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Relatório da Qualidade de
Serviço 2013
3
Sumário
De acordo com o estabelecido no Regula-
mento de Qualidade de Serviço em vigor na
RAA em 2013, compete à concessionária do
transporte e distribuição vinculado do Siste-
ma Elétrico do Serviço Publico da Região
Autónoma dos Açores elaborar, anualmente,
o relatório da qualidade de serviço. Este do-
cumento tem como objetivo caracterizar a
qualidade do serviço prestado pela Electrici-
dade dos Açores, S.A., as considerações as-
sumidas e as metodologias de cálculo utiliza-
das.
Este será o último ano que este a qualidade
de serviço da RAA é efetuado sob a égide
deste Regulamento. A partir de 2014 vigora
um Regulamento da Qualidade de Serviço
do Setor Elétrico, unificado para o Continente
e Regiões Autónomas, com as devidas espe-
cificidades.
Neste setor, a qualidade de serviço pode ser
analisada pela sua componente comercial e
pela sua natureza técnica (continuidade de
serviço e qualidade da onda de tensão). No
que diz respeito à relação comercial com o
cliente, a qualidade refere-se aos aspetos
relacionados com o atendimento, pedidos
de informação, assistência técnica e a pró-
pria avaliação da satisfação dos mesmos, ou
seja, na forma como a EDA se relaciona com
os seus clientes. No âmbito da continuidade
de serviço, pode ser observado o número e a
duração das interrupções através de diversos
indicadores. Por sua vez, a amplitude, a fre-
quência, a forma da onda, bem como a
simetria do sistema trifásico avaliam a quali-
dade da onda tensão.
Tendo em conta que o bem mais valioso que
a EDA possuí são os seus clientes, e que a
qualidade do serviço prestado é condição
essencial para o desenvolvimento das ativi-
dades económicas e satisfação das necessi-
dades da população, foram efetuados in-
quéritos aos utentes dos centros de atendi-
mento que aceitaram responder e por amos-
tragem aos clientes residenciais com contac-
to telefónico atualizado, aos clientes empre-
sariais e aos clientes com contacto telefónico
que solicitaram intervenções do piquete ou
que reportaram avarias, bem como aos cli-
entes que agendaram intervenções nas suas
instalações de forma a avaliar o seu grau de
satisfação.
No que diz respeito à “Disponibilidade e Soli-
citude”, à “Simpatia”, ao “Profissionalismo” e
à “Apresentação” e apesar de, na opinião
dos inquiridos, os serviços prestados pela EDA
já serem de elevada qualidade, tem-se vindo
a verificar uma melhoria dos mesmos, com
exceção da “Apresentação” no ano de
2012, ao longo dos últimos 3 anos.
Quando comparado com o ano anterior,
verifica-se que a opinião dos inquiridos apre-
senta uma melhoria generalizada, elevando
ainda mais o nível do serviço prestado pela
EDA. Do ponto de vista dos clientes, os itens
sujeitos a avaliação são referidos como sen-
do Bons ou Muito Bons, em pelo menos 96%
dos inquiridos.
Apesar de, na opinião dos clientes, o atendi-
mento continue a ser considerado de muito
boa qualidade, verificou-se, face aos últimos
dois anos, um decréscimo no “score” obtido
pelos aspetos sujeitos a avaliação.
O atendimento comercial da EDA é entendi-
do pelos seus clientes como sendo “Bom” ou
“Muito Bom”, obtendo avaliações desta na-
tureza no atendimento por “Telefone” e ao
“Balcão”, na opinião de, pelo menos, 61%
dos inquiridos. No que diz respeito ao atendi-
mento pelo “Pessoal do piquete ou técnico
do comercial”, verificou-se um decréscimo
4
de cerca de 26%. Esta situação fica a dever-
se, principalmente, ao aumento significativo
do número de clientes que responderam
“Nunca utilizou ou não conhece”.
No que concerne a indicadores gerais de
relacionamento comercial verifica-se uma
melhoria generalizada dos mesmos, face aos
últimos anos, tendo sido cumpridos todos os
indicadores definidos.
Apesar dos incumprimentos nas retomas de
serviço e assistência técnica após comunica-
ção pelo cliente de avaria, os indicadores
individuais de relacionamento comercial
ostentam um elevado grau de cumprimento
dos deveres da EDA. Os incumprimentos veri-
ficados deram origem a compensações a
clientes.
No capítulo “Qualidade de serviço comerci-
al” foi efetuada uma análise mais profunda e
individualizada da qualidade de serviço de
âmbito comercial.
Ao nível da continuidade de serviço, a quali-
dade é aferida através de indicadores gerais
para as redes de transporte, de distribuição
em média tensão (MT) e distribuição em bai-
xa tensão (BT), bem como indicadores indivi-
duais para as mesmas redes.
Em 2013 foi realizada uma atualização das
zonas de qualidade de serviço, verificando-
se, por exemplo, o aparecimento de novas
zonas de qualidade do tipo B, facto mais
notório na ilha Terceira onde antes não existia
esta classificação.
O ano de 2013 apresenta uma melhoria dos
indicadores de continuidade de serviço da
Região Autónoma dos Açores. Embora no
global a qualidade de serviço, referente à
continuidade do mesmo, tenha melhorado,
constata-se que algumas ilhas apresentam
um comportamento inverso.
Na Região existem três níveis de qualidade
de serviço, definidos no regulamento da qua-
lidade de serviço, designadamente: zonas
dos tipos A, B e C. Verifica-se uma forte con-
centração de PdE de MT em zonas do tipo C
(70%).
Em 2013 registaram-se 1559 ocorrências que
afetaram PdE da rede de distribuição MT da
Região, menos 103 do que o verificado em
2012, ou seja menos 6,2%.
As ocorrências referidas deram origem, em
2013, a cerca de 24 mil interrupções em PdE
da rede MT, o que representa uma redução,
face a 2012, de 22,9%.
Ao nível da baixa tensão, verificaram-se, em
pontos de entrega desta rede, 1,5 milhões1
de interrupções, menos 22,5% que o número
registado em 2012. Destas interrupções cerca
de 520 mil são de curta duração (menos de 3
minutos).
Os indicadores gerais de continuidade de
serviço cumpriram plenamente os padrões
de qualidade de serviço estabelecidos, quer
ao nível da média tensão, quer ao da baixa
tensão.
A nível individual verificaram-se incumprimen-
tos que originaram o pagamento de, aproxi-
madamente, 2,6 mil euros de compensações
a clientes.
A continuidade de serviço foi alvo de uma
análise pormenorizada no capítulo 4, onde
são apresentados e analisados os resultados
dos indicadores gerais e individuais para a MT
e para a BT (por zona de qualidade de servi-
ço e por ilha/região) e uma análise aos prin-
cipais incidentes verificados.
Relativamente à qualidade da onda de ten-
são, os resultados das monitorizações efetua-
das, pelos diversos pontos de medição fixos e
dispersos pelas nove ilhas dos Açores, de-
monstram a qualidade da onda de tensão,
no que diz respeito à sua amplitude, tremula-
ção (Flicker), desequilíbrio do sistema trifásico
1 21,2% destas interrupções são micro-cortes (inter-
rupções de duração muito curta – na ordem de
milissegundos)
5
de tensões, frequência, distorção harmónica,
cavas de tensão e sobretensões. As condi-
ções estipuladas no RQS e pela norma NP EN
50 160 foram cumpridos, com exceção da
tremulação (Corvo) e da distorção harmóni-
ca (São Miguel). Em relação às cavas de
tensão e às sobretensões existiram situações
de maior ou menor severidade em todas as
ilhas e níveis de tensão.
No capítulo 5, dedicado à qualidade da
onda de tensão, encontra-se exposta uma
análise criteriosa e minuciosa de todas as
situações de incumprimento e das cavas
registadas com maior severidade.
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Índice
Sumário ..................................................................................................................................................................... 3
2. Introdução.......................................................................................................................................................... 16
3. Qualidade de serviço comercial ................................................................................................................... 17
3.1. Satisfação dos Clientes ............................................................................................................................. 17
3.1.1. Registo de avarias ............................................................................................................................... 17
3.1.2. Visitas ..................................................................................................................................................... 21
3.1.3. Clientes dos centros de atendimento ............................................................................................. 24
3.1.4. Clientes residenciais (Clientes família) ............................................................................................ 27
3.1.5. Clientes não residenciais (Clientes empresa) ................................................................................ 29
3.2. Qualidade de serviço comercial ............................................................................................................ 31
3.2.1. Indicadores gerais ............................................................................................................................... 31
3.2.2. Indicadores individuais ....................................................................................................................... 41
3.3. Clientes com necessidades especiais ................................................................................................... 47
3.4. Ações mais relevantes para garantia da qualidade de serviço de âmbito comercial .............. 49
4. Continuidade de serviço ................................................................................................................................. 51
4.1. Indicadores gerais ...................................................................................................................................... 58
4.1.1. Indicadores RT ...................................................................................................................................... 58
4.1.2. Indicadores gerais MT - RAA ............................................................................................................. 58
4.1.3. Indicadores MT - ilha ........................................................................................................................... 61
4.2. Indicadores individuais .............................................................................................................................. 79
7
5. Qualidade da onda de tensão ..................................................................................................................... 82
5.1. Plano de monitorização ........................................................................................................................... 82
5.1.1. Indicadores semanais......................................................................................................................... 85
5.2. Qualidade onda de tensão ..................................................................................................................... 85
5.2.1. Amplitude ............................................................................................................................................. 85
5.2.2. Tremulação (Flicker) ........................................................................................................................... 85
5.2.3. Desequilíbrio ......................................................................................................................................... 86
5.2.4. Frequência ........................................................................................................................................... 86
5.2.5. Harmónicos .......................................................................................................................................... 86
5.2.6. Cavas .................................................................................................................................................... 86
5.2.7. Sobretensões ........................................................................................................................................ 93
5.2.8. Análise comparativa dos indicadores CPQI na RAA ................................................................... 98
5.2.9. Evolução da qualidade da onda de tensão .............................................................................. 100
6. Principais incidentes ....................................................................................................................................... 102
6.1. Santa Maria ............................................................................................................................................... 102
6.1.1. Incidentes por causas próprias ....................................................................................................... 102
6.1.2. Casos fortuitos ou de força-maior.................................................................................................. 103
6.2. São Miguel ................................................................................................................................................. 103
6.2.1. Incidentes por causas próprias ....................................................................................................... 103
6.2.2. Casos fortuitos ou de força-maior.................................................................................................. 104
6.3. Terceira ...................................................................................................................................................... 104
6.3.1. Incidentes por causas próprias ....................................................................................................... 104
6.4. Graciosa .................................................................................................................................................... 105
6.4.1. Incidentes por causas próprias ....................................................................................................... 105
6.5. São Jorge ................................................................................................................................................... 106
6.5.1. Incidentes por causas próprias ....................................................................................................... 106
8
6.5.2. Casos fortuitos ou de força-maior.................................................................................................. 107
6.6. Pico ............................................................................................................................................................. 107
6.6.1. Incidentes por causas próprias ....................................................................................................... 107
6.7. Faial............................................................................................................................................................. 108
6.7.1. Incidentes por causas próprias ....................................................................................................... 108
6.8. Flores ........................................................................................................................................................... 109
6.8.1. Incidentes por causas próprias ....................................................................................................... 109
6.8.2. Casos fortuitos ou de força-maior.................................................................................................. 110
6.9. Corvo .......................................................................................................................................................... 110
6.9.1. Incidentes por causas próprias ....................................................................................................... 110
7. Ações para a melhoria da qualidade serviço .......................................................................................... 112
Anexos ................................................................................................................................................................... 117
Anexo I - Siglas, abreviaturas e definições ................................................................................................. 117
Anexo II - Classificação das causas das interrupções ............................................................................. 128
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Índice de Gráficos
Gráfico 3-1 Percentagem de clientes que considera o atendimento Muito bom/Bom – Evolução
2012/13 .................................................................................................................................................................... 18
Gráfico 3-2 Caracterização do atendimento ................................................................................................. 19
Gráfico 3-3 Tempo de espera pelo piquete - Evolução 2012/13 ................................................................ 19
Gráfico 3-4 Resolução do problema - Evolução 2012/13 ............................................................................. 20
Gráfico 3-5 Resolução do problema................................................................................................................. 21
Gráfico 3-6 Caracterização do serviço prestado no contato ..................................................................... 22
Gráfico 3-7 Clientes que consideram a equipa técnico-comercial Muito Boa/Boa - Evolução 2012/13
.................................................................................................................................................................................. 22
Gráfico 3-8 Caracterização da equipa técnico-comercial ......................................................................... 23
Gráfico 3-9 Cumprimento do horário acordado ............................................................................................ 23
Gráfico 3-10 Resolução do problema .............................................................................................................. 24
Gráfico 3-11 Atendimento e tempo de espera .............................................................................................. 24
Gráfico 3-12 Clientes que consideram o serviço prestado nos centros de atendimento Muito
Bom/Bom - Evolução 2012/13 ............................................................................................................................. 25
Gráfico 3-13 Qualidade do serviço prestado nos centros de atendimento ............................................. 26
Gráfico 3-14 Evolução dos clientes residenciais que consideram o atendimento Muito Bom/Bom -
Evolução 2012/13 .................................................................................................................................................. 28
Gráfico 3-15 Caracterização do atendimento (Clientes residenciais) ...................................................... 29
Gráfico 3-16 Caracterização do atendimento (Clientes não residenciais) .............................................. 30
Gráfico 3-17 Evolução dos clientes empresariais que consideram o atendimento Muito Bom/ Bom -
Evolução 2012/13 .................................................................................................................................................. 30
Gráfico 3-18 Elaboração de orçamentos de pedidos de fornecimento de energia ............................. 33
Gráfico 3-19 Execução de pedidos de fornecimento de energia ............................................................. 34
Gráfico 3-20 Tempo médio de ligação ............................................................................................................ 35
Gráfico 3-21 Tempo de espera nos centros de atendimento até 20 minutos .......................................... 36
Gráfico 3-22 Atendimento telefónico com tempos de espera inferiores a 60 segundos ....................... 37
10
Gráfico 3-23 Percentagem de clientes com reposição de serviço até 4 horas ....................................... 38
Gráfico 3-24 Percentagem de reclamações apreciadas e respondidas até 15 dias úteis ................... 38
Gráfico 3-25 Percentagem de pedidos de informação respondidos até 15 dias úteis .......................... 39
Gráfico 3-26 Contadores BTN com uma leitura .............................................................................................. 40
11
Índice de Tabelas
Tabela 3-1 Aspeto das instalações .................................................................................................................... 26
Tabela 3-2 Motivo de deslocação aos centros de atendimento ............................................................... 27
Tabela 3-3 Comparação do serviço prestado (clientes residenciais) ........................................................ 27
Tabela 3-4 Classificação global do serviço prestado (clientes residenciais) ............................................ 27
Tabela 3-5 Caracterização global do serviço prestado (Clientes não residenciais)............................... 31
Tabela 3-6 Comparação do serviço prestado (Clientes não residenciais) ............................................... 31
Tabela 3-7 Indicadores gerais do relacionamento comercial ..................................................................... 32
Tabela 3-8 Contadores não lidos ....................................................................................................................... 40
Tabela 3-9 Indicadores individuais e padrões da qualidade comercial ................................................... 41
Tabela 3-10 Ordens programadas com o cliente .......................................................................................... 42
Tabela 3-11 Compensações pagas pelos clientes ......................................................................................... 43
Tabela 3-12 Retoma do fornecimento de energia elétrica após suspensão do serviço por facto
imputável ao cliente ............................................................................................................................................ 44
Tabela 3-13 Tratamento de reclamações relativas a faturação e cobranças ........................................ 45
Tabela 3-14 Reclamações relativas às características técnicas da tensão .............................................. 46
Tabela 3-15 Reclamações relativas a sistemas de contagem .................................................................... 47
Tabela 3-16 Número de clientes com necessidades especiais registados ................................................ 48
Tabela 4-1 Evolução do número de ocorrências ........................................................................................... 51
Tabela 4-2 Evolução 2012-2013 do número de ocorrências por causa ..................................................... 52
Tabela 4-3 Evolução do n.º de ocorrências por origem ................................................................................ 53
Tabela 4-4 Evolução do n.º de interrupções em PdE da rede MT na RAA ................................................ 54
Tabela 4-5 Evolução do n.º de interrupções por origem e duração .......................................................... 55
Tabela 4-6 Evolução do n.º de interrupções por ilha ..................................................................................... 55
Tabela 4-7 N.º de interrupções 2013 por tipo de duração e origem .......................................................... 56
Tabela 4-8 N.º de interrupções longas por causa ........................................................................................... 57
12
Tabela 4-9 Indicadores da rede de transporte 2013 ...................................................................................... 58
Tabela 4-10 Indicadores de continuidade de serviço da RAA, para interrupções longas (SAIFI – n.º;
TIEPI e SAIDI - hh:mm) ........................................................................................................................................... 58
Tabela 4-11 Evolução dos indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona, para
interrupções longas (SAIFI – n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) .................................................................................. 59
Tabela 4-12 Indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona e origem, para interrupções
longas (SAIFI – n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) .......................................................................................................... 59
Tabela 4-13 Indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona e causa para interrupções
longas (SAIFI – n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) .......................................................................................................... 60
Tabela 4-14 Indicadores de continuidade de serviço da RAA, para interrupções longas, não
abrangidas pelo artigo 13º do RQS (SAIFI – n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) ....................................................... 60
Tabela 4-15 Evolução do TIEPI por ilha - interrupções longas (hh:mm) ...................................................... 61
Tabela 4-16- TIEPI interrupções longas por origem (hh:mm) ......................................................................... 61
Tabela 4-17 TIEPI - interrupções longas por causa (hh:mm) ......................................................................... 62
Tabela 4-18 Evolução do TIEPI - interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm)
.................................................................................................................................................................................. 63
Tabela 4-19 Evolução do SAIFI - interrupções longas (n.º) ............................................................................ 64
Tabela 4-20 SAIFI - interrupções longas por origem (n.º) ............................................................................... 64
Tabela 4-21 SAIFI - interrupções longas por causa (n.º) ................................................................................. 65
Tabela 4-22 Evolução do SAIFI - interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (n.º) ... 66
Tabela 4-23 Evolução do SAIDI - interrupções longas (hh:mm) ................................................................... 67
Tabela 4-24 SAIDI - interrupções longas por origem (hh:mm) ...................................................................... 67
Tabela 4-25 SAIDI - interrupções longas por causa (hh:mm) ........................................................................ 68
Tabela 4-26 SAIDI - interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm) .................. 69
Tabela 4-27 Estimativa de energia não distribuída em 2013 (MWh) ........................................................... 69
Tabela 4-28 N.º de interrupções em PdE da rede BT (em milhares) ............................................................ 70
Tabela 4-29 Evolução do n.º de interrupções em PdE da rede BT na RAA (em milhares) ...................... 70
Tabela 4-30 N.º de interrupções longas em PdE da rede BT ......................................................................... 71
13
Tabela 4-31 Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas (SAIFI – n.º;
SAIDI – hh:mm) ....................................................................................................................................................... 71
Tabela 4-32 Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas, por
origem (SAI-FI – n.º; SAIDI – hh:mm) ................................................................................................................... 72
Tabela 4-33 Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas, por causa
(SAIFI – n.º; SAIDI – hh:mm) ................................................................................................................................... 72
Tabela 4-34 Indicadores de continuidade de serviço de BT da RAA, para interrupções longas, não
abrangidas pelo artigo 13º do RQS (SAIFI – n.º; SAIDI – hh:mm)................................................................... 72
Tabela 4-35 Evolução do SAIFI BT - interrupções longas (n.º) ....................................................................... 74
Tabela 4-36 SAIFI BT - interrupções longas, por origem (n.º) ......................................................................... 74
Tabela 4-37 SAIFI BT - interrupções longas, por causa (n.º) ........................................................................... 75
Tabela 4-38 SAIFI BT, para interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (n.º) ............. 75
Tabela 4-39 Evolução do SAIDI BT - interrupções longas (hh:mm) .............................................................. 76
Tabela 4-40 SAIDI BT - interrupções longas, por origem (hh:mm) ................................................................ 77
Tabela 4-41 SAIDI BT - interrupções longas, por causa (hh:mm) .................................................................. 77
Tabela 4-42 SAIDI BT, para interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm) ..... 78
Tabela 4-43 Padrão de número de interrupções por ano ............................................................................ 79
Tabela 4-44 Padrão da duração total das interrupções (horas por ano) ................................................. 79
Tabela 4-45 Número total de compensações ................................................................................................ 79
Tabela 4-46 Valor total de compensações (€) ................................................................................................ 80
Tabela 4-47 Compensações que revertem para o fundo de reforço de investimento .......................... 80
Tabela 4-48 Nº de situações com incumprimentos de duração e número em simultâneo................... 81
Tabela 5-1 Pontos de monitorização permanente em 2013 ........................................................................ 84
Tabela 5-2 Cavas na média tensão na Ilha de Santa Maria ........................................................................ 87
Tabela 5-3 Cavas na baixa tensão na Ilha de Santa Maria ......................................................................... 87
Tabela 5-4 Cavas na alta e média tensão na Ilha de São Miguel .............................................................. 87
Tabela 5-5 Cavas na baixa tensão na Ilha de São Miguel ........................................................................... 88
Tabela 5-6 Cavas na média tensão na Ilha Terceira ..................................................................................... 88
14
Tabela 5-7 Cavas na baixa tensão na Ilha Terceira ....................................................................................... 89
Tabela 5-8 Cavas na média tensão na Ilha Graciosa ................................................................................... 89
Tabela 5-9 Cavas na baixa tensão na Ilha Graciosa ..................................................................................... 89
Tabela 5-10 Cavas na média tensão na ilha de São Jorge ......................................................................... 90
Tabela 5-11 Cavas na baixa tensão na Ilha São Jorge ................................................................................. 90
Tabela 5-12 Cavas na média tensão na Ilha do Pico .................................................................................... 91
Tabela 5-13 Cavas na baixa tensão na Ilha do Pico ..................................................................................... 91
Tabela 5-14 Cavas na média tensão na Ilha do Faial ................................................................................... 92
Tabela 5-15 Cavas na baixa tensão na Ilha do Faial ..................................................................................... 92
Tabela 5-16 Cavas na média tensão na Ilha das Flores ................................................................................ 92
Tabela 5-17 Cavas na baixa tensão na Ilha das Flores ................................................................................. 93
Tabela 5-18 Cavas na média tensão na Ilha do Corvo ................................................................................ 93
Tabela 5-19 Sobretensões na média tensão na ilha de Santa Maria ......................................................... 94
Tabela 5-20 Sobretensões na baixa tensão na ilha de Santa Maria ........................................................... 94
Tabela 5-21 Sobretensões na média tensão na ilha de São Miguel ........................................................... 94
Tabela 5-22 Sobretensões baixa tensão na ilha de São Miguel .................................................................. 94
Tabela 5-23 Sobretensões na média tensão ilha Terceira............................................................................. 95
Tabela 5-24 Sobretensões baixa tensão na Ilha Terceira .............................................................................. 95
Tabela 5-25 Sobretensões na média tensão na ilha Graciosa..................................................................... 95
Tabela 5-26 Sobretensões baixa tensão na ilha Graciosa ............................................................................ 96
Tabela 5-27 Sobretensões na média tensão na ilha de São Jorge ............................................................. 96
Tabela 5-28 Sobretensões baixa tensão na ilha de São Jorge .................................................................... 96
Tabela 5-29 Sobretensões na média tensão na ilha do Pico ....................................................................... 97
Tabela 5-30 Sobretensões baixa tensão na ilha do Pico ............................................................................... 97
Tabela 5-31 Sobretensões média tensão na ilha do Faial ............................................................................ 97
Tabela 5-32 Sobretensões baixa tensão na ilha do Faial .............................................................................. 97
15
Tabela 5-33 Sobretensões na média tensão na ilha das Flores ................................................................... 98
Tabela 5-34 Síntese dos pontos de entrega onde se verificaram incumprimentos dos limites
regulamentares das características da onda de tensão no período de 2007-2013. ............................ 101
16
2. IntroduçãoConforme o estabelecido no Regulamento
de Qualidade de Serviço em vigor na RAA,
compete à Eletricidade dos Açores S.A., co-
mo entidade concessionária do transporte e
distribuição, elaborar, anualmente, o relatório
da qualidade de serviço. Em cumprimento
do estabelecido nesse Regulamento, em
particular o referido nos artigos 38º a 40º, foi
elaborado o presente relatório, onde se apre-
sentam os indicadores que caracterizam a
continuidade de serviço, a qualidade da
onda de tensão, a qualidade de serviço de
âmbito comercial e os resultados dos inquéri-
tos efetuados a clientes, referentes ao ano de
2013.
Em secção própria são, também, apresenta-
dos relatórios sucintos das principais ocorrên-
cias que afetaram a Região, bem como os
incidentes fortuitos com um valor de END
superior a 1 MWh nas ilhas de Santa Maria,
Graciosa, São Jorge, Pico, Faial, Flores e Cor-
vo, ou 5 MWh nas ilhas de São Miguel e Ter-
ceira.
17
3. Qualidade de serviço co-
mercialSabendo que a relação existente entre o
prestador do serviço e o cliente é o retrato
mais fiel da qualidade do serviço prestado,
facilmente se compreende que a enuncia-
da qualidade do serviço se exprima através
de temas como a brevidade e capacidade
de resposta às solicitações dos clientes, o
nível do atendimento prestado, bem como
a assistência técnica e a avaliação da satis-
fação dos mesmos. Logo, a qualidade de
serviço comercial é criteriosamente anali-
sada por via de Indicadores Gerais, Indica-
dores Individuais e da avaliação do grau de
satisfação de clientes. Os indicadores são
baseados em critérios simples que permitem
qualificar, quantificar e avaliar o nível do
desempenho técnico e comercial num
determinado período de tempo. Já quanto
à avaliação do grau de satisfação dos cli-
entes, apesar de não ser uma tarefa sim-
ples, esta é feita recorrendo ao auxílio de
inquéritos promovidos pela EDA, recorrendo
para o efeito a contratação de empresas
externas.
Neste sentido, de forma a estar à altura dos
desafios e em constante evolução, a EDA
garantiu e mantém desde 2006 a certifica-
ção da qualidade pela Norma NP EN ISO
9001, certificação esta que obedece a
requisitos bastante rigorosos e que visa pro-
mover a normalização de produtos/serviços
para que a qualidade destes seja perma-
nentemente melhorada. A adoção da
Norma NP EN ISO 9001 tem sido vantajosa
para a empresa, uma vez que lhe tem vin-
do a conferir maior organização, qualidade
na prestação de serviços, produtividade e
credibilidade, elementos que são facilmen-
te identificáveis pelo cliente, na relação
que mantém com a EDA.
3.1. Satisfação dos Clientes
Estando a qualidade comercial estreita-
mente ligada à relação do operador de
rede/comercializador com o cliente, anu-
almente são inquiridos os clientes da Eletri-
cidade dos Açores, S.A. por forma a avaliar
o seu grau de satisfação.
Estes inquéritos são efetuados aos utentes
dos centros de atendimento que aceitam
responder e por amostragem aos clientes
residenciais com contacto telefónico atuali-
zado, aos clientes não residenciais (empre-
sariais) e aos clientes com contacto telefó-
nico que solicitaram intervenções do pique-
te ou que reportaram avarias, bem como
aos clientes que agendaram intervenções
nas suas instalações. O objetivo dos inquéri-
tos realizados é conhecer a opinião dos
clientes relativamente à qualidade do ser-
viço prestado pela EDA nas vertentes de
atendimento, assistência técnica, entre
outras.
É importante salientar que no âmbito da
operação da EDA, enquanto responsável
pela produção/aquisição, transporte, distri-
buição e comercialização de energia elé-
trica, não é fácil alcançar níveis de desem-
penho com elevado “score” devido à di-
versidade arquipelágica das 9 ilhas da RAA,
com realidades distintas e complexas, tanto
dos pontos de vista geográfico e socioeco-
nómico, como também cultural.
3.1.1. Registo de avarias
Da esfera de clientes que comunicaram
avarias por telefone, 50, dispersos pela Re-
18
gião Autónoma dos Açores, responderam
ao presente inquérito.
Caracterização do atendimento por
parte do assistente da EDA
Examinando a comunicação de avarias por
parte dos clientes no âmbito do atendimen-
to realizado pelos assistentes da EDA, per-
cecionamos que relativamente à satisfação
dos clientes, esta foi significativamente in-
crementada relativamente ao ano anterior
nos três aspetos em análise, sendo de des-
tacar a “disponibilidade e Solicitude” com
uma melhoria de 7,7% e o “Profissionalismo”
com uma melhoria de 9,7%. A “simpatia”
dos nossos assistentes foi igualmente melho-
rada em 1,8%, (Gráfico 3-1).
A avaliação dos clientes no que diz respeito
ao atendimento dos assistentes da EDA foi,
em 2013, considerada como particularmen-
te positiva nos aspetos “simpatia”, “disponi-
bilidade e solicitude” e “profissionalismo”
para 92%, 96% e 96% dos clientes alvos do
estudo, que classificaram como Boas ou
Muito Boas as características sujeitas a
apreciação, respetivamente.
Gráfico 3-1 Percentagem de clientes que considera o atendimento Muito bom/Bom – Evolução 2012/13
80%
82%
84%
86%
88%
90%
92%
94%
96%
98%
Disponibilidade e Solicitude Simpatia Profissionalismo
Ano 2012 Ano 2013
19
Gráfico 3-2 Caracterização do atendimento
Tempo de Espera e Resolução do Pro-
blema
A percentagem de clientes que confirmam
ter esperado, em 2013, menos de 2 horas
pelo piquete foi de 58%, valor que se situa
abaixo do obtido no ano anterior. Relati-
vamente aos clientes que afirmam ter espe-
rado mais de 4 horas, a percentagem obti-
da foi de 18%, originando um aumento de
6,2% em relação a 2012 (Gráfico 3-3). De
referir que o ano de 2013 foi particularmen-
te gravoso em relação às intempéries verifi-
cadas na Região Autónoma dos Açores, o
que pode estar na base de ligeiros aumen-
tos em tempos de espera pelo piquete,
devido à grande solicitação com que se
depararam as equipas técnicas em vários
períodos do ano.
Gráfico 3-3 Tempo de espera pelo piquete - Evolução 2012/13
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
Muito Boa Boa Nem Boa/Nem Mau Mau Muito Mau NS/NR
Disponibilidade e Solicitude
Simpatia
Profissionalismo
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
Menos de 2 horas Mais de 4 horas
Ano 2012 Ano 2013
20
Relativamente ao número de clientes que
viram a sua situação “Total/Parcialmente
Resolvida”, no ano de 2013, registou-se uma
percentagem de 92%. Comparativamente
ao ano de 2012, assistiu-se a uma melhoria
significativa em 7,6% (Gráfico 3-4).
No que diz respeito às situações em que
houve necessidade de uma nova interven-
ção, constata-se uma diminuição de 7,7%
em relação ao ano anterior.
De referir que as duas situações acima ana-
lisadas, demonstram um incremento na
melhoria da capacidade técnica dos cola-
boradores do piquete.
No Gráfico 3-5 podemos examinar mais
detalhadamente os parâmetros em ques-
tão para o ano em estudo.
Gráfico 3-4 Resolução do problema - Evolução 2012/13
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Total/Parcialmente Resolvido Não resolvido/Nova intervenção
Ano 2012 Ano 2013
21
Gráfico 3-5 Resolução do problema
3.1.2. Visitas
Dos 67 clientes que solicitaram, via telefone,
uma intervenção na sua instalação, 24 fo-
ram alvo do presente inquérito. A amostra
obtida está dispersa pelas ilhas de Santa
Maria, São Miguel, Terceira, Graciosa, Pico,
São Jorge e Faial.
Caracterização do serviço prestado no
contato
Evidenciando a opinião dos clientes que
responderam ao inquérito e sendo estes
solicitadores de intervenções nas respetivas
instalações, verificámos que a EDA mantém
um serviço de qualidade como referência.
A caracterização do serviço prestado no
atendimento continua a alcançar resulta-
dos bastante favoráveis para avaliações de
Muito Bom e Bom nos critérios “disponibili-
dade e solicitude”, a “simpatia”, o “profissi-
onalismo” e a “apresentação”, com valores
de 82,5%, 89,8%, 90,8% e 78,3% respetiva-
mente, conforme Gráfico 3-6, abaixo apre-
sentado.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
Totalmente resolvido Parcialmente resolvido Não resolvido/Nova
intervenção
22
Gráfico 3-6 Caracterização do serviço prestado no contato
Aquando das visitas às instalações do clien-
te, efetuadas pela equipa técnico-
comercial em 2013, registaram-se valores
assinaláveis na ordem dos 92%, 96%, 88% e
88%, quanto à “Disponibilidade e Solicitu-
de”, à “Simpatia”, ao “Profissionalismo” e à
“Apresentação”, respetivamente.
