355 deram, efetivamente, origem a

compensação a clientes enquanto as res-

tantes 35 reverteram para o Fundo de Re-

forço dos Investimentos das respetivas zo-

nas.

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

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

São Miguel

B 54,5 54,5

Terceira

A 850,2 100,0 966,0 72,9 1 989,1

B 340,4 340,4

C 58,8 58,8

Faial

A 35,0 20,0 40,0 27,2 122,2

Total EDA 885,3 1 006,0 440,5 113,3 2 565,0

TotalZonaDuraçãoNúmero

Número Duração Total Número Duração Total

Terceira

A 11 2 13 5,87 2,34 8,21

B 3 3 3,88 3,88

Faial

A 13 6 19 23,04 4,91 27,95

Total EDA 24 11 35 28,91 11,13 40,04

Zona

Montante (€)Número de compensações

81

81

De acordo com a Tabela 4-48, na Região

Autónoma dos Açores, em 2013, registaram-

se 328 situações onde ocorreram incumpri-

mentos de duração e número em simultâ-

neo.

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

BT >20,7 MT

Número Duração Número Número

Terceira

A 290 2 7 8 307

Faial

A 16 2 1 2 21

Total EDA 306 4 8 10 328

Zona TotalBT <= 20,7

82

5. Qualidade da onda de ten-

são

A qualidade da energia entregue aos con-

sumidores, que é definida pela forma da

onda de tensão, está diretamente relacio-

nada com a qualidade da onda de tensão

da rede. Embora exista uma série de índices

para qualificar a onda de tensão, serão, em

última estância, os equipamentos dos con-

sumidores a determinar a qualidade da

mesma. Com a crescente automatização

das indústrias, a qualidade da forma da

onda de tensão torna-se cada vez mais

relevante considerando que, a falta de

regulação da mesma pode acarretar cus-

tos elevados, principalmente, para os con-

sumidores industriais.

De acordo com o estipulado no Regula-

mento de Qualidade de Serviço (RQS),

compete à concessionária de transporte e

distribuição garantir que a energia elétrica

fornecida cumpre o especificado nas nor-

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

râmetros da qualidade da onda de tensão

devem ser monitorizados numa amostra da

rede segundo um plano a submeter a

aprovação à Direção Regional do Comér-

cio, Industria e Energia, competindo à enti-

dade reguladora (ERSE) a fiscalização do

cumprimento deste plano.

5.1. Plano de monitorização

A EDA propôs-se efetuar a monitorização

da qualidade da onda de tensão em 2013

nos pontos da sua rede de transporte e

distribuição apresentadas na Tabela 4-1

(Pontos de monitorização permanente em

2013) com recurso a 55 equipamentos fixos,

monitorizando em permanência 70 barra-

mentos (AT,MT e BT).

As medições efetuadas, cujos principais

resultados são resumidos a seguir mostram

que nas instalações da EDA são, generica-

mente, observados os valores de referência

adotados para os parâmetros da qualidade

da onda de tensão pelo RQS e pela EN

50160.

I lha Instalação Nome

Nivel

Tensão

(kV)

Instalação a

montanteLinha

Zona

geográfica

Tipo de

carga

Pot. Inst.

(kVA)

S. MARIA SE AEROPORTO 6 - - C **

S. MARIA SE AEROPORTO 10 - - C **

S. MARIA 1PT00007 S. BARBARA 0,23 SE AEROPORTO ALMAGREIRA C88% R/

12%I+S(*)250

83


Nivel

Tensão

(kV)

Instalação

a montanteLinha

Zona

geográfica

Tipo de

carga

Pot. Inst.

(kVA)

S.MIGUEL SE CALDEIRÃO 60 - - A/B/C **

S.MIGUEL SE CALDEIRÃO 30 - - B/C **

S.MIGUEL SE MILHAFRES 30 - - B/C **

S.MIGUEL SE P.DELGADA 10 - - A/B/C **

S.MIGUEL SE S. ROQUE 10 - - A/B/C **

S.MIGUEL SE AEROPORTO 10 - - A **

S.MIGUEL SE LAGOA 10 - - B/C **

S.MIGUEL SE LAGOA 30 - - B/C **

S.MIGUEL SE FOROS 10 - - B/C **



S.MIGUEL SE VILA FRANCA 10 - - C **

S.MIGUEL 2PT0242 GROTINHA 0,23 SE MILHAFRESMILHAFRES

REMEDIOSC

95% R/

5%I+S (*) 250

S.MIGUEL 2PT0357AP. ARCANJO

LAR0,23

SE PONTA

DELGADA

P.DELGADA

01A

92% R/

8%I+S (*) 315

S.MIGUEL 2PT0072 TEATRO 0.23SE PONTA

DELGADA

P. DELGADA

04A

38% R/

62% I+S (*)630

S.MIGUEL 2PT0014 N.SRA FATIMA 0.23 SE FOROSFOROS

CALHETASC

79% R/

21% I+S (*)630

S.MIGUEL 2PT0319PICO DO

FOGO BAIXO0.23 SE LAGOA

LAGOA

LIVRAMENTOC

90% R/

10% I+S (*)250

S.MIGUEL 2PT0006 Bº PEDREIRA 0.23 SE LAGOA LAGOA 01 B76% R/

24% I+S (*)400

S.MIGUEL 2PT0151RUA JOAO

LEITE0.23 SE S. ROQUE S. ROQUE 01 C

86% R/

14% I+S (*)630

S.MIGUEL 2PT0256 LDEAMENTO

ILHEU0.23

SE VILA

FRANCA

VILA

FRANCA 01C

82% R/

18% I+S (*)630

TERCEIRA SE BELO JARDIM 15 - - (**)

TERCEIRA SE BELO JARDIM 30 - - (**)

TERCEIRA SE VINHA BRAVA 15 - - A/C (**)

TERCEIRA SEANGRA

HEROÍSMO15 - - A (**)

TERCEIRA SE LAJES 15 - - B/C (**)

TERCEIRA SE LAJES 6,9 - - B/C (**)

TERCEIRA SE QUATRO

RIBEIRAS15 A/C (**)

TERCEIRA 3PT0062 SEMINÁRIO 0.23SE BELO

JARDIMP. VITÒRIA 01 C

81% R/

19% I+S (*)630

TERCEIRA 3PT0073CRUZAMENTO

LAGES0.23

SE BELO

JARDIM

P. VITÓRIA /

VILA NOVAC

90% R/

10% I+S (*)200

TERCEIRA 3PT0004 SÉ 0.23SE ANGRA

HEROÍSMO

A.HEROÍSMO

02A

66% R/

34% I+S (*)630

TERCEIRA 3PT0204P.INDUSTRIAL

ANGRA 20.23

SE VINHA

BRAVA

VINHA

BRAVA

FONTINHAS

A2% R/

98% I+S (*)630

84

(*) R- percentagem clientes do sector residencial; I+S – percentagem clientes do sector industrial e de serviços

(**) Ver documento de caraterização das Redes de Transporte e Distribuição da RAA

Tabela 5-1 Pontos de monitorização permanente em 2013


Nivel

Tensão

(kV)

Instalação

a montanteLinha

Zona

geográfica

Tipo de

carga

Pot. Inst.

(kVA)

GRACIOS

ASE QUITADOURO 15 - C (**)

GRACIOS

A4PT0017 SERRARIA 0.23

SE

QUITADOURO

QUIT./

GUADALUPE

01

C84% R/

16% I+S (*)200

S. JORGE SE CAMINHO 15 - C (**)

S. JORGE 5PT0065AV. DA

CONCEIÇÃO0.23

SE CAMINHO

NOVO

CAMINHO

NOVO-S.

PEDRO

C57% R/

43% I+S (*)630

PICO SE S. ROQUE 30 - (**)

PICO SE S. ROQUE 15 - (**)

PICO SE MADALENA 15 - C (**)

PICO SE LAJES 15 - C (**)

PICO 6PT0047 SILVEIRA 0.23 LAJESLAJES/S.

MATEUSC

92% R/

8% I+S (*)126

PICO 6PT0024 VALVERDE 0.23 MADALENAMADALENA

01C

88% R/

12% I+S (*)100

PICO 6PT0112 SÃO ROQUE 0.23 SÃO ROQUE SÃO ROQUE C64% R/

36% I+S (*)315

FAIAL SE S. BARBARA 15 - A/C (**)

FAIAL 7PT0040 S. BÁRBARA 0.23 S. BARBARAS BÁRBARA

03A

72% R/

28% I+S (*)200

FAIAL 7PT0035 RIB, DO CABO 0.23 S. BARBARA COVÕES C79% R/

21% I+S (*)100

FLORES CT LAJES 15 C (**)

FLORES SEALÉM

FAZENDA15 - C (**)

FLORES 0.23SE ALÉM

FAZENDA

PONTA

DELGADAC

80% R/

20% I+S (*)250

CORVO SE CORVO 15 - C (**)

85

5.1.1. Indicadores semanais

Para a escolha entre as várias semanas e

entre os vários locais foram criados dois

indicadores semanais:

• Indicador para as grandezas do re-

gime permanente – Continuous Power Qua-

lity Índex (CPQI). Para as grandezas com

níveis máximos e mínimos (como a tensão e

a frequência) os valores máximos e mínimos

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

dos de acordo com a expressão:

É retido o maior valor de entre os calcula-

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

• Para as grandezas apenas com ní-

veis máximos, são normalizados os percentis

95% de acordo com a seguinte expressão:

É retido o maior valor entre as 3 fases

Se todos os valores forem inferiores a 1,

é retido como CPQI o maior valor. No

caso contrário são somados todos os

valores superiores a 1.

A seleção das semanas apresentadas por

equipamento foi efeituada utilizando o

seguinte princípio:

• a semana cujo valor CPQI corres-

ponde à mediana dos valores;

• a semana com o pior índice do

CPQI;

• a semana com o melhor índice de

CPQI.

5.2. Qualidade onda de

tensão

Em todos os pontos de medição referidos

no plano de monitorização, foram monitori-

zados os seguintes parâmetros:

• Valor eficaz de tensão;

• Frequência;

• Cavas de tensão;

• Tremulação (flicker);

• Distorção harmónica;

• Desequilíbrio do sistema trifásico de

tensões;

• Sobretensões.

Foram selecionadas três semanas, de acor-

do com os critérios expostos no ponto 1.1.1.

Os valores registados nos períodos em análi-

se são apresentados no anexo IV.

5.2.1. Amplitude

Da análise dos valores registados, conclui-se

a conformidade dos valores registados com

o RQS para a alta tensão e com a NP EN

50160 para a média e baixa tensão nos

pontos de rede monitorizados, em todas as

ilhas da Região.

5.2.2. Tremulação (Flicker)

Da análise dos valores registados, conclui-se

a conformidade destes com o RQS e com a

EN 50160 para a alta, média e baixa tensão

LIMITE

MEDIDORMS V

VCPQI

)NOMINALVLIMITE(V)NOMINALVMEDIDO(V=RMSCPQI

86

nos pontos de rede monitorizados, com

exceção das seguintes situações de incon-

formidade descritos detalhadamente de

seguida.

Ilha do Corvo

Para a média tensão e para as semanas

selecionadas foi registado o incumprimento

numa das semanas na Central do Corvo (16

a 22 de dezembro)

Atendendo ao sistema elétrico existente no

Corvo e às flutuações de tensão provoca-

das pelas cargas existentes no único Posto

de Transformação, conduziram a valores de

tremulação não regulamentares.

5.2.3. Desequilíbrio

Assim, verificou-se a conformidade em 100%

dos valores registados para os diferentes

níveis de tensão, em todas as ilhas da RAA.

5.2.4. Frequência

Por análise dos relatórios disponibilizados

pela aplicação de monitorização, verifica-

se a conformidade em 100% dos valores

registados nos equipamentos no período

selecionado e para as semanas seleciona-

das.

5.2.5. Harmónicos

Relativamente à distorção harmónica, veri-

fica-se o cumprimento em todos os pontos

medidos com a NP EN 50160 (para a média

e baixa tensão) e com o Regulamento de

Qualidade de Serviço (no caso da alta

tensão), em todas as ilhas do arquipélago,

com exceção de São Miguel para a baixa

tensão no 2PT0014 – N. Senhora Fátima e

para a 15ª harmónica.

Após análise da evolução dos valores regis-

tados para a 15ª harmónica no referido PT

para a semana não conforme, e consulta

dos pedidos para ligação eventuais no

período em causa foi possível apurar que os

valores não regulamentares foram regista-

dos num período durante o qual se proce-

deu à ligação de baixadas festivas na rede

BT por ocasião das festas de N. S. Rosário.

5.2.6. Cavas

A classificação de cavas que se segue foi

efetuada com base na extração direta dos

registos dos equipamentos de qualidade de

onda de tensão, utilizando um intervalo de

agregação temporal de 1 minuto.

De referir que nas tabelas que se seguem

estão contemplados as ocorrências regis-

tadas pelos equipamentos, mesmo que não

tenham afetado clientes por a rede a jusan-

te estar desligada.

Ilha de Santa Maria

Média tensão

Na Tabela 5-2 são classificadas as cavas

conforme EN 50160:2010 para a média ten-

são na ilha de Santa Maria. A maioria das

cavas registadas (54%) na média tensão foi

classificada dentro da área de imunidade

para classe 2 e 3 de equipamentos definida

no anexo B da EN50160. Nenhuma das ca-

vas foi classificada como cava mais severas

de acordo com [2] - zona sombreada a

vermelho.

