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Relatório da Qualidade de
Serviço 2012
3
Sumário
De acordo com o estabelecido no Regula-
mento de Qualidade de Serviço em vigor na
RAA, compete à concessionária do transpor-
te e distribuição vinculado do Sistema Elétrico
do Serviço Publico da Região Autónoma dos
Açores elaborar, anualmente, o relatório da
qualidade de serviço. Este documento tem
como objetivo caracterizar a qualidade do
serviço prestado pela Electricidade dos Aço-
res, S.A., as considerações assumidas e as
metodologias de cálculo utilizadas.
Neste setor, a qualidade de serviço pode ser
analisada pela sua componente comercial e
pela sua natureza técnica (continuidade de
serviço e qualidade da onda de tensão). No
que diz respeito ao comercial, a qualidade
refere-se aos aspetos relacionados com o
atendimento, pedidos de informação, assis-
tência técnica e a própria avaliação da satis-
fação dos mesmos, ou seja, na forma como a
EDA se relaciona com os seus clientes. No
âmbito da continuidade de serviço, pode ser
observado o número e a duração das inter-
rupções através de diversos indicadores. Por
sua vez, a amplitude, a frequência, a forma
da onda, bem como a simetria do sistema
trifásico avaliam a qualidade da onda ten-
são.
Tendo em conta que o bem mais valioso que
a EDA possuí são os seus clientes, e que a
qualidade do serviço prestado é condição
essencial para o desenvolvimento das ativi-
dades económicas e satisfação das necessi-
dades da população, foram efetuados in-
quéritos aos utentes dos centros de atendi-
mento que aceitaram responder e por amos-
tragem aos clientes residenciais com contac-
to telefónico atualizado, aos clientes empre-
sariais e aos clientes com contacto telefónico
que solicitaram intervenções do piquete ou
que reportaram avarias, bem como aos cli-
entes que agendaram intervenções nas suas
instalações de forma a avaliar o seu grau de
satisfação.
No que diz respeito à “Disponibilidade e Soli-
citude”, à “Simpatia”, ao “Profissionalismo” e
à “Apresentação” e apesar de, na opinião
dos inquiridos, os serviços prestados pela EDA
já serem de elevada qualidade, tem-se vindo
a verificar uma melhoria dos mesmos, com
exceção da “Apresentação”, ao longo dos
últimos 3 anos.
Quando comparado com o ano anterior,
verifica-se que a opinião dos inquiridos apre-
senta uma melhoria generalizada, elevando
ainda mais o nível do serviço prestado pela
EDA. Do ponto de vista dos clientes, os itens
sujeitos a avaliação são referidos como sen-
do Bons ou Muito Bons, em pelo menos 95%
dos inquiridos.
Apesar de, na opinião dos clientes, o atendi-
mento continue a ser considerado de eleva-
da qualidade, verificou-se, face ao ano ante-
rior, um decréscimo no “score” obtido pelo
“pessoal do piquete/Técnico comercial” e ao
“Balcão” (embora este ultimo tenha sido
ligeiro), ao invés do atendimento por “Telefo-
ne” que viu a sua avaliação melhorar, consi-
deravelmente.
O atendimento comercial da EDA é entendi-
do pelos seus clientes como sendo “Bom” ou
“Muito Bom”, obtendo avaliações desta na-
tureza em todas as suas vertentes, na opinião
de, pelo menos, 63% dos inquiridos. No que
diz respeito ao atendimento telefónico, a
melhoria verificada fica a dever-se, em parte,
à diminuição do número (11,7%, face aos 33%
do ano anterior) de clientes que responde-
4
ram “Não responderem ou não saberem”
qualificar a qualidade do seu desempenho.
No que concerne a indicadores gerais de
relacionamento comercial verifica-se uma
melhoria generalizada dos mesmos, face aos
últimos anos, tendo sido cumpridos todos os
indicadores definidos
Apesar do aumento, considerável, dos in-
cumprimentos nas retomas de serviço, os
indicadores individuais de relacionamento
comercial ostentam um elevado grau de
cumprimento dos deveres da EDA. Os in-
cumprimentos verificados deram origem a
compensações a clientes.
No capítulo “Qualidade de serviço comerci-
al” foi efetuada uma análise mais profunda e
individualizada da qualidade de serviço de
âmbito comercial.
Ao nível da continuidade de serviço, a quali-
dade é aferida através de indicadores gerais
para as redes de transporte, de distribuição
em média tensão (MT) e distribuição em bai-
xa tensão (BT), bem como indicadores indivi-
duais para as mesmas redes.
O ano de 2012 apresenta uma evolução
desfavorável dos indicadores de continuida-
de de serviço da Região Autónoma dos Aço-
res. Este ano foi marcado por um Inverno
rigoroso, e pela passagem de dois furacões,
em Agosto e Setembro, que contribuíram de
sobremaneira para os resultados apurados.
Problemas técnicos ao nível dos centros pro-
dutores também tiveram considerável influ-
ência na qualidade de serviço de 2012.
Na Região existem três níveis de qualidade
de serviço, definidos no regulamento da qua-
lidade de serviço, designadamente: zonas
dos tipos A, B e C. Verifica-se uma forte con-
centração de PdE em zonas do tipo C (77%).
Em 2012 registaram-se 1662 ocorrências que
afetaram PdE da rede de distribuição MT da
Região, mais 52 do que o verificado em 2011,
ou seja mais 3%.
As ocorrências referidas deram origem, em
2012, a cerca de 31 mil interrupções em PdE
da rede MT, o que representa um aumento,
face a 2011, de 31%.
Embora se tenha verificado um agravamento
dos indicadores gerais de continuidade de
serviço, comparativamente a 2011, os pa-
drões de qualidade de serviço estabelecidos
foram cumpridos, tanto na média como na
baixa tensão.
A nível individual verificaram-se incumprimen-
tos que originaram o pagamento de, aproxi-
madamente, 125 mil euros de compensações
a clientes.
A continuidade de serviço foi alvo de uma
análise pormenorizada no capítulo 4, onde
são apresentados e analisados os resultados
dos indicadores gerais e individuais para a MT
e para a BT (por zona de qualidade de servi-
ço e por ilha/região) e uma análise aos prin-
cipais incidentes verificados.
Relativamente à qualidade da onda de ten-
são, os resultados das monitorizações efetua-
das, pelos diversos pontos de medição fixos e
dispersos pelas nove ilhas dos Açores, de-
monstram a qualidade da onda de tensão,
no que diz respeito à sua amplitude, tremula-
ção (Flicker), desequilíbrio do sistema trifásico
de tensões, frequência, distorção harmónica,
cavas de tensão e sobretensões. As condi-
ções estipuladas no RQS e pela norma NP EN
50 160 foram cumpridos, com exceção da
tremulação (Terceira, São Jorge, Pico e Cor-
vo), da distorção harmónica (São Miguel) e
do desequilíbrio do sistema trifásico de ten-
sões (Flores). Em relação às cavas de tensão
e às sobretensões existiram situações de mai-
or ou menor severidade em todas as ilhas e
níveis de tensão.
No capítulo 5, dedicado à qualidade da
onda de tensão, encontra-se exposto uma
análise criteriosa e minuciosa de todas as
situações de incumprimento e das cavas
registadas com maior severidade.
5
Índice
Sumário ..................................................................................................................................................................... 3
2. Introdução............................................................................................................................................................ 8
3. Qualidade de serviço comercial ..................................................................................................................... 9
3.1. Satisfação dos clientes ............................................................................................................................... 9
3.1.1. Registo de avarias ................................................................................................................................. 9
3.1.2. Visitas ..................................................................................................................................................... 12
3.1.3. Clientes dos centros de atendimento ............................................................................................. 15
3.1.4. Clientes residenciais (Clientes família) ............................................................................................ 17
3.1.5. Clientes não residenciais (Clientes empresa) ................................................................................ 19
3.2. Qualidade de serviço comercial ............................................................................................................ 22
3.2.1. Indicadores gerais ............................................................................................................................... 22
3.2.2. Indicadores Individuais ....................................................................................................................... 31
3.3. Clientes com necessidades especiais ................................................................................................... 36
3.4. Ações mais relevantes para garantia da qualidade de serviço de âmbito comercial .............. 37
4. Continuidade de serviço ................................................................................................................................. 39
4.1. Indicadores gerais ...................................................................................................................................... 46
4.1.1. Indicadores RT ...................................................................................................................................... 46
4.1.2. Indicadores MT - RAA ......................................................................................................................... 46
4.1.3. Indicadores MT - ilha ........................................................................................................................... 50
4.1.4. Indicadores BT ...................................................................................................................................... 59
4.2. Indicadores individuais .............................................................................................................................. 66
5. Qualidade da onda de tensão ..................................................................................................................... 69
5.1. Plano de monitorização ........................................................................................................................... 69
6
5.2. Qualidade onda de tensão ..................................................................................................................... 72
5.2.1. Amplitude ............................................................................................................................................. 73
5.2.2. Tremulação (Flicker) ........................................................................................................................... 73
5.2.3. Desequilíbrio ......................................................................................................................................... 75
5.2.4. Frequência ........................................................................................................................................... 75
5.2.5. Harmónicos .......................................................................................................................................... 75
5.2.6. Cavas .................................................................................................................................................... 76
5.2.7. Sobretensões ........................................................................................................................................ 85
6. Principais incidentes ......................................................................................................................................... 94
6.1. Santa Maria ................................................................................................................................................. 95
6.1.1. Incidentes por causas próprias ......................................................................................................... 95
6.2. São Miguel ................................................................................................................................................... 97
6.2.1. Incidentes por causas próprias ......................................................................................................... 97
6.2.2. Casos fortuitos ou de força-maior.................................................................................................... 99
6.3. Terceira ...................................................................................................................................................... 101
6.3.1. Incidentes por causas próprias ....................................................................................................... 101
6.4. Graciosa .................................................................................................................................................... 105
6.4.1. Incidentes por causas próprias ....................................................................................................... 105
6.5. São Jorge ................................................................................................................................................... 109
6.5.1. Incidentes por causas próprias ....................................................................................................... 109
6.5.2. Casos fortuitos ou de força-maior.................................................................................................. 111
6.6. Pico ............................................................................................................................................................. 115
6.6.1. Incidentes por causas próprias ....................................................................................................... 115
6.6.2. Casos fortuitos ou de força-maior.................................................................................................. 118
6.7. Faial............................................................................................................................................................. 121
6.8. Flores ........................................................................................................................................................... 125
7
6.8.1. Incidentes por causas próprias ....................................................................................................... 125
6.9. Corvo .......................................................................................................................................................... 129
6.9.1. Incidentes por causas próprias ....................................................................................................... 129
7. Ações para a melhoria da qualidade serviço .......................................................................................... 131
Anexos ................................................................................................................................................................... 139
Anexo I - Siglas, abreviaturas e definições ................................................................................................. 139
Anexo II - Classificação das causas das interrupções ............................................................................. 150
8
2. IntroduçãoConforme o estabelecido no Regulamento
de Qualidade de Serviço em vigor na RAA,
compete à Eletricidade dos Açores S.A., co-
mo entidade concessionária do transporte e
distribuição, elaborar, anualmente, o relatório
da qualidade de serviço. Em cumprimento
do estabelecido nesse Regulamento, em
particular o referido nos artigos 38º a 40º, foi
elaborado o presente relatório, onde se apre-
sentam os indicadores que caracterizam a
continuidade de serviço, a qualidade da
onda de tensão, a qualidade de serviço de
âmbito comercial e os resultados dos inquéri-
tos efetuados a clientes, referentes ao ano de
2012.
Em secção própria são, também, apresenta-
dos relatórios sucintos das principais ocorrên-
cias que afetaram a Região, bem como os
incidentes fortuitos com um valor de END
superior a 1 MWh nas ilhas de Santa Maria,
Graciosa, São Jorge, Pico, Faial, Flores e Cor-
vo, ou 5 MWh nas ilhas de São Miguel e Ter-
ceira.
9
3. Qualidade de serviço co-
mercialSabendo que a relação existente entre o
prestador do serviço e o cliente é o retracto
mais fiel da qualidade do serviço prestado,
facilmente se compreende que a enunciada
qualidade do serviço se exprima através de
temas como a brevidade e capacidade de
resposta às solicitações dos clientes, o nível
do atendimento prestado, bem como a assis-
tência técnica e a avaliação da satisfação
dos mesmos. Logo, a qualidade de serviço
comercial é criteriosamente analisada por via
de indicadores gerais, indicadores individuais
e da avaliação do grau de satisfação de
clientes. Os indicadores são baseados em
critérios simples, calculáveis e reguláveis, e
permitem quantificar, qualificar e avaliar o
nível do desempenho técnico e comercial
num determinado período de tempo. Já
quanto à avaliação do grau de satisfação
dos clientes, e apesar de não ser uma tarefa
simples, esta é feita recorrendo ao auxílio de
inquéritos.
Neste sentido, de forma a estar à altura dos
desafios e em constante evolução, a EDA
garantiu em 2006 a certificação pela Norma
NP EN ISO 9001, certificação esta que obe-
dece a requisitos bastante rigorosos e que
visa promover a normatização de produ-
tos/serviços para que a qualidade destes seja
permanentemente melhorada. A adoção da
Norma NP EN ISO 9001 é vantajosa para a
empresa uma vez que lhe confere maior
organização, produtividade e credibilidade,
elementos que são facilmente identificáveis
pelo cliente.
3.1. Satisfação dos clientes
Estando a qualidade comercial estreitamente
ligada à relação do operador de re-
de/comercializador com o cliente, anual-
mente são inquiridos os clientes da Eletricida-
de dos Açores por forma a avaliar o seu grau
de satisfação.
Estes inquéritos são efetuados aos utentes dos
centros de atendimento que aceitam res-
ponder e por amostragem dos clientes resi-
denciais com contacto telefónico atualizado,
dos clientes não residenciais (empresariais) e
dos clientes com contacto telefónico que
solicitaram intervenções do piquete ou que
reportaram avarias, bem como dos clientes
que agendaram intervenções nas suas insta-
lações. O objetivo dos inquéritos realizados é
conhecer a opinião dos clientes relativamen-
te à qualidade do serviço prestado pela EDA
nas vertentes de atendimento, assistência
técnica, entre outras.
É importante salientar que no âmbito de ope-
ração da EDA, enquanto responsável pela
produção/aquisição, transporte, distribuição
e comercialização de energia elétrica, não é
fácil alcançar níveis de desempenho com
elevado “score”, pois nos Açores, um arqui-
pélago de 9 ilhas, deparamo-nos com reali-
dades distintas e complexas, tanto do ponto
de vista geográfico, socioeconómico, como
também cultural.
3.1.1. Registo de avarias
Da esfera de clientes que comunicaram ava-
rias por telefone, 51, dispersos pelos Açores,
responderam ao presente inquérito.
Caracterização do atendimento por
parte do assistente da EDA
Examinando a comunicação de avarias por
parte dos clientes no âmbito do atendimento
10
realizado pelos assistentes da EDA, rapida-
mente percebemos que a satisfação dos
clientes se mantém positiva relativamente ao
ano anterior. Apesar de verificarmos um ligei-
ro decréscimo de 1,7% no que respeita ao
“Profissionalismo”, os aspetos da “Disponibili-
dade e Solicitude” e da “Simpatia” no serviço
prestado, não só preservaram o seu excelen-
te resultado como até chegaram a melhorá-
lo, em 2,3% e 0,2%, respetivamente, (Gráfico
3-1).
Gráfico 3-1 Percentagem de clientes que considera o atendimento Muito bom/Bom – Evolução 2011/12
A avaliação dos clientes no que diz respeito
ao atendimento dos assistentes da EDA foi,
em 2012, considerada como particularmente
positiva nos aspetos “simpatia”, “disponibili-
dade e solicitude” e “profissionalismo” para
90%, 88% e 86% dos clientes alvos do estudo,
que classificaram como Bom ou Muito Bom as
características sujeitas a apreciação, respeti-
vamente.
Gráfico 3-2 Caracterização do atendimento
83%
84%
85%
86%
87%
88%
89%
90%
91%
Disponibilidade e Solicitude Simpatia Profissionalismo
Ano 2011 Ano 2012
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
Muito Boa Boa Nem Boa/Nem Mau Mau Muito Mau NS/NR
Disponibilidade e Solicitude
Simpatia
Profissionalismo
11
Tempo de Espera e Resolução do Pro-
blema
A percentagem de clientes que confirmam
ter esperado, em 2012, menos de 2 horas
pelo piquete foi de 71%, valor muito seme-
lhante ao obtido no ano anterior. Relativa-
mente aos clientes que afirmam ter esperado
mais de 4 horas, a percentagem obtida foi
de 11%, originando um aumento quase irrele-
vante de 1%, já que, em 2011, essa percen-
tagem foi de 10% (Gráfico 3-3).
Gráfico 3-3 Tempo de espera pelo piquete - Evolução 2011/12
Relativamente ao número de clientes que
viram a sua situação “Total/Parcialmente
Resolvida”, no ano de 2012, registou-se uma
percentagem que ronda os 84%. Comparati-
vamente ao ano de 2011, assistiu-se a um
pequeno decréscimo de 5,6% (Gráfico 3-4).
Considerando às situações em que houve
necessidade de uma nova intervenção,
constata-se um estreito aumento na ordem
dos 5%.
Gráfico 3-4 Resolução do problema - Evolução 2011/12
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
Menos de 2 horas Mais de 4 horas
Ano 2011 Ano 2012
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Total/Parcialmente Resolvido Não resolvido/Nova intervenção
Ano 2011 Ano 2012
12
No gráfico abaixo, podemos examinar mais detalhadamente os parâmetros em questão
para o ano em estudo (Gráfico 3-5).
Gráfico 3-5 Resolução do problema
3.1.2. Visitas
Dos 36 clientes que solicitaram, via telefone,
uma intervenção na sua instalação, 14 foram
alvo do presente inquérito. A amostra obtida
está dispersa pelas ilhas de São Miguel, Ter-
ceira, Graciosa, Pico e Faial.
Caracterização do serviço prestado no
contato
Evidenciando a opinião dos clientes que
responderam ao inquérito e sendo estes soli-
citadores de intervenções nas respectivas
instalações, verificámos que a EDA mantém o
seu serviço de qualidade como referência.
A caracterização do serviço prestado no
atendimento continua a alcançar resultados
bastante favoráveis, dado que 86%, 86%, 86%
e 86% dos inquiridos considera que a “dispo-
nibilidade e solicitude”, a “simpatia”, o “pro-
fissionalismo” e a “apresentação”, respetiva-
mente, são Muito Bons ou Bons.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
Totalmente resolvido Parcialmente resolvido Não resolvido/Nova
intervenção
13
Gráfico 3-6 Caracterização do serviço prestado no contato
Aquando da visita às instalações do cliente
efetuada pela equipa técnico-comercial, em
2012, registaram-se valores assinaláveis na
ordem dos 93%, 93%, 86% e 93%, quanto à
“Disponibilidade e Solicitude”, à “Simpatia”,
ao “Profissionalismo” e à “Apresentação”,
respetivamente.
Relativamente ao ano anterior, e apesar dos
ligeiros decréscimos ao nível da “disponibili-
dade e solicitude” e do ”profissionalismo”, a
prestação volta a ser extraordinária (Gráfico
3-7).
Gráfico 3-7 Clientes que consideram a equipa técnico-comercial Muito Boa/Boa - Evolução 2011/12
Podemos observar mais pormenorizadamen-
te os parâmetros em análise, para o ano de
2012, no gráfico abaixo.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
Muito Boa Boa Nem Boa / Nem
Mau
Mau Muito Mau Não Sabe/Não
Responde
Disponibilidade e solicitude
Simpatia
Profissionalismo
Apresentação
75%
80%
85%
90%
95%
100%
105%
Disponibilidade e
solicitude
Simpatia Profissionalismo Apresentação
Ano 2011 Ano 2012
14
Gráfico 3-8 Caracterização da equipa técnico-comercial
Dia e Horário Acordados
Tal como podemos observar através do grá-
fico abaixo (Gráfico 3-9), apenas 7% dos cli-
entes não se recorda se o horário acordado
foi cumprido, o que significa que para os
restantes 93% que foram alvo de intervenções
nas suas instalações não foram registados
atrasos na hora acordada.
Gráfico 3-9 Cumprimento do horário acordado
No que diz respeito à execução do serviço os
resultados são extremamente positivos, pois
93% dos inquiridos viu a sua situação comple-
tamente resolvida, enquanto apenas 7% indi-
ca que a situação ficou parcialmente resol-
vida.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
Muito Boa Boa Nem Boa/Nem Mau Mau Muito Mau NS/NR
Disponibilidade e Solicitude
Simpatia
Profissionalismo
Apresentação
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Sim Não NS/NR
15
Gráfico 3-10 Resolução do problema
3.1.3. Clientes dos centros
de atendimento
Tendo em vista a avaliação da qualidade do
serviço prestado pelos centros de atendimen-
to da EDA, foram inquiridos 514 utentes que
visitaram as instalações dos mesmos, disper-
sos pela Região Autónoma dos Açores.
Observando o Gráfico 3-11verificámos que,
para o ano de 2012, os tempos de atendi-
mento e de espera são inferiores a quatro
minutos para cerca de 79% e 85% dos inquiri-
dos, respetivamente.
Gráfico 3-11 Atendimento e tempo de espera
Relativamente à qualidade do serviço dos
centros de atendimento, em 2012, a opinião
dos clientes que consideram o serviço como
“Muito Bom” ou “Bom” adota os valores de
98%, 97%, 98% e 98%, quanto à “Disponibili-
dade e Solicitude”, à “Simpatia”, ao “Profissi-
onalismo” e à “Apresentação”, respetiva-
mente.
Comparativamente ao ano de 2011, e ape-
sar de se verificar um insignificante decrésci-
mo de 1% na “Simpatia”, todos os outros as-
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Totalmente resolvido Parcialmente Resolvido NS/NR
Ano 2012
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
Até 4 Min. 5 a 9 Min. 10 a 19 Min. + 20 Min.
Tempo de Atendimento
Tempo de Espera
16
petos avaliados mostram que a qualidade do
serviço prestado nos centros de atendimento
da EDA consolida os valores de excelência
que vêm sendo alcançados (Gráfico 3-12).
Gráfico 3-12 Clientes que consideram o serviço prestado nos centros de atendimento Muito Bom/Bom - Evolu-
ção 2011/12
Os resultados que dizem respeito em exclusi-
vo ao ano de 2012 podem ser observados no
gráfico que se segue (Gráfico 3-13).
Gráfico 3-13 Qualidade do serviço prestado nos centros de atendimento
Os inquéritos realizados também permitiram
concluir que, na opinião dos utentes, o aspe-
to das instalações em relação à limpeza,
luminosidade, bem como arrumação, se
encontra entre o Bom e/ou Muito Bom
(Tabela 3-1).
50,0%
60,0%
70,0%
80,0%
90,0%
100,0%
110,0%
Disponibilidade e
solicitude
Simpatia Profissionalismo Apresentação
Ano 2011 Ano 2012
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
Muito Boa Boa Nem Boa/Nem Mau Mau Muito Mau NS/NR
Disponibilidade e solicitude
Simpatia
Profissionalismo
Apresentação
17
Tabela 3-1 Aspeto das instalações
Motivo de deslocação aos centros de
atendimento
O principal motivo referido pelos utentes alvo
deste inquérito para a sua deslocação aos
centros de atendimento foi o pagamento de
faturas. Como segundo motivo de desloca-
ção vêm os pedidos de informação (Tabela
3-2).
Tabela 3-2 Motivo de deslocação aos centros de
atendimento
3.1.4. Clientes residenciais
(Clientes família)
O grau de satisfação dos clientes residenciais
foi obtido através de um inquérito realizado
aos clientes com contacto telefónico atuali-
zado e abarcou uma amostra de 431 clien-
tes, dispersos por todas as ilhas.
Classificação global do serviço prestado
pela EDA
Abordando a opinião dos clientes residenci-
ais inquiridos, e tal como já vinha sendo regis-
tado nos anos anteriores, o serviço fornecido
pela EDA manteve os seus “scores” bastante
positivos, derivado ao facto do serviço ser
classificado como BOM ao nível do “Forne-
cimento de Energia”, do “Prestigio”, da “Con-
fiança” e do “Dinamismo” (Tabela 3-3).
Tabela 3-3 Comparação do serviço prestado (cli-
entes residenciais)
Na tabela abaixo (Tabela 3-4) podemos con-
sultar as diversas classificações alcançadas
em cada uma das ilhas alvo do inquérito.
Lojas
Vertente
Limpeza 5 4,46 4,94 4,18 4,48 4,59 4,61 4,23 4,37
Arrumação 5 4,46 4,94 4,15 4,41 4,59 4,61 4,22 4,34
Luminosidade 5 4,46 4,94 4,18 4,44 4,59 4,58 4,22 4,37
Vila do
PortoNordeste Povoação
Levada
PDL
Matriz
PDL
Ribeira
Grande
Vila
Franca
Angra
Heroísmo
Praia da
Vitória
Lojas
Vertente
Limpeza 4,29 4,91 4,27 4,29 4 4,24 4,06 4,79 4,42
Arrumação 4,38 4,91 4,27 4,33 3,78 4,24 4,15 4,71 4,41
Luminosidade 4,38 4,914 4,27 4,33 4,11 4,24 4,09 4,79 4,42
HortaSanta
Cruz Total
Santa
Cruz Velas Calheta
Madalena
Pico
S.
Roque
Lajes
Pico
Motivo Nº Clientes
Pagamento de facturas 76,2%
Pedido de domiciliação bancária 2,1%
Pedido de fornecimento de energia 1,6%
Pedido de alteração de contrato 2,2%
Pedido de intervenções técnicas
diversas1,6%
Pedido de informações 11,8%
Reclamação 1,2%
Fornecer leitura de electricidade 1,0%
Devolução monetária/pedido de
reembolso0,4%
Solicitar novo contador 0,2%
Cancelar contrato 0,4%
Entregar documentação 0,2%
Adquirir lâmpadas económicas 0,4%
Comunicar alteração de morada 0,2%
Realizar contrato 0,2%
Solicitar adiamento de pagamento 0,1%
Compra de telemóvel 0,2%
VertenteTotal
(2010)
Total
(2011)
Total
(2012)
Fornecimento de
Electricidade3,73 3,86 3,86
Prestígio 3,80 3,90 3,87
Confiança 3,80 3,92 3,91
Dinamismo 3,74 3,83 3,82
18
Tabela 3-4 Classificação global do serviço prestado (clientes residenciais)
Classificação global do atendimento por
parte da EDA
O atendimento é efetuado, por parte da
EDA, através do telefone, em loja, ou pela
equipa técnico-comercial.
Para os inquiridos que participaram neste
estudo, em 2012, o “Atendimento Telefónico”,
o “Atendimento ao Balcão” e o “Serviço
prestado pelo pessoal técnico-comercial”,
atingiram os valores de 63%, 69% e 63%, valo-
res estes considerados como “Muito
Bom/Bom”, respetivamente.
Relativamente a 2011, e quanto aos aspetos
em avaliação, constatámos que o serviço
prestado mantém a qualidade demonstrada
em anos transatos, denotando-se apenas um
ligeiro decréscimo de 3,3% quanto ao “Servi-
ço prestado pelo pessoal técnico-comercial”
e um suave aumento de 4% quanto ao
“Atendimento Telefónico”.
Gráfico 3-14 Evolução dos clientes residenciais que consideram o atendimento Muito Bom/Bom - Evolução
2011/12
Observando cada classificação, mais deta-
lhadamente, concluímos que a maioria dos
inquiridos avalia o desempenho por parte da
EDA como Muito Bom/Bom, no ano de 2012.
VertenteSanta
Maria
São
MiguelTerceira Graciosa
São
JorgePico Faial Flores Corvo
Fornecimento de
Electricidade3,80 4,01 3,59 3,67 3,87 4,07 3,68 3,63 4,00
Prestígio 3,90 4,02 3,54 4,20 4,07 3,96 3,71 3,88 4,00
Confiança 3,90 4,07 3,55 4,17 3,93 4,11 3,79 4,00 4,00
Dinamismo 4,00 3,94 3,56 4,00 3,87 4,07 3,52 3,88 4,00
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Atendimento Telefónico Atendimento Balcão Serviço prestado pelo pessoal
técnico-comercial
Ano 2011 Ano 2012
19
Gráfico 3-15 Caracterização do atendimento (Clientes residenciais
3.1.5. Clientes não residen-
ciais (Clientes empresa)
O grau de satisfação dos clientes não resi-
denciais foi obtido através de um inquérito
realizado aos clientes empresariais que
abrangeu um total de 24 clientes, dispersos
por várias ilhas.
Classificação global do atendimento por
parte da EDA
O atendimento efetuado pela EDA aos clien-
tes não residenciais (empresas) é geralmente
realizado por telefone ou pela equipa técni-
co-comercial.
Para o ano de 2012 e relativamente à quali-
dade do “Atendimento Telefónico”, a opini-
ão dos clientes que consideram o serviço
como “Muito Bom/Bom” atingiu valores bas-
tante satisfatórios na ordem dos 58%. No que
diz respeito ao “Serviço prestado pela equipa
técnico-comercial” registou-se 79% (Gráfico
3-16).
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
50%
Muito Bom Bom Nem Bom/Nem Mau Mau
Atendimento Telefónico
Atendimento Balcão
Serviço prestado pelo pessoal técnico-
comercial
0%
5%
10%
15%
20%
25%
Muito Mau Nunca utilizou/Não conhece NS/NR
Atendimento Telefónico
Atendimento Balcão
Serviço prestado pelo pessoal técnico-comercial
20
Gráfico 3-16 Caracterização do atendimento (Clientes não residenciais)
Olhando para 2011 em termos comparativos,
verificámos ligeiros decréscimos sem qual-
quer expressão, o que significa que a quali-
dade do serviço se mantém consolidada em
valores como “Bom” e “Muito Bom”, (Gráfico
3-17).
Gráfico 3-17 Evolução dos clientes empresariais que consideram o atendimento Muito Bom/ Bom - Evolução
2011/12
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
Muito Boa Boa Nem Boa / Nem Mau Mau Muito Mau NS/NR
Atendimento Telefónico
Serviço prestado pelo pessoal técnico-
comercial
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
Atendimento Telefonico Serviço prestado pelo pessoal técnico-comercial
Ano 2011 Ano 2012
21
Classificação Global do Serviço Prestado
pela EDA
O quadro seguinte descreve o score médio
da opinião global dos entrevistados sobre
alguns aspetos relativos à EDA.
Tabela 3-5 Caracterização global do serviço pres-
tado (Clientes não residenciais)
Em relação ao ano anterior, os resultados
alcançados em 2012 comprovam que, na
ótica dos clientes empresariais, a EDA tem
consolidado as suas boas prestações relati-
vamente aos aspetos analisados, resultados
estes que comprovam o esforço da EDA na
busca do serviço mais apropriado que permi-
ta servir os seus clientes com a melhor eficá-
cia e qualidade possíveis.
Tabela 3-6 Comparação do serviço prestado (Cli-
entes não residenciais)
VertenteSão
MiguelTerceira Faial Total
Fornecimento de
Eletricidade3,78 4,25 4,00 3,88
Prestígio 3,83 4,00 4,00 3,88
Confiança 3,72 4,00 4,00 3,79
Dinamismo 3,61 4,00 3,50 3,67
VertenteTotal
(2010)
Total
(2011)
Total
(2012)
Fornecimento de
Electricidade3,50 3,86 3,88
Prestígio 3,70 3,91 3,88
Confiança 3,48 3,77 3,79
Dinamismo 3,44 3,59 3,67
22
3.2. Qualidade de serviço comercial
3.2.1. Indicadores gerais
Perspetivando avaliar o relacionamento co-
mercial que os operadores de re-
de/comercializadores têm com os clientes
foram criados os Indicadores Gerais de Qua-
lidade de Serviço, indicadores estes que es-
tabelecem o nível mínimo de qualidade de
serviço a assegurar pela entidade comerciali-
zadora, neste caso, a EDA.
Na Tabela 3-7 são apresentados os indicado-
res estabelecidos e quantificados no artigo
30º do RQS em vigor e as respectivas realiza-
ções.
A EDA apenas tem contratos com clientes
vinculados, pelo que não apresenta qualquer
indicador para clientes não vinculados
Abordando a tabela seguinte podemos
comprovar que, no ano de 2012, não só to-
dos os indicadores da qualidade de serviço
comercial são plenamente cumpridos por
parte da EDA, como até, na sua grande mai-
oria, são superados os valores obtidos no ano
anterior.
A existência de 9 ilhas representa dificuldades
acrescidas tanto do ponto de vista da gestão
do sistema electroprodutor como da perspe-
tiva do relacionamento comercial, pois a
dispersão de recursos humanos, a necessida-
de destes desempenharem múltiplas tarefas,
por vezes em distintas áreas de negócio, são
fatores determinantes no desempenho quali-
tativo do serviço prestado. Dado que os re-
cursos são escassos em algumas ilhas, deter-
minadas contingências, como por exemplo o
absentismo por razões de saúde (ou outras),
são obstáculos delimitadores ao normal fun-
cionamento dos serviços, e ao cumprimento
dos padrões de qualidade estabelecidos.
23
Tabela 3-7 Indicadores gerais do relacionamento comercial
Percentagem de orçamentos de ramais
de baixa tensão elaborados no prazo
máximo de 20 dias úteis
O ponto 7.3.1. do anexo 2 do RQS determina
que, para o cálculo deste indicador, estão
excluídos os casos de inexistência de rede de
distribuição no local onde se localiza a insta-
lação de utilização a alimentar, assim como,
os casos em que existindo rede, seja necessá-
rio reforçar a mesma.
No Gráfico 3-18 estão representados os des-
vios verificados em 2012 entre a realização e
o padrão exigido pelo RQS (95%) relativa-
mente ao indicador em estudo.
Analisando o seguinte gráfico podemos con-
cluir que o padrão exigido pelo RQS foi to-
talmente cumprido em todas as ilhas, sendo
que, na ilha com resultado menos expressivo
(Santa Maria), ainda assim, este padrão é
ultrapassado em 3,59 pontos percentuais.
Essencial será salientar que 4 das 9 ilhas (Gra-
ciosa, Faial, Flores e Corvo) ultrapassaram o
padrão em 5 pontos percentuais, ou seja,
obtiveram 100% de eficácia.
Globalmente, assistimos a um acréscimo de
4,58% face aos 95% impostos pelo RQS, isto
porque, dos 5 221 orçamentos que foram
solicitados, 5 199 foram respondidos dentro
do prazo dos 20 dias úteis.
Indicadores GeraisPadrão
(%)
Realização
2010 (%)
Realização
2011 (%)
Realização
2012 (%)
Percentagem de orçamentos de ramais e chegadas
em BT deverão ser elaborados até 20 dias úteis.95 98,89 99,70 99,58
Percentagem dos ramais e chegadas em BT deverão
ser executados até 20 dias úteis.95 98,17 98,48 98,75
Percentagem de ligações à rede de instalações de BT
que deverão ser executadas até 2 dias úteis, após
celebração do contrato de fornecimento de energia
eléctrica.
90 100,00 99,68 99,94
Percentagem de atendimentos com tempos de espera
até 20 minutos nos centros de atendimento90 96,57 98,49 98,58
Percentagem de atendimentos com tempos de espera
até 60 segundos, no atendimento telefónico centralizado.80 93,95 93,76 87,89
Percentagem de clientes com tempo de reposição de
serv iço até 4 horas, na sequência de interrupções de
fornecimento acidentais.
80 98,83 99,44 95,21
Percentagem de reclamações apreciadas e respondidas
até 15 dias úteis.95 99,49 99,37 100,00
Percentagem de pedidos de informação, apresentados
por escrito, respondidos até 15 dias úteis.90 100,00 99,44 100,00
Percentagem de clientes de BT cujo contador tenha sido
objecto de pelo menos uma leitura durante o último ano
civ il.
98 98,87 98,66 98,52
24
Gráfico 3-18 Elaboração de orçamentos de pedidos de fornecimento de energia
Percentagem de ramais de baixa tensão
executados no prazo máximo de 20 dias
úteis
Para o cálculo do indicador “Percentagem
de ramais de baixa tensão executados no
prazo máximo de 20 dias úteis”, está estipula-
do no ponto 7.3.1 do anexo 2 do RQS que só
devem ser considerados os tempos que de-
correm desde a data em que são acordadas
as condições económicas de realização dos
trabalhos até à sua conclusão, excluindo-se
os casos de inexistência de rede de distribui-
ção no local onde se situa a instalação de
utilização a alimentar, bem como os casos
em que, existindo rede, seja necessário pro-
ceder ao seu reforço.
As diferenças entre a realização e o padrão
exigido no RQS (95%) relativamente a este
indicador podem ser observadas no Gráfico
3-19.
Analisando o gráfico seguinte concluímos
que o padrão exigido pelo RQS foi suplanta-
do em todas as ilhas, sendo que, em 3 das 9
ilhas (Faial, Flores e Corvo), esse padrão foi
superado em 5 pontos percentuais, sinónimo
da eficácia revelada pelas equipas da EDA
nessas ilhas.
A execução atempada de 4810 ramais dos
4871 solicitados fez com que, no geral, a EDA
superasse o limite mínimo de realização exi-
gido em 3,75% relativamente a este indica-
dor.
92%
93%
94%
95%
96%
97%
98%
99%
100%
Santa
Maria
São
Miguel
Terceira Graciosa São
Jorge
Pico Faial Flores Corvo EDA
25
Gráfico 3-19 Execução de pedidos de fornecimento de energia
Percentagem de ativações de forneci-
mento de instalações de baixa tensão,
executadas no prazo máximo de dois
dias úteis após a celebração do contra-
to de fornecimento de energia elétrica
Conforme estabelecido no ponto 7.3.2 do
anexo 2 do RQS, no cálculo deste indicador
não são consideradas as ligações em que o
cliente solicite uma data de ligação posterior
aos dois dias úteis regulamentarmente esta-
belecidos, sendo que também não são con-
sideradas situações onde a ligação não é
executada por facto imputável ao cliente.