Relativamente ao ano anterior, e apesar
dos ligeiros decréscimos ao nível da “Dispo-
nibilidade e solicitude” e da ”Apresenta-
ção”, a prestação volta a ser extraordinária,
sendo de realçar ainda o incremento verifi-
cado nas vertentes de “Simpatia” e “Profis-
sionalismo” (Gráfico 3-7).
Podemos observar mais pormenorizada-
mente os parâmetros em análise, para o
ano de 2013, no gráfico abaixo apresenta-
do (Gráfico 3-8).
Gráfico 3-7 Clientes que consideram a equipa técnico-comercial Muito Boa/Boa - Evolução 2012/13
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
Muito Boa Boa Nem Boa / Nem
Mau
Mau Muito Mau Não Sabe/Não
Responde
Disponibilidade e solicitude
Simpatia
Profissionalismo
Apresentação
80%
82%
84%
86%
88%
90%
92%
94%
96%
98%
Disponibilidade e solicitude Simpatia Profissionalismo Apresentação
Ano 2012 Ano 2013
23
Gráfico 3-8 Caracterização da equipa técnico-comercial
Dia e Horário Acordados
Como podemos observar através do gráfi-
co abaixo (Gráfico 3-9), em 100% dos clien-
tes, o horário acordado para intervenção
na instalação pela equipa técnico-
comercial, foi cumprido. De realçar a efi-
cácia total conseguida pela EDA neste
parâmetro de qualidade, durante o ano de
2013.
No que diz respeito à execução do serviço,
os resultados são excelentes, uma vez que
100% dos inquiridos viu a sua situação com-
pletamente resolvida (Gráfico 3-10).
Gráfico 3-9 Cumprimento do horário acordado
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
Muito Boa Boa Nem Boa/Nem Mau Mau Muito Mau NS/NR
Disponibilidade e Solicitude
Simpatia
Profissionalismo
Apresentação
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
Sim Não NS/NR
24
Gráfico 3-10 Resolução do problema
3.1.3. Clientes dos centros de
atendimento
Tendo em vista a avaliação da qualidade
do serviço prestado pelos centros de aten-
dimento da EDA, foram inquiridos 619 uten-
tes que visitaram estas instalações dispersas
por todas as Ilhas do arquipélago dos Aço-
res.
Observando o Gráfico 3-11 verificámos que,
para o ano de 2013, os tempos de atendi-
mento e de espera são inferiores a quatro
minutos para cerca de 81,6% e 93% dos
inquiridos respetivamente, o que traduz
uma melhoria significativa, em relação ao
ano anterior.
Gráfico 3-11 Atendimento e tempo de espera
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
Totalmente resolvido Parcialmente Resolvido NS/NR
Ano 2013
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Até 4 Min. 5 a 9 Min. 10 a 19 Min. + 20 Min.
Tempo de Atendimento
Tempo de Espera
25
Relativamente à qualidade do serviço dos
centros de atendimento, em 2013, a opini-
ão dos clientes que consideram o serviço
como “Muito Bom” ou “Bom” atinge os
valores de 98,7%, 97,6%, 98,2% e 98,7%,
quanto à “Disponibilidade e Solicitude”, à
“Simpatia”, ao “Profissionalismo” e à “Apre-
sentação”, respetivamente.
Comparativamente ao ano de 2012, em
todos os aspetos avaliados fica demonstra-
do que a qualidade do serviço prestado
nos centros de atendimento da EDA está
consolidada e que foi ainda incrementada
para valores de excelência (Gráfico 3-12).
Os resultados que dizem respeito em exclu-
sivo ao ano de 2013 podem ser observados
no Gráfico 3-13, de forma mais detalhada.
Gráfico 3-12 Clientes que consideram o serviço prestado nos centros de atendimento Muito Bom/Bom -
Evolução 2012/13
50,0%
60,0%
70,0%
80,0%
90,0%
100,0%
110,0%
Disponibilidade e
solicitude
Simpatia Profissionalismo Apresentação
Ano 2012 Ano 2013
26
Gráfico 3-13 Qualidade do serviço prestado nos centros de atendimento
Os inquéritos realizados também permitiram
aferir que a opinião dos utentes sobre o
aspeto das instalações em relação a parâ-
metros de higiene e conforto, nomeada-
mente, “limpeza”, “luminosidade” e “arru-
mação”, se encontra entre o Bom e o Muito
Bom (Tabela 3-1).
Motivo de deslocação aos centros de
atendimento
O principal motivo referido pelos utentes
alvo deste inquérito para a sua deslocação
aos centros de atendimento foi o “paga-
mento de faturas”, sendo ainda de referir os
“pedidos de informação”, com valor per-
centual de alguma relevância (Tabela 3-2).
Tabela 3-1 Aspeto das instalações
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
Muito Boa Boa Nem Boa/Nem Mau Mau Muito Mau NS/NR
Disponibilidade e solicitude
Simpatia
Profissionalismo
Apresentação
Lojas
Vertente
Limpeza 5,00 4,18 4,72 4,54 4,38 4,55 4,94 4,47 4,41
Arrumação 4,58 4,18 4,67 4,54 4,41 4,55 4,93 4,47 4,48
Luminosidade 5,00 4,18 4,67 4,54 4,17 4,53 4,93 4,48 4,48
Ribeira
Grande
Vila
Franca
Angra
Heroísmo
Praia da
Vitória
Vila do
PortoNordeste Povoação
Levada
PDL
Matriz
PDL
Lojas
Vertente
Limpeza 4,55 4,11 5,00 4,50 4,47 4,83 4,63 4,48 4,55
Arrumação 4,50 4,11 5,00 4,50 4,40 4,90 4,61 4,48 4,54
Luminosidade 4,50 4,07 5,00 4,56 4,40 4,93 4,61 4,41 4,52
HortaSanta
Cruz Total
Santa
Cruz Velas Calheta
Madalena
Pico
S.
Roque
Lajes
Pico
27
Tabela 3-2 Motivo de deslocação aos centros de
atendimento
3.1.4. Clientes residenciais (Clien-
tes família)
O grau de satisfação dos clientes residenci-
ais foi obtido através de um inquérito reali-
zado aos clientes com contacto telefónico
atualizado e abarcou uma amostra de 431
clientes, dispersos por todas as ilhas da Re-
gião Autónoma dos Açores.
Classificação global do serviço presta-
do pela EDA
Abordando a opinião dos clientes residen-
ciais inquiridos, e tal como já vinha sendo
registado nos anos anteriores, a EDA man-
teve os seus “scores” bastante positivos,
derivado ao facto do serviço fornecido ser
classificado como bom ao nível do “Forne-
cimento de Energia”, do “Prestigio”, da
“Confiança” e do “Dinamismo” (Tabela
3-3).
Tabela 3-3 Comparação do serviço prestado
(clientes residenciais)
Na tabela abaixo (Tabela 3-4) podemos
consultar as diversas classificações alcan-
çadas em cada uma das ilhas alvo do in-
quérito.
Tabela 3-4 Classificação global do serviço prestado (clientes residenciais)
Motivo Nº Clientes
Pagamento de faturas 79,0%
Pedido de domiciliação bancária 0,5%
Pedido de fornecimento de energia 1,6%
Pedido de alteração de contrato 2,1%
Pedido de intervenções técnicas
diversas2,6%
Pedido de informações 9,4%
Reclamação 0,3%
Fornecer leitura de eletricidade 2,3%
Caução/Receber dinheiro / Acerto de
contas0,3%
Solicitar 2ª v ia da fatura 0,3%
Cancelar contrato 0,5%
Compra de produtos 0,3%
Solicitar aumento de potência 0,2%
Alterar tarifário 0,2%
Solicitar adiamento de pagamento de
fatura0,2%
Indicação de alteração do NIB 0,2%
VertenteTotal
(2011)
Total
(2012)
Total
(2013)
Fornecimento de
Electricidade3,86 3,86 3,87
Prestígio 3,90 3,87 3,90
Confiança 3,92 3,91 3,90
Dinamismo 3,83 3,82 3,83
VertenteSanta
Maria
São
MiguelTerceira Graciosa
São
JorgePico Faial Flores Corvo
Fornecimento de
Electricidade4,10 4,01 3,61 3,67 3,85 3,68 3,74 4,00 5,00
Prestígio 4,00 4,00 3,77 4,00 3,62 3,68 3,80 4,00 4,00
Confiança 4,10 4,01 3,72 4,17 3,67 3,60 3,88 3,86 5,00
Dinamismo 4,10 3,91 3,70 3,60 3,67 3,64 3,88 3,83 4,00
28
Classificação global do atendimento
por parte da EDA
O atendimento por parte da EDA é efetua-
do através do telefone, em loja, ou pela
equipa técnico-comercial.
Para os inquiridos que participaram neste
estudo em 2013, o “Atendimento Telefóni-
co”, o “Atendimento ao Balcão” e o “Servi-
ço prestado pelo pessoal técnico-
comercial”, atingiram os valores de 61%,
61% e 44%, valores estes considerados como
“Muito Bom/Bom”, respetivamente.
Tendo em atenção a evolução relativa-
mente a 2012, e quanto aos aspetos em
avaliação, constatámos que o serviço pres-
tado mantém a qualidade demonstrada
em anos transatos, denotando-se apenas
um decréscimo quanto ao “Serviço presta-
do pelo pessoal técnico-comercial”.
Observando cada uma das classificações
mais detalhadamente, concluímos que a
maioria dos inquiridos avalia o desempenho
por parte da EDA, no ano de 2013, como
Muito Bom/Bom.
Gráfico 3-14 Evolução dos clientes residenciais que consideram o atendimento Muito Bom/Bom - Evolução
2012/13
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Atendimento Telefónico Atendimento Balcão Serviço prestado pelo pessoal
técnico-comercial
Ano 2012 Ano 2013
29
Gráfico 3-15 Caracterização do atendimento (Clientes residenciais)
3.1.5. Clientes não residenciais
(Clientes empresa)
O grau de satisfação dos clientes não resi-
denciais foi obtido através de um inquérito
realizado aos clientes empresariais que
abrangeu um total de 23 clientes, dispersos
por várias ilhas da Região Autónoma dos
Açores.
Classificação global do atendimento
por parte da EDA
O atendimento efetuado pela EDA aos
clientes não residenciais (empresas) é ge-
ralmente realizado por telefone ou pela
equipa técnico-comercial.
Para o ano de 2013 e relativamente à qua-
lidade do “Atendimento Telefónico”, a opi-
nião dos clientes que consideram o serviço
como “Muito Bom/Bom” atingiu o valor de
82,6%. No que diz respeito ao “Serviço pres-
tado pela equipa técnico-comercial” e
tendo em atenção a classificação de “Mui-
to Bom/Bom”, a classificação foi de 87%
(Gráfico 3-16).
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
Muito Bom Bom Nem
Bom/Nem
Mau
Mau Muito Mau Nunca
utilizou/Não
conhece
NS/NR
Atendimento Telefónico
Atendimento Balcão
Serviço prestado pelo pessoal técnico-
comercial
30
Gráfico 3-16 Caracterização do atendimento (Clientes não residenciais)
Olhando para 2012 em termos comparati-
vos, verifica-se uma melhoria nos dois pa-
râmetros em análise, com destaque para o
“Atendimento telefónico”, onde o incre-
mento em 2013 foi de 24,3%, demonstrando
que a qualidade do serviço se mantém
consolidada em valores como “Bom” e
“Muito Bom”, (Gráfico 3-17).
Gráfico 3-17 Evolução dos clientes empresariais que consideram o atendimento Muito Bom/ Bom - Evolução
2012/13
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Muito Boa Boa Nem Boa /
Nem Mau
Mau Muito Mau NS/NR
Atendimento Telefónico
Serviço prestado pelo pessoal técnico-
comercial
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Atendimento Telefonico Serviço prestado pelo pessoal técnico-
comercial
Ano 2012 Ano 2013
31
Classificação global do serviço presta-
do pela EDA
O quadro seguinte descreve o score médio
da opinião global dos entrevistados sobre
alguns aspetos relativos à EDA.
Tabela 3-5 Caracterização global do serviço
prestado (Clientes não residenciais)
Em relação ao ano anterior, os resultados
alcançados em 2013 comprovam que, na
ótica dos clientes empresariais, a EDA tem
consolidado as suas boas prestações relati-
vamente aos aspetos analisados, resultados
estes que traduzem o esforço que a EDA
tem vindo a desenvolver na busca do servi-
ço mais apropriado, que permita servir os
seus clientes com melhor eficácia e quali-
dade.
Tabela 3-6 Comparação do serviço prestado
(Clientes não residenciais)
3.2. Qualidade de serviço
comercial
3.2.1. Indicadores gerais
Perspetivando avaliar o relacionamento
comercial que os operadores de re-
de/comercializadores têm com os clientes,
foram criados os Indicadores Gerais de
Qualidade de Serviço, indicadores estes
que estabelecem o nível mínimo de quali-
dade de serviço a assegurar pela entidade
comercializadora, neste caso, a EDA.
Na Tabela 3-7 são apresentados os indica-
dores estabelecidos e quantificados no
artigo 30º do RQS em vigor e as respetivas
realizações.
Abordando a tabela seguinte podemos
comprovar que, no ano de 2013, não só
todos os indicadores da qualidade de servi-
ço comercial são plenamente cumpridos
por parte da EDA, como até, na sua grande
maioria, são superados os valores obtidos
no ano anterior.
A realidade arquipelágica dos Açores re-
presenta dificuldades acrescidas, tanto do
ponto de vista da gestão do sistema elec-
troprodutor, como da perspetiva do relaci-
onamento comercial, pois a dispersão de
recursos humanos, a necessidade destes
desempenharem múltiplas tarefas, por ve-
zes em distintas áreas de negócio, são fato-
res determinantes no desempenho qualita-
tivo do serviço prestado. Dado que os re-
cursos são escassos em algumas ilhas, de-
terminadas contingências, como por
exemplo o absentismo por razões de saúde
(ou outras), podem ser obstáculos delimita-
dores ao normal funcionamento dos servi-
ços, e ao cumprimento dos padrões de
qualidade estabelecidos, o que não tem
VertenteSão
MiguelTerceira Faial Total
Fornecimento de
Electricidade3,5 3,83 4,00 3,65
Prestígio 3,79 4,17 3,67 3,87
Confiança 3,64 3,67 4,33 3,74
Dinamismo 3,71 4,00 4,00 3,82
VertenteTotal
(2011)
Total
(2012)
Total
(2013)
Fornecimento de
Electricidade3,86 3,88 3,65
Prestígio 3,91 3,88 3,87
Confiança 3,77 3,79 3,74
Dinamismo 3,59 3,67 3,82
32
acontecido na maioria dos casos, em virtu-
de da melhoria continua que tem vindo a
ser implementada na EDA e da aposta na
formação técnica dos seus colaboradores.
Tabela 3-7 Indicadores gerais do relacionamento comercial
Percentagem de orçamentos de ra-
mais de baixa tensão elaborados no
prazo máximo de 20 dias úteis
O ponto 7.3.1. do Anexo 7 do RQS determi-
na que, para o cálculo deste indicador,
estão excluídos os casos de inexistência de
rede de distribuição no local onde se locali-
za a instalação de utilização a alimentar,
assim como, os casos em que existindo re-
de, seja necessário reforçar a mesma.
No Gráfico 3-18 estão representados os
desvios verificados em 2013 entre a realiza-
ção e o padrão exigido pelo RQS (95%)
relativamente ao indicador em estudo.
Analisando o seguinte gráfico podemos
concluir que o padrão exigido pelo RQS foi
Indicadores GeraisPadrão
(%)
Realização
2011 (%)
Realização
2012 (%)
Realização
2013 (%)
Percentagem de orçamentos de ramais e chegadas
em BT deverão ser elaborados até 20 dias úteis.95 99,70 99,58 99,53
Percentagem dos ramais e chegadas em BT deverão
ser executados até 20 dias úteis.95 98,48 98,75 98,99
Percentagem de ligações à rede de instalações de BT
que deverão ser executadas até 2 dias úteis, após
celebração do contrato de fornecimento de energia
eléctrica.
90 99,68 99,94 99,85
Percentagem de atendimentos com tempos de espera
até 20 minutos nos centros de atendimento90 98,49 98,58 98,64
Percentagem de atendimentos com tempos de espera
até 60 segundos, no atendimento telefónico
centralizado.
80 93,76 87,89 89,54
Percentagem de clientes com tempo de reposição de
serv iço até 4 horas, na sequência de interrupções de
fornecimento acidentais.
80 99,44 95,21 99,59
Percentagem de reclamações apreciadas e respondidas
até 15 dias úteis.95 99,37 100,00 100,00
Percentagem de pedidos de informação, apresentados
por escrito, respondidos até 15 dias úteis.90 99,44 100,00 100,00
Percentagem de clientes de BT cujo contador tenha sido
objecto de pelo menos uma leitura durante o último ano
civ il.
98 98,66 98,52 98,78
33
totalmente cumprido em todas as ilhas,
sendo que, na ilha com resultado menos
expressivo (São Jorge), ainda assim, este
padrão é ultrapassado em 2,6 pontos per-
centuais. Essencial será salientar que 5 das 9
ilhas (Santa Maria, Terceira, Graciosa, Faial
e Corvo) ultrapassaram o padrão em 5
pontos percentuais, ou seja, obtiveram 100%
de eficácia.
Globalmente, assistimos a um acréscimo de
4,53% em relação aos 95% impostos pelo
RQS, isto porque, dos 4 687 orçamentos que
foram solicitados, 4 665 foram respondidos
dentro do prazo dos 20 dias úteis.
Gráfico 3-18 Elaboração de orçamentos de pedidos de fornecimento de energia
Percentagem de ramais de baixa ten-
são executados no prazo máximo de
20 dias úteis
Para o cálculo do indicador “Percentagem
de ramais de baixa tensão executados no
prazo máximo de 20 dias úteis”, está estipu-
lado no ponto 7.3.1 do anexo 2 do RQS que
só devem ser considerados os tempos que
decorrem desde a data em que são acor-
dadas as condições económicas de reali-
zação dos trabalhos até à sua conclusão,
excluindo-se os casos de inexistência de
rede de distribuição no local onde se situa a
instalação de utilização a alimentar, bem
como os casos em que, existindo rede, seja
necessário proceder ao seu reforço.
As diferenças entre a realização e o padrão
exigido no RQS (95%) relativamente a este
indicador podem ser observadas no Gráfico
3-19.
Analisando o gráfico seguinte concluímos
que o padrão exigido pelo RQS foi suplan-
tado em todas as ilhas, sendo que, em 4
das 9 ilhas (Santa Maria, Graciosa, Faial e
Corvo), esse padrão foi superado em 5 pon-
tos percentuais, sinónimo da eficácia reve-
lada pelas equipas da EDA nessas ilhas.
A execução atempada de 4 299 ramais dos
4 343 solicitados fez com que, no geral, a
EDA superasse o limite mínimo de realização
exigido em cerca de 4% relativamente a
este indicado.
92%
93%
94%
95%
96%
97%
98%
99%
100%
Santa
Maria
São
Miguel
Terceira Graciosa São
Jorge
Pico Faial Flores Corvo EDA
34
Gráfico 3-19 Execução de pedidos de fornecimento de energia
92%
93%
94%
95%
96%
97%
98%
99%
100%
Santa
Maria
São
Miguel
Terceira Graciosa São
Jorge
Pico Faial Flores Corvo EDA
35
Percentagem de ativações de forne-
cimento de instalações de baixa ten-
são, executadas no prazo máximo de
dois dias úteis após a celebração do
contrato de fornecimento de energia
elétrica
Conforme estabelecido no ponto 7.3.2 do
Anexo 2 do RQS, no cálculo deste indicador
não são consideradas as ligações em que o
cliente solicite uma data de ligação poste-
rior aos dois dias úteis regulamentarmente
estabelecidos, sendo que também não são
consideradas situações onde a ligação não
é executada por facto imputável ao clien-
te. Por outro lado, no seu cálculo apenas
são tidas em conta as situações em que o
ramal já se encontra estabelecido, que
envolvam somente a colocação ou opera-
ção de equipamentos de corte ao nível da
portinhola, da caixa de coluna, a ligação
ou montagem do contador de energia
elétrica e do disjuntor de controlo de po-
tência, ou ainda situações onde o contador
já está montado.
Relativamente a este indicador, podemos
observar as variações verificadas entre a
realização e o padrão exigido no RQS (90%)
no Gráfico 3-20.
Assim, visto que a variação entre o padrão
exigido e o resultado alcançado foi de
9,85%, fruto da total eficácia alcançada em
7 das 9 ilhas do Arquipélago, podemos
comprovar que o padrão estipulado foi
largamente ultrapassado, o que revela uma
vez mais que também nesta matéria a EDA
consolida a excelência que caracteriza o
seu serviço.
Gráfico 3-20 Tempo médio de ligação
84%
86%
88%
90%
92%
94%
96%
98%
100%
Santa
Maria
São
Miguel
Terceira Graciosa São
Jorge
Pico Faial Flores Corvo EDA
36
Percentagem de atendimentos com
tempos de espera até 20 minutos nos
centros de atendimento
De acordo com o estipulado no ponto 7.3.3
do Anexo 2 do RQS e no caso concreto do
atendimento presencial dos centros de
atendimento, o cálculo do respetivo indi-
cador é determinado pelo tempo que me-
deia entre o instante em que a “senha” é
retirada, sendo atribuído o número de or-
dem, e o início do atendimento. Este deve
ser calculado para cada um dos três cen-
tros de atendimento com maior número de
utentes. Assim sendo, a análise irá recair nas
ilhas de São Miguel e Terceira, pois é nestas
ilhas que se encontram os centros de aten-
dimento com maior fluxo de clientes.
A análise do Gráfico 3-21, que representa os
desvios da realização face ao padrão exi-
gido no RQS (90%), permite-nos concluir que
a EDA não só cumpriu o limite estabelecido,
como chegou a ultrapassá-lo em 8,64 pon-
tos percentuais.
Gráfico 3-21 Tempo de espera nos centros de atendimento até 20 minutos
Percentagem de atendimentos com
tempos de espera até 60 segundos no
atendimento telefónico centralizado
O indicador relativo ao atendimento telefó-
nico é determinado tendo em conta o
tempo que decorre entre o primeiro sinal de
chamada e o instante em que a chamada
é atendida, conforme está disposto no pon-
to 7.3.3 do Anexo 2 do RQS.
Atendendo a que o Gráfico 3-22 apresenta
as diferenças verificadas entre a realização
e o padrão estabelecido regulamentar-
mente (80%) no indicador “Atendimentos
com tempos de espera até 60 segundos no
atendimento telefónico centralizado”, con-
cluímos que o padrão estipulado foi plena-
mente cumprido. O atendimento de 269
898 chamadas (para um total de 301 423),
num espaço temporal inferior a 60 segun-
dos, fez com que o padrão fosse largamen-
te ultrapassado em 9,54 pontos percentuais,
evidenciando uma vez mais a eficácia des-
te serviço.
84%
86%
88%
90%
92%
94%
96%
98%
100%
Matriz de Ponta
Delgada
Angra do Heroísmo Ribeira Grande Total Lojas
37
Gráfico 3-22 Atendimento telefónico com tempos de espera inferiores a 60 segundos
Percentagem de clientes com tempo
de reposição de serviço até 4 horas, na
sequência de interrupções de forneci-
mento acidentais
Está estipulado no ponto 7.3.4 do Anexo 2
do RQS que, para o cálculo do indicador
“Percentagem de clientes com tempo de
reposição de serviço até 4 horas, na se-
quência de interrupções de fornecimento
acidentais”, apenas deve ser considerada
a reposição de serviço na sequência de
interrupções longas com causas imprevistas.
É possível constatar, através dos desvios
existentes entre a realização e o limite mí-
nimo imposto no RQS (80%) que, para o
indicador em estudo, o padrão regularmen-
te estipulado foi amplamente superado.
No ano de 2013 ocorreram 884 593 interrup-
ções em clientes da EDA, sendo que destas,
apenas 3 670 tiveram tempos de reposição
de serviço superiores ao estipulado pelo
RQS, perfazendo assim, ao nível do cumpri-
mento do indicador, uma realização notá-
vel que atingiu o valor de 99,59%.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
38
Gráfico 3-23 Percentagem de clientes com reposição de serviço até 4 horas
Percentagem de reclamações apreci-
adas e respondidas até 15 dias úteis
Para o cálculo deste indicador devem ser
consideradas todas as reclamações apre-
sentadas, sejam elas de natureza comercial
ou técnica, de acordo com o estabelecido
no ponto 7.3.5 do Anexo 2 do RQS.
As variações existentes entre a realização e
o padrão estabelecido no RQS (95%) en-
contram-se visíveis no Gráfico 3-24 e, atra-
vés da análise do mesmo, concluímos que o
indicador não só ultrapassou o padrão esti-
pulado, como atingiu a sua plenitude.
A realização global atingiu os 100%, dado
que todas as reclamações apresentadas (1
721) foram apreciadas e respondidas den-
tro do prazo estipulado pelo RQS.
Gráfico 3-24 Percentagem de reclamações apreciadas e respondidas até 15 dias úteis
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Santa
Maria
São
Miguel
Terceira Graciosa São
Jorge
Pico Faial Flores Corvo EDA
92%
93%
94%
95%
96%
97%
98%
99%
100%
SMA SMG TER GRA SJG PIC FAI FLO COR Total
39
Gráfico 3-25 Percentagem de pedidos de informação respondidos até 15 dias úteis
Percentagem de pedidos de informa-
ção, apresentados por escrito, respon-
didos até 15 dias úteis
No que diz respeito aos pedidos de infor-
mação que a EDA recebeu por escrito, está
estabelecido no RQS que 90% destes pedi-
dos sejam respondidos até 15 dias úteis.
Sabendo que o padrão estipulado pelo
RQS para este indicador é de 90% e o des-
vio entre a realização e o padrão exigido
(Gráfico 3-25) atinge os 10%, concluímos
que o limite regulamentar foi cumprido
integralmente, salientando que todos os
pedidos de informação recebidos foram
respondidos antes dos 15 dias úteis.
Percentagem de clientes de baixa ten-
são normal cujo contador tenha sido
objeto de pelo menos uma leitura du-
rante o último ano civil
Tal como previsto no ponto 7.3.6 do Anexo 2
do RQS e para clientes com potência con-
tratada igual ou inferior a 41,4 kVA, para o
cálculo deste indicador são consideradas
as leituras efetuadas pela entidade conces-
sionária do transporte e distribuição e pelo
cliente. As segundas habitações em que o
contador não se encontra disponível para a
leitura, não são consideradas no seu cálcu-
lo, conforme estabelecido no RQS.
Nos termos do RQS, os contadores dos clien-
tes de baixa tensão devem ser lidos uma
vez por cada ano civil.
84%
86%
88%
90%
92%
94%
96%
98%
100%
Santa
Maria
São
Miguel
Terceira Graciosa São
Jorge
Pico Faial Flores Corvo EDA
40
Tabela 3-8 Contadores não lidos
De acordo com as variações entre a reali-
zação e o limite estabelecido regulamen-
tarmente (98%) para o indicador “Clientes
de baixa tensão normal cujo contador te-
nha sido objeto de pelo menos uma leitura
durante o último ano civil”, patentes no
Gráfico 2.26, constata-se que o padrão foi
cumprido em toda a Região, com um valor
percentual de 98,78%, com exceção da ilha
de S. Jorge, onde foi detetado um valor
ligeiramente abaixo do regulamentado em
0,36%.
Gráfico 3-26 Contadores BTN com uma leitura
I lha Contadores não lidos
Santa Maria 19
São Miguel 497
Terceira 487
Graciosa 3
São Jorge 130
Pico 134
Faial 149
Flores 2
Corvo 0
EDA 1421
96,0%
96,5%
97,0%
97,5%
98,0%
98,5%
99,0%
99,5%
100,0%
Santa
Maria
São
Miguel
Terceira Graciosa São
Jorge
Pico Faial Flores Corvo EDA
41
Tabela 3-9 Indicadores individuais e padrões da qualidade comercial
3.2.2. Indicadores individuais
Visando caraterizar e avaliar o desempenho
que a entidade concessionária tem de
assegurar a cada cliente, surgiram os indi-
cadores individuais de relacionamento co-
mercial. Os níveis mínimos exigidos estão
previstos no artigo 37º do Regulamento de
Qualidade de Serviço, assim como o pa-
gamento de uma compensação monetária
pelo incumprimento dos mesmos. O paga-
mento da referida compensação deve ser
efetuado na primeira fatura emitida até 45
dias úteis após a data da ocorrência do
facto que originou o direito à compensa-
ção. A Tabela 3-9 permite-nos observar os
indicadores individuais da qualidade a ava-
liar no relacionamento comercial.
Visitas às instalações dos clientes
O procedimento corrente da estrutura de
atendimento da EDA prevê que se infor-
mem os clientes no que se refere ao direito
de opção que lhes assiste para poderem
optar pela marcação de uma ordem pro-
gramada (OPCC – Ordem Programada
com os Clientes), que garanta um intervalo
de três horas, durante o qual os técnicos ao
serviço da EDA assegurarão a sua presença
para a realização de qualquer trabalho
que exija também a presença dos clientes
nos locais da instalação.
Alternativamente, a EDA informa igualmen-
te os clientes que poderão optar por ser
contactados imediatamente antes de se
dirigirem à instalação, combinando uma
hora que possa melhor servir ambas as par-
Indicadores Indiv iduais Padrões
Visitas às instalações dos clientesCumprimento do intervalo de 3 horas combinado
para a realização da v isita
Início da intervenção nos seguintes prazos máximos:
- Clientes de baixa tensão (BT):
· Zonas A e B - quatro horas;
· Zonas C - cinco horas;
· Restantes clientes - quatro horas.
Retoma do fornecimento nos seguintes prazos máximos:
·Até às 17 horas do dia seguinte àquele em que
se verificou a regularização da situação, no caso dos
clientes de BT;
·No período de 8 horas, a contar do momento.
de regularização da situação, para os restantes clientes.
Apreciação no prazo máximo de 15 dias úteis
Retoma do fornecimento de energia eléctrica após
suspensão do serv iço por facto imputável ao
cliente.
Tratamento de reclamações - Facturação ou
Cobrança, características técnicas da tensão e
funcionamento do equipamento de contagem.
Assistência técnica após comunicação, pelo
cliente, de avaria na sua alimentação indiv idual de
energia eléctrica.
42
tes, evitando esperas prolongadas e situa-
ções de absentismo que poderão sobretu-
do penalizar os clientes que não terão outra
alternativa senão a de faltarem ao serviço
ou a solicitarem dispensa do mesmo.
A realidade física da Região Autónoma dos
Açores, onde as acessibilidades são facili-
tadas (distâncias mais curtas a cumprir),
permitem à maioria dos clientes optar por
esta última prerrogativa. Com estas medi-
das procura-se otimizar o funcionamento
das equipas técnicas, evitando-se desloca-
ções infrutíferas às instalações dos clientes,
possíveis atrasos nas visitas às instalações de
outros clientes, bem como esperas excessi-
vas por parte destes.
Tendo em atenção o ano de 2013 e consi-
derando o procedimento acima descrito,
não se verificaram visitas às instalações dos
clientes fora do intervalo de 3 horas previsto
no RQS.
Assistência técnica após comunica-
ção, pelo cliente, de avaria na sua
alimentação individual de energia elé-
trica
De acordo com o art.º 35 do RQS sempre
que a entidade concessionária do transpor-
te e distribuição tenha conhecimento de
avarias na alimentação individual de ener-
gia elétrica dos seus clientes, deve dar início
à intervenção dos trabalhos com o objetivo
do seu restabelecimento no máximo de 4
horas, para clientes de baixa tensão das
zonas de qualidade de serviço A e B, 5 ho-
ras se for da zona C. Se a comunicação da
avaria à entidade concessionária do trans-
porte e distribuição for efetuada fora do
período das 8 às 23 horas, os prazos atrás
indicados apenas começam a contar a
partir das 8 horas da manhã seguinte.
Em 2013 foram identificadas 54 situações de
incumprimento dos padrões definidos no
art.º supracitado, das quais 26 são de clien-
tes BTN com potência <=20,7 kVA e 1 é de
clientes com potência > 20,7 kVA, e, de
acordo com o nº 6 do art.º 47 do RQS, foi
efetuado o pagamento de compensações
no montante de 415,00€.
É ainda de realçar que, se a avaria comu-
nicada à entidade concessionária se situar
na instalação individual do cliente e for da
sua responsabilidade, a entidade concessi-
onária pode exigir-lhe o pagamento de
uma quantia referente à deslocação efe-
tuada (preço regulado).