87

Tabela 5-2 Cavas na média tensão na Ilha de

Santa Maria

Baixa tensão


conforme EN 50160:2010 para a Baixa Ten-

são registadas no 1PT0007, onde se poderá

concluir que apenas 34% das cavas estão

dentro da área de imunidade para classe 2

e 3 de equipamentos definida no anexo B

da EN50160, e que quatro cavas (5%) pode-

rão ser consideradas como mais gravosas

conforme [2] – zona sombreada na tabela.

Para estas quatro cavas apenas foi possível

identificar a causa para uma delas, regista-

da na sequência de uma indisponibilidade

imprevista razão de segurança deslastre de

cargas (SGI 120130000000220).

Tabela 5-3 Cavas na baixa tensão na Ilha de

Santa Maria

Ilha de São Miguel

Alta e média tensão


conforme EN 50160:2010 para a Alta e Mé-

dia Tensão. Pela análise da referida tabela

conclui-se que a maioria das cavas de ten-

são (59%) está dentro da área de imunida-

de para classe 2 e 3 de equipamentos defi-

nida no anexo B da EN50160. Da análise da

tabela 4, conclui-se ainda que apenas 1%

das cavas (8) poderão ser considerada

como mais severas de acordo com [2].

Após a análise da lista de eventos agrega-

dos, conclui-se que: 50% destas cavas fo-

ram registadas na SE Lagoa a 30kV na se-

quência de defeitos entre fases na linha

Lagoa-Vila Franca (SGIs 1210,1550, 3187 e

3188 de 2013), 25% na SE Foros a 30kV após

saída de paralelo da Central Geotérmica

do Pico Vermelho (SGI 2186 e 2566 de 2013),

12,5% registadas na SE Graminhais na se-

quência de trabalhos de manutenção pro-

gramada na SE Lagoa (SGI 2148 de 2013), e

12,5% na SE Vila Franca na sequência de

uma indisponibilidade imprevista própria

com origem interna (avaria disjuntor do

disjuntor da linha do Nordeste na SE Foros e

avaria no transformador do 2PT0312) (SGI 5

de 2014).

Tabela 5-4 Cavas na alta e média tensão na Ilha

de São Miguel

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 13 1 2 0 0

80 > u >= 70 3 1 1 2 0

70 > u >= 40 0 2 1 1 0

40 > u >= 5 0 9 1 0 0

5 > u 0 0 0 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 9 5 3 0 0

80 > u >= 70 6 0 8 3 0

70 > u >= 40 6 5 5 8 3

40 > u >= 5 0 10 0 1 0

5 > u 14 0 0 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 250 80 24 22 0

80 > u >= 70 196 125 19 10 0

70 > u >= 40 119 174 25 113 0

40 > u >= 5 48 38 18 6 0

5 > u 100 10 0 2 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

88

Baixa tensão



são. Pela análise da referida tabela conclui-

se que a maioria das cavas de tensão (57%)

está dentro da área de imunidade para

classe 2 e 3 de equipamentos definida no

anexo B da EN50160.

Apenas 2% das cavas (10) poderão ser con-

sideradas mais gravosas conforme [2] e

foram registadas em três dos oito PTs moni-

torizados: 2PT0006, 2PT0014 e 2PT0319, sendo

que: 50% das mesmas (5) foram registadas

no 3PT0319 na sequência de indisponibili-

dades não programadas com origem em

defeitos entre fases na linha Lagoa-Vila

Franca (SGIs 981,1210,1550 e 3188 de 2013);

30% (3) na sequência de indisponibilidades

não programadas com origem em defeitos

homopolares na linha Foros-Ribeirinha (SGIs

2186 e 2567 de 2013); 20% das cavas consi-

deradas como mais gravosas foram regis-

tadas no 2PT0006 e não possuem sem SGI

associado.

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

Miguel

Ilha Terceira

Média tensão

Na Tabela 5-6 são classificadas as cavas na

Média Tensão conforme EN 50160:2010 para

a Ilha Terceira. A análise à tabela permite

concluir que a maioria das cavas de tensão

(86%) estão dentro da área de imunidade


no anexo B da EN50160 e que 1% (12) pode-

rão ser consideradas mais gravosas confor-

me [2].

A análise aos eventos agregados relativos

às 12 cavas mais gravosas permite concluir

que todas foram registadas na sequência

de uma indisponibilidade não programada

com origem na Central Térmica do Belo

Jardim- saída de paralelo dos grupos 5 e 10

(SGI 320130000002207).

Tabela 5-6 Cavas na média tensão na Ilha Tercei-

ra

Baixa tensão



são para a Ilha Terceira. Pela análise da

tabela conclui-se que a maioria das cavas

de tensão (58%) está dentro da área de

imunidade para classe 2 e 3 de equipamen-

tos definida no anexo B da EN50160.

Apenas 1% (5) das cavas registadas na

Baixa Tensão poderão ser consideradas

como mais gravosas de acordo com [2],

tendo sido registadas: 20% (1) na sequência

de indisponibilidades previstas com razão

de serviço novos empreendimento (SGI

320130000002897);40% (2) na sequência de

uma indisponibilidade não programada

com origem na Subestação da Vinha Brava

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 6000090 > u >= 80 105 29 14 10 0

80 > u >= 70 90 41 10 5 0

70 > u >= 40 42 77 10 41 0

40 > u >= 5 9 14 5 7 0

5 > u 56 10 1 3 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 771 143 18 8 0

80 > u >= 70 192 59 18 0 0

70 > u >= 40 157 56 24 0 0

40 > u >= 5 12 4 3 0 12

5 > u 93 3 1 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

89

(SGI 320130000000979); 40% (2) com origem

na Central Térmica Belo Jardim (SGI

320130000002207);

Tabela 5-7 Cavas na baixa tensão na Ilha Terceira

Ilha Graciosa

Média tensão

Na tabela seguinte são classificadas as

cavas na média tensão conforme EN

50160:2010 para a Ilha Graciosa. A maioria

das cavas de tensão (57%) está dentro da

área de imunidade para classe 2 e 3 de

equipamentos definida no anexo B da

EN50160.

A análise à Tabela 5-8 permite concluir da

existência de uma cava mais severa que

todas as outras (conforme [2]) registada na

CT Quitadouro na sequência de uma indis-

ponibilidade não programada com origem

num curto-circuito no 4PT00026 - Mercado

(SGI 420130000000066)).

Tabela 5-8 Cavas na média tensão na Ilha Graci-

osa

Baixa tensão



são da Ilha Graciosa. Da análise à referida

tabela conclui-se que 50% das cavas de

tensão estão dentro da área de imunidade


no anexo B da EN50160 e que apenas uma

cava (3%) poderá ser considerada como

mais gravosa, de acordo com [2], registada

na sequência de uma indisponibilidade

com origem na Central Térmica Quitadouro

– saída de paralelo grupo 2 (SGI

420130000000117).

Tabela 5-9 Cavas na baixa tensão na Ilha Gracio-

sa

Ilha São Jorge

Média tensão



são da Ilha de São Jorge. A maioria das

cavas de tensão (51%) está dentro da área

de imunidade para classe 2 e 3 de equipa-

mentos definida no anexo B da EN50160.

A análise à Tabela 5-10 e à lista de eventos

agregados, permite concluir da existência

de seis cavas mais severas que todas as

outras registadas em três dias:

- 14 de outubro (2), indisponibilidade não

programada com origem na Central Térmi-

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 111 4 0 0 0

80 > u >= 70 30 18 0 0 0

70 > u >= 40 42 11 2 0 0

40 > u >= 5 6 2 1 0 2

5 > u 116 8 0 0 3

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 13 5 1 0 0

80 > u >= 70 3 10 2 3 0

70 > u >= 40 1 2 4 1 0

40 > u >= 5 0 3 1 1 0

5 > u 5 2 1 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 9 5 1 0 0

80 > u >= 70 0 2 2 0 0

70 > u >= 40 0 0 0 0 0

40 > u >= 5 0 1 1 0 0

5 > u 5 6 1 1 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

90

ca Caminho Novo (SGI 520130000000203) e

num defeito entre fases na linha Caminho

Novo-Manadas e Caminho Novo-Relvinha 1

(SGI 520130000000204).

- 29 de novembro (1), indisponibilidade não

programada com origem num defeito entre

fases na linha Caminho Novo -S. Pedro (SGI

520130000000234).

- 9 de dezembro(3), indisponibilidade não

programada com origem num defeito ho-

mopolar nas linhas Caminho Novo-

Manadas e Caminho Novo-Relvinha 1, na

sequência de um erro de manobra nas

instalações de um cliente (SGI

520130000000256).

Tabela 5-10 Cavas na média tensão na ilha de

São Jorge

Baixa tensão


para a baixa tensão para a Ilha de São

Jorge conforme EN 50160:2010. Da análise

da tabela conclui-se que 42% das cavas

estão dentro da área de imunidade para


anexo B da EN50160. A análise à tabela 11

permite concluir que nenhuma das cavas

registadas na BT foi registada na zona C.

Tabela 5-11 Cavas na baixa tensão na Ilha São

Jorge

Ilha do Pico

Média tensão



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

está dentro da área de imunidade para


anexo B da EN50160.

A análise à tabela 12 permite ainda concluir

da existência de 15 cavas mais severas

conforme [2], tendo estas sido registadas

em seis dias:

- 66,7% foram registadas em resultado de

indisponibilidades com origem na Central

Térmica (10; SGI 620130000000221, SGI

620130000000219, SGI 620130000000281 e

SGI 620130000000441);

- 26,7% em resultado de indisponibilidades

imprevistas por ação atmosférica (4; SGIs

620130000000112 e 620130000000274);

- 6.6% em resultado de uma indisponibilida-

de imprevista com origem interna (1; SGI

620130000000273).

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 17 5 3 1 0

80 > u >= 70 1 8 1 9 0

70 > u >= 40 4 8 2 3 1

40 > u >= 5 0 0 1 4 0

5 > u 3 5 0 1 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 11 3 2 3 0

80 > u >= 70 0 3 2 3 0

70 > u >= 40 0 7 4 1 0

40 > u >= 5 0 0 0 0 0

5 > u 11 1 1 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

91

Tabela 5-12 Cavas na média tensão na Ilha do

Pico

Baixa tensão


conforme EN 50160:2010 para a baixa ten-

são para a Ilha do Pico. Pela análise da

tabela conclui-se que 47% das cavas regis-

tadas na Baixa Tensão está dentro da área

de imunidade para classe 2 e 3 de equipa-

mentos definida no anexo B da EN50160.

A análise à Tabela 5-13 permite ainda con-

cluir da existência de oito cavas mais seve-

ras que todas as outras, conforme [2] e evi-

denciadas a vermelho na tabela. Destas foi

possível apenas identificar a origem de sete:

quatro (50%) associadas a indisponibilida-

des com origem na produção (SGI

620130000000209 e SGI 620130000000221);

duas (25%) registadas na sequência de uma

indisponibilidade não programada causa-

da por descarga atmosférica (SGI

620130000000112) e uma indisponibilidade

com origem num erro de manobra (SGI

620130000000380).

Tabela 5-13 Cavas na baixa tensão na Ilha do

Pico

Ilha do Faial

Média tensão


para o ano 2013, conforme EN 50160:2010

para a Média Tensão da Ilha do Faial. A

maioria das cavas de tensão (58%) está



da EN50160.

Apenas 7% das cavas registadas na Média

Tensão poderão ser consideradas mais gra-

vosas de acordo com [2], sendo que 75%

das quais (6) foram registadas na sequência

de indisponibilidades com origem na Cen-

tral Térmica de Santa Bárbara (SGIs

720130000000026, 720130000000097 e

720130000000303). As restantes 25% de ca-

vas (2) foram registadas na sequência de

uma indisponibilidade não programada

com origem na rede distribuição de média

tensão (SGI 720130000000086).

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 84 55 26 27 3

80 > u >= 70 4 9 10 14 7

70 > u >= 40 20 31 8 1 1

40 > u >= 5 9 8 1 6 0

5 > u 21 5 1 7 1

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 22 12 9 59 47

80 > u >= 70 4 1 2 4 1

70 > u >= 40 15 13 3 0 0

40 > u >= 5 8 2 2 2 0

5 > u 30 17 2 3 3

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

92


Faial

Baixa tensão



são para a Ilha do Faial. Da análise da refe-

rida tabela conclui-se que 44% das cavas

registadas na Baixa Tensão estão dentro da

área de imunidade para classe 2 e 3 de

equipamentos definida no anexo B da

EN50160.

De todas as cavas registadas na Baixa Ten-

são – apenas uma (2%) poderá ser conside-

radas como mais gravosas, conforme [2],

registada na sequencia de uma indisponibi-

lidade não programada com origem na

Central Térmica (SGI 720130000000303).

Tabela 5-15 Cavas na baixa tensão na Ilha do

Faial

Ilha do Flores

Média tensão

Na tabela 16 são classificadas as cavas

conforme EN 50160:2010 para a Média Ten-

são na Ilha das Flores. Da análise à referida

tabela conclui-se que: 1)a maioria das ca-

vas de tensão (66%) está dentro da área de

imunidade para classe 2 e 3 de equipamen-

tos definida no anexo B da EN50160, e que

2) nenhuma das cavas registadas poderão

ser consideradas como mais gravosas , con-

forme metodologia referida em [2].