Por outro lado, no seu cálculo apenas são
tidas em conta as situações em que o ramal
já se encontra estabelecido, que envolvam
somente a colocação ou operação de equi-
pamentos de corte ao nível da portinhola, da
caixa de coluna, a ligação ou montagem do
contador de energia elétrica e do disjuntor
de controlo de potência, ou ainda situações
onde o contador já está montado.
Relativamente a este indicador, podemos
observar as variações verificadas entre a
realização e o padrão exigido no RQS (90%)
no Gráfico 3-20.
Assim, visto que a variação entre o padrão
exigido e o resultado alcançado foi de 9,94%,
fruto da total eficácia alcançada em 7 das 9
ilhas do Arquipélago, podemos comprovar
que o padrão estipulado foi largamente ul-
trapassado, o que revela uma vez mais que
também nesta matéria a EDA consolida a
excelência que caracteriza o seu serviço.
92%
93%
94%
95%
96%
97%
98%
99%
100%
Santa
Maria
São
Miguel
Terceira Graciosa São
Jorge
Pico Faial Flores Corvo EDA
26
Gráfico 3-20 Tempo médio de ligação
Percentagem de atendimentos com
tempos de espera até 20 minutos nos
centros de atendimento
De acordo com o estipulado no ponto 7.3.3
do anexo 2 do RQS e no caso concreto do
atendimento presencial dos centros de aten-
dimento, o cálculo do respetivo indicador é
determinado pelo tempo que medeia entre
o instante em que a senha é retirada, sendo
atribuído o número de ordem, e o início do
atendimento. Este deve ser calculado para
cada um dos três centros de atendimento
com maior número de utentes. Assim sendo,
a análise irá recair nas ilhas de São Miguel e
Terceira, pois é nestas ilhas que se encontram
os centros de atendimento com maior fluxo
de clientes.
A análise do Gráfico 3-21, que representa os
desvios da realização face ao padrão exigi-
do no RQS (90%), permite-nos concluir que a
EDA não só cumpriu o limite estabelecido,
como chegou a ultrapassá-lo em 8,58 pontos
percentuais.
Gráfico 3-21 Tempo de espera nos centros de atendimento até 20 minutos
84%
86%
88%
90%
92%
94%
96%
98%
100%
Santa
Maria
São
Miguel
Terceira Graciosa São
Jorge
Pico Faial Flores Corvo EDA
84%
86%
88%
90%
92%
94%
96%
98%
100%
Matriz de Ponta
Delgada
Angra do Heroísmo Ribeira Grande Total Lojas
27
Percentagem de atendimentos com
tempos de espera até 60 segundos no
atendimento telefónico centralizado
O indicador relativo ao atendimento telefó-
nico é determinado tendo em conta o tem-
po que decorre entre o primeiro sinal de
chamada e o instante em que a chamada é
atendida, conforme está disposto no ponto
7.3.3 do anexo 2 do RQS.
Atendendo a que o Gráfico 3-22 apresenta
as diferenças verificadas entre a realização e
o padrão estabelecido regulamentarmente
(80%) no indicador “Atendimentos com tem-
pos de espera até 60 segundos no atendi-
mento telefónico centralizado”, concluímos
que o padrão estipulado foi plenamente
cumprido. O atendimento de 254 745 cha-
madas (para um total de 289 845) num espa-
ço temporal inferior a 60 segundos, fez com
que o padrão fosse largamente ultrapassado
em 7,89 pontos percentuais, evidenciando
uma vez mais a eficácia deste serviço.
Gráfico 3-22 Atendimento telefónico com tempos de espera inferiores a 60 segundos
Percentagem de clientes com tempo de
reposição de serviço até 4 horas, na se-
quência de interrupções de fornecimen-
to acidentais
Está estipulado no ponto 7.3.4 do anexo 2 do
RQS que, para o cálculo do indicador “Per-
centagem de clientes com tempo de reposi-
ção de serviço até 4 horas, na sequência de
interrupções de fornecimento acidentais”,
apenas deve ser considerada a reposição de
serviço na sequência de interrupções longas
com causas imprevistas.
É possível constatar, através dos desvios exis-
tentes entre a realização e o limite mínimo
imposto no RQS (80%) que, para o indicador
em estudo, o padrão regularmente estipula-
do foi amplamente superado.
No ano de 2012 ocorreram cerca de 1 134
350 interrupções em clientes da EDA, porém,
apenas 54 324 tiveram tempos de reposição
de serviço superiores ao estipulado pelo RQS,
perfazendo assim, ao nível do cumprimento
do indicador, uma realização que atingiu o
valor de 95,21%.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez EDA
28
Gráfico 3-23 Percentagem de clientes com reposição de serviço até 4 horas
Percentagem de reclamações aprecia-
das e respondidas até 15 dias úteis
Para o cálculo deste indicador devem ser
consideradas todas as reclamações apresen-
tadas, sejam elas de natureza comercial ou
técnica, de acordo com o estabelecido no
ponto 7.3.5 do anexo 2 do RQS.
As variações existentes entre a realização e o
padrão estabelecido no RQS (95%) encon-
tram-se visíveis no Gráfico 3-24 e, através da
análise do mesmo, concluímos que o indica-
dor não só ultrapassou o padrão estipulado,
como atingiu a sua plenitude.
A realização global atingiu os 100%, dado
que todas as reclamações apresentadas (1
944) foram apreciadas e respondidas dentro
do prazo estipulado pelo RQS.
Gráfico 3-24 Percentagem de reclamações apreciadas e respondidas até 15 dias úteis
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Santa
Maria
São
Miguel
Terceira Graciosa São
Jorge
Pico Faial Flores Corvo EDA
92%
93%
94%
95%
96%
97%
98%
99%
100%
Santa
Maria
São
Miguel
Terceira Graciosa São
Jorge
Pico Faial Flores Corvo EDA
29
Percentagem de pedidos de informa-
ção, apresentados por escrito, respondi-
dos até 15 dias úteis
Quanto aos pedidos de informação que a
EDA recebeu por escrito, está estabelecido
no RQS que 90% destes pedidos sejam res-
pondidos até 15 dias úteis.
Sabendo que o padrão estipulado pelo RQS
para este indicador é de 90% e o desvio entre
a realização e o padrão exigido (Gráfico
3-25) atinge os 10%, concluímos que o limite
regulamentar foi cumprido integralmente,
salientando que todos os pedidos de infor-
mação recebidos foram respondidos antes
dos 15 dias úteis.
Gráfico 3-25 Percentagem de pedidos de informação respondidos até 15 dias úteis
Percentagem de clientes de baixa ten-
são normal cujo contador tenha sido
objeto de pelo menos uma leitura duran-
te o último ano civil
Tal como previsto no ponto 7.3.6 do anexo 2
do RQS e para clientes com potência contra-
tada igual ou inferior a 41,4 kVA, para o cál-
culo deste indicador são consideradas as
leituras efetuadas pela entidade concessio-
nária do transporte e distribuição e pelo clien-
te. As segundas habitações em que o conta-
dor não se encontra disponível para a leitura,
não são consideradas no seu cálculo, con-
forme estabelecido regularmente.
Nos termos do RQS, os contadores dos clien-
tes de baixa tensão devem ser lidos uma vez
por cada ano civil.
Tabela 3-8 Contadores não lidos
De acordo com as variações entre a realiza-
ção e o limite estabelecido regulamentar-
mente (98%) para o indicador “Clientes de
baixa tensão normal cujo contador tenha
sido objeto de pelo menos uma leitura duran-
te o último ano civil”, patentes no Gráfico
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Santa
Maria
São
Miguel
Terceira Graciosa São
Jorge
Pico Faial Flores Corvo EDA
I lha Contadores não lidos
Santa Maria 16
São Miguel 954
Terceira 449
Graciosa 12
São Jorge 110
Pico 79
Faial 103
Flores 2
Corvo 0
EDA 1725
30
3-26, constata-se que o padrão foi exem-
plarmente cumprido em toda a Região.
Gráfico 3-26 Contadores BTN com uma leitura
97,0%
97,5%
98,0%
98,5%
99,0%
99,5%
100,0%
Santa
Maria
São
Miguel
Terceira Graciosa São
Jorge
Pico Faial Flores Corvo EDA
31
3.2.2. Indicadores Individuais
Visando caracterizar e avaliar o desempenho
que a entidade concessionária tem de asse-
gurar a cada cliente, surgiram os indicadores
individuais de relacionamento comercial. Os
níveis mínimos exigidos estão previstos no
artigo 37º do Regulamento de Qualidade de
Serviço, assim como o pagamento de uma
compensação monetária pelo incumprimen-
to dos mesmos. O pagamento da referida
compensação deve ser efetuado na primeira
fatura emitida até 45 dias úteis após a data
da ocorrência do facto que originou o direito
à compensação. A Tabela 3-9 permite-nos
observar os indicadores individuais da quali-
dade a avaliar no relacionamento comercial.
Tabela 3-9 Indicadores individuais e padrões da qualidade comercial
Visitas às instalações dos clientes
O procedimento corrente da estrutura de
atendimento da EDA prevê que se informem
os clientes no que se refere ao direito de op-
ção que lhes assiste para poderem optar
pela marcação de uma ordem programada
(OPCC – Ordem programada com os Clien-
tes), que garanta um intervalo de três horas,
durante o qual os técnicos ao serviço da EDA
assegurarão a sua presença para a realiza-
ção de qualquer trabalho que exija, tam-
bém, a presença dos clientes nos locais da
instalação. Alternativamente, a EDA também
informa os clientes que poderão optar por
serem contactados imediatamente antes de
se dirigirem à instalação, combinando uma
hora que possa melhor servir ambas as partes,
evitando esperas prolongadas e situações de
absentismo que poderão sobretudo penalizar
os clientes que não terão outra alternativa
senão a de faltarem ao serviço ou a solicita-
rem dispensa do mesmo. A realidade da
Região Autónoma dos Açores, onde as aces-
sibilidades são facilitadas (distâncias mais
curtas a cumprir), permitem à maioria dos
clientes optar por esta última prerrogativa.
Com estas medidas procura-se otimizar o
funcionamento das equipas, evitando-se
deslocações infrutíferas às instalações dos
clientes, possíveis atrasos nas visitas às instala-
ções de outros clientes, bem como esperas
excessivas por parte destes.
Focando o ano de 2012, e considerando o
procedimento descrito, não se verificaram
Indicadores Indiv iduais Padrões
Visitas às instalações dos clientesCumprimento do intervalo de 3 horas combinado
para a realização da v isita
Início da intervenção nos seguintes prazos máximos:
- Clientes de baixa tensão (BT):
· Zonas A e B - quatro horas;
· Zonas C - cinco horas;
· Restantes clientes - quatro horas.
Retoma do fornecimento nos seguintes prazos máximos:
·Até às 17 horas do dia seguinte àquele em que
se verificou a regularização da situação, no caso dos
clientes de BT;
·No período de 8 horas, a contar do momento.
de regularização da situação, para os restantes clientes.
Apreciação no prazo máximo de 15 dias úteis
Retoma do fornecimento de energia eléctrica após
suspensão do serv iço por facto imputável ao cliente.
Tratamento de reclamações - Facturação ou Cobrança,
características técnicas da tensão e funcionamento do
equipamento de contagem.
Assistência técnica após comunicação, pelo cliente, de
avaria na sua alimentação indiv idual de energia
eléctrica.
32
visitas às instalações dos clientes fora do in- tervalo de 3 horas previsto no RQS.
Tabela 3-10 Ordens programadas com o cliente
Assistência técnica após comunicação,
pelo cliente, de avaria na sua alimenta-
ção individual de energia elétrica
De acordo com o art.º 35 do RQS sempre que
a entidade concessionária do transporte e
distribuição tenha conhecimento de avarias
na alimentação individual de energia elétrica
dos seus clientes, deve dar início à interven-
ção dos trabalhos com o objetivo do seu
restabelecimento no máximo de 4 horas,
para clientes de baixa tensão das zonas de
qualidade de serviço A e B, 5 horas se for da
zona C. Se a comunicação da avaria à enti-
dade concessionária do transporte e distri-
buição for efetuada fora do período das 8 às
23 horas, os prazos atrás indicados apenas
começam a contar a partir das 8 horas da
manhã seguinte.
Em 2012 foram identificadas 86 situações de
incumprimento dos padrões definidos no art.º
supracitado, das quais 84 são de clientes BTN
com potência <=20,7 kVA e 2 são de clientes
com potência => 20,7 kVA, e, de acordo com
o n.º 6 do art.º 47 do RQS, foi efetuado o pa-
gamento de compensações no montante de
1 310,00€.
Importante será realçar que, se a avaria co-
municada à entidade concessionária se si-
tuar na instalação individual do cliente e for
da sua responsabilidade, a entidade conces-
sionária pode exigir-lhe o pagamento de
uma quantia referente à deslocação efetua-
da (preço regulado).
Tal como nos mostra a Tabela 3-11, durante o
ano de 2012 verificaram-se 833 avarias co-
municadas que se situaram na instalação do
cliente, sendo 821 referentes a clientes BTN,
10 a clientes BTE e 2 a clientes MT. Estas avari-
as deram origem a uma indemnização de
6.557,50€ a favor da EDA, dos quais 6 407,50€
de consumidores de baixa tensão (BTN –
6.157,50€ e BTE – 250€) e 150€ de consumido-
res de média tensão.
Quantidade Fora de intervalo EDA Cliente
Santa Maria 0 0 0 0
São Miguel 40 0 0 0
Terceira 30 0 0 0
Graciosa 0 0 0 0
São Jorge 1 0 0 0
Pico 2 0 0 0
Faial 4 0 0 0
Flores 0 0 0 0
Corvo 0 0 0 0
Totais 77 0 0 0
I lha
OPCCResponsabilidade do fora de
intervalo
33
Tabela 3-11 Compensações pagas pelos clientes
Retoma do fornecimento de energia
elétrica após suspensão do serviço por
facto imputável ao cliente
Estão definidos no RQS os factos imputáveis
aos clientes que podem levar à suspensão do
fornecimento de energia elétrica. A partir do
momento em que esteja debelada a situa-
ção que levou à suspensão do serviço e li-
quidados os pagamentos determinados le-
galmente, a entidade concessionária de
transporte e distribuição tem um prazo máxi-
mo, tal como estabelecido no RQS, para
restabelecer o fornecimento de energia elé-
trica na instalação individual do cliente.
Analisando a Tabela 3-12 podemos apurar
que das 12 881 reposições do fornecimento
de energia elétrica efetuadas após suspen-
são do serviço por facto imputável ao clien-
te, apenas uma não foi efetuada dentro do
prazo estipulado pelo RQS.
Tabela 3-12 Retoma do fornecimento de energia elétrica após suspensão do serviço por facto imputável ao
cliente
Tratamento de reclamações relativas a
faturação e cobranças
Sempre que um cliente da concessionária do
transporte e distribuição da RAA apresentar
uma reclamação relativa a faturação ou
cobrança, o RQS obriga a entidade conces-
sionária de transporte e distribuição a apreci-
ar e informar o cliente do resultado da apre-
ciação ou propor uma reunião de forma a
promover o completo esclarecimento do
assunto, no prazo máximo de 15 dias, após a
data de receção da reclamação.
De acordo com a Tabela 3-13, e da totalida-
de das 150 reclamações recebidas, verifica-
se que não houve reclamações respondidas
fora do prazo, estando apenas 6 pendentes
de resposta.
Número Valor (€) Número Valor (€) Número Valor (€)
Santa Maria 20 150,00 1 25,00 0 0,00
São Miguel 259 1942,50 3 75,00 0 0,00
Terceira 364 2730,00 1 25,00 0 0,00
Graciosa 23 172,50 2 50,00 0 0,00
São Jorge 39 292,50 0 0,00 0 0,00
Pico 51 382,50 3 75,00 0 0,00
Faial 53 397,50 0 0,00 2 150,00
Flores 12 90,00 0 0,00 0 0,00
Corvo 0 0,00 0 0,00 0 0,00
Total EDA 821 6157,50 10 250,00 2 150,00
MT
I lha
BTN BTE
I lhaNúmero Fora do prazo (Nº) Dentro do prazo (Nº) Dentro do prazo (%)
Santa Maria 381 0 381 100,00
São Miguel 5537 0 5537 100,00
Terceira 3562 0 3562 100,00
Graciosa 289 0 289 100,00
São Jorge 492 1 491 99,80
Pico 1293 0 1293 100,00
Faial 1074 0 1074 100,00
Flores 230 0 230 100,00
Corvo 23 0 23 100,00
EDA 12881 1 12880 99,99
34
Tabela 3-13 Tratamento de reclamações relativas a faturação e cobranças
Reclamações relativas às características
técnicas da tensão
Está estabelecido no artigo 43º do RQS que a
entidade concessionária do transporte e
distribuição deve dar resposta ao cliente, por
escrito, informando que efetuou o tratamen-
to da reclamação, considerando a reclama-
ção improcedente ou justificando a falta de
qualidade da tensão de alimentação, junto
com as ações corretivas e o seu prazo de
implementação. A EDA promoverá sempre
uma visita à instalação do cliente de forma a
verificar a qualidade da tensão e analisar a
eventual causa do sucedido. Estas ações
devem ser implementadas dentro do prazo
de 15 dias úteis após receção da reclama-
ção.
Quanto ao indicador em estudo, e segundo
a Tabela 3-14, constata-se que das 40 recla-
mações recebidas apenas 4 estão penden-
tes de resposta, não se verificando nesta
matéria casos de resposta fora do prazo esti-
pulado pelo RQS.
Tabela 3-14 Reclamações relativas às características técnicas da tensão
I lha
Grupo de
AcçãoEntradas Respondidas
Respondidas dentro
do prazo do RQS
Respondidas fora
do prazo do RQSPendentes
Facturação 1 1 1 0 0
Cobrança 0 0 0 0 0
Facturação 29 26 26 0 3
Cobrança 54 53 53 0 1
Facturação 16 16 16 0 0
Cobrança 19 20 20 0 0
Facturação 1 1 1 0 0
Cobrança 3 3 3 0 0
Facturação 1 0 0 0 1
Cobrança 1 1 1 0 0
Facturação 5 5 5 0 0
Cobrança 6 6 6 0 0
Facturação 3 3 3 0 0
Cobrança 6 5 5 0 1
Facturação 1 1 1 0 0
Cobrança 4 4 4 0 0
Facturação 0 0 0 0 0
Cobrança 0 0 0 0 0
Facturação 57 53 53 0 4
Cobrança 93 92 92 0 2Total EDA
Santa Maria
São Miguel
Terceira
Graciosa
São Jorge
Pico
Faial
Flores
Corvo
I lhaEntradas Respondidas
Respondidas fora
do prazo do RQS
Respondidas dentro
do prazo do RQS (%)Pendentes
Santa Maria 0 0 0 0 0
São Miguel 18 18 0 18 0
Terceira 18 15 0 15 3
Graciosa 0 0 0 0 0
São Jorge 0 0 0 0 0
Pico 3 2 0 2 1
Faial 1 1 0 1 0
Flores 0 0 0 0 0
Corvo 0 0 0 0 0
Total EDA 40 36 0 36 4
35
Reclamações relativas a sistemas de
contagem
As reclamações relativas ao funcionamento
do equipamento de contagem devem ser
acompanhadas da descrição de factos que
coloquem em evidência a possibilidade do
equipamento estar a funcionar fora das mar-
gens de erro admitidas regulamentarmente.
A entidade concessionária do transporte e
distribuição deve proceder à verificação dos
factos na instalação do cliente num prazo
máximo de 15 dias úteis.
Analisando a Tabela 3-15 conclui-se que, no
ano de 2012, todas as reclamações efetua-
das relativas aos sistemas de contagem obti-
veram resposta dentro dos prazos limites es-
tabelecidos no regulamento de qualidade
de serviço.
As duas reclamações que estão pendentes
encontram-se neste estado por motivos de
validação técnica final.
Tabela 3-15 Reclamações relativas a sistemas de contagem
I lha
Grupo de
acçãoEntradas Respondidas
Respondidas fora
do prazo do RQS
Respondidas dentro
do prazo do RQS (%)Pendentes
Santa MariaSistema de
Contagem8 8 0 8 0
São MiguelSistema de
Contagem66 67 0 67 1
TerceiraSistema de
Contagem35 34 0 34 1
GraciosaSistema de
Contagem0 0 0 0 0
São JorgeSistema de
Contagem5 5 0 5 0
PicoSistema de
Contagem7 7 0 7 0
FaialSistema de
Contagem2 2 0 2 0
FloresSistema de
Contagem4 4 0 4 0
CorvoSistema de
Contagem1 1 0 1 0
Total EDASistema de
Contagem128 128 0 128 2
36
3.3. Clientes com necessidades especiais
Nos artigos 27º, 28º e 29º do Regulamento da
Qualidade de Serviço estão estabelecidas
um conjunto de regras destinadas a acaute-
lar um relacionamento comercial com quali-
dade entre os operadores de re-
de/comercializadores e os clientes com ne-
cessidades especiais.
Além de manter os contactos anteriormente
estabelecidos com um vasto conjunto de
associações de deficientes, a EDA encontra-
se também a validar todos os dados forneci-
dos previamente pelas mesmas, de forma a
garantir que a sua base de dados esteja
permanentemente atualizada. Paralelamen-
te continuam a ser desenvolvidos esforços
junto da Direção Regional de Solidariedade e
Segurança Social e de outras entidades re-
presentativas dos interesses dos clientes alvo,
com vista à recolha de mais informação cor-
relacionada. Em simultâneo com as ações
acima descritas, encontram-se disponíveis,
em todos os centros de atendimento comer-
cial, folhetos informativos e impressos de re-
gisto para clientes com necessidades especi-
ais.
Apesar de todos os esforços desenvolvidos no
sentido de ter o máximo de informação em
relação aos seus clientes com necessidades
especiais, a EDA não tem obtido a reciproci-
dade necessária e legitimamente esperada
da parte dos clientes, o mesmo acontecendo
em relação às suas instituições representati-
vas.
Na Tabela 3-16 encontra-se disposto o núme-
ro de clientes registado com necessidades
especiais.
Tabela 3-16 Número de clientes com necessidades especiais registados
Ilha Concelho Auditivos
Motores c\
cadeiras de
rodas
VisuaisDependentes de
equipamentos médicos
Total
Santa Maria Vila do Porto 1 1 2
Ponta Delgada 2 25 13 40
Lagoa 1 6 1 8
Vila Franca do Campo 0 0
Povoação 0 0
Nordeste 1 1 2
Ribeira Grande 5 1 6
Angra do Heroismo 2 6 8
Praia da Vitoria 2 1 3
Graciosa Santa Cruz da Graciosa 0 0
Calheta S. Jorge 1 0 1
Velas 3 3 6
Lajes do Pico 1 1 2
Madalena 4 1 0 5
São Roque do Pico 0 0
Faial Horta 5 3 8
Stª. Cruz das Flores 0 0
Lajes das Flores 0 0
Corvo Vila Nova do Corvo 0 0
EDA 3 5 52 31 91
Flores
São Miguel
Terceira
São Jorge
Pico
37
3.4. Ações mais relevantes para garantia da qualidade de serviço
de âmbito comercial
Política da Qualidade
Decorrente do processo de confirmação e
acompanhamento da condição de empresa
acreditada segundo a norma ISO 9001, foram
realizadas, como habitualmente, várias audi-
torias, incluindo a auditoria externa de reno-
vação, por mais 3 anos, da Certificação da
atividade de comercialização de energia,
potência e serviços conexos, levada a efeito
pela SGS ICS, sendo os resultados inteiramen-
te demonstrativos, uma vez mais, da exce-
lência dos serviços oferecidos pela EDA.
Upgrade tecnológico e funcional do call
center da Eda
Foi concluída a fase de evolução tecnológi-
ca do sistema aplicacional afeto ao Call
Center da EDA, através da implementação
de uma solução de telefonia IP Altitude Vbox
(com redundância), incluindo a instalação
de um novo ambiente aplicacional de de-
senvolvimento e produção, a adaptação de
scripts IVR, conversão de scripts de operador,
migração das funcionalidades da central
telefónica da Alcatel para a solução IP e das
configurações atuais para a nova solução,
bem como a configuração a instalação de
uma solução de reporting e Widgets de
“Wallboard”, em substituição do painel mural
anterior.
Projeta-se, para 2013 a realização da com-
ponente funcional que irá ter um impacto
direto no serviço aos clientes, designadamen-
te ao nível da construção e alteração de
scripts de voz dirigidos ao atendimento au-
tomático e a campanhas de “outbound”,
preparação de listagens para notificação
dirigida aos clientes com corte eminente
(“dunning” de dívida”), preparação de lista-
gens para emissão e envio de sms e e-mail,
gestão descentralizada do atendimento e
reencaminhamento para serviços ou apoio
em “back office” e eventual interface de
registos de incidentes com o SGI (Sistema de
Gestão de Incidentes), designadamente
para reporte atempado de interrupções pro-
gramadas com afetação a locais de consu-
mo.
Alterações Decorrentes do Novo Período
Regulatório 2012-2014
À semelhança do que já acontecia em Por-
tugal continental e, em parte, na RAM, foram
implementadas, na RAA, novas regras para
clientes com potências contratadas superio-
res a 41,4 kVA, que passaram, todos, para a
opção tarifária de BTE, com evidência de
vantagens comerciais para o cliente, na es-
magadora maioria dos casos, obrigando à
substituição plena dos sistemas de contagem
instalados.
Do mesmo modo, foram adotados os proce-
dimentos necessários à entrada do primeiro
escalão da tarifa de energia reativa (0,3 ≤ tg
<0,4), dos clientes afetos aos segmentos
tarifários BTE e MT, situação que obrigou à
reparametrização, quer do sistema aplicaci-
onal comercial, quer dos equipamentos de
medida instalados.
Ainda em 2012, atuando em correspondên-
cia com o anúncio da extinção da tarifa de
IP para 2013, a EDA efetuou a simulação de
todos os contratos com vista a disponibilizar
informação adequada e atempada a uma
tomada de decisão pelos clientes.
Ações de caráter promocional junto dos
clientes
Deu-se continuidade às iniciativas de gestão,
particularmente em matéria de atendimento,
visando privilegiar o incremento da proativi-
38
dade no apoio às decisões dos clientes, quer
o que se refere às opções tarifárias a seguir,
designadamente ao nível da adesão às tari-
fas mais eficientes para o segmento de clien-
tes que privilegiam o consumo doméstico ( <=
20,7 kVA e > 2,3 kVA ), quer ao processo de
promoção da fatura eletrónica e do acesso
remoto dos clientes ao aplicacional EdaOnli-
ne.
Projeto Loja Móvel
Projetando uma estratégia de maior aproxi-
mação aos clientes, a EDA avançou, em
meados de 2012, com a aquisição de uma
viatura 100% elétrica, destinada a servir como
loja comercial móvel, proporcionando aos
clientes das zonas com maior dificuldade de
acesso e dispersão geográfica na ilha de São
Miguel, um serviço em tudo similar àquele
que lhes é proporcionado na restante rede
de lojas e centros de energia da EDA.
Trata-se de uma ação que se considera que
venha a ter alguma relevância apenas em
2013, após desenvolvimento de alguma inte-
ração a partir das novas funcionalidades de
“outbound” do Call Center.
39
4. Continuidade de serviço
Ao nível da continuidade de serviço, a qua-
lidade é aferida através de indicadores
gerais para as redes de transporte, de distri-
buição em média tensão (MT) e distribuição
em baixa tensão (BT), bem como indicado-
res individuais para as mesmas redes.
O ano de 2012 apresenta uma evolução
desfavorável dos indicadores de continui-
dade de serviço da Região Autónoma dos
Açores. Este ano foi marcado por um Inver-
no rigoroso, e pela passagem de dois fura-
cões, em Agosto e Setembro, que contribuí-
ram de sobremaneira para os resultados
apurados. Problemas técnicos ao nível dos
centros produtores também tiveram consi-
derável influência na qualidade de serviço
de 2012.
Neste capítulo apresentam-se os indicado-
res gerais e individuais de continuidade de
serviço, com diversas desagregações para
melhor compreensão das origens e causas
das interrupções verificadas. Os indicadores
referenciados são apresentados com deta-
lhe em ficheiros anexos (Anexo III).
Na Região existem três níveis de qualidade
de serviço, definidos no regulamento da
qualidade de serviço, designadamente:
zonas dos tipos A, B e C. Verifica-se uma
forte concentração de PdE em zonas do
tipo C (77%).
Em 2012 registaram-se 1662 ocorrências que
afetaram PdE da rede de distribuição MT da
Região, mais 52 do que o verificado em
2011, ou seja mais 3%.
As ocorrências referidas deram origem, em
2012, a cerca de 31 mil interrupções em PdE
da rede MT, o que representa um aumento,
face a 2011, de 31%.
Embora se tenha verificado um agrava-
mento dos indicadores gerais de continui-
dade de serviço, comparativamente a
2011, os padrões de qualidade de serviço
estabelecidos foram cumpridos, tanto na
média como na baixa tensão.
A nível individual verificaram-se incumpri-
mentos que originaram o pagamento de
compensações a clientes.
Ocorrências
A variação verificada em 2012, face a 2011,
é resultante de um aumento do número de
ocorrências com origem nas redes, tendo-
se registado menos 4 ocorrências com ori-
gem em centros produtores que em 2011.
Tabela 4-1 - Evolução do número de ocorrências
Das 1662 ocorrências de 2012, cerca de
63% dizem respeito a situações previstas
(por: acordo com o cliente, razões de servi-
ço e factos imputáveis ao cliente), tendo-se
assistido a um aumento do peso das ocor-
rências imprevistas no número total, quando
comparado com 2011. Das ocorrências
registadas 20% são respeitantes a situações
imprevistas por causas próprias, 11% são
reengates, 4% referem-se a casos fortuitos
Ocorrências
2008 2009 2010 2011 2012
Santa Maria 74 86 97 77 49
São Miguel 572 678 696 675 696
Terceira 325 622 622 429 490
Graciosa 41 47 108 120 56
São Jorge 163 149 82 61 65
Pico 88 104 142 75 125
Faial 182 155 98 88 109
Flores 48 69 62 81 64
Corvo 9 5 8 4 8
Total 1502 1915 1915 1610 1662
40
ou de força-maior e 1% deveram-se a des- lastre de cargas por razões de segurança.
Tabela 4-2 - Evolução 2011-2012 do número de ocorrências por causa
A nível individual, verificou-se uma diminui-
ção de ocorrências nas ilhas de Santa Ma-
ria, Graciosa e Flores. Os aumentos de ocor-
rências mais significativos deram-se nas ilhas
do Faial (24%), Pico (67%) e Corvo (100%).
Apresenta-se de seguida uma breve análise
à evolução das situações que originaram
interrupções em 2012, quando comparadas
com 2011. Uma análise mais detalhada dos
incidentes mais expressivos de 2012, por
causas próprias e razões de segurança bem
como por casos fortuitos ou de força-maior
é efetuada em secção própria.
Ocorrências
2011 2012
Previstas Imprevistas Previstas Imprevistas
11 12 14 21 23 24 25 26 11 12 14 21 23 24 25 26
Santa Maria 8 47 3 19 3 30 3 1 11 1
São Miguel 81 480 14 5 73 19 3 100 450 14 2 73 49 8
Terceira 20 184 7 4 91 117 6 37 201 1 9 5 102 131 4
Graciosa 3 82 5 30 2 21 5 1 27 0
São Jorge 5 28 8 19 1 2 32 7 2 22 0
Pico 23 26 1 4 21 11 50 1 5 3 54 1
Faial 18 41 29 22 64 1 3 14 5
Flores 8 29 1 7 6 29 1 11 10 18 3 22 0
Corvo 1 3 1 7 0
Total 166 917 2 40 24 314 136 11 188 858 2 62 21 332 180 19
Previstas 11 Acordo c/ cliente 12 Razões de serv iço 14 Fato Imputáv el ao Cliente
Imprevistas 21 Fortuitas ou de força maior 23 Razões Serv iço 24 Próprias 25 Reengates 26 Fato Imputáv el ao Cliente
41
Tabela 4-3 - Evolução do n.º de ocorrências por origem
Na ilha de Santa Maria verificou-se a redu-
ção de ocorrências previstas e imprevistas,
de todas as naturezas de causas e origens.
Em São Miguel destaca-se o aumento de
ocorrências previstas a pedido do cliente e
imprevistas por factos imputáveis aos mes-
mos (23% e 133%, respetivamente), bem
como do número de reengates (158%).
Embora se mantenha o número total de
incidentes por causas próprias, constata-se
uma redução de incidentes desta natureza
com origem nas redes (-3%) e um aumento
com origem em centros produtores (-67%).
Na ilha Terceira, em 2012, aumentaram
tanto as ocorrências previstas como os inci-
dentes (17% e 12%, respetivamente). As
interrupções previstas tiveram origem exclu-
sivamente nas redes, e apresentam um
incremento de 17%. Os incidentes aumenta-
ram 12%, destacando-se os que tiveram
origem nos centros produtores, em resulta-
do, sobretudo, por razões de segurança e
causas próprias. O aumento verificado em
incidentes com origem em redes resulta,
sobretudo, de reengates.
Na ilha Graciosa registaram-se menos ocor-
rências previstas (-73%) e imprevistas (-6%).
As ocorrências previstas têm exclusivamen-
te origem nas redes, registando-se menos
76% de situações por razões de serviço. Os
incidentes por razões de segurança com
origem em centros produtores reduziram
80%, mas verificaram-se mais dois incidentes
por causas próprias. Os incidentes com
origem nas redes foram em igual número
que em 2011, aumentando em cinco o
número de casos fortuitos ou de força-maior
e reduzido em igual número as situações
por causas próprias.
Em São Jorge foi registada uma ocorrência
prevista por razões de serviço, com origem
na central térmica, e o mesmo número de
ocorrências previstas com origem nas redes
que em 2011. No ano em análise, verifica-
ram-se mais quatro incidentes com origem
em centros produtores, dois por razões de
segurança e dois por causas próprias. Veri-
ficou-se menos um incidente com origem
nas redes que o registado em 2011.
A ilha do Pico apresenta mais 12 ocorrên-
cias previstas que em 2011, resultado de
Ocorrências
2011 2012
Produção TransporteDistribuição
MT
Distribuição
BTProdução Transporte
Distribuição
MT
Distribuição
BT
Santa Maria 12 58 7 7 38 4
São Miguel 8 583 84 7 3 578 108
Terceira 19 2 374 34 27 4 414 45
Graciosa 9 108 3 8 46 2
São Jorge 1 54 6 6 57 2
Pico 5 1 43 26 13 2 96 14
Faial 13 57 18 11 71 27
Flores 26 47 8 6 47 11
Corvo 4 8
Total 97 3 1324 186 93 9 1347 213
42
uma redução de 12 registos por acordo
com o cliente e um aumento de 24 ocor-
rências por razões de serviço. Registou-se
um aumento de 38 incidentes, 8 dos quais
com origem em centros produtores por
razões de segurança e causas próprias. O
aumento de incidentes com origem nas
redes deve-se sobretudo a causas próprias.
Na ilha do Faial registaram-se mais 27 ocor-
rências previstas, que tiveram origem nas
redes, 23 das quais por razões de serviço e
as demais por factos imputáveis aos clien-
tes. O número de incidentes reduziu, tendo
origem nas redes (-4) ou em centros produ-
tores (-2). A redução verificada nas redes
resulta de uma redução de 11 incidentes
por causa própria e aumento de factos
imputáveis a clientes. Registou-se, também,
um incidente fortuito ou de força-maior.
Nas Flores registaram-se menos 17 ocorrên-
cias previstas que em 2011. Verificaram-se
menos 20 incidentes com origem em cen-
tros produtores, e um aumento em igual
número de incidentes com origem nas re-
des. O aumento de incidentes com origem
nas redes deveu-se a 11 casos fortuitos e 10
situações por causas próprias.
No Corvo foram registados mais 4 incidentes
por causas próprias, com origem em cen-
tros produtores, que em 2011.
Interrupções na rede MT da RAA
As ocorrências registadas no decorrer de
2012 deram origem a cerca de 31 mil inter-
rupções que afetaram os pontos de entre-
ga de média tensão da Região, das quais
cerca de 10,7 mil referem-se a interrupções
curtas (cerca de 7 mil são relativos a reen-
gates) e cerca de 20 mil interrupções longas
que afetaram PdE da rede MT da RAA.
Tabela 4-4 - Evolução do n.º de interrupções em
PdE da rede MT na RAA
Comparativamente a 2011, constata-se um
incremento de 31% do número de interrup-
ções, sendo que as interrupções de dura-
ção curta aumentaram 27,4% e as interrup-
ções de longa duração 32,9%. Neste ano,
contabilizaram-se cerca de 10 mil interrup-
ções longas em PdE da rede MT, não tendo
como origem os centros produtores, mais
28% que em 2011.
O ano referido foi atípico no que respeita a
condições climatéricas, marcado por um
inverno ameno, baixa pluviosidade e ventos
brandos. Pelo contrário, 2012 foi marcado
pela passagem de dois furacões que afeta-
ram de sobremaneira a RAA e a explora-
ção dos sistemas elétricos, bem como por
diversos incidentes em centros produtores.
Do valor total de interrupções registado em
2012, apenas 9,0% dizem respeito a inter-
rupções previstas, maioritariamente com
duração longa (91,7%), sendo as demais
resultantes de situações imprevistas, onde
também predominam as interrupções lon-
gas (62,7%), embora de forma menos acen-
tuada.
