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Relatório da Qualidade de
Serviço 2016
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Sumário De acordo com o estabelecido no Regula-
mento de Qualidade de Serviço em vigor na
RAA, compete à concessionária do transporte
e distribuição vinculado do Sistema Elétrico do
Serviço Publico da Região Autónoma dos
Açores elaborar, anualmente, o relatório da
qualidade de serviço. Este documento tem
como objetivo caracterizar a qualidade do
serviço prestado pela Electricidade dos Aço-
res, S.A., as considerações assumidas e as me-
todologias de cálculo utilizadas.
Destacamos que o Regulamento da Quali-
dade de Serviço, que vigora desde 2014, veio
impor um acréscimo de exigência no que res-
peita à continuidade de serviço, designada-
mente ao nível dos padrões de qualidade,
alargamento do seu âmbito ao nível da tipo-
logia de interrupções que os abrange e a ex-
tensão desses padrões a interrupções com ori-
gem em centros produtores.
Em 2016 a EDA, S.A. deu continuidade à adap-
tação a esta realidade, mantendo o trabalho
desenvolvido nos últimos anos, com o objetivo
de vir a cumprir as maiores exigências estabe-
lecidas regulamentarmente, e de ver aumen-
tada a satisfação dos seus clientes.
Neste setor, a qualidade de serviço pode ser
analisada pela sua componente comercial e
pela sua natureza técnica (continuidade de
serviço e qualidade da onda de tensão). No
que diz respeito ao comercial, a qualidade re-
fere-se aos aspetos relacionados com o aten-
dimento, pedidos de informação e assistência
técnica, ou seja, aferir a comunicação e os
serviços prestados aos clientes. No âmbito da
continuidade de serviço, pode ser observado
o número e a duração das interrupções atra-
vés de diversos indicadores. Por sua vez, a am-
plitude, a frequência, a forma da onda, bem
como a simetria do sistema trifásico avaliam a
qualidade da onda tensão.
No que concerne aos indicadores gerais de
relacionamento comercial a EDA, S.A. man-
teve os níveis de exigência alcançados nos úl-
timos anos, tendo sido cumpridos todos os in-
dicadores definidos.
Os indicadores individuais de relacionamento
comercial ostentam um elevado grau de
cumprimento dos deveres da EDA, S.A., tendo-
se, no entanto, verificado incumprimentos
pontuais que deram origem às respetivas
compensações a clientes.
No capítulo “Qualidade de serviço comercial”
foi efetuada uma análise mais profunda e in-
dividualizada da qualidade de serviço de âm-
bito comercial.
Ao nível da continuidade de serviço, a quali-
dade é aferida através de indicadores gerais
para as redes de distribuição em média ten-
são (MT) e distribuição em baixa tensão (BT),
bem como indicadores individuais para as
mesmas redes.
Por comparação com o ano de 2015 verifica-
se uma melhoria dos indicadores globais de
continuidade de serviço da RAA. Num hori-
zonte de 5 anos, regista-se o melhor compor-
tamento global para os indicadores SAIFI,
SAIDI e TIEPI. No mesmo horizonte, o indicador
MAIFI apenas apresenta melhor desempenho
em 2012 e 2013.
Na Região existem três níveis de qualidade de
serviço, definidos no regulamento da quali-
dade de serviço, designadamente: zonas dos
tipos A, B e C.
A continuidade de serviço foi alvo de uma
análise pormenorizada no capítulo 3, onde
são apresentados e analisados os resultados
dos indicadores gerais e individuais para a MT
e para a BT (por zona de qualidade de serviço
e por ilha/região) e uma análise aos principais
incidentes verificados.
4
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, demons-
tram a qualidade da onda de tensão, no que
diz respeito à sua amplitude, tremulação
(Flicker), desequilíbrio do sistema trifásico de
tensões, frequência, distorção harmónica, ca-
vas de tensão e sobretensões.
No capítulo 4, dedicado à qualidade da onda
de tensão, encontra-se exposta uma análise
criteriosa e minuciosa de todas as situações
de incumprimento e das cavas registadas
com maior severidade.
5
Índice
1. Introdução.......................................................................................................................................................... 10
2. Qualidade de Serviço Comercial .................................................................................................................. 11
2.1. Inquérito de satisfação dos clientes ....................................................................................................... 11
2.1.1. Clientes Família .................................................................................................................................... 12
2.1.2. Clientes Empresa ................................................................................................................................. 12
2.1.3. Registo de Avarias............................................................................................................................... 12
2.2. Indicadores da Qualidade de serviço comercial ............................................................................... 12
2.2.1. Tempo de ligação à rede de instalações de baixa tensão ....................................................... 13
2.2.2. Ativação de Fornecimento em Baixa Tensão ............................................................................... 14
2.2.3. Atendimento presencial .................................................................................................................... 15
2.2.4. Atendimento telefónico..................................................................................................................... 16
2.2.5. Pedidos de Informação apresentados por escrito ....................................................................... 20
2.2.6. Frequência de leitura de equipamentos de medição ................................................................ 20
2.2.7. Reclamações ....................................................................................................................................... 21
2.2.8. Visitas combinadas ............................................................................................................................. 22
2.2.9. Assistência técnica após comunicação de avaria pelo cliente ............................................... 23
2.2.10. Restabelecimento do fornecimento de energia após interrupção do serviço por facto
imputável ao cliente ..................................................................................................................................... 24
2.2.11. Compensações pagas pela EDA, S.A. por incumprimento dos padrões individuais de
qualidade ....................................................................................................................................................... 25
2.2.12. Compensações pagas aos operadores de redes de distribuição por incumprimento de
clientes ............................................................................................................................................................. 27
2.3. Clientes com necessidades especiais e clientes prioritários .............................................................. 27
2.4. Ações mais relevantes para garantia da qualidade de serviço de âmbito comercial .............. 29
3. Continuidade de serviço ................................................................................................................................. 32
3.1. Ocorrências ................................................................................................................................................. 32
3.2. Indicadores gerais ...................................................................................................................................... 39
3.2.1. Indicadores gerais MT - RAA ............................................................................................................. 39
3.2.2. Indicadores MT - ilha ........................................................................................................................... 42
3.2.3. Continuidade BT .................................................................................................................................. 51
3.2.4. Indicadores BT – ilhas .......................................................................................................................... 55
3.3. Indicadores individuais .............................................................................................................................. 60
4. Qualidade da onda de tensão ..................................................................................................................... 63
4.1. Plano de Monitorização ........................................................................................................................... 63
4.2. Plano de Monitorização – Redes de transporte e Distribuição em AT e MT ................................... 64
4.3. Plano de Monitorização – Rede de distribuição em BT ...................................................................... 66
4.3.2. Indicadores semanais......................................................................................................................... 67
4.4. Qualidade onda de tensão ..................................................................................................................... 68
4.4.1. Amplitude ............................................................................................................................................. 68
4.4.2. Tremulação (Flicker) ........................................................................................................................... 68
4.4.3. Desequilíbrio ......................................................................................................................................... 69
4.4.4. Frequência ........................................................................................................................................... 69
6
4.4.5. Tensões harmónicas ........................................................................................................................... 69
4.4.6. Cavas .................................................................................................................................................... 69
4.4.7. Sobretensões ........................................................................................................................................ 79
4.4.8. Evolução da Qualidade da Onda de Tensão .............................................................................. 88
5. Principais incidentes ......................................................................................................................................... 91
5.1. Principais incidentes por ilha .................................................................................................................... 91
5.1.1. Santa Maria .......................................................................................................................................... 91
5.1.2. São Miguel ............................................................................................................................................ 92
5.1.3. Terceira .................................................................................................................................................. 94
5.1.4. Graciosa ............................................................................................................................................... 97
5.1.5. São Jorge .............................................................................................................................................. 99
5.1.6. Pico ...................................................................................................................................................... 100
5.1.7. Faial ...................................................................................................................................................... 102
5.1.8. Flores .................................................................................................................................................... 104
5.1.9. Corvo ................................................................................................................................................... 105
5.2. Incidentes de grande impacto (IGI) .................................................................................................... 106
5.3. Eventos excecionais ................................................................................................................................ 109
6. Ações para a melhoria da qualidade de serviço .................................................................................... 111
6.1. Redes .......................................................................................................................................................... 111
6.2. Produção ................................................................................................................................................... 118
Anexos ................................................................................................................................................................... 120
Anexo I - Siglas, abreviaturas e definições ................................................................................................. 120
Anexo II - Classificação das causas das interrupções ............................................................................. 130
6.2.2. Quadro geral de classificação ....................................................................................................... 130
Origem das interrupções ............................................................................................................................ 132
Tipos de interrupções .................................................................................................................................. 132
7
Índice de tabelas Tabela 2-1 Satisfação clientes família ............................................................................................................... 12
Tabela 2-2 Satisfação clientes empresa ........................................................................................................... 12
Tabela 2-3 registos de avarias via telefone ...................................................................................................... 12
Tabela 2-4 Serviço de ligação às redes de BT ................................................................................................. 13
Tabela 2-5 Ativação de fornecimento em BT .................................................................................................. 15
Tabela 2-6 Atendimentos presenciais em lojas comerciais da EDA, S.A. ................................................... 16
Tabela 2-7 Atendimento telefónico para comunicação de leituras .......................................................... 17
Tabela 2-8 Atendimento telefónico para comunicação de avarias ......................................................... 18
Tabela 2-9 Atendimento telefónico comercial ............................................................................................... 19
Tabela 2-10 Atendimento telefónico no âmbito do DL 134/2009 (call centers) ....................................... 19
Tabela 2-11 Pedidos de informação respondidos até 15 dias úteis ............................................................ 20
Tabela 2-12 Contadores com leitura até 96 dias, face à leitura anterior .................................................. 21
Tabela 2-13 Tratamento de reclamações ........................................................................................................ 22
Tabela 2-14 Registo de reclamações pelos cinco temas principais ........................................................... 22
Tabela 2-15 Visitas Combinadas - OPCC ......................................................................................................... 23
Tabela 2-16 Assistência técnica após comunicação de avaria pelo cliente .......................................... 24
Tabela 2-17 Restabelecimento do fornecimento de energia após interrupção do serviço por facto
imputável ao cliente ............................................................................................................................................ 25
Tabela 2-18 Compensações pagas a clientes por incumprimento dos padrões de qualidade de
serviço ..................................................................................................................................................................... 26
Tabela 2-19 Compensações pagas aos operadores das redes de distribuição por incumprimento dos
clientes .................................................................................................................................................................... 27
Tabela 2-20 Clientes com necessidades especiais ........................................................................................ 28
Tabela 2-21 Clientes prioritários .......................................................................................................................... 28
Tabela 3-1 - Evolução do número de ocorrências ......................................................................................... 32
Tabela 3-2 - Evolução do número de ocorrências por causa ..................................................................... 33
Tabela 3-3 - Evolução do n.º de ocorrências por origem ............................................................................. 34
Tabela 3-4- Evolução do n.º de interrupções em PdE da rede MT na RAA ............................................... 35
Tabela 3-5 - Evolução do n.º de interrupções por origem e duração ........................................................ 36
Tabela 3-6 - Evolução do n.º de interrupções por ilha ................................................................................... 37
Tabela 3-7 - N.º de interrupções 2016 por tipo de duração e origem ........................................................ 37
Tabela 3-8 - N.º de interrupções longas por causa ........................................................................................ 38
Tabela 3-9 - Indicadores de continuidade de serviço da RAA, para interrupções longas (SAIFI – n.º;
TIEPI e SAIDI - hh:mm) ........................................................................................................................................... 39
Tabela 3-10 - Evolução dos indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona, para
interrupções longas (SAIFI – n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) .................................................................................. 39
Tabela 3-11 - Indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona e origem, para interrupções
longas (SAIFI – n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) .......................................................................................................... 40
Tabela 3-12 - Indicadores de continuidade de serviço da RAA, por zona e causa para interrupções
longas (SAIFI – n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm) .......................................................................................................... 40
Tabela 3-13 - Indicadores de continuidade de serviço da RAA, para interrupções longas, não
abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm) .................................................................................................. 41