Tabela 5-16 Cavas na média tensão na Ilha das

Flores

Baixa tensão



são da Ilha das Flores, de onde se poderá

concluir que 44% das cavas foram regista-

das dentro da área de imunidade para


anexo B da EN50160 e que nenhuma das

cavas foi registada na zona C, conforme

[2].

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 45 8 0 1 0

80 > u >= 70 4 7 1 0 0

70 > u >= 40 3 7 5 0 3

40 > u >= 5 0 11 0 1 0

5 > u 14 3 1 4 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 9 4 1 1 0

80 > u >= 70 0 4 1 0 0

70 > u >= 40 0 3 1 0 1

40 > u >= 5 0 4 0 0 0

5 > u 6 6 2 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 28 11 6 2 0

80 > u >= 70 15 0 6 3 0

70 > u >= 40 13 11 0 0 0

40 > u >= 5 1 9 0 0 0

5 > u 5 4 0 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

93

Tabela 5-17 Cavas na baixa tensão na Ilha das

Flores

Ilha do Corvo


conforme EN 50160:2010 para a Média Ten-

são na Ilha do Corvo. A quase totalidade

das cavas de tensão (98%) foi registada



da EN50160. Nenhuma das cavas poderá

ser classificada como cavas mais severas

de acordo com [2].


Corvo

5.2.7. Sobretensões

A classificação de sobretensões que se

segue foi efetuada com base na extração

direta dos registos dos equipamentos de

qualidade de onda de tensão, utilizando

um intervalo de agregação temporal de 1

minuto. De referir que nas tabelas que se

seguem estão contemplados as ocorrên-

cias 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 forem Regulatory

Purposes, publicadas a 3 de dezembro 2012

em conjunto pelo Council of European

Energy Regulators e pelo Energy Community

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

rido documento é proposta uma curva

para separação entre major swells e minor

swells, ou seja entre sobretensões mais gra-

vosas e menos gravosas.

M.Bollen apresentou no 21st CIRED em

Frankfurt, os requisitos utilizados pelo regula-

dor sueco para a análise de sobretensões

em Voltage Quality Regulation in Sweden

(Paper 0168; 21st Internacional Conference

on Electricity Distribution, Frankfurt, 2011)

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

define uma zona C para a qual as sobre-

tensões registadas nesta zona poderão

danificar equipamentos terminais: i) varia-

ção da tensão de alimentação superior a

35% da tensão declarada; ii) variação da

tensão de alimentação superior a 15% para

durações das sobretensões superiores a 5

segundos).

Ilha de Santa Maria

Média tensão

Na Tabela 5-19 são classificadas as sobre-

tensões conforme EN 50160:2010 para a

média tensão na Ilha de Santa Maria. Utili-

zando a metodologia definida em [1] verifi-

ca-se que duas sobretensões poderão ser

consideradas como mais gravosas, tendo

um sido registada na sequência de uma

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 7 5 2 0 0

80 > u >= 70 0 1 0 1 0

70 > u >= 40 0 4 0 0 0

40 > u >= 5 0 1 0 0 0

5 > u 9 4 0 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

10 < t

<= 200

200 < t

<= 500

500 < t

<= 1000

1000 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

90 > u >= 80 118 16 7 3 0

80 > u >= 70 0 0 0 1 0

70 > u >= 40 0 0 0 0 0

40 > u >= 5 0 0 0 0 0

5 > u 2 0 0 0 0

Tensão

residual

U (%)

Duração t (ms)

94

indisponibilidade não programada com

origem num defeito entre fases na linha

Aeroporto- S. Barbara 2 (SGI

120130000000285) e outra na sequência de

uma indisponibilidade com origem na Cen-

tral Térmica do Aeroporto (SGI

120130000000295).

Tabela 5-19 Sobretensões na média tensão na

ilha de Santa Maria

Baixa tensão



baixa tensão na Ilha de Santa Maria. Da

análise à referida tabela e da lista de even-

tos agregado, conclui-se da existência de

18 sobretensões que poderão ser conside-

radas como mais gravosas, conforme [1].

No entanto e utilizando a metodologia de-

finida em [2] verifica-se que apenas uma

das sobretensões poderá ser classificada

como mais gravosa- zona C, tendo sido

registada na sequência de uma indisponibi-

lidade programada que decorreu na Cen-

tral Térmica no âmbito de uma obra de

investimento (SGI 120130000000217).

Tabela 5-20 Sobretensões na baixa tensão na ilha

de Santa Maria

Ilha de São Miguel

Média tensão


tensões conforme EN 50160:2010 para o ano

de 2013 para a Média Tensão em São Mi-

guel. Utilizando a metodologia definida em

[1] verifica-se que nenhuma das sobreten-

sões poderá ser considerada como mais

gravosa.


ilha de São Miguel

Baixa tensão


tensões conforme EN 50160:2010 para o ano

2013 para a Baixa Tensão da Ilha de São

Miguel. Da análise da referida tabela e da

lista de agregado de eventos, conclui-se da

existência de 3 sobretensões que poderão

ser consideradas como mais gravosas, con-

forme [1]. No entanto e utilizando a meto-

dologia definida em [2] verifica-se que ne-

nhuma das sobretensões poderá ser classifi-

cada como mais gravosa- zona C.

Tabela 5-22 Sobretensões baixa tensão na ilha de

São Miguel

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 1 2 0

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 4 17 1

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 6 0 0

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 1 0 0

120 > u > 110 3 2 0

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

95

Ilha Terceira

Média tensão



Média Tensão na Ilha Terceira. Da análise

da referida tabela e da lista de agregado

de eventos, conclui-se da existência de 19

sobretensões mais severas registadas, con-

forme [1], nos barramentos de Média Ten-

são.

A análise aos eventos agregados permite

concluir que 94.7% (18) das sobretensões

mais gravosas foram registadas na sequên-

cia de duas indisponibilidades não progra-

madas com origem na Central Térmica Belo

Jardim (SGIs 320130000002207 e

320130000002184), e que 5,3% (1) foi regis-

tada na SE Lajes (6,9kV, B1) na sequência

de uma indisponibilidade programada por

razão de serviço para conservação do

equipamento (SGI 320130000000248).

Tabela 5-23 Sobretensões na média tensão ilha

Terceira

Baixa tensão

Na tabela 24 são classificadas as sobreten-

sões conforme EN 50160:2010 para a baixa

tensão para a Ilha Terceira. Da análise à

referida tabela e da lista de agregado de

eventos, conclui-se da existência de 21

sobretensões que poderão ser consideradas

como mais gravosas, conforme [1].

No entanto a classificação das sobreten-

sões conforme [2], permite concluir que

apenas duas foram classificadas em zona

C, tendo ambas sido registadas na sequên-

cia de uma indisponibilidade não progra-

mada com origem na Central Térmica (SGI

320130000002207).

Tabela 5-24 Sobretensões baixa tensão na Ilha

Terceira

Ilha Graciosa

Média tensão



média tensão da Ilha Graciosa. Utilizando a

metodologia definida em [1] verifica-se a

ocorrência de sete sobretensões que pode-

rão ser consideradas como mais gravosas,

tendo todas sido registadas em quatro dias,

e todas em resultados de defeitos entre

fases na rede de distribuição de Média

Tensão (SGIs 420130000000017,

420130000000021, 420130000000022,

420130000000148 e 420130000000066).


ilha Graciosa

Baixa tensão



baixa tensão da Ilha Graciosa. Utilizando a


10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 1 0 0

120 > u > 110 12 11 7

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 1

120 > u > 110 14 11 9

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 1 1 0

120 > u > 110 2 5 0

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

96

ocorrência de sete sobretensões que pode-

rão ser consideradas como mais gravosas.

No entanto, se utilizada a metodologia

descrita em [2] conclui-se que nenhuma

das sobretensões registada pertence à

zona C.

Tabela 5-26 Sobretensões baixa tensão na ilha

Graciosa

Ilha São Jorge

Média tensão


tensões conforme EN 50160:2010 para a Ilha

de São Jorge. Utilizando a metodologia

definida em [1] verifica-se a ocorrência de

sete sobretensões que poderão ser conside-

radas como mais gravosas tendo estas sido

registadas na sequência de:

- 42,9% (3) na sequência de indisponibilida-

des imprevistas registadas na sequência de

vento de intensidade excecional (SGIs

520130000000040, 520130000000065,

520130000000066).

- 28,6% (2) na sequência de indisponibilida-

des não programadas com origem interna

(SGIs 520130000000068, 520130000000196).

- 28.6% (2) na sequência de indisponibilida-

des não programadas com origem desco-

nhecida (SGIs 520130000000204,

520130000000234).


ilha de São Jorge

Baixa tensão

Utilizando a metodologia definida em [1]

verifica-se a ocorrência de dezanove sobre-

tensões que poderão ser consideradas co-

mo mais gravosas.

Da desagregação das sobretensões utili-

zando o método referido em [2], e da análi-

se dos eventos agregados, verifica-se que

apenas uma sobretensão poderá ser consi-

derada como mais gravosas tendo sido

registada na sequência de uma indisponibi-

lidade não programada que originou um

disparo geral quando se fazia sentir vento

de intensidade excecional (SGI

520130000000040).

Tabela 5-28 Sobretensões baixa tensão na ilha de

São Jorge

Ilha do Pico

Média tensão


tensões conforme EN 50160:2010 para a Ilha

do Pico na média tensão. Da análise à refe-

rida tabela, e utilizando a metodologia

definida em [1] e à lista de eventos agre-

gados conclui-se da existência de seis so-

bretensões que podem ser consideradas

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 1 0

120 > u > 110 6 6 0

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 1 0

120 > u > 110 3 6 0

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 2 0

120 > u > 110 1 15 2

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

97

como mais severas, tendo estas sido regis-

tadas na sequência de indisponibilidades

não programadas com origem na Central

Térmica de São Roque (SGIs

620130000000416, 620130000000423,

620130000000441, 620130000000454).


ilha do Pico

Baixa tensão



baixa tensão da Ilha do Pico. Da análise à

referida e da lista de agregado de eventos,

conclui-se da existência de sessenta e seis

sobretensões mais severas utilizando a me-

todologia definida em [1]. Desagregando a

informação da tabela, conforme documen-

to em [2] conclui-se que apenas uma foi

registada na zona C, na sequência de uma

indisponibilidade com origem na Central

Térmica S. Roque (SGI 620130000000221).

Tabela 5-30 Sobretensões baixa tensão na ilha do

Pico

Ilha do Faial

Média tensão



média tensão da Ilha do Faial. Da análise à

referida tabela e da lista de eventos agre-

gado, conclui-se da existência de uma

sobretensão que poderá ser considerada

como mais severa utilizando a metodologia

definida em [1], tendo sido registada na CT

Santa Bárbara na sequência de uma indis-

ponibilidade imprevista com origem num

defeito entre fases na linha Santa Bárbara-

Castelo Branco (SGI 720130000000369).

Tabela 5-31 Sobretensões média tensão na ilha

do Faial

Baixa tensão



baixa tensão da Ilha do Faial. Utilizando a


ocorrência de oito sobretensões que pode-

rão ser consideradas como mais gravosas.

Desagregando a informação da tabela 32

conforme o documento em [2] conclui-se

que apenas uma foi registada na zona C,

tendo sido registada no 7PT0035 na se-

quência de um defeito entre fases na linha

Santa Bárbara-Castelo Branco (SGI

720130000000369).

Tabela 5-32 Sobretensões baixa tensão na ilha do

Faial

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 1 0

120 > u > 110 2 4 1

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 14 30 33

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 1 1 0

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 1

120 > u > 110 6 4 3

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

98

Ilha de Flores

Média tensão



média tensão da Ilha das Flores.

Após análise à referida tabela conclui-se

que nenhuma das sobretensões foi classifi-

cada como mais gravosa conforme [1].


ilha das Flores

Baixa tensão

Para a baixa tensão não foram registadas

sobretensões.

Ilha do Corvo

No decorrer do ano de 2013 não foram

registadas no equipamento presente na CT

quaisquer sobretensões.

5.2.8. Análise comparativa dos

indicadores CPQI na RAA

Com base nos três valores do indicador

para as grandezas em regime permanente

(CPQI) calculados para cada instalação

(valor máximo, mínimo e mediana) é possí-

vel efetuar uma análise comparativa entre

as instalações monitorizadas para a alta,

média tensão - Figura 5-1.

Da análise da Figura 5-1 podemos concluir

que para a generalidade das instalações

não existe diferença significativa entre as

três semanas selecionadas por equipamen-

to, à exceção para a Ilha do Corvo onde

existe uma diferença significativa entre a

semana com melhor e pior CPQI.

Outra conclusão que poderemos obter da

análise do gráfico é que em todas as insta-

lações foi cumprida a norma EN50160 –

CPQI <1, à exceção da ilha do Corvo pelo

motivo anteriormente explicitado (tremula-

ção).

10 < t <= 500500 < t

<= 5000

5000 < t

<= 60000

u >= 120 0 0 0

120 > u > 110 5 0 0

Sobretensão

(%Uc)

Duração t (ms)

99

Figura 5-1 Análise comparativa do índice CPQI para a Alta e Média Tensão (instalações ordenadas por ilha e

por nível de tensão).