Interrupções
2008 2009 2010 2011 2012
Curtas 5303 13548 14343 8460 10781
Longas 18902 30975 24528 15258 20282
Total 24205 44523 38871 23718 31063
43
Tabela 4-5 - Evolução do n.º de interrupções por origem e duração
As interrupções curtas foram maioritaria-
mente decorrentes de situações imprevistas
(97,8%) e 90,3% tiveram origem na própria
rede de distribuição em média tensão. Re-
gistaram-se cerca de mil interrupções im-
previstas de duração curta, com origem em
centros produtores.
Quando com origem nas redes, as interrup-
ções previstas de curta duração devem-se
a razões de serviço, usualmente referem-se
ao tempo necessário para ligar um grupo
gerador móvel, para manutenções ao nível
de postos de transformação, sem que os
clientes alimentados por este equipamento
permaneçam sem energia durante todo o
tempo da intervenção.
As interrupções imprevistas de duração
curta, com origem nas redes, são sobretudo
(72,9%) referentes a reengates (religações
automáticas após defeitos transitórios) cuja
duração é inferior a um minuto, usualmente
na ordem de milissegundos.
As interrupções curtas com origem em cen-
tros produtores, todas de natureza imprevis-
ta, tiveram como causas situações internas
aos centros produtores (47,0%), razões de
segurança (20,3%) e causas de fortuitas ou
de força maior (32,7%).
Das cerca de 20 mil interrupções de dura-
ção longa que se verificaram em PdE da
rede MT da RAA, aproximadamente 87,4%
foram incidentes e as restantes a situações
previstas, sendo que apenas 46,1% tiveram
origem na própria rede em média tensão e
perto de 49,5% tiveram origem em centros
produtores.
As interrupções longas com origem nas
redes foram maioritariamente imprevistas
por causas próprias (60,6%), por razões de
serviço (22,3%) e fortuitas ou de força maior
(14,9%).
As interrupções longas que tiveram origem
em centros produtores foram resultantes de
incidentes por causas próprias (78,7%) e de
situações previstas por razões de serviço
(18,2%).
A Tabela 4-6 apresenta as interrupções, em
cada ilha, em PdE da rede MT, com desa-
gregação quanto à duração (curtas: ≤ 3
minutos; longas: > 3 minutos). De forma glo-
bal, verifica-se um aumento do número de
interrupções em quase todas as ilhas da
Região, constituindo-se como exceções as
ilhas de Santa Maria e Graciosa, onde se
constata uma ligeira redução.
Interrupções
2011 2012
Previstas Imprevistas Previstas Imprevistas
Transp. Dist. MT Dist. BT Prod. Transp. Dist. MT Dist. BT Prod. Dist. MT Dist. BT Prod. Transp. Dist. MT Dist. BT
Curtas 267 3 849 7341 229 4 1043 9501 4
Longas 1 1885 179 7233 111 5832 17 87 2282 196 9952 684 7061 20
Total 1 2152 182 8082 111 13173 17 87 2511 200 10995 684 16562 24
44
Tabela 4-6 - Evolução do n.º de interrupções por
ilha
As interrupções curtas apresentam uma
maior incidência em situações com origem
nas redes, verificando-se um peso conside-
rável dos centros produtores nas interrup-
ções de longa duração.
Interrupções
2008 2009 2010 2011 2012
Santa Maria 873 1003 832 946 599
Curtas 331 126 167 146 178
Longas 542 877 665 800 421
São Miguel 8970 12532 11861 7453 8999
Curtas 2941 2984 3330 2468 3533
Longas 6029 9548 8531 4985 5466
Terceira 6264 19272 15624 10411 14257
Curtas 1003 9525 9178 5007 6172
Longas 5261 9747 6446 5404 8085
Graciosa 994 639 1745 1205 1123
Curtas 358 324 898 290 305
Longas 636 315 847 915 818
São Jorge 1582 3033 1584 927 1317
Curtas 430 203 152 247 319
Longas 1152 2830 1432 680 998
Pico 1549 2429 3544 1122 2706
Curtas 75 174 372 93 161
Longas 1474 2255 3172 1029 2545
Faial 3468 5196 2885 1154 1279
Curtas 142 193 170 123 87
Longas 3326 5003 2715 1031 1192
Flores 496 414 788 496 775
Curtas 23 19 76 86 23
Longas 473 395 712 410 752
Corvo 9 5 8 4 8
Curtas 3
Longas 9 5 8 4 5
45
Tabela 4-7 - N.º de interrupções 2012 por tipo de duração e origem
Para as interrupções de duração longa,
pode-se verificar a sua desagregação pela
causa que as origina na Tabela 4-8. Verifica-
se que as situações imprevistas por causas
próprias predominam em todas as ilhas,
representando entre 43% e 81% do valor
total. As situações previstas por razões de
serviço têm, também, um peso expressivo
no número de interrupções, com valores
que variam entre 12% e 40%, exceto nas
ilhas Terceira (3%) e Corvo (0%). No ano em
análise, as interrupções imprevistas por situ-
ações fortuitas ou de força-maior e por
razões de segurança representam, em con-
junto, valores entre 7% e 28% do total do
número de interrupções.
Tabela 4-8 - N.º de interrupções longas por causa
Interrupções
2012
Curtas Longas
Distribuição
BT
Distribuição
MTProdução
Distribuição
BT
Distribuição
MTProdução Transporte
Santa Maria 95 83 4 287 130
São Miguel 1 3422 110 111 3738 1474 143
Terceira 3 5400 769 42 1811 5827 405
Graciosa 263 42 3 425 390
São Jorge 297 22 2 695 301
Pico 2 159 12 1416 981 136
Faial 2 76 9 26 324 842
Flores 18 5 16 647 89
Corvo 3 5
Total 8 9730 1043 216 9343 10039 684
Interrupções
2012
Previstas Imprevistas
11 12 14 21 23 24 26
Santa Maria 3 167 68 182 1
São Miguel 102 800 621 561 3373 9
Terceira 36 265 1 411 803 6565 4
Graciosa 3 120 36 18 641 0
São Jorge 2 329 160 76 431 0
Pico 11 411 1 212 142 1768 0
Faial 21 190 38 228 710 5
Flores 16 87 198 16 435 0
Corvo 1 4 0
Total 194 2369 2 1744 1845 14109 19
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
46
4.1. Indicadores gerais
4.1.1. Indicadores RT
A rede transporte da RAA contempla 14
pontos de entrega à rede de distribuição
em média tensão, 8 na ilha de São Miguel, 4
na ilha Terceira e 2 na ilha do Pico.
Em 2012 verificaram-se 14 incidentes que
afetaram estes pontos de entrega, 2 na ilha
de São Miguel, 8 na ilha Terceira e 4 na ilha
do Pico. Os indicadores resultantes destes
incidentes podem ser consultados na Tabe-
la 4-9, verificando-se uma frequência média
de interrupção destes pontos de entrega,
para a RAA, de 1,9 e uma duração média
de 182 minutos.
Tabela 4-9 - Indicadores da rede de transporte
2012
4.1.2. Indicadores MT - RAA
Nesta secção será efetuada uma análise
sucinta aos indicadores de continuidade de
serviço de média tensão que resultam das
interrupções longas analisadas no ponto
anterior. Quer estes indicadores, quer os
indicadores para interrupções curtas pode-
rão ser consultados com mais detalhe no
anexo III
• Evolução dos indicadores globais
Comparativamente a 2011, verifica-se um
agravamento dos indicadores de qualida-
de de serviço. A deterioração dos indicado-
res, quando comparados com 2011, é prin-
cipalmente consequência de dois fatores
chave: as condições climatéricas adversas
e problemas técnicos ao nível de centros
produtores.
Tabela 4-10 - Indicadores de continuidade de
serviço da RAA, para interrupções longas (SAIFI –
n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm)
Os valores dos indicadores de continuidade
de serviço são expressos em n.º para o SAIFI
e horas e minutos para o TIEPI e o SAIDI.
• Evolução dos indicadores Zona
Os indicadores de continuidade por zona
de qualidade de serviço apresentam com-
portamento idêntico aos indicadores glo-
bais, aumentando em relação a 2011. Este
aumento é mais expressivo ao nível de zo-
nas de qualidade do tipo C, também em
virtude de ser nesta zona de qualidade de
serviço onde se concentram a maioria dos
consumidores da Região. Em zonas do tipo
B verifica-se o oposto, sendo o valor dos
indicadores inferiores ao registado em 2011.
Embora se verifique um aumento dos indi-
cadores gerais (quer globais, quer por zona
de qualidade de serviço) face a 2011, estes
encontram-se nos patamares de anos tran-
satos.
ENF
(MWh)
TIE
(min.)
SAIFI
(n.º)
SAIDI
(min.)
SARI
(min.)
São Miguel 1,1 1,4 0,3 4,3 17,2
Terceira 141,9 361,5 4,8 473,8 99,7
Pico 13,9 166,5 3,0 312,0 104,0
RAA 156,9 124,0 1,9 182,4 94,6
2008 2009 2010 2011 2012
SAIFI RAA 10,9 17,4 13,5 8,2 10,8
TIEPI RAA 5:53 9:42 7:14 3:54 7:25
SAIDI RAA 7:23 13:03 10:04 4:59 9:54
47
Tabela 4-11 – Evolução dos indicadores de conti-
nuidade de serviço da RAA, por zona, para inter-
rupções longas (SAIFI – n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm)
Conforme se verifica na Tabela 4-12, as
interrupções com origem em centros produ-
tores são tão ou mais relevantes, para o
valor dos indicadores, que as redes. O facto
de se tratar de um conjunto de sistemas
isolados, com cada vez mais elevados níveis
de produção de origem renovável, leva a
que os centros produtores tenham um nível
de importância na qualidade de serviço
que não tem paralelo ao nível de redes
continentais.
Ao nível da Região, os fatores mais prepon-
derantes na frequência média de interrup-
ções são as causas próprias e as razões de
serviço, em todas as zonas de qualidade.
Tabela 4-12 - Indicadores de continuidade de
serviço da RAA, por zona e origem, para inter-
rupções longas (SAIFI – n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm)
O indicador de tempo médio de interrup-
ção da potência instalada apresenta uma
distribuição distinta nas causas que mais
contribuem para o seu valor. Em zonas de
qualidade do tipo A os fatores mais relevan-
tes são as causas próprias e situações pre-
vistas por acordo com o cliente. Nas zonas
do tipo B, o que mais contribui para o indi-
cador são interrupções previstas por razoes
de serviço e por acordo com o cliente. Para
as zonas do tipo C, constata-se que as cau-
sas próprias e as razões de serviço são pre-
ponderantes no valor deste indicador.
O indicador de duração média das inter-
rupções do sistema apresenta uma distri-
buição idêntica ao verificado para o TIEPI,
no que respeita às causas que lhe dão ori-
gem. A exceção dá-se em zonas do tipo A,
cujos fatores mais relevantes são incidentes
por causas próprias e interrupções previstas
por razões de serviço.
2008 2009 2010 2011 2012
SAIFI RAA
A 4,3 8,7 6,9 4,3 6,1
B 4,8 8,2 6,8 4,2 2,4
C 13,0 20,2 15,5 9,4 12,3
TIEPI RAA
A 2:01 3:57 3:47 2:21 4:39
B 3:06 3:21 3:34 1:22 1:05
C 8:11 13:15 9:19 4:54 9:21
SAIDI RAA
A 2:38 5:00 4:41 2:56 5:58
B 2:37 3:44 3:24 1:12 0:52
C 8:54 15:37 11:46 5:40 11:17
2012
Prod. Transp. Dist. MT Dist. BT
SAIFI RAA
A 3,9 0,7 1,4 0,2
B 0,9 1,4 0,1
C 5,9 0,3 6,0 0,1
TIEPI RAA
A 3:38:56 0:10:10 0:32:52 0:17:59
B 0:09:57 0:31:02 0:24:48
C 4:26:46 0:03:29 4:28:40 0:22:27
SAIDI RAA
A 4:50:08 0:11:15 0:39:42 0:17:21
B 0:11:11 0:29:30 0:11:55
C 5:19:34 0:05:06 5:34:20 0:18:41
48
Tabela 4-13 - Indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona e causa para interrupções longas
(SAIFI – n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm)
• Padrões
Considerando interrupções longas não
abrangidas pelo nº 1 do artigo 13º do RQS,
verifica-se um aumento ligeiro dos indicado-
res gerais. Por comparação com os padrões
estabelecidos para os indicadores de con-
tinuidade de serviço verifica-se que estes
foram inteiramente cumpridos.
2012
Previstas Imprevistas
11 12 14 21 23 24 26
SAIFI RAA
A 0,2 0,4 0,3 0,5 4,7 0,0
B 0,1 0,9 0,1 0,9 0,5
C 0,1 1,5 0,0 1,1 1,1 8,5 0,0
TIEPI RAA
A 0:16 0:12 0:02 0:04 4:02 0:01
B 0:26 0:19 0:00 0:09 0:09
C 0:17 2:07 0:00 1:09 0:10 5:31 0:04
SAIDI RAA
A 0:15 0:17 0:03 0:06 5:13 0:01
B 0:13 0:18 0:01 0:10 0:08
C 0:11 2:43 0:00 1:27 0:14 6:33 0:06
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
49
Tabela 4-14 - Indicadores de continuidade de serviço da RAA, para interrupções longas, não abrangidas
pelo artigo 13º do RQS (hh:mm)
2008 2009 2010 2011 2012 Padrão
SAIFI RAA
A 1,3 2,5 2,2 0,8 1,4 4,0
B 0,3 2,6 2,1 0,5 0,4 7,0
C 4,4 8,1 5,9 2,6 3,9 10,0
TIEPI RAA
A 0:28 0:51 0:57 0:29 0:28 3:00
B 0:03 0:41 0:46 0:02 0:09 6:00
C 1:57 4:25 2:40 1:16 1:27 20:00
SAIDI RAA
A 0:34 1:00 1:07 0:40 0:29 3:00
B 0:03 0:46 0:40 0:03 0:07 6:00
C 2:34 5:22 3:19 1:24 1:47 16:00
50
4.1.3. Indicadores MT - ilha
TIEPI
Tabela 4-15 - Evolução do TIEPI por ilha - interrup-
ções longas (hh:mm)
A tabela anterior apresenta a evolução do
indicador TIEPI (hh:mm), por zona de quali-
dade de serviço, nas ilhas da RAA, para as
interrupções longas, com origem nas redes
e centros produtores, e todas as causas. As
variações, face a 2011, são muito díspares,
constatando-se a redução deste indicador
em Santa Maria e São Miguel em todas as
zonas de qualidade de serviço, e na zona
do tipo A na ilha do Faial. Nas restantes ilhas
verifica-se o aumento do indicador, sendo
mais expressivo este aumento nas ilhas:
Terceira, São Jorge, Pico e Flores.
Tabela 4-16- TIEPI - interrupções longas por origem
(hh:mm)
A Tabela 4-16 apresenta o TIEPI para inter-
rupções de duração longa, por origem.
Verifica-se que as interrupções com origem
em redes de transporte e de baixa tensão
têm pouca relevância no valor final deste
indicador, constituindo-se a rede de distri-
buição MT e os centros produtores como as
principais origens.
Em 2012, constata-se um peso significativo
neste indicador de interrupções com ori-
gem em centros produtores, em particular
nas ilhas do Corvo, Terceira e Faial.
A Tabela 4-17 apresenta o indicador TIEPI,
para interrupções longas, com origem em
TIEPI
2008 2009 2010 2011 2012
Santa Maria
C 4:47 4:51 2:55 4:18 2:07
São Miguel
A 1:34 3:10 2:07 1:10 0:52
B 3:06 3:21 3:34 1:22 1:05
C 6:45 10:11 7:27 4:00 3:55
Terceira
A 2:33 6:12 4:38 5:19 14:31
C 7:50 11:49 7:12 7:11 19:36
Graciosa
C 5:46 2:59 7:20 9:20 10:36
São Jorge
C 14:22 17:53 14:06 7:07 19:53
Pico
C 10:04 22:19 21:27 3:04 14:39
Faial
A 3:35 3:07 12:49 2:10 1:19
C 16:16 2:00 19:55 4:18 5:06
Flores
C 19:37 4:36 10:59 5:11 17:09
Corvo
C 14:31 1:00 3:26 0:41 1:00
TIEPI
2012
Prod. Transp. Dist. MT Dist. BT
Santa Maria
C 0:27 1:20 0:19
São Miguel
A 0:00 0:07 0:24 0:19
B 0:09 0:31 0:24
C 0:19 0:00 3:05 0:28
Terceira
A 12:56 0:19 1:03 0:12
C 16:30 0:10 2:35 0:19
Graciosa
C 6:52 3:38 0:05
São Jorge
C 2:41 17:07 0:03
Pico
C 4:43 0:10 9:40 0:04
Faial
A 0:51 0:03 0:23
C 3:02 1:47 0:16
Flores
C 0:51 15:26 0:52
Corvo
C 1:00
51
centros produtores e redes, discriminado
pelas causas que lhe dão origem.
Conforme se pode aferir, os principais fato-
res que contribuem para o valor deste indi-
cador são os incidentes por causas próprias
e as interrupções previstas por razões de
serviço. Os incidentes por causas fortuitas
ou de força-maior e as interrupções previs-
tas por acordo com o cliente têm, também
relevância no valor final deste indicador.
Tabela 4-17 - TIEPI - interrupções longas por causa
(hh:mm)
A evolução do indicador TIEPI para inter-
rupções longas com origem nas redes, não
abrangidas pelo artigo 13º do RQS, é apre-
sentada na Tabela 4-18. Verifica-se que o
indicador para este tipo de interrupções se
mantém nos patamares de anos anteriores
em diversas ilhas, apresentando uma me-
lhoria nas ilhas Graciosa e São Jorge e de-
gradando-se nas ilhas do Pico e Flores,
quando comparado com os valores de
2011. Pode-se verificar o cumprimento dos
padrões de qualidade estabelecidos para
as diversas zonas de qualidade, em todas
as ilhas da Região.
TIEPI
2012
Previstas Imprevistas
11 12 14 21 23 24 26
Santa Maria
C 0:12 1:01 0:07 0:40 0:06
São Miguel
A 0:19 0:10 0:01 0:00 0:19
B 0:26 0:19 0:00 0:09 0:09
C 0:21 1:02 0:56 0:07 1:19 0:07
Terceira
A 0:12 0:20 0:04 0:05 13:49 0:00
C 0:15 0:51 0:00 0:13 0:15 17:55 0:04
Graciosa
C 0:05 8:23 0:01 0:00 2:05
São Jorge
C 0:03 7:26 9:26 0:03 2:53
Pico
C 0:04 6:23 0:00 0:51 0:11 7:08
Faial
A 0:14 0:03 0:00 0:25 0:25 0:09
C 0:16 1:27 0:09 0:53 2:18
Flores
C 0:52 4:34 1:48 0:02 9:51
Corvo
C 0:04 0:56
Previstas 11 Acordo c/ cliente 12 Razões de serv iço 14 Fato Imp. Cliente
Imprevistas 21 Fort. força maior 23 Razões Serv iço 24 Próprias
25 Reengates 26 Fato Imp. Cliente
52
Tabela 4-18 - Evolução do TIEPI - interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm)
TIEPI
2008 2009 2010 2011 2012 Padrão
Santa Maria
C 0:18 0:47 0:13 0:17 0:12 26:00
São Miguel
A 0:16 0:50 0:41 0:15 0:19 3:00
B 0:03 0:41 0:46 0:02 0:09 8:00
C 1:00 3:48 1:59 1:10 1:06 26:00
Terceira
A 0:21 0:57 1:45 1:16 0:58 3:00
C 1:59 5:18 2:49 1:48 1:42 26:00
Graciosa
C 2:14 1:27 4:37 4:21 1:32 26:00
São Jorge
C 1:36 9:03 2:22 1:39 0:33 26:00
Pico
C 6:21 6:51 7:09 0:22 2:36 26:00
Faial
A 2:08 0:42 0:35 0:00 0:00 3:00
C 6:10 5:05 2:06 0:34 0:03 26:00
Flores
C 3:17 0:25 4:11 0:36 9:03 26:00
53
SAIFI
A Tabela 4-19 apresenta a evolução da
frequência média de interrupções em pon-
tos de entrega da rede em média tensão,
para as interrupções longas registadas em
2012, independentemente da origem e
causa.
Tabela 4-19 - Evolução do SAIFI - interrupções
longas (n.º)
Face a 2011, registou-se um decréscimo
deste indicador em Santa Maria e Graciosa,
bem como nas zonas B de São Miguel e A
da ilha do Faial.
O aumento mais expressivo do indicador
SAIFI, para estas interrupções, deu-se nas
ilhas do Pico (147%) e Flores (75%), salien-
tando-se, também, o aumento verificado
na ilha Terceira, 67% em zonas do tipo A e
43% em zonas do tipo C.
Na Tabela 4-20 desagrega-se o valor do
indicador, para interrupções longas, por
origem.
Tabela 4-20 - SAIFI - interrupções longas por ori-
gem (n.º)
Por análise da tabela anterior, verifica-se
que a origem de interrupções que tem
maior contributo para este indicador são as
redes de distribuição MT, sendo também
relevante o valor do indicador resultante de
interrupções com origem em centros produ-
tores. Constituem-se como exceções: as
ilhas Terceira e do Faial, onde as interrup-
ções com origem em centros produtores
SAIFI
2008 2009 2010 2011 2012
Santa Maria
C 7,3 11,6 8,6 10,1 5,1
São Miguel
A 2,4 5,6 3,6 1,6 1,6
B 4,8 8,2 6,8 4,2 2,4
C 9,5 14,1 12,8 7,4 8,3
Terceira
A 6,5 13,9 10,4 8,5 14,1
C 16,7 28,5 17,5 14,7 21,1
Graciosa
C 11,7 5,6 14,5 15,0 12,8
São Jorge
C 13,9 33,0 16,5 7,4 10,7
Pico
C 9,4 14,1 19,3 6,0 14,9
Faial
A 5,4 7,5 11,3 3,7 2,7
C 35,9 53,7 24,9 9,7 11,9
Flores
C 11,7 9,5 17,0 9,5 16,6
Corvo
C 9,0 5,0 8,0 4,0 5,0
SAIFI
2012
Prod. Transp. Dist. MT Dist. BT
Santa Maria
C 1,6 3,5 0,0
São Miguel
A 0,1 0,6 0,8 0,1
B 0,9 1,4 0,1
C 2,3 0,0 5,8 0,1
Terceira
A 10,2 1,0 2,8 0,1
C 15,2 0,9 4,9 0,1
Graciosa
C 6,1 6,6 0,0
São Jorge
C 3,2 7,4 0,0
Pico
C 5,8 0,8 8,3 0,1
Faial
A 2,0 0,1 0,5
C 8,3 3,5 0,0
Flores
C 1,9 14,3 0,4
Corvo
C 5,0
54
contribuem em mais de 70% para o valor do
indicador SAIFI, de interrupções longas; a
ilha do Corvo onde apenas se verificaram
interrupções de PdE da rede MT com ori-
gem na central térmica.
Tabela 4-21 - SAIFI - interrupções longas por causa
(n.º)
Pela análise da Tabela 4-21, onde se desa-
grega o valor deste indicador, para inter-
rupções de longa duração, pelas causas
que lhes dão origem, pode-se verificar que
os fatores que mais contribuem são os inci-
dentes por causas próprias e as interrup-
ções previstas por razões de serviço. Salien-
ta-se o elevado peso de incidentes por
causas fortuitas ou de força maior no valor
deste indicador, que apresenta contributos
que atingem os 26%, na ilha das Flores.
A evolução do indicador SAIFI, para inter-
rupções longas, não abrangidas pelo artigo
13º do RQS, é apresentada na Tabela 4-22.
Face ao ano transato verificam-se varia-
ções distintas para este indicador, nas diver-
sas ilhas da Região. Assistiu-se a uma redu-
ção deste indicador em Santa Maria, Gra-
ciosa, São Jorge e Faial, bem como uma
ligeira redução em zonas do tipo B da ilha
de São Miguel. As reduções mais expressivas
registaram-se em Santa Maria (-73%) e Faial
(-51% em zonas do tipo A; -62% em zonas do
tipo C).
Constata-se o total cumprimentos dos pa-
drões estabelecidos para este indicador.
SAIFI
2012
Previstas Imprevistas
11 12 14 21 23 24 26
Santa Maria
C 0,0 2,0 0,8 2,2 0,0
São Miguel
A 0,1 0,5 0,3 0,1 0,6
B 0,1 0,9 0,1 0,9 0,5
C 0,1 1,1 0,9 0,8 5,3 0,0
Terceira
A 0,1 0,4 0,4 1,0 12,1 0,0
C 0,1 0,7 0,0 1,2 2,3 16,8 0,0
Graciosa
C 0,0 1,9 0,6 0,3 10,0
São Jorge
C 0,0 3,5 1,7 0,8 4,6
Pico
C 0,1 2,4 0,0 1,2 0,8 10,4
Faial
A 0,4 0,1 0,0 1,0 1,1 0,1
C 0,0 2,1 0,4 2,0 7,3
Flores
C 0,4 1,9 4,4 0,4 9,6
Corvo
C 1,0 4,0
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
55
Tabela 4-22 - Evolução do SAIFI - interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (n.º)
SAIFI
2008 2009 2010 2011 2012 Padrão
Santa Maria
C 3,0 4,1 0,9 2,3 0,6 12,0
São Miguel
A 1,0 2,1 1,6 0,4 0,6 4,0
B 0,3 2,6 2,1 0,5 0,4 8,0
C 2,5 6,9 5,4 1,9 3,8 12,0
Terceira
A 1,5 3,4 3,5 1,7 3,1 4,0
C 7,5 13,3 6,8 3,5 4,6 12,0
Graciosa
C 5,4 3,8 9,7 9,0 5,2 12,0
São Jorge
C 3,7 13,3 5,4 3,3 2,4 12,0
Pico
C 4,0 6,1 7,0 1,9 5,5 12,0
Faial
A 2,4 1,7 1,1 0,0 0,0 4,0
C 7,8 8,1 5,8 2,2 0,8 12,0
Flores
C 4,8 0,8 7,8 1,6 8,0 12,0
56
SAIDI
Na tabela seguinte apresenta-se a evolu-
ção da duração média de interrupções de
pontos de entrega da rede em média ten-
são, para todas as interrupções (curtas e
longas; origem nas redes e centros produto-
res e todas as causas).
Tabela 4-23 - Evolução do SAIDI - interrupções
longas (hh:mm)
Quando comparado com 2011, este indi-
cador apresenta reduções nas seguintes
ilhas: Santa Maria (-48%), São Miguel (-26%
zonas A; -28% zonas B e -7% zonas C), Gra-
ciosa (-7%) e zonas do tipo A da ilha do
Faial (-41%). Por outro lado, constatam-se
aumentos significativos do valor do indica-
dor em algumas ilhas: Terceira (159% zonas
A; 193% zonas C), São Jorge 218%, Pico
(287%) e Flores (188%).
Pela análise da Tabela 4-24, que apresenta
os valores deste indicador para interrupções
longas, verifica-se que as redes de distribui-
ção MT e os centros produtores se constitu-
em como as principais origens de interrup-
ções que contribuem para o valor final des-
te indicador. Destaca-se o valor, para inter-
rupções com origem em centros produtores
nas ilhas Terceira, Graciosa, Faial e Corvo,
onde representa 67% ou mais do valor total.
Tabela 4-24 - SAIDI - interrupções longas por ori-
gem (hh:mm)
Na Tabela 4-25 apresentam-se os valores do
indicador SAIDI, para interrupções longas,
SAIDI
2008 2009 2010 2011 2012
Santa Maria
C 5:33 6:03 3:30 4:27 2:18
São Miguel
A 1:33 3:30 2:20 1:09 0:51
B 2:37 3:44 3:24 1:12 0:52
C 6:29 12:03 9:30 4:43 4:23
Terceira
A 3:53 7:44 5:22 5:53 15:16
C 8:50 13:07 8:17 7:33 22:10
Graciosa
C 5:06 3:04 9:20 10:56 10:08
São Jorge
C 15:26 20:24 17:04 7:45 0:41
Pico
C 11:20 22:39 22:13 4:06 15:51
Faial
A 3:43 3:29 12:52 2:11 1:17
C 17:13 3:13 19:52 3:55 4:45
Flores
C 12:40 4:56 16:51 6:27 18:37
Corvo
C 14:31 1:00 3:26 0:41 1:00
SAIDI
2012
Prod. Transp. Dist. MT Dist. BT
Santa Maria
C 0:29 1:40 0:08
São Miguel
A 0:01 0:08 0:25 0:15
B 0:11 0:29 0:11
C 0:28 0:00 3:24 0:29
Terceira
A 13:25 0:18 1:13 0:18
C 18:28 0:15 3:09 0:17
Graciosa
C 7:04 3:01 0:02
São Jorge
C 2:50 21:50 0:01
Pico
C 4:57 0:15 10:34 0:04
Faial
A 0:51 0:03 0:22
C 3:12 1:28 0:03
Flores
C 0:44 17:08 0:45
Corvo
C 1:00
57
discriminado por causas, com origem nas
redes e centros produtores. Através desta
tabela conclui-se que nas ilhas de Santa
Maria, Graciosa e nas zonas de qualidade
A e B de São Miguel as razões de serviço
são as causas que mais contribuem para o
SAIDI. Na ilha de São Jorge predominam os
incidentes fortuitos ou por força-maior (50%)
nas restantes ilhas e zonas os incidentes por
causas próprias são mais representativos.
Tabela 4-25 - SAIDI - interrupções longas por cau-
sa (hh:mm)
Analisando as interrupções longas com
origem nas redes, não abrangidas pelo
artigo 13º do RQS, - Tabela 4-26 - salienta-se
a redução da duração média de interrup-
ções na quase totalidade das ilhas e zonas.
Verificaram-se aumentos em zonas do tipo
C da ilha Terceira (16%), no Pico (592%) e
nas Flores (777%).
O valor deste indicador ficou abaixo dos
padrões estabelecidos no RQS, em todas as
ilhas e zonas.
SAIDI
2012
Previstas Imprevistas
11 12 14 21 23 24 26
Santa Maria
C 0:05 1:19 0:10 0:40 0:03
São Miguel
A 0:15 0:16 0:02 0:01 0:15
B 0:13 0:18 0:01 0:10 0:08
C 0:16 1:14 0:53 0:09 1:37 0:13
Terceira
A 0:18 0:25 0:06 0:07 14:17 0:00
C 0:10 0:54 0:00 0:18 0:22 20:17 0:06
Graciosa
C 0:02 7:49 0:02 0:01 2:13
São Jorge
C 0:01 9:08 12:16 0:03 3:11
Pico
C 0:04 6:20 0:00 1:14 0:16 7:55
Faial
A 0:12 0:03 0:00 0:25 0:26 0:09
C 0:03 1:06 0:12 0:57 2:25
Flores
C 0:45 5:55 2:16 0:01 9:38
Corvo
C 0:04 0:56
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
58
Tabela 4-26 - SAIDI - interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm)
END
O indicador estimativa de energia não dis-
tribuída segue, invariavelmente, o compor-
tamento do TIEPI, consequência do seu
método/fórmula de cálculo.
A tabela seguinte apresenta a evolução da
END por ilha para interrupções longas, po-
dendo encontrar-se a desagregação por
origem e causas no anexo III.
Tabela 4-27 - Estimativa de energia não distribuí-
da em 2012 (MWh)
SAIDI
2008 2009 2010 2011 2012 Padrão
Santa Maria
C 0:24 1:10 0:22 0:23 0:10 20:00
São Miguel
A 0:15 0:53 0:44 0:16 0:15 3:00
B 0:03 0:46 0:40 0:03 0:07 8:00
C 1:01 5:20 2:35 1:16 1:17 20:00
Terceira
A 0:30 1:15 1:51 1:29 1:00 3:00
C 2:46 5:29 3:21 1:55 2:14 20:00
Graciosa
C 2:28 2:21 5:44 4:41 1:32 20:00
São Jorge
C 1:48 10:20 2:30 2:01 0:48 20:00
Pico
C 6:32 6:55 6:51 0:28 3:14 20:00
Faial
A 2:09 0:42 0:34 0:00 0:00 3:00
C 6:43 5:20 2:28 0:46 0:04 20:00
Flores
C 3:47 0:34 5:21 1:01 8:56 20:00
END (MWh)
2008 2009 2010 2011 2012
Santa Maria 10,8 11,3 7,2 10,3 4,8
São Miguel 227,6 352,0 267,2 139,8 123,9
Terceira 133,1 225,3 147,8 153,5 414,4
Graciosa 8,7 4,5 11,5 14,1 15,7
São Jorge 44,9 137,7 48,9 24,7 66,8
Pico 49,3 112,0 113,0 16,3 73,4
Faial 53,3 76,6 92,8 17,9 16,2
Flores 25,5 6,1 14,9 6,8 21,0
Corvo 2,0 0,2 0,5 0,1 0,2
59
4.1.4. Indicadores BT
A secção que se segue pretende apresen-
tar os valores chave, e análise breve, das
interrupções e indicadores de continuidade
de serviço em baixa tensão e sua evolução
face a 2011.
Uma informação mais detalhada sobre os
indicadores aqui apresentados pode ser
consultada no anexo III.
Interrupções
Durante 2012,na RAA, verificaram-se cerca
de 2 milhões de interrupções em PdE da
rede BT, mais 28% do que o registado em
2011. Cerca de 0,7 milhões corresponderam
a interrupções curtas e 1,3 milhões a inter-
rupções longas.
Verifica-se um aumento de 27% do número
de interrupções curtas e de 29% de inter-
rupções longas, quando comparado com
2011.
Tabela 4-28 - N.º de interrupções em PdE da rede
BT (em milhares)
Os maiores aumentos deram-se nas ilhas
Terceira (83%), Pico (134%) e Flores (52%).
Em sentido inverso, registaram-se decrésci-
mos em Santa Maria (-42%), zonas do tipo B
em São Miguel (-29%), e zonas do tipo A do
Faial (-29%).
A Tabela 4-29 apresenta as interrupções,
em cada ilha, em PdE da rede de baixa
tensão, com desagregação quanto à du-
ração (curtas: ≤ 3 minutos; longas: > 3 minu-
tos).
Tabela 4-29 - Evolução do n.º de interrupções em
PdE da rede BT na RAA (em milhares)
Em 2012 verificou-se um aumento global do
número de interrupções, de curta (27%) e
longa (29%) duração. OS maiores incremen-
tos registaram-se nas ilhas de São Jorge
(43%), Pico (137%) e Flores (53%). Na ilha de
Santa Maria registou-se um decréscimo do
número de interrupções em BT de 42% (re-
N.º Interrupções
2009 2010 2011 2012
Longas 1.930 1.564 1.002 1.295
Curtas 846 902 526 669
Total 2.777 2.466 1.529 1.964
N.º Interrupções
2009 2010 2011 2012
Santa Maria 44,2 37,4 45,1 26,2
Longas 38,7 30,5 37,4 18,2
Curtas 5,5 6,9 7,6 8,0
São Miguel 884,4 839,9 544,2 627,1
Longas 679,0 611,2 380,1 397,3
Curtas 205,4 228,7 164,1 229,9
Terceira 1.194,5 990,2 662,1 906,9
Longas 610,2 413,7 354,3 524,3
Curtas 584,4 576,5 307,9 382,6
Graciosa 32,4 92,9 60,2 54,8
Longas 16,1 44,9 44,8 40,4
Curtas 16,2 48,0 15,3 14,3
São Jorge 185,7 95,0 53,3 76,1
Longas 172,4 85,2 37,9 58,4
Curtas 13,3 9,8 15,5 17,7
Pico 142,0 203,1 67,3 157,3
Longas 132,3 183,7 62,0 147,2
Curtas 9,6 19,4 5,3 10,0
Faial 269,9 159,4 64,2 68,4
Longas 259,1 151,8 57,6 64,5
Curtas 10,8 7,6 6,6 3,9
Flores 22,3 45,3 29,4 44,7
Longas 21,1 40,3 25,5 43,0
Curtas 1,2 5,0 4,0 1,7
Corvo 1,6 3,0 2,7 2,5
Longas 1,6 3,0 2,5 1,9
Curtas - - 0,2 0,6
60
dução das interrupções longas em 51%),
verificando-se, também, decréscimos nas
ilhas Graciosa (-9%) e Corvo (-10%).
Com exceção da ilha do Corvo, as inter-
rupções curtas apresentam uma maior inci-
dência em situações com origem nas redes,
em particular a rede de MT. Nas ilhas Tercei-
ra, Faial e Corvo as interrupções longas
verificadas em 2012 tiveram maioritariamen-
te origem em centros produtores, nas res-
tantes ilhas são as redes em MT a principal
origem de interrupções.
As interrupções longas registadas em 2012
podem ser consultadas na Tabela 4-30,
onde se faz a desagregação pela causa
que lhes dão origem.
Tabela 4-30 - N.º de interrupções longas em Pde
da rede BT, na RAA
Os incidentes imprevistos por causas pró-
prias contribuem de forma expressiva (entre
43% e 86%) para o número de interrupções
em baixa tensão, sendo de realçar que se
incluem valores significativos de interrup-
ções por razões de serviço e de incidentes
fortuitos e de força-maior em algumas ilhas.
Indicadores de continuidade BT
Esta secção analisará os indicadores de
continuidade de baixa tensão, para as
interrupções longas verificadas em 2012.
RAA
Em 2012 verifica-se um aumento dos indi-
cadores SAIFI e SAIDI BT na RAA, para inter-
rupções longas, com origem nas redes e em
centros produtores. Nas zonas de qualidade
do tipo B constata-se uma redução face a
2011.
Tabela 4-31 - Indicadores de continuidade de
serviço BT da RAA, para interrupções longas (SAIFI
– n.º; SAIDI – hh:mm)
Pese o facto do aumento verificado em
comparação com 2011, os indicadores
gerais de continuidade de serviço de baixa
tensão apresentam-se em níveis idênticos
ao registado nos anos anteriores.