Tabela 3-14 - Evolução do TIEPI por ilha - interrupções longas (hh:mm) .................................................... 42
Tabela 3-15- TIEPI - interrupções longas por origem (hh:mm) ....................................................................... 42
8
Tabela 3-16 - TIEPI - interrupções longas por causa (hh:mm) ....................................................................... 43
Tabela 3-17 - MAIFI - interrupções curtas por origem (n.º) ............................................................................ 44
Tabela 3-18 - MAIFI - interrupções longas por causa (n.º) ............................................................................. 44
Tabela 3-19 - Evolução do SAIFI - interrupções longas (n.º) .......................................................................... 46
Tabela 3-20- SAIFI - interrupções longas por origem (n.º) .............................................................................. 46
Tabela 3-21 - SAIFI - interrupções longas por causa (n.º) .............................................................................. 47
Tabela 3-22 - Evolução do SAIFI - interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (n.º) 47
Tabela 3-23 - Evolução do SAIDI - interrupções longas (hh:mm) ................................................................. 48
Tabela 3-24 - SAIDI - interrupções longas por origem (hh:mm) .................................................................... 48
Tabela 3-25 - SAIDI - interrupções longas por causa (hh:mm) ...................................................................... 49
Tabela 3-26 - SAIDI - interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm) ................ 49
Tabela 3-27 - Estimativa de energia não distribuída (MWh) ......................................................................... 50
Tabela 3-28 - N.º de interrupções em PdE da rede BT (em milhares) .......................................................... 51
Tabela 3-29 - Evolução do n.º de interrupções em PdE da rede BT na RAA (em milhares) ................... 51
Tabela 3-30 - N.º de interrupções longas (103) em PdE da rede BT, na RAA (apenas se apresentam
causas com mais de um milhar) ........................................................................................................................ 52
Tabela 3-31 - Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas (SAIFI – n.º;
SAIDI – hh:mm) ....................................................................................................................................................... 52
Tabela 3-32 - Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas, por origem
(SAI-FI – n.º; SAIDI – hh:mm) ................................................................................................................................. 53
Tabela 3-33 - Indicadores de continuidade de serviço BT da RAA, para interrupções longas, por causa
(SAIFI – n.º; SAIDI – hh:mm) ................................................................................................................................... 53
Tabela 3-34 - Indicadores de continuidade de serviço de BT da RAA, para interrupções longas, não
abrangidas pelo artigo 13º do RQS (SAIFI – n.º; SAIDI – hh:mm)................................................................... 54
Tabela 3-35 - Evolução do SAIFI BT - interrupções longas (n.º) ..................................................................... 55
Tabela 3-36 - SAIFI BT - interrupções longas, por origem (n.º) ....................................................................... 55
Tabela 3-37 - SAIFI BT - interrupções longas, por causa (n.º) ......................................................................... 56
Tabela 3-38 – SAIFI BT, para interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (n.º) .......... 56
Tabela 3-39 - Evolução do SAIDI BT - interrupções longas (hh:mm) ............................................................ 57
Tabela 3-40 - SAIFI BT - interrupções longas, por origem (hh:mm) ............................................................... 58
Tabela 3-41 - SAIDI BT - interrupções longas, por causa (hh:mm) ................................................................ 58
Tabela 3-42 – SAIFI BT, para interrupções longas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm) ... 59
Tabela 3-43 - Padrão de número de interrupções por ano .......................................................................... 60
Tabela 3-44 - Padrão da duração total das interrupções (horas por ano) ............................................... 60
Tabela 3-45 - Número total de compensações .............................................................................................. 60
Tabela 3-46 - Valor total de compensações (€) ............................................................................................. 61
Tabela 3-47 - Compensações que revertem para o fundo de reforço de investimento ....................... 61
Tabela 3-48 - Nº de situações com incumprimentos de duração e número em simultâneo ................ 62
Tabela 4-1 Pontos de monitorização – Redes de transporte e distribuição em AT e MT ........................ 65
Tabela 4-2 – Pontos de monitorização – Rede de distribuição em BT ........................................................ 67
Tabela 4-3 Cavas na média tensão na Ilha de Santa Maria ........................................................................ 70
Tabela 4-4 Cavas na baixa tensão na Ilha de Santa Maria ......................................................................... 70
Tabela 4-5 Cavas na alta tensão na Ilha de São Miguel .............................................................................. 71
Tabela 4-6 Cavas na média tensão na Ilha de São Miguel ......................................................................... 71
Tabela 4-7 - Cavas na baixa tensão na Ilha de São Miguel ......................................................................... 72
Tabela 4-8 Cavas na média tensão na Ilha Terceira ..................................................................................... 72
9
Tabela 4-9 Cavas na baixa tensão na Ilha Terceira ....................................................................................... 73
Tabela 4-10 Cavas na média tensão na Ilha Graciosa ................................................................................. 73
Tabela 4-11 Cavas na baixa tensão na Ilha Graciosa................................................................................... 73
Tabela 4-12 Cavas na média tensão na ilha de São Jorge ......................................................................... 74
Tabela 4-13 Cavas na baixa tensão na Ilha São Jorge ................................................................................. 75
Tabela 4-14 Cavas na média tensão na Ilha do Pico .................................................................................... 75
Tabela 4-15 Cavas na baixa tensão na Ilha do Pico ..................................................................................... 76
Tabela 4-16 Cavas na média tensão na Ilha do Faial ................................................................................... 76
Tabela 4-17 Cavas na baixa tensão na Ilha do Faial ..................................................................................... 77
Tabela 4-18 Cavas na média tensão na Ilha das Flores ................................................................................ 77
Tabela 4-19 Cavas na baixa tensão na Ilha das Flores ................................................................................. 78
Tabela 4-20 Cavas na média tensão na Ilha do Corvo ................................................................................ 78
Tabela 4-21 - Cavas na baixa tensão na Ilha do Corvo ................................................................................ 79
Tabela 4-22 Sobretensões na média tensão na ilha de Santa Maria ......................................................... 80
Tabela 4-23 Sobretensões na baixa tensão na ilha de Santa Maria ........................................................... 80
Tabela 4-24 Sobretensões na alta tensão na ilha de São Miguel ................................................................ 80
Tabela 4-25 Sobretensões baixa tensão na ilha de São Miguel .................................................................. 81
Tabela 4-26 Sobretensões na média tensão ilha Terceira............................................................................. 81
Tabela 4-27 Sobretensões baixa tensão na Ilha Terceira .............................................................................. 82
Tabela 4-28 Sobretensões na média tensão na ilha Graciosa..................................................................... 83
Tabela 4-29 Sobretensões baixa tensão na ilha Graciosa ............................................................................ 83
Tabela 4-30 Sobretensões na média tensão na ilha de São Jorge ............................................................. 84
Tabela 4-31 Sobretensões baixa tensão na ilha de São Jorge .................................................................... 85
Tabela 4-32 – Sobretensões na média tensão na ilha do Pico .................................................................... 85
Tabela 4-33 Sobretensões baixa tensão na ilha do Pico ............................................................................... 86
Tabela 4-34 Sobretensões média tensão na ilha do Faial ............................................................................ 86
Tabela 4-35 Sobretensões baixa tensão na ilha do Faial .............................................................................. 87
Tabela 4-36 Sobretensões na média tensão na ilha das Flores ................................................................... 87
Tabela 4-37 Sobretensões na baixa tensão na ilha das Flores ..................................................................... 88
Tabela 4-38 Sobretensões na média tensão na ilha do Corvo .................................................................... 88
Tabela 4-39 Sobretensões na baixa tensão na ilha do Corvo...................................................................... 88
Tabela 4-40- Síntese dos pontos de entrega onde se verificaram incumprimentos dos limites
regulamentares das características da onda de tensão no período de 2007-2016. .............................. 89
Índice de gráficos
Gráfico 2-1 Serviço de ligação às redes de BT................................................................................................ 14
Gráfico 2-2 Tempo de espera nos centros de atendimento até 20 minutos ............................................ 16
10
1. Introdução
Conforme o estabelecido no Regulamento de
Qualidade de Serviço, compete à Eletrici-
dade dos Açores S.A., como entidade con-
cessionária do transporte e distribuição da Re-
gião Autónoma dos Açores, elaborar, anual-
mente, o relatório da qualidade de serviço.
Em cumprimento do estabelecido nesse Regu-
lamento, em particular o referido na secção II
do Capítulo IX, foi elaborado o presente rela-
tório, onde se apresentam os indicadores que
caracterizam a continuidade de serviço, a
qualidade da onda de tensão, a qualidade
de serviço de âmbito comercial, referentes ao
ano de 2016.
Destaca-se que o Regulamento da Qualidade
de Serviço, que vigora desde 2014, veio impor
um acréscimo de exigência no que respeita à
continuidade de serviço, designadamente ao
nível dos padrões de qualidade, alargamento
do seu âmbito ao nível da tipologia de inter-
rupções que os abrange e a extensão desses
padrões a interrupções com origem em cen-
tros produtores.
Os níveis de exigência de qualidade de ser-
viço a que a EDA, S.A. está sujeita, tem mere-
cido, continuamente, o nosso empenho, com
o objetivo de promover uma resposta ade-
quada no âmbito da exploração dos nove sis-
temas electroprodutores.
11
2. Qualidade de Serviço Comer-
cial
Sabendo que a relação existente entre o
prestador do serviço e o cliente é o retrato
mais fiel da qualidade do serviço prestado,
facilmente se compreende que a enunci-
ada qualidade do serviço se exprima atra-
vés de temas como a brevidade e capaci-
dade de resposta às solicitações dos clien-
tes, o nível do atendimento prestado, bem
como a assistência técnica e a avaliação
da satisfação dos mesmos. Logo, a quali-
dade de serviço comercial é criteriosamente
analisada por via de Indicadores Gerais, In-
dicadores Individuais e da avaliação do
grau de satisfação de clientes. Os indicado-
res são baseados em critérios simples, calcu-
láveis e reguláveis, e permitem qualificar,
quantificar e avaliar o nível do desempenho
técnico e comercial num determinado perí-
odo de tempo, encontrando-se as suas fór-
mulas de cálculo indicadas no RQS.
Neste sentido, a estratégia comercial da
EDA, S.A. é caracterizada pela permanente
procura da melhoria na prestação de ser-
viço ao cliente, tendo como suporte os re-
cursos humanos e tecnológicos de que dis-
põem e incrementa a cada ano que passa,
acompanhados de uma gestão orientada
para o planeamento, desenvolvimento e
controlo de processos. Desta forma, a EDA,
S.A. garantiu e mantém desde 2006 a certifi-
cação da qualidade pela Norma NP EN ISO
9001, certificação esta que obedece a re-
quisitos exigentes e que visa promover a nor-
malização de produtos/serviços para que a
qualidade destes seja permanentemente
melhorada, sendo a este respeito de referir
que toda a atividade comercial da EDA, S.A.
se encontra certificada para a qualidade ao
abrigo da Norma ISO acima referida e que
durante o ano de 2016 decorreu um projeto
interno de alteração / adaptação dos pro-
cedimentos, instruções de trabalho e docu-
mentos afetos a esta atividade, de modo a
que possam ser melhorados os desígnios
acima enumerados.
2.1. Inquérito de satisfação
dos clientes
Durante o ano de 2016 e à semelhança do
que tem vindo a ocorrer em anos anteriores,
a EDA, S.A. promoveu a realização de um in-
quérito de satisfação aos seus clientes, adju-
dicando-o a uma empresa da especiali-
dade, apresentando-se abaixo o resultado
de alguns dos temas que julgamos serem
mais relevantes para a avaliação da quali-
dade de serviço que temos vindo a prestar
aos nossos clientes, encontrando esta avali-
ação dividida entre Clientes Família, Clientes
Empresa e Registo de Avarias.
O objetivo deste inquérito foi conhecer a
opinião dos entrevistados sobre a qualidade
de serviços prestados pela EDA, S.A. Deste
modo, apresentamos abaixo a síntese dos
resultados obtidos, subdividida pelos temas
acima apresentados.
De referir que a avaliação é indicada por um
score médio, calculado através da média
ponderada do número de respostas pela
classificação de: muito bom (5); Bom (4);
nem bom nem mau (3); mau (2); muito mau
(1).
12
12
2.1.1. Clientes Família
Tabela 2-1 Satisfação clientes família
2.1.2. Clientes Empresa
Tabela 2-2 Satisfação clientes empresa
2.1.3. Registo de Avarias
* Clientes que viram o seu problema totalmente resolvido
Tabela 2-3 registos de avarias via telefone
2.2. Indicadores da Qualidade
de serviço comercial
Perspetivando avaliar o relacionamento co-
mercial que os operadores de rede/comer-
cializadores de último recurso têm com os cli-
entes, foram criados os Indicadores Gerais
de Qualidade de Serviço Comercial, indica-
dores estes que estabelecem o nível mínimo
de qualidade de serviço a assegurar pela
entidade comercializadora de último re-
curso, neste caso, a EDA, S.A.
Dando sequência ao preconizado pelo Re-
gulamento 455/2013 – Regulamento da
Qualidade de Serviço do Setor Elétrico e à
Diretiva da ERSE nº 20/2013, que aprova os
parâmetros da regulação da qualidade de
serviço do setor elétrico, encontram-se de-
signados no seu ponto 8 os Indicadores ge-
rais da qualidade de serviço comercial e res-
petivos padrões, respeitantes aos seguintes
temas:
• Atendimento telefónico para comunica-
ção de avarias - Artigo 36º;
• Pedidos de informação apresentados por
escrito – Artigo 39º;
• Ativação de fornecimento de energia elé-
trica – Artigo 46º;
• Frequência da leitura de equipamentos de
medição – Artigo 49º.
Embora sejam quantificados ao abrigo do
RQS e não se encontrem previstos pela ERSE
padrões associados, os restantes indicadores
de avaliação da qualidade de serviço co-
mercial que irão ser objeto de análise neste
relatório, são os seguintes:
• Serviço de Ligação às Redes – Artigo 45º;
• Atendimento Presencial – Artigo 32º;
• Atendimento Telefónico para comunica-
ção de leituras – Artigo 35º;
Score Médio
Fornecimento de Eletricidade 3,95
4,13
4,23
4,25
Satisfação dos clientes Família
Vertente
Atendimento Telefónico
Atendimento em Loja
Qualidade do serviço prestado
pelos serviços Técnicos
Score Médio
Fornecimento de Eletricidade 4,08
3,91
4,21
Satisfação dos clientes Empresa
Vertente
Atendimento Telefónico
Qualidade do serviço prestado
pelos serviços Técnicos
Score Médio
Disponibilidade e solicitude 3,95
4,13
4,23
0,8Resolução total do problema
apresentado*
Registo de Avarias (v ia telefone)
Vertente
Simpatia
Profissionalismo
13
• Atendimento Telefónico comercial – Artigo
37º;
• Atendimento Telefónico no âmbito do DL
134/2009 (Call Centers) – Artigo 34º;
• Tempo de resposta a reclamações – Artigo
42º; Artigo 43º e Artigo 44º;
• Visitas combinadas com clientes – Artigo
47º;
• Assistência técnica após comunicação de
avaria na instalação de clientes – Artigo 48º;
• Restabelecimento do fornecimento de
energia, após interrupção por facto imputá-
vel ao cliente – Artigo 50º;
Apresentamos ainda neste relatório o nú-
mero e montantes envolvidos nas compen-
sações por incumprimento dos padrões indi-
viduais da qualidade de serviço por parta da
EDA S.A., ao abrigo do Artigo 52º, bem como
das compensações pagas à EDA, S.A. pelos
clientes pelo não cumprimento destes em si-
tuações de visitas combinadas, referidas nos
Artigos 47º e 48º.
São ainda apresentados os quadros relativos
aos clientes com necessidades especiais e
clientes prioritários.
2.2.1. Tempo de ligação à rede
de instalações de baixa ten-
são
Conforme pode ser verificado na Tabela 2-3
e na sua representação gráfica, encontra-se
apresentada a realização do serviço de liga-
ção às redes de baixa tensão relativos ao
ano de 2016, tal como preconizado pelo nº
3 do Art.º 45º do RQS.
Em termos quantitativos, verificou-se que, de
um total de 3.201 Pedidos de Fornecimento
de Energia em BT, 3.034 foram elaborados
num prazo igual ou inferior a 15 dia úteis, o
que corresponde a uma percentagem de 95
%, ao nível de realização EDA, S.A.
Tabela 2-4 Serviço de ligação às redes de BT
1º
Trimestre
2º
Trimestre
3º
Trimestre
4º
Trimestre
Total
Anual
790 824 829 758 3 201
756 791 801 686 3 034
87 67 74 55 283
96% 96% 97% 91% 95%
Nº de requisições de serv iços de ligação em BT
Nº de requisições de serv iços de ligação em BT ≤ 15 dias úteis
Nº de requisições de serv iços de ligação em BT anuladas
Serv iço de Ligação às Redes
% de requisições de serv iços de ligação em BT ≤ 15 dias úteis
14
14
Gráfico 2-1 Serviço de ligação às redes de BT
2.2.2. Ativação de Fornecimento
em Baixa Tensão
Durante o ano de 2016 e conforme estabe-
lecido através do nº 3 do Art.º 46º do RQS, a
Tabela 2-5 abaixo apresentada, associada à
celebração de contratos de fornecimento
de energia elétrica em BT, foram apresenta-
das pelos clientes 2 584 solicitações, das
quais 2 545 foram ativadas até 2 dias úteis re-
presentando 99,8% de realização por parte
da EDA, S.A., ficando bastante acima do
preconizado na Diretiva nº 20/2013 da ERSE,
onde se indica o valor de 90%, como padrão
exigível.
Foram ainda verificadas 34 solicitações em
que os clientes solicitaram uma data de ati-
vação com prazo superior a 2 dias úteis,
tendo-se verificado um tempo médio de ati-
vação de fornecimento de 1,3 dias.