Baixa tensão

Com base nos três valores do indicador

para as grandezas em regime permanente

CPQI calculados para cada instalação

(valor máximo, mínimo e mediana) é possí-

vel efetuar uma análise comparativa entre

as instalações monitorizadas para a Baixa

tensão.

Da análise da figura podemos concluir que

para a generalidade das instalações não

existe diferença significativa entre as três

semanas selecionadas por equipamento, à

exceção para o 2PT0014 – N. S. Fátima,

onde existe uma diferença significativa

entre a semana com melhor e pior CPQI.

Outra conclusão que poderemos obter da

análise da Figura 5-1 é que em todas as

instalações foi cumprida a norma EN50160 –

CPQI <1, à exceção para a 2PT0014 por

motivo explicitado anteriormente (H15).

100

Figura 5-2 - Análise comparativa do índice CPQI para a Baixa Tensão (instalações ordenadas por ilha).

5.2.9. Evolução da qualidade da

onda de tensão

No quadro seguinte, apresenta-se a síntese

dos pontos de entrega onde se verificaram

incumprimentos dos limites regulamentares

das características da onda de tensão no

período de 2007-2013.

101

Plt – Tremulação; H5- Harmónica 5; H9- Harmónica 9;H15- Harmónica; H21- Harmónica 21; Desql.-Desequilíbrio

Tabela 5-34 Síntese dos pontos de entrega onde se verificaram incumprimentos dos limites regulamentares

das características da onda de tensão no período de 2007-2013.

Referências bibliográficas

[1]. Council of European Energy Regulators

e Energy Community Regulatory Board

(CEER/ECRB). Guidelines of Good Practice

on the Implementation and Use of Voltage

Quality Monitoring Systems for Regulatory

Purposes. 2012.

[2]. M. Bollen. Voltage Quality Regulation in

Sweden. Paper 0168; 21st International Con-

ference on Electricity Distribution (CIRED).

2011.

I lha Equipamento 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

S.M IGUEL PT2PT0045

H5+H15

2PT0391

H5

2PT0299

H15

2PT0103

H5+H9

2PT0224

H15

2PT0014

H15

S.M IGUEL PT2PT0408

Plt

TERCEIRA SE Angra 15kV B1 H5

TERCEIRA SE Angra 15kV B2 H5 H5

TERCEIRA PT

3PT0080

Plt

H9+H15

+H21

3PT0203

H5

TERCEIRA PT3PT0159

H5

TERCEIRA PT3PT0180

H5

TERCEIRA PT3PT0012

H5

3PT0016

Plt

Graciosa PT4PT0010

Plt

4PT0026

Plt

São Jorge PT5PT0040

Plt

5PT0032

Plt

5PT0036

Plt

5PT0039

Plt

5PT0039

Plt

Pico PT6PT0014

Plt

6PT0013

Plt

6PT0054

H15

6PT0126

Plt

Faial PT7PT0008

Plt

Flores PT8PT0007

Plt

8PT0009

Plt

Corvo SE Corvo 15kV B1 Plt Plt Plt Plt Plt Plt

102

6. Principais incidentes

Neste capítulo é apresentada uma explica-

ção sintética sobre os cinco incidentes mais

relevantes, por causas próprias. A seleção

destes incidentes foi definida pelo indicador

TIEPI de interrupções longas. Apresenta-se

também uma síntese dos relatórios remeti-

dos à Entidade Reguladora dos Serviços

Energéticos referentes aos incidentes fortui-

tos ou de força-maior de 2013, que provo-

caram uma energia não distribuída (END)

superior a 5 MWh São Miguel e Terceira, e 1

MWh nas restantes ilhas, conforme definido

regulamentarmente.

6.1. Santa Maria

6.1.1. Incidentes por causas pró-

prias

18 de junho

A 18 de julho deu-se o disparo da linha de

média tensão ASB1 (Almagreira) por atua-

ção das proteções MIH - Terras resistivas no

Barras 1 no Barras 2, devido a um isolador

danificado.

Este incidente, ocorrido às 6:14, provocou a

interrupção do fornecimento de 41% dos

pontos de entrega da rede de média ten-

são, com tempos que variaram entre qua-

renta e oito minutos e duas horas e vinte e

nove minutos, tendo afetado 1756 locais de

consumo.

10 de julho

No dia 10 de julho verificou-se o disparo da

saída ASB2 São Pedro por atuação da pro-

teção de máxima intensidade de fase, de-

vido a um isolador danificado.

Este incidente provocou a interrupção do

fornecimento de 25% dos pontos de entre-

ga da rede de média tensão com durações

compreendidas entre vinte e seis minutos e

duas horas e oito minutos, tendo afetado

642 locais de consumo.

20 de outubro

A 20 de outubro constatou-se a saída in-

tempestiva de paralelo do grupo VIII devido

a interrupção de um dos cabos de alimen-

tação do atuador Woodward, ficando o

Grupo sem controlo.

O incidente, ocorrido pelas 17:57, afetou

56% dos pontos de entrega da rede de

média tensão, com tempos de interrupção

entre três e onze minutos, atingindo 1770

locais de consumo.

30 de novembro

A 30 de novembro, pelas 7:17, registou-se o

disparo intempestivo do grupo VII, provo-

cado pela atuação dos órgãos de prote-

ção elétrica, causando a atuação dos relés

de deslastre, e consequente desligação das

linhas: ASB2 (S. Pedro), AR04 (Vila do Porto),

AR02 (PT47),AR01 (PT2) e AR03 (PT49). Cons-

tatou-se uma avaria na unidade de co-

mando e controlo automático Selco.

Este incidente causou a interrupção do

fornecimento de 59% dos pontos de entre-

ga da rede de média tensão com durações

compreendidas entre dois e cinco minutos,

abrangendo 1764 locais de consumo.

3 de dezembro

A 3 de dezembro deu-se o disparo da linha

ASB2 (S. Pedro) provocada pela atuação

da proteção MIF (máxima intensidade de

103

fase). Após a normalização dos valores

elétricos, verificação e registo; procedeu-se

às manobras para religação da referida

Linha. As más condições atmosféricas difi-

cultaram os trabalhos de reparação da

linha.

Este incidente, que se deu pelas 21:43, pro-

vocou a interrupção do fornecimento de

energia a 24% dos pontos de entrega da

rede de média tensão, com tempos que

variaram entre duas horas e cinquenta e

um minutos e oito horas e dois minutos, ten-

do afetado 645 locais de consumo.

6.1.2. Casos fortuitos ou de força-

maior

21 de março

O incidente registado na Ilha de Santa Ma-

ria no dia 21 de Março de 2013, ultrapas-

sando 1 MWh de Energia não distribuída. A

ocorrência teve a sua origem na Distribui-

ção MT (1LD02 - Aeroporto - Santa Bárbara

2 - ASB2) derivado de uma ação do vento.

O disparo do disjuntor da linha MT 1LD02 -

Aeroporto - Santa Bárbara 2 - ASB2 com

sinalização de MIF foi causado por um cur-

to-circuito na sequência do agravamento

das condições atmosféricas, associada ao

vento muito forte. As condições de visibili-

dade e o vento de intensidade excecional

levaram ao cancelamento dos trabalhos de

reposição, essencialmente na impossibilida-

de de manobrar o IAT da Cruz Teixeira na

altura, recomeçando aquando da melhoria

das condições meteorológicas.

6.2. São Miguel


prias

2 de abril

A 2 de abril registou-se o reengate e disparo

do disjuntor com sinalização de MIF e MIH

da linha Caldeirão - Livramento. Detetou-se

uma caixa fim cabo para PT 455 no seccio-

nador “Azores Park II” com avaria.

Esta ocorrência atingiu 4% dos PdE desta

ilha, com tempos de interrupção de cin-

quenta e cinco minutos a uma hora e qua-

renta e sete minutos, e 346 locais de con-

sumo.

15 de abril

A 15 de abril deu-se o reengate com dispa-

ro MIF, homopolar e terras resistivas na se-

quência de uma avaria na caixa de fim de

cabo do PT 1243 " Vieiras".

Verificado às 23:17, este incidente provocou

a interrupção do fornecimento de energia

a 3% dos PdE da rede MT, com tempos

compreendidos entre quarenta minutos e

três horas e quatro minutos. O posto de

transformação avariado esteve fora de

serviço durante dez horas e doze minutos.

Foram afetados 194 locais de consumo.

12 de julho

O disparo da Linha de Foros/Nordeste com

reengate com MIF e Homopolar e terras

resistivas foi registado a 12 de julho pelas

17:09 e deveu-se a uma caixa de fim de

cabo queimada na linha referida.

O incidente afetou 13% dos pontos de en-

trega da rede de média tensão, com tem-

pos de interrupção que variaram entre uma

hora e quinze minutos e quatro horas e vinte

e oito minutos, atingindo 6953 locais de

consumo.

28 de novembro

A 28 de novembro assinalou-se o disparo do

disjuntor da linha de média tensão Fo-

ros/Nordeste a 30 KV, com sinalização de

MIF, MIH e terra. Detetou-se que o seccio-

nador de transição 2191-Maia apresentava

a caixa de fim de cabo queimada.

104

Este incidente, dado às 22:56, provocou a

interrupção do fornecimento de 13% dos

pontos de entrega da rede de média ten-

são, com tempos que variaram entre uma

hora e dois minutos e cinco horas e trinta e

nove minutos, tendo afetado 6948 locais de

consumo.

12 de dezembro

A 12 de dezembro deu-se o disparo do dis-

juntor da linha de média tensão Milha-

fres/Capelas a 30 KV, com sinalização de

MIF, MIH e terra, devido a avaria na cela de

chegada do PT 409 no PS-1021 "Centro For-

mação-Capelas".

Foram interrompidos cerca de 5% dos pos-

tos de transformação da ilha de São Miguel,

entre cinquenta e oito minutos e quatro

horas e vinte minutos, e um total de 3743

locais de consumo.


maior

24 de agosto

O incidente registado na Ilha de São Mi-

guel, no dia 24 de Agosto de 2013, ultrapas-

sando os 5 MWh de Energia não distribuída.

A ocorrência teve a sua origem na Distribui-

ção MT (2LD15 - FOROS - RIBEIRINHA - FRRB)

derivado de uma ação provocada por

terceiros.


FOROS - RIBEIRINHA – FRRB com sinalização

de MIF, MIH e terras resistivas foi causado

por um poste MT partido por máquina, no

ramal para o PT 1242 “Albano Vieira - L.

Fogo”. O defeito na linha MT 2LD15 - FOROS

- RIBEIRINHA – FRRB provocou a saída do

paralelo da Central Geotérmica do Pico

Vermelho e consequente disparo de várias

linhas de distribuição.

Figura 6-1 - Registo fotográfico do embate da

máquina com o poste MT no ramal para o PT

6.3. Terceira


prias

2 de junho

A 2 de junho verificou-se o disparo por des-

lastre de várias linhas de média tensão,

provocado por saída dos Grupos 5, 6 e 8 da

central térmica de Belo Jardim, devido a

avaria elétrica. Uma avaria no armário do

sistema de 24VDC do grupo 6 induziu falha

temporária no sistema provisório de 24VDC

provocando a paragem dos grupos da sala

de máquinas 2.

Registado pelas 8:48, este incidente afetou

96% dos pontos de entrega da rede MT e

26161 locais de consumo, com tempos en-

tre cinco e quarenta e quatro minutos.

105

24 de junho

A 24 de junho registou-se um reengate se-

guido de disparo definitivo da linha de mé-

dia tensão Vinha Brava – Porto Judeu por

MIF. Constatou-se a existência de um isola-

dor de MT partido na linha principal junto à

derivação para o PT Terreiro das Covas, no

apoio 33.

O incidente, registado às 16:21, afetou 13%

dos pontos de entrega da rede MT e 2445

locais de consumo, com tempos de inter-

rupção entre oito minutos e três horas e

quarenta e quatro minutos.

4 de outubro

A 4 de outubro deu-se o disparo por deslas-

tre de várias linhas de média tensão, devido

a avaria elétrica na central térmica de Belo

Jardim, em consequência de curto-circuito

provocado por contacto acidental de ca-

bo em tensão do sistema de corrente con-

tínua durante os trabalhos de baldeamento

dos consumidores de 24VDC para o novo

bastidor.

Este incidente, verificado às 13:44, atingiu

77% dos PdE da rede de média tensão, com

tempos compreendidos entre dez e vinte e

um minutos. Foram afetados 20583 locais de

consumo.

7 de outubro

A 7 de outubro deu-se o disparo das linhas

de média tensão na subestação de Angra

do Heroísmo por avaria nos transformadores

de tensão 1 e 2 do semi-barramento 2.

Este incidente, registado às 19:35, atingiu

13% dos pontos de entrega da rede em

média tensão da ilha Terceira e 4343 locais

de consumo. Os tempos de interrupção

variaram entre quarenta e quatro minutos e

uma hora.

8 de outubro

No dia 8 de outubro verificou-se um curto-

circuito no barramento de 15kV, na cela do

grupo 3. A cava de tensão causada pelo

curto-circuito provocou a paragem dos

auxiliares dos grupos que dispararam por

atuação de proteções. Devido à saída de

paralelo dos Grupos 10 e 5 na central térmi-

ca de Belo Jardim deu-se o disparo de di-

versas linhas de média tensão.