Quantidade Fora de intervalo EDA Cliente
Santa Maria 3 0 0 0
São Miguel 145 0 0 0
Terceira 50 0 0 0
Graciosa 1 0 0 0
São Jorge 7 0 0 0
Pico 19 0 0 0
Faial 21 0 0 0
Flores 1 0 0 0
Corvo 0 0 0 0
Totais 247 0 0 0
I lha
OPCCResponsabilidade do fora de
intervalo
Tabela 3-10 Ordens programadas com o cliente
43
Tabela 3-11 Compensações pagas pelos clientes
Tal como nos mostra a Tabela 3-11, durante
o ano de 2013 verificaram-se 959 avarias
comunicadas que se situaram na instalação
do cliente, sendo 912 referentes a clientes
BTN, 45 a clientes BTE e 2 a clientes MT. Estas
avarias deram origem a uma indemnização
de 8 104,17€ a favor da EDA, dos quais 7
965,00€ de consumidores de baixa tensão
(BTN – 6 840,00€ e BTE – 1 125,00€) e 139,17€
de consumidores de média tensão.
Retoma do fornecimento de energia
elétrica após suspensão do serviço por
facto imputável ao cliente
Estão definidos no RQS os factos imputáveis
aos clientes que podem levar à suspensão
do fornecimento de energia elétrica. A
partir do momento em que esteja ultrapas-
sada a situação que levou à suspensão do
serviço e liquidados os pagamentos deter-
minados legalmente, a entidade concessi-
onária de transporte e distribuição tem um
prazo máximo para restabelecer o forneci-
mento de energia elétrica na instalação
individual do cliente.
Analisando a Tabela 3-12 podemos apurar
que das 12 315 reposições do fornecimento
de energia elétrica efetuadas após suspen-
são do serviço por facto imputável ao clien-
te, apenas uma não foi efetuada dentro do
prazo estipulado pelo RQS.
Número Valor (€) Número Valor (€) Número Valor (€)
Santa Maria 34 255,00 1 25,00 0 0,00
São Miguel 275 2062,50 8 200,00 1 64,17
Terceira 402 3015,00 8 200,00 0 0,00
Graciosa 32 240,00 1 25,00 0 0,00
São Jorge 36 270,00 6 150,00 0 0,00
Pico 64 480,00 19 475,00 0 0,00
Faial 54 405,00 2 50,00 1 75,00
Flores 13 97,50 0 0,00 0 0,00
Corvo 2 15,00 0 0,00 0 0,00
Total EDA 912 6840,00 45 1125,00 2 139,17
MT
I lha
BTN BTE
44
Tabela 3-12 Retoma do fornecimento de energia elétrica após suspensão do serviço por facto imputável ao
cliente
Tratamento de reclamações relativas a
faturação e cobranças
Sempre que um cliente da concessionária
do transporte e distribuição da RAA apre-
senta uma reclamação relativa a faturação
ou cobrança, o RQS obriga a entidade
concessionária de transporte e distribuição
a apreciar e informar o cliente do resultado
da apreciação ou propor uma reunião de
forma a promover o completo esclareci-
mento do assunto, no prazo máximo de 15
dias, após a data de receção da reclama-
ção.
De acordo com a Tabela 3-13, e da totali-
dade das 194 reclamações recebidas, veri-
fica-se que não existiram reclamações res-
pondidas fora do prazo, estando apenas 4
pendentes de resposta.
I lhaNúmero Fora do prazo (Nº)
Dentro do prazo
(Nº)Dentro do prazo (%)
Santa Maria 322 0 322 100,00
São Miguel 5217 0 5217 100,00
Terceira 3101 0 3101 100,00
Graciosa 376 0 376 100,00
São Jorge 569 0 569 100,00
Pico 1518 0 1518 100,00
Faial 927 0 927 100,00
Flores 249 1 248 99,60
Corvo 36 0 36 100,00
EDA 12315 1 12314 99,99
45
Tabela 3-13 Tratamento de reclamações relativas a faturação e cobranças
Reclamações relativas às característi-
cas técnicas da tensão
Está estabelecido no artigo 43º do RQS que
a entidade concessionária do transporte e
distribuição deve dar resposta ao cliente,
por escrito, informando que efetuou o tra-
tamento da reclamação, considerando a
reclamação improcedente ou justificando
a falta de qualidade da tensão de alimen-
tação, junto com as ações corretivas e o
seu prazo de implementação. A EDA pro-
moverá sempre uma visita à instalação do
cliente de forma a verificar a qualidade da
tensão e analisar a eventual causa do su-
cedido. Estas ações devem ser implemen-
tadas dentro do prazo de 15 dias úteis após
receção da reclamação.
Quanto ao indicador em estudo, e segundo
a Tabela 3-14, constata-se que das 39 re-
clamações recebidas apenas 2 estão pen-
dentes de resposta, não se verificando nes-
ta matéria casos de resposta fora do prazo
estipulado pelo RQS.
I lha
Grupo de
AcçãoEntradas Respondidas
Respondidas dentro
do prazo do RQS
Respondidas fora
do prazo do RQSPendentes
Facturação 2 2 2 0 0
Cobrança 1 1 1 0 0
Facturação 88 89 89 0 2
Cobrança 29 29 29 0 1
Facturação 25 25 25 0 0
Cobrança 13 13 13 0 0
Facturação 0 0 0 0
Cobrança 0 0 0 0
Facturação 1 2 2 0 0
Cobrança 0 0 0 0
Facturação 18 18 18 0 0
Cobrança 4 4 4 0 0
Facturação 5 4 4 0 1
Cobrança 3 4 4 0 0
Facturação 5 5 5 0 0
Cobrança 0 0 0 0
Facturação 0 0 0 0
Cobrança 0 0 0 0
Facturação 144 145 145 0 3
Cobrança 50 51 51 0 1Total EDA
Santa Maria
São Miguel
Terceira
Graciosa
São Jorge
Pico
Faial
Flores
Corvo
46
Tabela 3-14 Reclamações relativas às características técnicas da tensão
Reclamações relativas a sistemas de
contagem
De acordo com o artigo 44º do RQS, as
reclamações relativas ao funcionamento
do equipamento de contagem devem ser
acompanhadas da descrição de factos
que coloquem em evidência a possibilida-
de do equipamento estar a funcionar fora
das margens de erro admitidas regulamen-
tarmente. A entidade concessionária do
transporte e distribuição deve proceder à
verificação dos factos na instalação do
cliente num prazo máximo de 15 dias úteis.
Analisando a Tabela 3-15 conclui-se que, no
ano de 2013, todas as reclamações efetua-
das pelos clientes, relativas aos sistemas de
contagem, obtiveram resposta dentro dos
prazos limites estabelecidos no regulamento
da qualidade de serviço.
As três reclamações que estão pendentes
encontram-se neste “estado” por motivos
de validação técnica final.
I lhaEntradas Respondidas
Respondidas fora
do prazo do RQS
Respondidas dentro
do prazo do RQS (%)Pendentes
Santa Maria 1 1 0 1 0
São Miguel 15 15 0 15 0
Terceira 16 17 0 17 2
Graciosa 0 0 0 0
São Jorge 1 1 0 1 0
Pico 4 5 0 5 0
Faial 1 1 0 1 0
Flores 1 1 0 1 0
Corvo
Total EDA 39 41 0 41 2
47
Tabela 3-15 Reclamações relativas a sistemas de contagem
3.3. Clientes com necessi-
dades especiais
Nos artigos 27º, 28º e 29º do Regulamento
da Qualidade de Serviço estão estabeleci-
das um conjunto de regras destinadas a
acautelar um relacionamento comercial
com qualidade entre os operadores de
rede/comercializadores e os clientes com
necessidades especiais.
Além de manter os contactos anteriormen-
te estabelecidos com um vasto conjunto de
associações de deficientes na RAA, a EDA
encontra-se também a validar todos os
dados fornecidos previamente pelas mes-
mas, de forma a garantir que a sua base de
dados esteja permanentemente atualizada.
Paralelamente, continuam a ser desenvol-
vidos esforços junto da Direção Regional de
Solidariedade e Segurança Social e de
outras entidades representativas dos interes-
ses dos clientes alvo, com vista à recolha de
mais informação correlacionada. Em simul-
tâneo com as ações acima descritas, en-
contram-se disponíveis, em todos os centros
de atendimento comercial, folhetos infor-
mativos e impressos de registo para clientes
com necessidades especiais.
Apesar de todos os esforços desenvolvidos
no sentido de ter o máximo de informação
em relação aos seus clientes com necessi-
dades especiais, a EDA não tem obtido a
reciprocidade necessária e legitimamente
esperada da parte dos clientes, o mesmo
acontecendo em relação às suas institui-
ções representativas.
Na Tabela 3-16 encontra-se disposto o nú-
mero de clientes registado com necessida-
des especiais.
I lha
Grupo de
acçãoEntradas
Respondida
s
Respondidas fora
do prazo do RQS
Respondidas dentro
do prazo do RQS (%)Pendentes
Santa MariaSistema de
Contagem5 5 0 5 0
São MiguelSistema de
Contagem62 61 0 61 2
TerceiraSistema de
Contagem30 31 0 31 0
GraciosaSistema de
Contagem2 2 0 2 0
São JorgeSistema de
Contagem4 4 0 4 0
PicoSistema de
Contagem8 8 0 8 0
FaialSistema de
Contagem5 5 0 5 0
FloresSistema de
Contagem3 2 0 2 1
CorvoSistema de
Contagem0 0 0 0
Total EDASistema de
Contagem119 118 0 118 3
48
Tabela 3-16 Número de clientes com necessidades especiais registados
Ilha Concelho Auditivos
Motores c\
cadeiras de
rodas
VisuaisDependentes de
equipamentos médicos
Total
Santa Maria Vila do Porto 1 1 2
Ponta Delgada 2 24 15 41
Lagoa 1 6 1 8
Vila Franca do Campo 0 0
Povoação 1 0 1
Nordeste 1 1 2
Ribeira Grande 5 1 6
Angra do Heroismo 1 2 6 9
Praia da Vitoria 2 1 3
Graciosa Santa Cruz da Graciosa 0 0
Calheta S. Jorge 1 0 1
Velas 3 3 6
Lajes do Pico 1 1 2
Madalena 4 1 0 5
São Roque do Pico 0 0
Faial Horta 4 6 10
Stª. Cruz das Flores 0 0
Lajes das Flores 0 0
Corvo Vila Nova do Corvo 0 0
EDA 4 5 51 36 96
Flores
São Miguel
Terceira
São Jorge
Pico
49
3.4. Ações mais relevantes para garantia da qualidade de ser-
viço de âmbito comercial
Política da Qualidade
Decorrente do processo de certificação da
condição de empresa acreditada segundo a
norma ISO 9001, foram realizadas, como habi-
tualmente, várias auditorias, incluindo a audi-
toria externa de acompanhamento da Certi-
ficação da atividade de comercialização de
energia, potência e serviços conexos, levada
a efeito pela SGS ICS, sendo os resultados
inteiramente demonstrativos, uma vez mais,
da excelência dos serviços oferecidos pela
EDA.
Upgrade tecnológico e funcional do call
center da Eda
Procedeu-se à alteração dos script de vozes
para atendimento via Call Center, introduzin-
do a nova funcionalidade de “call back”
passando a dispor-se de ações de
“outbound” que ao logo de 2013 permitiram
interagir com os clientes, potenciando a ade-
são à tarifa social e ao ASECE, a adesão à
fatura eletrónica e ao EdaOnline, bem como
alerta para potenciais situações de corte
eminente por incumprimento do pagamento
das faturas.
Concretizou-se, conforme planeado, a ges-
tão descentralizada do atendimento, com a
deslocação de um atendedor do Call Center
na ilha do Faial dispondo de acessos e funci-
onalidades integradas no objeto do atendi-
mento telefónico da EDA.
Projeta-se, para 2014, estender a interação
com os clientes mediante a preparação de
listagens para emissão e envio em modo
automático de SMS e/ou e-mail na expetati-
va de criação de eventual interface da apli-
cação que atualmente serve o Call Center
com o Sistema de Gestão de Incidentes, de-
signadamente para reporte atempado de
interrupções programadas com afetação a
locais de consumo.
Novos terminais portáteis de leitura (TPL’s)
Em 2013 procedeu-se à alteração tecnológi-
ca dos TPL, assegurando maior capacidade
de armazenamento de dados bem como de
verificação e validação de situações rele-
vantes para atividade comercial, tais como a
coerência dos dados de leitura, potência
contratada, registo de evidências que pos-
sam configurar possíveis fraudes e desfasa-
mento horário dos contadores digitais.
Em 2014 projeta-se a comunicação remota
dos referidos terminais com o sistema central
de gestão de leituras, permitindo transferên-
cia de dados sem necessidade de desloca-
ção dos prestadores de serviço à EDA.
Data aconselhável para o envio de leitu-
ras
Em 2013 foi incluído nas nossas faturas um
campo com informação relativa à data
aconselhável para o envio de leituras por
parte dos nossos clientes.
A comunicação de leituras nas datas indica-
das fará com que o consumo faturado seja
exclusivamente baseado em leituras reais,
não havendo a necessidade de recurso a
estimativas.
50
Ações de caráter promocional junto dos
clientes
A EDA tem promovido e continuará a promo-
ver diversas iniciativas de sensibilização à
utilização eficiente da eletricidade e da
energia em geral, através de publicações
disponibilizadas na sua rede comercial de
lojas e centros de energia e informação pres-
tada nos órgãos de comunicação social,
bem como participação de técnicos da em-
presa em ações de sensibilização junto da
comunidade estudantil. Ainda nesse âmbito,
a EDA tem vindo a assumir um papel deter-
minante no incentivo efetivo à aquisição de
lâmpadas eficientes (lâmpadas LFC e LED),
disponíveis de há alguns anos a esta parte
em toda a nossa rede comercial de lojas, na
promoção das tarifas bi e tri-horárias através
da realização de projeções e simulações
com base em dados reais de consumo dos
clientes.
Projeto Loja Móvel
No prosseguimento de uma estratégia de
maior aproximação aos clientes, a EDA deu
continuidade ao Projeto Loja Móvel, median-
te a utilização de viatura 100% elétrica, equi-
pada e preparada para funcionar como loja
comercial móvel, proporcionando aos clien-
tes das zonas com maior dificuldade de
acesso e dispersão geográfica na ilha de São
Miguel, um serviço em tudo similar àquele
que lhes é proporcionado na restante rede
de lojas e centros de energia da EDA.
Projeta-se em 2014, estender às ilhas Terceira,
Pico e Faial a disponibilidade de uma Loja
Comercial Móvel, estabelecendo parcerias
com as autarquias locais e outras instituições,
participando em eventos e iniciativas como
feiras e exposições de natureza comercial e
lúdica, promovendo e consolidando uma
estratégia crescente de aproximação da
EDA aos seus clientes.
51
51
4. Continuidade de serviço
Ao nível da continuidade de serviço, a qua-
lidade é aferida através de indicadores
gerais para as redes de transporte, de distri-
buição em média tensão (MT) e distribuição
em baixa tensão (BT), bem como indicado-
res individuais para as mesmas redes.
Neste capítulo apresentam-se os indicado-
res gerais e individuais de continuidade de
serviço, com diversas desagregações para
melhor compreensão das origens e causas
das interrupções verificadas. Os indicadores
referenciados são apresentados com deta-
lhe em ficheiros anexos (Anexo III).
Durante o ano de 2013 efetuou-se a atuali-
zação das zonas de qualidade de serviço,
surgindo, pela primeira vez, uma zona de
qualidade do tipo B na ilha Terceira.
Na Região existem três níveis de qualidade
de serviço, definidos no regulamento da
qualidade de serviço, designadamente:
zonas dos tipos A, B e C. Verifica-se uma
forte concentração de PdE de MT em zonas
do tipo C, com 70% do número total destes
equipamentos. As zonas do tipo A e B apre-
sentavam, a 31 de dezembro, 19 e 11%,
respetivamente.
Em 2013, na Região Autónoma dos Açores
constata-se uma melhoria generalizada dos
indicadores de qualidade de serviço, salvo
para zonas do tipo B, por via das alterações
referidas. O comportamento individual das
várias ilhas da Região é distinto, verificando-
se situações de melhoria e, também, o in-
verso.
No ano em análise verificaram-se 1559 ocor-
rências que afetaram PdE da rede MT, me-
nos 6,2% do que o verificado em 2012, ou
seja, menos 103 ocorrências.
As ocorrências referidas deram origem a
cerca de 24 mil interrupções em PdE da
rede de distribuição MT, menos 20,9% do
valor registado em 2013 (menos 4,2 mil inter-
rupções).
Face aos padrões estabelecidos no Regu-
lamento da Qualidade de Serviço que vigo-
rava em 2013, verifica-se o seu integral
cumprimento, para todos os indicadores,
tanto em média, como em baixa tensão.
Ocorrências
A significativa redução de ocorrências dos
sistemas electroprodutores da Região resul-
ta de uma igualmente significativa diminui-
ção de ocorrências com origem nas redes.
Face a 2012 constata-se uma variação de -
6,9% (-109) do número de ocorrências com
origem nas redes, e um acréscimo de 6,5%
(+6) do número de ocorrências com origem
em centros produtores.
Tabela 4-1 Evolução do número de ocorrências
Das referidas 1559 ocorrências registadas
em 2013, 69,5% dizem respeito a situações
previstas (por: acordo com o cliente, razões
de serviço e factos imputáveis ao cliente),
mais 3,3% do que em 2012, tendo-se assisti-
do a uma redução de 138 ocorrências de-
vidas a situações imprevistas (-22,5%).
Ocorrências
2009 2010 2011 2012 2013
Santa Maria 86 97 77 49 104
São Miguel 678 696 675 696 603
Terceira 622 622 429 490 445
Graciosa 47 108 120 56 52
São Jorge 149 82 61 65 64
Pico 104 142 75 125 114
Faial 155 98 88 109 99
Flores 69 62 81 64 74
Corvo 5 8 4 8 4
52
52
Tabela 4-2 Evolução 2012-2013 do número de ocorrências por causa
Das ocorrências registadas 18,0% são respei-
tantes situações imprevistas por causas
próprias, 7,3% são reengates, 3% referem-se
a casos fortuitos ou de força-maior e 1,6%
deveram-se a deslastre de cargas por ra-
zões de segurança.
Ao nível das diversas ilhas da Região, verifi-
ca-se uma redução de ocorrências, com
exceção das ilhas de Santa Maria e Flores.
Em Santa Maria constatou-se um aumento
de ocorrências (112,2%) decorrentes de
situações previstas (154,5%) e também de
situações imprevistas (25,0%). Na ilha das
Flores o aumento do número de ocorrências
(15,6%) é resultado combinado do aumento
verificado em situações previstas (81,0%) e
da redução de situações imprevistas (-
16,3%).
Apresenta-se de seguida uma breve análise
à evolução das situações que originaram
interrupções em 2013, quando comparadas
com 2012. Uma análise mais detalhada dos
incidentes mais expressivos de 2013, por
causas próprias bem como por casos fortui-
tos ou de força-maior é efetuada no capítu-
lo 6.
Ocorrências
2012 2013
Previstas Imprevistas Previstas Imprevistas
11 12 14 21 23 24 25 26 11 12 14 21 23 24 25 26
Santa Maria 3 30 3 1 11 1 4 80 5 3 12
São Miguel 100 450 14 2 73 49 8 99 387 6 3 66 41 1
Terceira 37 201 1 9 5 102 131 4 23 266 4 71 73 8
Graciosa 2 21 5 1 27 3 22 3 1 23
São Jorge 2 32 7 2 22 2 32 7 3 19 1
Pico 11 50 1 5 3 54 1 7 54 1 7 9 36
Faial 22 64 1 3 14 5 28 37 3 1 30
Flores 11 10 18 3 22 15 23 12 5 19
Corvo 1 7 4
Previstas 11 Acordo c/ cliente 12 Razões de serv iço 14 Fato Imputáv el ao Cliente
Imprevistas 21 Fortuitas ou de força maior 23 Razões Serv iço 24 Próprias 25 Reengates 26 Fato Imputáv el ao Cliente
53
53
Tabela 4-3 Evolução do n.º de ocorrências por origem
Em Santa Maria verificaram-se mais 50 ocor-
rências previstas por razões de serviço que
em 2012 (mais 166,7%). Verificaram, tam-
bém, mais quatro (25%) situações imprevis-
tas, duas das quais devido a fatos fortuitos e
de força maior e duas por razões de segu-
rança.
Durante 2013, na ilha de São Miguel, regista-
ram-se menos 93 ocorrências que em 2012,
menos 13,4%. A redução deu-se tanto ao
nível de ocorrências previstas como impre-
vistas, salientando-se as reduções relativas a
incidentes derivados de factos fortuitos ou
de força maior e por causas próprias. Ao
nível dos centros produtores apenas se assi-
nala mais um deslastre por razões de segu-
rança que em 2012.
Na ilha Terceira, em 2013, constatou-se uma
redução de ocorrências, quando compa-
rado com 2012. No entanto, há assinalar o
aumento de ocorrências previstas por ra-
zões de serviço (20,9%). Os incidentes redu-
ziram cerca de 37,8%, tendo-se registado
reduções significativas decorrentes de fac-
tos fortuitos ou de força maior (-55,6%), por
causas próprias (-44,3%) e de deslastres (-
44,3%). O número de incidentes com origem
em centros produtores reduziu cerca de
37,0%
O número de incidentes registado na ilha
Graciosa diminuiu 18,2%, enquanto as ocor-
rências previstas, para efeitos de interven-
ção nas redes, aumentaram 8,7%. Ao nível
dos centros produtores verificaram-se mais
seis incidentes que em 2012, por causas
próprias.
Em São Jorge contabilizou-se menos um
incidente que no ano anterior, mantendo-
se o número de situações previstas.
Na ilha do Pico verificou-se uma redução
de 8,8% do número de ocorrências regista-
do, resultado de menos 11 incidentes que
em 2012. Ainda que se tenha verificado
uma redução do total de incidentes, o nú-
mero destes com origem em centros produ-
tores, central térmica (+3) e parque eólico
(+2), aumentou quando comparado com
2012.
Ocorrências
2012 2013
Produção TransporteDistribuição
MT
Distribuição
BTProdução Transporte
Distribuição
MT
Distribuição
BT
Santa Maria 7 38 4 10 90 4
São Miguel 7 3 578 108 8 495 100
Terceira 27 4 414 45 17 400 28
Graciosa 8 46 2 13 36 3
São Jorge 6 57 2 7 54 3
Pico 13 2 96 14 18 2 86 8
Faial 11 71 27 12 58 29
Flores 6 47 11 10 49 15
Corvo 8 4
54
54
No Faial constata-se a redução do número
total de ocorrências, menos 10 que em
2012, resultado combinado de menos 21
situações previstas e mais 11 incidentes. Em
2013, registou-se mais um incidente com
origem na central térmica que no ano tran-
sato.
A ilha das Flores apresenta, em 2013, menos
7 incidentes e mais 17 intervenções previs-
tas, quando comparado com 2012. Regista-
ram-se mais 4 incidentes com origem em
centros produtores, 2 com origem na cen-
tral térmica 1 no parque eólico e um na
central hídrica.
O Corvo totalizou em 2013, menos 4 inci-
dentes que no ano anterior, tendo os 4 re-
gistados neste ano origem na central térmi-
ca.
Interrupções na rede MT da RAA
As ocorrências registadas no ano de 2013
deram origem a cerca de 24 mil interrup-
ções que afetaram os pontos de entrega
de média tensão da Região, das quais cer-
ca de 8 mil referem-se a interrupções curtas
(cerca de 4,7 mil são relativos a reengates)
e cerca de 16 mil interrupções longas.
Tabela 4-4 Evolução do n.º de interrupções em
PdE da rede MT na RAA
Quando comparado com os valores de
2012, em 2013 registaram-se menos 22,9%
interrupções em pontos de entrega da rede
MT, sendo que as interrupções de curta
duração viram o seu número reduzido em
26,5% e as interrupções de longa duração
reduziram 20,9%. O número de interrupções
com origem em centros produtores reduziu
18,3%, totalizando cerca de 9 mil. A redu-
ção de interrupções em PdE da rede MT
tendo origem em centros produtores foi
mais expressiva no que concerne a inter-
rupções de curta duração (-52,8%), redu-
zindo, também, o número referente a inter-
rupções de longa duração (-14,7%). As inter-
rupções com origem nas redes atingiram
cerca de 15 mil, menos 25,4% que em 2012,
com uma repartição idêntica entre de cur-
ta e longa duração. A variação, face a
2012, foi de -23,7% interrupções de curta
duração e -27,1% para interrupções de
longa duração.
Do valor total de interrupções, em pontos
de entrega da rede de média tensão, 11,7%
dizem respeito a interrupções previstas e os
restantes 88,3% referem-se a incidentes nas
redes ou centros produtores. As interrupções
previstas são maioritariamente de longa
duração (85,7%), sendo que as interrupções
acidentais são, também, na sua maioria de
longa duração, embora em menor escala
(64,5%).
As interrupções de curta duração foram
maioritariamente decorrentes de situações
imprevistas (95,0%) e 93,8% tiveram origem
na própria rede de distribuição em média
tensão. Registaram-se 492 interrupções im-
previstas de duração curta, com origem em
centros produtores.
N.º Interrupções
2009 2010 2011 2012 2013
Curtas 13548 14343 8460 10781 7922
Longas 30975 24528 15258 20282 16033
Total 44523 38871 23718 31063 23955
55
55
Tabela 4-5 Evolução do n.º de interrupções por origem e duração
Em 2013, registaram-se 400 interrupções
previstas, de curta duração e com origem
nas redes, para intervenções de manuten-
ção, reparação ou investimento. Estas inter-
rupções são, na sua maioria, relativas ao
tempo necessário para ligar um grupo ge-
rador móvel, para que os clientes não per-
maneçam sem energia durante todo o
tempo da intervenção.
As interrupções acidentais de curta dura-
ção são maioritariamente resultantes de
reengates, 67,1% (religações automáticas
após defeitos transitórios), cuja duração é
inferior a um minuto, usualmente na ordem
de milissegundos.
As interrupções curtas, com origem em
centros produtores, de natureza acidental,
tiveram como principais causas situação
internas a esses centros produtores (de ma-
terial ou humanas), cerca de 73,8% e razões
de segurança (26,2%).
No decorrer de 2013, verificaram-se cerca
de 16 mil interrupções de longa duração
em pontos de entrega da rede de média
tensão, sendo que cerca de 85,1% dizem
respeito a situações acidentais. Das referi-
das interrupções a maioria, 53,4%, teve ori-
gem em centros produtores.
Tabela 4-6 Evolução do n.º de interrupções por
ilha
N.º Interrupções
2012 2013
Previstas Imprevistas Previstas Imprevistas
Prod. Dist. MT Dist. BT Prod. Transp. Dist. MT Dist. BT Prod. Dist. MTDist. BT Prod. Transp. Dist. MTDist. BT
Curtas 229 4 1043 9501 4 399 1 492 7030
Longas 87 2282 196 9952 684 7061 20 158 2047 186 8408 152 5074 8
Total 87 2511 2 10995 684 16562 24 158 2446 187 8900 152 12104 8
N.º Interrupções
2009 2010 2011 2012 2013
Santa Maria 1003 832 946 599 990
Curtas 126 167 146 178 345
Longas 877 665 800 421 645
São Miguel 12532 11861 7453 8999 6905
Curtas 2984 3330 2468 3533 2879
Longas 9548 8531 4985 5466 4026
Terceira 19272 15624 10411 14257 8118
Curtas 9525 9178 5007 6172 3961
Longas 9747 6446 5404 8085 4157
Graciosa 639 1745 1205 1123 1155
Curtas 324 898 290 305 188
Longas 315 847 915 818 967
São Jorge 3033 1584 927 1317 1513
Curtas 203 152 247 319 108
Longas 2830 1432 680 998 1405
Pico 2429 3544 1122 2706 2967
Curtas 174 372 93 161 314
Longas 2255 3172 1029 2545 2653
Faial 5196 2885 1154 1279 1771
Curtas 193 170 123 87 96
Longas 5003 2715 1031 1192 1675
Flores 414 788 496 775 532
Curtas 19 76 86 23 31
Longas 395 712 410 752 501
Corvo 5 8 4 8 4
Curtas 3
Longas 5 8 4 5 4
Total 44523 38871 23718 31063 23955
56
56
As interrupções longas com origem nas
redes foram na sua maioria acidentais, com
cerca de 54,7% devido a causas próprias e
15,2% desse número devido a factos fortui-
tos e de força maior.
A Tabela 4-7 apresenta as interrupções, em
cada ilha, em PdE da rede MT, com desa-
gregação quanto à duração (curtas: ≤ 3
minutos; longas: > 3 minutos).
O número total de interrupções da Região
reduziu, quando comparado com 2012,
verificando-se comportamentos distintos
nas várias ilhas. Os crescimentos mais signifi-
cativos, percentualmente, registaram-se nas
ilhas de Santa Maria (65,3%), Faial (28,5%) e
São Jorge (14,9%), enquanto os maiores
decréscimos se registaram nas ilhas do Cor-
vo (-50,0%), Terceira (43,1%) e Flores (31,4%).
As interrupções curtas apresentam uma
maior incidência em situações com origem
nas redes, verificando-se um peso conside-
rável dos centros produtores nas interrup-
ções de longa duração.
Relativamente às interrupções de longa
duração constata-se uma predominância
de interrupções desta natureza, com ori-
gem nas redes nas ilhas de Santa Maria, São
Miguel, São Jorge e Flores, enquanto nas
ilhas Terceira, Graciosa, Pico, Faial e Corvo
são os centros produtores que mais contri-
buem para o número destas interrupções.
Tabela 4-7 N.º de interrupções 2013 por tipo de duração e origem
N.º Interrupções
2013
Curtas Longas
ProduçãoDistribuição
MTInst. Cliente Produção Transporte
Distribuição
MTInst. Cliente
Santa Maria 191 154 300 341 4
São Miguel 2879 1542 2384 100
Terceira 195 3765 1 2867 1261 29
Graciosa 75 113 609 355 3
São Jorge 16 92 308 1094 3
Pico 15 299 1726 152 767 8
Faial 96 1081 564 30
Flores 31 129 355 17
Corvo 4
Total 492 7429 1 8566 152 7121 194
57
57
Tabela 4-8 N.º de interrupções longas por causa
Pode-se verificar a desagregação das inter-
rupções de duração longa, pela causa que
as origina, através da Tabela 4-8. Constata-
se que existe uma preponderância de inci-
dentes por causas próprias em todas as
ilhas, exceto em Santa Maria onde prevale-
cem interrupções previstas por razões de
serviço. Nas restantes ilhas os incidentes por
causas próprias representam 39,3% a 86,9%
das interrupções registadas, sendo que no
Corvo a totalidade de interrupções tem
esta natureza.
Nas ilhas de São Miguel e Flores verifica-se
um contributo significativo de incidentes
devidos a factos fortuitos ou de força-maior
(14,4% e 22,0%, respetivamente). Na ilha do
Pico sobressai o peso relativo a incidentes
por razões de segurança, 20,3%.
N.º Interrupções
2013
Previstas Imprevistas
11 12 14 21 23 24 26
Santa Maria 4 386 20 42 193
São Miguel 99 501 578 520 2327 1
Terceira 25 343 170 3611 8
Graciosa 3 44 50 50 820
São Jorge 2 330 162 64 846 1
Pico 7 438 1 113 538 1556
Faial 29 64 54 136 1392
Flores 17 98 110 79 197
Corvo 4
Total 186 2204 1 1257 1429 10946 10
Previstas 11 Acordo c/ cliente 12 Razões de serv iço 14 Fato Imputáv el ao Cliente
Imprevistas 21 Fortuitas ou de força maior 23 Razões Serv iço 24 Próprias 25 Reengates 26 Fato Imputáv el ao Cliente
58
58
4.1. Indicadores gerais
4.1.1. Indicadores RT
A rede transporte da RAA contempla 14
pontos de entrega à rede de distribuição
em média tensão, 8 na ilha de São Miguel, 4
na ilha Terceira e 2 na ilha do Pico.
Em 2013 apenas se registaram incidentes
que afetaram pontos de entrega da rede
de transporte da ilha do Pico. Verificou-se
um total de 8 incidentes, das quais uma
deveu-se a uma descarga atmosférica
direta e as restantes a causas próprias. Os
indicadores de continuidade que resultam
destes incidentes podem ser consultados na
Tabela 4-9. Registou-se uma frequência
média de interrupção da RT, para a RAA,
de 0,9 e uma duração média de 27,4 minu-
tos.