790 824 829 758
3 201
756 791 801686
3 034
87 67 74 55
283
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
1º Trimestre 2º Trimestre 3º Trimestre 4º Trimestre Total Anual
Serv iço de ligação às redes
Nº de requisições de serviços de ligação em BT
Nº de requisições de serv iços de ligação em BT ≤ 15 dias úteis
Nº de requisições de serviços de ligação em BT anuladas
15
Tabela 2-5 Ativação de fornecimento em BT
2.2.3. Atendimento presencial
Ao abrigo do estipulado no nº 4 do Artigo 32º
do RQS e no caso concreto do atendimento
presencial dos centros de atendimento, o
cálculo do respetivo indicador é determi-
nado, de acordo com o nº 3 do Artigo 33º,
pelo tempo que medeia entre o instante em
que a “senha” é retirada pelo cliente à che-
gada ao local de atendimento, sendo-lhe
atribuído o número de ordem, e o início do
seu atendimento. Este deve ser calculado
para os centros de atendimento que garan-
tiram pelo menos 40% dos atendimentos efe-
tuados no período em análise.
Assim sendo, a análise irá recair nas ilhas de
São Miguel, Terceira e Faial, pois é nestas
ilhas que se encontram os centros de atendi-
mento com maior fluxo de clientes, que ga-
rantem valores percentuais acima do preco-
nizado pelo RQS e com capacidade de aná-
lise deste indicador, uma vez que dispõem
de sistema automático de gestão de filas de
espera.
As lojas comerciais que irão estar sob análise
para a concretização deste indicador são as
Lojas da Matriz de Ponta Delgada, do Cami-
nho da Levada e da Ribeira Grande na Ilha
de São Miguel, as lojas de Angra do Hero-
ísmo e da Praia da Vitória na Ilha Terceira e
a loja da Horta na Ilha do Faial, que equiva-
lem a 68,8% do total dos atendimentos pre-
sencias em Lojas comerciais da EDA, S.A.,
conforme Tabela 2-6, abaixo apresentada.
A análise do Gráfico 2-2 permite-nos verificar
que a percentagem de tempos de espera
até 20 minutos nas 6 lojas comerciais de
maior fluxo de atendimento presencial, é de
96%.
1º
Trimestre
2º
Trimestre
3º
Trimestre
4º
Trimestre
Total
Anual
Nº de solicitações de ativação do fornecimento em BT 596 619 699 670 2 584
Nº de ativações ≤ 2 dias úteis 584 610 689 662 2 545
Nº de ativações > 2 dias úteis 1 2 2 0 5
Nº de situações em que o cliente solicitou data de
ativação com prazo > 2 dias úteis11 7 8 8 34
Soma de todos os tempos entre a celebração do contrato
e a realização da respetiva ativação, em dias úteis807 827 890 887 3 411
Tempo médio de ativação do fornecimento 1,4 1,3 1,3 1,3 1,3
% de Ativação de fornecimento - Padrão 90% 99,8% 99,7% 99,7% 100,0% 99,8%
Ativação de Fornecimento
16
16
Tabela 2-6 Atendimentos presenciais em lojas comerciais da EDA, S.A.
Gráfico 2-2 Tempo de espera nos centros de atendimento até 20 minutos
2.2.4. Atendimento telefónico
O atendimento telefónico da EDA, S.A. é re-
alizado no call center (serviço de apoio ao
cliente), onde as chamadas recebidas de
forma automática são tipificadas de acordo
com a categoria do assunto a tratar, através
das opções que são facultadas ao cliente e
que são de atendimento telefónico comer-
cial, atendimento telefónico para comuni-
cação de avarias e atendimento telefónico
para comunicação de leituras. A opção de
atendimento telefónico comercial leva de
% das Lojas com sistema
automático de gestão de
filas de espera
Matriz - Ponta Delgada
Levada - Ponta
Delgada
Ribeira Grande
Angra do Heroísmo
Praia da Vitória
Horta
Restantes Lojas e
Centros de EnergiaTotal EDA
Matriz - Ponta Delgada
Levada - Ponta Delgada
Ribeira Grande
Angra do Heroísmo
Praia da Vitória
Horta
296 181 121 970 391 151 68,80%
Atendimentos na Rede de Lojas e Centros de
Energia
98% 97% 98%
93%91%
99% 96%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Matriz - Ponta
Delgada
Caminho da
Levada
Ribeira Grande Angra do
Heroísmo
Praia da vitória Horta Total Anual
17
imediato a que a chamada seja reencami-
nhada para um atendedor do call center.
De acordo com o Art.º 34º do RQS, para
cada contacto telefónico, o indicador é cal-
culado recorrendo à medição do tempo de
espera, compreendido entre o sinal de cha-
mada e o início de resposta do atendimento.
Os operadores das redes de distribuição, os
comercializadores de último recurso e os co-
mercializadores, devem avaliar o desempe-
nho dos seus sistemas de atendimento tele-
fónico, ao nível da comunicação de leituras,
comunicação de avarias e atendimento co-
mercial. Deste modo abaixo se apresentam,
os valores obtidos pela EDA, S.A. em 2016,
para cada uma das situações acima referi-
das.
2.2.4.1. Atendimento telefónico
para comunicação de lei-
turas
De acordo com o Art.º 35º do RQS, em 2016
e conforme se pode verificar na Tabela 2-7,
abaixo apresentada, a percentagem do
atendimento telefónico para comunicação
de leituras de forma automática, foi de 86%,
em relação ao número total de chamadas
recebidas para o mesmo efeito.
Tabela 2-7 Atendimento telefónico para comunicação de leituras
1º
Trimestre
2º
Trimestre
3º
Trimestre
4º
Trimestre
Total
Anual
Número total de chamadas recebidas para comunicação
de leituras (Agentes + IVR)47 192 44 712 41 643 62 927 196 474
Número de leituras registadas de forma automática (IVR) 38 955 44 048 41 139 44 836 168 978
% Atendimento telefónico para comunicação de leituras 83% 99% 99% 71% 86%
Atendimento telefónico para comunicação de leituras
18
18
2.2.4.2. Atendimento telefónico
para comunicação de
avarias
Dando cumprimento ao preconizado pela
na Diretiva nº 20/2013 da ERSE e de acordo
com o Art.º 36º do RQS no ano de 2016, a
EDA, S.A. ultrapassou o padrão definido em
85% do atendimento para comunicação de
avarias em tempo igual ou inferior a 60 se-
gundos, apresentando um valor de 92%,
conforme se pode verificar na Tabela 2-8.
Tabela 2-8 Atendimento telefónico para comunicação de avarias
2.2.4.3. Atendimento telefónico
comercial
No decorrer do ano de 2016, o indicador de
atendimento telefónico comercial que iden-
tifica os contactos com tempo de resposta
até 60 segundos, apresentou um nível de
80%, conforme se pode verificar na Tabela
2-9.
1º
Trimestre
2º
Trimestre
3º
Trimestre
4º
Trimestre
Total
Anual
Número de atendimentos telefónicos de comunicação de
avarias 8 837 6 760 5 302 5 779 26 678
Número de atendimentos ≤ 60 segundos 8 355 6 377 4 939 5 265 24 936
Número de atendimentos > 60 segundos 482 383 363 514 1 742
Número total de desistências no atendimento telefónico 159 175 134 250 718
Número de desistências ≤ 60 segundos 52 41 52 100 245
Número de desistências > 60 segundos 107 134 82 150 473
Soma de todos os tempos de espera (segundos) 99 918 98 614 75 413 112 673 386 618
Tempo médio de espera (segundos) 11,17 14,30 14,01 19,00 14,24
% de atendimento ≤ 60 segundos - Padrão 85% 93% 93% 92% 89% 92%
Atendimento telefónico para comunicação de avarias
19
Tabela 2-9 Atendimento telefónico comercial
2.2.4.4. Atendimento telefónico
no âmbito do DL 134/2009
(Call Centers)
No âmbito do Decreto-Lei nº 134/2009, de 02
de junho, em que se estabelece o regime ju-
rídico aplicável aos centros de atendimento
telefónico de relacionamento (call centers),
o serviço deve permitir que, caso não seja
possível atender uma chamada até aos 60
segundos, o cliente deixe o seu contacto e
indique o motivo da sua chamada. O RQS, a
este propósito, define para estes casos que
o cliente deva ser contactado no prazo má-
ximo de 2 dias úteis (call back), a partir da
data do contacto efetuado sem sucesso.
Conforme Tabela 2-10, este prazo foi cum-
prido pela EDA, S.A. em 2016, para todas as
situações verificadas.
Tabela 2-10 Atendimento telefónico no âmbito do DL 134/2009 (call centers)
1º
Trimestre
2º
Trimestre
3º
Trimestre
4º
Trimestre
Total
Anual
Número de atendimentos telefónicos de âmbito
comercial22 110 11 120 11 412 10 032 54 674
Número de atendimentos telefónicos com tempo de
espera ≤ 60 segundos16 281 9 288 9 634 8 444 43 647
Número de atendimentos telefónicos com tempo de
espera > 60 segundos5 829 1 832 1 778 1 588 11 027
% de atendimentos telefónicos com tempo de espera ≤ 60
segundos74% 84% 84% 84% 80%
Atendimento telefónico - Comercial
1º
Trimestre
2º
Trimestre
3º
Trimestre
4º
Trimestre
Total
Anual
Número de situações em que não foi possível o atendimento ≤
60 segundos e em que o cliente deixou o seu contacto e
identificação da finalidade da chamada
416 181 190 180 967
Número de contactos posteriores na sequência de situações em
que não foi possível o atendimento até 6o segundos416 181 190 180 967
Número de contactos posteriores na sequência de situações em
que não foi possível o atendimento até 60 segundos, realizados
até 2 dias úteis após a situação que originou o contacto
416 181 190 180 967
Soma de todos os tempos de resposta dos contactos posteriores
na sequência de situações em que não foi possível o
atendimento até 60 segundos, em dias úteis
9 23 15 0 47
% de contactos posteriores até 2 dias úteis após a situação que
originou100,0% 100,0% 100,0% 100,0% 100,0%
Atendimento telefónico no âmbito da DL 134 / 2009 (Call Cent ers )
20
20
2.2.5. Pedidos de Informação
apresentados por escrito
No que diz respeito aos pedidos de informa-
ção que a EDA, S.A. recebeu por escrito,
está estabelecido pela Diretiva 20/2013 da
ERSE, que o valor padrão deste indicador ge-
ral de qualidade comercial é de 90%.
De acordo com o nº 4 do Artigo 39º do RQS
este indicador geral deve ser calculado
através do quociente entre o número de pe-
didos de informação apresentados por es-
crito cuja resposta não excedeu 15 dias úteis
e o número total de pedidos de informação
apresentados por escrito.
Da análise da Tabela 2-11, podemos concluir
que o padrão exigido pela ERSE de 90% dos
pedidos de informação apresentados por
escrito e respondidos num prazo igual ou in-
ferior a 15 dias úteis, foi cumprido integral-
mente e até bastante ultrapassado, tendo a
EDA, S.A. apresentado em 2016 um valor de
99%.
Tabela 2-11 Pedidos de informação respondidos até 15 dias úteis
2.2.6. Frequência de leitura de
equipamentos de medição
Conforme o nº 2 do Artigo 49º do RQS a fre-
quência da leitura dos equipamentos de
medição é avaliada por um indicador geral,
devendo o mesmo ser calculado através do
quociente entre o número de leituras com in-
tervalo, face à leitura anterior, inferior ou
igual a 96 dias e o número total de leituras.
De acordo com a Diretiva 20/2013 da ERSE o
padrão associado a este indicador geral de
qualidade comercial é de 92%.
Como pode ser verificado através da Tabela
2-12, a EDA, S.A. apresenta um valor de 92%,
o que indica cumprimento do preconizado
pela ERSE.
1º
Trimestre
2º
Trimestre
3º
Trimestre
4º
Trimestre
Total
Anual
Número de pedidos de informação por escrito recebidos 58 133 105 164 460
Pedidos de Informação por escrito que foram respondidos 58 133 105 164 460
Número de PI por escrito que foram respondidos em ≤ 15
dias úteis55 133 103 164 455
% de pedidos de informação apresentados por escrito e
respondidos em ≤ 15 dias úteis - Padrão 90%95% 100% 98% 100% 99%
Pedidos de informação
21
Tabela 2-12 Contadores com leitura até 96 dias, face à leitura anterior
2.2.7. Reclamações
Sempre que um cliente do operador da rede
de distribuição e do comercializador de úl-
timo recurso da RAA apresenta uma recla-
mação, o RQS obriga a entidade concessio-
nária de transporte e distribuição a apreciar
e informar o cliente do resultado da apreci-
ação ou propor uma reunião de forma a
promover o completo esclarecimento do as-
sunto, no prazo máximo de 15 dias úteis,
após a data de receção da reclamação.
De referir ainda que, de acordo com o nº 2
do Artigo 42º do RQS, a apresentação de re-
clamações sobre faturação determina a sus-
pensão de eventuais ordens de interrupção
de energia por falta de pagamento da fa-
tura reclamada, até à sua apreciação pelo
comercializador de último recurso, desde
que acompanhada de informações concre-
tas e objetivas que coloquem em evidência
a possibilidade de ter ocorrido um erro de fa-
turação.
Das 1 315 reclamações recebidas e respon-
didas pela EDA, S.A. em 2016, verifica-se que
1.298 foram respondidas dentro do prazo
preconizado pelo nº 4 do Art.º 41ª do RQS,
daí a percentagem de 99% abaixo apresen-
tada na Tabela 2-13.
1º
Trimestre
2º
Trimestre
3º
Trimestre
4º
Trimestre
Total
Anual
Número total de contadores em BTN com contrato ativo 118 866 119 018 119 166 119 333 476 383
Número de leituras em BTN realizadas pelo operador da
rede de distribuição119 148 114 757 112 623 115 956 462 484
Número de leituras em BTN fornecidas pelos clientes ou
comercializadores62 764 59 948 57 532 62 182 242 426
Número de estimativas em BTN utilizadas para faturação 209 394 210 396 217 193 210 668 847 651
Número de leituras em BTN com intervalo face à leitura
anterior com prazo inferior ou igual a 96 dias164 833 161 824 157 962 160 664 645 283
% Frequência da leitura de equipamentos de medição -
Padrão 92%91% 93% 93% 90% 92%
Leitura de Equipamentos de Medição
22
22
Tabela 2-13 Tratamento de reclamações
Tabela 2-14 Registo de reclamações pelos cinco temas principais
Na Tabela 2-14, são ainda indicados os prin-
cipais cinco temas das reclamações apre-
sentadas pelos clientes em 2016.
2.2.8. Visitas combinadas
De acordo com o Art.º 47º do RQS o comer-
cializador de último recurso pode combinar
visitas a instalações de clientes, em que o iní-
cio da visita ocorra num intervalo de tempo
com uma duração máxima de 2,5 horas. Na
EDA, S.A. os intervalos de tempo atrás referi-
dos são os seguintes:
09:00 horas / 11:30 horas;
11:30 horas / 14:00 horas;
14:00 horas / 16:30 horas.
Os comercializadores de último recurso e os
clientes podem solicitar o cancelamento ou
reagendamento das visitas combinadas,
desde que até às 17:00 horas do dia útil an-
terior, não havendo nestas situações direito
a qualquer compensação.