Tendo atingido 97% dos pontos de entrega

MT desta ilha, entre sete minutos e uma

hora e cinquenta e três minutos, afetou,

também, 26797 locais de consumo.

6.4. Graciosa


prias

7 de janeiro

A 7 de janeiro verificou-se o disparo da linha

“Quitadouro - Guadalupe 02” devido a

avaria nos descarregadores de sobreten-

sões no PT 041 “Carapacho”.

O referido incidente atingiu 38% dos pontos

de entrega em MT e 1196 locais de consu-

mo. Os tempos de interrupção variaram

entre dezanove minutos e três horas e sete

minutos.

26 de abril

A 26 de abril registou-se o disparo das Linhas

MT QG01, QG02, QS01 e QS02, devido a

curto-circuito trifásico no PT26 “Mercado”.

Verificou-se um incêndio no QGBT. Danifi-

cou o transformador de potência, celas MT

e equipamento de teleação.

O incidente, que se deu pelas 15:31, afetou

a totalidade dos pontos de entrega MT e

locais de consumo desta ilha, entre oito

minutos e seis horas e trinta e três minutos.

106

20 de maio

A 20 de maio deu-se o disparo das linhas

QG02, QG01 QS01 QS02. Problemas de

funcionamento na nova filosofia de gestão

automática dos Grupos via SCADA instala-

do a 15 de Maio. Sistema foi passado a

“Manual”.

Este incidente registado às 17:03 atingiu 99%

dos PdE da rede MT e 3199 locais de con-

sumo com tempos de interrupção entre oito

e quarenta e sete minutos.

21 de maio

A 21 de maio deu-se o deslastre de cargas

das linhas QG02, QG01 e QS02 devido ao

grupo 6 da central térmica da Graciosa ter

saído do paralelo, na sequência de disparo

do disjuntor do grupo por anomalia.

O incidente, que se deu pelas 0:41, atingiu

79% dos PdE da rede de distribuição em

média tensão e 2428 locais de consumo,

com interrupções com duração entre oito e

vinte e quatro minutos.

31 de agosto

A 31 de agosto foi registado o disparo das

linhas de média tensão, QG01, QG02, QS01,

QS02, devido ao grupo 8 ter saído do para-

lelo por avaria da unidade de controlo do

Grupo, SIGMA.

Este incidente afetou a totalidade dos pon-

tos de entrega de média e baixa tensão,

com tempos que variaram entre dezassete

e vinte e quatro minutos.

6.5. São Jorge


prias

28 de abril

A 28 de abril constatou-se um disparo geral,

devido a saída intempestiva do grupo VI.

Carta eletrónica das proteções I> e I>> do

grupo VI, danificada.

Este incidente atingiu a totalidade dos pon-

tos de entrega, em média e baixa tensão,

teve início às 21:15 e uma duração com-

preendida entre trinta e cinco minutos e

uma hora.

2 de julho

A 2 de julho constatou-se o disparo da linha

2 - CNR1 devido a um erro de manobra. A

desligação ocorre do decurso das mano-

bras para consignação de trabalho de

investimento. A configuração atual da rede,

as novas designações das Linhas e Equipa-

mentos poderão ter contribuído para o erro

de manobra do Operador de serviço. O

facto do IAT 2007, Levadas 1, não fechar,

provocou um atraso superior a 2 horas para

a religação.

O incidente com início às 6:40 afetou 71%

dos pontos de entrega da rede em média e

3303 locais de consumo. As interrupções

tiveram uma duração compreendida entre

trinta e quatro minutos e duas horas e trinta

e dois minutos.

8 de outubro

A 8 de outubro registou-se o disparo da

linha CNR2, devido a uma caixa de cabo

de média tensão exterior danificada no

último apoio da linha em questão, provo-

cando, também, devido à proximidade, o

disparo da linha CNR1/CNMN.


tos de entrega de São Jorge, com início às

107

5:45, e uma duração de treze minutos a três

horas e trinta e um minutos.

14 de outubro

No dia 14 de outubro deu-se um disparo

motivado por erro de manobra do opera-

dor de central. Selecionou mal o interruptor

a ser atuado deixando em tensão o troço

MT que se pretendia consignar. Ao coloca-

rem facas à terra neste troço deu-se o dis-

paro geral. O atraso nas religações deve-se

a falhas de comunicação com os teleinter-

ruptores.

Tendo atingido todos os pontos de entrega

desta ilha, este incidente teve início às 9:20,

e provocou interrupções entre quarenta

minutos e uma hora e trinta minutos.

9 de dezembro

Um erro de manobra do cliente, que colo-

cou facas à terra com o PT em carga, pro-

vocou um disparo geral, por sinalização de

MIH na linha CNR1/CMNM.

Este incidente, verificado no dia 9 de de-

zembro pelas 8:10, provocou o desligamen-

to de todos os pontos de entrega MT desta

ilha e locais de consumo. As interrupções

do fornecimento de energia elétrica varia-

ram entre cinco e cinquenta e cinco minu-

tos.


maior

24 de fevereiro

O incidente foi registado na Ilha de São

Jorge, no dia 24 de Fevereiro de 2013, ultra-

passando 1 MWh de Energia não distribuí-

da. A ocorrência teve a sua origem na Dis-

tribuição MT (5LD02 - Linha 02 -Caminho

Novo-Relvinha 1 - CNR1) derivado de uma

ação do vento.

O disparo do disjuntor da 5LD02 - Linha 02 -

Caminho Novo - Relvinha 1 - CNR1 com

sinalização de MIF, MIH e terras resistivas foi

causado por um curto-circuito na sequên-

cia do agravamento das condições atmos-

féricas, associada ao vento de intensidade

excecional, com rajadas de vento na or-

dem de 49 m/s. Na sequência do disparo

da 5LD02 - Linha 02 - Caminho Novo - Relvi-

nha 1 - CNR1 verificou-se a saída de parale-

lo do Grupo 11 e Grupo 12 na Central Tér-

mica São Jorge, provocando um disparo

geral.

O vento forte e o nevoeiro foram um obstá-

culo para a realização de manobras de

reposição em alguns postos de transforma-

ção, gerando um tempo de desligamento

superior a cinco horas.

6.6. Pico


prias

20 de maio

No dia 20 de maio, pelas 19:00, registou-se a

saída de paralelo do grupo 2 por atuação

do alarme de concentração de neblina de

óleo. Esta situação causou o deslastre das

linhas de distribuição Madalena – S. Mateus,

Lajes-Piedade e S. Roque - Bandeiras e Pie-

dade. Às 19:11 quando só faltava ligar o

interruptor 7, o grupo 7 assinalou temperatu-

ra baixa nos gases de escape do cilindro 5,

(-105º), saiu de paralelo e causou o disparo

Geral.

Porque mais tarde foi possível repor ambos

os Grupos em funcionamento, sem que

tenha havido repetição das anomalias que

causaram o disparo do G2 e mais tarde o

do G7, presume-se que o do G2 se deva a

passagem momentânea de humidade ou

sujidade pela câmara de opacidade do

detetor de neblina de óleo e o do G7 a

encravamento momentâneo do elemento

de bomba injetora ou outra causa não

identificada no sistema de combustível.

108

Este incidente afetou 100% dos pontos de

entrega da rede de distribuição, com inter-

rupções de quarenta e um minutos a duas

horas e quinze minutos.

20 de maio

A 20 de maio, pelas 20:25, o regulador de

tensão do grupo 3 avariou e causou oscila-

ções de tensão muito grandes. Na sequên-

cia dessas oscilações verificou-se um dispa-

ro geral.

Tendo afetado 100% dos pontos de entrega

da rede de média tensão e locais de con-

sumo, verificaram-se interrupções de treze

minutos a uma hora e quarenta e oito minu-

tos.

18 de junho

A 18 de junho deu-se um disparo geral,

provocado pela saída de serviço do grupo

7 (desvio de temperatura dos gases de

escape à entrada do turbocompressor). O

grupo ficou indisponível pelo motivo enun-

ciado e também por ter uma avaria no

sistema de sincronização. O atraso que

houve nas manobras de religação deveu-

se, essencialmente, ao limite de potência

disponível (somente G2, G4 e G5 disponí-

veis). Antes da colocação do G4 em para-

lelo, o G3 ficou indisponível por problemas

na excitação.

Com a totalidade dos pontos de entrega

interrompidos por este incidente, a reposi-

ção de serviço variou entre vinte e sete

minutos e quinze minutos.

17 de julho

No dia 17 de julho o grupo 6 disparou por

pressão de água de refrigeração baixa

provocando um disparo geral. Pensa-se,

após realização de testes no próprio dia e

nos seguintes, que uma pequena, mas con-

tínua, fuga do gás usado para conferir ca-

pacidade de estabilização de pressão no

circuito de água AT, tenha resultado, num

momento de redução da carga do motor,

na contração da água AT sem que esta

redução de volume tenha sido compensa-

da pela expansão do gás, levando ao

abaixamento da pressão para o valor de

atuação da proteção e ao disparo do G6.

Com inicio pelas 6:16, este incidente atingiu

a totalidade de pontos de entrega da ilha

do Pico, com tempos de trinta e quatro a

cinquenta e sete minutos.

6 de dezembro

A 6 de dezembro verificou-se um disparo

geral, na sequência de um erro de mano-

bra O operador da manutenção pretendia

fazer testes ao transformador 30/15 KV da

subestação de São Roque, desligado para

esse efeito, mas em vez disso causou a

abertura do disjuntor do lado de 30 kV do

transformador dos serviços auxiliares, cau-

sando a paragem de todos os grupos gera-

dores.

Este incidente provocou interrupções na

totalidade de pontos de entrega das redes

de média e baixa tensão, com tempos que

variaram entre trinta e dois minutos e duas

horas e quarenta e dois minutos.

6.7. Faial


prias

11 de janeiro

No dia 11 de janeiro o disparo do grupo 7,

por concentração de neblina de óleo alta,

provocou um corte geral de energia. A

demora na reposição da energia deveu-se

a falha no quadro inversor do grupo de

emergência. A causa do disparo foi água

no óleo, tendo atuado a respetiva seguran-

ça do grupo. Procedeu-se a um refresca-

mento da carga do óleo, limpeza dos filtros

e regulação da pressão do ar.

109

Com início às 15:02, este incidente afetou

todos os PdE do Pico. A reposição de servi-

ço foi faseada, com tempos de vinte e sete

a quarenta e um minutos.

4 de março

A 4 de março deu-se o disparo da saída

Santa Barbara 03, por disparo máximo de

intensidade de fase I >>. Na religação da

saída deu novamente alarme tendo provo-

cado corte geral de energia. Avaria supos-

tamente motivada por erro humano, o ope-

rador manobrou uma cela errada e fechou

o seccionador de terra, no PTD 77 Vale da

Vinha.

Com início às 11:11, afetou todos os pontos

de entrega, com tempos de interrupção

que variaram entre vinte e três a trinta e

sete minutos.

12 de março

O disparo do grupo 7 por concentração de

neblina de óleo alta seguida de disparo do

grupo 8, que se registou a 12 de março,

provocou um corte geral de energia. O

grupo disparou por atuação da segurança

(detetor de neblina de óleo). A origem da

atuação deveu-se à condensação de

água no óleo, após curta paragem.

Tendo início às 10:28, afetou todos os pon-

tos de entrega, com uma duração com-

preendida entre dez e vinte e quatro minu-

tos.

12 de abril

No dia 12 de abril, pelas 13:58, verificou-se

uma indisponibilidade provocada por dis-

paro do grupo 7. Na origem do disparo do

grupo esteve a régua presa da bomba

injetora do cilindro 6, originando afastamen-

to de escapes e atuação da segurança.


tos de entrega da ilha do Pico, tendo sido

reposta a energia de forma faseada entre

onze minutos a uma hora e seis minutos.

15 de maio

A 15 de maio deu-se um disparo geral pro-

vocado pelo grupo 7 (erro de posição nas

válvulas borboleta da caldeira). A atuação

da segurança relativamente ao posiciona-

mento das válvulas borboleta da Caldeira

esteve na origem do disparo do Grupo, por

prisão do microinterruptor na posição dis-

cordante dos braços das borboletas.

Tendo sido registada pelas 22:17, esta ocor-

rência afetou a totalidade de pontos de

entrega da ilha do Faial, tendo-se efetuado

a reposição de serviço num espaço de

trinta e quatro minutos a uma hora e cinco

minutos.

6.8. Flores


prias

8 de janeiro

Às 12:12 de 8 de janeiro, o grupo 4 foi desli-

gado de urgência, devido a avaria grave

na excitatriz do grupo, o que provocou o

disparo das saídas S. Cruz 1, Santa Cruz 2 e

P. Delgada.

Esta situação afetou o fornecimento de

energia a 48% dos pontos de entrega da

rede MT e a 1228 locais de consumo duran-

te treze a dezasseis minutos.

30 de março

Pelas 15:09 de dia 30 de março, registou-se

o disparo do troço entre o PS de Santa Cruz

e a central Alem Fazenda, bem como o

disparo das saídas Santa Cruz 2 e Ponta

Delgada. Detetou-se uma caixa de união

MT danificada por uma estaca.

Este incidente provocou a interrupção do

fornecimento de energia a 72% dos pontos

110

de entrega de média tensão e a 765 locais

de consumo. A reposição levou de quaren-

ta e nove minutos a seis horas e oito minu-

tos.