Tabela 4-9 Indicadores da rede de transporte
2013
4.1.2. Indicadores gerais MT -
RAA
Nesta secção será efetuada uma análise
sucinta aos indicadores de continuidade de
serviço de média tensão que resultam das
interrupções longas analisadas no ponto
anterior. Quer estes indicadores, quer os
indicadores para interrupções curtas pode-
rão ser consultados com mais detalhe no
anexo III.
• Evolução dos indicadores globais
Conforme referido no início deste capítulo,
verificou-se, em 2013, uma reclassificação
de algumas zonas de qualidade, nomea-
damente o surgimento de uma zona de
qualidade do tipo B na ilha Terceira (zona
urbana da Praia da Vitória).
Por comparação com o ano 2012 verifica-
se uma melhoria significativa dos indicado-
res de continuidade de serviço, salvo em
zonas do tipo B, pelas razões já identifica-
das. Num horizonte de 5 anos, apenas 2011
apresenta indicadores ligeiramente melho-
res.
Tabela 4-10 Indicadores de continuidade de
serviço da RAA, para interrupções longas (SAIFI –
n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm)
Os valores dos indicadores de continuidade
de serviço são expressos em n.º para o SAIFI
e horas e minutos para o TIEPI e o SAIDI.
• Evolução dos indicadores Zona
Os indicadores de continuidade por zona
de qualidade de serviço apresentam com-
portamento idêntico aos indicadores glo-
bais, demonstrando uma melhoria significa-
tiva face a 2012. Conforme anteriormente
referido, estes indicadores apresentam uma
variação inversa em zonas de qualidade do
tipo B, pelo incremento de equipamentos
em zonas com esta classificação.
ENF
(MWh)
TIE
(min.)
SAIFI
(n.º)
SAIDI
(min.)
SARI
(min.)
Pico 23,7 283,1 6,5 191,5 29,5
RAA 23,7 19,1 0,9 27,4 29,5
2009 2010 2011 2012 2013
SAIFI RAA 17,4 13,5 8,2 10,8 8,5
TIEPI RAA 9:42 7:14 3:54 7:25 4:11
SAIDI RAA 13:03 10:04 4:59 9:54 5:34
59
59
Tabela 4-11 Evolução dos indicadores de conti-
nuidade de serviço da RAA, por zona, para inter-
rupções longas (SAIFI – n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm)
Pela análise da Tabela 4-12 verifica-se uma
maior frequência média de interrupções
com origem em centros produtores do que
nas redes. Por outro lado, a duração média
e o tempo de interrupção equivalente da
potência instalada são maiores para inter-
rupções com origem nas redes. Salienta-se
que os indicadores referidos incluem as
interrupções necessárias para intervenções
de serviço, para ações de manutenção,
conservação e reparação.
Ao nível da Região, os fatores mais prepon-
derantes na frequência média de interrup-
ções são as causas próprias e as razões de
serviço, em todas as zonas de qualidade,
sendo que em zonas do tipo B as razões de
segurança se sobrepõem às razões de ser-
viço.
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 tempo médio de interrupção da potên-
cia instalada variou entre duas horas e cin-
co horas e meia, com valores semelhantes
para interrupções previstas e acidentais por
causas próprias.
O indicador de duração média das inter-
rupções do sistema apresenta uma distri-
buição idêntica ao verificado para o TIEPI,
no que respeita às causas que lhe dão ori-
gem. No entanto, em zonas de qualidade
de tipo A e Cos incidentes por causas pró-
prias tem um peso superior.
2009 2010 2011 2012 2013
SAIFI RAA
A 8,7 6,9 4,3 6,1 3,8
B 8,2 6,8 4,2 2,4 5,1
C 20,2 15,5 9,4 12,3 10,2
TIEPI RAA
A 3:57 3:47 2:21 4:39 2:08
B 3:21 3:34 1:22 1:05 3:16
C 13:15 9:19 4:54 9:21 5:38
SAIDI RAA
A 5:00 4:41 2:56 5:58 2:16
B 3:44 3:24 1:12 0:52 3:23
C 15:37 11:46 5:40 11:17 6:48
2013
Prod. Transp. Dist. MT Dist. BT
SAIFI RAA
A 2,4 1,3 0,2
B 2,4 2,6 0,1
C 5,5 0,1 4,6 0,1
TIEPI RAA
A 0:37 1:10 0:20
B 0:40 2:23 0:13
C 2:07 0:01 3:08 0:20
SAIDI RAA
A 0:53 1:03 0:19
B 0:49 2:26 0:07
C 2:43 0:02 3:42 0:19
60
60
Tabela 4-13 Indicadores de continuidade de
serviço da RAA, por zona e causa para interrup-
ções longas (SAIFI – n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm)
• Padrões
Considerando interrupções longas não
abrangidas pelo nº 1 do artigo 13º do RQS,
verifica-se um decréscimo dos indicadores
gerais, exceto em zonas do tipo B. Por
comparação com os padrões estabeleci-
dos para os indicadores de continuidade
de serviço verifica-se que estes foram intei-
ramente cumpridos.
Tabela 4-14 Indicadores de continuidade de serviço da RAA, para interrupções longas, não abrangidas pelo
artigo 13º do RQS (SAIFI – n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm)
2013
Previstas Imprevistas
11 12 14 21 23 24 26
SAIFI RAA
A 0,2 0,3 0,0 0,2 3,1 0,0
B 0,1 0,7 0,7 0,8 2,8 0,0
C 0,1 1,5 0,0 0,8 1,0 6,9 0,0
TIEPI RAA
A 0:20 0:52 0:00 0:06 0:49 0:00
B 0:13 1:09 0:32 0:19 1:02 0:00
C 0:18 2:03 0:00 0:17 0:13 2:41 0:03
SAIDI RAA
A 0:19 0:37 0:00 0:07 1:11 0:00
B 0:07 1:11 0:29 0:20 1:13 0:00
C 0:18 2:22 0:00 0:22 0:17 3:25 0:01
Previstas 11 Acordo c/ cliente 12 Razões de serv iço 14 Fato Imp. Cliente
Imprevistas 21 Fort. força maior 23 Razões Serv iço 24 Próprias
25 Reengates 26 Fato Imp. Cliente
2009 2010 2011 2012 2013 Padrão
SAIFI RAA
A 2,5 2,2 0,8 1,4 1,0 4,0
B 2,6 2,1 0,5 0,4 1,2 7,0
C 8,1 5,9 2,6 3,9 2,6 10,0
TIEPI RAA
A 0:51 0:57 0:29 0:28 0:18 3:00
B 0:41 0:46 0:02 0:09 0:41 6:00
C 4:25 2:40 1:16 1:27 1:13 20:00
SAIDI RAA
A 1:00 1:07 0:40 0:29 0:26 3:00
B 0:46 0:40 0:03 0:07 0:45 6:00
C 5:22 3:19 1:24 1:47 1:30 16:00
61
61
4.1.3. Indicadores MT - ilha
TIEPI
Tabela 4-15 Evolução do TIEPI por ilha - interrup-
ções longas (hh:mm)
A tabela anterior apresenta a evolução do
indicador TIEPI (hh:mm), por zona de quali-
dade de serviço, nas ilhas da RAA, para as
interrupções longas, com origem nas redes
e centros produtores, e todas as causas. As
variações deste indicador em 2013, quando
comparado com 2012, são significativa-
mente melhores, salvo raras exceções: as
zonas B pelas razões identificadas nas sec-
ções anteriores e as zonas C de Santa Maria
e do Faial.
Tabela 4-16- TIEPI interrupções longas por origem
(hh:mm)
A Tabela 4-16 apresenta o TIEPI para inter-
rupções de duração longa, por origem. As
interrupções com origem em redes de
transporte e de baixa tensão têm pouca
relevância no valor final deste indicador,
sendo a rede de distribuição MT e os cen-
tros produtores as principais origens de inter-
rupções que contribuem para o valor global
deste indicador.
A Tabela 4-17 apresenta o indicador TIEPI,
para interrupções longas, com origem em
centros produtores e redes, discriminado
pelas causas que lhe dão origem.
TIEPI
2009 2010 2011 2012 2013
Santa Maria
C 4:51 2:55 4:18 2:07 12:07
São Miguel
A 3:10 2:07 1:10 0:52 0:47
B 3:21 3:34 1:22 1:05 3:02
C 10:11 7:27 4:00 3:55 2:29
Terceira
A 6:12 4:38 5:19 14:31 4:24
B 4:02
C 11:49 7:12 7:11 19:36 6:22
Graciosa
C 2:59 7:20 9:20 10:36 4:25
São Jorge
C 17:53 14:06 7:07 19:53 11:27
Pico
C 22:19 21:27 3:04 14:39 10:23
Faial
A 3:07 12:49 2:10 1:19 3:41
C 2:00 19:55 4:18 5:06 6:50
Flores
C 4:36 10:59 5:11 17:09 11:48
Corvo
C 1:00 3:26 0:41 1:00 0:55
TIEPI
2013
Prod. Transp. Dist. MT Inst. Cliente
Santa Maria
C 8:07:28 3:44:39 0:15:43
São Miguel
A 0:02:01 0:21:49 0:23:39
B 0:25:22 2:21:07 0:15:38
C 0:26:58 1:42:41 0:20:12
Terceira
A 1:04:09 3:05:20 0:15:26
B 1:29:04 2:30:45 0:02:43
C 2:07:02 3:41:23 0:34:12
Graciosa
C 1:33:50 2:44:12 0:07:02
São Jorge
C 1:59:01 9:26:22 0:01:58
Pico
C 6:35:08 0:17:12 3:21:20 0:10:07
Faial
A 2:53:47 0:27:25 0:20:39
C 4:37:02 2:02:24 0:10:47
Flores
C 0:48:48 10:20:05 0:39:45
Corvo
C 0:55:00
62
62
Nas ilhas de Santa Maria, São Jorge e Flores
destaca-se o valor do indicador por razões
de serviço com um contributo menos rele-
vante de interrupções acidentais.
Tabela 4-17 TIEPI - interrupções longas por causa
(hh:mm)
Em São Miguel em zonas do tipo A o tempo
deste indicador é maioritariamente devido
a interrupções por acordo com o cliente e
nas restantes zonas por incidentes de causa
própria.
Na ilha Terceira as interrupções que mais
contribuem para este indicador estão rela-
cionadas com razões de serviço e inciden-
tes por causas próprias. Nesta ilha, em zonas
do tipo B verifica-se um contributo significa-
tivo de interrupções acidentais por factos
fortuitos ou de força maior.
Nas ilhas Graciosa, Pico, Faial e Corvo as
interrupções acidentais por causas próprias
são o fator mais preponderante no valor do
indicador.
A evolução do indicador TIEPI para inter-
rupções longas com origem nas redes, não
abrangidas pelo artigo 13º do RQS, é apre-
sentada na Tabela 4-18. As ilhas de Santa
Maria, São Jorge e Faial apresentam indi-
cadores mais elevados que em anos transa-
tos Evoluem em sentido inverso os valores
deste indicador para as zonas A e C de São
Miguel e Terceira, as ilhas Graciosa e Flores.
A redução mais significativa dá-se na ilha
do Pico.
TIEPI
2013
Previstas Imprevistas
11 12 14 21 23 24 26
Santa Maria
C 0:15 9:47 0:40 0:03 1:20
São Miguel
A 0:23 0:12 0:00 0:01 0:10
B 0:15 1:14 0:19 0:19 0:53
C 0:19 0:31 0:10 0:12 1:15 0:00
Terceira
A 0:15 2:29 0:01 1:38 0:00
B 0:02 0:46 1:30 1:41 0:00
C 0:25 2:14 0:04 3:19 0:17
Graciosa
C 0:07 1:31 0:03 0:02 2:40
São Jorge
C 0:00 5:16 1:09 0:02 4:56 0:01
Pico
C 0:10 2:49 0:00 0:08 0:31 6:44
Faial
A 0:15 0:05 0:54 2:26
C 0:10 0:17 0:03 1:09 5:07
Flores
C 0:39 5:56 2:24 0:27 2:19
Corvo
C 0:55
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
63
63
Tabela 4-18 Evolução do TIEPI - interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm)
TIEPI
2009 2010 2011 2012 2013 Padrão
Santa Maria
C 0:47 0:13 0:17 0:12 1:13 26:00
São Miguel
A 0:50 0:41 0:15 0:19 0:09 3:00
B 0:41 0:46 0:02 0:09 0:47 8:00
C 3:48 1:59 1:10 1:06 1:00 26:00
Terceira
A 0:57 1:45 1:16 0:58 0:35 3:00
B 0:13 8:00
C 5:18 2:49 1:48 1:42 1:17 26:00
Graciosa
C 1:27 4:37 4:21 1:32 1:09 26:00
São Jorge
C 9:03 2:22 1:39 0:33 3:00 26:00
Pico
C 6:51 7:09 0:22 2:36 0:40 26:00
Faial
A 0:42 0:35 0:00 0:00 0:27
C 5:05 2:06 0:34 0:03 1:40 26:00
Flores
C 0:25 4:11 0:36 9:03 1:58 26:00
64
64
SAIFI
A Tabela 4-19 apresenta a evolução da
frequência média de interrupções em pon-
tos de entrega da rede em média tensão,
para as interrupções longas registadas em
2013, independentemente da origem e
causa.
Tabela 4-19 Evolução do SAIFI - interrupções lon-
gas (n.º)
Quando comparado com os valores regis-
tados em 2012, em 2013 este indicador
apresenta evoluções distintas nas diversas
ilhas. Pelas razões indicadas anteriormente
os valores de zonas do tipo B apresenta
evoluções dificilmente comparáveis a anos
anteriores.
As ilhas de São Miguel, em zonas do tipo A e
C, Flores e Corvo viram reduzir a frequência
média de interrupções longas, com todas
as origens e causas. Nas restantes ilhas o
valor deste indicador cresce, face a 2012.
Tabela 4-20 SAIFI - interrupções longas por origem
(n.º)
Na tabela anterior verifica-se que nas ilhas
de São Miguel, São Jorge e Flores as inter-
rupções com origem nas redes são as que
mais contribuem para o valor da frequência
média de interrupções verificada em 2013.
SAIFI
2009 2010 2011 2012 2013
Santa Maria
C 11,6 8,6 10,1 5,1 8,0
São Miguel
A 5,6 3,6 1,6 1,6 1,1
B 8,2 6,8 4,2 2,4 4,3
C 14,1 12,8 7,4 8,3 6,0
Terceira
A 13,9 10,4 8,5 14,1 6,6
B 6,8
C 28,5 17,5 14,7 21,1 11,7
Graciosa
C 5,6 14,5 15,0 12,8 14,5
São Jorge
C 33,0 16,5 7,4 10,7 14,8
Pico
C 14,1 19,3 6,0 14,9 15,4
Faial
A 7,5 11,3 3,7 2,7 7,3
C 53,7 24,9 9,7 11,9 14,8
Flores
C 9,5 17,0 9,5 16,6 10,6
Corvo
C 5,0 8,0 4,0 5,0 4,0
SAIFI
2013
Prod. Transp. Dist. MT Inst. Cliente
Santa Maria
C 3,7 4,2 0,1
São Miguel
A 0,2 0,7 0,1
B 1,7 2,5 0,1
C 2,4 3,5 0,1
Terceira
A 4,3 2,2 0,1
B 3,8 2,9 0,0
C 8,3 3,3 0,1
Graciosa
C 9,1 5,3 0,0
São Jorge
C 3,2 11,5 0,0
Pico
C 10,0 0,9 4,5 0,0
Faial
A 5,7 1,1 0,5
C 9,0 5,7 0,1
Flores
C 2,7 7,6 0,3
Corvo
C 4,0
65
65
Nas restantes ilhas os centros produtores
assumem essa preponderância.
Tabela 4-21 SAIFI - interrupções longas por causa
(n.º)
O valor do indicador, pelas causas de inter-
rupções que o compõem pode ser consul-
tado na Tabela 4-21. Com exceção da ilha
de Santa Maria, onde se verifica que a fre-
quência média de interrupções é predomi-
nantemente devido a situações previstas
por razões de serviço, os incidentes por
causas próprias são o fator que mais contri-
bui para o valor deste indicador. Salienta-se
o peso expressivo no total do indicador
relativo a interrupções por razões de segu-
rança na ilha do Pico e devido a incidentes
por factos fortuitos ou de força maior na ilha
das Flores.
A evolução do indicador SAIFI, para inter-
rupções longas, não abrangidas pelo artigo
13º do RQS, é apresentada na Tabela 4-22.
Comparativamente a 2012 verifica-se uma
melhoria deste indicador nas ilhas de São
Miguel, Terceira, Graciosa, Pico e Flores,
degradando-se nas restantes ilhas do ar-
quipélago.
Constata-se o total cumprimento dos pa-
drões estabelecidos para este indicador.
SAIFI
2013
Previstas Imprevistas
11 12 14 21 23 24 26
Santa Maria
C 0,1 4,8 0,3 0,5 2,4
São Miguel
A 0,1 0,2 0,0 0,1 0,6
B 0,1 0,7 0,6 0,8 2,1
C 0,1 0,7 0,9 0,8 3,6 0,0
Terceira
A 0,1 0,5 0,1 5,9 0,0
B 0,0 0,9 1,0 4,9 0,0
C 0,1 0,9 0,4 10,3 0,0
Graciosa
C 0,0 0,7 0,8 0,8 12,3
São Jorge
C 0,0 3,5 1,7 0,7 8,9 0,0
Pico
C 0,0 2,5 0,0 0,7 3,1 9,0
Faial
A 0,5 0,1 1,0 5,8
C 0,1 0,7 0,6 1,0 12,4
Flores
C 0,3 2,1 2,4 1,6 4,2
Corvo
C 4,0
66
66
Tabela 4-22 Evolução do SAIFI - interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (n.º)
SAIFI
2009 2010 2011 2012 2013 Padrão
Santa Maria
C 4,1 0,9 2,3 0,6 1,2 4,0
São Miguel
A 2,1 1,6 0,4 0,6 0,5 4,0
B 2,6 2,1 0,5 0,4 1,2 8,0
C 6,9 5,4 1,9 3,8 2,0 12,0
Terceira
A 3,4 3,5 1,7 3,1 1,7 4,0
B 1,1 8,0
C 13,3 6,8 3,5 4,6 2,4 12,0
Graciosa
C 3,8 9,7 9,0 5,2 3,9 12,0
São Jorge
C 13,3 5,4 3,3 2,4 6,3 12,0
Pico
C 6,1 7,0 1,9 5,5 2,1 12,0
Faial
A 1,7 1,1 0,0 0,0 1,1 4,0
C 8,1 5,8 2,2 0,8 4,4 12,0
Flores
C 0,8 7,8 1,6 8,0 3,1 12,0
67
67
SAIDI
Na tabela seguinte apresenta-se a evolu-
ção da duração média de interrupções de
pontos de entrega da rede em média ten-
são, para todas as interrupções (curtas e
longas; origem nas redes e centros produto-
res e todas as causas).
Tabela 4-23 Evolução do SAIDI - interrupções
longas (hh:mm)
Pela análise da tabela anterior verifica-se
que a duração média das interrupções,
para todas as origens e naturezas de cau-
sas, em PdE da rede de média tensão apre-
senta reduções, face a 2012, nas ilhas Ter-
ceira, Graciosa, Pico, Flores, Corvo e zonas
do tipo C em São Miguel. Nas restantes ilhas
destaca-se o crescimento verificado em
Santa Maria e São Jorge.
Pela análise da Tabela 4-24, que apresenta
os valores deste indicador para interrupções
longas, verifica-se que as redes de distribui-
ção MT e os centros produtores se constitu-
em como as principais origens de interrup-
ções que contribuem para o valor final des-
te indicador. Destaca-se o valor, para inter-
rupções com origem em centros produtores
em várias ilhas, que assumem um peso im-
portante na duração média das interrup-
ções.
Tabela 4-24 SAIDI - interrupções longas por origem
(hh:mm)
SAIDI
2009 2010 2011 2012 2013
Santa Maria
C 6:03 3:30 4:27 2:18 13:25
São Miguel
A 3:30 2:20 1:09 0:51 0:54
B 3:44 3:24 1:12 0:52 2:58
C 12:03 9:30 4:43 4:23 2:45
Terceira
A 7:44 5:22 5:53 15:16 3:47
B 4:18
C 13:07 8:17 7:33 22:10 6:02
Graciosa
C 3:04 9:20 10:56 10:08 4:47
São Jorge
C 20:24 17:04 7:45 0:41 12:37
Pico
C 22:39 22:13 4:06 15:51 12:11
Faial
A 3:29 12:52 2:11 1:17 3:40
C 3:13 19:52 3:55 4:45 6:58
Flores
C 4:56 16:51 6:27 18:37 15:55
Corvo
C 1:00 3:26 0:41 1:00 0:55
SAIDI
2013
Prod. Transp. Dist. MT Inst. Cliente
Santa Maria
C 8:08 5:09 0:07
São Miguel
A 0:02 0:32 0:19
B 0:27 2:24 0:06
C 0:34 1:54 0:17
Terceira
A 1:22 2:03 0:21
B 1:35 2:33 0:10
C 2:33 3:01 0:27
Graciosa
C 1:49 2:53 0:04
São Jorge
C 2:02 10:33 0:01
Pico
C 7:13 0:20 4:33 0:03
Faial
A 2:56 0:27 0:16
C 4:43 2:11 0:03
Flores
C 0:39 12:18 2:56
Corvo
C 0:55
68
68
Na Tabela 4-25 apresentam-se os valores do
indicador SAIDI, para interrupções longas,
discriminado por causas, com origem nas
redes e centros produtores. Através desta
tabela conclui-se que as interrupções pre-
vistas por razões de serviço têm um maior
contributo no valor do indicador em Santa
Maria, São Jorge, Flores e nas zonas B de
São Miguel.
Tabela 4-25 SAIDI - interrupções longas por causa
(hh:mm)
Nas zonas de tipo A de São Miguel a maio-
ria do tempo regista deve-se a interrupções
previstas por acordo com o cliente. Nas
restantes zonas/ilhas verifica-se uma pre-
ponderância de incidentes por causas pró-
prias.
A evolução do indicador SAIDI, para inter-
rupções longas, não abrangidas pelo artigo
13º do RQS, é apresentada na Tabela 4-26
Comparativamente a 2012, verifica-se um
decréscimo generalizado do valor do indi-
cador à exceção das ilhas de Santa Maria,
São Jorge e Faial.
Os padrões estabelecidos regulamentar-
mente foram plenamente cumpridos.
SAIDI
2013
Previstas Imprevistas
11 12 14 21 23 24 26
Santa Maria
C 0:07 10:35 0:49 0:02 1:50
São Miguel
A 0:19 0:17 0:00 0:01 0:15
B 0:06 1:11 0:20 0:20 0:59
C 0:16 0:32 0:10 0:15 1:30 0:00
Terceira
A 0:21 1:19 0:01 2:04 0:00
B 0:10 1:11 0:59 1:53 0:03
C 0:22 1:17 0:07 4:09 0:05
Graciosa
C 0:04 1:43 0:03 0:03 2:51
São Jorge
C 0:00 6:07 1:14 0:03 5:11 0:00
Pico
C 0:02 3:54 0:00 0:10 0:40 7:23
Faial
A 0:15 0:01 0:55 2:28
C 0:03 0:18 0:04 1:10 5:21
Flores
C 2:56 6:21 3:27 0:23 2:45
Corvo
C 0:55
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
69
69
Tabela 4-26 SAIDI - interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm)
END
O indicador estimativa de energia não dis-
tribuída segue, invariavelmente, o compor-
tamento do TIEPI, consequência do seu
método/fórmula de cálculo.
A tabela seguinte apresenta a evolução da
END por ilha para interrupções longas, po-
dendo encontrar-se a desagregação por
origem e causas no anexo III.
Tabela 4-27 Estimativa de energia não distribuída
em 2013 (MWh)
SAIDI
2009 2010 2011 2012 2013 Padrão
Santa Maria
C 1:10 0:22 0:23 0:10 1:44 3:00
São Miguel
A 0:53 0:44 0:16 0:15 0:14 3:00
B 0:46 0:40 0:03 0:07 0:53 8:00
C 5:20 2:35 1:16 1:17 1:11 20:00
Terceira
A 1:15 1:51 1:29 1:00 0:43 3:00
B 0:22 8:00
C 5:29 3:21 1:55 2:14 1:42 20:00
Graciosa
C 2:21 5:44 4:41 1:32 1:05 20:00
São Jorge
C 10:20 2:30 2:01 0:48 3:12 20:00
Pico
C 6:55 6:51 0:28 3:14 0:49 20:00
Faial
A 0:42 0:34 0:00 0:00 0:27 3:00
C 5:20 2:28 0:46 0:04 1:48 20:00
Flores
C 0:34 5:21 1:01 8:56 2:29 20:00
END (MWh)
2009 2010 2011 2012 2013
Santa Maria 11,3 7,2 10,3 4,8 27,7
São Miguel 352,0 267,2 139,8 123,9 95,5
Terceira 225,3 147,8 153,5 414,4 123,6
Graciosa 4,5 11,5 14,1 15,7 6,5
São Jorge 137,7 48,9 24,7 66,8 37,6
Pico 112,0 113,0 16,3 73,4 52,3
Faial 76,6 92,8 17,9 16,3 27,1
Flores 6,1 14,9 6,8 21,2 14,8
Corvo 0,2 0,5 0,1 0,2 0,1
70
70
INDICADORES BT
A secção que se segue pretende apresen-
tar os valores chave, e análise breve, das
interrupções e indicadores de continuidade
de serviço em baixa tensão e sua evolução
face a 2012.
Uma informação mais detalhada sobre os
indicadores aqui apresentados pode ser
consultada no anexo III.
Interrupções
Em 2013, na RAA, registaram-se 1,5 milhões
de interrupções em pontos de entrega da
rede de baixa tensão, menos 22,5% que o
valor registado em 2012. Destas interrupções
cerca de 520 mil correspondem a interrup-
ções de curta duração e 1 milhão a inter-
rupções de longa duração. Do valor total
destas interrupções 21,2% dizem respeito a
micro-cortes.
Tabela 4-28 N.º de interrupções em PdE da rede
BT (em milhares)
A evolução de interrupções de curta e lon-
ga duração é semelhante, com -22,3% e
22,6%, respetivamente.
As ilhas de Santa Maria, São Jorge, Pico e
Faial registam um aumento de interrupções,
mais relevante no caso das ilhas de Santa
Maria (79,1%) e Faial (42,6%). A maior redu-
ção verifica-se na ilha Terceira (-38,9%),
seguida da ilha das Flores que teve uma
redução de 34,2%. As ilhas de São Miguel,
Graciosa e Corvo, também apresentam
reduções, -22,8%, -0,4% e -21,2%, respetiva-
mente.
Tabela 4-29 Evolução do n.º de interrupções em
PdE da rede BT na RAA (em milhares)
Tabela 4-29 apresenta as interrupções, em
cada ilha, em PdE da rede de baixa tensão,
com desagregação quanto à duração
(curtas: ≤ 3 minutos; longas: > 3 minutos).
N.º Interrupções
2009 2010 2011 2012 2013
Curtas 847 902 527 669 520
Longas 1.930 1.564 1.002 1.295 1.002
Total 2.777 2.466 1.529 1.964 1.522
N.º Interrupções
2009 2010 2011 2012 2013
Santa Maria
Curtas 5,5 6,9 7,6 8,0 14,7
Longas 38,7 30,5 37,4 18,2 32,3
São Miguel
Curtas 205,4 228,7 164,1 229,9 194,5
Longas 679,0 611,2 380,1 397,3 289,5
Terceira
Curtas 584,4 576,5 308,0 382,7 271,6
Longas 610,2 413,7 354,4 524,4 282,5
Graciosa
Curtas 16,2 48,0 15,3 14,3 8,7
Longas 16,1 44,9 44,8 40,4 45,9
São Jorge
Curtas 13,3 9,8 15,5 17,7 6,2
Longas 172,4 85,2 37,9 58,4 78,3
Pico
Curtas 9,6 19,4 5,3 10,0 17,0
Longas 132,3 183,7 62,0 147,2 151,9
Faial
Curtas 10,8 7,6 6,6 3,9 5,5
Longas 259,1 151,8 57,6 64,5 92,1
Flores
Curtas 1,2 5,0 4,0 1,7 1,6
Longas 21,1 40,3 25,5 43,0 27,8
Corvo
Curtas - - 0,2 0,6 0,1
Longas 1,6 3,0 2,5 1,9 1,8
71
71
Da tabela anterior salienta-se o aumento
de interrupções curtas e longas de Santa
Maria (84,4% e 76,8%) e de interrupções de
curta duração no Pico (70,2%). Em sentido
inverso, destaca-se a redução de interrup-
ções de longa duração na Terceira (-46,1%)
e as reduções verificadas em interrupções
de curta duração nas ilhas do Corvo (-
81,3%) e São Jorge (-65,1%).
As interrupções longas registadas em 2013
são apresentadas na
Tabela 4-30, com a desagregação pela
causa que lhes dão origem.
Tabela 4-30 N.º de interrupções longas em PdE da
rede BT
Na RAA, a maioria das interrupções que se
deram em 2013 tem origem em incidentes
por causas próprias, excetuando a ilha de
Santa Maria, onde a maioria das interrup-
ções registadas em pontos de entrega de
baixa tensão se deveu a razões de serviço.
Nas ilhas Graciosa, Pico e Faial a segunda
causa de interrupções refere-se a razões de
segurança, atingindo 20,2% do número total
de interrupções na ilha do Pico. Na ilha das
Flores os incidentes por casos fortuitos ou de
força maior têm uma expressão significativa
no valor total de interrupções (23,4%).
Indicadores de continuidade BT
Esta secção analisará os indicadores de
continuidade de baixa tensão, para as
interrupções longas verificadas em 2013.
RAA
Como mencionado em secções anteriores,
a reclassificação de zonas de qualidade
verificada em 2013, sobretudo no que res-
peita a zonas de tipo B, dificulta a compa-
ração de indicadores de qualidade de
serviço em zonas deste tipo.
Com exceção de zonas de tipo B, verifica-
se uma melhoria expressiva nos indicadores
de continuidade BT da Região. Esta redu-
ção foi de 37,2% e 28,8% para o SAIFI, em
zonas do tipo A e C, respetivamente. Para o
indicador SAIDI as variações foram, para
zonas A e C, -65,1% e 50,6%, respetivamen-
te.
Tabela 4-31 Indicadores de continuidade de
serviço BT da RAA, para interrupções longas (SAIFI
– n.º; SAIDI – hh:mm)
N.º Interrupções
2013
Previstas Imprevistas
11 12 14 21 23 24 26
Santa Maria 4 19128 652 2207 10267 1
São Miguel 109 42379 1 25052 37382 184541 1
Terceira 25 31056 11539 239917 7
Graciosa 3 1596 2 2461 41835
São Jorge 2 18934 6373 3296 49723 3
Pico 7 27244 1 4737 30743 89187 1
Faial 29 4231 1876 7882 78066 7
Flores 19 5780 6502 4375 11153
Corvo 1837
Previstas 11 Acordo c/ cliente 12 Razões de serv iço 14 Fato Imp. Cliente
Imprevistas 21 Fort. força maior 23 Razões Serv iço 24 Próprias
25 Reengates 26 Fato Imp. Cliente
2009 2010 2011 2012 2013
SAIFI EDA
A 7,9 6,2 3,4 4,9 3,4
B 8,6 7,0 4,4 2,9 4,3
C 20,0 15,7 10,0 13,0 9,4
SAIDI EDA
A 3:59 4:15 2:07 4:42 1:37
B 3:44 3:56 1:01 0:42 1:40
C 14:36 10:24 5:09 10:45 5:16
72
72
A Tabela 4-32 apresenta os indicadores de
continuidade BT da RAA resultantes de inter-
rupções longas, por origem.
A duração média de interrupções, para
interrupções de longa duração, tem, em
zonas do tipo A, uma divisão quase equita-
tiva entre as interrupções com origem nas
redes e centros produtores, verificando-se
preponderância de interrupções com ori-
gem nas redes, para as zonas do tipo B e C.
A frequência média de interrupções apre-
senta como principais origens os centros
produtores, em zonas A e C, e as redes para
as zonas do tipo B.
Tabela 4-32 Indicadores de continuidade de
serviço BT da RAA, para interrupções longas, por
origem (SAI-FI – 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)
O valor dos indicadores gerais de continui-
dade de serviço, no que respeita às causas
das interrupções que os originam - Tabela
4-33 – tem com principais causas os inciden-
tes de causas próprias. O segundo principal
fator no valor dos indicadores são as inter-
rupções previstas por razões de serviço, em
zonas A e C. Nas zonas do tipo C verifica-se
que as situações fortuitas ou de força maior
ocupam essa posição.