Através de agendamento prévio com os cli-
entes a EDA, S.A. realizou em 2016 344 visitas
combinadas instalações dos clientes e tendo
sido cumprido o prazo estabelecido no RQS,
em 97% das situações.
1º
Trimestre
2º
Trimestre
3º
Trimestre
4º
Trimestre
Total
Anual
Número de reclamações recebidas 396 284 250 385 1 315
Número de reclamações respondidas 396 284 250 385 1 315
Número de reclamações respondidas ≤ 15 dias úteis 391 284 244 379 1 298
Soma dos tempos de resposta em dias úteis 3 128 2 243 2 064 3 345 10 780
% de reclamações respondidas ≤ 15 dias úteis 99% 100% 98% 98% 99%
Reclamações
1º
Trimestre
2º
Trimestre
3º
Trimestre
4º
Trimestre
Total
Anual
Prejuízos causados 186 104 104 198 592
Faturação 71 75 48 60 254
Redes 47 40 34 58 179
Sistema de contagem 36 25 16 41 118
Atendimento 36 23 31 17 107
Registo de reclamações pelos cinco temas principais
23
Tabela 2-15 Visitas Combinadas - OPCC
2.2.9. Assistência técnica após
comunicação de avaria
pelo cliente
De acordo com o Artigo 48º do RQS sempre
que a entidade concessionária do trans-
porte e distribuição tenha conhecimento de
avarias na alimentação individual de ener-
gia elétrica dos seus clientes de BT, deve dar
início à intervenção dos trabalhos com o
objetivo do seu restabelecimento no má-
ximo de 3 horas para clientes prioritários e de
4 horas para os restantes clientes. Se a comu-
nicação da avaria à entidade concessioná-
ria do transporte e distribuição for efetuada
fora do período das 8 às 24 horas, os prazos
atrás indicados apenas começam a contar
a partir das 8 horas da manhã seguinte.
Conforme Tabela 2-16, o total de pedidos de
assistência técnica a instalações de clientes
prioritários em 2016 foi de 5, tendo sido sem-
pre cumprido o prazo estipulado no RQS, no-
meadamente, na alínea a) do nº 4 do Art.º
48º.
No que diz respeito aos clientes não prioritá-
rios o total de pedidos de assistência foi de
3_018, dos quais 2 969 foram cumpridos no
prazo estipulado pela alínea b) do nº 4 do
Art.º 48º do RQS, o que perfaz um valor per-
centual de 98% e 766 situações foram assis-
tências técnicas a instalações cuja respon-
sabilidade não era do ORD.
1º
Trimestre
2º
Trimestre
3º
Trimestre
4º
Trimestre
Total
Anual
Número de v isitas combinadas agendadas 108 70 82 84 344
Número de v isitas combinadas realizadas 108 70 82 84 344
Número de v isitas combinadas realizadas nos prazos
previstos no RQS104 67 80 83 334
% de v isitas combinadas realizadas nos prazos previstos no
RQS96% 96% 98% 99% 97%
Visitas Combinadas
24
24
Tabela 2-16 Assistência técnica após comunicação de avaria pelo cliente
2.2.10. Restabelecimento do for-
necimento de energia após
interrupção 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 ultrapassada a
situação que levou à suspensão do serviço e
liquidados os pagamentos determinados le-
galmente, a entidade concessionária de
transporte e distribuição, bem como os co-
mercializadores de último recurso, têm um
prazo máximo para restabelecer o forneci-
mento de energia elétrica na instalação in-
dividual do cliente.
De acordo com o nº 4 do Artigo 50º os prazos
são os seguintes:
• 12 Horas para clientes BTN;
• 8 Horas para os restantes clientes;
1º
Trimestre
2º
Trimestre
3º
Trimestre
4º
Trimestre
Total
Anual
Número total de comunicações de avarias nas instalações
dos clientes1 221 753 643 958 3 575
Número total de assistências técnicas a instalações de
clientes prioritários1 1 3 5
Número de assistências técnicas a instalações de clientes
prioritários, com tempo de chegada ao local inferior a 3
horas
1 1 3 5
Número total de assistências técnicas a instalações de
clientes não prioritários1 024 641 537 816 3 018
Número de assistências técnicas a instalações de clientes
não prioritários, com tempo de chegada ao local inferior a
4 horas
1 003 630 533 803 2 969
Número de assistências técnicas a avarias nas instalações
dos clientes, cuja responsabilidade não é do ORD251 159 166 190 766
Soma de todos os tempos de chegada ao local em
minutos43 653 23 961 22 546 33 809 123 969
% de assistências técnicas a instalações de clientes
prioritários com tempo de chegada ao local inferior a 3
horas
100% 100% ------ 100% 100%
% de assistências técnicas a instalações de clientes não
prioritários com tempo de chegada ao local inferior a 4
horas
98% 98% 99% 98% 98%
Assistência Técnica
25
• 4 Horas para os casos em que o cliente pa-
gue o preço adicional para restabeleci-
mento de energia elétrica fixado pela ERSE,
ao abrigo do nº 2 do Artigo 76º do RRC.
Analisando a Tabela 2-17, podemos apurar
que em 2016 a EDA, S.A. procedeu 9 755 in-
terrupções do fornecimento de energia elé-
trica efetuadas após suspensão do serviço
por facto imputável ao cliente e que destas,
8 855 foram restabelecidas.
De referir ainda que em 8 852 situações de
restabelecimento, foram cumpridos os pra-
zos estipulado pelo RQS, o que traduz um va-
lor de cumprimento de praticamente 100%.
De referir ainda que não se verificou ne-
nhuma situação de pretensão de restabele-
cimento com carater urgente.
Tabela 2-17 Restabelecimento do fornecimento de energia após interrupção do serviço por facto imputável
ao cliente
2.2.11. Compensações pagas
pela EDA, S.A. por incumpri-
mento dos padrões individu-
ais de qualidade
Conforme Tabela 2-18, em 2016 foram iden-
tificadas 50 situações de incumprimento dos
padrões definidos no Art.º 52º do RQS, das
quais 29 foram por impossibilidade de ace-
der à instalação do cliente em situação em
que o acesso se revelava indispensável ao
cumprimento dos padrões individuais de
qualidade e 21 por incumprimento da EDA,
S.A. no prazo de chegada ao local da insta-
lação do cliente. Foi efetuado o pagamento
de compensações no montante de 420,00€.
1º
Trimestre
2º
Trimestre
3º
Trimestre
4º
Trimestre
Total
Anual
Número de interrupções do fornecimento por facto
imputável ao cliente2 271 2 467 2 614 2 403 9 755
Número de solicitações de restabelecimento após
interrupção por facto imputável ao cliente2 273 2 243 2 345 1 994 8 855
Número de solicitações de restabelecimento após
interrupção por facto imputável ao cliente, cujo
restabelecimento foi realizado
2 273 2 243 2 345 1 994 8 855
Número de solicitações de restabelecimento após
interrupção por facto imputável ao cliente, cujo
restabelecimento foi realizado em prazo ≤ ao
estabelecido no RQS
2 273 2 242 2 345 1 992 8 852
% de restabelecimentos realizados dentro dos prazos
definidos no RQS100,00% 99,96% 100,00% 99,90% 99,97%
Restabelecimento do fornecimento de energia após facto imputável ao
cliente
26
26
Tabela 2-18 Compensações pagas a clientes por incumprimento dos padrões de qualidade de serviço
Ilha Concelho
Total de
intervenções
iniciadas fora
dos prazos
regulamentares
N.º de exclusões por
impossibilidade de
aceder à instalação
do cliente, caso o
acesso se revele
indispensável ao
cumprimento dos
padrões individuais
de qualidade
N.º de
compensações
pagas pelo ORD
aos clientes, por
incumprimento
em assistência
técnica, do
prazo de
chegada ao local
Montante pago
em
compensações
pelo ORD aos
clientes, por
incumprimento em
assistência técnica,
do prazo de
chegada ao local
Santa Maria Vila do Porto 2 2 0 0,00 €
Lagoa 2 1 1 20,00 €
Ponta Delgada 11 7 4 80,00 €Vila Franca do
Campo 1 1 0 0,00 €
Povoação 3 1 2 40,00 €
Nordeste 0 0 0 0,00 €
Ribeira Grande 4 2 2 40,00 €Angra do
Heroismo 12 5 7 140,00 €
Praia da Vitoria 7 4 3 60,00 €
Graciosa
Santa Cruz da
Graciosa 1 0 1 20,00 €
Calheta 2 2 0 0,00 €
Velas 0 0 0 0,00 €
Lajes do Pico 1 0 1 20,00 €
Madalena 0 0 0 0,00 €
São Roque 0 0 0 0,00 €
Faial Horta 3 3 0 0,00 €
Lajes das Flores 1 1 0 0,00 €Santa Cruz das
Flores 0 0 0 0,00 €
Corvo
Vila Nova do
Corvo 0 0 0 0,00 €
50 29 21 420,00 €Totais
São Miguel
Terceira
São Jorge
Pico
Flores
27
2.2.12. Compensações pagas
aos operadores de redes de
distribuição por incumpri-
mento de clientes
Ao abrigo do nº 7 do Art.º 47 do RQS, em
caso de ausência do cliente na instalação,
após ter agendado visita combinada com a
EDA, S.A. e tendo esta comparecido no in-
tervalo acordado, o operador da rede de
distribuição tem direito a uma compensa-
ção (preço regulado), nos termos do nº 2 do
Art.º 55º do RQS.
Por outro lado, ao abrigo do nº 7 do Art.º 48º
do RQS, se a avaria comunicada à entidade
concessionária se situar na instalação indivi-
dual do cliente e for da sua responsabili-
dade, a entidade concessionária pode exi-
gir-lhe o pagamento de uma quantia refe-
rente à deslocação efetuada (preço regu-
lado), ao abrigo do nº 3 do Artigo 55º do
RQS.
A Tabela 2-19, reflete as compensações
acima referidas para o ano de 2016.
Tabela 2-19 Compensações pagas aos operadores das redes de distribuição por incumprimento dos clientes
2.3. Clientes com necessida-
des especiais e clientes pri-
oritários
Nos Artigos 62º a 67º do RQS, estão estabele-
cidas as regras destinadas a acautelar um
relacionamento comercial com qualidade
entre os operadores de rede / comercializa-
dores de último recurso e os clientes com ne-
cessidades especiais e clientes prioritários.
Neste sentido, a EDA, S.A. tem desenvolvido
diversos esforços que visam assegurar um re-
lacionamento comercial de qualidade,
dando especial atenção aos clientes com
necessidades especiais, especificados
como deficientes motores, visuais ou auditi-
vos, bem como dependentes de equipa-
mentos médicos imprescindíveis à sua sobre-
vivência.
Quantidade Montante Quantidade Montante Quantidade Montante
Santa Maria 24 240,00 € 24 240,00 €
São Miguel 3 60,00 € 271 2 710,00 € 274 2 770,00 €
Terceira 1 20,00 € 304 3 040,00 € 305 3 060,00 €
Graciosa 1 20,00 € 12 120,00 € 13 140,00 €
São Jorge 41 410,00 € 41 410,00 €
Pico 33 330,00 € 33 330,00 €
Faial 57 570,00 € 57 570,00 €
Flores 13 130,00 € 13 130,00 €
Corvo 0,00 € 0 0,00 €
EDA 5 100,00 € 755 7 550,00 € 760 7 650,00 €
ILHA
Valores acumulados (total ano 2016)
RQS Artº 47 RQS Artº 48 Total
28
28
As tabelas abaixo apresentadas refletem o
registo de clientes com necessidades espe-
ciais e clientes prioritários existentes na base
de dados da EDA, S.A. atualmente.
Tabela 2-20 Clientes com necessidades especiais
Tabela 2-21 Clientes prioritários
1º
Trimestre
2º
Trimestre
3º
Trimestre
4º
Trimestre
Número de clientes com limitações no domínio da v isão -
cegueira total ou hipovisão54 53 51 50
Número de clientes com limitações no domínio da audição -
surdez total ou hipoacusia5 5 5 5
Número de clientes com limitações no domínio da
comunicação oral0 0 0 0
Número de clientes para os quais a sobrevivência ou a
mobilidade dependam de equipamentos cujo funcionamento é
assegurado pela rede elétrica ou que coabitem com pessoas
nestas condições
98 106 121 133
Clientes com necessidades especiais
1º
Trimestre
2º
Trimestre
3º
Trimestre
4º
Trimestre
Número de estabelecimentos hospitalares, centros de saúde ou
entidades que prestem serv iços equiparados57 57 56 56
Número de instalações de forças de segurança e instalações de
segurança nacional73 73 70 69
Número de instalações de bombeiros 28 28 28 28
Número de instalações da proteção civ il 9 9 9 9
Número de instalações de equipamentos dedicados à
segurança e gestão de tráfego marítimo ou aéreo41 41 41 41
Número de instalações penitenciárias 4 4 4 4
Número de outro tipo de instalações de clientes considerados
prioritários98 106 121 133
Clientes prioritários
29
2.4. Ações mais relevantes para garantia da qualidade de serviço
de âmbito comercial
Call Center
O Call Center da EDA, S.A. foi objeto de um
upgrade tecnológico e funcional (ao nível
do supervisor) tendo em vista a garantia da
boa exploração do software de suporte a
toda a atividade e tendo sido incrementada
a realização de novas campanhas de
outbound, a saber:
• Avisos de suspensão do fornecimento de
energia a clientes com faturas em dívida já
vencida;
• Atualização de dados de clientes (NIF,
contactos telefónicos, email, códigos pos-
tais, etc…);
• Atualização da base de dados relativa a
clientes com necessidades especiais e clien-
tes prioritários.
Alteração do Processo de Gestão de recla-
mações
Foi iniciado um projeto de reformulação do
processo de gestão de reclamações, com
vista a permitir gerir os tempos de resposta le-
vando em linha de conta as situações de
pendência quer da EDA, S.A. quer do cli-
ente, bem como, o envio de cartas interca-
lares e contagem de prazos.
Ações de caráter promocional junto dos cli-
entes
Durante o ano de 2016, a EDA, S.A. promo-
veu diversas iniciativas de sensibilização à
utilização eficiente da eletricidade e da
energia em geral, através de publicações
disponibilizadas na sua rede comercial de lo-
jas 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, S.A. tem vindo a assumir um papel de-
terminante 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 lo-
jas, na promoção das tarifas bi-horárias e tri-
horárias, através da realização de projeções
e simulações com base em dados reais de
consumo dos clientes, bem como da promo-
ção dos descontos sociais de eletricidade
(Tarifa Social).
Ainda no âmbito da promoção do seu
portfólio de produtos e serviços a EDA, S.A.
tem vindo a participar em diversos eventos
(Ex: feiras de atividades económicas, dia
mundial da energia, etc…) com o seu stand
itinerante bem como com as suas lojas mó-
veis.
Dando continuidade ao que já vinha decor-
rendo de 2015, em 2016 foram iniciados vá-
rios projetos relevantes ao nível do Ciclo Co-
mercial, nomeadamente ao nível de co-
branças e faturação. Devido ao projeto de
“Upgrade SAP IS-U, Conversão Unicode e
Certificação”, em curso, não foi possível a
sua conclusão em 2016, sendo a mesma adi-
ada para 2017. Os projetos em questão en-
contram-se abaixo referidos.