Na Tabela 4-32, onde se apresentam os
indicadores de continuidade BT da RAA
resultantes de interrupções longas, verifica-
se que as interrupções originadas em cen-
tros produtores têm um contributo muito
expressivo no valor destes indicadores, so-
N.º Interrupções
2012
Previstas Imprevistas
11 12 14 21 23 24 26
S. Maria 3 6223 3689 8313 14
S. Miguel 267 65230 45770 39906 246073 10
Terceira 36 27490 1 25995 47412 423329 30
Graciosa 3 5069 1806 901 32616 42
S. Jorge 2 18882 10034 4200 25325 6
Pico 12 21945 1 13190 7747 104344 5
Faial 21 10099 2185 12946 39232 35
Flores 17 5785 11853 948 24396 1
Corvo 268 1635
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
SAIFI RAA
A 7,9 6,2 3,4 4,9
B 8,6 7,0 4,4 2,9
C 20,0 15,7 10,0 13,0
SAIDI RAA
A 3:59 4:15 2:07 4:42
B 3:44 3:55 1:01 0:41
C 14:36 10:24 5:09 10:45
61
bretudo em zonas do tipo A e C. As redes
de distribuição em média tensão são o
segundo fator mais relevante no valor dos
indicadores, exceto em zonas do tipo B,
onde são predominantes.
Tabela 4-32 - Indicadores de continuidade de
serviço BT da RAA, para interrupções longas, por
origem (SAIFI – n.º; SAIDI – hh:mm)
Tabela 4-33 - Indicadores de continuidade de
serviço BT da RAA, para interrupções longas, por
causa (SAIFI – n.º; SAIDI – hh:mm)
Quando vistos na perspetiva da causa que
dão origem às interrupções, verifica-se que
o valor dos indicadores de gerais de conti-
nuidade BT – Tabela 4-33 – é, predominan-
temente, devido a incidentes por causas
próprias e por razões de serviço. Nas zonas B
apresenta-se o domínio de interrupções por
razões de serviço e por razões de seguran-
ça.
Na Tabela 4-34, onde se podem consultar
os indicadores SAIFI e SAIDI das redes em BT
da RAA, para interrupções longas, com
origem nas redes e não abrangidas pelo
artigo 13º do RAQS, constata-se um acrés-
cimo do valor dos indicadores, sobretudo
do SAIFI em relação a 2011, mantendo-se
em níveis idênticos ou inferiores aos dos
anos anteriores. Os padrões estabelecidos
no RQS para estas interrupções foram cum-
pridos.
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)
2012
Prod. Transp. Dist. MT Dist. BT In.cliente
SAIFI EDA
A 2,8 0,6 1,4 0,1 0,0
B 0,9 0,0 1,9 0,1 0,0
C 6,0 0,3 6,4 0,3 0,0
SAIDI EDA
A 3:55 0:09 0:30 0:05 0:00
B 0:10 0:00 0:25 0:06 0:00
C 5:35 0:05 4:39 0:23 0:00
2012
Previstas Imprevistas
11 12 14 21 23 24 26
SAIFI EDA
A 0,0 0,6 0,2 0,3 3,7 0,0
B 0,0 1,3 0,1 0,9 0,6
C 0,0 1,5 0,0 1,2 1,1 9,1 0,0
SAIDI EDA
A 0:00 0:16 0:02 0:05 4:17 0:00
B 0:00 0:21 0:01 0:10 0:08
C 0:00 2:04 0:00 1:22 0:13 7:03 0:00
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 Padrões
SAIFI EDA
A 2,2 2,0 0,7 1,3 4,0
B 3,0 2,0 0,5 0,6 7,0
C 8,4 6,3 3,0 4,4 10,0
SAIDI EDA
A 1:06 1:09 0:26 0:27 6:00
B 0:57 0:50 0:07 0:08 10:00
C 5:36 3:33 1:42 1:57 20:00
62
Indicadores BT – ilhas
A Tabela 4-35 apresenta a evolução da
frequência média de interrupções em pon-
tos de entrega da rede em baixa tensão, as
interrupções longas registadas em 2012,
independentemente origem e causa.
Tabela 4-35 - Evolução do SAIFI BT - interrupções
longas (n.º)
Tendo em consideração que, na generali-
dade dos casos, as interrupções dos pontos
de entrega da rede em baixa tensão têm
origem a na rede de distribuição em MT ou
em centros produtores, o valor dos indica-
dores em BT seguirá o comportamento dos
indicadores homónimos da rede MT.
Em 2012 verificou-se a redução da frequên-
cia média de interrupções da rede BT em
Santa Maria, Graciosa, Corvo e na zona de
qualidade do tipo A da ilha do Faial e na
zona B da ilha de São Miguel.
Tabela 4-36 - SAIFI BT - interrupções longas, por
origem (n.º)
O SAIFI BT, para interrupções longas, tem,
como esperado, uma forte concentração
em interrupções com origem em centros
produtores e nas redes em média tensão.
Nas ilhas de Santa Maria, São Miguel, Gra-
ciosa, São Jorge e Pico predominam, no
valor do indicador, as interrupções com
origem em redes de distribuição em MT,
enquanto na Terceira, no Faial e no Corvo
as centrais têm preponderância.
SAIFI
2009 2010 2011 2012
Santa Maria
C 11,2 8,7 10,3 5,0
São Miguel
A 5,9 3,8 1,7 1,8
B 8,6 7,0 4,4 2,9
C 14,1 12,9 8,1 8,7
Terceira
A 10,2 7,6 6,3 11,8
C 29,1 18,6 15,7 22,1
Graciosa
C 5,2 14,2 13,9 12,6
São Jorge
C 31,6 15,3 6,6 10,2
Pico
C 15,3 20,6 6,8 16,1
Faial
A 10,8 12,5 3,8 2,8
C 53,4 25,6 10,3 12,6
Flores
C 9,2 16,9 10,6 18,1
Corvo
C 6,5 11,8 10,0 7,3
SAIFI
2012
Prod. Transp. Dist. MT Dist. BT In.cliente
Santa Maria
C 1,5 3,3 0,1 0,0
São Miguel
A 0,1 0,6 1,0 0,0 0,0
B 0,9 0,0 1,9 0,1 0,0
C 2,2 0,0 6,4 0,1 0,0
Terceira
A 8,1 1,0 2,5 0,2 0,0
C 15,3 1,0 5,1 0,7 0,0
Graciosa
C 6,1 6,4 0,1 0,0
São Jorge
C 3,0 7,1 0,1 0,0
Pico
C 6,0 0,9 8,6 0,6 0,0
Faial
A 2,4 0,3 0,0 0,0
C 8,8 3,8 0,0 0,0
Flores
C 2,1 15,9 0,1 0,0
Corvo
C 7,0 0,3
63
Tabela 4-37 - SAIFI BT - interrupções longas, por
causa (n.º)
Com exceção das zonas do tipo A e B de
São Miguel, onde as interrupções por razões
de serviço são mais preponderantes no
valor deste indicador, as causas próprias
são determinantes nos valores de SAIFI. Têm
também expressão neste indicador as inter-
rupções por casos fortuitos ou de força-
maior.
Tabela 4-38 – SAIFI BT, para interrupções longas,
não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (n.º)
Para as interrupções longas, não tendo
origem em centros produtores e não
abrangidas pelo artigo 13º do RQS, apre-
senta-se o valor do indicador SAIFI para
cada uma das ilhas da RAA na Tabela 4-38.
Embora se constate um valor deste indica-
dor mais elevado que em 2011 na generali-
dade das ilhas, este situa-se nos patamares
de anos anteriores, tendo-se cumprido os
padrões estabelecidos no RQS.
SAIDI
A Tabela 4-39 apresenta a evolução do
indicador SAIDI, para interrupções longas
dos PdE da rede BT.
SAIFI
2012
Previstas Imprevistas
11 12 14 21 23 24 26
Santa Maria
C 0,0 1,7 1,0 2,3 0,0
São Miguel
A 0,0 0,7 0,3 0,1 0,6
B 0,0 1,3 0,1 0,9 0,6
C 0,0 1,1 1,0 0,8 5,8 0,0
Terceira
A 0,0 0,6 0,2 0,4 10,6 0,0
C 0,0 1,2 0,0 1,3 2,3 17,4 0,0
Graciosa
C 0,0 1,6 0,6 0,3 10,2 0,0
São Jorge
C 0,0 3,3 1,7 0,7 4,4 0,0
Pico
C 0,0 2,4 0,0 1,4 0,8 11,4 0,0
Faial
A 0,0 0,1 0,1 1,1 1,5 0,0
C 0,0 2,2 0,4 2,2 7,8 0,0
Flores
C 0,0 2,5 5,0 0,4 10,2 0,0
Corvo
C 1,1 6,2
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
SAIFI
2009 2010 2011 2012 Padrões
Santa Maria
C 4,5 1,0 2,7 0,7 13,0
São Miguel
A 2,3 1,8 0,5 0,6 4,0
B 3,0 2,0 0,5 0,6 9,0
C 7,0 5,8 2,3 4,3 13,0
Terceira
A 2,1 2,6 1,4 3,0 4,0
C 13,5 7,6 4,3 5,1 13,0
Graciosa
C 3,5 9,7 8,9 5,4 13,0
São Jorge
C 12,5 4,9 2,8 2,3 13,0
Pico
C 7,1 7,5 2,1 6,2 13,0
Faial
A 2,2 1,7 0,2 0,1 4,0
C 8,5 6,0 2,4 0,9 13,0
Flores
C 1,0 7,9 1,8 8,5 13,0
Corvo
C 0,9 2,9 1,8 0,3 13,0
64
Comparativamente a 2011, verifica-se uma
redução deste indicador nas ilhas de Santa
Maria (-52%), São Miguel (-32%, -31% e -9%,
nas zonas A, B e C, respetivamente) e Corvo
(-77%), bem como na zona de qualidade
do tipo A da ilha do Faial. Nas restantes
ilhas/zonas de qualidade de serviço deu-se
um aumento do SAIDI, destacando-se a
evolução na ilha Terceira (192% em zonas A;
198% em zonas C), em São Jorge (232%),
Pico (178%) e Flores (158%).
Tabela 4-39 - Evolução do SAIDI BT - interrupções
longas (hh:mm)
Tabela 4-40 - SAIFI BT - interrupções longas, por
origem (hh:mm)
A origem das interrupções que mais contri-
buem para o valor do indicador é a rede
de distribuição em média tensão, nas ilhas
de Santa Maria, São Miguel, São Jorge, Pico
e Flores. Nestas ilhas as interrupções com
origem em centros produtores também são
relevantes no valor final do indicador. Verifi-
ca-se o inverso nas ilhas Terceira, Graciosa,
Faial e Corvo, onde a duração média das
interrupções é predominantemente influen-
ciada por incidentes com origem em cen-
tros produtores.
SAIDI
2009 2010 2011 2012
Santa Maria
C 4:55 3:28 4:13 2:02
São Miguel
A 3:18 1:55 0:40 0:27
B 3:44 3:56 1:01 0:42
C 10:08 7:08 3:16 2:58
Terceira
A 4:37 3:54 4:53 14:18
C 13:50 7:53 7:48 23:15
Graciosa
C 1:56 8:07 8:58 9:35
São Jorge
C 18:40 15:05 6:29 21:33
Pico
C 23:18 23:43 5:50 16:12
Faial
A 5:15 13:36 2:03 1:07
C 3:07 20:01 3:57 4:57
Flores
C 4:58 20:04 7:17 18:48
Corvo
C 3:31 4:43 6:37 1:32
SAIDI
2012
Prod. Transp. Dist. MT Dist. BT In.cliente
Santa Maria
C 0:29 1:19 0:12 0:00
São Miguel
A 0:01 0:08 0:14 0:02 0:00
B 0:10 0:00 0:25 0:06 0:00
C 0:27 0:00 2:25 0:05 0:00
Terceira
A 12:33 0:17 1:13 0:13 0:00
C 18:53 0:17 3:11 0:51 0:00
Graciosa
C 7:09 2:15 0:10 0:00
São Jorge
C 2:41 18:42 0:07 0:01
Pico
C 5:07 0:17 9:30 1:15 0:01
Faial
A 0:59 0:04 0:02 0:00
C 3:27 1:26 0:03 0:00
Flores
C 0:46 17:35 0:25 0:00
Corvo
C 1:26 0:06
65
Tabela 4-41 - SAIDI BT - interrupções longas, por
causa (hh:mm)
Os motivos de interrupções mais relevantes
no valor do SAIFI prendem-se com inciden-
tes por causas próprias na generalidade
das ilhas, salientando-se, também, as inter-
rupções por razões de serviço e os inciden-
tes fortuitos. Verificam-se exceções nas ilhas
de Santa Maria, Graciosa e na zona B de
São Miguel, onde predominam as interrup-
ções previstas por razões de serviço. Em São
Jorge são os casos fortuitos ou de força
maior que mais contribuem para o valor
deste indicador.
O indicador SAIDI, para interrupções longas
não tendo como origem centros produtores
e não abrangidas pelo artigo 13º do RQS
pode ser consultado na Tabela 4-42. Verifi-
cam-se reduções do valor do indicador em
quase todas as ilhas, destacando-se pela
negativa o comportamento verificado nas
ilhas do Pico e Flores.
Tabela 4-42 – SAIFI BT, para interrupções longas,
não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm)
Embora se verifiquem alguns crescimentos
do indicador, os padrões de qualidade
definidos no RQS foram cumpridos em todas
as ilhas.
SAIDI
2012
Previstas Imprevistas
11 12 14 21 23 24 26
Santa Maria
C 0:00 1:00 0:16 0:44 0:00
São Miguel
A 0:00 0:08 0:02 0:01 0:14
B 0:00 0:21 0:01 0:10 0:08
C 0:00 0:21 0:49 0:08 1:38 0:00
Terceira
A 0:00 0:36 0:03 0:03 13:34 0:00
C 0:00 1:17 0:00 0:24 0:22 21:10 0:00
Graciosa
C 0:00 7:11 0:02 0:01 2:19 0:00
São Jorge
C 0:00 7:53 10:34 0:03 3:01 0:01
Pico
C 0:00 6:04 0:00 1:22 0:16 8:29 0:00
Faial
A 0:00 0:02 0:02 0:28 0:34 0:00
C 0:00 1:01 0:14 1:02 2:39 0:00
Flores
C 0:00 5:50 2:35 0:01 10:19 0:00
Corvo
C 0:09 1:23
SAIDI
2009 2010 2011 2012
Santa Maria
C 1:14 0:29 0:43 0:14 24:00
São Miguel
A 1:09 0:53 0:19 0:14 6:00
B 0:57 0:50 0:07 0:08 12:00
C 5:22 2:43 1:31 1:19 24:00
Terceira
A 1:02 1:44 0:51 1:03 6:00
C 6:15 3:51 2:29 2:42 24:00
Graciosa
C 1:39 5:09 4:29 1:39 24:00
São Jorge
C 9:57 2:38 1:44 0:41 24:00
Pico
C 7:03 7:36 0:42 3:38 24:00
Faial
A 1:04 0:58 0:03 0:02 6:00
C 5:30 2:37 0:48 0:07 24:00
Flores
C 0:48 5:44 1:29 9:34 24:00
Corvo
C 2:04 1:14 0:43 0:06 24:00
Padrões
66
4.2. Indicadores individuais
Se os indicadores de carácter geral refe-
rem-se à totalidade dos clientes, os indica-
dores de natureza individual reportam-se
por ponto de entrega, por cliente ou por
ponto de ligação de um produtor. Sempre
que se verifique o incumprimento destes
indicadores, os clientes têm direito às com-
pensações estipuladas no ponto 1 do artigo
47º do RQS.
Com base no número e duração acumula-
da das interrupções em cada PdE da rede
de distribuição (BT e MT), verificou-se, por
confronto com os padrões estabelecidos no
RQS, a existência de algumas situações de
incumprimento. Em conformidade com o
RQS, e excluindo as interrupções que este
prevê, identificaram-se os clientes cujos
padrões individuais de qualidade de serviço
não foram cumpridos, em número ou em
duração. Nas tabelas seguintes constam os
padrões estipulados no RQS.
Tabela 4-43 - Padrão de número de interrupções
por ano
Tabela 4-44 - Padrão da duração total das inter-
rupções (horas por ano)
No ano de 2012, verificaram-se 7 212 situa-
ções de incumprimento dos padrões indivi-
duais de qualidade de serviço Este número
representa, cerca de, 6% do número de
clientes da EDA. Das 9 ilhas que compõem
o arquipélago dos Açores, 4 tiveram situa-
ções de incumprimento dos padrões indivi-
duais, sendo que na ilha do Faial as com-
pensações reverteram, na totalidade, para
o Fundo de Reforço dos Investimentos. Co-
mo podemos constatar pela tabela “Núme-
ro total de compensações” a grande maio-
ria dos incumprimentos são de baixa ten-
são, cerca de 98,7%, e pertencem às ilhas
de São Miguel, Terceira, Pico e Faial com
0,04%, 96,9%, 3,0% e 0,03%, respetivamente.
Zona MT BT
A 9 13
B 22 28
C 44 50
Zona MT BT
A 4 6
B 9 11
C 22 27
67
Tabela 4-45 - Número total de compensações
O total das situações de incumprimento dos
indicadores individuais de qualidade de
serviço totalizou uma quantia de 125 368€.
Apesar da média tensão ter apenas 1,3%
do número de situações de incumprimento,
representa, cerca de, 30 % do valor das
compensações.
Tabela 4-46 - Valor total de compensações (€)
Conforme a tabela seguinte, de forma a
melhorar a Qualidade de Serviço, verifica-
se que 1 986,76€ do total de 125 367,6€ re-
verteram para o Fundo de Reforço dos In-
vestimentos das respetivas zonas. Das 7 212
situações de clientes com direito a indemni-
zação, 5 620 deram, efetivamente, origem
a compensação a clientes enquanto as
restantes 1 592 reverteram para o Fundo de
Reforço dos Investimentos das respetivas
zonas, de forma a melhorar a sua Qualida-
de de Serviço.
BT <= 20,7 MT BT <= 20,7 BT > 20,7 MT
São Miguel
B 3 3
Terceira
A 10 8 6 033 127 61 6 239
C 725 4 21 750
Pico
C 215 2 1 218
Faial
A 2 2
Total EDA 10 8 6 978 133 83 7 212
ZonaNúmero Duração
Total
BT <= 20,7 MT BT <= 20,7 BT >20,7 MT
SÃO MIGUEL
B 11 11
TERCEIRA
A 72 1.707 74.600 10.530 34.556 121.465
C 1.669 58 1.170 2.898
Pico
C 859 25 106 990
Faial
A 4 4
Total EDA 72 1.707 77.144 10.612 35.833 125.368
ZonaNúmero Duração
Total
68
Tabela 4-47 - Compensações que revertem para o fundo de reforço de investimento
De acordo com a Tabela 4-48, na Região
Autónoma dos Açores, em 2012, registaram-
se 618 situações onde ocorreram incumpri-
mentos de duração e número em simultâ-
neo.
Tabela 4-48 - Nº de situações com incumprimentos de duração e número em simultâneo
Duração Total Duração Total
São Miguel
B 1 1 2,44 2,44
Terceira
A 965 965 1328,47 1328,47
C 562 562 590,64 590,64
Pico
C 62 62 61,25 61,25
Faial
A 2 2 3,96 3,96
Total EDA 1592 1592 1986,76 1986,76
Zona
Número de compensações Montante (€)
BT <= 20,7
Número Número Duração Número Duração
Terceira
A 10 520 38 8 42 618
Total EDA 10 520 38 8 42 618
ZonaBT >20,7 MT
Total
69
5. Qualidade da onda de ten-
sãoA qualidade da energia entregue aos con-
sumidores, que é definida pela forma da
onda de tensão, está diretamente relacio-
nada com a qualidade da onda de tensão
da rede. Embora exista uma série de índices
para qualificar a onda de tensão, serão, em
última estância, os equipamentos dos con-
sumidores a determinar a qualidade da
mesma. Com a crescente automatização
das indústrias, a qualidade da forma da
onda de tensão torna-se cada vez mais
relevante considerando que, a falta de
regulação da mesma pode acarretar cus-
tos elevados, principalmente, para os con-
sumidores industriais.
De acordo com o estipulado no Regula-
mento de Qualidade de Serviço (RQS),
compete à concessionária de transporte e
distribuição garantir que a energia elétrica
fornecida cumpre o especificado nas nor-
mas e/ou regulamentos, sendo que, os pa-
râmetros da qualidade da onda de tensão
devem ser monitorizados numa amostra da
rede segundo um plano a submeter a
aprovação à Direção Regional do Comér-
cio, Industria e Energia, competindo à enti-
dade reguladora (ERSE) a fiscalização do
cumprimento deste plano.
5.1. Plano de monitorização
A EDA propôs-se efetuar a monitorização
da qualidade da onda de tensão em 2012,
nos pontos da sua rede de transporte e
distribuição apresentadas na Tabela 5-1,
utilizando equipamentos fixos (52 instala-
ções), com medições das características da
onda de tensão durante 52 semanas do
ano.
As medições efetuadas, cujos principais
resultados são resumidos a seguir mostram
que nas instalações da EDA são, generica-
mente, observados os valores de referência
adotados para os parâmetros da qualidade
da onda de tensão pelo RQS e pela EN
50160.
I lha SEBarramento
(kV)Linha PT Nome
Zona
geográfica
Tipo de
carga
Pot. Inst.
(kVA)
S. MARIA AEROPORTO 6 - -
S. MARIA AEROPORTO 10 - -
S. MARIA AEROPORTO 6 ALMAGREIRA 1PT0054 PT PICO ALTO C 0%R/100%I+S 50
70
I lha SEBarramento
(kV)Linha PT Nome
Zona
geográfica
Tipo de
carga
Pot. Inst.
(kVA)
S.M IGUEL CALDEIRÃO 60 - -
S. MIGUEL CALDEIRÃO 30 - -
S. MIGUEL MILHAFRES 30 - -
S. MIGUEL P.DELGADA 10 - -
S. MIGUEL S. ROQUE 10 - -
S. MIGUEL AEROPORTO 10 - -
S. MIGUEL LAGOA 10 - -
S. MIGUEL LAGOA 30 - -
S. MIGUEL FOROS 10 - -
S. MIGUEL FOROS 30 - -
S. MIGUEL FOROS 60 - -
S. MIGUEL VILA FRANCA 10 - -
S. MIGUEL VILA FRANCA 30VILA FRANCA -
FURNAS2PT0034 RIBEIRA QUENTE C 86%R/14%I+S 400
S. MIGUEL FOROS 30 FOROS - NORDESTE 2PT0502LOT. DA LOMBA
DO ALCAIDEC 91%R/9%I+S 250
S. MIGUEL FOROS 10 RIB. GRANDE 02 2PT0440LOT. ALBANO
VIEIRAB 85%R/15%I+S 315
S. MIGUEL P.DELGADA 10 P.DELGADA 5 2PT0224ALDEAMENTO
S.GONCALOA
82%R/18%
I+S400
S. MIGUEL VILA FRANCA 10 VILA FRANCA 02 2PT0237BAIRRO DO
CARNEIROC 93%R/7%I+S 630
S. MIGUEL MILHAFRES 30MILHAFRES -
CAPELAS2PT0188
IGREJA –
REM.BRETANHAC 79%R/21%I+S 400
S. MIGUEL AEROPORTO 10 AEROPORTO 02 2PT0080CANTO DA
FONTINHAA 80%R/20%I+S 630
S. MIGUEL LAGOA 30LAGOA - VILA
FRANCA2PT0046 RIBEIRA CHA C 89%R/11%I+S 400
TERCEIRA BELO JARDIM 15 - -
TERCEIRA BELO JARDIM 30 - -
TERCEIRA VINHA BRAVA 15 - -
TERCEIRAANGRA
HEROÍSMO15 - -
TERCEIRA LAJES 15 - -
TERCEIRA LAJES 6,9 - -
TERCEIRAQUATRO
RIBEIRAS15
TERCEIRA VINHA BRAVA 15VINHA BRAVA -
SÃO MATEUS3PT0015 VINHA BRAVA A 51%R/49%I+S 250
TERCEIRA BELO JARDIM 15PRAIA DA VITÓRIA -
VILA NOVA3PT0060 VALE FARTO C 84%R/16%I+S 400
TERCEIRAANGRA
HEROÍSMO15
ANGRA DO
HEROÍSMO 023PT0002 CONCEIÇÃO A 52%R/48%I+S 250
TERCEIRAQUATRO
RIBEIRAS15
QUATRO RIBEIRAS -
VILA NOVA3PT0259
RUA DOS
MOINHOSC 89%R/11%I+S 250
71
Tabela 5-1 Pontos de monitorização permanente em 2012
Observações ao plano de monitoriza-
ção
Equipamentos instalados na média ten-
são
Ilha de Santa Maria: por avaria do equipa-
mento (Topas 1019) não foi possível monito-
rizar o barramento de 6kV da Central Térmi-
ca no decorrer do ano de 2012.
Ilha de São Miguel: avaria do equipamento
(Topas 1019) não foi possível monitorizar o
barramento de 60kV da CT Caldeirão de-
pois de 12 de maio.
Ilha das Flores: Central Térmica Além Fazen-
da (400Vac): período de monitorização
primeiro trimestre 2012. A CT Lajes entrou em
funcionamento no final de fevereiro
Equipamentos instalados na baixa ten-
são
O plano decorreu conforme previsto, exce-
tuando a seguinte instalação que por falta
de cobertura GPRS foi substituída por outra
instalação na mesma linha, que ainda não
tinha sido monitorizada:
I lha SEBarramento
(kV)Linha PT Nome
Zona
geográfica
Tipo de
carga
Pot. Inst.
(kVA)
GRACIOSA QUITADOURO 15 - -
GRACIOSA QUITADOURO 15QUITADOURO
GUADALUPE 014PT0002 GUADALUPE C 88%R/12%I+S 200
S. JORGECAMINHO
NOVO15 - -
S. JORGECAMINHO
NOVO15 RELVINHA/ TOPO 5PT0039 CRUZAL C 94%R/6%I+S 100
PICO MADALENA 15 - -
PICO LAJES 15 - -
PICO S. ROQUE 30 - -
PICO S. ROQUE 15 - -
PICO LAJES 15 LAJES/ PIEDADE 6PT0096Z. IND. DAS
LAJESC 25%R/75%I+S 160
PICO MADALENA 15 MADALENA 01 6PT0117PORTO DA
MADALENAC 0%R/100%I+S 250
PICO SÃO ROQUE 15SÃO ROQUE –
SANTA LUZIA6PT0126 TUNAPESCA C 0%R/100%I+S 630
FAIAL STA. BARBARA 15 -
FAIAL STA. BARBARA 15SANTA BÁRBARA
017PT0065
SÃO
FRANCISCOA 59%R/41%I+S 315
FAIAL STA. BARBARA 15S. BÁRBARA –
C.BRANCO7PT0032 FARROBIM SUL C 82%R/18%I+S 100
FLORESALÉM
FAZENDA0,4
FLORESALÉM
FAZENDA15 - -
FLORESALÉM
FAZENDA15 S.CRUZ 2 8PT0003
MONTE SANTA
CRUZC 80%R/20%I+S 250
CORVO CORVO 15 - -
72
Tabela 5-2 Alteração ao plano de monitorização 2012
Opções de cálculo
Para a escolha entre as várias semanas e
entre os vários locais foram criados dois
indicadores semanais:
• Indicador para as grandezas do re-
gime permanente – Continuous Power Qua-
lity Índex (CPQI). Para as grandezas com
níveis máximos e mínimos (como a tensão e
a frequência) os valores máximos e mínimos
e os percentis de 5% e 95% são normaliza-
dos de acordo com a expressão:
É retido o maior valor de entre os calcula-
dos para as 3 fases dos percentis 5% e 95%.
• Para as grandezas apenas com ní-
veis máximos, são normalizados os percentis
95% de acordo com a seguinte expressão:
É retido o maior valor entre as 3 fases
Se todos os valores forem inferiores a 1, é
retido como CPQI o maior valor. No caso
contrário são somados todos os valores
superiores a 1.
A seleção das semanas apresentadas por
equipamento foi efeituada utilizando o
seguinte princípio:
• a semana cujo valor CPQI corres-
ponde à mediana dos valores;
• a semana com o pior índice do
CPQI;
• a semana com o melhor índice de
CPQI.
5.2. Qualidade onda de
tensão
Em todos os pontos de medição referidos
no plano de monitorização, foram monitori-
zados os seguintes parâmetros:
• Valor eficaz de tensão;
• Frequência;
• Cavas de tensão;
• Tremulação (flicker);
• Distorção harmónica;
• Desequilíbrio do sistema trifásico de
tensões;
• Sobretensões.
SE / Barramento
(kV)Linha PT Nome PT Nome
Zona
geográfica
VINHA BRAVA / 15VINHA BRAVA -
SÃO MATEUS3PT0015
VINHA
BRAVA3PT0016
POSTO
SANTOC
Instalação monitorizada em 2012Plano de monitorização proposto
LIMITE
MEDIDORMS V
VCPQI
)NOMINALVLIMITE(V)NOMINALVMEDIDO(V=RMSCPQI
73
Foram selecionadas três semanas, de acor-
do com os critérios expostos no ponto 4.1.1.
Os valores registados nos períodos em análi-
se são apresentados no anexo IV.
5.2.1. Amplitude
O Regulamento de Qualidade de Serviço
estabelece para a alta tensão que em
condições normais de exploração, 95% dos
valores eficazes médios de 10 minutos da
tensão de alimentação deve estar com-
preendia no intervalo de Uc±5%, em que Uc
é a tensão declarada, sem ultrapassar a
tensão máxima da rede, por cada período
de medição de uma semana.
A Norma Portuguesa NP EN 50160 define
que para a Média Tensão, em condições
de funcionamento normal, excluindo os
períodos com interrupções, 95% dos valores
eficazes médios de 10 minutos para cada
período de uma semana devem estar
compreendidos na gama de Uc±10%.
Esta Norma também impõe para a Baixa
Tensão, em condições normais de explora-
ção, não considerando as situações subse-
quentes a defeitos ou a interrupções de
alimentação durante cada período de uma
semana, 95% dos valores eficazes médios
de 10 minutos devem situar-se na gama de
Un ±10%.Todos os valores eficazes de 10
minutos da tensão de alimentação devem
estar no interior da gama de Un+10%/-15%.
A revisão da NP EN 501560:2010 definiu no-
vos limites para a média tensão: pelo me-
nos 99% dos valores eficazes médios de 10
minutos da tensão de alimentação devem
estar compreendidas na gama Uc±10%.
Todos os valores eficazes de 10 minutos da
tensão de alimentação devem estar no
interior da gama de Uc±15%.
Da análise dos valores registados, conclui-se
a conformidade dos valores registados com
o RQS para a alta tensão e com a NP EN
50160 para a média e baixa tensão nos
pontos de rede monitorizados, em todas as
ilhas da Região.
5.2.2. Tremulação (Flicker)
Ao nível da alta tensão, o Regulamento de
Qualidade de Serviço define que os índices
de severidade da tremulação (curta e lon-
ga duração) devem ser inferiores, com pro-
babilidade de 95% por cada período de
medição de uma semana a 1.
Para a média e para a baixa tensão, a NP
EN 50160 define que em condições de fun-
cionamento normal, durante cada período
de uma semana, a severidade de longa
duração da tremulação causada pelas
flutuações de tensão deverá ser inferior a 1
(Plt≤1) para 95% do tempo.
Da análise dos valores registados, conclui-se
a conformidade destes com o RQS e com a
EN 50160 para a Alta, Média e Baixa tensão
nos pontos de rede monitorizados, com
exceção das seguintes situações de incon-
formidade descritos detalhadamente de
seguida.
Ilha Terceira
Para a baixa tensão e para as semanas
selecionadas foi registada uma semana
não conforme no 3PT0016 (1 a 7 de outu-
bro) numa das fases (L3-N) tendo-se regis-
tado uma percentagem de dados confor-
me de 94,55% (L3-N), e um percentil de 95%
de 1.08, Esta não conformidade não ofere-
ce motivo de preocupação por se conside-
rarem com efeitos nocivos negligenciáveis
para os clientes, não só pela natureza dos
parâmetros em que se registaram as não
74
conformidades como pelos valores atingi-
dos, ligeiramente acima dos máximos regu-
lamentares.
Ilha São Jorge
Para a Baixa Tensão, e para as semanas
selecionadas, foi registado o incumprimento
da NP EN 50 160 no PT 39 - Cruzal na sema-
na de 12 a 18 de março, situação que não
é alheia à localização do PT na linha de
média tensão Relvinha-Topo onde está
ligado à rede de média tensão o parque
eólico da Ilha de São Jorge. A não confor-
midade detetada afetou todas as fases
monitorizadas, tendo-se registado uma per-
centagem máxima de dados conforme
para as três fases de 88,19% e um percentil
95 máximo para as três fases de 1.27. Esta
não conformidade não oferece motivo de
preocupação por se considerarem com
efeitos nocivos negligenciáveis para os cli-
entes
As variações da velocidade do vento po-
derão contribuir para os valores de tremu-
lação não regulamentares registados no PT.
No decorrer do ano de 2012 prevê-se, no
âmbito de uma obra de investimento da
empresa de eletricidade e gás, a desativa-
ção das cinco torres Nordtank (geradores
assíncronos) e a colocação em serviço de
mais duas torres Enercon (geradores síncro-
nos) esperando-se que se traduza na redu-
ção dos valores de tremulação na ilha de
São Jorge. Num total de 32 semanas moni-
torizadas, em 9 foram registadas o incum-
primento nos valores de tremulação.
Ilha do Pico
Para a baixa tensão e para as semanas
selecionadas foi registado o incumprimento
numa das semanas no 6PT0126 (12 a 18 de
novembro) nas três fases monitorizadas,
registando-se um valor máximo para o per-
centil 95 para a tremulação de longa dura-
ção para as três fases de 1.98.
O 6PT0126 – Tunapesca (Linha São Roque-
Santa Luzia), do tipo cabina baixa está
equipado com um TP de 630 kVA e alimen-
ta uma zona industrial em São Roque com-
posta por várias oficinas mecânicas. As
flutuações de tensão são provocadas prin-
cipalmente por cargas de potência signifi-
cativa, com regimes de funcionamento
instáveis.
A EDA irá proceder a um processo de moni-
torização complementar por forma a identi-
ficar a causa perturbadora, ou a eventual
avaria no equipamento conforme já suce-
deu no passado para esta mesma grande-
za para equipamentos do mesmo fabrican-
te. Na subestação a montante o problema
não se manifesta, No próximo relatório de
monitorização da Qualidade da Onda de
Tensão, serão detalhadas as ações de veri-
ficação e atenuação da não conformida-
de detetada na instalação e desencadea-
das pela EDA, utilizando para tal um equi-
pamento portátil de monitorização de qua-
lidade de onda de tensão classe A.
Ilha do Corvo
Para a média tensão e para as semanas
selecionadas foi registado o incumprimento
numa das semanas na Central do Corvo.
A rede de distribuição MT da ilha do Corvo
tem origem na central termoeléctrica do
Corvo e é explorada com uma tensão de
serviço de 15 kV, sendo responsável pelo
fornecimento de energia elétrica em toda a
ilha.
O sistema elétrico da ilha do Corvo apenas
possui a subestação do Corvo que contém
75
dois transformadores de 15/0,4 kV, com
uma potência unitária de 0,4 MVA, totali-
zando 0,8 MVA. A rede de distribuição do
Corvo, com uma extensão de 1,04 km, ali-
menta um posto de transformação com
uma potência instalada de 800 kVA.
Atendendo ao sistema elétrico existente no
Corvo e às flutuações de tensão provoca-
das pelas cargas existentes no único Posto
de Transformação, conduziram a valores de
Tremulação não regulamentares.
5.2.3. Desequilíbrio
No que diz respeito ao desequilíbrio das
tensões, o Regulamento de Qualidade de
Serviço (para a alta tensão) e a Norma
Portuguesa NP EN 50 160 (no caso da média
e baixa tensão) estabelecem, para cada
período de uma semana, 95% dos valores
eficazes médios de 10 minutos da compo-
nente inversa da tensão de alimentação
deve estar dentro da gama de 0 a 2% da
componente direta correspondente.
Assim, verificou-se a conformidade em 100%
dos valores registados para os diferentes
níveis de tensão, em todas as ilhas da RAA,
com exceção da ilha das Flores que apre-
sentou a seguinte inconformidade:
Ilha das Flores
Na ilha das Flores, verificou-se a conformi-
dade em 100% dos valores registados com
a norma NP EN 50160 para os diferentes
níveis de tensão, à exceção de duas das
três semanas associadas ao barramento 1
de 15kV da Subestação Além Fazenda,
onde foi registado um valor máximo de
desequilíbrio de 4,31%. Os valores de dese-
quilíbrio não regulamentar provêm de uma
avaria ou deficiência nas ligações de um TT
e que não afeta clientes.
No ano de 2012 a EDA procedeu à remode-
lação da rede de distribuição da ilha das
Flores e a transferência da produção térmi-
ca da CT Além Fazenda para a CT Lajes
(mês de fevereiro).
5.2.4. Frequência
Para a alta tensão, o Regulamento de Qua-
lidade de Serviço e, para a média e baixa
tensão, a Norma Portuguesa NP EN 50160
definem que, em condições normais de
exploração o valor médio da frequência,
medido em intervalos de 10 segundos, deve
estar compreendido entre a seguinte gama
de valores:
50Hz ±2% durante 95% dos valores
registados numa semana;
50Hz ±15% durante 100% dos valores
registados numa semana.
Por análise dos relatórios disponibilizados
pela aplicação de monitorização, verifica-
se a conformidade em 100% dos valores
registados nos equipamentos no período
selecionado e para as semanas seleciona-
das.