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)
2013
Prod. Transp. Dist. MT Dist. BT In.cliente
SAIFI EDA
A 2,0 1,2 0,1 0,0
B 1,9 2,3 0,1 0,0
C 4,9 0,1 4,3 0,2 0,0
SAIDI EDA
A 0:48 0:35 0:13 0:00
B 0:32 1:01 0:06 0:00
C 2:16 0:02 2:46 0:10 0:00
2013
Previstas Imprevistas
11 12 14 21 23 24 26
SAIFI EDA
A 0,0 0,4 0,0 0,0 0,2 2,7 0,0
B 0,0 0,8 0,5 0,4 2,6 0,0
C 0,0 1,4 0,0 0,5 0,8 6,6 0,0
SAIDI EDA
A 0:00 0:22 0:00 0:00 0:09 1:05 0:00
B 0:00 0:17 0:19 0:09 0:54 0:00
C 0:00 1:38 0:00 0:17 0:15 3:06 0:00
Previstas 11 Acordo c/ cliente 12 Razões de serv iço 14 Fato Imp. Cliente
Imprevistas 21 Fort. força maior 23 Razões Serv iço 24 Próprias
25 Reengates 26 Fato Imp. Cliente
2009 2010 2011 2012 2013 Padrões
SAIFI EDA
A 2,2 2,0 0,7 1,3 0,9 4,0
B 3,0 2,0 0,5 0,6 1,1 7,0
C 8,4 6,3 3,0 4,4 2,7 10,0
SAIDI EDA
A 1:06 1:09 0:26 0:27 0:25 6:00
B 0:57 0:50 0:07 0:08 0:31 10:00
C 5:36 3:32 1:42 1:57 1:25 20:00
73
73
Na Tabela 4-34, onde se podem consultar
os indicadores SAIFI e SAIDI das redes em BT
da RAA, para interrupções longas, com
origem nas redes e não abrangidas pelo
artigo 13º do RAQS, constata-se uma redu-
ção do valor dos indicadores, exceto em
zonas do tipo B, onde se registaram incre-
mentos significativos. Os padrões estabele-
cidos no RQS para estas interrupções foram
cumpridos.
74
74
Indicadores BT – ilhas
SAIFI
A Tabela 4-35 apresenta a evolução da
frequência média de interrupções de longa
duração, por ilha, para pontos de entrega
em baixa tensão, independentemente das
causas ou origens.
Tabela 4-35 Evolução do SAIFI BT - interrupções
longas (n.º)
Pela análise da Tabela 4-36 constata-se
que, na generalidade dos casos, as inter-
rupções dos pontos de entrega da rede em
baixa tensão têm origem a montante desta
rede, ou seja, as redes de distribuição MT e
rede de transporte, bem como os centros
produtores. Desta forma, o comportamento
dos indicadores gerais de continuidade de
serviço da rede de baixa tensão segue,
invariavelmente, o dos indicadores homó-
nimos da rede MT.
Tabela 4-36 SAIFI BT - interrupções longas, por
origem (n.º)
Em 2013 verifica-se uma redução deste
indicador nas ilhas de São Miguel e Terceira,
exceto zonas do tipo B, e nas Flores e Corvo
e crescimentos nas restantes ilhas da Regi-
ão. Nessas ilhas destaca-se o comporta-
mento negativo em zonas do tipo A do
Faial, onde este indicador apresenta um
incremento de 174,2% face a 2012, e em
SAIFI
2009 2010 2011 2012 2013
Santa Maria
C 11,2 8,7 10,3 5,0 8,8
São Miguel
A 5,9 3,8 1,7 1,8 0,8
B 8,6 7,0 4,4 2,9 3,5
C 14,1 12,9 8,1 8,7 5,5
Terceira
A 10,2 7,6 6,3 11,8 6,1
B 7,6
C 29,1 18,6 15,7 22,1 10,8
Graciosa
C 5,2 14,2 13,9 12,6 14,4
São Jorge
C 31,6 15,3 6,6 10,2 13,8
Pico
C 15,3 20,6 6,8 16,1 16,5
Faial
A 10,8 12,5 3,8 2,8 7,5
C 53,4 25,6 10,3 12,6 15,6
Flores
C 9,2 16,9 10,6 18,1 11,9
Corvo
C 6,5 11,8 10,0 7,3 7,1
SAIFI
2013
Prod. Transp. Dist. MT Dist. BT In.cliente
Santa Maria
C 4,1 4,4 0,3 0,0
São Miguel
A 0,2 0,6 0,0 0,0
B 1,3 2,1 0,0 0,0
C 2,1 3,3 0,0 0,0
Terceira
A 3,4 2,4 0,3 0,0
B 4,0 3,4 0,2 0,0
C 7,4 3,0 0,4 0,0
Graciosa
C 9,1 5,2 0,1 0,0
São Jorge
C 3,1 10,6 0,1 0,0
Pico
C 10,5 1,0 4,9 0,2 0,0
Faial
A 6,1 1,3 0,1 0,0
C 9,3 6,2 0,1 0,0
Flores
C 3,1 8,7 0,1 0,0
Corvo
C 5,9 0,4 0,7
75
75
Santa Maria onde a variação é da ordem
de 57,7%.
Tabela 4-37 SAIFI BT - interrupções longas, por
causa (n.º)
O SAIFI BT, para interrupções longas, tem,
como esperado, uma forte concentração
em interrupções com origem em centros
produtores e nas redes em média tensão.
Nas ilhas Santa Maria, São Miguel, São Jor-
ge e Flores predominam as interrupções
com origem nas redes (de distribuição MT),
nas restantes ilhas a maioria da frequência
média de interrupções tem origem em cen-
tros produtores.
Na ilha de Santa Maria cerca de 59,5% do
valor deste indicador resulta de interrup-
ções previstas por razões de serviço, nas
restantes ilhas predominam os incidentes
por causas próprias, com valores que osci-
lam entre os 40,2% na ilha das Flores e os
100% na ilha do Corvo.
Tabela 4-38 SAIFI BT, para interrupções longas,
não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (n.º)
Para as interrupções longas, não tendo
origem em centros produtores e não
abrangidas pelo artigo 13º do RQS, apre-
senta-se o valor do indicador SAIFI para
SAIFI
2013
Previstas Imprevistas
11 12 14 21 23 24 26
Santa Maria
C 0,0 5,2 0,2 0,6 2,8 0,0
São Miguel
A 0,0 0,2 0,0 0,0 0,1 0,5
B 0,0 0,7 0,4 0,5 1,9
C 0,0 0,7 0,4 0,7 3,6 0,0
Terceira
A 0,0 0,9 0,1 5,2
B 0,0 1,2 1,0 5,4 0,0
C 0,0 1,1 0,4 9,3 0,0
Graciosa
C 0,0 0,5 0,0 0,8 13,1
São Jorge
C 0,0 3,3 1,1 0,6 8,7 0,0
Pico
C 0,0 3,0 0,0 0,5 3,3 9,7 0,0
Faial
A 0,0 0,2 0,0 1,0 6,3 0,0
C 0,0 0,8 0,4 1,0 13,3 0,0
Flores
C 0,0 2,5 2,8 1,9 4,8
Corvo
C 7,1
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 2013 Padrões
Santa Maria
C 4,5 1,0 2,7 0,7 1,3 13,0
São Miguel
A 2,3 1,8 0,5 0,6 0,4 4,0
B 3,0 2,0 0,5 0,6 1,0 9,0
C 7,0 5,8 2,3 4,3 2,2 13,0
Terceira
A 2,1 2,6 1,4 3,0 1,8 4,0
B 1,4 9,0
C 13,5 7,6 4,3 5,1 2,3 13,0
Graciosa
C 3,5 9,7 8,9 5,4 4,8 13,0
São Jorge
C 12,5 4,9 2,8 2,3 6,2 13,0
Pico
C 7,1 7,5 2,1 6,2 2,6 13,0
Faial
A 2,2 1,7 0,2 0,1 1,2 4,0
C 8,5 6,0 2,4 0,9 5,0 13,0
Flores
C 1,0 7,9 1,8 8,5 3,5 13,0
Corvo
C 0,9 2,9 1,8 0,3 1,1 13,0
76
76
cada uma das ilhas da RAA na Tabela 4-38.
Face a 2012 verifica-se um aumento do
indicador nas ilhas de Santa Maria (80%),
zonas B de São Miguel (70,2%), São Jorge
(168,8%), Faial zona A (756,2%), Faial zona C
(431,9%) e Corvo (271,1%). As restantes
ilhas/zonas de qualidade de serviço apre-
sentam variações negativas: São Miguel
zonas A (-42,9%), zonas C (-48,7%), Terceira
zonas A e C (-38,7% e -54,9%, respetivamen-
te), Graciosa (-11,0%), Pico (-58,3%) e Flores
(-59%).
Embora em algumas ilhas se tenha regista-
do um valor deste indicador mais elevado
que em 2012, os padrões de qualidade
estabelecidos foram totalmente cumpridos.
SAIDI
A Tabela 4-39 apresenta a evolução do
indicador SAIDI, para interrupções longas
dos PdE da rede BT.
Quando comparados com os valores regis-
tados em 2012, os valores da duração mé-
dia de interrupções, para PdE da rede BT,
exibem variações muito distintas entre as
várias ilhas da Região.
As variações positivas mais significativas
deram-se nas ilhas de Santa Maria (522,8%),
zonas A do Faial (235,8%) e Corvo (118,2%).
As ilhas e zonas que apresentam melhorias
mais significativas deste indicador são as
zonas A e C da ilha Terceira (-78,0% e -
80,7%, respetivamente) e a ilha Graciosa (-
57,0%).
Tabela 4-39 Evolução do SAIDI BT - interrupções
longas (hh:mm)
As interrupções com origem em centros
produtores foram as que mais contribuíram
para o valor do indicador SAIDI de 2013 nas
ilhas: Santa Maria, Pico, Faial, Corvo e nas
zonas do tipo C da ilha Terceira. Nas restan-
tes ilhas e zonas de qualidade a rede de
distribuição em média tensão constitui-se
como a principal origem de interrupções no
valor deste indicador.
SAIDI
2009 2010 2011 2012 2013
Santa Maria
C 4:55 3:28 4:13 2:02 12:43
São Miguel
A 3:18 1:55 0:40 0:27 0:13
B 3:44 3:56 1:01 0:42 1:05
C 10:08 7:08 3:16 2:58 1:46
Terceira
A 4:37 3:54 4:53 14:18 3:09
B 3:57
C 13:50 7:53 7:48 23:15 4:28
Graciosa
C 1:56 8:07 8:58 9:35 4:07
São Jorge
C 18:40 15:05 6:29 21:33 11:39
Pico
C 23:18 23:43 5:50 16:12 13:40
Faial
A 5:15 13:36 2:03 1:07 3:47
C 3:07 20:01 3:57 4:57 7:22
Flores
C 4:58 20:04 7:17 18:48 13:26
Corvo
C 3:31 4:43 6:37 1:32 3:21
77
77
Tabela 4-40 SAIDI BT - interrupções longas, por
origem (hh:mm)
As principais causas de interrupção, que
contribuem para o valor total da duração
média de interrupções do sistema, são as
razões de serviço nas ilhas de Santa Maria,
São Jorge e Flores. Nas restantes ilhas os
incidentes por causas próprias têm um peso
mais expressivo.
Tabela 4-41 SAIDI BT - interrupções longas, por
causa (hh:mm)
O indicador SAIDI, para interrupções longas
não tendo como origem centros produtores
e não abrangidas pelo artigo 13º do RQS
pode ser consultado na Tabela 4-42.
SAIDI
2013
Prod. Transp. Dist. MT Dist. BT In.cliente
Santa Maria
C 8:19 4:03 0:19 0:00
São Miguel
A 0:02 0:09 0:01 0:00
B 0:17 0:44 0:03 0:00
C 0:29 1:13 0:03 0:00
Terceira
A 1:04 1:23 0:40 0:00
B 1:32 2:07 0:17 0:00
C 2:19 1:45 0:23 0:00
Graciosa
C 1:50 2:11 0:04 0:00
São Jorge
C 1:56 9:37 0:05 0:00
Pico
C 7:35 0:22 5:23 0:19 0:00
Faial
A 3:10 0:30 0:06 0:00
C 4:54 2:20 0:06 0:00
Flores
C 0:36 12:38 0:10 0:00
Corvo
C 2:20 0:29 0:32
SAIDI
2013
Previstas Imprevistas
11 12 14 21 23 24 26
Santa Maria
C 0:00 10:32 0:24 0:03 1:42 0:00
São Miguel
A 0:00 0:01 0:00 0:00 0:01 0:10
B 0:00 0:09 0:10 0:12 0:33
C 0:00 0:07 0:07 0:13 1:18 0:00
Terceira
A 0:00 1:11 0:02 1:54
B 0:00 0:47 0:54 2:14 0:00
C 0:00 0:35 0:08 3:44 0:00
Graciosa
C 0:00 0:29 0:00 0:03 3:34
São Jorge
C 0:00 5:29 0:59 0:02 5:08 0:00
Pico
C 0:00 4:54 0:00 0:10 0:43 7:51 0:00
Faial
A 0:00 0:01 0:00 0:57 2:48 0:00
C 0:00 0:21 0:02 1:11 5:45 0:00
Flores
C 0:00 5:50 3:59 0:19 3:15
Corvo
C 3:21
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
78
78
Tabela 4-42 SAIDI BT, para interrupções longas,
não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm)
Pela análise da tabela anterior verifica-se
que, ao nível da duração média de inter-
rupções, os maiores aumentos do valor do
indicador registam-se no Faial (1158,5% em
zonas A; 1526,8% em zonas C) e Corvo
(844,9%). As melhorias mais significativas
deram-se nas zonas do tipo C da ilha Tercei-
ra (-42,7%), no Pico (-72,4%) e nas Flores (-
68,8%).
Embora se verifiquem alguns crescimentos
do indicador, os padrões de qualidade
definidos no RQS foram cumpridos em todas
as ilhas.
SAIDI
2009 2010 2011 2012 2013 Padrões
Santa Maria
C 1:14 0:29 0:43 0:14 1:34 24:00
São Miguel
A 1:09 0:53 0:19 0:14 0:09 6:00
B 0:57 0:50 0:07 0:08 0:28 12:00
C 5:22 2:43 1:31 1:19 1:02 24:00
Terceira
A 1:02 1:44 0:51 1:03 0:50 6:00
B 0:42 12:00
C 6:15 3:51 2:29 2:42 1:33 24:00
Graciosa
C 1:39 5:09 4:29 1:39 1:47 24:00
São Jorge
C 9:57 2:38 1:44 0:41 3:14 24:00
Pico
C 7:03 7:36 0:42 3:38 1:00 24:00
Faial
A 1:04 0:58 0:03 0:02 0:35 6:00
C 5:30 2:37 0:48 0:07 2:02 24:00
Flores
C 0:48 5:44 1:29 9:34 2:59 24:00
Corvo
C 2:04 1:14 0:43 0:06 1:01 24:00
79
79
4.2. Indicadores individuais
Os indicadores de carácter geral aferem a
qualidade de serviço prestado aos clientes,
que são analisados por: Região, pelas diver-
sas ilhas e respetivas zonas de qualidade de
serviço. Por outro lado, os indicadores de
natureza individual reportam-se por ponto
de entrega, por cliente ou por ponto de
ligação de um produtor. Sempre que se
verifique o incumprimento destes indicado-
res, os clientes têm direito às compensações
estipuladas no ponto 1 do artigo 47º do
RQS.
Com base no número e duração acumula-
da das interrupções em cada PdE da rede
de distribuição (BT e MT), verificou-se, por
confronto com os padrões estabelecidos no
RQS, a existência de algumas situações de
incumprimento. Seguindo criteriosamente o
estabelecido neste regulamento, excluindo
as interrupções que este prevê, identifica-
ram-se os clientes cujos padrões individuais
de qualidade de serviço não tinham sido
cumpridos, em número ou em duração. Nas
tabelas seguintes constam os padrões esti-
pulados no RQS.
Tabela 4-43 Padrão de número de interrupções
por ano
Tabela 4-44 Padrão da duração total das inter-
rupções (horas por ano)
No ano de 2013, verificaram-se apenas 390
situações de incumprimento dos padrões
individuais de qualidade de serviço. Este
número representa menos de 1% do núme-
ro de clientes da EDA (cerca de 0,3%). Das
9 ilhas que compõem o arquipélago dos
Açores, 3 tiveram situações de incumpri-
mento dos padrões individuais. Como po-
demos constatar pela tabela “Número total
de compensações” a grande maioria dos
incumprimentos são de baixa tensão, cerca
de 96,9%, e pertencem às ilhas de São Mi-
guel, Terceira e Faial com 0,0%, 90,0% e
6,9%, respetivamente.
Tabela 4-45 Número total de compensações
Zona MT BT
A 9 13
B 22 28
C 44 50
Zona MT BT
A 4 6
B 9 11
C 22 27
BT <= 20,7 BT > 20,7 MT BT <= 20,7 MT
São Miguel
B 1 1
Terceira
A 290 7 8 10 315
B 44 44
C 1 1
Faial
A 16 1 2 10 29
Total EDA 306 8 10 64 2 390
Zona TotalNúmero Duração
80
80
Tabela 4-46 Valor total de compensações (€)
O total das situações de incumprimento dos
indicadores individuais de qualidade de
serviço totalizou uma quantia de 2 564,96€.
Apesar da média tensão ter apenas 3,1%
do número de situações de incumprimento,
representa, cerca de, 44 % do valor das
compensações
De acordo com a tabela seguinte, de for-
ma a melhorar a Qualidade de Serviço,
verifica-se que 40,04€ do total de 2 565€
reverteram para o Fundo de Reforço dos
Investimentos das respetivas zonas. Das 390
situações de clientes com direito a indemni-
zação, 355 deram, efetivamente, origem a
compensação a clientes enquanto as res-
tantes 35 reverteram para o Fundo de Re-
forço dos Investimentos das respetivas zo-
nas.
Tabela 4-47 Compensações que revertem para o fundo de reforço de investimento
BT <= 20,7 BT >20,7 MT BT <= 20,7 MT
São Miguel
B 54,5 54,5
Terceira
A 850,2 100,0 966,0 72,9 1 989,1
B 340,4 340,4
C 58,8 58,8
Faial
A 35,0 20,0 40,0 27,2 122,2
Total EDA 885,3 1 006,0 440,5 113,3 2 565,0
TotalZonaDuraçãoNúmero
Número Duração Total Número Duração Total
Terceira
A 11 2 13 5,87 2,34 8,21
B 3 3 3,88 3,88
Faial
A 13 6 19 23,04 4,91 27,95
Total EDA 24 11 35 28,91 11,13 40,04
Zona
Montante (€)Número de compensações
81
81
De acordo com a Tabela 4-48, na Região
Autónoma dos Açores, em 2013, registaram-
se 328 situações onde ocorreram incumpri-
mentos de duração e número em simultâ-
neo.
Tabela 4-48 Nº de situações com incumprimentos de duração e número em simultâneo
BT >20,7 MT
Número Duração Número Número
Terceira
A 290 2 7 8 307
Faial
A 16 2 1 2 21
Total EDA 306 4 8 10 328
Zona TotalBT <= 20,7
82
5. Qualidade da onda de ten-
são
A qualidade da energia entregue aos con-
sumidores, que é definida pela forma da
onda de tensão, está diretamente relacio-
nada com a qualidade da onda de tensão
da rede. Embora exista uma série de índices
para qualificar a onda de tensão, serão, em
última estância, os equipamentos dos con-
sumidores a determinar a qualidade da
mesma. Com a crescente automatização
das indústrias, a qualidade da forma da
onda de tensão torna-se cada vez mais
relevante considerando que, a falta de
regulação da mesma pode acarretar cus-
tos elevados, principalmente, para os con-
sumidores industriais.
De acordo com o estipulado no Regula-
mento de Qualidade de Serviço (RQS),
compete à concessionária de transporte e
distribuição garantir que a energia elétrica
fornecida cumpre o especificado nas nor-
mas e/ou regulamentos, sendo que, os pa-
râmetros da qualidade da onda de tensão
devem ser monitorizados numa amostra da
rede segundo um plano a submeter a
aprovação à Direção Regional do Comér-
cio, Industria e Energia, competindo à enti-
dade reguladora (ERSE) a fiscalização do
cumprimento deste plano.
5.1. Plano de monitorização
A EDA propôs-se efetuar a monitorização
da qualidade da onda de tensão em 2013
nos pontos da sua rede de transporte e
distribuição apresentadas na Tabela 4-1
(Pontos de monitorização permanente em
2013) com recurso a 55 equipamentos fixos,
monitorizando em permanência 70 barra-
mentos (AT,MT e BT).
As medições efetuadas, cujos principais
resultados são resumidos a seguir mostram
que nas instalações da EDA são, generica-
mente, observados os valores de referência
adotados para os parâmetros da qualidade
da onda de tensão pelo RQS e pela EN
50160.
I lha Instalação Nome
Nivel
Tensão
(kV)
Instalação a
montanteLinha
Zona
geográfica
Tipo de
carga
Pot. Inst.
(kVA)
S. MARIA SE AEROPORTO 6 - - C **
S. MARIA SE AEROPORTO 10 - - C **
S. MARIA 1PT00007 S. BARBARA 0,23 SE AEROPORTO ALMAGREIRA C88% R/
12%I+S(*)250
83
I lha Instalação Nome
Nivel
Tensão
(kV)
Instalação
a montanteLinha
Zona
geográfica
Tipo de
carga
Pot. Inst.
(kVA)
S.MIGUEL SE CALDEIRÃO 60 - - A/B/C **
S.MIGUEL SE CALDEIRÃO 30 - - B/C **
S.MIGUEL SE MILHAFRES 30 - - B/C **
S.MIGUEL SE P.DELGADA 10 - - A/B/C **
S.MIGUEL SE S. ROQUE 10 - - A/B/C **
S.MIGUEL SE AEROPORTO 10 - - A **
S.MIGUEL SE LAGOA 10 - - B/C **
S.MIGUEL SE LAGOA 30 - - B/C **
S.MIGUEL SE FOROS 10 - - B/C **
S.MIGUEL SE FOROS 30 - - B/C **
S.MIGUEL SE FOROS 60 - - B/C **
S.MIGUEL SE VILA FRANCA 10 - - C **
S.MIGUEL 2PT0242 GROTINHA 0,23 SE MILHAFRESMILHAFRES
REMEDIOSC
95% R/
5%I+S (*) 250
S.MIGUEL 2PT0357AP. ARCANJO
LAR0,23
SE PONTA
DELGADA
P.DELGADA
01A
92% R/
8%I+S (*) 315
S.MIGUEL 2PT0072 TEATRO 0.23SE PONTA
DELGADA
P. DELGADA
04A
38% R/
62% I+S (*)630
S.MIGUEL 2PT0014 N.SRA FATIMA 0.23 SE FOROSFOROS
CALHETASC
79% R/
21% I+S (*)630
S.MIGUEL 2PT0319PICO DO
FOGO BAIXO0.23 SE LAGOA
LAGOA
LIVRAMENTOC
90% R/
10% I+S (*)250
S.MIGUEL 2PT0006 Bº PEDREIRA 0.23 SE LAGOA LAGOA 01 B76% R/
24% I+S (*)400
S.MIGUEL 2PT0151RUA JOAO
LEITE0.23 SE S. ROQUE S. ROQUE 01 C
86% R/
14% I+S (*)630
S.MIGUEL 2PT0256 LDEAMENTO
ILHEU0.23
SE VILA
FRANCA
VILA
FRANCA 01C
82% R/
18% I+S (*)630
TERCEIRA SE BELO JARDIM 15 - - (**)
TERCEIRA SE BELO JARDIM 30 - - (**)
TERCEIRA SE VINHA BRAVA 15 - - A/C (**)
TERCEIRA SEANGRA
HEROÍSMO15 - - A (**)
TERCEIRA SE LAJES 15 - - B/C (**)
TERCEIRA SE LAJES 6,9 - - B/C (**)
TERCEIRA SE QUATRO
RIBEIRAS15 A/C (**)
TERCEIRA 3PT0062 SEMINÁRIO 0.23SE BELO
JARDIMP. VITÒRIA 01 C
81% R/
19% I+S (*)630
TERCEIRA 3PT0073CRUZAMENTO
LAGES0.23
SE BELO
JARDIM
P. VITÓRIA /
VILA NOVAC
90% R/
10% I+S (*)200
TERCEIRA 3PT0004 SÉ 0.23SE ANGRA
HEROÍSMO
A.HEROÍSMO
02A
66% R/
34% I+S (*)630
TERCEIRA 3PT0204P.INDUSTRIAL
ANGRA 20.23
SE VINHA
BRAVA
VINHA
BRAVA
FONTINHAS
A2% R/
98% I+S (*)630
84
(*) R- percentagem clientes do sector residencial; I+S – percentagem clientes do sector industrial e de serviços
(**) Ver documento de caraterização das Redes de Transporte e Distribuição da RAA
Tabela 5-1 Pontos de monitorização permanente em 2013
I lha Instalação Nome
Nivel
Tensão
(kV)
Instalação
a montanteLinha
Zona
geográfica
Tipo de
carga
Pot. Inst.
(kVA)
GRACIOS
ASE QUITADOURO 15 - C (**)
GRACIOS
A4PT0017 SERRARIA 0.23
SE
QUITADOURO
QUIT./
GUADALUPE
01
C84% R/
16% I+S (*)200
S. JORGE SE CAMINHO 15 - C (**)
S. JORGE 5PT0065AV. DA
CONCEIÇÃO0.23
SE CAMINHO
NOVO
CAMINHO
NOVO-S.
PEDRO
C57% R/
43% I+S (*)630
PICO SE S. ROQUE 30 - (**)
PICO SE S. ROQUE 15 - (**)
PICO SE MADALENA 15 - C (**)
PICO SE LAJES 15 - C (**)
PICO 6PT0047 SILVEIRA 0.23 LAJESLAJES/S.
MATEUSC
92% R/
8% I+S (*)126
PICO 6PT0024 VALVERDE 0.23 MADALENAMADALENA
01C
88% R/
12% I+S (*)100
PICO 6PT0112 SÃO ROQUE 0.23 SÃO ROQUE SÃO ROQUE C64% R/
36% I+S (*)315
FAIAL SE S. BARBARA 15 - A/C (**)
FAIAL 7PT0040 S. BÁRBARA 0.23 S. BARBARAS BÁRBARA
03A
72% R/
28% I+S (*)200
FAIAL 7PT0035 RIB, DO CABO 0.23 S. BARBARA COVÕES C79% R/
21% I+S (*)100
FLORES CT LAJES 15 C (**)
FLORES SEALÉM
FAZENDA15 - C (**)
FLORES 0.23SE ALÉM
FAZENDA
PONTA
DELGADAC
80% R/
20% I+S (*)250
CORVO SE CORVO 15 - C (**)
85
5.1.1. Indicadores semanais
Para a escolha entre as várias semanas e
entre os vários locais foram criados dois
indicadores semanais:
• Indicador para as grandezas do re-
gime permanente – Continuous Power Qua-
lity Índex (CPQI). Para as grandezas com
níveis máximos e mínimos (como a tensão e
a frequência) os valores máximos e mínimos
e os percentis de 5% e 95% são normaliza-
dos de acordo com a expressão:
É retido o maior valor de entre os calcula-
dos para as 3 fases dos percentis 5% e 95%.
• Para as grandezas apenas com ní-
veis máximos, são normalizados os percentis
95% de acordo com a seguinte expressão:
É retido o maior valor entre as 3 fases
Se todos os valores forem inferiores a 1,
é retido como CPQI o maior valor. No
caso contrário são somados todos os
valores superiores a 1.
A seleção das semanas apresentadas por
equipamento foi efeituada utilizando o
seguinte princípio:
• a semana cujo valor CPQI corres-
ponde à mediana dos valores;
• a semana com o pior índice do
CPQI;
• a semana com o melhor índice de
CPQI.
5.2. Qualidade onda de
tensão
Em todos os pontos de medição referidos
no plano de monitorização, foram monitori-
zados os seguintes parâmetros:
• Valor eficaz de tensão;
• Frequência;
• Cavas de tensão;
• Tremulação (flicker);
• Distorção harmónica;
• Desequilíbrio do sistema trifásico de
tensões;
• Sobretensões.
Foram selecionadas três semanas, de acor-
do com os critérios expostos no ponto 1.1.1.
Os valores registados nos períodos em análi-
se são apresentados no anexo IV.
5.2.1. Amplitude
Da análise dos valores registados, conclui-se
a conformidade dos valores registados com
o RQS para a alta tensão e com a NP EN
50160 para a média e baixa tensão nos
pontos de rede monitorizados, em todas as
ilhas da Região.
5.2.2. Tremulação (Flicker)
Da análise dos valores registados, conclui-se
a conformidade destes com o RQS e com a
EN 50160 para a alta, média e baixa tensão
LIMITE
MEDIDORMS V
VCPQI
)NOMINALVLIMITE(V)NOMINALVMEDIDO(V=RMSCPQI
86
nos pontos de rede monitorizados, com
exceção das seguintes situações de incon-
formidade descritos detalhadamente de
seguida.
Ilha do Corvo
Para a média tensão e para as semanas
selecionadas foi registado o incumprimento
numa das semanas na Central do Corvo (16
a 22 de dezembro)
Atendendo ao sistema elétrico existente no
Corvo e às flutuações de tensão provoca-
das pelas cargas existentes no único Posto
de Transformação, conduziram a valores de
tremulação não regulamentares.
5.2.3. Desequilíbrio
Assim, verificou-se a conformidade em 100%
dos valores registados para os diferentes
níveis de tensão, em todas as ilhas da RAA.
5.2.4. Frequência
Por análise dos relatórios disponibilizados
pela aplicação de monitorização, verifica-
se a conformidade em 100% dos valores
registados nos equipamentos no período
selecionado e para as semanas seleciona-
das.
5.2.5. Harmónicos
Relativamente à distorção harmónica, veri-
fica-se o cumprimento em todos os pontos
medidos com a NP EN 50160 (para a média
e baixa tensão) e com o Regulamento de
Qualidade de Serviço (no caso da alta
tensão), em todas as ilhas do arquipélago,
com exceção de São Miguel para a baixa
tensão no 2PT0014 – N. Senhora Fátima e
para a 15ª harmónica.
Após análise da evolução dos valores regis-
tados para a 15ª harmónica no referido PT
para a semana não conforme, e consulta
dos pedidos para ligação eventuais no
período em causa foi possível apurar que os
valores não regulamentares foram regista-
dos num período durante o qual se proce-
deu à ligação de baixadas festivas na rede
BT por ocasião das festas de N. S. Rosário.
5.2.6. Cavas
A classificação de cavas que se segue foi
efetuada com base na extração direta dos
registos dos equipamentos de qualidade de
onda de tensão, utilizando um intervalo de
agregação temporal de 1 minuto.
De referir que nas tabelas que se seguem
estão contemplados as ocorrências regis-
tadas pelos equipamentos, mesmo que não
tenham afetado clientes por a rede a jusan-
te estar desligada.
Ilha de Santa Maria
Média tensão
Na Tabela 5-2 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a média ten-
são na ilha de Santa Maria. A maioria das
cavas registadas (54%) na média tensão foi
classificada dentro da área de imunidade
para classe 2 e 3 de equipamentos definida
no anexo B da EN50160. Nenhuma das ca-
vas foi classificada como cava mais severas
de acordo com [2] - zona sombreada a
vermelho.
87
Tabela 5-2 Cavas na média tensão na Ilha de
Santa Maria
Baixa tensão
Na Tabela 5-3 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a Baixa Ten-
são registadas no 1PT0007, onde se poderá
concluir que apenas 34% das cavas estão
dentro da área de imunidade para classe 2
e 3 de equipamentos definida no anexo B
da EN50160, e que quatro cavas (5%) pode-
rão ser consideradas como mais gravosas
conforme [2] – zona sombreada na tabela.
Para estas quatro cavas apenas foi possível
identificar a causa para uma delas, regista-
da na sequência de uma indisponibilidade
imprevista razão de segurança deslastre de
cargas (SGI 120130000000220).
Tabela 5-3 Cavas na baixa tensão na Ilha de
Santa Maria
Ilha de São Miguel
Alta e média tensão
Na Tabela 5-4 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a Alta e Mé-
dia Tensão. Pela análise da referida tabela
conclui-se que a maioria das cavas de ten-
são (59%) está dentro da área de imunida-
de para classe 2 e 3 de equipamentos defi-
nida no anexo B da EN50160. Da análise da
tabela 4, conclui-se ainda que apenas 1%
das cavas (8) poderão ser considerada
como mais severas de acordo com [2].