Implementação da versão integrada dos
Terminais de Pagamento Automático (TPA)
nas Lojas EDA, S.A. e Centros de Energia
30
30
Para 2016, foi prevista a implementação da
versão integrada dos TPA, no entanto dada
a sua complexidade e estando em curso o
projeto de upgrade, Unicode e certificação
do SW, da aplicação de gestão comercial
(SAP IS-U), esta não foi possível, pelo que a
sua concretização ficará adiada para 2017.
Evolução de processos SEPA
Após a implementação do SEPA DD em
agosto/14 (com as funcionalidades conside-
radas suficientes para assegurar a boa co-
brança por esta via) e dada a experiência
adquirida, verificamos a necessidade de
evoluir e melhorar alguns processos em pro-
dução bem como implementar novas funci-
onalidades que trarão benefícios para toda
a atividade comercial, nomeadamente ao
nível de:
1- Atividades IS-U ao nível do tratamento
das devoluções e rejeições bancárias de
acordo com o respetivo motivo;
2- Informação constante nas cartas e in-
dicação no ISU de devolução bancária;
3- Relatório de Informação dos registos
devolvidos;
4- Melhorias quanto ao formulário do
mandato.
Este projeto, inicialmente previsto para 2016,
só será implementado em 2017 em conse-
quência do projeto, em curso, de upgrade,
Unicode e certificação do SW, da aplicação
de gestão comercial (SAP IS-U).
Melhoria do processo de cobrança em
BackOffice (dos valores depositados na
conta bancária da EDA, S.A.)
Durante o ano de 2016 decorreu a fase de
projeto para implementação no sistema co-
mercial de um processo de cobrança em
BackOffice (dos valores depositados na
conta bancária da EDA, S.A.) semelhante ao
processo de cobrança em loja.
Data prevista de implementação: ano 2017
Referências Expresso
Durante o ano de 2016 decorreu a fase de
projeto da atribuição de referências de pa-
gamento MB avulso para pagamento de fa-
turas sempre que solicitado pelo cliente.
Será implementado em 2017.
Reestruturação do processo de dunning de
dívidas
Durante o ano de 2016, decorreu a fase de
projeto da restruturação do dunning de dívi-
das (trata-se da 2ª fase, uma vez que numa
primeira fase, o processo até à data da ge-
ração de Ordem de Serviço de corte e de
Ordem de serviço de revisão de corte já foi
otimizado), que pretende automatizar todo
o processo de gestão da dívida, sobretudo a
componente posterior à geração da ordem
de revisão de corte, passando pela carta de
notificação para eventual execução judi-
cial, até à listagem de dívidas para impari-
dades, que não se encontra, atualmente,
automatizada no ISU.
Data prevista de implementação: ano 2017
Dunning de leituras
Apesar dos custos com esta atividade serem
reconhecidos pela ERSE como sendo afetos
à atividade da distribuição, a verdade é que
o grande objetivo deste projeto é o de evitar
que seja invocada a figura de prescrição e
caducidade pelos clientes reiteradamente
31
ausentes e com contador instalado no inte-
rior das instalações, ou no exterior, mas sem
acesso a partir da via pública, condição que
tem impacto direto na nossa cobrança.
Trata-se, como tal, de um importante projeto
que se encontra suspenso até à conclusão
do projeto de upgrade, Unicode e certifica-
ção do SW, da aplicação de gestão comer-
cial (SAP IS-U).
Campanha de atualização de acessibilida-
des dos contadores de energia BTN
Tratou-se de uma campanha indispensável
para caraterizar o grau de acessibilidade de
cada contador, permitindo atuar em tempo
útil, se necessário com processos de dunning
de leituras, para obstar a potenciais situa-
ções de prescrição e caducidade invoca-
das.
Identificação massiva das coordenadas GPS
de cada contador de energia BTN
Trata-se de uma campanha indispensável
para evitar penalizar a eventual prescrição e
caducidade decorrente de contadores que
não são objeto de leitura por se encontra-
rem em local de acesso condicionado, evi-
tando ainda demoras relacionadas com a
localização dos locais onde se encontram
instalados. A conclusão deste projeto terá lu-
gar em 2017, uma vez que foi indispensável
reformular a plataforma de comunicação
dos TPL com os servidores necessários ace-
der para o efeito.
Implementação dos códigos postais de 7 dí-
gitos dos endereços dos clientes no sistema
comercial (CP7)
Em 2016 deu-se início à fase de projeto da
implementação dos códigos postais de 7 dí-
gitos dos endereços dos clientes no sistema
comercial (CP7). Como já foi referido, este
projeto só poderá ser desenvolvido após a
conclusão do projeto de “Upgrade SAP IS-U,
Conversão Unicode e Certificação” em
curso.
Data prevista de implementação: ano 2017
32 32
3. Continuidade de serviço
Ao nível da continuidade de serviço, a qua-
lidade é aferida através de indicadores ge-
rais para as redes de distribuição em média
tensão (MT) e distribuição em baixa tensão
(BT), bem como indicadores individuais para
os pontos de entrega das mesmas redes.
Neste capítulo apresentam-se os indicadores
gerais e individuais de continuidade de ser-
viço, com diversas desagregações para me-
lhor compreensão das origens e causas das
interrupções verificadas. Os indicadores refe-
renciados são apresentados com detalhe
em ficheiros anexos (Anexo III).
Na Região existem três níveis de qualidade
de serviço, definidos no regulamento da
qualidade de serviço, designadamente: zo-
nas dos tipos A, B e C. Verifica-se uma forte
concentração de PdE de MT em zonas do
tipo C, com 70,2% do número total destes
equipamentos. As zonas do tipo A e B apre-
sentavam, a 31 de dezembro, 18,6% e 11,2%,
respetivamente. No que respeita à potência
instalada o cenário é ligeiramente diferente:
os equipamentos de zonas do tipo C repre-
sentam cerca de 53,7% do total da potência
instalada, enquanto as zonas do tipo A e B
representam 30,1% e 16,2% respetivamente.
Em 2016, na Região Autónoma dos Açores
registou-se um ligeiro agravamento do nú-
mero de ocorrências. O comportamento in-
dividual das várias ilhas da Região é distinto,
verificando-se situações de melhoria e, tam-
bém, o inverso.
No ano em análise verificaram-se 1 668 ocor-
rências que afetaram PdE da rede MT, mais
1,1% do que o verificado em 2015, ou seja,
mais 18 ocorrências.
As ocorrências referidas deram origem a
cerca de 27 mil interrupções em PdE da rede
de distribuição MT, uma melhoria de 18,6%
face ao valor registado em 2015 (menos
6_215 interrupções).
Face aos padrões estabelecidos no Regula-
mento da Qualidade de Serviço, verifica-se
o cumprimento da generalidade dos indica-
dores, com alguns incumprimentos pontuais.
3.1. Ocorrências Em 2016 verifica-se um aumento do número
de ocorrências nas ilhas Santa Maria, São Mi-
guel, Terceira, São Jorge e Corvo. Nas restan-
tes ilhas verificou-se uma redução, mais signi-
ficativa nas ilhas Graciosa e do Pico.
Face a 2015 constata-se um aumento de
3,3% (+3) do número de ocorrências com ori-
gem nos centros produtores, e de 1,0% (+15)
do número de ocorrências com origem nas
redes.
Tabela 3-1 - Evolução do número de ocorrências
Salienta-se que, das referidas 1 668 ocorrên-
cias registadas em 2016, 68,5% dizem res-
peito a situações previstas (por: acordo com
o cliente, razões de serviço e factos imputá-
veis ao cliente), mais 6,9% do que em 2015,
tendo-se assistido a uma diminuição de 56
ocorrências devidas a situações acidentais (-
9,6%).
2012 2013 2014 2015 2016
SANTA MARIA 49 104 111 39 70
SAO MIGUEL 696 603 625 624 646
TERCEIRA 490 445 381 461 504
GRACIOSA 56 52 79 96 46
SAO JORGE 65 64 128 80 100
PICO 125 114 109 167 141
FAIAL 109 99 136 109 96
FLORES 64 74 87 64 54
CORVO 8 4 4 10 11
33
Tabela 3-2 - Evolução do número de ocorrências por causa
Das ocorrências registadas 13,9% são respei-
tantes situações imprevistas por causas pró-
prias, 11,8% são reengates, 4,7% referem-se a
deslastre de cargas por razões de segurança
e 0,5% deveram-se a casos fortuitos ou de
força-maior. Em 2016 verificaram-se 7 inci-
dentes cuja excecionalidade foi solicitada
pela EDA, S.A. e aprovada pela ERSE.
Ao nível das diversas ilhas da Região, relati-
vamente aos valores registados em 2015, ve-
rifica-se um aumento de ocorrências aci-
dentais em Santa Maria, São Jorge e Faial. As
restantes ilhas apresentaram menos ocorrên-
cias acidentais, com reduções entre 12,4% e
40,9%.
Apresenta-se de seguida uma breve análise
à evolução das situações que originaram in-
terrupções em 2016, quando comparadas
com 2015.
Ocorrências
2015 2016
Previstas Acidentais Previstas Acidentais
11 12 14 21 23 24 25 26 91 92 11 12 14 21 23 24 25 26 91 92
SANTA MARIA 3 28 1 6 1 6 46 2 6 10
SAO MIGUEL 119 331 1 6 7 65 79 4 12 134 374 1 9 69 55 1 3
TERCEIRA 10 209 6 9 92 133 2 73 219 18 51 142 1
GRACIOSA 5 69 5 17 4 29 2 11
SAO JORGE 48 5 3 22 2 1 49 3 3 42 2
PICO 10 100 10 44 3 10 90 10 29 2
FAIAL 22 66 21 12 52 2 17 13
FLORES 14 32 3 15 10 31 5 7 1
CORVO 1 9 2 9
11 - Previstas Acordo Cliente; 12 - Previstas Razões Serviço; 14 - Fato imputável ao cliente; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 -
Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 25 - Reengates; 26 - Fato imputável cliente 91 - Eventos excecionais Fortuitas força-
maior/Vento Intensidade excecional; 92 - Eventos excecionais intervenção terceiros
34 34
Tabela 3-3 - Evolução do n.º de ocorrências por origem
Em Santa Maria, no decorrer de 2016, verifi-
caram-se mais 31 ocorrências, mais 4 relati-
vas a ocorrências com origem em centros
produtores e mais 27 com origem nas redes.
Este incremento ao nível das redes deve-se,
maioritariamente, a um maior número de in-
tervenções para ações de manutenção.
Na ilha de São Miguel registaram-se mais 22
ocorrências, resultado combinado de mais
57 ocorrências previstas e de menos 35 inci-
dentes. Verificou-se menos 1 ocorrência
com origem nos centros produtores, e mais
23 com origem nas redes. O aumento de
ocorrências com origem nas redes é conse-
quência, principalmente, de um maior nú-
mero de intervenções em instalações de cli-
entes por iniciativa destes e de ações de ma-
nutenção da rede.
Na ilha Terceira, em 2016, constatou-se um
aumento de ocorrências (43), quando com-
parado com 2015. Constata-se menos 3
ocorrências com origem nos centros produ-
tores e mais 46 com origem nas redes. Veri-
fica-se o aumento de ocorrências previstas
(33,3%) e a diminuição do número de inci-
dentes (-12,4%).
Na ilha Graciosa, face a 2015, verificou-se
uma redução de 52,1% do número de ocor-
rências, resultado do menor número de inter-
venções programadas (-41) e da diminuição
do número de incidentes (-9). Ao nível das
redes a redução verificada, -56,4%, deve-se,
na maioria, a um menor número de interven-
ções na rede para manutenção, salien-
tando-se, também, a redução de incidentes
(-11) que o registado em 2015.
Em São Jorge contabilizaram-se mais 20
ocorrências que em 2015, conjugação de
menos 1 ocorrência com origem em centros
produtores e mais 21 com origem nas redes.
O aumento de ocorrências ao nível das re-
des justifica-se, na sua maioria, por um acrés-
cimo de incidentes por causas próprias –
mais 20 que no ano anterior.
Na ilha do Pico registou-se uma diminuição
do número de ocorrências (-26), sendo que
10 das quais se referem a situações previstas,
e 16 a incidentes. A redução verificou-se
tanto ao nível das ocorrências com origem
nos centros produtores (-45,0%), como ao ní-
vel das redes (-11,6%).
No Faial constata-se uma redução do nú-
mero total de ocorrências, menos 13 que em
Ocorrências 2015 2016
Produção Redes Produção Redes
EDAEDA
RenováveisDist. BT Dist. MT
Inst.
ClienteTransporte EDA
EDA
RenováveisDist. BT Dist. MT
Inst.
ClienteTransporte
SANTA MARIA 2 1 32 4 4 2 4 54 6
SAO MIGUEL 5 5 1 487 125 1 9 5 495 135 2
TERCEIRA 18 5 2 423 8 5 20 10 400 74
GRACIOSA 2 89 5 5 1 36 4
SAO JORGE 7 73 5 1 3 90 1
PICO 15 5 1 135 10 1 10 1 5 113 10 2
FAIAL 10 1 77 21 13 8 63 12
FLORES 3 4 45 12 2 4 37 11
CORVO 9 1 9 2
35
2015. Verificaram-se mais 11 ocorrências
com origem nos centros produtores (mais 3
na central térmica de Santa Bárbara e mais
8 no parque eólico do Salão) e menos 24
com origem nas redes.
A ilha das Flores apresenta, em 2016, menos
10 ocorrências que o valor assinalado no
ano anterior, menos 5 ocorrências para inter-
venções programadas e menos 5 aciden-
tais. Comparativamente com 2015, regista-
ram-se menos 1 ocorrência com origem nos
centros produtores e menos 9 com origem
nas redes.
O Corvo totalizou em 2016, o mesmo número
de incidentes que no ano anterior, sendo
que se verificou mais uma ocorrência pro-
gramada com origem nas redes.
3.1.1.1. Interrupções na rede MT
da RAA
As ocorrências registadas no ano de 2016
deram origem a cerca de 27,3 mil interrup-
ções que afetaram os pontos de entrega de
média tensão da Região, das quais cerca de
13,8 mil referem-se a interrupções curtas
(cerca de 7 mil são relativos a reengates) e
cerca de 13,5 mil interrupções longas.
Tabela 3-4- Evolução do n.º de interrupções em
PdE da rede MT na RAA
Quando comparado com os valores de
2015, em 2016 registaram-se menos 18,6% in-
terrupções em pontos de entrega da rede
MT, sendo que as interrupções de curta du-
ração viram o seu número reduzir em 14,5%
e as interrupções de longa duração diminuí-
ram 22,4%. O número de interrupções com
origem em centros produtores reduziu 8,8%,
totalizando cerca de 8 mil: as interrupções
longas reduziram cerca de 13,2% enquanto
as interrupções curtas aumentaram 48,7%.