5.2.5. Harmónicos
Relativamente à distorção harmónica, veri-
fica-se o cumprimento em todos os pontos
medidos com a NP EN 50160 (para a média
e baixa tensão) e com o Regulamento de
Qualidade de Serviço (no caso da alta
tensão), em todas as ilhas do arquipélago,
com exceção de São Miguel, onde se regis-
tou a seguinte não conformidade para a
baixa tensão numa das semanas selecio-
nadas para o 2PT0224 – Aldeamento São
Gonçalo, para a 15ª harmónica (26 de
março a 1 de abril), onde na fase 2 e 3 fo-
ram registadas percentagem de dados
conforme de 94,4% e 92,5% respetivamente.
76
O 2PT00224 é do tipo cabina baixa, e está
equipado com um TP de 400 kVA, cujo gru-
po de ligação é Dyn5, e alimenta uma zona
maioritariamente residencial na cidade de
Ponta Delgada e consequentemente por
várias cargas não lineares como seja o tipo
de iluminação e computadores que origi-
nam as harmónicas triplas. A EDA estuda
medidas de minimização da situação não
conforme detetada procurando a identifi-
cação das fontes de perturbação e diminu-
ição do impacto da 15ª harmónica.
5.2.6. Cavas
A classificação de cavas que se segue foi
efetuada com base na extração direta dos
registos dos equipamentos de qualidade de
onda de tensão, utilizando um intervalo de
agregação temporal de 1 minuto. Deste
modo, nos quadros seguintes estão con-
templados as ocorrências registadas pelos
equipamentos, mesmo que não tenham
afetado clientes por a rede a jusante estar
desligada.
Ilha de Santa Maria
Na Tabela 5-3 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a Média Ten-
são na ilha de Santa Maria. Em 2012, regis-
tou-se um total de 49 cavas na Média Ten-
são, valor contabilizado segundo o método
da agregação temporal a 1 minuto, con-
forme recomendado no Regulamento de
Qualidade de Serviço. A grande maioria
das cavas de tensão registadas na Média
Tensão (83,6%) está dentro da área de imu-
nidade para classe 3 de equipamentos
definida no anexo B da EN50160.
Tabela 5-3 Cavas na média tensão na Ilha de
Santa Maria
Na média tensão, e para o ano de 2012, a
cava com maior amplitude foi de 89.83% da
tensão declarada e com uma duração
equivalente de 0,710 segundos registada na
Subestação do Aeroporto na sequência de
um defeito entre fases na linha Aeroporto -
Santa Bárbara 2 (SGI 120120000000138). A
cava com maior duração equivalente foi
também registada na Subestação do Ae-
roporto com uma duração equivalente de
2,869 segundos e amplitude de 16,68% da
tensão declarada registada na sequência
de uma indisponibilidade não programada
com origem na Produção – saída de para-
lelo grupo térmico 8 (SGI 120120000000156).
Na Tabela 5-4 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a Baixa Ten-
são. A maioria das cavas de tensão (92%)
está dentro da área de imunidade para
classe 3 de equipamentos definida no ane-
xo B da EN50160. A análise à tabela 4 permi-
te concluir da existência de uma cava mais
severa que todas as outras registada no
1PT0054 com um afundamento do valor
eficaz da tensão de 81,78% com uma dura-
ção equivalente de 1.062 segundos regista-
da após defeito entre fases na linha Saída
Aeroporto 3 (SGI 120120000000092). Desa-
gregando esta cava verifica-se que a cava
agregada com maior amplitude foi de
81,78% (duração de 0,350 segundos) e a
cava agregada com maior duração foi de
0,36 segundos (amplitude de 80,77% da
tensão declarada).
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 6000090 > u >= 80 25 6 2 3 0
80 > u >= 70 1 2 1 1 0
70 > u >= 40 2 0 0 0 0
40 > u >= 5 0 2 4 0 0
5 > u 0 0 0 0 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
77
Tabela 5-4 Cavas na baixa tensão na Ilha de
Santa Maria
Para a baixa tensão, e também para o ano
de 2012, a cava com maior amplitude em
relação à tensão declarada foi de 90, 79%
e duração equivalente de 0.838 segundos
registada no 1PT0054 – PT Pico Alto, na se-
quência de um defeito entre fases na linha
Aeroporto - Santa Bárbara 2 (SGI
120120000000138). A cava com maior dura-
ção equivalente foi de 7,108 segundos e
amplitude de 22.30% da tensão declarada
registada na sequência de uma indisponibi-
lidade não programada com origem na
Produção – saída de paralelo grupo térmi-
co 8 (SGI 120120000000156).
Ilha de São Miguel
Na Tabela 5-5 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a alta e mé-
dia Tensão. Pela análise da tabela 5 con-
clui-se que a maioria das cavas de tensão
(54,7%) está dentro da área de imunidade
para classe 3 de equipamentos definida no
anexo B da EN50160. Pela análise da tabela
5, conclui-se da existência de cavas mais
severas que outras (33).
Analisando as cavas mais severas conclui-se
que:
- 57,5% das cavas ocorreram no mesmo dia
– 14 de maio, e 9% no dia 20 de agosto. No
primeiro dia foram registadas trovoadas e o
segundo dia está associado à passagem do
furacão Gordon ao largo da Ilha de São
Miguel.
-Nas cavas registadas no dia 14 de maio:
39,4% das cavas foram registadas na se-
quência de condições atmosféricas adver-
sas (trovoada) e 18,1% na sequência de um
defeito entre fases na linha Milha-
fres/Livramento motivado por avaria num
transformador de um Posto de Transforma-
ção particular (SGI 220120000001338).
- 33,3% das cavas foram registadas na se-
quência de defeitos entre fases na linha
Lagoa-Vila Franca.
- 6% das cavas estão associadas a indispo-
nibilidades não programadas com origem
na produção geotérmica.
- Do ponto de vista geográfico 39,3% das
cavas foram registadas na Subestação da
Lagoa e 30,3% na Subestação dos Milhafres,
18,18% na Subestação dos Foros, 6% na
Subestação de Ponta Delgada. O facto de
estas Subestações incluírem zonas onde
predominam as redes aéreas, naturalmente
expostas aos efeitos perturbadores das
condições atmosféricas e demais fenóme-
nos naturais contribui para que sejam estas
as zonas mais afetadas pelos defeitos elétri-
cos e consequentemente pelas cavas de
tensão deles resultantes.
Tabela 5-5 Cavas na alta e média tensão na Ilha
de São Miguel
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 6000090 > u >= 80 22 23 20 15 0
80 > u >= 70 0 1 2 2 1
70 > u >= 40 0 0 0 0 0
40 > u >= 5 0 0 1 1 0
5 > u 0 0 0 0 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
90 > u >= 80 472 106 122 6 0
80 > u >= 70 122 94 114 25 0
70 > u >= 40 241 210 193 238 0
40 > u >= 5 33 49 63 24 0
5 > u 3 0 1 9 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
78
Ainda para a Média Tensão, e para o ano
de 2012, a cava com maior amplitude foi
de 98.84% da tensão declarada com uma
duração equivalente de 0.099 segundos na
Subestação de Ponta Delgada – barramen-
to 2, na sequência de uma indisponibilida-
de programada para trabalhos de conser-
vação de equipamentos na Subestação de
Ponta Delgada (SGI 220120000000796). A
cava registada na Média Tensão com mai-
or duração equivalente foi registada na
Subestação de Vila Franca – 10kV com uma
duração equivalente de 3 segundos e uma
amplitude de 38,04% da tensão declarada
registada na sequência de uma indisponibi-
lidade não programada para conservação
de equipamentos na linha Lagoa-Vila Fran-
ca (SGI 220120000003191).
Na Tabela 5-6 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a Baixa Ten-
são. Pela análise da tabela 6 conclui-se que
A maioria das cavas de tensão (51%) está
dentro da área de imunidade para classe 3
de equipamentos definida no anexo B da
EN50160.
Analisando as cavas mais severas (16), con-
clui-se que:
- 50% das cavas foram registadas no dia 14
de maio e 43,7% ocorreram no dia 12 de
maio.
- 62,5% das cavas foram registadas na se-
quencia de defeitos entre fases com origem
em condições atmosféricas adversas (tro-
voada) – SGI 220120000001257,
220120000001416).
-18,7% das cavas foram registadas na se-
quência de um defeito entre fases na linha
Milhafres/Livramento motivado por avaria
num transformador de um Posto de Trans-
formação particular (SGI 220120000001338).
- 68,75% das cavas ocorrem no 2PT0188 –
Igreja – Remédios Bretanha(linha Milhafres-
Capelas).
Tabela 5-6 Cavas na baixa tensão na Ilha de São
Miguel
Na baixa tensão a cava com maior ampli-
tude registada no ano de 2012, foi de
96.98% da tensão declarada com uma
duração equivalente de 1.221 segundos
registada no 2PT0188 – Igreja – Remédios da
Bretanha, na sequência de uma indisponibi-
lidade não programada com origem numa
descarga atmosférica sobre a linha Caldei-
rão Milhafres (SGI 220120000001415). A ca-
va com maior duração equivalente foi re-
gistada no 2PT0046 - Ribeira Chã na se-
quência de uma indisponibilidade progra-
mada na linha Lagoa Vila Franca (SGI
220120000003191) com uma duração equi-
valente de 3.20 segundos e uma variação
em relação à tensão declarada de 68.29%.
Ilha Terceira
Na tabela seguinte são classificadas as
cavas na Média Tensão conforme EN
50160:2010 para a Ilha Terceira. A maioria
das cavas de tensão (72%) está dentro da
área de imunidade para classe 3 de equi-
pamentos definida no anexo B da EN50160.
Analisando as cavas mais severas (38) con-
forme [1], conclui-se que:
- Foram registadas num total de sete dias,
sendo que 42% das mesmas foram regista-
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 6000090 > u >= 80 181 45 47 1 0
80 > u >= 70 59 43 29 12 0
70 > u >= 40 70 90 54 81 0
40 > u >= 5 17 30 15 14 0
5 > u 0 0 0 2 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
79
das no dia 12 de agosto, 24% no dia 24 de
setembro.
- A grande maioria das cavas teve origem
em indisponibilidades não programadas
com origem na produção térmica (25):
65,79%, tendo sido registadas em apenas
dois dias: 12 de agosto e 24 de setembro
(SGI 320120000001716, SGI
320120000002203).
- Doze das cavas consideradas como mais
severas tiveram origem em defeitos em
Postos de transformação particulares ((8)-
SGI 320120000001806 e 320120000001903),
resultante de intervenção de terceiros ((2) -
SGI 320120000000343) ou de causa desco-
nhecidas ((2): 31,58% - SGI
320120000001628).
- Barramentos MT mais afetados: 36,84%
foram registados na SE Vinha brava, 21,05%
na SE de Angra de Heroísmo, 18,42% na SE
de Lajes, 15,79% na SE Belo Jardim, SE Qua-
tro Ribeiras com 2,63%.
Tabela 5-7 Cavas na média tensão na Ilha Tercei-
ra
Na Média Tensão, e para o ano de 2012, a
cava com maior amplitude em relação à
tensão declarada foi registada na CT Belo
Jardim 15kV com 97.34% da tensão decla-
rada e uma duração equivalente de 0.222
segundos registada na sequência de uma
indisponibilidade não programada com
origem na atuação de proteção de um dos
transformadores na Subestação do Belo
Jardim (SGI 320120000001001). A cava com
maior duração equivalente foi registada na
Subestação do Belo Jardim 30kV (SGI
320120000001716) na sequência de uma
interrupção geral com origem na Produção
com uma duração equivalente 127 segun-
dos e uma amplitude de 66% da tensão
declarada. Esta cava foi registada quando
os disjuntores das saídas de linha do barra-
mento de 30kV estavam desligados (SGI
320120000001716).
Na Tabela 5-8 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a Baixa Ten-
são para a Ilha Terceira. A maioria das ca-
vas de tensão (69%) está dentro da área de
imunidade para classe 3 de equipamentos
definida no anexo B da EN50160. Analisan-
do as cavas mais severas (5), conforme [1],
conclui-se que:
- 80% das cavas mais severas foram regista-
das na sequência de indisponibilidades não
programadas com origem em defeitos nas
instalações de clientes particulares (SGI
320120000001806 e SGI 320120000001903) ou
resultante da intervenção de terceiros (SGI
320120000000343).
- 60% das cavas mais severas foram regista-
das no 3PT002 – Conceição (Angra Heroís-
mo 2);
Tabela 5-8 Cavas na baixa tensão na Ilha Terceira
Na baixa tensão a cava com maior ampli-
tude registada no ano 2012 foi de 96.84%
da tensão declarada com uma duração
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 6000090 > u >= 80 1014 196 37 76 12
80 > u >= 70 315 79 11 63 5
70 > u >= 40 226 283 91 58 22
40 > u >= 5 24 49 13 15 1
5 > u 0 1 0 0 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 6000090 > u >= 80 117 19 9 4 0
80 > u >= 70 73 11 2 4 1
70 > u >= 40 81 70 18 7 1
40 > u >= 5 11 21 3 4 0
5 > u 1 0 0 0 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
80
equivalente de 0.136 segundos registada no
3PT0060- Vale Farto, na sequência de uma
indisponibilidade não programada com
origem na desligação de um transformador
na Subestação do Belo Jardim (SGI
320120000001001). A cava com maior dura-
ção equivalente foi registada no 3PT0002 –
Conceição, com uma duração equivalente
de 17.93 segundos e amplitude de 23.36%
da tensão declarada registada na sequên-
cia de uma interrupção geral na Ilha Tercei-
ra (SGI 320120000003327).
Ilha Graciosa
Na tabela seguinte são classificadas as
cavas na média tensão conforme EN
50160:2010 para a Ilha Graciosa. A maioria
das cavas de tensão (63%) está dentro da
área de imunidade para classe 3 de equi-
pamentos definida no anexo B da EN50160.
A análise à tabela 9 permite concluir da
existência de uma cava mais severa que
todas as outras registada na CT Quitadouro
registada na sequência dos trabalhos de
manutenção na CT Quitadouro e na repo-
sição do sistema elétrico na Ilha (SGI
420120000000082).
Tabela 5-9 Cavas na média tensão na Ilha Graci-
osa
Na média tensão e para o ano 2012, a ca-
va com maior amplitude em relação à ten-
são declarada foi de 88.03% com uma du-
ração equivalente de 0.369 segundos, regis-
tada na CT Quitadouro na sequência de
um defeito entre fases da linha Quitadouro
Guadalupe 02 (SGI 420120000000126). A
cava com maior duração equivalente na
Média Tensão foi também registada na
Central Térmica do Quitadouro com uma
duração equivalente de 18.818 segundos e
amplitude de 37.38% da tensão declarada
registada na sequência dos trabalhos de
manutenção na CT Quitadouro e na repo-
sição do sistema elétrico na Ilha (SGI
420120000000082).
Na Tabela 5-10 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a baixa ten-
são da Ilha Graciosa. A maioria das cavas
de tensão (73%) está dentro da área de
imunidade para classe 3 de equipamentos
definida no anexo B da EN50160.
Tabela 5-10 Cavas na baixa tensão na Ilha Gra-
ciosa
Na baixa tensão a cava registada com
maior amplitude em relação à tensão de-
clarada foi de 87.43% com uma duração
equivalente de 0.27 segundos registada no
4PT0002 – Guadalupe, na sequência de um
defeito entre fases da linha Quitadouro
Guadalupe 02 (SGI 420120000000126). A
cava com maior duração equivalente foi
registada também no 4PT0002 com uma
duração equivalente de 3.26 segundos e
uma amplitude 28.422% da tensão declara-
da registada na sequência de uma indispo-
nibilidade não programada com origem na
Produção Térmica. Saída do grupo 4 de
paralelo (SGI 420120000000191).
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 6000090 > u >= 80 49 15 3 1 0
80 > u >= 70 11 10 4 3 0
70 > u >= 40 1 3 4 5 1
40 > u >= 5 0 13 3 0 0
5 > u 0 0 0 0 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 6000090 > u >= 80 30 8 0 0 0
80 > u >= 70 3 4 3 1 0
70 > u >= 40 0 0 0 1 0
40 > u >= 5 2 10 0 0 0
5 > u 0 0 0 0 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
81
Ilha São Jorge
Na Tabela 5-11 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a Média Ten-
são da Ilha de São Jorge. A maioria das
cavas de tensão (54%) está dentro da área
de imunidade para classe 3 de equipamen-
tos definida no anexo B da EN50160.
A análise à Tabela 5-11 permite concluir da
existência de duas cavas mais severas que
todas as outras registadas com origens dis-
tintas: uma registada na sequência de um
defeito entre fases na linha Caminho Novo-
Relvinha com origem em condições atmos-
féricas adversas (trovoada) -SGI
520120000000258, a outra cava foi registada
na sequência de uma interrupção geral
com origem na produção térmica – grupo
12 (SGI 520120000000304).
Tabela 5-11 Cavas na média tensão na ilha de
São Jorge
Na média tensão, e para o ano de 2012, a
cava com maior amplitude em relação à
tensão declarada foi de 91.97% com uma
duração equivalente de 0.978 segundos
registada na CT Caminho Novo na sequên-
cia de um defeito entre fases na linha Ca-
minho Novo-Relvinha 1 (SGI
520120000000224). A cava registada na
Média Tensão com maior duração equiva-
lente foi de 11.505 segundos e amplitude de
32.71% da tensão declarada registada
também na CT Caminho Novo após inter-
rupção geral com origem na Central Térmi-
ca (SGI 520120000000304).
Na Tabela 5-12 são classificadas as cavas
para a baixa tensão para a Ilha de São
Jorge conforme EN 50160:2010. A maioria
das cavas de tensão (75%) está dentro da
área de imunidade para classe 3 de equi-
pamentos definida no anexo B da EN50160.
A análise à tabela 12 permite concluir da
existência de uma cava mais severa que
todas as outras registada na sequência de
um defeito entre fases na linha Caminho
Novo-Relvinha com origem em condições
atmosféricas adversas (trovoada) -SGI
520120000000258.
Tabela 5-12 Cavas na baixa tensão na Ilha São
Jorge
Na baixa tensão, e para o ano de 2012, a
cava com maior amplitude em relação à
tensão declarada foi de 69.887% com uma
duração equivalente de 0.951 segundos
registada no 5PT0039 – Cruzal, após defeito
entre fases na linha Caminho Novo. Relvi-
nha 1 (SGI 520120000000323). A cava com
maior duração equivalente foi registada
também do 5PT0039 – Cruzal, com uma
duração equivalente de 4.438 segundos e
uma amplitude de 17.961% da tensão de-
clarada registada na sequência de uma
interrupção geral com origem na produção
térmica (SGI 520120000000304).
Ilha do Pico
Na Tabela 5-13 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a média ten-
são. A maioria das cavas de tensão (63%)
está dentro da área de imunidade para
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 6000090 > u >= 80 22 5 0 7 1
80 > u >= 70 2 6 4 3 0
70 > u >= 40 0 12 4 1 1
40 > u >= 5 0 0 9 1 0
5 > u 0 0 0 0 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 6000090 > u >= 80 8 6 0 1 0
80 > u >= 70 0 0 1 0 0
70 > u >= 40 0 0 1 1 0
40 > u >= 5 0 0 1 1 0
5 > u 0 0 0 0 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
82
classe 3 de equipamentos definida no ane-
xo B da EN50160. A análise à tabela 13 per-
mite concluir a existência de 13 cavas mais
severas que todas as outras, sendo que:
- 53,8% das cavas mais severas foram regis-
tadas na sequência de defeitos entre fases
com origem em condições atmosféricas
adversas (trovoada) e 30,7% na sequência
de indisponibilidades com origem na pro-
dução térmica.
- as cavas foram registadas em cinco dias
sendo que no dia 25 de março foram regis-
tadas 30,7% da cavas mais severas resultan-
te de condições atmosféricas adversas
(trovoada) e no dia 17 de maio (30,7%) na
sequência de indisponibilidades não pro-
gramadas com origem na produção térmi-
ca (SGI 620120000000215 e
620120000000297).
- Verifica-se que 53,8% das cavas foram
registadas na Subestação de São Roque do
Pico (30kV e 15kV), 30,7% na Subestação da
Madalena e 15,3% na Subestação das La-
jes.
Tabela 5-13 Cavas na média tensão na Ilha do
Pico
Na Média Tensão, e no ano de 2012, a ca-
va com maior amplitude em relação à ten-
são declarada foi de 93.538% da tensão
declarada com uma duração equivalente
de 2.932 segundos regista na Subestação
das Lajes – 15kV, na sequência de indispo-
nibilidade não programada com origem
em condições atmosféricas adversas (SGI
620120000000129). A cava com maior dura-
ção equivalente foi registada na Subesta-
ção de São Roque – 30kV (não existem
clientes alimentados por este barramento),
com uma duração equivalente de 19.122
segundos e uma amplitude de 64.917% da
tensão declarada registada na sequência
de uma indisponibilidade não programada
com origem na produção térmica: saída do
grupo 4 de paralelo (SGI 620120000000215).
Na tabela seguinte são classificadas as
cavas conforme EN 50160:2010 para a Baixa
Tensão para a Ilha do Pico. A maioria das
cavas de tensão (57%) está dentro da área
de imunidade para classe 3 de equipamen-
tos definida no anexo B da EN50160. A aná-
lise à tabela 14 permite concluir a existência
de 9 cavas mais severas que todas as ou-
tras, sendo que:
- 66,6% das cavas mais severas foram regis-
tadas na sequência de defeitos entre fases
com origem em condições atmosféricas
adversas (trovoada) e 33,3% na sequência
de indisponibilidades com origem na pro-
dução térmica.
Tabela 5-14 Cavas na baixa tensão na Ilha do
Pico
Na baixa tensão, e no ano de 2012, a cava
com maior amplitude em relação à tensão
declarada foi de 93.697% com uma dura-
ção equivalente de 2.667 segundos regista-
da no 6PT096 – Zona Industrial das Lajes, na
sequência de indisponibilidade não pro-
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 6000090 > u >= 80 123 70 45 17 0
80 > u >= 70 1 14 18 21 3
70 > u >= 40 22 32 39 21 4
40 > u >= 5 9 5 8 8 1
5 > u 0 0 0 0 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 6000090 > u >= 80 54 30 12 7 28
80 > u >= 70 4 5 7 3 3
70 > u >= 40 18 14 14 8 3
40 > u >= 5 6 2 5 6 0
5 > u 0 0 0 0 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
83
gramada com origem em condições at-
mosféricas adversas (SGI 620120000000129).
A cava com maior duração equivalente foi
de 64.455 segundos com uma amplitude de
10.104% da tensão declarada.
Ilha do Faial
Na Tabela 5-15 são classificadas as cavas
para o ano 2012, conforme EN 50160:2010
para a Média Tensão da Ilha do Faial. A
maioria das cavas de tensão (74,3%) está
dentro da área de imunidade para classe 3
de equipamentos definida no anexo B da
EN50160.
A análise à Tabela 5-15 permite concluir a
existência de 3 cavas mais severas que
todas as outras, sendo que todas foram
registadas na sequência de indisponibilida-
des não programadas com origem na pro-
dução térmica da Central Térmica (SGI
720120000000006, 720120000000120,
720120000000311).
Tabela 5-15 Cavas na média tensão na Ilha do
Faial
Na média tensão, e no ano de 2012, a cava
com maior amplitude em relação à tensão
declarada foi de 76.175% com uma dura-
ção de 0.426 segundos registada na Central
Térmica de Santa Bárbara na sequência de
um defeito entre fases na linha Santa Bárba-
ra-Castelo Branco (SGI 720120000000303). A
cava com maior duração equivalente foi
também registada na Subestação de Santa
Bárbara com uma duração de 9.334 se-
gundos e uma amplitude de 38.111% da
tensão declarada na sequência de uma
indisponibilidade não programada com
origem na saída do grupo 6 da Central
Térmica de Santa Bárbara (SGI
720120000000120).
Na Tabela 5-16 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a Baixa Ten-
são para a Ilha do Faial. A maioria das ca-
vas de tensão (64%) está dentro da área de
imunidade para classe 3 de equipamentos
definida no anexo B da EN50160. A análise
à tabela 16 permite concluir a existência de
1 cavas mais severas que todas as outras
registada no 7PT0065 na sequência de uma
indisponibilidade não programada com
origem na central térmica (SGI
720120000000120).
Tabela 5-16 Cavas na baixa tensão na Ilha do
Faial
Na baixa tensão, e no ano de 2012, a cava
com maior amplitude em relação à tensão
declarada foi de 74.091% com uma dura-
ção equivalente de 0.439 segundos regista-
da no 7PT0065 – São Francisco, na sequên-
cia de um defeito entre fases na linha Santa
Bárbara- Castelo Branco (SGI
720120000000326). A cava com registada
com maior duração equivalente, no ano de
2012, na Baixa Tensão foi também registada
no 7PT0065 com uma duração equivalente
de 10.918 segundos e uma amplitude de
37.427% registada na sequência de uma
indisponibilidade não programada com
origem na produção: saída do grupo 6 da
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 6000090 > u >= 80 11 1 0 4 0
80 > u >= 70 6 0 0 1 0
70 > u >= 40 7 0 1 1 3
40 > u >= 5 0 3 1 0 0
5 > u 0 0 0 0 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 6000090 > u >= 80 12 2 2 2 0
80 > u >= 70 4 1 2 3 0
70 > u >= 40 0 0 2 0 1
40 > u >= 5 0 3 2 0 0
5 > u 0 0 0 0 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
84
Central Térmica de Santa Bárbara (SGI
720120000000120).
Ilha do Flores
Na Tabela 5-17 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a Média Ten-
são na Ilha das Flores. A maioria das cavas
de tensão (67%) está dentro da área de
imunidade para classe 3 de equipamentos
definida no anexo B da EN50160.
A análise à tabela 17 permite concluir que 5
cavas poderão ser consideradas mais seve-
ras que todas as outras, sendo que:
- 60% das cavas foram registadas na se-
quencia de uma indisponibilidade não pro-
gramada com origem no rebentamento de
linhas de distribuição e transporte (SGI
820120000000086) e 40% das cavas foram
registadas na sequência de um defeito
entre fases na linha Santa Cruz 01 com ori-
gem em condições atmosféricas adversas
(vento de intensidade excecional).
Tabela 5-17 Cavas na média tensão na Ilha das
Flores
Na média tensão, e no ano 2012, a cava
com maior amplitude em relação à tensão
declarada foi registada na SE Além Fazen-
da com uma amplitude de 97.598% da ten-
são declarada com uma duração equiva-
lente de 1.114 segundos na sequência de
um defeito entre fases na linha Santa Cruz 1
(SGI 820120000000013). A cava com maior
duração equivalente foi também registada
na Subestação de Além Fazenda com uma
duração equivalente de 83,86 segundos e
amplitude de 44.202% da tensão declarada
na sequência de uma indisponibilidade não
programada com origem no rebentamento
de linhas de distribuição (SGI
820120000000086).
Na Tabela 5-18 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a baixa ten-
são da Ilha das Flores (não foi considerada
a CT Flores). Apenas 40% das cavas regista-
das na Baixa Tensão está dentro da área de
imunidade para classe 3 de equipamentos
definida no anexo B da EN50160, no entan-
to a análise da tabela 18 permite concluir
que 2 das 18 cavas registadas na Baixa
Tensão são mais severas que todas as ou-
tras, sendo que uma das cavas foi registada
na sequência de um interrupção geral com
origem em condições atmosféricas adver-
sas (SGI 820120000000064) e a outra cava
foi registada na sequência de um defeito
entre fases com origem também em condi-
ções atmosféricas adversas – vento de in-
tensidade excecional (SGI
820120000000013).
Tabela 5-18 Cavas na baixa tensão na Ilha das
Flores
Para a baixa tensão e também para o ano
de 2012, a cava com maior amplitude em
relação à tensão declarada foi de 97.478%
da tensão declarada com uma duração
equivalente de 1.034 segundos registada na
sequência de um defeito entre fases na
linha Santa Cruz 1 (SGI 820120000000013). A
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 6000090 > u >= 80 59 30 12 2 0
80 > u >= 70 12 7 9 2 0
70 > u >= 40 8 6 0 4 1
40 > u >= 5 0 25 12 2 0
5 > u 0 0 1 2 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 6000090 > u >= 80 4 3 0 0 0
80 > u >= 70 0 0 1 1 0
70 > u >= 40 0 1 0 0 0
40 > u >= 5 0 2 3 1 0
5 > u 0 0 1 1 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
85
cava com maior duração equivalente foi
de 1.878 segundos com uma amplitude de
81.156% em relação à tensão declarada,
registada na sequência de uma interrupção
geral com origem em condições atmosféri-
cas adversas (SGI 820120000000064).
Ilha do Corvo
Na tabela seguinte são classificadas as
cavas conforme EN 50160:2010 para a Mé-
dia Tensão na Ilha do Corvo. A quase totali-
dade das cavas de tensão (97%) está den-
tro da área de imunidade para classe 3 de
equipamentos definida no anexo B da
EN50160.
Tabela 5-19 Cavas na média tensão na Ilha do
Corvo
Na média tensão e para a ilha do Corvo, a
cava com amplitude em relação à tensão
declarada foi de 43.406% com uma dura-
ção equivalente de 3.524 segundos regista-
da na CT Corvo na sequência de uma in-
disponibilidade com origem na produção
térmica : saída de paralelo do grupo 4 (SGI
920120000000001). Esta foi também a cava
com maior duração equivalente registada
no ano de 2012 na ilha do Corvo na Média
Tensão.
5.2.7. Sobretensões
A classificação de sobretensões que se
segue foi efetuada com base na extração
direta dos registos dos equipamentos de
qualidade de onda de tensão, utilizando
um intervalo de agregação temporal de 1
minuto. Deste modo, nos quadros seguintes
estão contemplados as ocorrências regis-
tadas pelos equipamentos, mesmo que não
tenham afetado clientes por a rede a jusan-
te estar desligada.
Considerou-se na análise de sobretensões o
documento: Guidelines of Good Practice
on the Implementation and Use of Voltage
Quality Monitoring Systems for Regulatory
Purposes, publicadas a 3 de dezembro 2012
em conjunto pelo Council of European
Energy Regulators e pelo Energy Community
Regulatory Board( CEER/ECRB) [1]. No refe-
rido documento é proposta uma curva
para separação entre major swells e minor
swells, ou seja entre sobretensões mais gra-
vosas e menos gravosas.
M.Bollen apresentou no 21st CIRED em
Frankfurt, os requisitos utilizados pelo regula-
dor sueco para a análise de sobretensões
em Voltage Quality Regulation in Sweden
(Paper 0168; 21st Internacional Conference
on Electricity Distribution, Frankfurt, 2011)
para a Baixa Tensão (até 1kV) [2], onde
define uma zona C para a qual as sobre-
tensões registadas nesta zona poderão
danificar equipamentos terminais: i) varia-
ção da tensão de alimentação superior a
35% da tensão declarada e duração até 30
segundos; ii) variação da tensão de alimen-
tação superior a 15% para durações das
sobretensões superiores a 5 segundos).
Ilha de Santa Maria
Na Tabela 5-20 são classificadas as sobre-
tensões conforme EN 50160:2010 para a
Média Tensão na Ilha de Santa Maria.
Na média tensão, e para o ano 2012, a
sobretensão com o valor máximo em rela-
ção à tensão declarada foi de 13.02% com
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 6000090 > u >= 80 23 4 1 2 0
80 > u >= 70 0 0 0 0 0
70 > u >= 40 0 0 0 1 0
40 > u >= 5 0 0 0 0 0
5 > u 0 0 0 0 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
86
duração equivalente de 0,04 segundos,
registada na Subestação do Aeroporto
(Barramento 10kV), na sequência de uma
indisponibilidade com origem na produção
– saída de paralelo do grupo térmico 9 (SGI
120120000000090). A sobretensão com mai-
or duração equivalente foi registada tam-
bém na Subestação do Aeroporto com
uma duração equivalente de 1.15 segundos
e variação em relação à tensão declarada
de 10.85% registada na sequência de um
defeito entre fases na linha Aeroporto -
Santa Bárbara 2 (SGI 120120000000138).
Tabela 5-20 Sobretensões na média tensão na
ilha de Santa Maria
Utilizando a metodologia definida em [1]
verifica-se a ocorrência de duas sobreten-
sões que poderão ser consideradas como
mais gravosas com as seguintes variações
em relação à tensão declarada e duração
equivalente, e causas:
- 11,28%; 0,623 segundos: defeito entre fases
na linha Aeroporto 1 na Subestação do
Aeroporto na sequência de condições at-
mosféricas adversas associadas à passa-
gem do furacão Gordon ao largo da ilha
de Santa Maria (SGI 120120000000107). A
desagregação da sobretensão permite
concluir que todas as sobretensões agre-
gadas registadas poderão ser consideradas
como sobretensões menos gravosas (varia-
ção máxima inferior a 20% e duração inferi-
or a 5 segundos).
- 10,85; 1,15 segundos: defeito entre fases
na linha Aeroporto-Santa Bárbara na Subes-
tação do Aeroporto (SGI 120120000000138).
A desagregação da sobretensão permite
concluir que apenas uma das sobretensões
agregada poderá ser considerada como
mais gravosa com uma variação em rela-
ção à tensão declarada de 10,85% e uma
duração de 0,52 segundos. Por apenas
menos 0,02 segundos teria sido considerada
como sobretensão menos gravosa.
Para a baixa tensão e para as semanas
selecionadas não foram registadas sobre-
tensões.
Ilha de São Miguel
Na Tabela 5-21 são classificadas as sobre-
tensões conforme EN 50160:2010 para o ano
de 2012 para a Média Tensão em São Mi-
guel.
Na Média Tensão e para o ano de 2012, a
sobretensão com maior variação em rela-
ção à tensão declarada foi registada na
Subestação dos Milhafres com uma varia-
ção de 10.21% da tensão declarada e du-
ração equivalente de 0.052 segundos regis-
tada na sequência de uma indisponibilida-
de não programada com origem na Cen-
tral Geotérmica do Pico Vermelho (SGI
220120000001129). A sobretensão com mai-
or duração equivalente foi registada na CT
Caldeirão com uma duração equivalente
de 0.129 segundos e uma variação em
relação à tensão declarada de 10.21%
registada na mesma indisponibilidade refe-
rida anteriormente (SGI 220120000001129).
Tabela 5-21 Sobretensões na média tensão na
ilha de São Miguel
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 0 0
120 > u > 110 3 2 0
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 0 0
120 > u > 110 0 4 0
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
87
Utilizando a metodologia definida em [1]
verifica-se que nenhuma das sobretensões
poderão ser considerada como mais gravo-
sa.
Na Tabela 5-22 são classificadas as sobre-
tensões conforme EN 50160:2010 para o ano
2012 para a Baixa Tensão da Ilha de São
Miguel. Na Baixa Tensão a sobretensão com
maior variação em relação à tensão decla-
rada foi de 15.40% com uma duração equi-
valente de 10.38 segundos registada no
2PT0046 – Ribeira Chã na sequência de um
defeito entre fases na linha Lagoa-
Livramento (SGI 220120000002283). Ainda
para a Baixa Tensão a sobretensão regista-
da com maior duração equivalente foi de
47,38 segundos e variação em relação à
tensão declarada de 12, 96%.
Tabela 5-22 Sobretensões baixa tensão na ilha de
São Miguel
Utilizando a metodologia definida em [1]
verifica-se a ocorrência de cinco sobreten-
sões que poderão ser consideradas como
mais gravosas. A desagregação das sobre-
tensões permite concluir que nove das so-
bretensões registadas poderão ser conside-
radas como sobretensões mais gravosas. No
entanto utilizando a classificação definido
em [2] nenhuma das sobretensões perten-
cente à zona C.
Ilha Terceira
Na Tabela 5-23 são classificadas as sobre-
tensões conforme EN 50160:2010 para a
Média Tensão na Ilha Terceira.
Na média tensão, e no ano de 2012, a so-
bretensão com maior variação em relação
à tensão declarada foi registada na CT Belo
Jardim – 30kV com uma variação em rela-
ção à tensão declarada de 95.74% com
uma duração equivalente de 5.658 segun-
dos registada na sequência de uma inter-
rupção geral com origem na produção
térmica (SGI 320120000002203). A sobreten-
são com maior duração equivalente foi
registada na CT Belo Jardim – 15kV na se-
quência de um interrupção geral com ori-
gem na produção térmica (SGI
320120000001716) com uma duração equi-
valente de 22.08 segundos e uma variação
em relação à tensão declarada de
117.27%.
Tabela 5-23 Sobretensões na média tensão da
ilha Terceira
Da análise da Tabela 5-23 e da lista de
agregado de eventos, conclui-se da exis-
tência de 71 sobretensões mais severas
registadas nos barramentos de Média Ten-
são, conforme [1].
A desagregação de todas as sobretensões
registadas nos barramentos MT da Terceira,
permite concluir que são 112 as sobreten-
sões mais gravosas conforme [1] excluindo as
sobretensões registadas no barramento de 30 kV
da Central Térmica, que não alimenta diretamen-
te quaisquer clientes. A análise dos eventos
dos Sistemas de Supervisão da Rede Elétri-
ca, permite reduzir o número de sobreten-
sões mais severas a 22, em virtude destas
resultaram de manobras de colocação de
tensão no barramento na reposição do
Sistema Elétrico com os disjuntores das saí-
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 0 0
120 > u > 110 5 0 5
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)10 < t <= 500
500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 4 13 8
120 > u > 110 43 133 3
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
88
das de linha desligados da Central Térmica.
Destas 22 sobretensões uma foi registada na
sequência de um defeito homopolar com
origem na instalação de clientes (central
FEUSA – 320120000000707). A análise das 22
sobretensões desagregadas conclui-se que
a sobretensão desagregada com maior
variação em relação à tensão declarada
foi de 18,377% da tensão declarada com
uma duração de 1.342 segundos e a sobre-
tensão desagregada com maior duração
foi de 1.66 segundos com uma variação em
relação à tensão declarada de 14,82%.