Após a análise da lista de eventos agrega-
dos, conclui-se que: 50% destas cavas fo-
ram registadas na SE Lagoa a 30kV na se-
quência de defeitos entre fases na linha
Lagoa-Vila Franca (SGIs 1210,1550, 3187 e
3188 de 2013), 25% na SE Foros a 30kV após
saída de paralelo da Central Geotérmica
do Pico Vermelho (SGI 2186 e 2566 de 2013),
12,5% registadas na SE Graminhais na se-
quência de trabalhos de manutenção pro-
gramada na SE Lagoa (SGI 2148 de 2013), e
12,5% na SE Vila Franca na sequência de
uma indisponibilidade imprevista própria
com origem interna (avaria disjuntor do
disjuntor da linha do Nordeste na SE Foros e
avaria no transformador do 2PT0312) (SGI 5
de 2014).
Tabela 5-4 Cavas na alta e média tensão na Ilha
de São Miguel
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
90 > u >= 80 13 1 2 0 0
80 > u >= 70 3 1 1 2 0
70 > u >= 40 0 2 1 1 0
40 > u >= 5 0 9 1 0 0
5 > u 0 0 0 0 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
90 > u >= 80 9 5 3 0 0
80 > u >= 70 6 0 8 3 0
70 > u >= 40 6 5 5 8 3
40 > u >= 5 0 10 0 1 0
5 > u 14 0 0 0 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
90 > u >= 80 250 80 24 22 0
80 > u >= 70 196 125 19 10 0
70 > u >= 40 119 174 25 113 0
40 > u >= 5 48 38 18 6 0
5 > u 100 10 0 2 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
88
Baixa tensão
Na Tabela 5-5 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a Baixa Ten-
são. Pela análise da referida tabela conclui-
se que a maioria das cavas de tensão (57%)
está dentro da área de imunidade para
classe 2 e 3 de equipamentos definida no
anexo B da EN50160.
Apenas 2% das cavas (10) poderão ser con-
sideradas mais gravosas conforme [2] e
foram registadas em três dos oito PTs moni-
torizados: 2PT0006, 2PT0014 e 2PT0319, sendo
que: 50% das mesmas (5) foram registadas
no 3PT0319 na sequência de indisponibili-
dades não programadas com origem em
defeitos entre fases na linha Lagoa-Vila
Franca (SGIs 981,1210,1550 e 3188 de 2013);
30% (3) na sequência de indisponibilidades
não programadas com origem em defeitos
homopolares na linha Foros-Ribeirinha (SGIs
2186 e 2567 de 2013); 20% das cavas consi-
deradas como mais gravosas foram regis-
tadas no 2PT0006 e não possuem sem SGI
associado.
Tabela 5-5 Cavas na baixa tensão na Ilha de São
Miguel
Ilha Terceira
Média tensão
Na Tabela 5-6 são classificadas as cavas na
Média Tensão conforme EN 50160:2010 para
a Ilha Terceira. A análise à tabela permite
concluir que a maioria das cavas de tensão
(86%) estão dentro da área de imunidade
para classe 2 e 3 de equipamentos definida
no anexo B da EN50160 e que 1% (12) pode-
rão ser consideradas mais gravosas confor-
me [2].
A análise aos eventos agregados relativos
às 12 cavas mais gravosas permite concluir
que todas foram registadas na sequência
de uma indisponibilidade não programada
com origem na Central Térmica do Belo
Jardim- saída de paralelo dos grupos 5 e 10
(SGI 320130000002207).
Tabela 5-6 Cavas na média tensão na Ilha Tercei-
ra
Baixa tensão
Na Tabela 5-7 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a Baixa Ten-
são para a Ilha Terceira. Pela análise da
tabela conclui-se que a maioria das cavas
de tensão (58%) está dentro da área de
imunidade para classe 2 e 3 de equipamen-
tos definida no anexo B da EN50160.
Apenas 1% (5) das cavas registadas na
Baixa Tensão poderão ser consideradas
como mais gravosas de acordo com [2],
tendo sido registadas: 20% (1) na sequência
de indisponibilidades previstas com razão
de serviço novos empreendimento (SGI
320130000002897);40% (2) na sequência de
uma indisponibilidade não programada
com origem na Subestação da Vinha Brava
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 6000090 > u >= 80 105 29 14 10 0
80 > u >= 70 90 41 10 5 0
70 > u >= 40 42 77 10 41 0
40 > u >= 5 9 14 5 7 0
5 > u 56 10 1 3 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
90 > u >= 80 771 143 18 8 0
80 > u >= 70 192 59 18 0 0
70 > u >= 40 157 56 24 0 0
40 > u >= 5 12 4 3 0 12
5 > u 93 3 1 0 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
89
(SGI 320130000000979); 40% (2) com origem
na Central Térmica Belo Jardim (SGI
320130000002207);
Tabela 5-7 Cavas na baixa tensão na Ilha Terceira
Ilha Graciosa
Média tensão
Na tabela seguinte são classificadas as
cavas na média tensão conforme EN
50160:2010 para a Ilha Graciosa. A maioria
das cavas de tensão (57%) está dentro da
área de imunidade para classe 2 e 3 de
equipamentos definida no anexo B da
EN50160.
A análise à Tabela 5-8 permite concluir da
existência de uma cava mais severa que
todas as outras (conforme [2]) registada na
CT Quitadouro na sequência de uma indis-
ponibilidade não programada com origem
num curto-circuito no 4PT00026 - Mercado
(SGI 420130000000066)).
Tabela 5-8 Cavas na média tensão na Ilha Graci-
osa
Baixa tensão
Na Tabela 5-9 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a Baixa Ten-
são da Ilha Graciosa. Da análise à referida
tabela conclui-se que 50% das cavas de
tensão estão dentro da área de imunidade
para classe 2 e 3 de equipamentos definida
no anexo B da EN50160 e que apenas uma
cava (3%) poderá ser considerada como
mais gravosa, de acordo com [2], registada
na sequência de uma indisponibilidade
com origem na Central Térmica Quitadouro
– saída de paralelo grupo 2 (SGI
420130000000117).
Tabela 5-9 Cavas na baixa tensão na Ilha Gracio-
sa
Ilha São Jorge
Média tensão
Na Tabela 5-10 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a média ten-
são da Ilha de São Jorge. A maioria das
cavas de tensão (51%) está dentro da área
de imunidade para classe 2 e 3 de equipa-
mentos definida no anexo B da EN50160.
A análise à Tabela 5-10 e à lista de eventos
agregados, permite concluir da existência
de seis cavas mais severas que todas as
outras registadas em três dias:
- 14 de outubro (2), indisponibilidade não
programada com origem na Central Térmi-
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
90 > u >= 80 111 4 0 0 0
80 > u >= 70 30 18 0 0 0
70 > u >= 40 42 11 2 0 0
40 > u >= 5 6 2 1 0 2
5 > u 116 8 0 0 3
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
90 > u >= 80 13 5 1 0 0
80 > u >= 70 3 10 2 3 0
70 > u >= 40 1 2 4 1 0
40 > u >= 5 0 3 1 1 0
5 > u 5 2 1 0 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
90 > u >= 80 9 5 1 0 0
80 > u >= 70 0 2 2 0 0
70 > u >= 40 0 0 0 0 0
40 > u >= 5 0 1 1 0 0
5 > u 5 6 1 1 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
90
ca Caminho Novo (SGI 520130000000203) e
num defeito entre fases na linha Caminho
Novo-Manadas e Caminho Novo-Relvinha 1
(SGI 520130000000204).
- 29 de novembro (1), indisponibilidade não
programada com origem num defeito entre
fases na linha Caminho Novo -S. Pedro (SGI
520130000000234).
- 9 de dezembro(3), indisponibilidade não
programada com origem num defeito ho-
mopolar nas linhas Caminho Novo-
Manadas e Caminho Novo-Relvinha 1, na
sequência de um erro de manobra nas
instalações de um cliente (SGI
520130000000256).
Tabela 5-10 Cavas na média tensão na ilha de
São Jorge
Baixa tensão
Na Tabela 5-11 são classificadas as cavas
para a baixa tensão para a Ilha de São
Jorge conforme EN 50160:2010. Da análise
da tabela conclui-se que 42% das cavas
estão dentro da área de imunidade para
classe 2 e 3 de equipamentos definida no
anexo B da EN50160. A análise à tabela 11
permite concluir que nenhuma das cavas
registadas na BT foi registada na zona C.
Tabela 5-11 Cavas na baixa tensão na Ilha São
Jorge
Ilha do Pico
Média tensão
Na Tabela 5-12 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
classe 2 e 3 de equipamentos definida no
anexo B da EN50160.
A análise à tabela 12 permite ainda concluir
da existência de 15 cavas mais severas
conforme [2], tendo estas sido registadas
em seis dias:
- 66,7% foram registadas em resultado de
indisponibilidades com origem na Central
Térmica (10; SGI 620130000000221, SGI
620130000000219, SGI 620130000000281 e
SGI 620130000000441);
- 26,7% em resultado de indisponibilidades
imprevistas por ação atmosférica (4; SGIs
620130000000112 e 620130000000274);
- 6.6% em resultado de uma indisponibilida-
de imprevista com origem interna (1; SGI
620130000000273).
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
90 > u >= 80 17 5 3 1 0
80 > u >= 70 1 8 1 9 0
70 > u >= 40 4 8 2 3 1
40 > u >= 5 0 0 1 4 0
5 > u 3 5 0 1 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
90 > u >= 80 11 3 2 3 0
80 > u >= 70 0 3 2 3 0
70 > u >= 40 0 7 4 1 0
40 > u >= 5 0 0 0 0 0
5 > u 11 1 1 0 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
91
Tabela 5-12 Cavas na média tensão na Ilha do
Pico
Baixa tensão
Na Tabela 5-13 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a baixa ten-
são para a Ilha do Pico. Pela análise da
tabela conclui-se que 47% das cavas regis-
tadas na Baixa Tensão está dentro da área
de imunidade para classe 2 e 3 de equipa-
mentos definida no anexo B da EN50160.
A análise à Tabela 5-13 permite ainda con-
cluir da existência de oito cavas mais seve-
ras que todas as outras, conforme [2] e evi-
denciadas a vermelho na tabela. Destas foi
possível apenas identificar a origem de sete:
quatro (50%) associadas a indisponibilida-
des com origem na produção (SGI
620130000000209 e SGI 620130000000221);
duas (25%) registadas na sequência de uma
indisponibilidade não programada causa-
da por descarga atmosférica (SGI
620130000000112) e uma indisponibilidade
com origem num erro de manobra (SGI
620130000000380).
Tabela 5-13 Cavas na baixa tensão na Ilha do
Pico
Ilha do Faial
Média tensão
Na Tabela 5-14 são classificadas as cavas
para o ano 2013, conforme EN 50160:2010
para a Média Tensão da Ilha do Faial. A
maioria das cavas de tensão (58%) está
dentro da área de imunidade para classe 2
e 3 de equipamentos definida no anexo B
da EN50160.
Apenas 7% das cavas registadas na Média
Tensão poderão ser consideradas mais gra-
vosas de acordo com [2], sendo que 75%
das quais (6) foram registadas na sequência
de indisponibilidades com origem na Cen-
tral Térmica de Santa Bárbara (SGIs
720130000000026, 720130000000097 e
720130000000303). As restantes 25% de ca-
vas (2) foram registadas na sequência de
uma indisponibilidade não programada
com origem na rede distribuição de média
tensão (SGI 720130000000086).
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
90 > u >= 80 84 55 26 27 3
80 > u >= 70 4 9 10 14 7
70 > u >= 40 20 31 8 1 1
40 > u >= 5 9 8 1 6 0
5 > u 21 5 1 7 1
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
90 > u >= 80 22 12 9 59 47
80 > u >= 70 4 1 2 4 1
70 > u >= 40 15 13 3 0 0
40 > u >= 5 8 2 2 2 0
5 > u 30 17 2 3 3
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
92
Tabela 5-14 Cavas na média tensão na Ilha do
Faial
Baixa tensão
Na Tabela 5-15 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a Baixa Ten-
são para a Ilha do Faial. Da análise da refe-
rida tabela conclui-se que 44% das cavas
registadas na Baixa Tensão estão dentro da
área de imunidade para classe 2 e 3 de
equipamentos definida no anexo B da
EN50160.
De todas as cavas registadas na Baixa Ten-
são – apenas uma (2%) poderá ser conside-
radas como mais gravosas, conforme [2],
registada na sequencia de uma indisponibi-
lidade não programada com origem na
Central Térmica (SGI 720130000000303).
Tabela 5-15 Cavas na baixa tensão na Ilha do
Faial
Ilha do Flores
Média tensão
Na tabela 16 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a Média Ten-
são na Ilha das Flores. Da análise à referida
tabela conclui-se que: 1)a maioria das ca-
vas de tensão (66%) está dentro da área de
imunidade para classe 2 e 3 de equipamen-
tos definida no anexo B da EN50160, e que
2) nenhuma das cavas registadas poderão
ser consideradas como mais gravosas , con-
forme metodologia referida em [2].
Tabela 5-16 Cavas na média tensão na Ilha das
Flores
Baixa tensão
Na Tabela 5-17 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a Baixa Ten-
são da Ilha das Flores, de onde se poderá
concluir que 44% das cavas foram regista-
das dentro da área de imunidade para
classe 2 e 3 de equipamentos definida no
anexo B da EN50160 e que nenhuma das
cavas foi registada na zona C, conforme
[2].
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
90 > u >= 80 45 8 0 1 0
80 > u >= 70 4 7 1 0 0
70 > u >= 40 3 7 5 0 3
40 > u >= 5 0 11 0 1 0
5 > u 14 3 1 4 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
90 > u >= 80 9 4 1 1 0
80 > u >= 70 0 4 1 0 0
70 > u >= 40 0 3 1 0 1
40 > u >= 5 0 4 0 0 0
5 > u 6 6 2 0 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
90 > u >= 80 28 11 6 2 0
80 > u >= 70 15 0 6 3 0
70 > u >= 40 13 11 0 0 0
40 > u >= 5 1 9 0 0 0
5 > u 5 4 0 0 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
93
Tabela 5-17 Cavas na baixa tensão na Ilha das
Flores
Ilha do Corvo
Na Tabela 5-18 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a Média Ten-
são na Ilha do Corvo. A quase totalidade
das cavas de tensão (98%) foi registada
dentro da área de imunidade para classe 2
e 3 de equipamentos definida no anexo B
da EN50160. Nenhuma das cavas poderá
ser classificada como cavas mais severas
de acordo com [2].
Tabela 5-18 Cavas na média tensão na Ilha do
Corvo
5.2.7. Sobretensões
A classificação de sobretensões que se
segue foi efetuada com base na extração
direta dos registos dos equipamentos de
qualidade de onda de tensão, utilizando
um intervalo de agregação temporal de 1
minuto. De referir que nas tabelas que se
seguem estão contemplados as ocorrên-
cias registadas pelos equipamentos, mesmo
que não tenham afetado clientes por a
rede a jusante estar desligada.
Considerou-se na análise de sobretensões o
documento: Guidelines of Good Practice
on the Implementation and Use of Voltage
Quality Monitoring Systems forem Regulatory
Purposes, publicadas a 3 de dezembro 2012
em conjunto pelo Council of European
Energy Regulators e pelo Energy Community
Regulatory Board (CEER/ECRB) [1]. No refe-
rido documento é proposta uma curva
para separação entre major swells e minor
swells, ou seja entre sobretensões mais gra-
vosas e menos gravosas.
M.Bollen apresentou no 21st CIRED em
Frankfurt, os requisitos utilizados pelo regula-
dor sueco para a análise de sobretensões
em Voltage Quality Regulation in Sweden
(Paper 0168; 21st Internacional Conference
on Electricity Distribution, Frankfurt, 2011)
para a Baixa Tensão (até 1kV) [2], onde
define uma zona C para a qual as sobre-
tensões registadas nesta zona poderão
danificar equipamentos terminais: i) varia-
ção da tensão de alimentação superior a
35% da tensão declarada; ii) variação da
tensão de alimentação superior a 15% para
durações das sobretensões superiores a 5
segundos).
Ilha de Santa Maria
Média tensão
Na Tabela 5-19 são classificadas as sobre-
tensões conforme EN 50160:2010 para a
média tensão na Ilha de Santa Maria. Utili-
zando a metodologia definida em [1] verifi-
ca-se que duas sobretensões poderão ser
consideradas como mais gravosas, tendo
um sido registada na sequência de uma
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
90 > u >= 80 7 5 2 0 0
80 > u >= 70 0 1 0 1 0
70 > u >= 40 0 4 0 0 0
40 > u >= 5 0 1 0 0 0
5 > u 9 4 0 0 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
90 > u >= 80 118 16 7 3 0
80 > u >= 70 0 0 0 1 0
70 > u >= 40 0 0 0 0 0
40 > u >= 5 0 0 0 0 0
5 > u 2 0 0 0 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
94
indisponibilidade não programada com
origem num defeito entre fases na linha
Aeroporto- S. Barbara 2 (SGI
120130000000285) e outra na sequência de
uma indisponibilidade com origem na Cen-
tral Térmica do Aeroporto (SGI
120130000000295).
Tabela 5-19 Sobretensões na média tensão na
ilha de Santa Maria
Baixa tensão
Na Tabela 5-20 são classificadas as sobre-
tensões conforme EN 50160:2010 para a
baixa tensão na Ilha de Santa Maria. Da
análise à referida tabela e da lista de even-
tos agregado, conclui-se da existência de
18 sobretensões que poderão ser conside-
radas como mais gravosas, conforme [1].
No entanto e utilizando a metodologia de-
finida em [2] verifica-se que apenas uma
das sobretensões poderá ser classificada
como mais gravosa- zona C, tendo sido
registada na sequência de uma indisponibi-
lidade programada que decorreu na Cen-
tral Térmica no âmbito de uma obra de
investimento (SGI 120130000000217).
Tabela 5-20 Sobretensões na baixa tensão na ilha
de Santa Maria
Ilha de São Miguel
Média tensão
Na Tabela 5-21 são classificadas as sobre-
tensões conforme EN 50160:2010 para o ano
de 2013 para a Média Tensão em São Mi-
guel. Utilizando a metodologia definida em
[1] verifica-se que nenhuma das sobreten-
sões poderá ser considerada como mais
gravosa.
Tabela 5-21 Sobretensões na média tensão na
ilha de São Miguel
Baixa tensão
Na Tabela 5-22 são classificadas as sobre-
tensões conforme EN 50160:2010 para o ano
2013 para a Baixa Tensão da Ilha de São
Miguel. Da análise da referida tabela e da
lista de agregado de eventos, conclui-se da
existência de 3 sobretensões que poderão
ser consideradas como mais gravosas, con-
forme [1]. No entanto e utilizando a meto-
dologia definida em [2] verifica-se que ne-
nhuma das sobretensões poderá ser classifi-
cada como mais gravosa- zona C.
Tabela 5-22 Sobretensões baixa tensão na ilha de
São Miguel
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 0 0
120 > u > 110 1 2 0
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 0 0
120 > u > 110 4 17 1
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 0 0
120 > u > 110 6 0 0
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 1 0 0
120 > u > 110 3 2 0
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
95
Ilha Terceira
Média tensão
Na Tabela 5-23 são classificadas as sobre-
tensões conforme EN 50160:2010 para a
Média Tensão na Ilha Terceira. Da análise
da referida tabela e da lista de agregado
de eventos, conclui-se da existência de 19
sobretensões mais severas registadas, con-
forme [1], nos barramentos de Média Ten-
são.
A análise aos eventos agregados permite
concluir que 94.7% (18) das sobretensões
mais gravosas foram registadas na sequên-
cia de duas indisponibilidades não progra-
madas com origem na Central Térmica Belo
Jardim (SGIs 320130000002207 e
320130000002184), e que 5,3% (1) foi regis-
tada na SE Lajes (6,9kV, B1) na sequência
de uma indisponibilidade programada por
razão de serviço para conservação do
equipamento (SGI 320130000000248).
Tabela 5-23 Sobretensões na média tensão ilha
Terceira
Baixa tensão
Na tabela 24 são classificadas as sobreten-
sões conforme EN 50160:2010 para a baixa
tensão para a Ilha Terceira. Da análise à
referida tabela e da lista de agregado de
eventos, conclui-se da existência de 21
sobretensões que poderão ser consideradas
como mais gravosas, conforme [1].
No entanto a classificação das sobreten-
sões conforme [2], permite concluir que
apenas duas foram classificadas em zona
C, tendo ambas sido registadas na sequên-
cia de uma indisponibilidade não progra-
mada com origem na Central Térmica (SGI
320130000002207).
Tabela 5-24 Sobretensões baixa tensão na Ilha
Terceira
Ilha Graciosa
Média tensão
Na Tabela 5-25 são classificadas as sobre-
tensões conforme EN 50160:2010 para a
média tensão da Ilha Graciosa. Utilizando a
metodologia definida em [1] verifica-se a
ocorrência de sete sobretensões que pode-
rão ser consideradas como mais gravosas,
tendo todas sido registadas em quatro dias,
e todas em resultados de defeitos entre
fases na rede de distribuição de Média
Tensão (SGIs 420130000000017,
420130000000021, 420130000000022,
420130000000148 e 420130000000066).
Tabela 5-25 Sobretensões na média tensão na
ilha Graciosa
Baixa tensão
Na Tabela 5-26 são classificadas as sobre-
tensões conforme EN 50160:2010 para a
baixa tensão da Ilha Graciosa. Utilizando a
metodologia definida em [1] verifica-se a
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 1 0 0
120 > u > 110 12 11 7
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 0 1
120 > u > 110 14 11 9
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 1 1 0
120 > u > 110 2 5 0
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
96
ocorrência de sete sobretensões que pode-
rão ser consideradas como mais gravosas.
No entanto, se utilizada a metodologia
descrita em [2] conclui-se que nenhuma
das sobretensões registada pertence à
zona C.
Tabela 5-26 Sobretensões baixa tensão na ilha
Graciosa
Ilha São Jorge
Média tensão
Na Tabela 5-27 são classificadas as sobre-
tensões conforme EN 50160:2010 para a Ilha
de São Jorge. Utilizando a metodologia
definida em [1] verifica-se a ocorrência de
sete sobretensões que poderão ser conside-
radas como mais gravosas tendo estas sido
registadas na sequência de:
- 42,9% (3) na sequência de indisponibilida-
des imprevistas registadas na sequência de
vento de intensidade excecional (SGIs
520130000000040, 520130000000065,
520130000000066).
- 28,6% (2) na sequência de indisponibilida-
des não programadas com origem interna
(SGIs 520130000000068, 520130000000196).
- 28.6% (2) na sequência de indisponibilida-
des não programadas com origem desco-
nhecida (SGIs 520130000000204,
520130000000234).
Tabela 5-27 Sobretensões na média tensão na
ilha de São Jorge
Baixa tensão
Utilizando a metodologia definida em [1]
verifica-se a ocorrência de dezanove sobre-
tensões que poderão ser consideradas co-
mo mais gravosas.
Da desagregação das sobretensões utili-
zando o método referido em [2], e da análi-
se dos eventos agregados, verifica-se que
apenas uma sobretensão poderá ser consi-
derada como mais gravosas tendo sido
registada na sequência de uma indisponibi-
lidade não programada que originou um
disparo geral quando se fazia sentir vento
de intensidade excecional (SGI
520130000000040).
Tabela 5-28 Sobretensões baixa tensão na ilha de
São Jorge
Ilha do Pico
Média tensão
Na Tabela 5-29 são classificadas as sobre-
tensões conforme EN 50160:2010 para a Ilha
do Pico na média tensão. Da análise à refe-
rida tabela, e utilizando a metodologia
definida em [1] e à lista de eventos agre-
gados conclui-se da existência de seis so-
bretensões que podem ser consideradas
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 1 0
120 > u > 110 6 6 0
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 1 0
120 > u > 110 3 6 0
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 2 0
120 > u > 110 1 15 2
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
97
como mais severas, tendo estas sido regis-
tadas na sequência de indisponibilidades
não programadas com origem na Central
Térmica de São Roque (SGIs
620130000000416, 620130000000423,
620130000000441, 620130000000454).
Tabela 5-29 Sobretensões na média tensão na
ilha do Pico
Baixa tensão
Na Tabela 5-30 são classificadas as sobre-
tensões conforme EN 50160:2010 para a
baixa tensão da Ilha do Pico. Da análise à
referida e da lista de agregado de eventos,
conclui-se da existência de sessenta e seis
sobretensões mais severas utilizando a me-
todologia definida em [1]. Desagregando a
informação da tabela, conforme documen-
to em [2] conclui-se que apenas uma foi
registada na zona C, na sequência de uma
indisponibilidade com origem na Central
Térmica S. Roque (SGI 620130000000221).
Tabela 5-30 Sobretensões baixa tensão na ilha do
Pico
Ilha do Faial
Média tensão
Na Tabela 5-31 são classificadas as sobre-
tensões conforme EN 50160:2010 para a
média tensão da Ilha do Faial. Da análise à
referida tabela e da lista de eventos agre-
gado, conclui-se da existência de uma
sobretensão que poderá ser considerada
como mais severa utilizando a metodologia
definida em [1], tendo sido registada na CT
Santa Bárbara na sequência de uma indis-
ponibilidade imprevista com origem num
defeito entre fases na linha Santa Bárbara-
Castelo Branco (SGI 720130000000369).
Tabela 5-31 Sobretensões média tensão na ilha
do Faial
Baixa tensão
Na Tabela 5-33 são classificadas as sobre-
tensões conforme EN 50160:2010 para a
baixa tensão da Ilha do Faial. Utilizando a
metodologia definida em [1] verifica-se a
ocorrência de oito sobretensões que pode-
rão ser consideradas como mais gravosas.
Desagregando a informação da tabela 32
conforme o documento em [2] conclui-se
que apenas uma foi registada na zona C,
tendo sido registada no 7PT0035 na se-
quência de um defeito entre fases na linha
Santa Bárbara-Castelo Branco (SGI
720130000000369).
Tabela 5-32 Sobretensões baixa tensão na ilha do
Faial
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 1 0
120 > u > 110 2 4 1
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 0 0
120 > u > 110 14 30 33
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 0 0
120 > u > 110 1 1 0
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 0 1
120 > u > 110 6 4 3
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
98
Ilha de Flores
Média tensão
Na Tabela 5-33 são classificadas as sobre-
tensões conforme EN 50160:2010 para a
média tensão da Ilha das Flores.
Após análise à referida tabela conclui-se
que nenhuma das sobretensões foi classifi-
cada como mais gravosa conforme [1].
Tabela 5-33 Sobretensões na média tensão na
ilha das Flores
Baixa tensão
Para a baixa tensão não foram registadas
sobretensões.
Ilha do Corvo
No decorrer do ano de 2013 não foram
registadas no equipamento presente na CT
quaisquer sobretensões.
5.2.8. Análise comparativa dos
indicadores CPQI na RAA
Com base nos três valores do indicador
para as grandezas em regime permanente
(CPQI) calculados para cada instalação
(valor máximo, mínimo e mediana) é possí-
vel efetuar uma análise comparativa entre
as instalações monitorizadas para a alta,
média tensão - Figura 5-1.
Da análise da Figura 5-1 podemos concluir
que para a generalidade das instalações
não existe diferença significativa entre as
três semanas selecionadas por equipamen-
to, à exceção para a Ilha do Corvo onde
existe uma diferença significativa entre a
semana com melhor e pior CPQI.
Outra conclusão que poderemos obter da
análise do gráfico é que em todas as insta-
lações foi cumprida a norma EN50160 –
CPQI <1, à exceção da ilha do Corvo pelo
motivo anteriormente explicitado (tremula-
ção).
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 0 0
120 > u > 110 5 0 0
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
99
Figura 5-1 Análise comparativa do índice CPQI para a Alta e Média Tensão (instalações ordenadas por ilha e
por nível de tensão).
Baixa tensão
Com base nos três valores do indicador
para as grandezas em regime permanente
CPQI calculados para cada instalação
(valor máximo, mínimo e mediana) é possí-
vel efetuar uma análise comparativa entre
as instalações monitorizadas para a Baixa
tensão.
Da análise da figura podemos concluir que
para a generalidade das instalações não
existe diferença significativa entre as três
semanas selecionadas por equipamento, à
exceção para o 2PT0014 – N. S. Fátima,
onde existe uma diferença significativa
entre a semana com melhor e pior CPQI.
Outra conclusão que poderemos obter da
análise da Figura 5-1 é que em todas as
instalações foi cumprida a norma EN50160 –
CPQI <1, à exceção para a 2PT0014 por
motivo explicitado anteriormente (H15).
100
Figura 5-2 - Análise comparativa do índice CPQI para a Baixa Tensão (instalações ordenadas por ilha).
5.2.9. Evolução da qualidade da
onda de tensão
No quadro seguinte, apresenta-se a síntese
dos pontos de entrega onde se verificaram
incumprimentos dos limites regulamentares
das características da onda de tensão no
período de 2007-2013.
101
Plt – Tremulação; H5- Harmónica 5; H9- Harmónica 9;H15- Harmónica; H21- Harmónica 21; Desql.-Desequilíbrio
Tabela 5-34 Síntese dos pontos de entrega onde se verificaram incumprimentos dos limites regulamentares
das características da onda de tensão no período de 2007-2013.
Referências bibliográficas
[1]. Council of European Energy Regulators
e Energy Community Regulatory Board
(CEER/ECRB). Guidelines of Good Practice
on the Implementation and Use of Voltage
Quality Monitoring Systems for Regulatory
Purposes. 2012.
[2]. M. Bollen. Voltage Quality Regulation in
Sweden. Paper 0168; 21st International Con-
ference on Electricity Distribution (CIRED).
2011.
I lha Equipamento 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
S.M IGUEL PT2PT0045
H5+H15
2PT0391
H5
2PT0299
H15
2PT0103
H5+H9
2PT0224
H15
2PT0014
H15
S.M IGUEL PT2PT0408
Plt
TERCEIRA SE Angra 15kV B1 H5
TERCEIRA SE Angra 15kV B2 H5 H5
TERCEIRA PT
3PT0080
Plt
H9+H15
+H21
3PT0203
H5
TERCEIRA PT3PT0159
H5
TERCEIRA PT3PT0180
H5
TERCEIRA PT3PT0012
H5
3PT0016
Plt
Graciosa PT4PT0010
Plt
4PT0026
Plt
São Jorge PT5PT0040
Plt
5PT0032
Plt
5PT0036
Plt
5PT0039
Plt
5PT0039
Plt
Pico PT6PT0014
Plt
6PT0013
Plt
6PT0054
H15
6PT0126
Plt
Faial PT7PT0008
Plt
Flores PT8PT0007
Plt
8PT0009
Plt
Corvo SE Corvo 15kV B1 Plt Plt Plt Plt Plt Plt
102
6. Principais incidentes
Neste capítulo é apresentada uma explica-
ção sintética sobre os cinco incidentes mais
relevantes, por causas próprias. A seleção
destes incidentes foi definida pelo indicador
TIEPI de interrupções longas. Apresenta-se
também uma síntese dos relatórios remeti-
dos à Entidade Reguladora dos Serviços
Energéticos referentes aos incidentes fortui-
tos ou de força-maior de 2013, que provo-
caram uma energia não distribuída (END)
superior a 5 MWh São Miguel e Terceira, e 1
MWh nas restantes ilhas, conforme definido
regulamentarmente.
6.1. Santa Maria
6.1.1. Incidentes por causas pró-
prias
18 de junho
A 18 de julho deu-se o disparo da linha de
média tensão ASB1 (Almagreira) por atua-
ção das proteções MIH - Terras resistivas no
Barras 1 no Barras 2, devido a um isolador
danificado.
Este incidente, ocorrido às 6:14, provocou a
interrupção do fornecimento de 41% dos
pontos de entrega da rede de média ten-
são, com tempos que variaram entre qua-
renta e oito minutos e duas horas e vinte e
nove minutos, tendo afetado 1756 locais de
consumo.
10 de julho
No dia 10 de julho verificou-se o disparo da
saída ASB2 São Pedro por atuação da pro-
teção de máxima intensidade de fase, de-
vido a um isolador danificado.
Este incidente provocou a interrupção do
fornecimento de 25% dos pontos de entre-
ga da rede de média tensão com durações
compreendidas entre vinte e seis minutos e
duas horas e oito minutos, tendo afetado
642 locais de consumo.
20 de outubro
A 20 de outubro constatou-se a saída in-
tempestiva de paralelo do grupo VIII devido
a interrupção de um dos cabos de alimen-
tação do atuador Woodward, ficando o
Grupo sem controlo.
O incidente, ocorrido pelas 17:57, afetou
56% dos pontos de entrega da rede de
média tensão, com tempos de interrupção
entre três e onze minutos, atingindo 1770
locais de consumo.