As interrupções com origem nas redes regis-
taram uma diminuição de 22,2% face a 2015,
atingindo cerca de 19 mil, prevalecendo as
interrupções de curta duração, que repre-
sentam 67,6% deste valor. Comparativa-
mente com o ano anterior, verificou-se uma
redução de 31,1% de interrupções longas
com origem nas redes e uma diminuição de
17,1% de interrupções de curta duração.
Do valor total de interrupções, em pontos de
entrega da rede de média tensão, 12,4% di-
zem respeito a interrupções previstas e os res-
tantes 87,6% referem-se a incidentes nas re-
des ou centros produtores. As interrupções
previstas são maioritariamente de curta du-
ração (53,0%), sendo que as interrupções
acidentais têm uma distribuição equivalente
entre interrupções longas (49,9%), como de
curta duração (50,1%).
As interrupções de curta duração foram mai-
oritariamente decorrentes de situações im-
previstas (87,0%) e 92,8% tiveram origem na
própria rede de distribuição em média ten-
são. Com origem em centros produtores, re-
gistaram-se 959 interrupções imprevistas de
curta duração, mais 48,7% que em 2015.
N.º Interrupções
2012 2013 2014 2015 2016
<= 3 min 10 781 7 922 15 307 16 081 13 756
> 3 min 20 282 16 033 17 822 17 404 13 514
Total 31 063 23 955 33 129 33 485 27 270
36 36
Tabela 3-5 - Evolução do n.º de interrupções por origem e duração
Em 2016, registaram-se 1 785 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 gera-
dor móvel, para que os clientes não perma-
neçam sem energia durante todo o tempo
da intervenção.
As interrupções acidentais de curta dura-
ção, com origem nas redes, são maioritaria-
mente resultantes de reengates, 68,0% (reli-
gações automáticas após defeitos transitó-
rios), cuja duração é inferior a um minuto,
usualmente na ordem de milissegundos. Re-
gista-se um aumento de interrupções curtas
por causas próprias (7,6%).
As interrupções curtas, com origem em cen-
tros produtores, de natureza acidental, tive-
ram como principais causas as razões de se-
gurança (95,5%) e causas humanas de ori-
gem interna a esses centros produtores
(4,5%).
No decorrer de 2016, verificaram-se cerca
de 14 mil interrupções de longa duração em
pontos de entrega da rede de média ten-
são, sendo que cerca de 88,3% dizem res-
peito a situações acidentais. Das referidas in-
terrupções a maioria, 54,5%, teve origem nos
centros produtores.
As interrupções longas com origem nas redes
foram na sua maioria acidentais, com cerca
de 67,3% devido a causas próprias e 8,0%
desse número devido a eventos excecionais.
A Tabela 3-7 apresenta as interrupções, em
cada ilha, em PdE da rede MT, com desagre-
gação quanto à duração (curtas: ≤ 3 minu-
tos; longas: > 3 minutos).
Quando comparado com 2015, constata-se
que o número total de interrupções da Re-
gião diminuiu (-18,6%), verificando-se com-
portamentos distintos nas várias ilhas. Os
crescimentos mais significativos, percentual-
mente, registaram-se nas ilhas Santa Maria
(117,5%) e Corvo (45,0%). Registou-se o de-
créscimo do número total de interrupções
nas ilhas do Pico (-48,3%), Flores (-42,4%), Gra-
ciosa (-25,2%), São Miguel (-24,8%) e Terceira
(-11,7%).
2015
Previstas Acidentais
Prod. -
EDA
Prod. -
OutrosTransp. Dist. MT Dist. BT
Inst.
Cliente
Prod. -
EDA
Prod. - EDA
RenováveisTransp. Dist. MT Dist. BT
Inst.
Cliente
<= 3 min 1844 1 4 522 123 13584 3
> 3 min 274 2 1521 4 183 6618 1596 743 6457 2 4
Total 274 0 2 3365 5 187 7140 1719 743 20041 2 7
2016
<= 3 min 8 1758 13 6 463 496 11010 2
> 3 min 205 1116 10 253 5499 1666 274 4477 11 3
Total 205 0 8 2874 23 259 5962 2162 274 15487 13 3
37
Tabela 3-6 - Evolução do n.º de interrupções por
ilha
Relativamente às interrupções de longa du-
ração constata-se uma predominância de
interrupções desta natureza, com origem
nas redes nas ilhas de Santa Maria, São Mi-
guel, São Jorge e Pico, enquanto nas ilhas
Terceira, Graciosa, Faial, Flores e Corvo, são
os centros produtores que mais contribuem
para o número destas interrupções.
Tabela 3-7 - N.º de interrupções 2016 por tipo de duração e origem
N.º Interrupções
2012 2013 2014 2015 2016
SANTA MARIA 599 990 1 355 388 844
Curtas 178 345 370 143 304
Longas 421 645 985 245 540
SAO MIGUEL 8 999 6 905 12 191 13 192 9 916
Curtas 3 533 2 879 7 972 7 559 6 100
Longas 5 466 4 026 4 219 5 633 3 816
TERCEIRA 14 257 8 118 9 900 11 256 9 936
Curtas 6 172 3 961 4 970 6 889 6 199
Longas 8 085 4 157 4 930 4 367 3 737
GRACIOSA 1 123 1 155 1 206 876 655
Curtas 305 188 547 382 181
Longas 818 967 659 494 474
SAO JORGE 1 317 1 513 1 864 1 566 1 606
Curtas 319 108 328 273 307
Longas 998 1 405 1 536 1 293 1 299
PICO 2 706 2 967 4 302 3 708 1 916
Curtas 161 314 646 522 308
Longas 2 545 2 653 3 656 3 186 1 608
FAIAL 1 279 1 771 1 624 1 817 1 987
Curtas 87 96 278 201 208
Longas 1 192 1 675 1 346 1 616 1 779
FLORES 775 532 682 662 381
Curtas 23 31 196 110 147
Longas 752 501 486 552 234
CORVO 8 4 5 20 29
Curtas 3 2 2
Longas 5 4 5 18 27
Total 31 063 23 955 33 129 33 485 27 270
N.º Interrupções
2016
Curtas Longas
Prod. -
EDA
Prod. - EDA
RenováveisTransp. Dist. MT Dist. BT
Inst.
Cliente
Prod. -
EDA
Prod. - EDA
RenováveisTransp. Dist. MT Dist. BT
Inst.
Cliente
SANTA MARIA 42 20 237 5 130 47 355 2 6
SAO MIGUEL 430 8 5657 3 2 1195 55 2427 4 135
TERCEIRA 231 5960 4 4 3198 455 8 76
GRACIOSA 34 145 2 246 224 4
SAO JORGE 7 16 284 147 10 1138 3 1
PICO 78 229 1 713 32 219 630 4 10
FAIAL 36 14 158 1239 247 281 12
FLORES 34 16 97 7 135 80 12
CORVO 1 1 24 3
Total 463 496 8 12768 15 6 5704 1666 274 5593 21 256
38 38
Tabela 3-8 - N.º de interrupções longas por causa
Pode-se verificar a desagregação, pela
causa que as origina, das interrupções de
duração longa na Tabela 3-8. Em 2016, cons-
tata-se a predominância na Região de ra-
zões de segurança, em centros produtores,
como causa das interrupções longas. Verifi-
cou-se a preponderância de causas distintas
nas várias ilhas: nas ilhas Terceira, Pico, Faial,
Flores e Corvo predominam os incidentes por
razões de segurança, enquanto nas ilhas de
São Miguel, Graciosa e São Jorge as interrup-
ções longas devem-se, maioritariamente, a
incidentes por causas próprias. Na ilha de
Santa Maria predominam as interrupções
programadas por razões de serviço.
Em Santa Maria os incidentes por razões de
segurança representam 32,8% das interrup-
ções longas, e os incidentes por causas pró-
prias 23,7%. Em São Miguel 52,4% das inter-
rupções longas são devidas a causas pró-
prias e 31,3% por razões de segurança. Na
Terceira cerca de 76,1% das interrupções
longas resultam de razões de segurança.
Na ilha do Pico constata-se um peso signifi-
cativo de interrupções devido a eventos ex-
cecionais (13,6%), que também tem alguma
expressão nas ilhas São Miguel (5,7%) e São
Jorge (4,2%).
As interrupções por razões de serviço, exis-
tentes em todas as ilhas, têm mais expressão
em Santa Maria (40,7%), na Graciosa (21,5%),
no Pico (18,8%) e nas Flores (18,8%).
N.º Interrupções
2016
Previstas Acidentais
11 12 21 23 24 26 91 92
SANTA MARIA 6 220 9 177 128
SAO MIGUEL 134 238 30 1 195 2 001 1 217
TERCEIRA 75 65 2 843 753 1
GRACIOSA 4 102 51 317
SAO JORGE 1 155 84 47 958 54
PICO 10 303 666 410 219
FAIAL 12 201 12 966 588
FLORES 11 44 142 36 1
CORVO 3 24
Total 253 1 331 135 6 111 5 191 3 271 219
11 - Previstas Acordo Cliente; 12 - Previstas Razões Serv iço; 14 - Fato imputável ao cliente; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 -
Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 25 - Reengates; 26 - Fato imputável cliente 91 - Eventos excecionais Fortuitas força-
maior/Vento Intensidade excecional; 92 - Eventos excecionais intervenção terceiros
39
3.2. Indicadores gerais
Nesta secção será efetuada uma análise su-
cinta aos indicadores de continuidade de
serviço de média tensão que resultam das in-
terrupções longas analisadas no ponto ante-
rior. Quer estes indicadores, quer os indica-
dores para interrupções de curta duração
poderão ser consultados com mais detalhe
no Anexo III. No referido anexo também se
encontram os indicadores gerais de continui-
dade de serviço por concelho.
3.2.1. Indicadores gerais MT -
RAA
3.2.1.1. Evolução dos indicado-
res globais
Por comparação com o ano 2015 verifica-se
uma melhoria dos indicadores globais de
continuidade de serviço da RAA. Num hori-
zonte de 5 anos, regista-se o melhor compor-
tamento global para os indicadores SAIFI,
SAIDI e TIEPI. No mesmo horizonte, o indica-
dor MAIFI apenas apresenta melhor desem-
penho em 2012 e 2013.
Tabela 3-9 - Indicadores de continuidade de ser-
viço da RAA, para interrupções longas (SAIFI – n.º;
TIEPI e SAIDI - hh:mm)
Os valores dos indicadores de continuidade
de serviço são expressos em n.º para o MAIFI
e SAIFI e horas e minutos para o TIEPI e o
SAIDI; incluem interrupções previstas e impre-
vistas.
3.2.1.2. Evolução dos indicado-
res Zona
Os indicadores de continuidade por zona de
qualidade de serviço apresentam uma redu-
ção generalizada. Quando comparado
com 2015, todos os indicadores melhoram
em todas as zonas de qualidade do tipo B e
C. No que diz respeito às zonas de qualidade
do tipo A todos os indicadores melhoraram,
exceto o indicador MAIFI (Momentary Ave-
rage Interruption Frequency Index).
Tabela 3-10 - 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 3-11 verifica-se uma
maior frequência média de interrupções
com origem na produção para todas as zo-
nas de qualidade de serviço. Por outro lado,
as interrupções com origem nas redes são as
que mais contribuem para o valor dos indi-
cadores MAIFI, TIEPI e SAIDI da RAA. Salienta-
se que os indicadores referidos incluem as in-
terrupções necessárias para intervenções de
2012 2013 2014 2015 2016
SAIFI RAA 10,8 8,5 9,4 9,1 7,0
MAIFI RAA 5,7 4,2 8,1 8,4 7,1
TIEPI RAA 7:25 4:11 4:44 3:47 2:52
SAIDI RAA 9:54 5:34 6:15 4:53 3:45
2012 2013 2014 2015 2016
SAIFI RAA 10,8 8,5 9,4 9,1 7,0
A 6,1 3,8 3,6 3,5 3,1
B 2,4 5,1 3,1 4,9 3,4
C 12,3 10,2 12,0 11,2 8,6
MAIFI RAA 5,7 4,2 8,1 8,4 7,1
A 3,4 1,4 3,1 3,0 3,8
B 0,6 4,2 5,5 9,6 5,7
C 6,5 4,9 9,8 9,6 8,2
TIEPI RAA 7:25 4:11 4:44 3:47 2:52
A 4:39 2:08 3:32 2:27 2:00
B 1:05 3:16 1:57 2:45 2:09
C 9:21 5:38 6:16 4:51 3:33
SAIDI RAA 9:54 5:34 6:15 4:53 3:45
A 5:58 2:16 4:17 2:47 2:33
B 0:52 3:23 2:35 3:02 2:15
C 11:17 6:48 7:23 5:45 4:19
40 40
serviço, para ações de manutenção, con-
servação e reparação.
Ao nível da Região, os fatores mais prepon-
derantes na frequência média de interrup-
ções são incidentes por razões de segu-
rança, causas próprias e as interrupções pre-
vistas por razões de serviço, em todas as zo-
nas de qualidade.
Tabela 3-11 - Indicadores de continuidade de ser-
viço da RAA, por zona e origem, para interrup-
ções longas (SAIFI – n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm)
O tempo médio de interrupção da potência
instalada variou entre duas horas e três horas
e trinta e quatro minutos, com valores mais
preponderantes de interrupções previstas
por razões de serviço e de incidentes por ra-
zões de segurança.
O indicador de duração média das interrup-
ções do sistema apresenta uma distribuição
idêntica ao verificado para o TIEPI, no que
respeita às causas que lhe dão origem. No
entanto, nas zonas de qualidade tipo B, os
incidentes por razões de segurança têm um
peso ligeiramente superior.
Tabela 3-12 - Indicadores de continuidade de ser-
viço da RAA, por zona e causa para interrupções
longas (SAIFI – n.º; TIEPI e SAIDI - hh:mm)
3.2.1.3. Padrões
Considerando as interrupções longas não
excecionadas, por comparação com os pa-
drões estabelecidos, os indicadores de con-
tinuidade de serviço da Região cumpriram
os valores regulamentares em todas as zonas
de qualidade de serviço.
Produção Redes
EDAEDA
RenováveisTransp.
Dist.
MT
Dist.
BT
Inst.