Todas registadas na sequência de uma
indisponibilidade não programada com
origem na produção térmica na Subesta-
ção da Central Térmica do Belo Jardim –
15kV (SGI 3201200000001716).
Na Tabela 5-24 são classificadas as sobre-
tensões conforme EN 50160:2010 para a
Baixa Tensão para a Ilha Terceira.
Na Baixa Tensão, e no ano de 2012 a sobre-
tensão com maior variação em relação à
tensão declarada foi de 15.89% e duração
equivalente de 5.057 segundos registada no
3PT0259 – Rua do Moinhos, na sequência de
uma indisponibilidade não programada
com origem num deslastre de cargas com
origem na produção térmica (SGI
320120000000594). A sobretensão registada
na baixa tensão com maior duração equi-
valente foi também registada no 3PT0259
com uma variação em relação à tensão
declarada de 12.41%. registada na sequên-
cia de um defeito entre fases na linha Vinha
Brava-Fontinhas (SGI 320120000001966).
Tabela 5-24 Sobretensões baixa tensão na Ilha
Terceira
Da análise da Tabela 5-24 e da lista de
agregado de eventos, conclui-se da exis-
tência de 36 sobretensões que poderão ser
consideradas como mais gravosas, confor-
me [1]. No entanto a desagregação de
todas as sobretensões permite concluir que
nenhuma das sobretensões foi registada na
zona C, conforme [2].
Ilha Graciosa
Na tabela seguinte são classificadas as
sobretensões conforme EN 50160:2010 para
a Média Tensão da Ilha Graciosa.
Na média tensão e para o ano de 2012, a
sobretensão com maior variação em rela-
ção à tensão declarada foi de 18.75% da
tensão declarada e duração de1.171 se-
gundos registada após desligação da linha
Quitadouro Guadalupe 01 com origem
interna (SGI 420120000000160). Esta foi tam-
bém a cava com maior duração equivalen-
te registada na Média Tensão.
Tabela 5-25 Sobretensões na média tensão na
ilha Graciosa
Utilizando a metodologia definida em [1]
verifica-se a ocorrência de cinco sobreten-
sões que poderão ser consideradas como
mais gravosas. A desagregação das sobre-
tensões permite, no entanto, concluir o
contrário e que todas as sobretensões regis-
tadas poderão ser consideradas como so-
bretensões menos gravosas, verificando a
existência de sobretensões agregadas com
variação máxima em relação à tensão
declarada de 18,74% e e sobretensões
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 0 0
120 > u > 110 33 24 12
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 0 0
120 > u > 110 9 5 0
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
89
agregadas com uma duração máxima de
0,39 segundos.
Na Tabela 5-26 são classificadas as sobre-
tensões conforme EN 50160:2010 para a
Baixa Tensão da Ilha Graciosa.
Na baixa tensão a sobretensão com maior
variação em relação à tensão declarada
foi de 17.813% da tensão declarada com
uma duração de 2.038 segundos (SGI
420120000000133) registada após defeito
entre fases na linha Quitadouro-Guadalupe
02. A sobretensão com maior duração
equivalente foi registada após defeito entre
fases na linha Quitadouro – Guadalupe 02
(SGI 420120000000061) com 2.563 segundos
e uma variação em relação à tensão de-
clarada de 15.159% da tensão declarada.
Tabela 5-26 Sobretensões baixa tensão na ilha
Graciosa
Utilizando a metodologia definida em [1]
verifica-se a ocorrência de vinte e cinco
sobretensões que poderão ser consideradas
como mais gravosas. A desagregação das
sobretensões permite concluir que vinte e
nove sobretensões poderão ser considera-
das como mais gravosas conforme [1]. Utili-
zando como referência o documento em
[2] conclui-se que não pertencem à zona C.
Ilha São Jorge
Na Tabela 5-27 são classificadas as sobre-
tensões conforme EN 50160:2010 para a Ilha
de São Jorge.
Para a média tensão, e para o ano de 2012,
a sobretensão registada com maior varia-
ção em relação à tensão declarada foi de
20.80% com uma duração equivalente de
1.41 segundos registada na sequência de
um defeito entre fases na linha Caminho
Novo-Relvinha 1(SGI 520120000000224). A
sobretensão com maior duração equivalen-
te foi registada também na CT Caminho
Novo com uma duração equivalente de
75.06 segundos e uma variação em relação
à tensão declarada de 10.28%.
Tabela 5-27 Sobretensões na média tensão na
ilha de São Jorge
Utilizando a metodologia definida em [1]
verifica-se a ocorrência de oito sobreten-
sões que poderão ser consideradas como
mais gravosas. Da desagregação das so-
bretensões verifica-se que 19 sobretensões
poderão ser consideradas como mais gra-
vosas. A análise às sobretensões mais gravo-
sas, e cruzando com o SGI e Topas, permitiu
subtrair 14 às 19 sobretensões consideradas
como as mais gravosas, uma vez que não
afetaram clientes (SGI 520120000000304). As
5 sobretensões mais severas foram regista-
das em dois dias:
-(2) 21 de setembro. Sobretensões de ma-
nobra registada na sequência de um defei-
to entre fases com origem em apoios parti-
dos da rede elétrica (SGI 520120000000224).
Sobretensão agregada com variação má-
xima em relação à tensão declarada 20,8 %
(0.647 segundos) e a sobretensão agregada
com maior duração de 0.70 segundos
(14,41%).
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 0 0
120 > u > 110 5 25 0
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 1 0
120 > u > 110 5 7 0
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
90
-(3) 28 de outubro. Sobretensões de origem
externa (trovoada) – SGI 520120000000258.
Sobretensão agregada com variação má-
xima em relação à tensão declarada 14,92
% (0.521 segundos) e a sobretensão agre-
gada com maior duração de 0.58 segundos
(14,13%).
Na Tabela 5-28 são classificadas as sobre-
tensões conforme EN 50160:2010 para a Ilha
de São Jorge para a Baixa Tensão:
Tabela 5-28 Sobretensões baixa tensão na ilha de
São Jorge
Para a baixa tensão, e para o ano de 2012,
a sobretensão registada com maior varia-
ção em relação à tensão declarada foi de
19.427% com uma duração equivalente de
26.611 segundos registada na sequência de
um defeito entre fases na linha Caminho
Novo-Relvinha 1 (SGI 520120000000053). A
sobretensão registada com maior duração
equivalente foi registada também no
5PT0039 com uma duração equivalente de
58.192 segundos e uma variação em rela-
ção à tensão declarada de 10.284%.
Da análise da Tabela 5-28 e da lista de
agregado de eventos, conclui-se da exis-
tência de doze sobretensões mais severas.
Desagregando as sobretensões conclui-se
da existência de 18 sobretensões mais seve-
ras conforme [1]. Utilizando como referência
o documento em [2] conclui-se que apenas
três terão impacto em clientes, tendo todas
sido registadas no mesmo dia: 22 de março
na sequência de um defeito entre fases na
linha Caminho Novo-Relvinha 1 (SGI
520120000000053).
Ilha do Pico
Na tabela seguinte são classificadas as
sobretensões conforme EN 50160:2010 para
a Ilha do Pico na Média Tensão.
Na média tensão e relativamente ao ano
2012, a sobretensão com maior variação
em relação à tensão declarada foi de
15.28% com uma duração equivalente de
12.183 segundos registada na Subestação
das Lajes e foi registada na sequência de
uma indisponibilidade não programada
com origem na produção térmica – saída
do grupo 1 de paralelo (SGI
620120000000297). Esta foi também a sobre-
tensão com maior duração equivalente
registada na Média Tensão no ano de 2012.
Tabela 5-29 – Sobretensões na média tensão na
ilha do Pico
Da análise da Tabela 5-29 e da lista de
agregado de eventos e utilizando a meto-
dologia definida em [1] verifica-se a ocor-
rência de seis sobretensões mais severas. A
desagregação das seis sobretensões permi-
te concluir que treze sobretensões poderão
ser consideradas como mais severas, sendo
que todas foram registadas em três dias:
- 8 de julho: nove sobretensões registadas
na sequência de uma indisponibilidade não
programada com origem na produção
térmica (SGI 620120000000297). A sobreten-
são agregada com maior variação em
relação à tensão declarada foi de 15,28% e
a sobretensão agregada com maior dura-
ção foi de 4,21 segundos.
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 0 0
120 > u > 110 0 5 7
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 0 0
120 > u > 110 3 2 4
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
91
- 7 de setembro: três sobretensões regista-
das também na sequência de uma indispo-
nibilidade não programada com origem na
produção térmica (SGI 620120000000361) A
sobretensão agregada com maior variação
em relação à tensão declarada foi de
14,47% e a sobretensão agregada com
maior duração foi de 2,85 segundos.
- 21 de setembro: uma sobretensão regista-
da na sequência de condições atmosféri-
cas adversas (SGI 620120000000413). Varia-
ção em relação à tensão declarada de
13,15% com uma duração de 0,52 segun-
dos.
Na tabela seguinte são classificadas as
sobretensões conforme EN 50160:2010 para
a Baixa Tensão da Ilha do Pico. Na Baixa
Tensão, e no ano de 2012, a sobretensão
com maior variação em relação à tensão
declarada foi de 16.38% com uma duração
equivalente de 17.781 segundos registada
no 6PT0117 – Porto da Madalena, registada
na sequência de uma indisponibilidade não
programada com origem na produção
térmica – saída do grupo 1 de paralelo (SGI
620120000000297). Esta foi também a sobre-
tensão com maior duração equivalente
registada na Média Tensão no ano de 2012.
Tabela 5-30 Sobretensões baixa tensão na ilha do
Pico
Da análise da Tabela 5-30 e da lista de
agregado de eventos, conclui-se da exis-
tência de vinte e sete sobretensões mais
severas utilizando a metodologia definida
em [1]. Desagregando as sobretensões e
utilizando o método em [2], verifica-se que
apenas três poderão ser consideradas co-
mo pertencendo à zona C, tendo todas
sido registadas no 6PT0117 – Porto da Mada-
lena no dia 8 de julho na sequência de uma
indisponibilidade não programada com
origem na produção térmica (SGI
620120000000297). A sobretensão agregada
com maior variação em relação à tensão
declarada foi de 16,38% (duração de 5,99
segundos) e a sobretensão agregada com
maior duração foi de 6,50 segundos (16,12%
da tensão declarada).
Ilha do Faial
Na média tensão, e para o ano de 2012,
não foram registadas sobretensões na Sub-
estação da Central Térmica de Santa Bar-
bara.
Na Tabela 5-31 são classificadas as sobre-
tensões conforme EN 50160:2010 para a
Baixa Tensão da Ilha do Faial.
Para a Baixa Tensão, a sobretensão com
maior variação em relação à tensão decla-
rada foi de 21.03% com uma duração de
0.30 segundos registada no 7PT0032 – Far-
robim Sul, na sequência de uma indisponibi-
lidade programada para conservação de
equipamentos (SGI 720120000000092). A
sobretensão com maior duração equivalen-
te foi também registada no 7PT0032, com
uma duração equivalente de 1.754 segun-
dos com uma variação em relação à ten-
são declarada de 13.795% registada na
sequência de um defeito entre fases na
linha Santa Bárbara-Castelo Branco na se-
quência de uma descarga atmosférica (SGI
720120000000185).
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 0 0
120 > u > 110 4 21 6
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
92
Tabela 5-31 Sobretensões baixa tensão na ilha do
Faial
Utilizando a metodologia definida em [1]
verifica-se a ocorrência de duas sobreten-
sões (7PT0032) que poderão ser considera-
das como mais gravosas com as seguintes
variações em relação à tensão declarada
e duração equivalente:
- 21,03%; 0,30 segundos: indisponibilidade
programada para conservação de equi-
pamentos (SGI 720120000000092). A desa-
gregação da sobretensão permite concluir
que apenas uma das sobretensões agre-
gadas poderá ser considerada como mais
gravosa com uma variação em relação à
tensão declarada de 21,03% e duração de
0,04 segundos. Contudo, utilizando como
referência o documento em [2] conclui-se
que não pertence à zona C..
- 13,78%; 1,75 segundos: defeito entre fases
na linha Santa Bárbara-Cedros em resultado
da ação atmosférica (SGI
720120000000185). A desagregação da
sobretensão permite concluir que apenas
duas das sobretensões agregadas poderão
ser consideradas como mais gravosas com
uma variação em relação à tensão decla-
rada de 13,78% e duração de 0,66 segun-
dos. Utilizando como referência o docu-
mento em [2] conclui-se que não pertence
à zona C.
Ilha de Flores
Na Tabela 5-32 são classificadas as sobre-
tensões conforme EN 50160:2010 para a
Média Tensão da Ilha das Flores.
Na Média Tensão, e para o ano de 2012, a
sobretensão com maior variação em rela-
ção à tensão declarada foi de 21.904%
com uma duração equivalente de 0.710
segundos registada na Subestação de Além
Fazenda na sequência de uma indisponibi-
lidade não programada com origem no
rebentamento de linhas de distribuição (SGI
820120000000086). A sobretensão com mai-
or duração equivalente foi também regis-
tada na Subestação de Além Fazenda com
uma duração equivalente de 6.187 segun-
dos e uma variação em relação à tensão
declarada de 16.52% registada na sequên-
cia de uma interrupção geral com origem
em descargas atmosféricas (SGI
820120000000064
Tabela 5-32 Sobretensões na média tensão na
ilha das Flores
Utilizando a metodologia definida em [1]
verifica-se a ocorrência de 17 sobretensões
mais severas registadas, todas registadas na
Subestação de Além Fazenda.
Desagregando as sobretensões verifica-se
que são 21 o número de sobretensões mais
severas. Verifica-se que 38% das sobreten-
sões mais gravosas foram registadas na
sequência de descargas atmosféricas (vari-
ação máxima de 18,51% e a duração má-
xima de 1,43 segundos (SGI
820120000000064 e 820120000000022). 38%
das sobretensões foram registadas na se-
quencia de defeitos entre fases com origem
no vento de forte intensidade ou de respon-
sabilidade de terceiros (820120000000038,
820120000000027, 820120000000013). 23,8%
das sobretensões resultaram de indisponibi-
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 1 0 0
120 > u > 110 1 1 0
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 2 0
120 > u > 110 14 14 1
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
93
lidades com origem no rebentamento de
linhas de distribuição (SGI 820120000000086).
Na Tabela 5-33 são classificadas as sobre-
tensões conforme EN 50160:2010 para a
Baixa tensão na Ilha das Flores (não foi con-
siderada a CT Além Fazenda).
Na baixa tensão, e para o ano de 2012, a
sobretensão com maior variação em rela-
ção à tensão declarada foi de 18.601%
com uma duração de 2.842 segundos regis-
tada na sequência de uma interrupção
geral com origem em descargas atmosféri-
cas no 8PT0003 (SGI 820120000000064). A
sobretensão com maior duração equivalen-
te também foi registada no mesmo PT, com
uma duração de 3.182 segundos e com
uma variação em relação à tensão decla-
rada de 17.868%. registada após defeito
entre fases na linha Santa Cruz 1 e Santa
Cruz 2 com origem em descargas atmosfé-
ricas (SGI 820120000000022).
Tabela 5-33 Sobretensões baixa tensão na ilha
das Flores
Utilizando a metodologia definida em [1]
verifica-se a ocorrência de 8 sobretensões
mais severas registadas, todas registadas no
8PT0003. Desagregando as sobretensões
conclui-se que nenhuma das sobretensões
poderá ser classificada na zona C, confor-
me [2].
Ilha do Corvo
Na tabela seguinte são classificadas as
sobretensões conforme EN 50160:2010 para
a ilha do Corvo. Nenhuma das sobretensões
registadas na Média Tensão poderá ser
considerada como mais gravosa.
Tabela 5-34 Sobretensões na média tensão na
ilha do Corvo
Na média tensão foram registadas três so-
bretensões no barramento de 15kV da CT,
sendo que a sobretensão com maior varia-
ção em relação à tensão declarada foi de
12.33% com uma duração de 0.112 segun-
dos. Esta foi também a sobretensão com
maior duração equivalente.
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 0 0
120 > u > 110 4 8 0
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 0 0
120 > u > 110 3 0 0
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
94
6. Principais incidentes
Neste capítulo é apresentada uma explica-
ção sintética sobre os dez incidentes mais
relevantes, por razões de segurança e por
causas próprias. A seleção destes incidentes
foi definida pelo indicador TIEPI de interrup-
ções longas. Apresenta-se também uma
síntese dos relatórios remetidos à Entidade
Reguladora dos Serviços Energéticos refe-
rentes aos incidentes fortuitos ou de força-
maior de 2012, que provocaram uma ener-
gia não distribuída (END) superior a 5 MWh
São Miguel e Terceira, e 1 MWh nas restan-
tes ilhas, conforme definido regulamentar-
mente.
No topo das secções de cada ilha encon-
tra-se uma representação gráfica do indi-
cador TIEPI de interrupções longas ao longo
dos dias de 2012, variando de cor: onde
branco representa um dia sem incidentes
registados, e na escala de cor apresentada
abaixo consoante o valor indicador referido
para todos os incidentes que tenham pro-
vocado interrupções longas nesse dia. Este
infográfico também indica os dez inciden-
tes mais expressivos. As imagens apresenta-
das são ilustrativas.
TIEPI
menos elevado
TIEPI
mais elevado
95
6.1. Santa Maria
6.1.1. Incidentes por causas pró-
prias
1 de Agosto
A 1 de Agosto, pelas 8:00, verificou-se a
saída de paralelo e paragem do grupo IX,
da central térmica do Aeroporto, devido a
temperaturas altas de água de refrigera-
ção. De seguida deu-se a saída de paralelo
do Grupo VIII e paragem do mesmo origi-
nando um disparo geral. Este incidente
provocou a interrupção do fornecimento
de energia em todos os pontos de entrega
da rede de média tensão, com tempos que
variaram entre quinze e trinta e seis minutos,
tendo afetado 3657 locais de consumo.
20 de Agosto
Nesta data, por ação do furacão Gordon,
deram-se vários disparos ao longo do dia,
tendo-se registado vários incidentes que,
embora as más condições que se faziam
sentir, não originaram problemas severos.
11 de Setembro
Em 11 de Setembro, às 9:52, na sequência
dos trabalhos de desmontagem dos painéis
da sala de comando da central térmica do
Aeroporto foi, por lapso, desligado um cabo
que deu origem à desligação da Linha de
Vila do Porto. Este incidente provocou a
interrupção do fornecimento de 23% dos
pontos de entrega da rede de média ten-
são durante quatro minutos, tendo afetado
865 locais de consumo.
7 de Outubro
Em 7 de Outubro, pelas 22:07, uma avaria
na excitatriz do grupo VIII provocou a atua-
ção dos órgãos de proteção deste grupo e,
por consequência, a atuação do relé de
deslastre de quatro linhas de média tensão.
Este incidente provocou a interrupção do
fornecimento de 35% dos pontos de entre-
ga da rede de média tensão entre três e
Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho
23 de Maio 20 de Agosto1 de Agosto12 de Maio12 de Março
Desligação de um posto de
transformação a pedido do
cliente
Furacão GordonDisparo geral da central
térmica do Aeroporto
Anomalia mecânica num
grupo da central térmica
do Aeroporto
Avaria mecânica num
grupo térmico da central
do Aeroporto
96
cinco minutos, tendo afetado 1900 locais
de consumo.
30 de Novembro
A 30 de Novembro, pelas 12:02, registou-se
o disparo da linha de média tensão de Al-
magreira (ASB1) por atuação da proteção
de máxima intensidade homopolar direcio-
nal (MIHD), por razões desconhecidas. Este
incidente provocou a interrupção do forne-
cimento de 41% dos pontos de entrega da
rede de média tensão durante seis minutos,
tendo afetado 1754 locais de consumo.
11 de Dezembro
Uma avaria no troço entre o seccionador
de linha aérea de Vila do Porto e o seccio-
nador que permite o fecho de anel no
PS/PT Iama-Matadoro provocou o disparo
da linha de média tensão AR01 de Vila do
Porto, por atuação da proteção de máxima
intensidade homopolar direcional (MIHD).
Este incidente, ocorrido às 15:57, provocou
a interrupção do fornecimento de 22% dos
pontos de entrega da rede de média ten-
são, com tempos que variaram entre vinte
e três minutos e uma hora e vinte minutos,
tendo afetado 724 locais de consumo.
O infográfico acima demonstra a existência
de mais 3 incidentes, que, no entanto, pro-
vocaram interrupções inferiores a 3 minutos,
bem como uma situação imprevista a pe-
dido do cliente.
DezembroJulho Agosto Setembro Outubro Novembro
11 de Dezembro7 de Outubro 30 de Novembro11 de Setembro6 de Setembro
Avaria numa linha de
distribuição MT
Deslastre de cargas devido
a avaria num grupo da
central térmica do
Aeroporto
Disparo de uma linha de
distribuição MT por razões
desconhecidas
Disparo fortuito de uma
linha de distribuição MT
devido a erro humano
Disparo de uma linha de
distribuição MT, por
atuação da proteção MIF
97
6.2. São Miguel
6.2.1. Incidentes por causas pró-
prias
3 de Janeiro
A 3 de Janeiro, às 12:39, uma caixa de fim
de cabo queimada, na transição linha ca-
bo para um posto de transformação, pro-
vocou o disparo da linha Milhafres - Covoa-
da. Este incidente provocou a interrupção
do fornecimento de 6% dos pontos de en-
trega da rede de média tensão entre uma
hora e dois minutos e uma hora e quarenta
e seis minutos. O posto de transformação
cuja caixa de fim de cabo havia queimado
teve um tempo de reposição de três horas
e dezasseis minutos. Foram afetados 3955
locais de consumo.
3 de Janeiro
No dia 3 de Janeiro, a avaria de um trans-
formador no posto de transformação de um
cliente provocou o disparo do disjuntor da
Milhafres-Capelas com sinalização MIF. Este
incidente, verificado às 14:00, provocou a
interrupção do fornecimento de 7% dos
pontos de entrega da rede de média ten-
são, com uma duração entre quarenta e
cinco minutos e uma hora e trinta e oito
minutos. Foram afetados 4976 locais de
consumo.
24 de Fevereiro
A 24 de Fevereiro, devido a um isolador de
média tensão partido num posto de trans-
formação de cliente, deu-se o disparo dis-
juntor da linha Foros-Nordeste a 30 kV, com
sinalização de MIF, MIH e terra. Este inciden-
te, que se verificou às 5:16, provocou a
interrupção do fornecimento de 13% dos
pontos de entrega da rede de média ten-
são, com uma duração entre trinta e quatro
minutos e três horas e seis minutos, tendo
afetado 6900 locais de consumo.
1 de Maio
A 1 de Maio, pelas 19:21, verificou-se o des-
lastre de vinte linhas de distribuição em
Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho
1 de Maio24 de Fevereiro3 de Janeiro 12 de Maio3 de Janeiro
Saida de paralelo da
central geotérmica do Pico
Vermelho que originou
vários deslastres
Disparo das proteções de
uma linha MT por um
isolador de MT de um PT
privado estar partido
Disparo de uma linha MT
devido a uma caixa de fim
de cabo queimada
Disparo das proteções de
uma linha MT por descarga
atmosférica direta
Disparo das proteções de
uma linha MT, por avaria
do transformador de um
PT privado
98
média tensão, devido à saída intempestiva
do paralelo da central geotérmica do Pico
Vermelho. Este incidente provocou a inter-
rupção do fornecimento de 51% dos pontos
de entrega da rede de média tensão, com
uma duração entre cinco e dezoito minu-
tos, tendo afetado 31536 locais de consu-
mo.
1 de Maio
A 1 de Maio, pelas 9:42, deu-se o disparo do
disjuntor da linha de média tensão Lagoa-
VFC por MIF e dos disjuntores das linhas
Furnas 01 e Furnas 02 por tensão baixa. Veri-
ficou-se a demora na ligação devido a
falha de comunicações com a subestação
de Vila Franca do Campo. Este incidente
provocou a interrupção do fornecimento
de 12% dos pontos de entrega da rede de
média tensão, com uma duração entre
vinte e vinte e nove minutos, tendo afetado
8961 locais de consumo.
14 de Maio
No dia 14 de Maio, pelas 5:37, uma avaria
no posto de transformação de um cliente
provocou o disparo do disjuntor da linha
Milhafres-Livramento com a sinalização de
MIF. Este incidente provocou a interrupção
do fornecimento de 3% dos pontos de en-
trega da rede de média tensão, com uma
duração entre um minuto e duas horas e
trinta e cinco minutos, tendo afetado 646
locais de consumo.
15 de Maio
Em 15 de Maio, pelas 21:37, e devido a uma
avaria numa caixa de fim de cabo para um
poste de transformação de um cliente, deu-
se o disparo do disjuntor SRQ 01 com sinali-
zação de MIF, MIH e terra. Este incidente
provocou a interrupção do fornecimento
de 1% dos pontos de entrega da rede de
média tensão com uma duração entre
dezasseis minutos e vinte minutos, afetando
1082 locais de consumo. O posto de trans-
formação do cliente onde se deu a avaria
DezembroJulho Agosto Setembro Outubro Novembro
20 de agosto15 de Maio 15 de Maio12 de Maio 14 de Maio
Disparo da proteção MIF
de uma linha MT devido à
passagem do furacão
Gordon
Disparo das proteções de
uma linha MT por avaria na
caixa de fim de cabo de
um PT privado
Disparo das proteções da
linha MT, por MIF e Terras,
devido a descarga
atmosférica direta.
Disparo das proteções de
uma linha MT com
indicação de MIF, MIH e
terras ressistivas
Descarga atmosférica
direta sobre um cabo de
uma linha de distribuição
MT
99
teve uma interrupção que atingiu as treze
horas e vinte e oito minutos.
22 de Junho
A 22 de Junho, pelas 16:24, deu-se o disparo
de quatro linhas de distribuição em média
tensão, devido à saída intempestiva do
paralelo do grupo VIII da central térmica do
Caldeirão. A saída do grupo deveu-se a
anomalia no regulador de velocidade. Este
incidente provocou a interrupção do forne-
cimento de 27% dos pontos de entrega da
rede de média tensão, com uma duração
entre quatro e vinte e quatro minutos, afe-
tando 15036 locais de consumo.
29 de Setembro
A 29 de Setembro, às 10:39, a saída de pa-
ralelo da central geotérmica do Pico Ver-
melho e do Grupo 2 da central geotérmica
da Ribeira Grande provocou o deslastre de
quatro linhas de distribuição em média ten-
são. Este incidente provocou a interrupção
do fornecimento de 27% dos pontos de
entrega da rede de média tensão, com
uma duração entre treze e vinte minutos,
afetando 15057 locais de consumo.
20 de Agosto
Durante a passagem do furacão Gordon
pela ilha de São Miguel, verificaram-se vá-
rios incidentes. O mais relevante afetou de
forma intermitente cerca de 8963 locais de
consumo.
6.2.2. Casos fortuitos ou de
força-maior
12 de Maio
A forte trovoada verificada, na madrugada
do dia em questão, na ilha de são Miguel,
danificou o Carter do Interruptor - seccio-
nador da cela de proteção ao transforma-
dor no PT 317 - Av. Cardeal Humberto Me-
deiros provocando o disparo do disjuntor da
linha Milhafres – Covoada – MLCV. Nessa
mesma noite, existiu um outro incidente
envolvendo outra linha MT, dificultando a
reposição das mesmas.
100
Ilustração 6-1 Foto cela avariada 1
Ilustração 6-2 Foto cela avariada 2
Este incidente teve início às 2:09, afetando
os clientes das freguesias da Relva, Arrifes,
Covoada e Capelas todos classificados
como Zona C, e teve um TIEPI de 7m46s,
estimando-se uma END de 6,1 MWh.
101
6.3. Terceira
6.3.1. Incidentes por causas pró-
prias
19 de Julho
A 19 de Julho, deu-se a saída de paralelo
do grupo X da central térmica de Belo Jar-
dim por baixa pressão de óleo. Como con-
sequência verificou-se o disparo por deslas-
tre de 11 linhas de distribuição em média
tensão. Devido ao Disparo da linha MT An-
gra do Heroísmo 04 o despacho ficou sem
comunicação com a subestação de Angra
do Heroísmo através do sistema informático.
As linhas MT da subestação de Angra do
Heroísmo foram ligadas localmente. Este
incidente provocou a interrupção da 72%
dos pontos de entrega da rede de média
tensão, com uma duração entre dez e qua-
renta e seis minutos, afetando 18563 locais
de consumo.
12 de Agosto
A 12 de Agosto, pelas 12:32 deu-se o dispa-
ro geral da central térmica de Belo Jardim.
O disparo geral ocorreu na sequência da
saída do paralelo do grupo IX em virtude da
atuação da proteção por baixa pressão do
óleo de lubrificação do turbocompressor.
Simultaneamente, com o disparo ocorreu o
"congelamento" dos autómatos dos grupos
VII e VIII, o que dificultou o processo de
reposição do sistema electroprodutor da
ilha. Este incidente provocou a interrupção
da totalidade dos pontos de entrega da
rede de média tensão, com uma duração
entre três horas e trinta e quatro minutos e
oito horas e vinte e três minutos, afetando
27039 locais de consumo.
26 de Agosto
A 26 de Agosto verificou-se o deslastre de
14 linhas de distribuição em média tensão
devido à saída intempestiva dos grupos IX e
X. A saída intempestiva dos grupos IX e X,
da central térmica de Belo Jardim, foi pro-
vocada pelo disparo do disjuntor do quadro
Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho
26 de Agosto12 de Agosto19 de Julho 24 de Setembro24 de Setembro
Disparo do disjuntor do
quadro de alimentação de
serviços auxiliares de 2
grupos da CTBJ
Saída de paralelo de um
grupo da CTBJ por atuação
da proteção de baixa
pressão do óleo
Deslastre de várias linhas
devido à saida de paralelo
de um Grupo da CTBJ por
baixa pressão de oleo
Uma avaria no sistema
24VDC provocou a saida
de paralelo da CTBJ
Uma avaria no sistema
24VDC provocou a saida
de paralelo da CTBJ
102
de alimentação dos serviços auxiliares. Esta
indisponibilidade foi causada pelo relé de
falha de terra do transformador (TSA5) que
estava regulado para um valor muito abai-
xo do estipulado e que não estava sinaliza-
do, esta situação foi detetada e corrigida
na sequência de testes efetuados às prote-
ções da Central. Este incidente provocou a
interrupção da 86% dos pontos de entrega
da rede de média tensão, com uma dura-
ção entre quinze minutos e uma hora e
trinta e um minutos, afetando 22960 locais
de consumo.
24 de Setembro
Nesta data constatou-se a saída de parale-
lo e paragem dos grupos V, VI, VII, VIII e,
consequentemente, do grupo IX. Verificou-
se posteriormente que este evento ocorreu
devido a avaria do sistema de 24VDC da
central térmica de Belo Jardim. Este inci-
dente, verificado a 24 de Setembro pelas
15:07, provocou a interrupção de 97% dos
pontos de entrega da rede de média ten-
são, com uma duração entre trinta e quatro
minutos e três horas e oito minutos, afetan-
do 26074 locais de consumo.
24 de Setembro
Verificou-se um disparo por deslastre de
catorze saídas da subestação de Belo Jar-
dim devido a saída de vários grupos do
paralelo na central térmica de Belo Jardim,
por avaria elétrica do sistema de 24VDC da
central. Este incidente, verificado a 24 de
Setembro, pelas 18:51, provocou a interrup-
ção de 86% dos pontos de entrega da rede
de média tensão, com uma duração entre
duas horas e trinta e dois minutos e cinco
horas e sete minutos, tendo afetado 23119
locais de consumo.
14 de Outubro
A 14 de Outubro, pelas 22:02, deu-se o dis-
paro por deslastre de 14 linhas de distribui-
ção em média tensão. O deslastre deveu-
se ao disparo de um disjuntor de média
tensão da central térmica de Belo Jardim.
Na sequência de testes efetuados, consta-
tou-se que o relé de falha de terra do trans-
DezembroJulho Agosto Setembro Outubro Novembro
20 de Dezembro4 de Novembro4 de Novembro14 de Outubro 18 de Dezembro
Disparo geral por saida de
paralelo de diversos
grupos da CTBJ por
problemas elétricos
Avaria no sistema
provisório de alimentação
24VDC
Disparo da proteção do
transformador de potência
da subestação de Quatro
Ribeiras
Disparo do disjuntor MT da
CTBJ por má regulação do
relé de falha de terra do
transformador
Disparo das proteções das
linhas de transporte na
SEVB por atualização da
proteções
103
formador estava com a regulação de dis-
paro muito abaixo do valor conveniente e
que o mesmo não sinalizava o disparo no
SCADA. Esta situação foi corrigida após a
realização dos testes efetuados às prote-
ções da Central. Este incidente provocou a
interrupção da 86% dos pontos de entrega
da rede de média tensão, com uma dura-
ção entre seis minutos e uma hora e qua-
renta e seis minutos, sendo afetados 23099
locais de consumo.
4 de Novembro
O sistema provisório de alimentação de
24VDC entrou em avaria, provavelmente
devido às diversas oscilações provocadas
pelos diversos disparos de linhas que ocorre-
ram durante o dia, não tendo sinalizado a
mesma, pelo que não foi possível atuar
preventivamente. Esta avaria levou à saída
de paralelo dos grupos V, VI e VIII da central
térmica de Belo Jardim. Este incidente, veri-
ficado pelas 19:56, provocou a interrupção
de 83% dos pontos de entrega da rede de
média tensão, com uma duração entre
uma hora e trinta e um minutos e cinco
horas e quinze minutos. Foram afetados
22019 locais de consumo.
18 de Dezembro
Disparo das linhas de Transporte de média
tensão Praia da Vitória-Vinha Brava 01 e
Praia da Vitória-Vinha Brava 01 na subesta-
ção de Belo Jardim e da linha Vinha Brava-
Serra do Cume na subestação de Vinha
Brava. O motivo do disparo deveu-se à
atualização da configuração das prote-
ções das Linhas Transporte na subestação
de Vinha Brava. Este incidente provocou a
interrupção da 55% dos pontos de entrega
da rede de média tensão, com uma dura-
ção entre doze e trinta e um minutos, tendo
afetado 15698 locais de consumo.
20 de Dezembro
Pelas 14:50 de dia 14 de Outubro, a saída
de paralelo dos grupos VI, IX e X da central
térmica de Belo Jardim, por problemas elé-
tricos, provocou um disparo geral. Este inci-
dente provocou a interrupção da totalida-
de dos pontos de entrega da rede de mé-
104
dia tensão, com uma duração entre oito
minutos e uma hora e doze minutos, afe-
tando 27021 locais de consumo.
4 de Novembro
A 4 de Novembro, uma avaria na linha de
Quatro Ribeiras-Doze Ribeiras (dois apoios
de média tensão partidos e linhas de média
tensão rebentadas) e a avaria da proteção
linha de Quatro Ribeiras-Doze Ribeiras pro-
vocou o disparo da proteção do transfor-
mador de potência da subestação de Qua-
tro Ribeiras. Na sequência, e durante as
manobras de reposição, deu-se o deslastre
de várias linhas de distribuição MT. Este inci-
dente provocou a interrupção da 86% dos
pontos de entrega da rede de média ten-
são, com uma duração entre oito minutos e
quatro horas e onze minutos, tendo afetado
23105 locais de consumo.
105
6.4. Graciosa
6.4.1. Incidentes por causas pró-
prias
22 de Janeiro
A 22 de Janeiro, pelas 13:34, verificou-se o
disparo da linha de distribuição em média
tensão QG02, provocado por um curto-
circuito numa fase. Este incidente provocou
a interrupção da 34% dos pontos de entre-
ga da rede de média tensão, com uma
duração entre cinco e seis minutos, tendo
afetado 1188 locais de consumo.
13 de Fevereiro
O incidente verificado a 13 de Fevereiro
pelas 19:39, foi provocado por um curto-
circuito entre fases na linha de média ten-
são QG02. Este incidente provocou a inter-
rupção da 35% dos pontos de entrega da
rede de média tensão, com uma duração
entre cinco e seis minutos, afetando 1189
locais de consumo.
8 de Abril
A 8 de Abril verificou-se um disparo geral
provocado pela saída de paralelo do gru-
po III, devido a anomalia no controlador do
grupo. Este incidente, que se deu pelas 3:09,
provocou a interrupção da totalidade dos
pontos de entrega da rede de média ten-
são, com uma duração entre quatro e dez
minutos, tendo afetado 3207 locais de con-
sumo.
19 de Abril
Verificou-se o disparo das linhas de média
tensão QG02 e QG01, devido a paragem
do grupo 5. Tratou-se de uma avaria elétri-
ca (curto-circuito no circuito de 24VDC no
quadro de comando do grupo). Este inci-
dente, que ocorreu às 18:26 de dia 19 de
Abril, provocou a interrupção da 71% dos
pontos de entrega da rede de média ten-
são, com uma duração entre três e sete
minutos, afetando 2437 locais de consumo.
Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho
8 de abril13 de fevereiro22 de janeiro 4 de maio19 de abril
Disparo geral por saida de
paralelo de um grupo da
CTGR por anormalia no
seu controlador
Disparo das proteções da
linha MT deivdo a um
curto-circuito entre fases.
Disparo da linha MT de
distribuição provocado
por um curto-circuito
numa fase
Disparo geral por saida de
paralelo de um grupo da
CTGR por anormalia no
seu controlador
Disparo de 2 linhas MT, por
avaria no circuito 24 VDC
que provocou a paragem
de um grupo da CTGR
106
4 de Maio
Uma anomalia no controlador do grupo V
provocou o disparo deste, às 10:05 de dia 4
de Maio. Na sequência da saída de parale-
lo deu-se o disparo geral. Este incidente
provocou a interrupção da totalidade dos
pontos de entrega da rede de média ten-
são, com uma duração entre oito e dezas-
sete minutos. Foram afetados 3202 locais de
consumo.