30 de novembro
A 30 de novembro, pelas 7:17, registou-se o
disparo intempestivo do grupo VII, provo-
cado pela atuação dos órgãos de prote-
ção elétrica, causando a atuação dos relés
de deslastre, e consequente desligação das
linhas: ASB2 (S. Pedro), AR04 (Vila do Porto),
AR02 (PT47),AR01 (PT2) e AR03 (PT49). Cons-
tatou-se uma avaria na unidade de co-
mando e controlo automático Selco.
Este incidente causou a interrupção do
fornecimento de 59% dos pontos de entre-
ga da rede de média tensão com durações
compreendidas entre dois e cinco minutos,
abrangendo 1764 locais de consumo.
3 de dezembro
A 3 de dezembro deu-se o disparo da linha
ASB2 (S. Pedro) provocada pela atuação
da proteção MIF (máxima intensidade de
103
fase). Após a normalização dos valores
elétricos, verificação e registo; procedeu-se
às manobras para religação da referida
Linha. As más condições atmosféricas difi-
cultaram os trabalhos de reparação da
linha.
Este incidente, que se deu pelas 21:43, pro-
vocou a interrupção do fornecimento de
energia a 24% dos pontos de entrega da
rede de média tensão, com tempos que
variaram entre duas horas e cinquenta e
um minutos e oito horas e dois minutos, ten-
do afetado 645 locais de consumo.
6.1.2. Casos fortuitos ou de força-
maior
21 de março
O incidente registado na Ilha de Santa Ma-
ria no dia 21 de Março de 2013, ultrapas-
sando 1 MWh de Energia não distribuída. A
ocorrência teve a sua origem na Distribui-
ção MT (1LD02 - Aeroporto - Santa Bárbara
2 - ASB2) derivado de uma ação do vento.
O disparo do disjuntor da linha MT 1LD02 -
Aeroporto - Santa Bárbara 2 - ASB2 com
sinalização de MIF foi causado por um cur-
to-circuito na sequência do agravamento
das condições atmosféricas, associada ao
vento muito forte. As condições de visibili-
dade e o vento de intensidade excecional
levaram ao cancelamento dos trabalhos de
reposição, essencialmente na impossibilida-
de de manobrar o IAT da Cruz Teixeira na
altura, recomeçando aquando da melhoria
das condições meteorológicas.
6.2. São Miguel
6.2.1. Incidentes por causas pró-
prias
2 de abril
A 2 de abril registou-se o reengate e disparo
do disjuntor com sinalização de MIF e MIH
da linha Caldeirão - Livramento. Detetou-se
uma caixa fim cabo para PT 455 no seccio-
nador “Azores Park II” com avaria.
Esta ocorrência atingiu 4% dos PdE desta
ilha, com tempos de interrupção de cin-
quenta e cinco minutos a uma hora e qua-
renta e sete minutos, e 346 locais de con-
sumo.
15 de abril
A 15 de abril deu-se o reengate com dispa-
ro MIF, homopolar e terras resistivas na se-
quência de uma avaria na caixa de fim de
cabo do PT 1243 " Vieiras".
Verificado às 23:17, este incidente provocou
a interrupção do fornecimento de energia
a 3% dos PdE da rede MT, com tempos
compreendidos entre quarenta minutos e
três horas e quatro minutos. O posto de
transformação avariado esteve fora de
serviço durante dez horas e doze minutos.
Foram afetados 194 locais de consumo.
12 de julho
O disparo da Linha de Foros/Nordeste com
reengate com MIF e Homopolar e terras
resistivas foi registado a 12 de julho pelas
17:09 e deveu-se a uma caixa de fim de
cabo queimada na linha referida.
O incidente afetou 13% dos pontos de en-
trega da rede de média tensão, com tem-
pos de interrupção que variaram entre uma
hora e quinze minutos e quatro horas e vinte
e oito minutos, atingindo 6953 locais de
consumo.
28 de novembro
A 28 de novembro assinalou-se o disparo do
disjuntor da linha de média tensão Fo-
ros/Nordeste a 30 KV, com sinalização de
MIF, MIH e terra. Detetou-se que o seccio-
nador de transição 2191-Maia apresentava
a caixa de fim de cabo queimada.
104
Este incidente, dado às 22:56, provocou a
interrupção do fornecimento de 13% dos
pontos de entrega da rede de média ten-
são, com tempos que variaram entre uma
hora e dois minutos e cinco horas e trinta e
nove minutos, tendo afetado 6948 locais de
consumo.
12 de dezembro
A 12 de dezembro deu-se o disparo do dis-
juntor da linha de média tensão Milha-
fres/Capelas a 30 KV, com sinalização de
MIF, MIH e terra, devido a avaria na cela de
chegada do PT 409 no PS-1021 "Centro For-
mação-Capelas".
Foram interrompidos cerca de 5% dos pos-
tos de transformação da ilha de São Miguel,
entre cinquenta e oito minutos e quatro
horas e vinte minutos, e um total de 3743
locais de consumo.
6.2.2. Casos fortuitos ou de força-
maior
24 de agosto
O incidente registado na Ilha de São Mi-
guel, no dia 24 de Agosto de 2013, ultrapas-
sando os 5 MWh de Energia não distribuída.
A ocorrência teve a sua origem na Distribui-
ção MT (2LD15 - FOROS - RIBEIRINHA - FRRB)
derivado de uma ação provocada por
terceiros.
O disparo do disjuntor da linha MT 2LD15 -
FOROS - RIBEIRINHA – FRRB com sinalização
de MIF, MIH e terras resistivas foi causado
por um poste MT partido por máquina, no
ramal para o PT 1242 “Albano Vieira - L.
Fogo”. O defeito na linha MT 2LD15 - FOROS
- RIBEIRINHA – FRRB provocou a saída do
paralelo da Central Geotérmica do Pico
Vermelho e consequente disparo de várias
linhas de distribuição.
Figura 6-1 - Registo fotográfico do embate da
máquina com o poste MT no ramal para o PT
6.3. Terceira
6.3.1. Incidentes por causas pró-
prias
2 de junho
A 2 de junho verificou-se o disparo por des-
lastre de várias linhas de média tensão,
provocado por saída dos Grupos 5, 6 e 8 da
central térmica de Belo Jardim, devido a
avaria elétrica. Uma avaria no armário do
sistema de 24VDC do grupo 6 induziu falha
temporária no sistema provisório de 24VDC
provocando a paragem dos grupos da sala
de máquinas 2.
Registado pelas 8:48, este incidente afetou
96% dos pontos de entrega da rede MT e
26161 locais de consumo, com tempos en-
tre cinco e quarenta e quatro minutos.
105
24 de junho
A 24 de junho registou-se um reengate se-
guido de disparo definitivo da linha de mé-
dia tensão Vinha Brava – Porto Judeu por
MIF. Constatou-se a existência de um isola-
dor de MT partido na linha principal junto à
derivação para o PT Terreiro das Covas, no
apoio 33.
O incidente, registado às 16:21, afetou 13%
dos pontos de entrega da rede MT e 2445
locais de consumo, com tempos de inter-
rupção entre oito minutos e três horas e
quarenta e quatro minutos.
4 de outubro
A 4 de outubro deu-se o disparo por deslas-
tre de várias linhas de média tensão, devido
a avaria elétrica na central térmica de Belo
Jardim, em consequência de curto-circuito
provocado por contacto acidental de ca-
bo em tensão do sistema de corrente con-
tínua durante os trabalhos de baldeamento
dos consumidores de 24VDC para o novo
bastidor.
Este incidente, verificado às 13:44, atingiu
77% dos PdE da rede de média tensão, com
tempos compreendidos entre dez e vinte e
um minutos. Foram afetados 20583 locais de
consumo.
7 de outubro
A 7 de outubro deu-se o disparo das linhas
de média tensão na subestação de Angra
do Heroísmo por avaria nos transformadores
de tensão 1 e 2 do semi-barramento 2.
Este incidente, registado às 19:35, atingiu
13% dos pontos de entrega da rede em
média tensão da ilha Terceira e 4343 locais
de consumo. Os tempos de interrupção
variaram entre quarenta e quatro minutos e
uma hora.
8 de outubro
No dia 8 de outubro verificou-se um curto-
circuito no barramento de 15kV, na cela do
grupo 3. A cava de tensão causada pelo
curto-circuito provocou a paragem dos
auxiliares dos grupos que dispararam por
atuação de proteções. Devido à saída de
paralelo dos Grupos 10 e 5 na central térmi-
ca de Belo Jardim deu-se o disparo de di-
versas linhas de média tensão.
Tendo atingido 97% dos pontos de entrega
MT desta ilha, entre sete minutos e uma
hora e cinquenta e três minutos, afetou,
também, 26797 locais de consumo.
6.4. Graciosa
6.4.1. Incidentes por causas pró-
prias
7 de janeiro
A 7 de janeiro verificou-se o disparo da linha
“Quitadouro - Guadalupe 02” devido a
avaria nos descarregadores de sobreten-
sões no PT 041 “Carapacho”.
O referido incidente atingiu 38% dos pontos
de entrega em MT e 1196 locais de consu-
mo. Os tempos de interrupção variaram
entre dezanove minutos e três horas e sete
minutos.
26 de abril
A 26 de abril registou-se o disparo das Linhas
MT QG01, QG02, QS01 e QS02, devido a
curto-circuito trifásico no PT26 “Mercado”.
Verificou-se um incêndio no QGBT. Danifi-
cou o transformador de potência, celas MT
e equipamento de teleação.
O incidente, que se deu pelas 15:31, afetou
a totalidade dos pontos de entrega MT e
locais de consumo desta ilha, entre oito
minutos e seis horas e trinta e três minutos.
106
20 de maio
A 20 de maio deu-se o disparo das linhas
QG02, QG01 QS01 QS02. Problemas de
funcionamento na nova filosofia de gestão
automática dos Grupos via SCADA instala-
do a 15 de Maio. Sistema foi passado a
“Manual”.
Este incidente registado às 17:03 atingiu 99%
dos PdE da rede MT e 3199 locais de con-
sumo com tempos de interrupção entre oito
e quarenta e sete minutos.
21 de maio
A 21 de maio deu-se o deslastre de cargas
das linhas QG02, QG01 e QS02 devido ao
grupo 6 da central térmica da Graciosa ter
saído do paralelo, na sequência de disparo
do disjuntor do grupo por anomalia.
O incidente, que se deu pelas 0:41, atingiu
79% dos PdE da rede de distribuição em
média tensão e 2428 locais de consumo,
com interrupções com duração entre oito e
vinte e quatro minutos.
31 de agosto
A 31 de agosto foi registado o disparo das
linhas de média tensão, QG01, QG02, QS01,
QS02, devido ao grupo 8 ter saído do para-
lelo por avaria da unidade de controlo do
Grupo, SIGMA.
Este incidente afetou a totalidade dos pon-
tos de entrega de média e baixa tensão,
com tempos que variaram entre dezassete
e vinte e quatro minutos.
6.5. São Jorge
6.5.1. Incidentes por causas pró-
prias
28 de abril
A 28 de abril constatou-se um disparo geral,
devido a saída intempestiva do grupo VI.
Carta eletrónica das proteções I> e I>> do
grupo VI, danificada.
Este incidente atingiu a totalidade dos pon-
tos de entrega, em média e baixa tensão,
teve início às 21:15 e uma duração com-
preendida entre trinta e cinco minutos e
uma hora.
2 de julho
A 2 de julho constatou-se o disparo da linha
2 - CNR1 devido a um erro de manobra. A
desligação ocorre do decurso das mano-
bras para consignação de trabalho de
investimento. A configuração atual da rede,
as novas designações das Linhas e Equipa-
mentos poderão ter contribuído para o erro
de manobra do Operador de serviço. O
facto do IAT 2007, Levadas 1, não fechar,
provocou um atraso superior a 2 horas para
a religação.
O incidente com início às 6:40 afetou 71%
dos pontos de entrega da rede em média e
3303 locais de consumo. As interrupções
tiveram uma duração compreendida entre
trinta e quatro minutos e duas horas e trinta
e dois minutos.
8 de outubro
A 8 de outubro registou-se o disparo da
linha CNR2, devido a uma caixa de cabo
de média tensão exterior danificada no
último apoio da linha em questão, provo-
cando, também, devido à proximidade, o
disparo da linha CNR1/CNMN.
Este incidente atingiu a totalidade dos pon-
tos de entrega de São Jorge, com início às
107
5:45, e uma duração de treze minutos a três
horas e trinta e um minutos.
14 de outubro
No dia 14 de outubro deu-se um disparo
motivado por erro de manobra do opera-
dor de central. Selecionou mal o interruptor
a ser atuado deixando em tensão o troço
MT que se pretendia consignar. Ao coloca-
rem facas à terra neste troço deu-se o dis-
paro geral. O atraso nas religações deve-se
a falhas de comunicação com os teleinter-
ruptores.
Tendo atingido todos os pontos de entrega
desta ilha, este incidente teve início às 9:20,
e provocou interrupções entre quarenta
minutos e uma hora e trinta minutos.
9 de dezembro
Um erro de manobra do cliente, que colo-
cou facas à terra com o PT em carga, pro-
vocou um disparo geral, por sinalização de
MIH na linha CNR1/CMNM.
Este incidente, verificado no dia 9 de de-
zembro pelas 8:10, provocou o desligamen-
to de todos os pontos de entrega MT desta
ilha e locais de consumo. As interrupções
do fornecimento de energia elétrica varia-
ram entre cinco e cinquenta e cinco minu-
tos.
6.5.2. Casos fortuitos ou de força-
maior
24 de fevereiro
O incidente foi registado na Ilha de São
Jorge, no dia 24 de Fevereiro de 2013, ultra-
passando 1 MWh de Energia não distribuí-
da. A ocorrência teve a sua origem na Dis-
tribuição MT (5LD02 - Linha 02 -Caminho
Novo-Relvinha 1 - CNR1) derivado de uma
ação do vento.
O disparo do disjuntor da 5LD02 - Linha 02 -
Caminho Novo - Relvinha 1 - CNR1 com
sinalização de MIF, MIH e terras resistivas foi
causado por um curto-circuito na sequên-
cia do agravamento das condições atmos-
féricas, associada ao vento de intensidade
excecional, com rajadas de vento na or-
dem de 49 m/s. Na sequência do disparo
da 5LD02 - Linha 02 - Caminho Novo - Relvi-
nha 1 - CNR1 verificou-se a saída de parale-
lo do Grupo 11 e Grupo 12 na Central Tér-
mica São Jorge, provocando um disparo
geral.
O vento forte e o nevoeiro foram um obstá-
culo para a realização de manobras de
reposição em alguns postos de transforma-
ção, gerando um tempo de desligamento
superior a cinco horas.
6.6. Pico
6.6.1. Incidentes por causas pró-
prias
20 de maio
No dia 20 de maio, pelas 19:00, registou-se a
saída de paralelo do grupo 2 por atuação
do alarme de concentração de neblina de
óleo. Esta situação causou o deslastre das
linhas de distribuição Madalena – S. Mateus,
Lajes-Piedade e S. Roque - Bandeiras e Pie-
dade. Às 19:11 quando só faltava ligar o
interruptor 7, o grupo 7 assinalou temperatu-
ra baixa nos gases de escape do cilindro 5,
(-105º), saiu de paralelo e causou o disparo
Geral.
Porque mais tarde foi possível repor ambos
os Grupos em funcionamento, sem que
tenha havido repetição das anomalias que
causaram o disparo do G2 e mais tarde o
do G7, presume-se que o do G2 se deva a
passagem momentânea de humidade ou
sujidade pela câmara de opacidade do
detetor de neblina de óleo e o do G7 a
encravamento momentâneo do elemento
de bomba injetora ou outra causa não
identificada no sistema de combustível.
108
Este incidente afetou 100% dos pontos de
entrega da rede de distribuição, com inter-
rupções de quarenta e um minutos a duas
horas e quinze minutos.
20 de maio
A 20 de maio, pelas 20:25, o regulador de
tensão do grupo 3 avariou e causou oscila-
ções de tensão muito grandes. Na sequên-
cia dessas oscilações verificou-se um dispa-
ro geral.
Tendo afetado 100% dos pontos de entrega
da rede de média tensão e locais de con-
sumo, verificaram-se interrupções de treze
minutos a uma hora e quarenta e oito minu-
tos.
18 de junho
A 18 de junho deu-se um disparo geral,
provocado pela saída de serviço do grupo
7 (desvio de temperatura dos gases de
escape à entrada do turbocompressor). O
grupo ficou indisponível pelo motivo enun-
ciado e também por ter uma avaria no
sistema de sincronização. O atraso que
houve nas manobras de religação deveu-
se, essencialmente, ao limite de potência
disponível (somente G2, G4 e G5 disponí-
veis). Antes da colocação do G4 em para-
lelo, o G3 ficou indisponível por problemas
na excitação.
Com a totalidade dos pontos de entrega
interrompidos por este incidente, a reposi-
ção de serviço variou entre vinte e sete
minutos e quinze minutos.
17 de julho
No dia 17 de julho o grupo 6 disparou por
pressão de água de refrigeração baixa
provocando um disparo geral. Pensa-se,
após realização de testes no próprio dia e
nos seguintes, que uma pequena, mas con-
tínua, fuga do gás usado para conferir ca-
pacidade de estabilização de pressão no
circuito de água AT, tenha resultado, num
momento de redução da carga do motor,
na contração da água AT sem que esta
redução de volume tenha sido compensa-
da pela expansão do gás, levando ao
abaixamento da pressão para o valor de
atuação da proteção e ao disparo do G6.
Com inicio pelas 6:16, este incidente atingiu
a totalidade de pontos de entrega da ilha
do Pico, com tempos de trinta e quatro a
cinquenta e sete minutos.
6 de dezembro
A 6 de dezembro verificou-se um disparo
geral, na sequência de um erro de mano-
bra O operador da manutenção pretendia
fazer testes ao transformador 30/15 KV da
subestação de São Roque, desligado para
esse efeito, mas em vez disso causou a
abertura do disjuntor do lado de 30 kV do
transformador dos serviços auxiliares, cau-
sando a paragem de todos os grupos gera-
dores.
Este incidente provocou interrupções na
totalidade de pontos de entrega das redes
de média e baixa tensão, com tempos que
variaram entre trinta e dois minutos e duas
horas e quarenta e dois minutos.
6.7. Faial
6.7.1. Incidentes por causas pró-
prias
11 de janeiro
No dia 11 de janeiro o disparo do grupo 7,
por concentração de neblina de óleo alta,
provocou um corte geral de energia. A
demora na reposição da energia deveu-se
a falha no quadro inversor do grupo de
emergência. A causa do disparo foi água
no óleo, tendo atuado a respetiva seguran-
ça do grupo. Procedeu-se a um refresca-
mento da carga do óleo, limpeza dos filtros
e regulação da pressão do ar.
109
Com início às 15:02, este incidente afetou
todos os PdE do Pico. A reposição de servi-
ço foi faseada, com tempos de vinte e sete
a quarenta e um minutos.
4 de março
A 4 de março deu-se o disparo da saída
Santa Barbara 03, por disparo máximo de
intensidade de fase I >>. Na religação da
saída deu novamente alarme tendo provo-
cado corte geral de energia. Avaria supos-
tamente motivada por erro humano, o ope-
rador manobrou uma cela errada e fechou
o seccionador de terra, no PTD 77 Vale da
Vinha.
Com início às 11:11, afetou todos os pontos
de entrega, com tempos de interrupção
que variaram entre vinte e três a trinta e
sete minutos.
12 de março
O disparo do grupo 7 por concentração de
neblina de óleo alta seguida de disparo do
grupo 8, que se registou a 12 de março,
provocou um corte geral de energia. O
grupo disparou por atuação da segurança
(detetor de neblina de óleo). A origem da
atuação deveu-se à condensação de
água no óleo, após curta paragem.
Tendo início às 10:28, afetou todos os pon-
tos de entrega, com uma duração com-
preendida entre dez e vinte e quatro minu-
tos.
12 de abril
No dia 12 de abril, pelas 13:58, verificou-se
uma indisponibilidade provocada por dis-
paro do grupo 7. Na origem do disparo do
grupo esteve a régua presa da bomba
injetora do cilindro 6, originando afastamen-
to de escapes e atuação da segurança.
Este incidente atingiu a totalidade dos pon-
tos de entrega da ilha do Pico, tendo sido
reposta a energia de forma faseada entre
onze minutos a uma hora e seis minutos.
15 de maio
A 15 de maio deu-se um disparo geral pro-
vocado pelo grupo 7 (erro de posição nas
válvulas borboleta da caldeira). A atuação
da segurança relativamente ao posiciona-
mento das válvulas borboleta da Caldeira
esteve na origem do disparo do Grupo, por
prisão do microinterruptor na posição dis-
cordante dos braços das borboletas.
Tendo sido registada pelas 22:17, esta ocor-
rência afetou a totalidade de pontos de
entrega da ilha do Faial, tendo-se efetuado
a reposição de serviço num espaço de
trinta e quatro minutos a uma hora e cinco
minutos.
6.8. Flores
6.8.1. Incidentes por causas pró-
prias
8 de janeiro
Às 12:12 de 8 de janeiro, o grupo 4 foi desli-
gado de urgência, devido a avaria grave
na excitatriz do grupo, o que provocou o
disparo das saídas S. Cruz 1, Santa Cruz 2 e
P. Delgada.
Esta situação afetou o fornecimento de
energia a 48% dos pontos de entrega da
rede MT e a 1228 locais de consumo duran-
te treze a dezasseis minutos.
30 de março
Pelas 15:09 de dia 30 de março, registou-se
o disparo do troço entre o PS de Santa Cruz
e a central Alem Fazenda, bem como o
disparo das saídas Santa Cruz 2 e Ponta
Delgada. Detetou-se uma caixa de união
MT danificada por uma estaca.
Este incidente provocou a interrupção do
fornecimento de energia a 72% dos pontos
110
de entrega de média tensão e a 765 locais
de consumo. A reposição levou de quaren-
ta e nove minutos a seis horas e oito minu-
tos.
1 de abril
A 1 de abril verificou-se o disparo da saída
Santa Cruz 2 em Alem Fazenda. Detetou-se
uma caixa fim de cabo queimada na saída
Santa Cruz 2 em Além Fazenda. O cabo
encontrava-se com muita humidade no
interior, teve que ser substituído.
O incidente verificado pelas 20:38 afetou
26% dos pontos de entrega MT e 477 locais
de consumo. A reposição levou de quaren-
ta minutos a duas horas e quarenta e oito
minutos.
27 de abril
Um arco danificado na linha aérea de mé-
dia tensão “A. Fazenda - S. Cruz 02”, no
extremo da SEAF, provocou um disparo
geral. O arco partido nas saídas em Além
Fazenda fez curto-circuito entre duas fases
de 2 linhas.
Registado no dia 27 de abril, pelas 5:58,
atingiu a totalidade dos pontos de entrega
da ilha das Flores, tendo-se reposto a ener-
gia num intervalo de dezoito minutos a qua-
tro horas e trinta e sete minutos.
13 de junho
Às 15:45 de dia 13 de junho deu-se o dispa-
ro da chegada do PS-1/Alem Fazenda,
avaria no TP-0. Ao ligar o TP1 de Além Fa-
zenda, disparou a chegada. O transforma-
dor tem um defeito interno.
Este incidente provocou a interrupção de
serviço de 23% dos PdE da rede MT e 368
locais de consumo durante trinta minutos.
6.8.2. Casos fortuitos ou de força-
maior
3 de dezembro
O incidente foi registado na Ilha das Flores
no dia 3 de Dezembro de 2013, ultrapas-
sando 1 MWh de Energia não distribuída.
A ocorrência teve a sua origem na Distribui-
ção MT (8LD02 - Santa Cruz - Ponta Delga-
da) derivado de uma ação do vento.
O disparo do disjuntor da linha MT 8LD02 -
Santa Cruz - Ponta Delgada com sinaliza-
ção de MIF, MIH e terras ocorreu na se-
quência do rebentamento de um vão de
linha.
Figura 6-2 - Registo fotográfico da zona com a
avaria na linha MT 8LD02 (Santa Cruz - Ponta
Delgada)
A falta de condições para passar a nova
linha durante noite e o agravamento das
condições atmosféricas, levaram ao cance-
lamento dos trabalhos, a iniciar no dia se-
guinte.
6.9. Corvo
6.9.1. Incidentes por causas pró-
prias
6 de abril
Ao fazer testes com o novo AVR (regulador
de tensão) no grupo 1, este passou a ali-
mentar toda a carga, tendo sido necessário
111
desligá-lo na botoneira de emergência, o
que fez com que os Grupos 3 e 4 saíssem de
paralelo, provocando um corte geral.
Este incidente, de dia 6 de abril, afetou
todos os pontos de entrega, de média e
baixa tensão, entre sete e nove minutos.
25 de maio
No dia 25 de maio, uma avaria do grupo 3
provocou o disparo geral. No grupo 3 a
mola que aperta o tubo existente na tampa
das válvulas e que leva o ar quente e vapo-
res de óleo para o aftercooler, saiu porque
a rosca encontrava-se roída, o grupo per-
deu potência, e o sistema caiu.
A reposição da totalidade dos pontos de
entrega foi efetuada entre vinte e trinta e
dois minutos.
10 de junho
O disparo Geral no Corvo, registado no dia
10 de junho, foi provocado por avaria do
Grupo 3. Partiu-se o alternador do carrega-
dor de baterias que ficou bloqueado, re-
bentando as correias do grupo, pelo que
este saiu de imediato de paralelo por tem-
peratura elevada.
A reposição normal a todos os pontos de
entrega levou entre cinco e nove minutos.
18 de julho
A 18 de julho, uma avaria no grupo 4 da
central térmica do Corvo provocou um
disparo geral. Verificou-se que o bloco do
motor do grupo 4 havia partido.
Tendo afetado todos os pontos de entrega
da ilha do Corvo, a reposição de serviço
levou entre vinte e três e vinte e seis minu-
tos.
112
7. Ações para a melhoria da
qualidade serviço Nesta secção apresentam-se sucintamente algumas das medidas realizadas com o intuito de
manter ou melhorar os níveis de qualidade de serviço em cada uma das ilhas da RAA, bem
como os resultados obtidos e/ou expectáveis.
IlhaDescrição da acção (I -Investimento / E -
Exploração)Objetivo
S. MariaE - Ações de Manutenção prev entiv a de 111 apoios das
Linhas da Rede MT
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede MT
tendo em v ista o cumprimento dos padrões de
continuidade de serv iço definidos no RQS e da
qualidade de serv iço especificada na EN 50 160
S. MariaE – Desmatagem em torno das linhas MT ASB1 e ASB2,
incluindo o corte de árv ores de grande porte (5 km)
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede MT
tendo em v ista o cumprimento dos padrões de
continuidade de serv iço definidos no RQS e da
qualidade de serv iço especificada na EN 50 160
S. MariaE – Manutenção prev entiv a de 10 aparelhos de
manobra da rede aérea
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede MT
tendo em v ista o cumprimento dos padrões de
continuidade de serv iço definidos no RQS e da
qualidade de serv iço especificada na EN 50 160
S. MariaE – Manutenção prev entiv a de 5 aparelhos de manobra
telecomandados da rede aérea
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede MT
tendo em v ista o cumprimento dos padrões de
continuidade de serv iço definidos no RQS e da
qualidade de serv iço especificada na EN 50 160
S. MariaE – Manutenção prev entiv a de 61 PTDs (postos de
transformação públicos)
Zelar pelo bom estado de conserv ação dos PTDs tendo
em v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
S. Maria I- Alteração de Potência de 1 PTDCumprimento dos padrões de qualidade de serv iço
especificados no RQS
S. Maria I- Substituição de 4 aparelhos de corte em PTD aéreos
Zelar pelo bom estado de conserv ação dos PTDs tendo
em v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
S. Maria E –- Manutenção prev entiv a da rede BT de 61 PTDs
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede BT tendo
em v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
S. MariaE – Manutenção de 220 ADs (armários de distribuição) da
rede subterrânea de BT
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede BT tendo
em v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
113
IlhaDescrição da acção (I -Investimento / E -
Exploração)Objetivo
S. Miguel
E- Ações de Manutenção/Inspeção prev entiv a da Rede
BT de alguns PT’s, tais como: PT 92, PT472, PT 59, PT 12, PT
509, PT 510, PT 117, PT 118, PT 136, PT 255, PT 98, PT 99, PT
170, PT 247, PT 421, PT 484, PT 11, PT 207, PT 213, PT 247, PT
250, PT 306, PT 392, PT 115, PT 116, PT 122, PT 124, PT 343, PT
373, PT 490, PT 359, PT 380, PT 448, PT 44, PT 75, PT 76, PT 77,
PT 227, PT 271, PT 497, PT 528, PT 94, PT 119, PT 209, PT 254,
PT 418, PT 465, PT 35, PT 36, PT 37, PT 360, PT 372, PT 139, PT
211, PT 315, PT 198, PT 333, PT 288, PT 231, PT 201, PT 202, PT
203, PT 57, PT 244 e PT 248
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede BT tendo
em v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
S. MiguelE - Ações de Manutenção prev entiv a de 660 apoios e
Inspeção de 513 apoios das Linhas da Rede MT/AT
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede MT/AT
tendo em v ista o cumprimento dos padrões de
continuidade de serv iço definidos no RQS e da
qualidade de serv iço especificada na EN 50 160
S. Miguel
E - Trabalhos div ersos no âmbito do SPEA tais como:
a) Alteração da posição na linha de descarregadores de
sobretensões (DST’s) (passagem da cabeça do apoio p/
"debaixo" da linha):
- Linha MT Milhafres - Cov oada: Apoio 1 ramal PT 44;
- Linha MT Milhafres - Cov oada: Apoio 4 ramal PT 1424;
- Linha MT Milhafres - Cov oada: Apoio 9 ramal PT 497;
- Linha MT Lagoa - Liv ramento: Apoio 1;
- Linha MT Lagoa - Vila Franca: Apoio 1;
- Linha MT Vila Franca - Ponta Garça: Apoio 1;
- Linha MT Milhafres - Cov oada: Apoio 5 ramal PT 317;
- Linha MT Caldeirão - Ribeira Seca: Apoio 36
b) Passagem de descarregadores de sobretensões (DST’s),
nos PT’s aéreos, da cabeça do apoio para a cuba do
transformador:
- Linha MT Foros-Ribeirinha: PT 417
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede MT/AT
tendo em v ista o cumprimento dos padrões de
continuidade de serv iço definidos no RQS e da
qualidade de serv iço especificada na EN 50 160, bem
como pela av ifauna
S. MiguelE – Manutenção prev entiv a de 168 aparelhos de
manobra da rede aérea
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede MT
tendo em v ista o cumprimento dos padrões de
continuidade de serv iço definidos no RQS e da
qualidade de serv iço especificada na EN 50 160
S. MiguelE - Ações de Manutenção Prev entiv a a cerca de 410
Postos de Transformação/Postos de Seccionamento
Zelar pelo bom estado de conserv ação dos PTDs tendo
em v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
S. Miguel
I - Remodelação da Rede BT/IP PT 152 “SATREL”;
Beneficiação da rede BT do circuito 3 do PT 360 “Rua
Infante Sagres, Pov oação”
Cumprimento dos padrões de qualidade de serv iço
especificados no RQS
S. Miguel I - Integração de nov os PT’s na rede BT existente ( PT 529)Cumprimento dos padrões de qualidade de serv iço
especificados no RQS
S. Miguel I – Substituição de QGBT’s nos seguintes PT’s: 21, 304 e 340
Zelar pelo bom estado de conserv ação dos PTDs tendo
em v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
S. MiguelI - Montagem de Celas MT equipadas com tecnologia SF6
nos seguintes PTDs: 201.
Zelar pelo bom estado de conserv ação dos PTDs tendo
em v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
S. Miguel I- Alteração de Potência nos seguintes PTDs: 521.Cumprimento dos padrões de qualidade de serv iço
especificados no RQS
S. MiguelI – Manutenção Prev entiv a de reguladores de tensão em
carga em 15 transformadores de potência de SEs
Zelar pelo bom estado de conserv ação das SEs tendo em
v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
S. Miguel
E- Remodelação e beneficiação das condições de
exploração da SE de Sete Cidades, dotando-a com
celas de corte em SF6 (nos 30kV e 10kV) assim como de
sistema de proteções contra defeitos homopolares e de
fase.