Cliente
SAIFI RAA 2,9 0,9 0,1 2,9 0,0 0,1
A 1,9 0,2 0,2 0,7 0,0 0,2
B 1,3 0,9 1,1 0,2
C 3,5 1,0 0,2 3,8 0,0 0,1
MAIFI RAA 0,2 0,3 0,0 6,6 0,0 0,0
A 0,2 3,6 0,0 0,0
B 0,1 0,6 5,0 0,0
C 0,3 0,3 0,0 7,6 0,0 0,0
TIEPI RAA 1:01 0:05 0:06 1:17 0:00 0:21
A 0:56 0:03 0:02 0:32 0:00 0:25
B 0:25 0:04 1:18 0:20
C 1:15 0:06 0:09 1:42 0:00 0:19
SAIDI RAA 1:25 0:05 0:08 1:47 0:00 0:18
A 1:09 0:03 0:02 0:40 0:00 0:36
B 0:40 0:05 1:09 0:20
C 1:36 0:06 0:11 2:10 0:00 0:13
2016
2016
Previstas Acidentais
11 12 21 23 24 25 26 91 92
SAIFI RAA 0,1 0,7 0,1 3,2 2,7 0,0 0,1 0,1
A 0,2 0,3 0,0 1,6 1,0 0,0
B 0,2 0,2 2,1 0,8 0,0
C 0,1 0,9 0,1 3,7 3,4 0,0 0,2 0,2
MAIFI RAA 0,0 0,9 0,0 0,5 1,8 3,9 0,0
A 0,0 0,7 0,2 1,2 1,7
B 0,7 0,7 1,3 2,9 0,0
C 0,0 1,0 0,0 0,5 2,0 4,6 0,1
TIEPI RAA 0:19 0:55 0:01 0:50 0:36 0:01 0:00 0:05
A 0:25 0:26 0:01 0:45 0:21 0:00
B 0:20 0:56 0:30 0:22 0:00
C 0:16 1:11 0:01 0:59 0:49 0:02 0:01 0:09
SAIDI RAA 0:17 1:17 0:01 1:04 0:54 0:00 0:01 0:08
A 0:34 0:30 0:00 0:55 0:30 0:01
B 0:20 0:40 0:45 0:29 0:00
C 0:12 1:35 0:02 1:09 1:04 0:00 0:01 0:11
11 - Prev istas Acordo Cliente; 12 - Prev istas Razões Serv iço; 14 - Fato
imputáv el ao cliente; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões
segurança; 24 - Causas Próprias; 25 - Reengates; 26 - Fato imputáv el
cliente 91 - Ev entos excecionais Fortuitas força-maior/Vento Intensidade
excecional; 92 - Ev entos excecionais interv enção terceiros
41
Tabela 3-13 - Indicadores de continuidade de ser-
viço da RAA, para interrupções longas, não
abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm)
2016
Acidentais Total Padrão
21 23 24
SAIFI RAA
A 0,0 1,6 1,0 2,6 4,0
B 2,1 0,8 3,0 7,0
C 0,1 3,7 3,4 7,2 10,0
TIEPI RAA
A 0:01 0:45 0:21 1:08 -
B 0:30 0:22 0:52 -
C 0:01 0:59 0:49 1:51 -
SAIDI RAA
A 0:00 0:55 0:30 1:26 3:00
B 0:45 0:29 1:15 5:00
C 0:02 1:09 1:04 2:17 9:00
21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 -
Causas Próprias
42 42
3.2.2. Indicadores MT - ilha
3.2.2.1. TIEPI
Tabela 3-14 - 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. Com-
parativamente a 2015, registou-se uma me-
lhoria do TIEPI nas ilhas de São Miguel, Ter-
ceira, São Jorge, Pico, Faial e Flores. Nas res-
tantes ilhas registaram-se agravamentos
deste indicador.
Tabela 3-15- TIEPI - interrupções longas por origem
(hh:mm)
A Tabela 3-15 apresenta o TIEPI para interrup-
ções de duração longa, por origem. As inter-
rupções com origem em redes de baixa ten-
são têm pouca relevância no valor final
deste indicador, sendo as redes de trans-
porte, de distribuição MT e os centros produ-
tores as principais origens de interrupções
que contribuem para o valor global deste in-
dicador. Genericamente a rede de distribui-
ção MT constitui-se como a origem mais pre-
ponderante na composição deste indica-
dor. São exceção as ilhas Terceira, Graciosa
e Faial onde os centros produtores têm uma
maior influência.
A Tabela 3-16 apresenta o indicador TIEPI,
para interrupções longas, com origem em
TIEPI
2012 2013 2014 2015 2016
SANTA MARIA 2:07 12:07 2:47 1:16 3:54
C 2:07 12:07 2:47 1:16 3:54
SAO MIGUEL 2:36 2:03 2:06 2:26 1:25
A 0:52 0:47 1:04 1:22 1:06
B 1:05 3:02 1:37 2:39 1:36
C 3:55 2:29 3:06 3:03 1:33
TERCEIRA 17:36 5:21 8:25 4:14 4:02
A 14:31 4:24 8:51 2:44 3:08
B 4:02 3:29 3:12 4:39
C 19:36 6:22 9:27 5:52 4:37
GRACIOSA 10:36 4:25 3:30 3:59 6:50
C 10:36 4:25 3:30 3:59 6:50
SAO JORGE 19:53 11:27 10:24 7:03 5:39
C 19:53 11:27 10:24 7:03 5:39
PICO 14:39 10:23 13:57 8:44 6:42
C 14:39 10:23 13:57 8:44 6:42
FAIAL 3:03 5:05 3:41 8:41 5:12
A 1:19 3:41 2:18 7:37 3:50
C 5:06 6:50 5:36 10:08 7:02
FLORES 17:09 11:48 11:27 7:39 2:47
C 17:09 11:48 11:27 7:39 2:47
CORVO 1:00 0:55 1:14 2:46 7:34
C 1:00 0:55 1:14 2:46 7:34
TIEPI
Produção Redes
EDAEDA
RenováveisTransp.
Dist.
MT
Distr.
BT
Inst.
Cliente
S. MARIA 0:09 0:03 3:30 0:00 0:10
C 0:09 0:03 3:30 0:00 0:10
S. MIGUEL 0:07 0:01 0:50 0:00 0:26
A 0:06 0:04 0:23 0:32
B 0:05 1:09 0:20
C 0:09 1:00 0:00 0:23
TERCEIRA 2:46 0:52 0:00 0:22
A 2:00 0:50 0:00 0:17
B 2:20 1:57 0:21
C 3:33 0:36 0:00 0:27
GRACIOSA 5:41 1:02 0:06
C 5:41 1:02 0:06
S. JORGE 0:29 0:00 5:08 0:00 0:00
C 0:29 0:00 5:08 0:00 0:00
PICO 1:01 0:00 1:34 4:00 0:00 0:04
C 1:01 0:00 1:34 4:00 0:00 0:04
FAIAL 3:59 0:06 1:02 0:04
A 3:11 0:31 0:06
C 5:02 0:14 1:42 0:02
FLORES 0:00 0:17 1:54 0:35
C 0:00 0:17 1:54 0:35
CORVO 2:33 5:01
C 2:33 5:01
2016
43
centros produtores e redes, discriminado pe-
las causas que lhe dão origem.
Em Santa Maria destaca-se o valor do indi-
cador resultante de interrupções por razões
de serviço.
Tabela 3-16 - TIEPI - interrupções longas por causa
(hh:mm)
Em São Miguel o tempo deste indicador é
maioritariamente devido a interrupções por
razões de serviço, sendo também significa-
tivo os incidentes de causa própria e as inter-
rupções por acordo com o cliente.
Na ilha Terceira as interrupções que mais
contribuem para este indicador estão relaci-
onadas com incidentes por razões de segu-
rança (66,8%).
Para além das ilhas de Santa Maria e São Mi-
guel, nas ilhas Graciosa, Pico, Faial, Flores e
Corvo as interrupções previstas por razões de
serviço são também o fator mais influente no
valor do indicador. Salienta-se a representa-
tividade das interrupções previstas por ra-
zões de serviço na ilha Graciosa, que contri-
buem com 85,3% para o indicador TIEPI.
Os eventos excecionais contribuem com
23,4% do valor do indicador na ilha do Pico,
3,7% nas zonas do tipo C em São Miguel e
0,8% na ilha de São Jorge.
Excluindo eventos excecionais e incidentes
nas instalações dos clientes, as zonas do tipo
C de Santa Maria, zonas A e B da Terceira
são as que, comparativamente com o ano
de 2015, apresentam pior evolução para si-
tuações imprevistas. De registar também
uma evolução menos favorável nas zonas
do tipo C nas ilhas de São Jorge e Faial. Nas
restantes ilhas e zonas de qualidade de ser-
viço, o TIEPI apresenta evoluções favoráveis,
com decréscimos entre 4,8% e 74,5%.
TIEPI
2016
Previstas Acidentais
11 12 21 23 24 26 91 92
S. MARIA 0:10 2:50 0:01 0:12 0:39
C 0:10 2:50 0:01 0:12 0:39
S. MIGUEL 0:24 0:24 0:00 0:07 0:24 0:02 0:01
A 0:32 0:21 0:06 0:06
B 0:20 0:51 0:05 0:18 0:00
C 0:19 0:13 0:01 0:09 0:41 0:04 0:03
TERCEIRA 0:22 0:24 2:41 0:32 0:00
A 0:17 0:07 1:58 0:44 0:00
B 0:21 1:17 2:20 0:39
C 0:27 0:24 3:25 0:20
GRACIOSA 0:06 5:50 0:06 0:47
C 0:06 5:50 0:06 0:47
S. JORGE 0:00 2:16 0:14 0:03 3:01 0:02
C 0:00 2:16 0:14 0:03 3:01 0:02
PICO 0:04 3:18 0:58 0:46 1:34
C 0:04 3:18 0:58 0:46 1:34
FAIAL 0:04 1:58 0:05 1:39 1:23
A 0:06 1:52 0:10 0:57 0:43
C 0:02 2:06 2:36 2:16
FLORES 0:21 1:28 0:17 0:25 0:13
C 0:21 1:28 0:17 0:25 0:13
CORVO 5:01 2:33
C 5:01 2:33
11 - Prev istas Acordo Cliente; 12 - Prev istas Razões Serv iço; 14 - Fato
imputáv el ao cliente; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões
segurança; 24 - Causas Próprias; 25 - Reengates; 26 - Fato imputáv el
cliente 91 - Ev entos excecionais Fortuitas força-maior/Vento Intensidade
excecional; 92 - Ev entos excecionais interv enção terceiros
44 44
3.2.2.2. MAIFI
O MAIFI (Momentary Average Interruption
Frequency Index) representa a frequência
média de interrupções breves, ou seja, de in-
terrupções com menos de 3 minutos.
Na Tabela 3-17 apresenta-se o valor deste in-
dicador por origem. No valor deste indicador
incluem-se os reengates automáticos a de-
feitos transitórios.
Tabela 3-17 - MAIFI - interrupções curtas por ori-
gem (n.º)
A maioria destas interrupções têm origem
nas redes de média tensão. Apenas na ilha
do Corvo as interrupções com origem nas
centrais representam 50% do valor do indica-
dor. Nas ilhas Flores (34,0%), Pico (25,3%),
Faial (24,0%), Santa Maria (20,4%) e Graciosa
(18,8%), os centros produtores têm também
expressão significativa no valor total deste in-
dicador.
Tabela 3-18 - MAIFI - interrupções longas por
causa (n.º)
Na Tabela 3-18 onde se apresenta o MAIFI
por causa, constata-se que na ilha Terceira
e em zonas B e C de São Miguel a maioria do
valor deste indicador é composto por reen-
gates. Na ilha de São Miguel, em zonas A,
predominam as interrupções por razões de
serviço, tal como nas zonas do tipo A do
Faial.
MAIFI 2016
Produção Redes
EDAEDA
RenováveisTransp.
Dist.
MT
Dist.
BT
Inst.
Cliente
S. MARIA 0,5 0,2 2,8 0,1
C 0,5 0,2 2,8 0,1
S. MIGUEL 0,5 0,0 6,5 0,0 0,0
A 1,0 0,0
B 0,8 4,5 0,0
C 0,6 0,0 9,0 0,0
TERCEIRA 0,5 13,3 0,0 0,0
A 0,5 8,5 0,0
B 0,5 6,4
C 0,5 17,2 0,0 0,0
GRACIOSA 0,5 2,1 0,0
C 0,5 2,1 0,0
S. JORGE 0,1 0,2 3,0
C 0,1 0,2 3,0
PICO 0,4 1,3 0,0
C 0,4 1,3 0,0
FAIAL 0,3 0,1 1,1
A 0,1 0,5
C 0,3 0,2 1,5
FLORES 0,7 0,3 1,9
C 0,7 0,3 1,9
CORVO 0,3 0,3
C 0,3 0,3
MAIFI
2016
Previstas Acidentais
11 12 21 23 24 25 91
S. MARIA 1,0 0,0 0,7 1,8
C 1,0 0,0 0,7 1,8
S. MIGUEL 0,0 1,0 0,5 2,3 3,1 0,1
A 0,0 0,8 0,2
B 0,7 0,8 1,7 2,1 0,0
C 1,2 0,6 3,2 4,5 0,1
TERCEIRA 0,0 1,1 0,5 1,6 10,6
A 0,8 0,5 3,1 4,7
B 0,8 0,5 0,2 5,4
C 0,0 1,2 0,5 1,2 14,7
GRACIOSA 0,8 0,4 1,5
C 0,8 0,4 1,5
S. JORGE 0,9 0,3 0,2 1,8
C 0,9 0,3 0,2 1,8
PICO 0,5 0,4 0,8
C 0,5 0,4 0,8
FAIAL 0,6 0,4 0,5
A 0,5 0,1 0,0
C 0,7 0,5 0,8
FLORES 1,2 0,3 1,3
C 1,2 0,3 1,3
CORVO 0,3 0,3
C 0,3 0,3
11 - Prev istas Acordo Cliente; 12 - Prev istas Razões Serv iço; 21 - Acidentais
Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 25 -
Reengates; 26 - Fato imputáv el cliente 91 - Ev entos excecionais Fortuitas
força-maior/Vento Intensidade excecional; 92 - Ev entos excecionais
interv enção terceiros
45
Nas ilhas de Santa Maria, Graciosa, São
Jorge, Pico, zonas do tipo C do Faial e na ilha
das Flores a maioria das interrupções curtas
devem-se a causas próprias.
Na ilha do Corvo as causas das interrupções
curtas dividem-se igualmente entre as razões
de segurança (50%) e razões de serviço
(50%).
46 46
3.2.2.3. SAIFI
A Tabela 3-19 apresenta a evolução da fre-
quência média de interrupções em pontos
de entrega da rede em média tensão, para
as interrupções longas registadas em 2016,
independentemente da origem e causa.
Tabela 3-19 - Evolução do SAIFI - interrupções lon-
gas (n.º)
Comparativamente com os valores regista-
dos em 2015, em 2016 este indicador apre-
senta evoluções distintas nas diversas ilhas. O
SAIFI apresenta reduções nas ilhas de São Mi-
guel, Terceira, Graciosa, Pico, nas zonas do
tipo A da ilha do Faial, bem como na ilha das
Flores.
A ilha de Santa Maria apresenta o maior
crescimento deste indicador, sobretudo de-
corrente de interrupções previstas. As ilhas
de São Jorge e Corvo apresentam ligeiros
crescimentos (0,6% e 3,5%, respetivamente),
face a 2015.
Tabela 3-20- SAIFI - interrupções longas por ori-
gem (n.º)
Na tabela anterior verifica-se que as interrup-
ções com origem nos centros produtores são
as que mais contribuem para o valor da fre-
quência média de interrupções de 2016, nas
ilhas da Terceira, Graciosa, Faial, Flores e
Corvo. Nas ilhas de Santa Maria, São Miguel
e São Jorge as redes assumem essa prepon-
derância.