12 de Maio
Pelas 8:34, de dia 12 de Maio, deu-se o dis-
paro da linha de média tensão QG02 com
um curto-circuito numa fase. Detetou-se,
posteriormente, que a avaria foi provocada
por dois descarregadores de sobretensão
queimados. Este incidente provocou a inter-
rupção da 38% dos pontos de entrega da
rede de média tensão, com uma duração
entre uma hora e quarenta e sete minutos e
três horas e cinquenta e um minutos, tendo
afetado 1192 locais de consumo.
23 de Julho
A 23 de Julho, pelas 16:20, um erro de ma-
nobra provocou a saída de paralelo do VI,
provocando um disparo geral. Este inciden-
te provocou a interrupção da totalidade
dos pontos de entrega da rede de média
tensão, com uma duração entre três e dez
minutos, afetando 3219 locais de consumo.
24 de Setembro
A 24 de Setembro, pelas 19:58, uma avaria
provocada pelas caixas de fim de cabo
danificadas num posto de transformação
de um cliente provocou o disparo da linha
de média tensão QG02. Este incidente pro-
vocou a interrupção da 38% dos pontos de
entrega da rede de média tensão, com
uma duração entre quarenta e sete minu-
tos e duas horas e dez minutos, afetando
1197 locais de consumo.
31 de Outubro
A 31 de Outubro, às 16:12, deu-se o disparo
de uma secção da linha de média tensão
DezembroJulho Agosto Setembro Outubro Novembro
6 de dezembro24 de setembro23 de julho12 de maio 31 de outubro
Disparo de três linhas de
distribuição devido à saída
de paralelo de um grupo
da CTGR
Disparo da linha MT,
devido a caixas de fim de
cabo queimadas no PT de
um cliente
Um erro de manobra
provocou a saída de
paralelo de um grupo da
CTGR, e um disparo geral
Dois DST queimados
provocaram o disparo, por
curto-circuito numa fase
da linha MT
Disparo de uma secção da
linha MT, devido a um erro
de manobra do operador
107
QG01, devido a um erro de manobra do
operador. Este incidente provocou a inter-
rupção da 72% dos pontos de entrega da
rede de média tensão, com uma duração
entre sete e dez minutos, tendo afetado
2289 locais de consumo.
6 de Dezembro
A 6 de Dezembro, pelas 10:32, deu-se o
disparo de três linhas de distribuição devido
à saída de paralelo do grupo IV. Desligação
intempestiva do grupo por falso alarme da
sonda de gases de escape. Este incidente
provocou a interrupção da 38% dos pontos
de entrega da rede de média tensão, com
uma duração entre dois e cinco minutos,
tendo afetado 2439 locais de consumo.
108
109
6.5. São Jorge
6.5.1. Incidentes por causas pró-
prias
7 de Abril
Pelas 1:41, o grupo XI saiu de paralelo devi-
do a retorno de energia no alternador, for-
çando o deslastre da linha 3, evitando um
apagão geral. Este incidente provocou a
interrupção de 40% dos pontos de entrega
da rede de média tensão, com uma dura-
ção entre quatro e seis minutos, e afetado
2088 locais de consumo.
21 de Junho
Deu-se a queda de uma linha, pelas 20:09,
provocando o disparo das proteções da
própria linha e de uma outra. Este incidente
provocou a interrupção da 38% dos pontos
de entrega da rede de média tensão, com
uma duração entre catorze e vinte e oito
minutos. Dois dos PdE de cliente afetados
estiveram sem fornecimento de energia
cerca de 14 e 15 horas. Foram afetados
1845 locais de consumo.
29 de Abril
Uma avaria no sistema de combustível pro-
vocou a saída repentina de paralelo do
grupo X e por consequência um disparo
geral. Este incidente, verificado pelas 9:33,
provocou a interrupção de todos os pontos
de entrega da rede de média tensão, com
uma duração entre cinco e dezasseis minu-
tos. Foram afetados 5590 locais de consu-
mo.
10 de Fevereiro
Ocorreu o disparo da saída 2, às 11:45, por
causas desconhecidas. Este incidente pro-
vocou a interrupção de 37% dos pontos de
entrega da rede de média tensão, com
uma duração entre quatro e seis minutos,
afetando 1839 locais de consumo.
Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho
21 de junho29 de abril10 de fevereiro 21 de setembro20 de setembro
A queda de uma linha MT
provocou o disparo das
proteções da própria linha
e de uma outra.
Uma avaria no sistema de
comb. provocou a saída de
serviço de um grupo da
central e um disparo geral.
Disparo da proteção da
llinha MT, com sinalização
de curto-circuito.
Disparo das proteções de
uma linha MT, com
sinalização de linhas à
Terra, por ventos fortes
Disparo das proteções de
uma linha MT, com
sinalização de linhas à
Terra
110
4 de Outubro
Verificou-se um disparo da linha 6, pelas
6:57. Embora as causas sejam desconheci-
das, supõe-se que seja consequência dos
fortes ventos registados na altura (velocida-
de superior a 30m/s ou 108km/h). Este inci-
dente provocou a interrupção de 29% dos
pontos de entrega da rede de média ten-
são, com uma duração entre sete e nove
minutos, tendo afetado 1417 locais de con-
sumo.
28 de Outubro
Pelas 20:41, a forte trovoada que se fazia
sentir provocou um curto-circuito entre as
três fases, assinalado na subestação da
Central Térmica do Caminho Novo. Como
consequência deu-se o disparo da linha 2
(Caminho Novo – Relvinha 1). Este incidente
provocou a interrupção da 31% dos pontos
de entrega da rede de média tensão, com
uma duração entre quatro minutos e uma
hora e trinta e oito minutos, sendo afetados
1226 locais de consumo.
15 de Novembro
Verificou-se um disparo da linha 6, pelas
10:45. Embora as causas sejam desconhe-
cidas, supõe-se que decorram dos fortes
ventos registados na altura (velocidade
superior a 30m/s ou 108km/h). Este inciden-
te, provocou a interrupção de 28% dos pon-
tos de entrega da rede de média tensão,
com uma duração de cinco a seis minutos,
afetando 1413 locais de consumo.
1 de Dezembro,
Pelas 17:03, deu-se o disparo da linha de
média tensão 1 (Caminho Novo-São Pedro),
motivado por um curto-circuito. Este inci-
dente provocou a interrupção de 21% dos
pontos de entrega da rede de média ten-
são, com uma duração entre quatro e sete
minutos, tendo afetado 1660 locais de con-
sumo.
13 de Dezembro
Ocorreu um disparo geral pelas 18:22. O
disparo geral deveu-se a um curto-circuito
DezembroJulho Agosto Setembro Outubro Novembro
27 de dezembro13 de dezembro28 de outubro21 de setembro 27 de dezembro
Disparo das proteções de
uma linha MT devido aos
ventos de intensidade
excepcional verificados
Disparo geral devido a um
curto-circuito no variador
de vel. dos refrigeradores
de um grupo da central
Disparo das proteções de
uma linha MT, com
sinalização de curto-
circuito entre fases
A queda de árvores
provocou a quebra de 3
apoios e disparo das
proteções de uma linha MT
Disparo de uma linha MT,
com sinalização de curto-
circuito, devido aos
ventos de elevada
27 de dezembro
Disparo de uma linha MT,
com sinalização de curto-
circuito, devido aos ventos
de elevada intensidade
111
no variador de velocidade dos refrigerado-
res do grupo XII. Este incidente provocou a
interrupção da totalidade dos pontos de
entrega da rede de média tensão, com
uma duração entre duas horas e três minu-
tos e duas horas e trinta e dois minutos, ten-
do afetado 5583 locais de consumo.
14 de Dezembro
Pelas 9:26, o disparo do grupo XII forçou o
desastre da linha 3. Este incidente provocou
a interrupção de 41% dos pontos de entre-
ga da rede de média tensão, com uma
duração entre três e seis minutos, afetando
2077 locais de consumo.
6.5.2. Casos fortuitos ou de
força-maior
21 de Setembro
A passagem da tempestade tropical “Na-
dine” provocou chuvas fortes e rajadas de
vento excecionalmente fortes que originou
a queda de árvores e o contato das mes-
mas com as linhas MT na zona do Topo,
bem como a quebra de um poste na zona
da Ribeira Seca. Estes fatores provocaram a
atuação das proteções da linha Relvinha –
Topo – RLTPL com sinalização de máxima
intensidade homopolar (MIH), máxima in-
tensidade fase (MIF) e terras resistivas.
As más condições atmosféricas (tempesta-
de tropical Nadine) e a existência de duas
avarias na mesma linha ditaram a demora
na reposição do sistema elétrico em explo-
ração normal.
Ilustração 6-3 Avaria de um poste MT da zona da
Ribeira Seca e do Topo – Foto 1
112
Ilustração 6-4 Avaria de um poste MT da zona da
Ribeira Seca e do Topo – Foto 2
Este incidente teve início às 15:26, afetando
todos os clientes das freguesias de Santa
Bárbara Manadas, Calheta de São Jorge,
Ribeira Seca, Santo Antão, Topo e Nossa
Senhora do Rosário, classificadas como
Zonas C, e teve um TIEPI de 6h37m54s, esti-
mando-se uma END de 22,3 MWh.
21 de Setembro
A queda de árvores provocou a queda de
três postes e o disparo das proteções da
linha Caminho Novo – Manadas – CMNM e,
por consequência, a atuação do disjuntor
da linha Caminho Novo-Relvinha 1 - CNR1
(estão, ambas, ligadas à mesma cela na
subestação da central térmica do Caminho
Novo) com sinalização de máxima intensi-
dade homopolar (MIH), máxima intensidade
fase (MIF) e terras resistivas.
A causa da queda das árvores foi a tem-
pestade tropical Nadine que passou pelas
ilhas do grupo central do arquipélago dos
Açores (Terceira, Graciosa, São Jorge, Pico
e Faial) com chuva forte e rajadas de vento
muito fortes.
As más condições de visibilidade dificulta-
ram a localização da avaria e a reposição
do serviço, em funcionamento normal.
113
Ilustração 6-5 Avaria nos postes MT da linha Ca-
minho Novo - Manadas – CMNM – Foto 1
Ilustração 6-6 Avaria nos postes MT da linha Ca-
minho Novo - Manadas – CMNM – Foto 2
114
Ilustração 6-7 Avaria nos postes MT da linha Ca-
minho Novo - Manadas – CMNM – Foto 3
Ilustração 6-8 Avaria nos postes MT da linha Ca-
minho Novo - Manadas – CMNM – Foto 4
Este incidente teve início às 17:06, afetando
todos os clientes das freguesias da Urzelina
São Mateus, Santo Amaro, Velas de São
Jorge, Norte Grande, Norte Pequeno, Ca-
lheta de São Jorge e Ribeira Seca classifi-
cadas como Zonas C, e teve um TIEPI de
32m57s. Estima-se uma END de 1,8 MWh.
27 de Dezembro
Os ventos muito fortes e a chuva que asso-
laram o grupo central despoletaram a atu-
ação dos disjuntores da linha Relvinha –
RLTP. Apesar de não existir nenhuma avaria
concreta, a complicação e demora na
reposição completa da linha em explora-
ção normal ficou a dever-se às falhas de
manobras à distância associadas ao nevo-
eiro, vento excecionalmente forte e à chu-
va.
Este incidente teve início às 20:27, afetando
os clientes das freguesias de Santo Antão,
Topo Nossa Senhora do Rosário, Calheta de
São Jorge e Ribeira Seca classificadas co-
mo Zonas C, e teve um TIEPI de 2h08m56s,
estimando-se uma END de 7,6 MWh.
115
6.6. Pico
6.6.1. Incidentes por causas pró-
prias
24 de Abril
No dia 24 de Abril, ocorreu a saída de para-
lelo do grupo I por alarme (que se consta-
tou posteriormente ser falso) de concentra-
ção de neblina de óleo. Este disparo levou
à sobrecarga dos dois outros grupos gera-
dores em serviço, que sairiam de paralelo
por esta razão. O atraso verificado na repo-
sição da normalidade deveu-se a ter havi-
do, em consequência do disparo geral,
interrupção das comunicações com as
subestações remotas. Este incidente provo-
cou a interrupção de todos os pontos de
entrega da rede de média tensão, com
uma duração trinta e sete minutos a uma
hora e cinquenta minutos, afetando 9021
locais de consumo.
17 de Maio
A 17 de Maio, às 2:21, deu-se o disparo de
quatro linhas devido à saída intempestiva
de serviço do grupo IV. O sistema de extin-
ção de incêndios do transformador deste
grupo entrou em funcionamento, por dete-
ção de calor. A água do sistema de dilúvio
provocou curtos-circuitos e atuação das
proteções ao ser pulverizada sobre os bar-
ramentos e terminais do transformador.
Tratou-se de falso alarme. Este incidente
provocou a interrupção de serviço de 61%
dos pontos de entrega da rede em média
tensão, com tempos compreendidos entre
quinze e vinte e um minutos, afetando 5690
locais de consumo.
8 de Julho
Disparo de diversas linhas de distribuição
em média tensão. Verificado a 8 de Julho,
pelas 11:20, este disparo foi provocado pela
saída de paralelo do grupo I por temperatu-
ra alta de água de refrigeração. Este inci-
dente provocou a interrupção de serviço
de 87% dos pontos de entrega da rede em
Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho
8 de julho11 de maio24 de abril 9 de agosto21 de julho
Saida de paralelo de um
grupo térmico provocou a
atuação das proteções de
diversas linhas MT
A atuação da proteção
MIH de uma linha MT ficou
a dever-se à queda de um
raio sobre a linha
Disparo geral devido à saida
de serviço de um grupo
térmico por sinalização de
neblina no oleo
Disparo de uma linha MT
por MIH devido a uma
fissura no isolador único de
cadeia de um apoio
Disparo das proteções MIH
e de Terra de uma linha
MT por avaria de um PT
privado
116
média tensão, com tempos compreendidos
entre seis e trinta e cinco minutos, tendo
sido afetados 7992 locais de consumo.
21 de Julho
A 21 de Julho, pelas 20:03, deu-se o disparo
da linha S.Roque-S. Luzia (e um troço de
outra linha) por proteção homopolar e ter-
ra. Este incidente deveu-se a uma avaria
num posto de transformação de um cliente,
tendo provocado a interrupção de 21% dos
pontos de entrega da rede em média ten-
são, com tempos compreendidos entre
cinco minutos e três horas e onze minutos,
afetando 2039 locais de consumo.
9 de Agosto
O disparo da linha de média tensão Lajes
São Mateus, a 9 de Agosto às 18:41, deveu-
se à atuação da proteção de máximo de
intensidade e homopolar. Verificou tratar-se
de uma fissura no isolador único de cadeia
de um apoio. Este incidente provocou a
interrupção de serviço de 18% dos pontos
de entrega da rede em média tensão, com
tempos compreendidos entre vinte e quatro
minutos e trinta e uma horas e quatro minu-
tos, afetando 1652 locais de consumo.
9 de Setembro
A 9 de Setembro, pelas 9:37, verificou-se um
disparo da linha Lajes-Piedade por máxima
intensidade de fase. Este disparo foi provo-
cado por linhas rebentadas por uma árvore
que tombou, aquando da desmatação
que se verificava no local, a cargo de um
empreiteiro, contratado pela EDA. Este inci-
dente provocou a interrupção de serviço
de 19% dos pontos de entrega da rede em
média tensão, com tempos compreendidos
entre uma hora e seis horas e trinta e sete
minutos, afetando 2013 locais de consumo.
21 de Setembro
O deslastre das linhas Madalena-S.Mateus e
Lajes-S.Mateus, a 21 de Setembro, pelas
9:22, deveu-se ao disparo do grupo I por
alarme temperatura baixa no cilindro nº 2.
As manobras de religação demoraram mais
que o normal devido a não haver comuni-
DezembroJulho Agosto Setembro Outubro Novembro
27 de novembro28 de setembro21 de setembro21 de setembro 5 de outubro
Disparo da proteções de
uma linha MT, por
sinalização de MIH, devido
a esta estar partida
Atuação da proteção MIF
de uma linha MT, por
rebentamento da mesma,
por queda de uma árvore
Disparo da proteção de
MIF e oscilações da tensão
provocaram a saida de 2
linhas MT
Saída de um grupo por
alarme de temperatura
baixa no cilindro provocou
o deslastre de 2 linhas MT
Disparo geral devido a
saida de paralelo de um
grupo por indicação de
temperatura de água alta
117
cações com as subestações remotas, por
causa da passagem da tempestade tropi-
cal "Nadine". Este incidente provocou a
interrupção de serviço de 30% dos pontos
de entrega da rede em média tensão, com
tempos compreendidos entre vinte e sete e
cinquenta e seis minutos e afetou 3121 lo-
cais de consumo.
5 de Outubro
Às 13:10 deu-se um disparo geral devido a
saída de paralelo do grupo I, da central
térmica do Pico, por alarme de temperatu-
ra alta de água de refrigeração. O disparo
foi causado pela rejeição de carga pelo
parque eólico, com o qual não havia co-
municações desde a véspera. Constatou-se
um atraso na reposição da normalidade
por ter havido, em consequência do dispa-
ro geral, interrupção das comunicações
com as subestações remotas. Este incidente
provocou a interrupção de todos os pontos
de entrega da rede de média tensão, com
uma duração de uma hora e trinta e sete
minutos a três horas e trinta e cinco minutos,
afetando 9167 locais de consumo.
15 de Novembro
A 15 de Novembro, na sequência de um
disparo, foi detetado um isolador de um
seccionar rachado. Por segurança, foi feita
uma interrupção da linha de distribuição
em média tensão para a substituição do
mesmo. Esta ocorrência provocou a inter-
rupção de serviço de 8% dos pontos de
entrega da rede em média tensão, com
tempos compreendidos entre uma hora e
seis minutos e duas horas e trinta e oito mi-
nutos, sendo afetados 875 locais de consu-
mo.
27 de Novembro
A 27 de Novembro, pelas 18:03, deu-se o
disparo da linha Lages - S.Mateus por máxi-
mo de intensidade homopolar. Este disparo,
foi causado por uma linha de média tensão
partida, tendo afetado o fornecimento de
energia a 16% dos pontos de entrega da
rede em média tensão entre 30 minutos a
seis horas e trinta minutos, tendo afetado
1650 locais de consumo.
118
6.6.2. Casos fortuitos ou de
força-maior
11 de Maio
A forte trovoada sentida na ilha do Pico
provocou diversas avarias que fez disparar
o disjuntor da linha MT Madalena – São
Mateus – MDSM. A demora na reposição de
serviço ficou a dever-se às avarias terem
sido detetadas com espaços temporais
diferentes.
Ilustração 6-9 Descarregadores avariados
Ilustração 6-10 Disjuntores avariados
Ilustração 6-11 Transformador avariado do PT 108
119
Este incidente teve início às 17:37, afetando
os clientes das freguesias da Madalena,
Criação Velha, Candelária e São Mateus,
classificadas como Zona C, e teve um TIEPI
de 20m11s. Estimando-se uma END de 1,69
MWh.
21 de Setembro
O vento, excecionalmente, forte e a chuva
que se fizeram sentir no grupo central, na
sequência da aproximação da tempestade
tropical Nadine, provocaram a aproxima-
ção de linhas e, consequente, disparo da
linha MT Lajes - São Mateus – LJSM (com
sinalização de máxima intensidade por fase
(MIF)) e a atuação das proteções da linha
Madalena - São Mateus – MDSM por oscila-
ção da tensão.
A inexistência de comunicações e de siste-
ma informático provocou a demora na
reposição do serviço, pois impediu o ope-
rador da central térmica do Pico de efetuar
as manobras necessárias nas subestações.
Logo, na sequência dos acontecimentos,
existiu a necessidade de notificar equipas
de intervenção para efetuá-las no local.
Este incidente teve início às 1:03, afetando
os clientes das freguesias e São João, Lajes
do Pico, São Caetano, São Mateus, Mada-
lena, Criação Velha e Candelária classifi-
cadas como Zonas C, e teve um TIEPI de
17m43s. Estimando-se uma END de 1,5 MWh.
120
121
6.7. Faial
10 de Janeiro
A 10 de Janeiro, pelas 13:57, deu-se um
disparo geral provocado pelo Grupo VI que
se encontrava em testes. Este incidente
provocou a interrupção de serviço da tota-
lidade dos pontos de entrega da rede em
média tensão, com tempos compreendidos
entre onze e quarenta e seis minutos.
10 de Janeiro
A 10 de Janeiro, pelas 18:05, detetou-se a
entrada de água no óleo, o que fez atuar o
sistema de segurança e consequente dis-
paro do grupo VI. Este incidente provocou o
deslastre de seis linhas de distribuição em
média tensão, e a interrupção do forneci-
mento de energia elétrica em 65% dos pon-
tos de entrega desta rede. OS tempos de
interrupção variaram entre nove e dezasseis
minutos, afetando 4689 locais de consumo.
16 de Março
A 16 de Março, pelas 14:34, verificou-se um
disparo geral, derivado da saída de parale-
lo do Grupo VII, devido a sobre velocidade
do mesmo. Este incidente provocou a inter-
rupção do fornecimento da totalidade dos
pontos de entrega da rede em média ten-
são entre vinte e três e quarenta e dois mi-
nutos, afetando 7819 locais de consumo.
14 de Abril
A 14 de Abril, verificou-se o deslastre de
vários pontos de entrega da rede em mé-
dia tensão. Este deslastre foi induzido pelo
disparo do Grupo VI, provocado por gripa-
gem da Bomba injetora, tendo partido a
mola e a roda dentada da régua. Este inci-
dente provocou a interrupção de serviço
de 49% dos pontos de entrega da rede em
média tensão, com tempos compreendidos
entre onze e vinte e dois minutos, tendo
afetado 3753 locais de consumo.
Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho
10 de janeiro10 de janeiro 9 de maio14 de abril16 de março
Deslatre de várias linhas
MT por atuação do sistema
de seg. de um grupo por
deteção de água no óleo
Disparo geral provocado
por um grupo da central
que se encontrava em
testes
Saída de paralelo de um
grupo térmico provocou o
deslatre de várias linhas
MT
A gripagem da bomba
injetora de um grupo,
provocou o deslatre de
várias linhas MT
Disparo geral, derivado da
saída de paralelo de um
grupo térmico, por sobre-
velocidade do mesmo
122
9 de Maio
O disparo do Grupo VII, a 9 de Maio, pelas
12:41, provocou o deslastre de duas linhas
de distribuição, tendo-se efetuado o deslas-
tre de uma terceira linha devido a baixa
frequência e cargas muito elevadas nos
restantes grupos em serviço. Constatou
tratar-se de problemas de combustível que
originou a “colagem” de uma Bomba de
combustível. Este incidente provocou a
interrupção de serviço de 55% dos pontos
de entrega da rede em média tensão, com
tempos compreendidos entre doze e qua-
renta e cinco minutos, tendo afetado 3917
locais de consumo.
20 de Agosto
A 20 de Agosto, pelas 21:03, verificou-se o
deslastre de quatro linhas de distribuição
MT, na sequência do disparo do grupo VI.
Este incidente, provocado por baixa pres-
são da água dos cilindros do referido grupo,
provocou a interrupção de serviço de 55%
dos pontos de entrega da rede em média
tensão, com tempos compreendidos entre
catorze e vinte e seis minutos, afetando
3914 locais de consumo.
18 de Outubro
A 18 de Outubro, pelas 18:00, uma falha de
sincronismo entre autómatos do grupo
(avaria de um módulo de sincronismo) pro-
vocou o disparo do grupo VI. Por sua vez
provocou o deslastre de duas linhas de
média tensão. Este incidente provocou a
interrupção de serviço de 56% dos pontos
de entrega da rede em média tensão, com
tempos compreendidos entre oito e trinta e
três minutos, sendo afetados 3922 locais de
consumo.
23 de Outubro
A 23 de Outubro, pelas 14:05, deu-se o dis-
paro do grupo VI e deslastre de duas linhas
de distribuição. O disparo do grupo deveu-
se à atuação do detetor de fumos. Após
pesquisas e análise, detetou-se a haste do
bico injetor partida e um segmento de fogo
partido no êmbolo do cilindro 8. Este inci-
dente provocou a interrupção de serviço
DezembroJulho Agosto Setembro Outubro Novembro
20 de dezembro18 de outubro20 de agosto17 de junho 14 de novembro
Atuação da proteção
diferencial de um grupo
térmico, provocou o
deslastre de 3 linhas MT
Saída de serviço de um
grupo, por falha no relé de
prot. ao alternador -
deslastre de 2 linhas MT
Deslastre de linhas MT, na
sequência do disparo de
um grupo por baixa
pressão de água
Mau tempo e relâmpagos
provocaram o disparo das
proteções de 2 linhas MT
por MIF
Saída de paralelo de um
grupo térmico provocou o
disparo por mínima
frequência de 2 linhas MT
123
de 44% dos pontos de entrega da rede em
média tensão, com tempos compreendidos
entre dois e dezanove minutos, tendo sido
afetados 3516 locais de consumo.
14 de Novembro
Às 0:27 de dia 14 de Novembro, a atuação
da segurança por falta de combustível do
grupo VI provocou a saída de serviço do
mesmo. Esta saída intempestiva do grupo VI
provocou o disparo por mínima frequência
de duas linhas de distribuição. Este inciden-
te provocou a interrupção de serviço de
44% dos pontos de entrega da rede em
média tensão, com tempos compreendidos
entre onze e quarenta e seis minutos, afe-
tando 2346 locais de consumo.
20 de Dezembro
A 20 de Dezembro, pelas 11:52, verificou-se
o deslastre de três linhas de distribuição em
média tensão. O deslastre foi provocado
pelo disparo do grupo VII, por atuação da
proteção diferencial. Este incidente provo-
cou a interrupção de serviço de 38% dos
pontos de entrega da rede em média ten-
são, com tempos compreendidos entre
dezassete e vinte e dois minutos, afetando
3732 locais de consumo.
124
125
6.8. Flores
6.8.1. Incidentes por causas pró-
prias
28 de Março
A 28 de Março, pelas 6:17, deu-se o disparo
de uma linha de distribuição, consequência
de uma caixa de fim de cabo queimada.
Este incidente provocou a interrupção de
serviço de 32% dos pontos de entrega da
rede em média tensão, com tempos com-
preendidos entre trinta e um minutos e cin-
co horas e oito minutos, tendo afetado 722
locais de consumo.
16 de Junho
A 16 de Junho, às 14:02, verificou-se um
disparo geral em resultado de diversas des-
cargas atmosféricas. Este incidente provo-
cou a interrupção de serviço de todos os
pontos de entrega da rede em média ten-
são, com tempos compreendidos entre dez
e quarenta e um minutos, afetando 2391
locais de consumo.
21 de Julho
A 21 de Julho, pelas 16:24, deu-se o disparo
de várias linhas de distribuição em média
tensão., provocado por duas linhas reben-
tadas devido a envelhecimento do material
(46 anos de serviço) na saída de Ponta Del-
gada. Este incidente provocou a interrup-
ção de serviço de 47% dos pontos de en-
trega da rede em média tensão, com tem-
pos compreendidos entre vinte e dois minu-
tos e três horas e cinquenta e um minutos.
Foram afetados 1235 locais de consumo.
12 de Agosto
A 12 de Agosto, às 7:53, deu-se o disparo da
linha das Lajes devido a três isoladores par-
tidos no seccionador de entrada da SE do
parque eólico. Este incidente provocou a
interrupção de serviço de 84% dos pontos
de entrega da rede em média tensão, com
tempos compreendidos entre trinta e minu-
Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho
16 de junho28 de março4 de fevereiro 12 de agosto21 de julho
Diversas descargas
atmosféricas provocaram
um disparo geral.
Atuação das proteções de
uma linha MT, como
consequência de uma caixa
de fim de cabo queimada
Disparo das proteções de
Terra de duas linhas MT
por uma das linhas estar
rebentada
Disparo de uma linha MT
devido a três isoladores
partidos no secc. de
entrada da SE do PE
Duas linhas rebentadas na
saída de Ponta Delgada,
provocaram o disparo de
várias linhas MT
126
tos e três horas e cinco minutos, afetando
1954 locais de consumo.
8 de Setembro
A 8 de Setembro, pelas 10:51, verificou-se
um disparo geral provocado por avaria
mecânica nos disjuntores das celas de Lajes
e Ponta Delgada. Este incidente provocou
a interrupção de serviço de todos os pontos
de entrega da rede em média tensão, com
tempos compreendidos entre dezasseis
minutos e sete horas e trinta e nove minutos.
Foram afetados 2387 locais de consumo.
22 de Setembro
A 22 de Setembro, pelas 12:08, um cabo
subterrâneo rebentado provocou o disparo
de várias linhas. Este incidente provocou a
interrupção de serviço de todos os pontos
de entrega da rede em média tensão, com
tempos compreendidos entre vinte e cinco
minutos e seis horas e seis minutos, tendo
afetado 2386 locais de consumo. A demora
na reposição deveu-se a que, na data refe-
rida, a EDA não tinha nas Flores nenhum
gerador disponível para abastecer o clien-
te, um estava para reparação no exterior e
o outro estava no Corvo como backup à
Central local. Como a avaria foi num cabo
subterrâneo foi necessário deslocar técnico
e equipamento do exterior para localiza-
ção do defeito. No período em causa a
instalação esteve alimentada pelo gerador
do cliente.
1 de Outubro
A 1 de Outubro, às 16:21, verificou-se o dis-
paro de três linhas de distribuição, em con-
sequência de descargas atmosféricas. Este
incidente provocou a interrupção de servi-
ço de 48% dos pontos de entrega da rede
em média tensão, com tempos compreen-
didos entre vinte e seis e vinte e nove minu-
tos, tendo sido afetados 1227 locais de con-
sumo.
4 de Outubro
A 4 de Outubro, às 9:56, deu-se um disparo
geral devido a defeito homopolar numa
das saídas da subestação de Além Fazen-
DezembroJulho Agosto Setembro Outubro Novembro
6 de dezembro1 de outubro22 de setembro8 de setembro 6 de outubro
Disparo de uma linha MT,
por curto-circuito no
barramento BT da central
térmica de Além Fazenda
Disparo de três linhas MT,
em consequência de
descargas atmosféricas
Um cabo MT subterrâneo
rebentado provocou o
disparo de várias linhas
Disparo geral provocado
por avaria mecânica nos
disjuntores das celas em
duas linhas MT
Atuação das proteções de
uma linha MT, por MIF, e
de outra por deslastre de
minima frequência
127
da. Resultou em interrupção geral, por cau-
sa de um problema de seletividades dos
grupos da central térmica de Além Fazen-
da. Verificaram-se diversos problemas rela-
cionados com seletividades, que têm vindo
a ser corrigidos, mas que resultaram da
entrada em serviço de novos equipamen-
tos, que tiveram de estar em serviço conjun-
tamente com equipamentos antigos, com
outros princípios de funcionamento, siste-
mas de proteção, etc. Este incidente pro-
vocou a interrupção de serviço de todos os
pontos de entrega da rede em média ten-
são, com tempos compreendidos entre oito
e dezoito minutos. Foram afetados 2382
locais de consumo.
6 de Dezembro
Disparo de uma linha em 6 de Dezembro, às
22:18, foi devido a um curto-circuito no bar-
ramento de baixa tensão na central térmi-
ca de Além Fazenda. Este incidente provo-
cou a interrupção de serviço de 48% dos
pontos de entrega da rede em média ten-
são, com tempos compreendidos entre
cinquenta e cinco e cinquenta e sete minu-
tos, afetando 1227 locais de consumo.
31 de Dezembro
No dia 31 de Dezembro, pelas 22:38, verifi-
cou-se uma interrupção geral causada pelo
EasyGen do Grupo 5. O automatismo de
comando do grupo (EasyGen) deu uma
ordem de paragem ao grupo sem motivo
para isso, e como era o grupo de maior
potência em serviço, o sistema caiu na
íntegra. Este incidente provocou a interrup-
ção de serviço de todos os pontos de en-
trega da rede em média tensão, com tem-
pos compreendidos entre doze e dezasseis
minutos, afetando 2383 locais de consumo.
128
129
6.9. Corvo
6.9.1. Incidentes por causas pró-
prias
10 de Janeiro
A 10 de Janeiro, deu-se um deslastre, pro-
vocado pela saída de paralelo do Grupo IV
por alarme "Avaria Geral de Grupo" geran-
do assim um disparo geral da central térmi-
ca do Corvo. O disparo do Grupo IV teve
como causa temperatura elevada de água
de refrigeração. Este incidente provocou a
interrupção de serviço do único ponto de
entrega da rede em média tensão durante
quatro minutos. Foram afetados 267 locais
de consumo.
24 de Fevereiro
A 24 de Fevereiro, pelas 7:13, deu-se o dis-
paro geral da central térmica do Corvo, em
resultado de um defeito no disjuntor do
grupo III. Este incidente provocou a inter-
rupção de serviço do único ponto de en-
trega da rede em média tensão durante
vinte e três minutos. Foram afetados 267
locais de consumo.
19 de Julho
A 19 de Julho, pelas 22:28, deu-se o disparo
geral da central térmica do Corvo, em re-
sultado da subida repentina da temperatu-
ra da água do grupo III. Este incidente pro-
vocou a interrupção de serviço do único
ponto de entrega da rede em média ten-
são, com o tempo de catorze minutos, ten-
do afetado 269 locais de consumo.
16 de Agosto
A 16 de Agosto, pelas 14:18, verificou-se o
disparo geral, devido a sub-velocidade do
grupo IV, que se encontrava em testes a
75% da sua capacidade máxima carga.
Uma válvula de compensação de ar desa-
finada, no tanque de combustível da ca-
nópia do grupo IV, fê-lo entrar em oscilação
e deslastrar a carga. Este incidente provo-
cou a interrupção de serviço do único pon-
to de entrega da rede em média tensão,
Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho
24 de fevereiro
Disparo geral da central
térmica do Corvo, em
resultado de um defeito no
disjuntor de um grupo
21 de janeiro
Disparo geral, por saída de
serviço de um grupo,
devido a subida repentina
da temperatura da água
10 de janeiro
Dipasro geral, por deslastre
devido à saída de paralelo
de um grupo com alarme
"Avaria Geral de Grupo"
7 de março
Disparo geral, por saída de
paralelo de um grupo,
devido a temperatura alta
do grupo
130
com o tempo de sete minutos, tendo afe-
tado 269 locais de consumo.
5 de Dezembro
A 5 de Dezembro, pelas 11:56, deu-se o
disparo geral da central térmica do Corvo,
em resultado da avaria no alternador do
grupo III (curto-circuito num cabo de saída
de uma das bobines do alternador). Este
incidente provocou a interrupção de servi-
ço do único ponto de entrega da rede em
média tensão, com o tempo de treze minu-
tos, tendo afetado 270 locais de consumo.
O infográfico acima demonstra a existência
de mais 3 incidentes, que, no entanto, pro-
vocaram interrupções inferiores a 3 minutos.
DezembroJulho Agosto Setembro Outubro Novembro
17 de dezembro
Disparo geral, por baixa
pressão de oleo, devido a
uma avaria mecânica de
grupo da central do Corvo
5 de dezembro
Disparo geral da central
térmica do Corvo, em
resultado da avaria no
alternador de um grupo
19 de julho
Disparo geral, por saída de
pralelo de um grupo,
devido a subida repentina
da temperatura da água
16 de agosto
Disparo geral, devido a
sub-velocidade de um
grupo que estava a 75% da
sua capacidade máxima
131
7. Ações para a melhoria da
qualidade serviço Nesta secção apresentam-se sucintamente algumas das medidas realizadas com o intuito de
manter ou melhorar os níveis de qualidade de serviço em cada uma das ilhas da RAA, bem
como os resultados obtidos e/ou expectáveis.
Ilha Descrição da Acão (I -
Investimento / E -Exploração) Objetivo
S. Maria
E – Manutenção preventiva da rede
aérea AT/MT – Aeroporto Santa Bárbara
01 (ASB1)
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
S. Maria
E – Desmatagem em torno das linhas MT
ASB1 e ASB2, incluindo o corte de árvores
de grande porte (160 unidades)
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
S. Maria E – Manutenção preventiva de 14 apare-
lhos de manobra da rede aérea
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
S. Maria E – Manutenção preventiva a 4 PSs (pos-
tos de seccionamento)
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
S. Maria
E – Manutenção preventiva, fora de
tensão e aos componentes em MT, de 27
PTDs (postos de transformação públicos)
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
S. Maria
E – Manutenção preventiva, fora de
tensão e aos componentes em MT, de 68
PTDs (postos de transformação públicos)
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
S. Maria
I – Mudança de DSTs em 8 PTDs e em 3
transições de rede MT aérea para subter-
rânea, ao abrigo do programa Avifauna
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS, bem
como zelar pela avifauna
S. Maria E – Manutenção preventiva da rede BT
de 20 PTDs
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
S. Maria
E – Manutenção de 130 ADs (armários de
distribuição) da rede subterrânea de
baixa tensão
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
S. Maria E – Desmatagem em torno da totalidade
da rede aérea em baixa tensão
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
132
Ilha Descrição da Acão (I -Investimento / E -
Exploração) Objetivo
S. Miguel E- Ações de manutenção/Inspeção preventiva da
rede BT de 60 PT’s.
Zelar pelo bom estado de conser-
vação da rede BT tendo em vista
garantir o fornecimento de energia
elétrica nas melhores condições
S. Miguel E - Ações de manutenção/Inspeção preventiva
em 15 linhas da rede MT/AT.