1 de abril

A 1 de abril verificou-se o disparo da saída

Santa Cruz 2 em Alem Fazenda. Detetou-se

uma caixa fim de cabo queimada na saída

Santa Cruz 2 em Além Fazenda. O cabo

encontrava-se com muita humidade no

interior, teve que ser substituído.

O incidente verificado pelas 20:38 afetou

26% dos pontos de entrega MT e 477 locais

de consumo. A reposição levou de quaren-

ta minutos a duas horas e quarenta e oito

minutos.

27 de abril

Um arco danificado na linha aérea de mé-

dia tensão “A. Fazenda - S. Cruz 02”, no

extremo da SEAF, provocou um disparo

geral. O arco partido nas saídas em Além

Fazenda fez curto-circuito entre duas fases

de 2 linhas.

Registado no dia 27 de abril, pelas 5:58,

atingiu a totalidade dos pontos de entrega

da ilha das Flores, tendo-se reposto a ener-

gia num intervalo de dezoito minutos a qua-

tro horas e trinta e sete minutos.

13 de junho

Às 15:45 de dia 13 de junho deu-se o dispa-

ro da chegada do PS-1/Alem Fazenda,

avaria no TP-0. Ao ligar o TP1 de Além Fa-

zenda, disparou a chegada. O transforma-

dor tem um defeito interno.

Este incidente provocou a interrupção de

serviço de 23% dos PdE da rede MT e 368

locais de consumo durante trinta minutos.


maior

3 de dezembro

O incidente foi registado na Ilha das Flores

no dia 3 de Dezembro de 2013, ultrapas-

sando 1 MWh de Energia não distribuída.

A ocorrência teve a sua origem na Distribui-

ção MT (8LD02 - Santa Cruz - Ponta Delga-

da) derivado de uma ação do vento.


Santa Cruz - Ponta Delgada com sinaliza-

ção de MIF, MIH e terras ocorreu na se-

quência do rebentamento de um vão de

linha.

Figura 6-2 - Registo fotográfico da zona com a

avaria na linha MT 8LD02 (Santa Cruz - Ponta

Delgada)

A falta de condições para passar a nova

linha durante noite e o agravamento das

condições atmosféricas, levaram ao cance-

lamento dos trabalhos, a iniciar no dia se-

guinte.

6.9. Corvo


prias

6 de abril

Ao fazer testes com o novo AVR (regulador

de tensão) no grupo 1, este passou a ali-

mentar toda a carga, tendo sido necessário

111

desligá-lo na botoneira de emergência, o

que fez com que os Grupos 3 e 4 saíssem de

paralelo, provocando um corte geral.

Este incidente, de dia 6 de abril, afetou

todos os pontos de entrega, de média e

baixa tensão, entre sete e nove minutos.

25 de maio

No dia 25 de maio, uma avaria do grupo 3

provocou o disparo geral. No grupo 3 a

mola que aperta o tubo existente na tampa

das válvulas e que leva o ar quente e vapo-

res de óleo para o aftercooler, saiu porque

a rosca encontrava-se roída, o grupo per-

deu potência, e o sistema caiu.

A reposição da totalidade dos pontos de

entrega foi efetuada entre vinte e trinta e

dois minutos.

10 de junho

O disparo Geral no Corvo, registado no dia

10 de junho, foi provocado por avaria do

Grupo 3. Partiu-se o alternador do carrega-

dor de baterias que ficou bloqueado, re-

bentando as correias do grupo, pelo que

este saiu de imediato de paralelo por tem-

peratura elevada.

A reposição normal a todos os pontos de

entrega levou entre cinco e nove minutos.

18 de julho

A 18 de julho, uma avaria no grupo 4 da

central térmica do Corvo provocou um

disparo geral. Verificou-se que o bloco do

motor do grupo 4 havia partido.

Tendo afetado todos os pontos de entrega

da ilha do Corvo, a reposição de serviço

levou entre vinte e três e vinte e seis minu-

tos.

112

7. Ações para a melhoria da

qualidade serviço Nesta secção apresentam-se sucintamente algumas das medidas realizadas com o intuito de

manter ou melhorar os níveis de qualidade de serviço em cada uma das ilhas da RAA, bem

como os resultados obtidos e/ou expectáveis.

IlhaDescrição da acção (I -Investimento / E -

Exploração)Objetivo

S. MariaE - Ações de Manutenção prev entiv a de 111 apoios das

Linhas da Rede MT

Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede MT

tendo em v ista o cumprimento dos padrões de

continuidade de serv iço definidos no RQS e da

qualidade de serv iço especificada na EN 50 160

S. MariaE – Desmatagem em torno das linhas MT ASB1 e ASB2,

incluindo o corte de árv ores de grande porte (5 km)





S. MariaE – Manutenção prev entiv a de 10 aparelhos de

manobra da rede aérea





S. MariaE – Manutenção prev entiv a de 5 aparelhos de manobra

telecomandados da rede aérea





S. MariaE – Manutenção prev entiv a de 61 PTDs (postos de

transformação públicos)

Zelar pelo bom estado de conserv ação dos PTDs tendo

em v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de

serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço

especificada na EN 50 160

S. Maria I- Alteração de Potência de 1 PTDCumprimento dos padrões de qualidade de serv iço

especificados no RQS

S. Maria I- Substituição de 4 aparelhos de corte em PTD aéreos





S. Maria E –- Manutenção prev entiv a da rede BT de 61 PTDs

Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede BT tendo




S. MariaE – Manutenção de 220 ADs (armários de distribuição) da

rede subterrânea de BT





113



S. Miguel

E- Ações de Manutenção/Inspeção prev entiv a da Rede

BT de alguns PT’s, tais como: PT 92, PT472, PT 59, PT 12, PT

509, PT 510, PT 117, PT 118, PT 136, PT 255, PT 98, PT 99, PT



373, PT 490, PT 359, PT 380, PT 448, PT 44, PT 75, PT 76, PT 77,

PT 227, PT 271, PT 497, PT 528, PT 94, PT 119, PT 209, PT 254,

PT 418, PT 465, PT 35, PT 36, PT 37, PT 360, PT 372, PT 139, PT


203, PT 57, PT 244 e PT 248





S. MiguelE - Ações de Manutenção prev entiv a de 660 apoios e

Inspeção de 513 apoios das Linhas da Rede MT/AT

Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede MT/AT




S. Miguel

E - Trabalhos div ersos no âmbito do SPEA tais como:

a) Alteração da posição na linha de descarregadores de

sobretensões (DST’s) (passagem da cabeça do apoio p/

"debaixo" da linha):

- Linha MT Milhafres - Cov oada: Apoio 1 ramal PT 44;



- Linha MT Lagoa - Liv ramento: Apoio 1;

- Linha MT Lagoa - Vila Franca: Apoio 1;

- Linha MT Vila Franca - Ponta Garça: Apoio 1;


- Linha MT Caldeirão - Ribeira Seca: Apoio 36

b) Passagem de descarregadores de sobretensões (DST’s),

nos PT’s aéreos, da cabeça do apoio para a cuba do

transformador:

- Linha MT Foros-Ribeirinha: PT 417




qualidade de serv iço especificada na EN 50 160, bem

como pela av ifauna

S. MiguelE – Manutenção prev entiv a de 168 aparelhos de






S. MiguelE - Ações de Manutenção Prev entiv a a cerca de 410

Postos de Transformação/Postos de Seccionamento





S. Miguel

I - Remodelação da Rede BT/IP PT 152 “SATREL”;

Beneficiação da rede BT do circuito 3 do PT 360 “Rua

Infante Sagres, Pov oação”

Cumprimento dos padrões de qualidade de serv iço


S. Miguel I - Integração de nov os PT’s na rede BT existente ( PT 529)Cumprimento dos padrões de qualidade de serv iço


S. Miguel I – Substituição de QGBT’s nos seguintes PT’s: 21, 304 e 340





S. MiguelI - Montagem de Celas MT equipadas com tecnologia SF6

nos seguintes PTDs: 201.





S. Miguel I- Alteração de Potência nos seguintes PTDs: 521.Cumprimento dos padrões de qualidade de serv iço


S. MiguelI – Manutenção Prev entiv a de reguladores de tensão em

carga em 15 transformadores de potência de SEs

Zelar pelo bom estado de conserv ação das SEs tendo em

v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de



S. Miguel

E- Remodelação e beneficiação das condições de

exploração da SE de Sete Cidades, dotando-a com

celas de corte em SF6 (nos 30kV e 10kV) assim como de

sistema de proteções contra defeitos homopolares e de

fase.





114



S. MiguelE- Tratamento do óleo isolante do transformador 60/30 kV

– 12 MVA da Subestação dos Foros





Terceira I- Remodelação da rede BT PTDs 39 e 96 - AltaresCumprimento dos padrões de continuidade de serv iço e

da qualidade de serv iço especificados no RQS

TerceiraI - Reforço de rede BT em cobre nú nas freguesias porto

Judeu (PT 97), Terra-Chã (PT 166),

Cumprimento dos padrões de continuidade de serv iço e

dos v alores de tensão especificados na EN 50 160

TerceiraE - Ações de Manutenção prev entiv a de 147 apoios e






TerceiraE – Manutenção prev entiv a de 52 aparelhos de






TerceiraE- Manutenções prev entiv a em 154 Postos de

Transformação e Seccionamento





Terceira I- Alteração de Potência nos seguintes PTDs: 57, 39 e 167Cumprimento dos padrões de qualidade de serv iço


Terceira I- Substituição de 39 aparelhos de corte em PTD aéreos





Terceira I- Substituição de 4 QGBT em PTDs





TerceiraE -Substituição de 1 aparelho de manobra da rede aérea

MT





Terceira E- Substituição de 6 quadros MT de SF6 em PTD´s





TerceiraI – Manutenção Prev entiv a de reguladores de tensão em

carga em 5 transformadores de potência de SEs





TerceiraE – Manutenção Prev entiv a das redes BT do P. Judeu (PT

102) e da Ribeirinha (PT 42)





GraciosaE - Ações de Inspeção prev entiv a de 508 apoios das

Linhas da Rede MT





GraciosaE - Ações de Manutenção Prev entiv a a cerca de 30






GraciosaE – Beneficiação de terras de serv iço e proteção de 6

PTDs



Graciosa E - Montagem/Substituição/Desv io de 80 apoios BT;





Graciosa E - Montagem/Desv io de 2 Armários de Distribuição;Cumprimento dos padrões de qualidade de serv iço


115



Graciosa E - Beneficiação dos PTDs 24, 35 e 26 ao nív el do telhado.Cumprimento dos padrões de qualidade de serv iço


Graciosa

E - Manutenção a cerca de 20% da rede BT, sobretudo

em zonas cujo histórico de av arias/degradação é mais

preocupante.

Cumprimento dos padrões de continuidade/qualidade

de serv iço especificados na EN 50160,

GraciosaE - Passagem do PT do Picadeiro a PTD o que permitiu

diminuir a carga ao PT do aeroporto;

Cumprimento dos padrões de continuidade/qualidade


S. Jorge I – Construção e ligação de nov o PT 73 Porto dos TerreirosCumprimento dos padrões de qualidade de serv iço


S. JorgeE- Manutenções prev entiv a em 17 Postos de

Transformação e Seccionamento





S. JorgeE – Manutenção prev entiv a de 11 aparelhos de






S. JorgeI – Instalação de dois interruptores aéreos

telecomandados de três v ias na rede MT



S. JorgeE -Substituição de 2 aparelhos de manobra da rede

aérea MT





S. Jorge I - Remodelação da rede BT do PTD 31 Relv inhaCumprimento dos padrões de qualidade de serv iço


S. Jorge I- Alteração de Potência nos seguintes PTDs: 37, 46 e 62Cumprimento dos padrões de qualidade de serv iço


S. Jorge I- Substituição de disjuntores de QGBT nos PTDs 13, 48 e 66





S. JorgeE – Manutenção de 154 ADs (armários de distribuição) da

rede subterrânea BT





S. Jorge E - Substituição de 4 armários de distribuição BT





S. Jorge E –- Manutenção prev entiv a da rede BT de 23 PTDs





S. JorgeE – Beneficiação de terras de serv iço e proteção dos PTDs

41 e 47



S. JorgeE - Ações de Manutenção prev entiv a de 25 apoios e






Pico I – Remodelação ramal MT do PT 6Cumprimento dos padrões de continuidade/qualidade


PicoE – Manutenção Prev entiv a das redes BT dos PTDs 72, 73,

2 e 81





PicoE - Ações de Manutenção prev entiv a de 127 apoios e






PicoE - Ações de Manutenção Prev entiv a a cerca de 80






116



Pico I – Instalação de 4 interruptores aéreos na rede MTCumprimento dos padrões de qualidade de serv iço


FaialI – Substituição de 122 apoios BT que se encontrav am em

mau estado de conserv ação



Faial I – Alteração do PTD 17 Salão, passagem de CA para CBCumprimento dos padrões de qualidade de serv iço


FaialE - Ações de Inspeção prev entiv a de 163 apoios das

Linhas da Rede MT





FaialE - Ações de Manutenção Prev entiv a a cerca de 48






Faial E – Manutenção prev entiv a da rede BT de 27 PTDs





FaialE – Manutenção de 104 ADs (armários de distribuição) da

rede subterrânea BT





FloresE – Manutenção prev entiv a da rede BT do PTD 6 Cedros

e do PTD 20 Ponta Ruiv a





FloresE - Ações de Manutenção Prev entiv a a cerca de 5 Postos

de Transformação/Postos de Seccionamento





FloresE - Substituição de isoladores MT e DSTs na SE de Além

Fazenda





FloresE – Manutenção prev entiv a de 9 aparelhos de manobra

da rede aérea





Todas as ilhas

Manutenção a 305 equipamentos de subestações

(barramentos, painéis de linha, painéis de

transformadores, transformadores, reactâncias, sistemas

de protecção comando e controlo, sistemas de corrente

contínua, et,)





Todas as ilhasE - Inspeções termografia a 397 instalações (387 PTDs e 10

SEs )Identificação de defeitos elétricos

Todas as ilhas

E – Manutenção prev entiv a de 50 equipamentos de

teleação de postos de transformação e teleinterruptores

da rede aérea





Anexos

117

Anexos

Anexo I - Siglas, abreviaturas e definições

Alta Tensão (AT) – tensão entre fases cujo

valor eficaz é superior a 45 kV e igual ou

inferior a 110 kV.