Zelar pelo bom estado de conserv ação das SEs tendo em
v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
114
IlhaDescrição da acção (I -Investimento / E -
Exploração)Objetivo
S. MiguelE- Tratamento do óleo isolante do transformador 60/30 kV
– 12 MVA da Subestação dos Foros
Zelar pelo bom estado de conserv ação das SEs tendo em
v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
Terceira I- Remodelação da rede BT PTDs 39 e 96 - AltaresCumprimento dos padrões de continuidade de serv iço e
da qualidade de serv iço especificados no RQS
TerceiraI - Reforço de rede BT em cobre nú nas freguesias porto
Judeu (PT 97), Terra-Chã (PT 166),
Cumprimento dos padrões de continuidade de serv iço e
dos v alores de tensão especificados na EN 50 160
TerceiraE - Ações de Manutenção prev entiv a de 147 apoios e
Inspeção de 558 apoios das Linhas da Rede MT/AT
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede MT
tendo em v ista o cumprimento dos padrões de
continuidade de serv iço definidos no RQS e da
qualidade de serv iço especificada na EN 50 160
TerceiraE – Manutenção prev entiv a de 52 aparelhos de
manobra da rede aérea
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede MT
tendo em v ista o cumprimento dos padrões de
continuidade de serv iço definidos no RQS e da
qualidade de serv iço especificada na EN 50 160
TerceiraE- Manutenções prev entiv a em 154 Postos de
Transformação e Seccionamento
Zelar pelo bom estado de conserv ação dos PTDs tendo
em v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
Terceira I- Alteração de Potência nos seguintes PTDs: 57, 39 e 167Cumprimento dos padrões de qualidade de serv iço
especificados no RQS
Terceira I- Substituição de 39 aparelhos de corte em PTD aéreos
Zelar pelo bom estado de conserv ação dos PTDs tendo
em v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
Terceira I- Substituição de 4 QGBT em PTDs
Zelar pelo bom estado de conserv ação dos PTDs tendo
em v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
TerceiraE -Substituição de 1 aparelho de manobra da rede aérea
MT
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede MT
tendo em v ista o cumprimento dos padrões de
continuidade de serv iço definidos no RQS e da
qualidade de serv iço especificada na EN 50 160
Terceira E- Substituição de 6 quadros MT de SF6 em PTD´s
Zelar pelo bom estado de conserv ação dos PTDs tendo
em v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
TerceiraI – Manutenção Prev entiv a de reguladores de tensão em
carga em 5 transformadores de potência de SEs
Zelar pelo bom estado de conserv ação das SEs tendo em
v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
TerceiraE – Manutenção Prev entiv a das redes BT do P. Judeu (PT
102) e da Ribeirinha (PT 42)
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede BT tendo
em v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
GraciosaE - Ações de Inspeção prev entiv a de 508 apoios das
Linhas da Rede MT
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede MT/AT
tendo em v ista o cumprimento dos padrões de
continuidade de serv iço definidos no RQS e da
qualidade de serv iço especificada na EN 50 160
GraciosaE - Ações de Manutenção Prev entiv a a cerca de 30
Postos de Transformação/Postos de Seccionamento
Zelar pelo bom estado de conserv ação dos PTDs tendo
em v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
GraciosaE – Beneficiação de terras de serv iço e proteção de 6
PTDs
Cumprimento dos padrões de qualidade de serv iço
especificados no RQS
Graciosa E - Montagem/Substituição/Desv io de 80 apoios BT;
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede BT tendo
em v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
Graciosa E - Montagem/Desv io de 2 Armários de Distribuição;Cumprimento dos padrões de qualidade de serv iço
especificados no RQS
115
IlhaDescrição da acção (I -Investimento / E -
Exploração)Objetivo
Graciosa E - Beneficiação dos PTDs 24, 35 e 26 ao nív el do telhado.Cumprimento dos padrões de qualidade de serv iço
especificados no RQS
Graciosa
E - Manutenção a cerca de 20% da rede BT, sobretudo
em zonas cujo histórico de av arias/degradação é mais
preocupante.
Cumprimento dos padrões de continuidade/qualidade
de serv iço especificados na EN 50160,
GraciosaE - Passagem do PT do Picadeiro a PTD o que permitiu
diminuir a carga ao PT do aeroporto;
Cumprimento dos padrões de continuidade/qualidade
de serv iço especificados na EN 50160,
S. Jorge I – Construção e ligação de nov o PT 73 Porto dos TerreirosCumprimento dos padrões de qualidade de serv iço
especificados no RQS
S. JorgeE- Manutenções prev entiv a em 17 Postos de
Transformação e Seccionamento
Zelar pelo bom estado de conserv ação dos PTDs tendo
em v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
S. JorgeE – Manutenção prev entiv a de 11 aparelhos de
manobra da rede aérea
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede MT
tendo em v ista o cumprimento dos padrões de
continuidade de serv iço definidos no RQS e da
qualidade de serv iço especificada na EN 50 160
S. JorgeI – Instalação de dois interruptores aéreos
telecomandados de três v ias na rede MT
Cumprimento dos padrões de qualidade de serv iço
especificados no RQS
S. JorgeE -Substituição de 2 aparelhos de manobra da rede
aérea MT
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede MT
tendo em v ista o cumprimento dos padrões de
continuidade de serv iço definidos no RQS e da
qualidade de serv iço especificada na EN 50 160
S. Jorge I - Remodelação da rede BT do PTD 31 Relv inhaCumprimento dos padrões de qualidade de serv iço
especificados no RQS
S. Jorge I- Alteração de Potência nos seguintes PTDs: 37, 46 e 62Cumprimento dos padrões de qualidade de serv iço
especificados no RQS
S. Jorge I- Substituição de disjuntores de QGBT nos PTDs 13, 48 e 66
Zelar pelo bom estado de conserv ação dos PTDs tendo
em v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
S. JorgeE – Manutenção de 154 ADs (armários de distribuição) da
rede subterrânea BT
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede BT tendo
em v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
S. Jorge E - Substituição de 4 armários de distribuição BT
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede BT tendo
em v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
S. Jorge E –- Manutenção prev entiv a da rede BT de 23 PTDs
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede BT tendo
em v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
S. JorgeE – Beneficiação de terras de serv iço e proteção dos PTDs
41 e 47
Cumprimento dos padrões de qualidade de serv iço
especificados no RQS
S. JorgeE - Ações de Manutenção prev entiv a de 25 apoios e
Inspeção de 74 apoios das Linhas da Rede MT/AT
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede MT/AT
tendo em v ista o cumprimento dos padrões de
continuidade de serv iço definidos no RQS e da
qualidade de serv iço especificada na EN 50 160
Pico I – Remodelação ramal MT do PT 6Cumprimento dos padrões de continuidade/qualidade
de serv iço especificados na EN 50160,
PicoE – Manutenção Prev entiv a das redes BT dos PTDs 72, 73,
2 e 81
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede BT tendo
em v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
PicoE - Ações de Manutenção prev entiv a de 127 apoios e
Inspeção de 125 apoios das Linhas da Rede MT/AT
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede MT/AT
tendo em v ista o cumprimento dos padrões de
continuidade de serv iço definidos no RQS e da
qualidade de serv iço especificada na EN 50 160
PicoE - Ações de Manutenção Prev entiv a a cerca de 80
Postos de Transformação/Postos de Seccionamento
Zelar pelo bom estado de conserv ação dos PTDs tendo
em v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
116
IlhaDescrição da acção (I -Investimento / E -
Exploração)Objetivo
Pico I – Instalação de 4 interruptores aéreos na rede MTCumprimento dos padrões de qualidade de serv iço
especificados no RQS
FaialI – Substituição de 122 apoios BT que se encontrav am em
mau estado de conserv ação
Cumprimento dos padrões de qualidade de serv iço
especificados no RQS
Faial I – Alteração do PTD 17 Salão, passagem de CA para CBCumprimento dos padrões de qualidade de serv iço
especificados no RQS
FaialE - Ações de Inspeção prev entiv a de 163 apoios das
Linhas da Rede MT
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede MT/AT
tendo em v ista o cumprimento dos padrões de
continuidade de serv iço definidos no RQS e da
qualidade de serv iço especificada na EN 50 160
FaialE - Ações de Manutenção Prev entiv a a cerca de 48
Postos de Transformação/Postos de Seccionamento
Zelar pelo bom estado de conserv ação dos PTDs tendo
em v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
Faial E – Manutenção prev entiv a da rede BT de 27 PTDs
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede BT tendo
em v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
FaialE – Manutenção de 104 ADs (armários de distribuição) da
rede subterrânea BT
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede BT tendo
em v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
FloresE – Manutenção prev entiv a da rede BT do PTD 6 Cedros
e do PTD 20 Ponta Ruiv a
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede BT tendo
em v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
FloresE - Ações de Manutenção Prev entiv a a cerca de 5 Postos
de Transformação/Postos de Seccionamento
Zelar pelo bom estado de conserv ação dos PTDs tendo
em v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
FloresE - Substituição de isoladores MT e DSTs na SE de Além
Fazenda
Zelar pelo bom estado de conserv ação das SEs tendo em
v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
FloresE – Manutenção prev entiv a de 9 aparelhos de manobra
da rede aérea
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede MT
tendo em v ista o cumprimento dos padrões de
continuidade de serv iço definidos no RQS e da
qualidade de serv iço especificada na EN 50 160
Todas as ilhas
Manutenção a 305 equipamentos de subestações
(barramentos, painéis de linha, painéis de
transformadores, transformadores, reactâncias, sistemas
de protecção comando e controlo, sistemas de corrente
contínua, et,)
Zelar pelo bom estado de conserv ação das SEs tendo em
v ista o cumprimento dos padrões de continuidade de
serv iço definidos no RQS e da qualidade de serv iço
especificada na EN 50 160
Todas as ilhasE - Inspeções termografia a 397 instalações (387 PTDs e 10
SEs )Identificação de defeitos elétricos
Todas as ilhas
E – Manutenção prev entiv a de 50 equipamentos de
teleação de postos de transformação e teleinterruptores
da rede aérea
Zelar pelo bom estado de conserv ação da rede MT/AT
tendo em v ista o cumprimento dos padrões de
continuidade de serv iço definidos no RQS e da
qualidade de serv iço especificada na EN 50 160
Anexos
117
Anexos
Anexo I - Siglas, abreviaturas e definições
Alta Tensão (AT) – tensão entre fases cujo
valor eficaz é superior a 45 kV e igual ou
inferior a 110 kV.
Avaria – condição do estado de um equi-
pamento ou sistema de que resultem danos
ou falhas no seu funcionamento.
Baixa Tensão (BT) – tensão entre fases cujo
valor eficaz é igual ou inferior a 1 kV.
Carga – valor, num dado instante, da po-
tência ativa fornecida em qualquer ponto
de um sistema, determinada por uma medi-
da instantânea ou por uma média obtida
pela integração da potência durante um
determinado intervalo de tempo. A carga
pode referir-se a um consumidor, a um apa-
relho, a uma linha ou a uma rede.
Cava (abaixamento) da tensão de alimen-
tação – diminuição brusca da tensão de
alimentação para um valor situado entre
90% e 1% da tensão declarada, Uc (ou da
tensão de referência deslizante, Urd), segui-
da do restabelecimento da tensão depois
de um curto lapso de tempo. Por conven-
ção, uma cava de tensão dura de 10 ms a
1 min.
Centro de Condução de uma rede – órgão
encarregue da vigilância e da condução
das instalações e equipamentos de uma
rede.
Cliente – pessoa singular ou coletiva com
um contrato de fornecimento de energia
elétrica ou acordo de acesso e operação
das redes.
Cliente não vinculado – Pessoa singular ou
coletiva, titular de uma instalação consumi-
dora de energia elétrica, a quem tenha sido
concedida autorização de acesso ao Siste-
ma Elétrico Não Vinculado (SENVA), nos
termos do Regulamento de Relações Co-
merciais.
Compatibilidade eletromagnética (CEM) –
aptidão de um aparelho ou de um sistema
para funcionar no seu ambiente eletromag-
nético de forma satisfatória e sem ele pró-
prio produzir perturbações eletromagnéticas
intoleráveis para tudo o que se encontre
nesse ambiente.
Condições normais de exploração – condi-
ções de uma rede que permitem corres-
ponder à procura de energia elétrica, às
manobras da rede e à eliminação de defei-
118
tos pelos sistemas automáticos de proteção,
na ausência de condições excecionais liga-
das a influências externas ou a incidentes
importantes.
Condução da rede – ações de vigilância,
controla e comando da rede ou de um
conjunto de instalações elétricas s assegu-
radas por um ou mais centros de condução.
Consumidor – entidade que recebe energia
elétrica para utilização própria.
Corrente de curto-circuito - corrente elétrica
entre dois pontos de um circuito em que se
estabeleceu um caminho condutor ocasio-
nal e de baixa impedância.
Consumidor direto da Rede de Transporte –
entidade (eventualmente possuidora de
produção própria) que recebe diretamente
energia elétrica da rede de transporte para
utilização própria.
Contrato de ligação à Rede de Transporte –
contrato entre o utilizador da rede de
transporte a entidade concessionária do
transporte e distribuição relativo às condi-
ções de ligação: prazos, custo, critérios de
partilha de meios e de encargos comuns de
exploração, condições técnicas e de explo-
ração particulares, normas específicas da
instalação, procedimentos de segurança e
ensaios específicos.
Concessionária do Transporte e Distribuição
– entidade a quem cabe, em regime de
exclusivo e de serviço público, mediante a
celebração de um contrato de concessão
com o Governo Regional dos Açores, a ges-
tão técnica global dos sistemas elétricos de
cada uma das ilhas do Arquipélago dos
Açores, o transporte e a distribuição de
energia elétrica nos referidos sistemas, bem
como a construção e exploração das respe-
tivas infraestruturas, conforme o disposto no
Capítulo V do Regulamento das Relações
Comerciais.
Defeito elétrico – anomalia numa rede elé-
trica resultante da perda de isolamento de
um seu elemento, dando origem a uma
corrente, normalmente elevada, que requer
a abertura automática de disjuntores.
Desequilíbrio de tensão - estado no qual os
valores eficazes das tensões das fases ou
das desfasagens entre tensões de fases con-
secutivas, num sistema trifásico, não são
iguais.
Despacho Regional de uma rede – órgão
que exerce um controlo permanente sobre
as condições de exploração e condução
de uma rede no âmbito regional.
Disparo - abertura automática de um disjun-
tor provocando a saída da rede de um
elemento ou equipamento, por atuação de
um sistema ou órgão de proteção da rede,
normalmente em consequência de um de-
feito elétrico.
Anexos
119
DRCIE – Direção Regional do Comércio,
Indústria e Energia.
Duração média das interrupções do sistema
(SAIDI - “System Average Interruption Durati-
on Index”) - representa a duração média
das interrupções verificadas nos pontos de
entrega durante um determinado período.
O indicador SAIDI é obtido pelo cálculo da
expressão:
k
x
1=iDIij
k
1=j=MTSAIDI
∑∑
em que:
DIij· – duração da interrupção i na instala-
ção j (PTD ou PTC), em minutos;
k – quantidade total de pontos de entrega
(PTC e PTD) da ilha, para o cálculo de indi-
cadores globais da ilha ou por linha de dis-
tribuição; quantidade total dos pontos de
entrega da zona de serviço considerada, da
ilha ou da região, para o cálculo de indica-
dores por zona de serviço, por ilha ou para a
região; quantidade total dos pontos de
entrega da região para indicadores globais
da região;
x – número de interrupções da instalação j.
Emissão (eletromagnética) - processo pelo
qual uma fonte fornece energia eletromag-
nética ao exterior.
Energia não distribuída (END) - valor estima-
do da energia não distribuída nos pontos de
entrega das redes de distribuição em MT,
devido a interrupções de fornecimento,
durante um determinado intervalo de tem-
po (normalmente 1 ano civil), dado pela
seguinte expressão:
T
TIEPI×EFEND= onde:
TIEPI – tempo de interrupção equivalente da
potência instalada, em horas
EF – energia entrada na rede de distribuição
de MT, em MWh, no período de tempo con-
siderado
T – período de tempo considerado, em ho-
ras.
Energia não fornecida (ENF) - valor estimado
da energia não fornecida nos pontos de
entrega da rede de transporte, devido a
interrupções de fornecimento, durante um
determinado intervalo de tempo (normal-
mente 1 ano civil).
Entrada - canalização elétrica de Baixa
Tensão compreendida entre uma caixa de
colunas, um quadro de colunas ou uma
portinhola e a origem de uma instalação de
utilização.
120
ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços
Energéticos.
Exploração – conjunto das atividades
necessárias ao funcionamento de uma ins-
talação elétrica, incluindo as manobras, o
comando, o controlo, a manutenção, bem
como os trabalhos elétricos e os não elétri-
cos.
Flutuação de tensão - série de variações da
tensão ou variação cíclica da envolvente
de uma tensão.
Fornecedor - entidade responsável pelo
fornecimento de energia elétrica, nos ter-
mos de um contrato.
Fornecimento de energia elétrica - venda
de energia elétrica a qualquer entidade
que é cliente da entidade concessionária
do transporte e distribuição.
Frequência da tensão de alimentação (f) -
taxa de repetição da onda fundamental da
tensão de alimentação, medida durante um
dado intervalo de tempo (em regra 1 se-
gundo).
Frequência média de interrupções do siste-
ma (SAIFI - “System Average Interruption
Frequency Index”) - representa o número
médio de interrupções verificadas nos pon-
tos de entrega, durante um determinado
período.
O indicador SAIFI é obtido pela expressão:
k
jMTFIk
1=j=MTSAIFI
∑
em que:
FIjMT - número de interrupções em PTD e
PTC, no período considerado;
k - quantidade total dos pontos de entrega
(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
Anexos
121
condensadores e outros equipamentos de
armazenamento de energia elétrica.
Instalação elétrica eventual - instalação
elétrica provisória, estabelecida com o fim
de realizar, com carácter temporário, um
evento de natureza social, cultural ou des-
portiva.
Instalação de utilização – instalação elétrica
destinada a permitir aos seus utilizadores a
aplicação da energia elétrica pela sua
transformação noutra forma de energia.
Interrupção acidental - interrupção do for-
necimento ou da entrega de energia elétri-
ca provocada por defeitos permanentes ou
transitórios, na maior parte das vezes ligados
a acontecimentos externos, a avarias ou a
interferências.
Interrupção breve - interrupção acidental
com uma duração igual ou inferior a 3 min.
Interrupção do fornecimento ou da entrega
- situação em que o valor eficaz da tensão
de alimentação no ponto de entrega é
inferior a 1% da tensão declarada Uc, em
pelo menos uma das fases, dando origem, a
cortes de consumo nos clientes.
Interrupção longa - interrupção acidental
com uma duração superior a 3 min.
Interrupção prevista - interrupção do forne-
cimento ou da entrega que ocorre quando
os clientes são informados com antecedên-
cia, para permitir a execução de trabalhos
programados na rede.
Licença vinculada - licença mediante a
qual o titular assume o compromisso de
alimentar o SEPA ou ser por ele alimentado,
dentro das regras de funcionamento daque-
le sistema.
Limite de emissão (duma fonte de perturba-
ção) - valor máximo admissível do nível de
emissão.
Limite de imunidade - valor mínimo requeri-
do do nível de imunidade.
Manobras - ações destinadas a realizar mu-
danças de esquema de exploração de uma
rede elétrica, ou a satisfazer, a cada mo-
mento, o equilíbrio entre a produção e o
consumo ou o programa acordado para o
conjunto das interligações internacionais, ou
ainda a regular os níveis de tensão ou a
produção de energia reativa nos valores
mais convenientes, bem como as ações
destinadas a colocar em serviço ou fora de
serviço qualquer instalação elétrica ou ele-
mento dessa rede.
Manutenção - combinação de ações téc-
nicas e administrativas, compreendendo as
operações de vigilância, destinadas a man-
ter uma instalação elétrica num estado de
operacionalidade que lhe permita cumprir a
sua função.
122
Manutenção corretiva (reparação) -
combinação de ações técnicas e adminis-
trativas realizadas depois da deteção de
uma avaria e destinadas à reposição do
funcionamento de uma instalação elétrica.
Manutenção preventiva (conservação) -
combinação de ações técnicas e adminis-
trativas realizadas com o objetivo de reduzir
a probabilidade de avaria ou degradação
do funcionamento de uma instalação elétri-
ca.
Média Tensão (MT) - tensão entre fases cujo
valor eficaz é superior a 1 kV e igual ou infe-
rior a 45 kV.
Muito Alta Tensão (MAT) - tensão entre fases
cujo valor eficaz é superior a 110 kV.
Nível de compatibilidade (eletromagnética)
- nível de perturbação especificado para o
qual existe uma forte e aceitável probabili-
dade de compatibilidade eletromagnética.
Nível de emissão - nível duma dada pertur-
bação eletromagnética, emitida por um
dispositivo, aparelho ou sistema particular e
medido duma maneira especificada.
Nível de imunidade - nível máximo duma
perturbação eletromagnética de determi-
nado tipo incidente sobre um dispositivo,
aparelho ou sistema não susceptível de
provocar qualquer degradação do seu
funcionamento.
Nível de perturbação - nível de uma dada
perturbação eletromagnética, medido de
uma maneira especificada.
Nível de planeamento - objetivo de quali-
dade interno da entidade concessionária
do transporte e distribuição relativamente a
uma perturbação na onda de tensão, mais
exigente ou, no limite, igual ao respetivo
nível de referência associado a um grau de
probabilidade de ocorrência.
Nível de referência (de uma perturbação) -
nível máximo recomendado para uma per-
turbação eletromagnética em determina-
dos pontos de uma rede elétrica (normal-
mente, os pontos de entrega).
Nível (duma quantidade) - valor duma
quantidade avaliada duma maneira especi-
ficada.
Ocorrência – acontecimento que afete as
condições normais de funcionamento de
uma rede elétrica.
Operador Automático (OPA) – dispositivo
eletrónico programável destinado a execu-
tar automaticamente operações de ligação
ou desligação de uma instalação ou a sua
reposição em serviço na sequência de um
disparo parcial ou total da instalação.
Operação - Acão desencadeada local-
mente ou por telecomando que visa modifi-
car o estado de um órgão ou sistema.
Anexos
123
Perturbação (eletromagnética) - fenómeno
eletromagnético suscetível de degradar o
funcionamento dum dispositivo, dum apare-
lho ou dum sistema.
Ponto de entrega (PdE) - ponto (da rede)
onde se faz a entrega de energia elétrica à
instalação do cliente ou a outra rede.
Nota: Na Rede de Transporte o ponto de
entrega é, normalmente, o barramento de
uma subestação a partir do qual se alimen-
ta a instalação do cliente. Podem também
constituir pontos de entrega:
Os terminais dos secundários de transforma-
dores de potência de ligação a uma insta-
lação do cliente.
A fronteira de ligação de uma linha à insta-
lação do cliente.
Ponto de ligação - ponto da rede eletrica-
mente identificável a que se liga uma car-
ga, uma outra rede, um grupo gerador ou
um conjunto de grupos geradores.
Ponto de interligação (de uma instalação
elétrica à rede) – é o nó de uma rede do
sistema elétrico de serviço público (SEPA)
eletricamente mais próximo do ponto de
ligação de uma instalação elétrica.
Ponto de medida - ponto da rede onde a
energia ou a potência é medida.
Posto (de uma rede elétrica) - parte de uma
rede elétrica, situada num mesmo local,
englobando principalmente as extremida-
des de linhas de transporte ou de distribui-
ção, a aparelhagem elétrica, edifícios e,
eventualmente, transformadores.
Posto de transformação (PT) - posto destina-
do à transformação da corrente elétrica por
um ou mais transformadores estáticos cujo
secundário é de baixa tensão.
Potência nominal - é a potência máxima
que pode ser obtida em regime contínuo
nas condições geralmente definidas na
especificação do fabricante, e em condi-
ções climáticas precisas.
Produtor – entidade responsável pela liga-
ção à rede e pela exploração de um ou
mais grupos geradores.
Ramal - canalização elétrica, sem qualquer
derivação, que parte do quadro de um
posto de transformação ou de uma canali-
zação principal e termina numa portinhola,
quadro de colunas ou aparelho de corte de
entrada de uma instalação de utilização.
Rede – conjunto de subestações, linhas,
cabos e outros equipamentos elétricos liga-
dos entre si com vista a transportar a ener-
gia elétrica produzida pelas centrais até aos
consumidores.
Rede de distribuição – parte da rede utiliza-
da para condução da energia elétrica,
124
dentro de uma zona de consumo, para o
consumidor final.
Rede de transporte – parte da rede utilizada
para o transporte da energia elétrica, em
geral e na maior parte dos casos, dos locais
de produção para as zonas de distribuição
e de consumo.
Severidade da tremulação – intensidade do
desconforto provocado pela tremulação
definida pelo método de medição UIE-CEI
da tremulação e avaliada segundo os se-
guintes valores:
severidade de curta duração (Pst)
medida num período de 10 min;
severidade de longa duração (Plt)
calculada sobre uma sequência de
12 valores de Pst relativos a um in-
tervalo de duas horas, segundo a
expressão:
312
1i=12
Pst3=ltP ∑
Sobretensão temporária à frequência indus-
trial – sobretensão ocorrendo num dado
local com uma duração relativamente lon-
ga.
Sobretensão transitória - sobretensão, oscila-
tória ou não, de curta duração, em geral
fortemente amortecida e com uma dura-
ção máxima de alguns milissegundos.
Subestação (ou SE) – posto destinado a
algum dos seguintes fins:
Transformação da corrente elétrica por um
ou mais transformadores estáticos, cujo se-
cundário é de alta ou de média tensão;
Compensação do fator de potência por
compensadores síncronos ou condensado-
res, em alta ou média tensão.
Tempo de interrupção equivalente (TIE) -
representa o tempo de interrupção da po-
tência média fornecida expectável (no
caso de não ter havido interrupções) num
determinado período.
O indicador TIE é obtido pelo cálculo da
expressão:
Pme
ENF=TIE em minutos
sendo, T
ENF+EF=Pme em
[MWh/minuto]
e:
ENF - energia não fornecida no período
considerado, em MWh;
EF - energia fornecida no período con-
siderado, em MWh;
Anexos
125
Pme - potência média expectável, caso
não se tivessem registado interrupções, em
MWh/minuto;
T - duração do período considerado,
em minutos.
Tempo de interrupção equivalente da po-
tência instalada (TIEPI) - representa o tempo
de interrupção da potência instalada nos
postos de transformação (públicos e priva-
dos) da rede de distribuição.
O indicador TIEPI é obtido pelo cálculo da
expressão:
∑
∑∑
k
1=jPI j
x
1=iPI j×DI ij
k
1=j=TIEPI
em que:
DIij - duração da interrupção da instalação i,
em minutos;
PIj - potência instalada na instalação j - pos-
to de transformação de serviço público
(PTD) ou particular (PTC), em kVA;
k - quantidade total dos pontos de entrega
(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.
126
Tensão de alimentação declarada (Uc) -
tensão nominal Un entre fases da rede, salvo
se, por acordo entre o fornecedor e o clien-
te, a tensão de alimentação aplicada no
ponto de entrega diferir da tensão nominal,
caso em que essa tensão é a tensão de
alimentação declarada Uc.
Tensão de referência deslizante (aplicável
nas cavas de tensão) - valor eficaz da ten-
são num determinado ponto da rede elétri-
ca calculado de forma contínua num de-
terminado intervalo de tempo, que repre-
senta o valor da tensão antes do início de
uma cava, e é usado como tensão de refe-
rência para a determinação da amplitude
ou profundidade da cava.
Nota: O intervalo de tempo a considerar
deve ser muito superior à duração da cava
de tensão.
Tensão harmónica - tensão sinusoidal cuja
frequência é um múltiplo inteiro da frequên-
cia fundamental da tensão de alimentação.
As tensões harmónicas podem ser avalia-
das:
individualmente, segundo a sua amplitude
relativa (Uh) em relação à fundamental
(U1), em que “h” representa a ordem da
harmónica;
globalmente, ou seja, pelo valor da distor-
ção harmónica total (DHT) calculado pela
expressão seguinte:
402
2
h
h
DHT U
Tensão interharmónica - tensão sinusoidal
cuja frequência está compreendida entre
as frequências harmónicas, ou seja, cuja
frequência não é um múltiplo inteiro da
frequência fundamental.
Tensão nominal de uma rede (Un) - tensão
entre fases que caracteriza uma rede e em
relação à qual são referidas certas caracte-
rísticas de funcionamento.
Tremulação (“flicker”) - impressão de instabi-
lidade da sensação visual provocada por
um estímulo luminoso, cuja luminância ou
repartição espectral flutua no tempo.
T&D1 – Transporte e distribuição – inclui inter-
rupções na instalação do cliente
Utilizador da Rede de Transporte – Produ-
tor, Distribuidor ou Consumidor que está
ligado fisicamente à rede de transporte ou
que a utiliza por intermédio de terceiros
para transporte e/ou regulação de energia,
ou ainda para apoio (reserva de potência).
Variação de tensão - aumento ou diminui-
ção do valor eficaz da tensão, provocados
pela variação da carga total da rede ou de
parte desta.
Anexos
127
Abreviaturas das ilhas
SMA – Santa Maria
SMG – São Miguel
TER - Terceira
GRA - Graciosa
SJG – São Jorge
FAI - Faial
FLO - Flores
COR - Corvo
128
Anexo II - Classificação das causas das interrupções
Quadro geral de classificação
Apresenta-se em seguida o quadro geral de
classificação das interrupções. O RQS esta-
belece um nível mínimo para a classificação
de interrupções. A EDA, para melhor carac-
terização das mesmas, e sendo-o permitido
no âmbito do mesmo regulamento, tem em
prática corrente um nível mais detalhado,
apresentado na tabela seguinte:
Tipo Motivo Causa Código
Acordo c/ cliente (1) 110
Novos Empreendimentos (1) 121
Reparação de equipamentos (2) 122
Conservação de equipamentos (3) 123
Alterações na configuração da rede (4) 124
Trabalhos de abate ou decote de árvores (5) 125
Razões de interesse público (3) Plano nacional de emergencia energética 130
Facto imputável ao cliente (4) Artigo 177. º do RRC 140
Vento de intensidade excepcional (1) 211
Inundações imprevisiveis (2) 212
Descarga atmosférica directa (3) 213
Incendio (4) 214
Terramoto (5) 215
Greve geral (6) 216
Alteração da ordem pública (7) 217
Sabotagem (8) 218
Malfeitoria (9) 219
Intervenção de Terceiros* (0) 220
Outras causas (1) 221
Razões de segurança (3) Deslastre de cargas (0) 230
Acção atmosférica (1) 241
Acção ambiental (2) 242
Origem interna (3) 243
Trabalhos inadiaveis (4) 244
Outras causas (5) 245
Desconhecidas (6) 246
Reengate (5) 25
Facto imputável ao cliente (6) Artigo 177. º do RRC 26
Deficiência na instalação do cliente 30
PREVISTAS
(PROGRAMADAS)
(1)
Razões de serv iço (2)
Casos Fortuitos/Força maior (1) e (2)
Próprias (4)
IMPREVISTAS
(ACIDENTAIS)
(2)
Anexos
129
O quadro seguinte apresenta, de uma for-
ma simplificada, a relação existente entre as
causas simples de uma interrupção e o seu
descritivo.
Origem das interrupções
Produção: são as interrupções do forneci-
mento ou da entrega de energia elétrica
com origem em centros produtores.
Transporte: são as interrupções do forneci-
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
130
Causas das interrupções
Acordo com o cliente
Razões de serviço
Razões de interesse público· Caracterizadas no Regulamento de Relações
Comerciais
Razões de segurança
Facto imputável ao cliente
131
Causas fortuitas ou de força maior: conside-
ram-se causas fortuitas ou de força-maior as
indicadas no n.º 4 do artigo 2.º do RQS.
Próprias: consideram-se interrupções pró-
prias todas as não caracterizadas anterior-
mente. Estas causas podem ser desagrega-
das do seguinte modo:
Acão atmosférica: inclui as interrupções
devidas a fenómenos atmosféricos, desig-
nadamente, descargas atmosféricas indire-
tas, chuva, inundação, neve, gelo, granizo,
nevoeiro, vento ou poluição, desde que
não sejam passíveis de ser classificadas
como causas de força maior;
Acão ambiental: inclui as interrupções pro-
vocadas, designadamente, por animais,
arvoredo, movimentos de terras ou interfe-
rências de corpos estranhos, desde que não
sejam passíveis de ser classificadas como
causas de força maior;
Origem interna: inclui, designadamente,
erros de projeto ou de montagem, falhas ou
uso inadequado de equipamentos ou de
materiais, atividades de manutenção, obras
próprias ou erro humano;
Trabalhos inadiáveis: inclui as interrupções
por razões de serviço visando a realização
de trabalhos inadiáveis sem o cumprimento
do disposto no Regulamento de Relações
Comerciais;
Outras causas: inclui, designadamente,
interrupções originadas em instalações de
clientes;
Desconhecidas: interrupções com causa
desconhecida.