Zelar pelo bom estado de conser-
vação da rede MT/AT tendo em
vista garantir o fornecimento de
energia elétrica nas melhores con-
dições
S. Miguel
E - Ações de manutenção preventiva a cerca de
470 postos de transformação/postos de seccio-
namento
Verificar o estado de conservação
dos PT’s/PS’s, de modo a prevenir a
ocorrência de eventuais anomalias
que possam pôr em causa a conti-
nuidade de serviço
S. Miguel
E - Trabalhos diversos no âmbito do
PPDA/Avifauna como:
Zelar pelo bom estado de conser-
vação da rede MT/AT tendo em
vista garantir o fornecimento de
energia elétrica nas melhores con-
dições, bem como zelar pela avi-
fauna
a) Montagem/Substituição de 6 seccionadores,
incluindo a alteração da sua posição na linha
(passagem da cabeça do apoio p/ "debaixo" da
linha);
b) Passagem de descarregadores de sobreten-
sões (DST’s), do PT aéreo privado nº 1414, da ca-
beça do apoio para a cuba do transformador
S. Miguel
I - Remodelação da rede BT/IP do circuito 1 do PT
59 “Gaiatos”; remodelação da rede BT/IP dos
circuitos 2 e 3 do PT 212 “Abelheira”, remodela-
ção da rede BT/IP do circuito 1 do PT 60 “Cadima”
e remodelação da rede BT/IP do PT 395 “Rua do
Monte”
Melhoria tensões
S. Miguel I - Integração de novos PT’s na rede BT existente,
como são os casos do PT 462 e do PT 518
Cumprimento dos padrões dos
valores de tensão especificados na
EN 50 160
S. Miguel
I - Integração de novos PTD na rede BT existente,
como são os casos dos PTD`S 3, 476, 515, 452, 512
e 514
Otimizar a rede BT existente e retirar
partido dos novos PT’s, benefician-
do assim a qualidade de serviço da
rede BT
S. Miguel I – Substituição de QGBT’s nos seguintes PT’s: PT
184, PT 339, PT 345, PT 351 e PT 365
Melhoria/otimização das condições
de exploração da rede BT
S. Miguel
I - Montagem de celas MT equipadas com tecno-
logia SF6 nos seguintes PT’s: PT 11, PT 15, PT 209 e
PS 16 “Escola P. Canto Maia”
Melhoria/otimização das condições
de exploração da rede MT
S. Miguel I- Alteração de potência no seguinte PT: PT 92 Dar resposta ao aumento de con-
sumo por parte dos clientes BT
133
Ilha Descrição da Acão (I -Investimento
/ E -Exploração) Objetivo
Terceira I- Remodelação da rede BT 48 e 152 - Feteira
Cumprimento dos padrões de continui-
dade de serviço e dos valores de tensão
especificados na EN 50 160
Terceira I- Remodelação da rede BT Raminho Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Terceira I - Reforço rede saída do PTD 54 – Cabo da
Praia
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Terceira I - Reforço rede PTD 106 – Caparica Biscoito Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Terceira I - Remodelação da rede BT S. Bartolomeu
(zona dos Regatos)
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Terceira I - Remodelação da rede BT PTD 51 – saída
dos Salgueiros
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Terceira I - Remodelação da rede PTD 88 - Recanto Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Terceira E - Ações de manutenção/inspeção preven-
tiva da em 7 linhas da rede MT/AT
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Terceira E- Manutenções preventiva em 115 postos de
transformação e seccionamento
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Terceira I - Foram substituídos 11 transformadores em
PTD’s
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Terceira I- Substituição de 38 aparelhos de corte em
PTD aéreos
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Terceira I- Substituição de DST’s, com defeito de
fabrico, em 7 PTD’s
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Terceira I- Substituição de 4 QGBT em PTD Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Terceira I -Substituição de 2 aparelhos de manobra
da rede aérea MT e instalação de um novo
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Terceira E – Melhoria de terras se serviço e proteção
em 17 PTD
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Terceira
E- Relocalização de vários aparelhos de
manobra da rede aérea MT para posição a
cota inferior à da travessa
Avifauna
Terceira E – Substituição de óleo degradado em 2
transformadores de potência da SE de Angra
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
134
Ilha Descrição da Acão (I -Investimento
/ E -Exploração) Objetivo
Terceira E – Manutenção preventiva em 7 redes de
baixa tensão
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Terceira
I - Ação de verificação de funcionamento e
ajustes nos AVR's dos grupos 6, 7 e 8 da cen-
tral de Belo Jardim na sequência dos eventos
verificados nesta ilha
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Ilha Descrição da Acão (I -Investimento
/ E -Exploração) Objetivo
Graciosa
E - Manutenção por parte da equipa do
DMANE das celas MT de saída de linha a 15
kV Quitadouro – Guadalupe 01, Quitadouro –
Guadalupe 02, Quitadouro – Santa Cruz 01 e
Quitadouro – Santa Cruz 02;
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Graciosa
E - Manutenção por parte de equipa mista
DMANE/DIGRA dos armários de comando e
comunicação dos Interruptores aéreos tele-
comandados (IAT) 2025 do Charco Velho e
2033 da Praia;
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Graciosa I - Montagem do interruptor – seccionador
2011 de Santo Amaro;
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Graciosa E - Substituição do interruptor – seccionador
2001 da Pronicol;
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Graciosa
I - Instalação de travessa de suporte de ca-
bos e DST na transição linha aérea – cabo
para o PTC 1015 da Tecnovia;
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Graciosa
E - Manutenção das caixas de fim de cabo
nas transições linha aérea – cabo para os
PTC 1015 da Tecnovia e 1019 do Lar de Ido-
sos da Praia;
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Graciosa
E - Execução de novas caixas de fim de
cabo nas transições linha aérea – cabo para
os PTD 1 da Praia e PTD 29 da Rochela;
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Graciosa E - Substituição dos DST na transição linha
aérea – cabo para o PTD 4 do Carapacho;
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Graciosa
I - Substituição de travessa PAL por PAN no
apoio n.º 7 do ramal para o parque eólico
da Serra Branca;
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Graciosa
E - Desmatagem extensa (cerca de 7000 m2)
ao corredor/ramal MT para o PTC 1011 da
Furna da Caldeira;
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
135
Ilha Descrição da Acão (I -Investimento
/ E -Exploração) Objetivo
Graciosa I - Remodelação do PTD 17 da Serraria, com
substituição do IGQGBT;
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Graciosa
I - Remodelação do PTD 28 das Almas, com
substituição do seccionador MT e deslocali-
zação dos descarregadores de sobretensões
(DST) para a cuba do transformador;
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Graciosa
I - Beneficiação do PTD 30 do Pico Jardim,
incluindo a instalação de resistências de
aquecimento nas celas MT;
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Graciosa
I - Beneficiação do PTD 31 da Serrinha, inclu-
indo a instalação de resistências de aqueci-
mento nas celas MT;
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Graciosa
I - Remodelação do PTD 32 da Cruz do Bairro,
com substituição do seccionador MT e des-
localização dos descarregadores de sobre-
tensões (DST) para a cuba do transformador;
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Graciosa
I - Remodelação do PTD 42 da Esperança
Velha, com substituição do IGQGBT e exe-
cução de novas terras;
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Graciosa
I - Beneficiação do PTD 45 da Folga, incluin-
do a instalação de resistências de aqueci-
mento nas celas MT;
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Graciosa
E - Manutenção do PTC 1012 dos Serviços
Agrícolas devido à interligação com o novo
PTC 1024 do novo centro de saúde;
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Graciosa
E - Montagem/substituição/desvio de 71
apoios BT (em parte com recuso a empreitei-
ro);
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Graciosa E - Montagem/desvio de 2 armários de distri-
buição;
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Graciosa
E - Pintura e manutenção de 104 colunas
artísticas/hexagonais no centro de Santa
Cruz da Graciosa (com recurso a empreitei-
ro);
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Graciosa
E - Manutenção a cerca de 20% da rede BT,
sobretudo em zonas cujo histórico de avari-
as/degradação é mais preocupante.
Cumprimento dos padrões de continui-
dade/qualidade de serviço especificados
na EN 50160,
136
Ilha Descrição da Acão (I -Investimento /
E -Exploração) Objetivo
S. Jorge I – Ligação dos PTDs 71, 72 Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
S. Jorge E - Manutenção preventiva (após Inspeção)
da rede BT dos PTD´s 3, 59
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
S. Jorge E - Manutenção (limpeza e vistoria geral) de
todos os PTDs, realizada 2 vezes no ano
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
S. Jorge
E – Manutenção de cela MT do PTD 12 na
sequência de deteção de ruído anormal –
caixas com sujidade
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
S. Jorge
I – Construção e instalação de bateria de
compensação variável de energia reativa no
PTD 1
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
S. Jorge I – Aplicação do “véu” (em manta vinílica)
nos QGBTs de todos os PTDs de cabine
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
S. Jorge I - Remodelação da rede BT do PTD 20 Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
S. Jorge I - Remodelação de IC da rede BT do PTD 60 Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
S. Jorge
I - Substituição de apoios nas redes BT dos
PTDs 3 (2 unid.), 4 (2 unid.) 14 (9 unid.), 18 (2
unid.), 26 (5 unid.), 28 (5 unid.), 33 (1 unid.), 35
(4 unid.) 60 (1 unid.), 68 (1 unid.) e 69 (6 unid.)
– devido ao estado de conservação dos
mesmos.
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
S. Jorge I - Substituição dos condensadores dos circui-
tos IP dos PTs 09 e 10
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
S. Jorge
I - Aplicação de baterias de compensação
fixa (após substituição dos condensadores)
nos PTs 04, 14, 18 e 40
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
S. Jorge I - Desmatagens nas redes BT dos PTs 11, 18,
20, 27, 30, 31, 34, 39, 42, 43, 44, 55, 68, 69
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
S. Jorge
I – Desmatagem, na rede MT, em torno do
troço entre os PTs 40 e 44 – linha 6, do ramal
para o PT 29 – linha 2, do troço entre os AMs
2001 e 2003 – linha 1, entre os apoios 29 e 30
da Linha 4, entre os apoios 27 e 30 da linha 3,
e entre os apoios 12 e 13 e 67 e 68 da linha 6
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
S. Jorge E - Ações de manutenção/inspeção preven-
tiva da em 1 linha da Rede MT/AT
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
137
Ilha Descrição da Acão (I -Investimento
/ E -Exploração) Objetivo
Pico I – Remodelação da rede BT do PTs 26, 66 e
112
Reforço na distribuição e melhoria das
tensões BT
Pico E - Manutenção preventiva em várias redes
BT Melhoria da continuidade de serviço
Pico E - Desmatagem sob várias linhas MT Melhoria da continuidade de serviço
Pico E - Manutenção preventiva em vários PTs Melhoria da continuidade de serviço
Ilha Descrição da Acão (I -Investimento /
E -Exploração) Objetivo
Faial I – Construção do PTD 91 Alto da Baleia Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Faial I – Construção de ramal MT subterrâneo, de
alimentação ao PTD 91 Alto da Baleia
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Faial I – Construção do PTD 92 Rua Dr. Neves Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Faial I – Construção de ramal MT subterrâneo, de
alimentação ao PTD 92 Rua Dr. Neves
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Faial I – Alteração do PTD 20 Cedros, passagem de
CA para CB
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Faial I – Substituição de DST’s em 18 PT’s Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Faial E - Ações de manutenção/inspeção preven-
tiva da em 2 linha da Rede MT/AT
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Faial E - Manutenção em 64 PTD’s Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Faial E – Manutenção em redes BT em torçada de
29 PTD’s
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Faial E – Manutenção em 92 armários de distribui-
ção BT
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
138
Ilha Descrição da Acão (I -Investimento
/ E -Exploração) Objetivo
Flores
E – Manutenção em redes BT em torçada. A
ação incide principalmente na de conser-
vação dos ligadores de derivação dos
traçados principais.
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Flores
E – Manutenção corretiva em postos de
transformação, detetadas por termografia,
tendo as ações sido executadas antes de
provocarem interrupções aos clientes
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Flores
E - Beneficiação geral ao ramal MT para o
PT 0016 – Ponta da Fajã.
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Substituição do apoio 14 da Linha PS3 –
Lajes
Beneficiação do troço final do ramal MT
para o PT 30 – Rocha do Touro
Flores E - Inspeção termográfica em PT’s e PS’s da
Ilha
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Flores E - Manutenção em seccionadores MT Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Flores E - Inspeção a 3 linhas MT, conducentes a
intervenções de manutenção preventiva
Cumprimento dos padrões de qualidade
de serviço especificados no RQS
Ilha Descrição da Acão (I -Investimento /
E -Exploração) Objetivo
Todas as
ilhas
E - Inspeções termografia a 255 instalações
(253 PTD´s e 2 SE´s ) Identificação de defeitos elétricos
Todas as
ilhas
E – Manutenção a sistemas de teleação e
subestações
Cumprimento dos padrões de qualidade de
serviço especificados no RQS
139
Anexos
Anexos
Anexo I - Siglas, abreviaturas e definições
Alta Tensão (AT) – tensão entre fases cujo
valor eficaz é superior a 45 kV e igual ou
inferior a 110 kV.
Avaria – condição do estado de um equi-
pamento ou sistema de que resultem danos
ou falhas no seu funcionamento.
Baixa Tensão (BT) – tensão entre fases cujo
valor eficaz é igual ou inferior a 1 kV.
Carga – valor, num dado instante, da po-
tência ativa fornecida em qualquer ponto
de um sistema, determinada por uma medi-
da instantânea ou por uma média obtida
pela integração da potência durante um
determinado intervalo de tempo. A carga
pode referir-se a um consumidor, a um apa-
relho, a uma linha ou a uma rede.
Cava (abaixamento) da tensão de alimen-
tação – diminuição brusca da tensão de
alimentação para um valor situado entre
90% e 1% da tensão declarada, Uc (ou da
tensão de referência deslizante, Urd), segui-
da do restabelecimento da tensão depois
de um curto lapso de tempo. Por conven-
ção, uma cava de tensão dura de 10 ms a
1 min.
Centro de Condução de uma rede – órgão
encarregue da vigilância e da condução
das instalações e equipamentos de uma
rede.
Cliente – pessoa singular ou coletiva com
um contrato de fornecimento de energia
elétrica ou acordo de acesso e operação
das redes.
Cliente não vinculado – Pessoa singular ou
coletiva, titular de uma instalação consumi-
dora de energia elétrica, a quem tenha sido
concedida autorização de acesso ao Siste-
ma Elétrico Não Vinculado (SENVA), nos
termos do Regulamento de Relações Co-
merciais.
Compatibilidade eletromagnética (CEM) –
aptidão de um aparelho ou de um sistema
para funcionar no seu ambiente eletromag-
nético de forma satisfatória e sem ele pró-
prio produzir perturbações eletromagnéticas
intoleráveis para tudo o que se encontre
nesse ambiente.
Condições normais de exploração - condi-
ções de uma rede que permitem corres-
ponder à procura de energia elétrica, às
manobras da rede e à eliminação de defei-
140
tos pelos sistemas automáticos de proteção,
na ausência de condições excecionais liga-
das a influências externas ou a incidentes
importantes.
Condução da rede – ações de vigilância,
controla e comando da rede ou de um
conjunto de instalações elétricas s assegu-
radas por um ou mais centros de condução.
Consumidor – entidade que recebe energia
elétrica para utilização própria.
Corrente de curto-circuito - corrente elétrica
entre dois pontos de um circuito em que se
estabeleceu um caminho condutor ocasio-
nal e de baixa impedância.
Consumidor direto da Rede de Transporte –
entidade (eventualmente possuidora de
produção própria) que recebe diretamente
energia elétrica da rede de transporte para
utilização própria.
Contrato de ligação à Rede de Transporte –
contrato entre o utilizador da rede de
transporte a entidade concessionária do
transporte e distribuição relativo às condi-
ções de ligação: prazos, custo, critérios de
partilha de meios e de encargos comuns de
exploração, condições técnicas e de explo-
ração particulares, normas específicas da
instalação, procedimentos de segurança e
ensaios específicos.
Concessionária do Transporte e Distribuição
– entidade a quem cabe, em regime de
exclusivo e de serviço público, mediante a
celebração de um contrato de concessão
com o Governo Regional dos Açores, a ges-
tão técnica global dos sistemas elétricos de
cada uma das ilhas do Arquipélago dos
Açores, o transporte e a distribuição de
energia elétrica nos referidos sistemas, bem
como a construção e exploração das respe-
tivas infraestruturas, conforme o disposto no
Capítulo V do Regulamento das Relações
Comerciais.
Defeito elétrico – anomalia numa rede elé-
trica resultante da perda de isolamento de
um seu elemento, dando origem a uma
corrente, normalmente elevada, que requer
a abertura automática de disjuntores.
Desequilíbrio de tensão - estado no qual os
valores eficazes das tensões das fases ou
das desfasagens entre tensões de fases con-
secutivas, num sistema trifásico, não são
iguais.
Despacho Regional de uma rede – órgão
que exerce um controlo permanente sobre
as condições de exploração e condução
de uma rede no âmbito regional.
Disparo - abertura automática de um disjun-
tor provocando a saída da rede de um
elemento ou equipamento, por atuação de
um sistema ou órgão de proteção da rede,
normalmente em consequência de um de-
feito elétrico.
141
Anexos
DRCIE – Direção Regional do Comércio,
Indústria e Energia.
Duração média das interrupções do sistema
(SAIDI - “System Average Interruption Durati-
on Index”) - representa a duração média
das interrupções verificadas nos pontos de
entrega durante um determinado período.
O indicador SAIDI é obtido pelo cálculo da
expressão:
k
x
1=iDIij
k
1=j=MTSAIDI
∑∑
em que:
DIij· – duração da interrupção i na instala-
ção j (PTD ou PTC), em minutos;
k – quantidade total de pontos de entrega
(PTC e PTD) da ilha, para o cálculo de indi-
cadores globais da ilha ou por linha de dis-
tribuição; quantidade total dos pontos de
entrega da zona de serviço considerada, da
ilha ou da região, para o cálculo de indica-
dores por zona de serviço, por ilha ou para a
região; quantidade total dos pontos de
entrega da região para indicadores globais
da região;
x – número de interrupções da instalação j.
Emissão (eletromagnética) - processo pelo
qual uma fonte fornece energia eletromag-
nética ao exterior.
Energia não distribuída (END) - valor estima-
do da energia não distribuída nos pontos de
entrega das redes de distribuição em MT,
devido a interrupções de fornecimento,
durante um determinado intervalo de tem-
po (normalmente 1 ano civil), dado pela
seguinte expressão:
T
TIEPI×EFEND= onde:
TIEPI – tempo de interrupção equivalente da
potência instalada, em horas
EF – energia entrada na rede de distribuição
de MT, em MWh, no período de tempo con-
siderado
T – período de tempo considerado, em ho-
ras.
Energia não fornecida (ENF) - valor estimado
da energia não fornecida nos pontos de
entrega da rede de transporte, devido a
interrupções de fornecimento, durante um
determinado intervalo de tempo (normal-
mente 1 ano civil).
Entrada - canalização elétrica de Baixa
Tensão compreendida entre uma caixa de
colunas, um quadro de colunas ou uma
portinhola e a origem de uma instalação de
utilização.
142
ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços
Energéticos.
Exploração – conjunto das atividades
necessárias ao funcionamento de uma ins-
talação elétrica, incluindo as manobras, o
comando, o controlo, a manutenção, bem
como os trabalhos elétricos e os não elétri-
cos.
Flutuação de tensão - série de variações da
tensão ou variação cíclica da envolvente
de uma tensão.
Fornecedor - entidade responsável pelo
fornecimento de energia elétrica, nos ter-
mos de um contrato.
Fornecimento de energia elétrica - venda
de energia elétrica a qualquer entidade
que é cliente da entidade concessionária
do transporte e distribuição.
Frequência da tensão de alimentação (f) -
taxa de repetição da onda fundamental da
tensão de alimentação, medida durante um
dado intervalo de tempo (em regra 1 se-
gundo).
Frequência média de interrupções do siste-
ma (SAIFI - “System Average Interruption
Frequency Index”) - representa o número
médio de interrupções verificadas nos pon-
tos de entrega, durante um determinado
período.
O indicador SAIFI é obtido pela expressão:
k
jMTFIk
1=j=MTSAIFI
∑
em que:
FIjMT - número de interrupções em PTD e
PTC, no período considerado;
k - quantidade total dos pontos de entrega
(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.
Imunidade (a uma perturbação) - aptidão
dum dispositivo, dum aparelho ou dum sis-
tema para funcionar sem degradação na
presença duma perturbação eletromagné-
tica.
Incidente – acontecimento que provoca a
desconexão (não programada) de um ele-
mento da rede, podendo originar uma ou
mais interrupções de serviço.
Instalação elétrica – conjunto de equipa-
mentos elétricos utilizados na produção, no
transporte, na conversão, na distribuição ou
na utilização da energia elétrica, incluindo
fontes de energia, bem como as baterias, os
143
Anexos
condensadores e outros equipamentos de
armazenamento de energia elétrica.
Instalação elétrica eventual - instalação
elétrica provisória, estabelecida com o fim
de realizar, com carácter temporário, um
evento de natureza social, cultural ou des-
portiva.
Instalação de utilização – instalação elétrica
destinada a permitir aos seus utilizadores a
aplicação da energia elétrica pela sua
transformação noutra forma de energia.
Interrupção acidental - interrupção do for-
necimento ou da entrega de energia elétri-
ca provocada por defeitos permanentes ou
transitórios, na maior parte das vezes ligados
a acontecimentos externos, a avarias ou a
interferências.
Interrupção breve - interrupção acidental
com uma duração igual ou inferior a 3 min.
Interrupção do fornecimento ou da entrega
- situação em que o valor eficaz da tensão
de alimentação no ponto de entrega é
inferior a 1% da tensão declarada Uc, em
pelo menos uma das fases, dando origem, a
cortes de consumo nos clientes.
Interrupção longa - interrupção acidental
com uma duração superior a 3 min.
Interrupção prevista - interrupção do forne-
cimento ou da entrega que ocorre quando
os clientes são informados com antecedên-
cia, para permitir a execução de trabalhos
programados na rede.
Licença vinculada - licença mediante a
qual o titular assume o compromisso de
alimentar o SEPA ou ser por ele alimentado,
dentro das regras de funcionamento daque-
le sistema.
Limite de emissão (duma fonte de perturba-
ção) - valor máximo admissível do nível de
emissão.
Limite de imunidade - valor mínimo requeri-
do do nível de imunidade.
Manobras - ações destinadas a realizar mu-
danças de esquema de exploração de uma
rede elétrica, ou a satisfazer, a cada mo-
mento, o equilíbrio entre a produção e o
consumo ou o programa acordado para o
conjunto das interligações internacionais, ou
ainda a regular os níveis de tensão ou a
produção de energia reativa nos valores
mais convenientes, bem como as ações
destinadas a colocar em serviço ou fora de
serviço qualquer instalação elétrica ou ele-
mento dessa rede.
Manutenção - combinação de ações téc-
nicas e administrativas, compreendendo as
operações de vigilância, destinadas a man-
ter uma instalação elétrica num estado de
operacionalidade que lhe permita cumprir a
sua função.
144
Manutenção corretiva (reparação) -
combinação de ações técnicas e adminis-
trativas realizadas depois da deteção de
uma avaria e destinadas à reposição do
funcionamento de uma instalação elétrica.
Manutenção preventiva (conservação) -
combinação de ações técnicas e adminis-
trativas realizadas com o objetivo de reduzir
a probabilidade de avaria ou degradação
do funcionamento de uma instalação elétri-
ca.
Média Tensão (MT) - tensão entre fases cujo
valor eficaz é superior a 1 kV e igual ou infe-
rior a 45 kV.
Muito Alta Tensão (MAT) - tensão entre fases
cujo valor eficaz é superior a 110 kV.
Nível de compatibilidade (eletromagnética)
- nível de perturbação especificado para o
qual existe uma forte e aceitável probabili-
dade de compatibilidade eletromagnética.
Nível de emissão - nível duma dada pertur-
bação eletromagnética, emitida por um
dispositivo, aparelho ou sistema particular e
medido duma maneira especificada.
Nível de imunidade - nível máximo duma
perturbação eletromagnética de determi-
nado tipo incidente sobre um dispositivo,
aparelho ou sistema não susceptível de
provocar qualquer degradação do seu
funcionamento.
Nível de perturbação - nível de uma dada
perturbação eletromagnética, medido de
uma maneira especificada.
Nível de planeamento - objetivo de quali-
dade interno da entidade concessionária
do transporte e distribuição relativamente a
uma perturbação na onda de tensão, mais
exigente ou, no limite, igual ao respetivo
nível de referência associado a um grau de
probabilidade de ocorrência.
Nível de referência (de uma perturbação) -
nível máximo recomendado para uma per-
turbação eletromagnética em determina-
dos pontos de uma rede elétrica (normal-
mente, os pontos de entrega).
Nível (duma quantidade) - valor duma
quantidade avaliada duma maneira especi-
ficada.
Ocorrência – acontecimento que afete as
condições normais de funcionamento de
uma rede elétrica.
Operador Automático (OPA) – dispositivo
eletrónico programável destinado a execu-
tar automaticamente operações de ligação
ou desligação de uma instalação ou a sua
reposição em serviço na sequência de um
disparo parcial ou total da instalação.
Operação - Acão desencadeada local-
mente ou por telecomando que visa modifi-
car o estado de um órgão ou sistema.
145
Anexos
Perturbação (eletromagnética) - fenómeno
eletromagnético suscetível de degradar o
funcionamento dum dispositivo, dum apare-
lho ou dum sistema.
Ponto de entrega (PdE) - ponto (da rede)
onde se faz a entrega de energia elétrica à
instalação do cliente ou a outra rede.
Nota: Na Rede de Transporte o ponto de
entrega é, normalmente, o barramento de
uma subestação a partir do qual se alimen-
ta a instalação do cliente. Podem também
constituir pontos de entrega:
Os terminais dos secundários de transforma-
dores de potência de ligação a uma insta-
lação do cliente.
A fronteira de ligação de uma linha à insta-
lação do cliente.
Ponto de ligação - ponto da rede eletrica-
mente identificável a que se liga uma car-
ga, uma outra rede, um grupo gerador ou
um conjunto de grupos geradores.
Ponto de interligação (de uma instalação
elétrica à rede) – é o nó de uma rede do
sistema elétrico de serviço público (SEPA)
eletricamente mais próximo do ponto de
ligação de uma instalação elétrica.
Ponto de medida - ponto da rede onde a
energia ou a potência é medida.
Posto (de uma rede elétrica) - parte de uma
rede elétrica, situada num mesmo local,
englobando principalmente as extremida-
des de linhas de transporte ou de distribui-
ção, a aparelhagem elétrica, edifícios e,
eventualmente, transformadores.
Posto de transformação (PT) - posto destina-
do à transformação da corrente elétrica por
um ou mais transformadores estáticos cujo
secundário é de baixa tensão.
Potência nominal - é a potência máxima
que pode ser obtida em regime contínuo
nas condições geralmente definidas na
especificação do fabricante, e em condi-
ções climáticas precisas.
Produtor – entidade responsável pela liga-
ção à rede e pela exploração de um ou
mais grupos geradores.
Ramal - canalização elétrica, sem qualquer
derivação, que parte do quadro de um
posto de transformação ou de uma canali-
zação principal e termina numa portinhola,
quadro de colunas ou aparelho de corte de
entrada de uma instalação de utilização.
Rede – conjunto de subestações, linhas,
cabos e outros equipamentos elétricos liga-
dos entre si com vista a transportar a ener-
gia elétrica produzida pelas centrais até aos
consumidores.
Rede de distribuição – parte da rede utiliza-
da para condução da energia elétrica,
146
dentro de uma zona de consumo, para o
consumidor final.
Rede de transporte – parte da rede utilizada
para o transporte da energia elétrica, em
geral e na maior parte dos casos, dos locais
de produção para as zonas de distribuição
e de consumo.
Severidade da tremulação – intensidade do
desconforto provocado pela tremulação
definida pelo método de medição UIE-CEI
da tremulação e avaliada segundo os se-
guintes valores:
severidade de curta duração (Pst)
medida num período de 10 min;
severidade de longa duração (Plt)
calculada sobre uma sequência de
12 valores de Pst relativos a um in-
tervalo de duas horas, segundo a
expressão:
312
1i=12
Pst3=ltP ∑
Sobretensão temporária à frequência indus-
trial – sobretensão ocorrendo num dado
local com uma duração relativamente lon-
ga.
Sobretensão transitória - sobretensão, oscila-
tória ou não, de curta duração, em geral
fortemente amortecida e com uma dura-
ção máxima de alguns milissegundos.
Subestação (ou SE) – posto destinado a
algum dos seguintes fins:
Transformação da corrente elétrica por um
ou mais transformadores estáticos, cujo se-
cundário é de alta ou de média tensão;
Compensação do fator de potência por
compensadores síncronos ou condensado-
res, em alta ou média tensão.
Tempo de interrupção equivalente (TIE) -
representa o tempo de interrupção da po-
tência média fornecida expectável (no
caso de não ter havido interrupções) num
determinado período.
O indicador TIE é obtido pelo cálculo da
expressão:
Pme
ENF=TIE em minutos
sendo, T
ENF+EF=Pme em
[MWh/minuto]
e:
ENF - energia não fornecida no período
considerado, em MWh;
EF - energia fornecida no período con-
siderado, em MWh;
147
Anexos
Pme - potência média expectável, caso
não se tivessem registado interrupções, em
MWh/minuto;
T - duração do período considerado,
em minutos.
Tempo de interrupção equivalente da po-
tência instalada (TIEPI) - representa o tempo
de interrupção da potência instalada nos
postos de transformação (públicos e priva-
dos) da rede de distribuição.
O indicador TIEPI é obtido pelo cálculo da
expressão:
∑
∑∑
k
1=jPI j
x
1=iPI j×DI ij
k
1=j=TIEPI
em que:
DIij - duração da interrupção da instalação i,
em minutos;
PIj - potência instalada na instalação j - pos-
to de transformação de serviço público
(PTD) ou particular (PTC), em kVA;
k - quantidade total dos pontos de entrega
(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.
Tempo médio de reposição de serviço do
sistema (SARI - “System Average Restoration
Index”) - representa o tempo médio de re-
posição de serviço durante um determinado
período (normalmente um ano civil).
O indicador SARI é obtido pelo cálculo da
expressão:
∑
∑∑
k
1=jNI j
jNI
1=iDI ij
k
1=j=SARI [minutos] em que:
DIij - duração da interrupção i no ponto
de entrega j, em minutos;
k - quantidade total de pontos de
entrega;
NIj - número de interrupções ocorridas
no ponto de entrega j no período conside-
rado.
Tensão de alimentação - valor eficaz da
tensão entre fases presente num dado mo-
mento no ponto de entrega, medido num
dado intervalo de tempo.
148
Tensão de alimentação declarada (Uc) -
tensão nominal Un entre fases da rede, salvo
se, por acordo entre o fornecedor e o clien-
te, a tensão de alimentação aplicada no
ponto de entrega diferir da tensão nominal,
caso em que essa tensão é a tensão de
alimentação declarada Uc.
Tensão de referência deslizante (aplicável
nas cavas de tensão) - valor eficaz da ten-
são num determinado ponto da rede elétri-
ca calculado de forma contínua num de-
terminado intervalo de tempo, que repre-
senta o valor da tensão antes do início de
uma cava, e é usado como tensão de refe-
rência para a determinação da amplitude
ou profundidade da cava.
Nota: O intervalo de tempo a considerar
deve ser muito superior à duração da cava
de tensão.
Tensão harmónica - tensão sinusoidal cuja
frequência é um múltiplo inteiro da frequên-
cia fundamental da tensão de alimentação.
As tensões harmónicas podem ser avalia-
das:
individualmente, segundo a sua amplitude
relativa (Uh) em relação à fundamental
(U1), em que “h” representa a ordem da
harmónica;
globalmente, ou seja, pelo valor da distor-
ção harmónica total (DHT) calculado pela
expressão seguinte:
402
2
h
h
DHT U
Tensão interharmónica - tensão sinusoidal
cuja frequência está compreendida entre
as frequências harmónicas, ou seja, cuja
frequência não é um múltiplo inteiro da
frequência fundamental.
Tensão nominal de uma rede (Un) - tensão
entre fases que caracteriza uma rede e em
relação à qual são referidas certas caracte-
rísticas de funcionamento.
Tremulação (“flicker”) - impressão de instabi-
lidade da sensação visual provocada por
um estímulo luminoso, cuja luminância ou
repartição espectral flutua no tempo.
T&D1 – Transporte e distribuição – inclui inter-
rupções na instalação do cliente
Utilizador da Rede de Transporte – Produ-
tor, Distribuidor ou Consumidor que está
ligado fisicamente à rede de transporte ou
que a utiliza por intermédio de terceiros
para transporte e/ou regulação de energia,
ou ainda para apoio (reserva de potência).
Variação de tensão - aumento ou diminui-
ção do valor eficaz da tensão, provocados
pela variação da carga total da rede ou de
parte desta.
149
Anexos
Abreviaturas das ilhas
SMA – Santa Maria
SMG – São Miguel
TER - Terceira
GRA - Graciosa
SJG – São Jorge
FAI - Faial
FLO - Flores
COR - Corvo
150
Anexo II - Classificação das causas das interrupções
Quadro geral de classificação
Apresenta-se em seguida o quadro geral de
classificação das interrupções. O RQS esta-
belece um nível mínimo para a classificação
de interrupções. A EDA, para melhor carac-
terização das mesmas, e sendo-o permitido
no âmbito do mesmo regulamento, tem em
prática corrente um nível mais detalhado,
apresentado na tabela seguinte:
Tipo Motivo Causa Código
Acordo c/ cliente (1) 110
Novos Empreendimentos (1) 121
Reparação de equipamentos (2) 122
Conservação de equipamentos (3) 123
Alterações na configuração da rede (4) 124
Trabalhos de abate ou decote de árvores (5) 125
Razões de interesse público (3) Plano nacional de emergencia energética 130
Facto imputável ao cliente (4) Artigo 177. º do RRC 140
Vento de intensidade excepcional (1) 211
Inundações imprevisiveis (2) 212
Descarga atmosférica directa (3) 213
Incendio (4) 214
Terramoto (5) 215
Greve geral (6) 216
Alteração da ordem pública (7) 217
Sabotagem (8) 218
Malfeitoria (9) 219
Intervenção de Terceiros* (0) 220
Outras causas (1) 221
Razões de segurança (3) Deslastre de cargas (0) 230
Acção atmosférica (1) 241
Acção ambiental (2) 242
Origem interna (3) 243
Trabalhos inadiaveis (4) 244
Outras causas (5) 245
Desconhecidas (6) 246
Reengate (5) 25
Facto imputável ao cliente (6) Artigo 177. º do RRC 26
Deficiência na instalação do cliente 30
PREVISTAS
(PROGRAMADAS)
(1)
Razões de serv iço (2)
Casos Fortuitos/Força maior (1) e (2)
Próprias (4)
IMPREVISTAS
(ACIDENTAIS)
(2)
151
Anexos
O quadro seguinte apresenta, de uma for-
ma simplificada, a relação existente entre as
causas simples de uma interrupção e o seu
descritivo.
Origem das interrupções
Produção: são as interrupções do forneci-
mento ou da entrega de energia elétrica
com origem em centros produtores.
Transporte: são as interrupções do forneci-
mento ou da entrega de energia elétrica
com origem na rede de transporte.
Distribuição: são as interrupções do forneci-
mento ou da entrega de energia elétrica
com origem nas redes de distribuição.
Nota: Considera-se que as interrupções em
clientes têm sempre uma daquelas origens,
ainda que tenham como causa uma avaria
nas instalações de outro cliente com reper-
cussão naqueles subsistemas.
Tipos de interrupções
Previstas (programadas): são as interrupções
do fornecimento ou da entrega de energia
elétrica por acordo com os clientes, ou ain-
da por razões de serviço, razões de interesse
público ou por facto imputável ao cliente
em que os clientes são informados com a
antecedência mínima fixada no Regula-
mento de Relações Comerciais para estes
tipos de interrupções.
Acidentais (imprevistas): são as restantes
interrupções do fornecimento ou da entrega
de energia elétrica.
Causa simples Descritivo causa
11 Acordo c/ cliente
12 Razões de serv iço
14 Facto imputável ao cliente
21 Fortuitas ou de força maior
23 Razões de segurança
24 Próprias
25 Reengate
26 Facto imputável ao cliente
30 Deficiência na instalação do cliente
Pre
vis
tas
Imp
rev
ista
s
152
Causas das interrupções
Acordo com o cliente
Razões de serviço
Razões de interesse público· Caracterizadas no Regulamento de Relações
Comerciais
Razões de segurança
Facto imputável ao cliente
153
Anexos
Causas fortuitas ou de força maior: conside-
ram-se causas fortuitas ou de força-maior as
indicadas no n.º 4 do artigo 2.º do RQS.
Próprias: consideram-se interrupções pró-
prias todas as não caracterizadas anterior-
mente. Estas causas podem ser desagrega-
das do seguinte modo:
Acão atmosférica: inclui as interrupções
devidas a fenómenos atmosféricos, desig-
nadamente, descargas atmosféricas indire-
tas, chuva, inundação, neve, gelo, granizo,
nevoeiro, vento ou poluição, desde que
não sejam passíveis de ser classificadas
como causas de força maior;
Acão ambiental: inclui as interrupções pro-
vocadas, designadamente, por animais,
arvoredo, movimentos de terras ou interfe-
rências de corpos estranhos, desde que não
sejam passíveis de ser classificadas como
causas de força maior;
Origem interna: inclui, designadamente,
erros de projeto ou de montagem, falhas ou
uso inadequado de equipamentos ou de
materiais, atividades de manutenção, obras
próprias ou erro humano;
Trabalhos inadiáveis: inclui as interrupções
por razões de serviço visando a realização
de trabalhos inadiáveis sem o cumprimento
do disposto no Regulamento de Relações
Comerciais;
Outras causas: inclui, designadamente,
interrupções originadas em instalações de
clientes;
Desconhecidas: interrupções com causa
desconhecida.