Avaria – condição do estado de um equi-

pamento ou sistema de que resultem danos

ou falhas no seu funcionamento.

Baixa Tensão (BT) – tensão entre fases cujo

valor eficaz é igual ou inferior a 1 kV.

Carga – valor, num dado instante, da po-

tência ativa fornecida em qualquer ponto

de um sistema, determinada por uma medi-

da instantânea ou por uma média obtida

pela integração da potência durante um

determinado intervalo de tempo. A carga

pode referir-se a um consumidor, a um apa-

relho, a uma linha ou a uma rede.

Cava (abaixamento) da tensão de alimen-

tação – diminuição brusca da tensão de

alimentação para um valor situado entre

90% e 1% da tensão declarada, Uc (ou da

tensão de referência deslizante, Urd), segui-

da do restabelecimento da tensão depois

de um curto lapso de tempo. Por conven-

ção, uma cava de tensão dura de 10 ms a

1 min.

Centro de Condução de uma rede – órgão

encarregue da vigilância e da condução

das instalações e equipamentos de uma

rede.

Cliente – pessoa singular ou coletiva com

um contrato de fornecimento de energia

elétrica ou acordo de acesso e operação

das redes.

Cliente não vinculado – Pessoa singular ou

coletiva, titular de uma instalação consumi-

dora de energia elétrica, a quem tenha sido

concedida autorização de acesso ao Siste-

ma Elétrico Não Vinculado (SENVA), nos

termos do Regulamento de Relações Co-

merciais.

Compatibilidade eletromagnética (CEM) –

aptidão de um aparelho ou de um sistema

para funcionar no seu ambiente eletromag-

nético de forma satisfatória e sem ele pró-

prio produzir perturbações eletromagnéticas

intoleráveis para tudo o que se encontre

nesse ambiente.

Condições normais de exploração – condi-

ções de uma rede que permitem corres-

ponder à procura de energia elétrica, às

manobras da rede e à eliminação de defei-

118

tos pelos sistemas automáticos de proteção,

na ausência de condições excecionais liga-

das a influências externas ou a incidentes

importantes.

Condução da rede – ações de vigilância,

controla e comando da rede ou de um

conjunto de instalações elétricas s assegu-

radas por um ou mais centros de condução.

Consumidor – entidade que recebe energia

elétrica para utilização própria.

Corrente de curto-circuito - corrente elétrica

entre dois pontos de um circuito em que se

estabeleceu um caminho condutor ocasio-

nal e de baixa impedância.

Consumidor direto da Rede de Transporte –

entidade (eventualmente possuidora de

produção própria) que recebe diretamente

energia elétrica da rede de transporte para

utilização própria.

Contrato de ligação à Rede de Transporte –

contrato entre o utilizador da rede de

transporte a entidade concessionária do

transporte e distribuição relativo às condi-

ções de ligação: prazos, custo, critérios de

partilha de meios e de encargos comuns de

exploração, condições técnicas e de explo-

ração particulares, normas específicas da

instalação, procedimentos de segurança e

ensaios específicos.

Concessionária do Transporte e Distribuição

– entidade a quem cabe, em regime de

exclusivo e de serviço público, mediante a

celebração de um contrato de concessão

com o Governo Regional dos Açores, a ges-

tão técnica global dos sistemas elétricos de

cada uma das ilhas do Arquipélago dos

Açores, o transporte e a distribuição de

energia elétrica nos referidos sistemas, bem

como a construção e exploração das respe-

tivas infraestruturas, conforme o disposto no

Capítulo V do Regulamento das Relações

Comerciais.

Defeito elétrico – anomalia numa rede elé-

trica resultante da perda de isolamento de

um seu elemento, dando origem a uma

corrente, normalmente elevada, que requer

a abertura automática de disjuntores.

Desequilíbrio de tensão - estado no qual os

valores eficazes das tensões das fases ou

das desfasagens entre tensões de fases con-

secutivas, num sistema trifásico, não são

iguais.

Despacho Regional de uma rede – órgão

que exerce um controlo permanente sobre

as condições de exploração e condução

de uma rede no âmbito regional.

Disparo - abertura automática de um disjun-

tor provocando a saída da rede de um

elemento ou equipamento, por atuação de

um sistema ou órgão de proteção da rede,

normalmente em consequência de um de-

feito elétrico.

Anexos

119

DRCIE – Direção Regional do Comércio,

Indústria e Energia.

Duração média das interrupções do sistema

(SAIDI - “System Average Interruption Durati-

on Index”) - representa a duração média

das interrupções verificadas nos pontos de

entrega durante um determinado período.

O indicador SAIDI é obtido pelo cálculo da

expressão:

k

x

1=iDIij

k

1=j=MTSAIDI

∑∑

em que:

DIij· – duração da interrupção i na instala-

ção j (PTD ou PTC), em minutos;

k – quantidade total de pontos de entrega

(PTC e PTD) da ilha, para o cálculo de indi-

cadores globais da ilha ou por linha de dis-

tribuição; quantidade total dos pontos de

entrega da zona de serviço considerada, da

ilha ou da região, para o cálculo de indica-

dores por zona de serviço, por ilha ou para a

região; quantidade total dos pontos de

entrega da região para indicadores globais

da região;

x – número de interrupções da instalação j.

Emissão (eletromagnética) - processo pelo

qual uma fonte fornece energia eletromag-

nética ao exterior.

Energia não distribuída (END) - valor estima-

do da energia não distribuída nos pontos de

entrega das redes de distribuição em MT,

devido a interrupções de fornecimento,

durante um determinado intervalo de tem-

po (normalmente 1 ano civil), dado pela

seguinte expressão:

T

TIEPI×EFEND= onde:

TIEPI – tempo de interrupção equivalente da

potência instalada, em horas

EF – energia entrada na rede de distribuição

de MT, em MWh, no período de tempo con-

siderado

T – período de tempo considerado, em ho-

ras.

Energia não fornecida (ENF) - valor estimado

da energia não fornecida nos pontos de

entrega da rede de transporte, devido a

interrupções de fornecimento, durante um

determinado intervalo de tempo (normal-

mente 1 ano civil).

Entrada - canalização elétrica de Baixa

Tensão compreendida entre uma caixa de

colunas, um quadro de colunas ou uma

portinhola e a origem de uma instalação de

utilização.

120

ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços

Energéticos.

Exploração – conjunto das atividades

necessárias ao funcionamento de uma ins-

talação elétrica, incluindo as manobras, o

comando, o controlo, a manutenção, bem

como os trabalhos elétricos e os não elétri-

cos.

Flutuação de tensão - série de variações da

tensão ou variação cíclica da envolvente

de uma tensão.

Fornecedor - entidade responsável pelo

fornecimento de energia elétrica, nos ter-

mos de um contrato.

Fornecimento de energia elétrica - venda

de energia elétrica a qualquer entidade

que é cliente da entidade concessionária

do transporte e distribuição.

Frequência da tensão de alimentação (f) -

taxa de repetição da onda fundamental da

tensão de alimentação, medida durante um

dado intervalo de tempo (em regra 1 se-

gundo).

Frequência média de interrupções do siste-

ma (SAIFI - “System Average Interruption

Frequency Index”) - representa o número

médio de interrupções verificadas nos pon-

tos de entrega, durante um determinado

período.

O indicador SAIFI é obtido pela expressão:

k

jMTFIk

1=j=MTSAIFI

∑

em que:

FIjMT - número de interrupções em PTD e

PTC, no período considerado;

k - quantidade total dos pontos de entrega









da região.

Imunidade (a uma perturbação) - aptidão

dum dispositivo, dum aparelho ou dum sis-

tema para funcionar sem degradação na

presença duma perturbação eletromagné-

tica.

Incidente – acontecimento que provoca a

desconexão (não programada) de um ele-

mento da rede, podendo originar uma ou

mais interrupções de serviço.

Instalação elétrica – conjunto de equipa-

mentos elétricos utilizados na produção, no

transporte, na conversão, na distribuição ou

na utilização da energia elétrica, incluindo

fontes de energia, bem como as baterias, os

Anexos

121

condensadores e outros equipamentos de

armazenamento de energia elétrica.

Instalação elétrica eventual - instalação

elétrica provisória, estabelecida com o fim

de realizar, com carácter temporário, um

evento de natureza social, cultural ou des-

portiva.

Instalação de utilização – instalação elétrica

destinada a permitir aos seus utilizadores a

aplicação da energia elétrica pela sua

transformação noutra forma de energia.

Interrupção acidental - interrupção do for-

necimento ou da entrega de energia elétri-

ca provocada por defeitos permanentes ou

transitórios, na maior parte das vezes ligados

a acontecimentos externos, a avarias ou a

interferências.

Interrupção breve - interrupção acidental

com uma duração igual ou inferior a 3 min.

Interrupção do fornecimento ou da entrega

- situação em que o valor eficaz da tensão

de alimentação no ponto de entrega é

inferior a 1% da tensão declarada Uc, em

pelo menos uma das fases, dando origem, a

cortes de consumo nos clientes.

Interrupção longa - interrupção acidental

com uma duração superior a 3 min.

Interrupção prevista - interrupção do forne-

cimento ou da entrega que ocorre quando

os clientes são informados com antecedên-

cia, para permitir a execução de trabalhos

programados na rede.

Licença vinculada - licença mediante a

qual o titular assume o compromisso de

alimentar o SEPA ou ser por ele alimentado,

dentro das regras de funcionamento daque-

le sistema.

Limite de emissão (duma fonte de perturba-

ção) - valor máximo admissível do nível de

emissão.

Limite de imunidade - valor mínimo requeri-

do do nível de imunidade.

Manobras - ações destinadas a realizar mu-

danças de esquema de exploração de uma

rede elétrica, ou a satisfazer, a cada mo-

mento, o equilíbrio entre a produção e o

consumo ou o programa acordado para o

conjunto das interligações internacionais, ou

ainda a regular os níveis de tensão ou a

produção de energia reativa nos valores

mais convenientes, bem como as ações

destinadas a colocar em serviço ou fora de

serviço qualquer instalação elétrica ou ele-

mento dessa rede.

Manutenção - combinação de ações téc-

nicas e administrativas, compreendendo as

operações de vigilância, destinadas a man-

ter uma instalação elétrica num estado de

operacionalidade que lhe permita cumprir a

sua função.

122

Manutenção corretiva (reparação) -

combinação de ações técnicas e adminis-

trativas realizadas depois da deteção de

uma avaria e destinadas à reposição do

funcionamento de uma instalação elétrica.

Manutenção preventiva (conservação) -

combinação de ações técnicas e adminis-

trativas realizadas com o objetivo de reduzir

a probabilidade de avaria ou degradação

do funcionamento de uma instalação elétri-

ca.

Média Tensão (MT) - tensão entre fases cujo

valor eficaz é superior a 1 kV e igual ou infe-

rior a 45 kV.

Muito Alta Tensão (MAT) - tensão entre fases

cujo valor eficaz é superior a 110 kV.

Nível de compatibilidade (eletromagnética)

- nível de perturbação especificado para o

qual existe uma forte e aceitável probabili-

dade de compatibilidade eletromagnética.

Nível de emissão - nível duma dada pertur-

bação eletromagnética, emitida por um

dispositivo, aparelho ou sistema particular e

medido duma maneira especificada.

Nível de imunidade - nível máximo duma

perturbação eletromagnética de determi-

nado tipo incidente sobre um dispositivo,

aparelho ou sistema não susceptível de

provocar qualquer degradação do seu

funcionamento.

Nível de perturbação - nível de uma dada

perturbação eletromagnética, medido de

uma maneira especificada.

Nível de planeamento - objetivo de quali-

dade interno da entidade concessionária

do transporte e distribuição relativamente a

uma perturbação na onda de tensão, mais

exigente ou, no limite, igual ao respetivo

nível de referência associado a um grau de

probabilidade de ocorrência.

Nível de referência (de uma perturbação) -

nível máximo recomendado para uma per-

turbação eletromagnética em determina-

dos pontos de uma rede elétrica (normal-

mente, os pontos de entrega).

Nível (duma quantidade) - valor duma

quantidade avaliada duma maneira especi-

ficada.

Ocorrência – acontecimento que afete as

condições normais de funcionamento de

uma rede elétrica.

Operador Automático (OPA) – dispositivo

eletrónico programável destinado a execu-

tar automaticamente operações de ligação

ou desligação de uma instalação ou a sua

reposição em serviço na sequência de um

disparo parcial ou total da instalação.

Operação - Acão desencadeada local-

mente ou por telecomando que visa modifi-

car o estado de um órgão ou sistema.

Anexos

123

Perturbação (eletromagnética) - fenómeno

eletromagnético suscetível de degradar o

funcionamento dum dispositivo, dum apare-

lho ou dum sistema.

Ponto de entrega (PdE) - ponto (da rede)

onde se faz a entrega de energia elétrica à

instalação do cliente ou a outra rede.

Nota: Na Rede de Transporte o ponto de

entrega é, normalmente, o barramento de

uma subestação a partir do qual se alimen-

ta a instalação do cliente. Podem também

constituir pontos de entrega:

Os terminais dos secundários de transforma-

dores de potência de ligação a uma insta-

lação do cliente.

A fronteira de ligação de uma linha à insta-

lação do cliente.

Ponto de ligação - ponto da rede eletrica-

mente identificável a que se liga uma car-

ga, uma outra rede, um grupo gerador ou

um conjunto de grupos geradores.

Ponto de interligação (de uma instalação

elétrica à rede) – é o nó de uma rede do

sistema elétrico de serviço público (SEPA)

eletricamente mais próximo do ponto de

ligação de uma instalação elétrica.

Ponto de medida - ponto da rede onde a

energia ou a potência é medida.

Posto (de uma rede elétrica) - parte de uma

rede elétrica, situada num mesmo local,

englobando principalmente as extremida-

des de linhas de transporte ou de distribui-

ção, a aparelhagem elétrica, edifícios e,

eventualmente, transformadores.

Posto de transformação (PT) - posto destina-

do à transformação da corrente elétrica por

um ou mais transformadores estáticos cujo

secundário é de baixa tensão.

Potência nominal - é a potência máxima

que pode ser obtida em regime contínuo

nas condições geralmente definidas na

especificação do fabricante, e em condi-

ções climáticas precisas.

Produtor – entidade responsável pela liga-

ção à rede e pela exploração de um ou

mais grupos geradores.

Ramal - canalização elétrica, sem qualquer

derivação, que parte do quadro de um

posto de transformação ou de uma canali-

zação principal e termina numa portinhola,

quadro de colunas ou aparelho de corte de

entrada de uma instalação de utilização.

Rede – conjunto de subestações, linhas,

cabos e outros equipamentos elétricos liga-

dos entre si com vista a transportar a ener-

gia elétrica produzida pelas centrais até aos

consumidores.

Rede de distribuição – parte da rede utiliza-

da para condução da energia elétrica,

124

dentro de uma zona de consumo, para o

consumidor final.

Rede de transporte – parte da rede utilizada

para o transporte da energia elétrica, em

geral e na maior parte dos casos, dos locais

de produção para as zonas de distribuição

e de consumo.

Severidade da tremulação – intensidade do

desconforto provocado pela tremulação

definida pelo método de medição UIE-CEI

da tremulação e avaliada segundo os se-

guintes valores:

severidade de curta duração (Pst)

medida num período de 10 min;

severidade de longa duração (Plt)

calculada sobre uma sequência de

12 valores de Pst relativos a um in-

tervalo de duas horas, segundo a

expressão:

312

1i=12

Pst3=ltP ∑

Sobretensão temporária à frequência indus-

trial – sobretensão ocorrendo num dado

local com uma duração relativamente lon-

ga.

Sobretensão transitória - sobretensão, oscila-

tória ou não, de curta duração, em geral

fortemente amortecida e com uma dura-

ção máxima de alguns milissegundos.

Subestação (ou SE) – posto destinado a

algum dos seguintes fins:

Transformação da corrente elétrica por um

ou mais transformadores estáticos, cujo se-

cundário é de alta ou de média tensão;

Compensação do fator de potência por

compensadores síncronos ou condensado-

res, em alta ou média tensão.

Tempo de interrupção equivalente (TIE) -

representa o tempo de interrupção da po-

tência média fornecida expectável (no

caso de não ter havido interrupções) num

determinado período.

O indicador TIE é obtido pelo cálculo da

expressão:

Pme

ENF=TIE em minutos

sendo, T

ENF+EF=Pme em

[MWh/minuto]

e:

ENF - energia não fornecida no período

considerado, em MWh;

EF - energia fornecida no período con-

siderado, em MWh;

Anexos

125

Pme - potência média expectável, caso

não se tivessem registado interrupções, em

MWh/minuto;

T - duração do período considerado,

em minutos.

Tempo de interrupção equivalente da po-

tência instalada (TIEPI) - representa o tempo

de interrupção da potência instalada nos

postos de transformação (públicos e priva-

dos) da rede de distribuição.

O indicador TIEPI é obtido pelo cálculo da

expressão:

∑

∑∑

k

1=jPI j

x

1=iPI j×DI ij

k

1=j=TIEPI

em que:

DIij - duração da interrupção da instalação i,

em minutos;

PIj - potência instalada na instalação j - pos-

to de transformação de serviço público

(PTD) ou particular (PTC), em kVA;

k - quantidade total dos pontos de entrega









da região;

x - número de interrupções da instalação j.

Tempo médio de reposição de serviço do

sistema (SARI - “System Average Restoration

Index”) - representa o tempo médio de re-

posição de serviço durante um determinado

período (normalmente um ano civil).

O indicador SARI é obtido pelo cálculo da

expressão:

∑

∑∑

k

1=jNI j

jNI

1=iDI ij

k

1=j=SARI [minutos] em que:

DIij - duração da interrupção i no ponto

de entrega j, em minutos;

k - quantidade total de pontos de

entrega;

NIj - número de interrupções ocorridas

no ponto de entrega j no período conside-

rado.

Tensão de alimentação - valor eficaz da

tensão entre fases presente num dado mo-

mento no ponto de entrega, medido num

dado intervalo de tempo.

126

Tensão de alimentação declarada (Uc) -

tensão nominal Un entre fases da rede, salvo

se, por acordo entre o fornecedor e o clien-

te, a tensão de alimentação aplicada no

ponto de entrega diferir da tensão nominal,

caso em que essa tensão é a tensão de

alimentação declarada Uc.

Tensão de referência deslizante (aplicável

nas cavas de tensão) - valor eficaz da ten-

são num determinado ponto da rede elétri-

ca calculado de forma contínua num de-

terminado intervalo de tempo, que repre-

senta o valor da tensão antes do início de

uma cava, e é usado como tensão de refe-

rência para a determinação da amplitude

ou profundidade da cava.

Nota: O intervalo de tempo a considerar

deve ser muito superior à duração da cava

de tensão.

Tensão harmónica - tensão sinusoidal cuja

frequência é um múltiplo inteiro da frequên-

cia fundamental da tensão de alimentação.

As tensões harmónicas podem ser avalia-

das:

individualmente, segundo a sua amplitude

relativa (Uh) em relação à fundamental

(U1), em que “h” representa a ordem da

harmónica;

globalmente, ou seja, pelo valor da distor-

ção harmónica total (DHT) calculado pela

expressão seguinte:

402

2

h

h

DHT U

Tensão interharmónica - tensão sinusoidal

cuja frequência está compreendida entre

as frequências harmónicas, ou seja, cuja

frequência não é um múltiplo inteiro da

frequência fundamental.

Tensão nominal de uma rede (Un) - tensão

entre fases que caracteriza uma rede e em

relação à qual são referidas certas caracte-

rísticas de funcionamento.

Tremulação (“flicker”) - impressão de instabi-

lidade da sensação visual provocada por

um estímulo luminoso, cuja luminância ou

repartição espectral flutua no tempo.

T&D1 – Transporte e distribuição – inclui inter-

rupções na instalação do cliente

Utilizador da Rede de Transporte – Produ-

tor, Distribuidor ou Consumidor que está

ligado fisicamente à rede de transporte ou

que a utiliza por intermédio de terceiros

para transporte e/ou regulação de energia,

ou ainda para apoio (reserva de potência).

Variação de tensão - aumento ou diminui-

ção do valor eficaz da tensão, provocados

pela variação da carga total da rede ou de

parte desta.

Anexos

127

Abreviaturas das ilhas

SMA – Santa Maria

SMG – São Miguel

TER - Terceira

GRA - Graciosa

SJG – São Jorge

FAI - Faial

FLO - Flores

COR - Corvo

128

Anexo II - Classificação das causas das interrupções

Quadro geral de classificação

Apresenta-se em seguida o quadro geral de

classificação das interrupções. O RQS esta-

belece um nível mínimo para a classificação

de interrupções. A EDA, para melhor carac-

terização das mesmas, e sendo-o permitido

no âmbito do mesmo regulamento, tem em

prática corrente um nível mais detalhado,

apresentado na tabela seguinte:

Tipo Motivo Causa Código

Acordo c/ cliente (1) 110

Novos Empreendimentos (1) 121

Reparação de equipamentos (2) 122

Conservação de equipamentos (3) 123

Alterações na configuração da rede (4) 124

Trabalhos de abate ou decote de árvores (5) 125

Razões de interesse público (3) Plano nacional de emergencia energética 130

Facto imputável ao cliente (4) Artigo 177. º do RRC 140

Vento de intensidade excepcional (1) 211

Inundações imprevisiveis (2) 212

Descarga atmosférica directa (3) 213

Incendio (4) 214

Terramoto (5) 215

Greve geral (6) 216

Alteração da ordem pública (7) 217

Sabotagem (8) 218

Malfeitoria (9) 219

Intervenção de Terceiros* (0) 220

Outras causas (1) 221

Razões de segurança (3) Deslastre de cargas (0) 230

Acção atmosférica (1) 241

Acção ambiental (2) 242

Origem interna (3) 243

Trabalhos inadiaveis (4) 244

Outras causas (5) 245

Desconhecidas (6) 246

Reengate (5) 25

Facto imputável ao cliente (6) Artigo 177. º do RRC 26

Deficiência na instalação do cliente 30

PREVISTAS

(PROGRAMADAS)

(1)

Razões de serv iço (2)

Casos Fortuitos/Força maior (1) e (2)

Próprias (4)

IMPREVISTAS

(ACIDENTAIS)

(2)

Anexos

129

O quadro seguinte apresenta, de uma for-

ma simplificada, a relação existente entre as

causas simples de uma interrupção e o seu

descritivo.

Origem das interrupções

Produção: são as interrupções do forneci-

mento ou da entrega de energia elétrica

com origem em centros produtores.

Transporte: são as interrupções do forneci-


com origem na rede de transporte.

Distribuição: são as interrupções do forneci-


com origem nas redes de distribuição.

Nota: Considera-se que as interrupções em

clientes têm sempre uma daquelas origens,

ainda que tenham como causa uma avaria

nas instalações de outro cliente com reper-

cussão naqueles subsistemas.

Tipos de interrupções

Previstas (programadas): são as interrupções

do fornecimento ou da entrega de energia

elétrica por acordo com os clientes, ou ain-

da por razões de serviço, razões de interesse

público ou por facto imputável ao cliente

em que os clientes são informados com a

antecedência mínima fixada no Regula-

mento de Relações Comerciais para estes

tipos de interrupções.

Acidentais (imprevistas): são as restantes

interrupções do fornecimento ou da entrega

de energia elétrica.

Causa simples Descritivo causa

11 Acordo c/ cliente

12 Razões de serv iço

14 Facto imputável ao cliente

21 Fortuitas ou de força maior

23 Razões de segurança

24 Próprias

25 Reengate

26 Facto imputável ao cliente

30 Deficiência na instalação do cliente

Pre

vis

tas

Imp

rev

ista

s

130

Causas das interrupções

Acordo com o cliente

Razões de serviço

Razões de interesse público· Caracterizadas no Regulamento de Relações

Comerciais

Razões de segurança

Facto imputável ao cliente

131

Causas fortuitas ou de força maior: conside-

ram-se causas fortuitas ou de força-maior as

indicadas no n.º 4 do artigo 2.º do RQS.

Próprias: consideram-se interrupções pró-

prias todas as não caracterizadas anterior-

mente. Estas causas podem ser desagrega-

das do seguinte modo:

Acão atmosférica: inclui as interrupções

devidas a fenómenos atmosféricos, desig-

nadamente, descargas atmosféricas indire-

tas, chuva, inundação, neve, gelo, granizo,

nevoeiro, vento ou poluição, desde que

não sejam passíveis de ser classificadas

como causas de força maior;

Acão ambiental: inclui as interrupções pro-

vocadas, designadamente, por animais,

arvoredo, movimentos de terras ou interfe-

rências de corpos estranhos, desde que não

sejam passíveis de ser classificadas como

causas de força maior;

Origem interna: inclui, designadamente,

erros de projeto ou de montagem, falhas ou

uso inadequado de equipamentos ou de

materiais, atividades de manutenção, obras

próprias ou erro humano;

Trabalhos inadiáveis: inclui as interrupções

por razões de serviço visando a realização

de trabalhos inadiáveis sem o cumprimento

do disposto no Regulamento de Relações

Comerciais;

Outras causas: inclui, designadamente,

interrupções originadas em instalações de

clientes;

Desconhecidas: interrupções com causa

desconhecida.

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Relatório da Qualidade de Serviço 2013 - eda.pt Qualidade Servico... · global a qualidade de serviço, referente à continuidade do mesmo, tenha melhorado, constata-se que algumas