SAIFI
2012 2013 2014 2015 2016
SANTA MARIA 5,1 8,0 11,8 2,9 6,4
C 5,1 8,0 11,8 2,9 6,4
SAO MIGUEL 6,4 4,6 4,9 6,5 4,4
A 1,6 1,1 1,1 1,5 1,2
B 2,4 4,3 2,2 4,0 2,4
C 8,3 6,0 7,1 9,0 6,0
TERCEIRA 19,0 9,6 11,4 10,0 8,4
A 14,1 6,6 6,8 4,5 4,2
B 6,8 5,6 7,6 6,4
C 21,1 11,7 14,9 13,2 10,9
GRACIOSA 12,8 14,5 9,8 7,2 7,0
C 12,8 14,5 9,8 7,2 7,0
SAO JORGE 10,7 14,8 16,3 13,6 13,7
C 10,7 14,8 16,3 13,6 13,7
PICO 14,9 15,4 21,4 18,4 9,2
C 14,9 15,4 21,4 18,4 9,2
FAIAL 8,8 12,3 9,9 11,8 12,9
A 2,7 7,3 4,5 8,6 7,0
C 11,9 14,8 12,8 13,5 15,9
FLORES 16,6 10,6 9,9 10,8 4,5
C 16,6 10,6 9,9 10,8 4,5
CORVO 5,0 4,0 5,0 9,5 9,8
C 5,0 4,0 5,0 9,5 9,8
SAIFI
Produção Redes
EDAEDA
RenováveisTransp.
Dist.
MT
Dist.
BT
Inst.
Cliente
S. MARIA 1,5 0,6 4,2 0,0 0,1
C 1,5 0,6 4,2 0,0 0,1
S. MIGUEL 1,4 0,1 2,8 0,0 0,2
A 0,4 0,3 0,4 0,2
B 1,2 1,1 0,2
C 1,8 4,1 0,0 0,2
TERCEIRA 7,2 1,0 0,0 0,2
A 2,9 1,1 0,0 0,2
B 5,1 1,0 0,2
C 9,8 1,0 0,0 0,1
GRACIOSA 3,6 3,3 0,1
C 3,6 3,3 0,1
S. JORGE 1,6 0,1 12,0 0,0 0,0
C 1,6 0,1 12,0 0,0 0,0
PICO 4,1 0,2 1,3 3,6 0,0 0,1
C 4,1 0,2 1,3 3,6 0,0 0,1
FAIAL 9,0 1,8 2,0 0,1
A 6,4 0,5 0,2
C 10,3 2,7 2,8 0,0
FLORES 0,1 2,6 1,5 0,2
C 0,1 2,6 1,5 0,2
CORVO 8,7 1,2
C 8,7 1,2
2016
47
Tabela 3-21 - 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 3-21. Salvo em Santa Maria,
os incidentes por razões de segurança e por
causas próprias são os fatores que mais con-
tribuem para o valor deste indicador. Na ilha
de Santa Maria registou-se um SAIFI resul-
tante de interrupções previstas por razões de
serviço bastante relevante. As interrupções
resultantes de eventos excecionais têm ex-
pressão sobretudo na ilha do Pico.
O indicador SAIFI, para interrupções aciden-
tais longas, não excecionadas, bem como o
respetivo padrão de qualidade são apresen-
tados na Tabela 3-22.
Verificou-se o incumprimento da frequência
média de interrupções na ilha do Faial, tanto
nas zonas do tipo A, como nas zonas do tipo
C.
Embora se assista aos incumprimentos referi-
dos, o indicador apresenta melhorias face
ao ano transato para zonas A do Faial, tal
como para as zonas A e C da Terceira e ilha
do Pico que registavam incumprimentos em
2015.
Tabela 3-22 - Evolução do SAIFI - interrupções lon-
gas, não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (n.º)
SAIFI
2016
Previstas Acidentais
11 12 21 23 24 26 91 92
S. MARIA 0,1 2,6 0,1 2,1 1,5
C 0,1 2,6 0,1 2,1 1,5
S. MIGUEL 0,2 0,3 0,0 1,4 2,3 0,0 0,2
A 0,2 0,3 0,4 0,4
B 0,2 0,2 1,2 0,9 0,0
C 0,1 0,3 0,1 1,8 3,4 0,0 0,4
TERCEIRA 0,2 0,1 6,4 1,7 0,0
A 0,2 0,1 2,6 1,3 0,0
B 0,2 0,4 5,1 0,7
C 0,1 0,1 8,5 2,1
GRACIOSA 0,1 1,5 0,7 4,7
C 0,1 1,5 0,7 4,7
S. JORGE 0,0 1,6 0,9 0,5 10,1 0,6
C 0,0 1,6 0,9 0,5 10,1 0,6
PICO 0,1 1,7 3,8 2,3 1,3
C 0,1 1,7 3,8 2,3 1,3
FAIAL 0,1 1,5 0,1 7,0 4,2
A 0,2 1,1 0,2 3,0 2,4
C 0,0 1,6 9,1 5,2
FLORES 0,2 0,8 2,7 0,7 0,0
C 0,2 0,8 2,7 0,7 0,0
CORVO 1,2 8,7
C 1,2 8,7
11 - Prev istas Acordo Cliente; 12 - Prev istas Razões Serv iço; 14 - Fato
imputáv el ao cliente; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões
segurança; 24 - Causas Próprias; 25 - Reengates; 26 - Fato imputáv el
cliente 91 - Ev entos excecionais Fortuitas força-maior/Vento Intensidade
excecional; 92 - Ev entos excecionais interv enção terceiros
SAIFI
2016 Total Padrão
Acidentais
21 23 24
SANTA MARIA
C 0,1 2,1 1,5 3,7 12,0
SAO MIGUEL
A 0,4 0,4 0,8 4,0
B 1,2 0,9 2,0 8,0
C 0,1 1,8 3,4 5,2 12,0
TERCEIRA
A 2,6 1,3 4,0 4,0
B 5,1 0,7 5,8 8,0
C 8,5 2,1 10,6 12,0
GRACIOSA
C 0,7 4,7 5,4 12,0
SAO JORGE
C 0,9 0,5 10,1 11,5 12,0
PICO
C 3,8 2,3 6,2 12,0
FAIAL
A 0,2 3,0 2,4 5,7 4,0
C 9,1 5,2 14,3 12,0
FLORES
C 2,7 0,7 3,4 12,0
CORVO
C 8,7 8,7 12,0
21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 -
Causas Próprias
48 48
3.2.2.4. SAIDI
Na Tabela 3-23 apresenta-se a evolução da
duração média de interrupções de pontos
de entrega da rede em média tensão, para
todas as interrupções (de longa duração; ori-
gem nas redes e centros produtores e todas
as causas).
Tabela 3-23 - Evolução do SAIDI - interrupções
longas (hh:mm)
Pela análise da tabela anterior verifica-se
que a duração média das interrupções em
PdE da rede de média tensão, para todas as
origens e naturezas de causas, apresenta re-
duções, face a 2015, nas zonas do tipo B e C
da de São Miguel, nas zonas do tipo C da
Terceira, nas ilhas de São Jorge, Pico, Faial e
Flores. Nas restantes ilhas destaca-se o cres-
cimento verificado na ilha de Santa Maria,
Corvo e Graciosa, bem como nas zonas do
tipo A e B da ilha Terceira.
Pela análise da Tabela 3-24, que apresenta
os valores deste indicador para interrupções
longas, verifica-se que as redes de distribui-
ção MT se constituem como as principais ori-
gens de interrupções que contribuem para o
valor final deste indicador. Nas ilhas Terceira,
Graciosa e Faial os centros produtores têm
influência preponderante para o valor do in-
dicador.
Nas zonas do tipo A da ilha de São Miguel, a
origem mais significativa para o indicador
SAIDI são as instalações dos clientes.
Tabela 3-24 - SAIDI - interrupções longas por ori-
gem (hh:mm)
SAIDI
2012 2013 2014 2015 2016
SANTA MARIA 2:18 13:25 3:50 1:43 4:28
C 2:18 13:25 3:50 1:43 4:28
SAO MIGUEL 3:20 2:23 2:57 3:02 1:36
A 0:51 0:54 1:13 1:31 1:31
B 0:52 2:58 1:48 2:48 1:17
C 4:23 2:45 3:57 3:38 1:44
TERCEIRA 20:06 5:11 9:06 4:27 4:22
A 15:16 3:47 9:19 2:44 3:32
B 4:18 4:56 3:47 5:08
C 22:10 6:02 9:52 5:26 4:37
GRACIOSA 10:08 4:47 4:47 5:46 7:23
C 10:08 4:47 4:47 5:46 7:23
SAO JORGE 0:41 12:37 10:16 8:59 6:44
C 0:41 12:37 10:16 8:59 6:44
PICO 15:51 12:11 13:56 9:15 8:04
C 15:51 12:11 13:56 9:15 8:04
FAIAL 3:35 5:52 4:51 9:27 5:59
A 1:17 3:40 2:29 7:49 3:47
C 4:45 6:58 6:05 10:18 7:08
FLORES 18:37 15:55 14:14 9:52 3:03
C 18:37 15:55 14:14 9:52 3:03
CORVO 1:00 0:55 1:14 2:43 6:10
C 1:00 0:55 1:14 2:43 6:10
SAIDI 2016
Produção Redes
EDAEDA
RenováveisTransp.
Dist.
MT
Dist.
BT
Inst.
Cliente
S. MARIA 0:07 0:03 4:02 0:01 0:12
C 0:07 0:03 4:02 0:01 0:12
S. MIGUEL 0:09 0:01 0:59 0:00 0:26
A 0:07 0:05 0:26 0:51
B 0:06 0:51 0:19
C 0:11 1:13 0:00 0:19
TERCEIRA 3:10 0:50 0:01 0:20
A 2:02 1:05 0:00 0:24
B 2:41 2:04 0:22
C 3:50 0:27 0:01 0:17
GRACIOSA 5:56 1:22 0:04
C 5:56 1:22 0:04
S. JORGE 0:31 0:00 6:10 0:00 0:00
C 0:31 0:00 6:10 0:00 0:00
PICO 1:27 0:01 1:30 5:02 0:00 0:02
C 1:27 0:01 1:30 5:02 0:00 0:02
FAIAL 4:29 0:09 1:17 0:03
A 3:15 0:25 0:07
C 5:08 0:14 1:44 0:01
FLORES 0:00 0:16 2:19 0:27
C 0:00 0:16 2:19 0:27
CORVO 2:53 3:17
C 2:53 3:17
49
Na apresentam-se os valores do indicador
SAIDI, para interrupções longas, discriminado
por causas, com origem nas redes e centros
produtores. Através desta tabela conclui-se
que as interrupções previstas por razões de
serviço têm um maior peso no valor do indi-
cador em Santa Maria, Graciosa, Pico, Flores
e Corvo.
As interrupções devidas a causas próprias as-
sumem papel preponderante na duração
média de interrupções nas ilhas de São Mi-
guel e São Jorge. Nas Ilhas da Terceira e Faial
as razões de segurança predominam no in-
dicador SAIDI.
Os valores do indicador SAIDI, para interrup-
ções longas, não excecionadas, é apresen-
tada na Tabela 3-26
Todas as ilhas respeitaram os padrões esta-
belecidos para este indicador.
Tabela 3-26 - SAIDI - interrupções longas, não
abrangidas pelo artigo 13º do RQS (hh:mm)
3.2.2.5. END
O indicador estimativa de energia não distri-
buída segue, invariavelmente, o comporta-
mento do TIEPI, consequência do seu mé-
todo/fórmula de cálculo.
SAIDI
2016
Previstas Acidentais
11 12 21 23 24 26 91 92
SANTA MARIA 0:12 3:06 0:02 0:11 0:54
C 0:12 3:06 0:02 0:11 0:54
SAO MIGUEL 0:25 0:20 0:01 0:09 0:36 0:00 0:02
A 0:51 0:24 0:07 0:07
B 0:19 0:29 0:06 0:22 0:00
C 0:18 0:15 0:02 0:11 0:51 0:01 0:03
TERCEIRA 0:19 0:19 3:02 0:40 0:01
A 0:21 0:09 2:00 0:58 0:03
B 0:22 1:12 2:40 0:52
C 0:17 0:13 3:37 0:29
GRACIOSA 0:04 6:04 0:09 1:04
C 0:04 6:04 0:09 1:04
SAO JORGE 0:00 3:04 0:14 0:03 3:17 0:03
C 0:00 3:04 0:14 0:03 3:17 0:03
PICO 0:02 4:03 1:24 1:04 1:30
C 0:02 4:03 1:24 1:04 1:30
FAIAL 0:03 1:58 0:01 2:05 1:50
A 0:07 1:51 0:05 0:59 0:43
C 0:01 2:01 2:39 2:25
FLORES 0:20 1:55 0:16 0:24 0:06
C 0:20 1:55 0:16 0:24 0:06
CORVO 3:17 2:53
C 3:17 2:53
11 - Prev istas Acordo Cliente; 12 - Prev istas Razões Serv iço; 14 - Fato
imputáv el ao cliente; 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões
segurança; 24 - Causas Próprias; 25 - Reengates; 26 - Fato imputáv el
cliente 91 - Ev entos excecionais Fortuitas força-maior/Vento Intensidade
excecional; 92 - Ev entos excecionais interv enção terceiros
SAIDI
2016 Total Padrão
Acidentais
21 23 24
SANTA MARIA
C 0:02 0:11 0:54 1:08 12:00
SAO MIGUEL
A 0:07 0:07 0:15 3:00
B 0:06 0:22 0:28 5:00
C 0:02 0:11 0:51 1:04 12:00
TERCEIRA
A 2:00 0:58 2:58 3:00
B 2:40 0:52 3:33 5:00
C 3:37 0:29 4:06 12:00
GRACIOSA
C 0:09 1:04 1:14 12:00
SAO JORGE
C 0:14 0:03 3:17 3:35 12:00
PICO
C 1:24 1:04 2:29 12:00
FAIAL
A 0:05 0:59 0:43 1:49 3:00
C 2:39 2:25 5:05 12:00
FLORES
C 0:16 0:24 0:40 12:00
CORVO
C 2:53 2:53 12:00
21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 -
Causas Próprias
Tabela 3-25 - SAIDI - interrupções longas
por causa (hh:mm)
50 50
A tabela seguinte apresenta a END por ilha
para interrupções longas, podendo encon-
trar-se maior desagregação no Anexo III.
Tabela 3-27 - Estimativa de energia não distribu-
ída (MWh)
END (MWh)
2012 2013 2014 2015 2016
SANTA MARIA 4,8 27,7 6,3 2,9 9,0
SAO MIGUEL 123,9 95,5 98,6 115,5 69,2
TERCEIRA 414,4 123,6 189,8 93,7 88,3
GRACIOSA 15,7 6,5 5,2 6,0 10,5
SAO JORGE 66,8 37,6 32,9 22,4 18,4
PICO 73,4 52,3 69,6 43,5 33,8
FAIAL 16,3 27,1 19,6 45,4 27,3
FLORES 21,2 14,8 14,1 9,7 3,5
CORVO 0,2 0,1 0,2 0,5 1,4
51
3.2.3. Continuidade BT
A secção que se segue pretende apresentar
os valores chave, e análise breve, das inter-
rupções e indicadores de continuidade de
serviço em baixa tensão e sua evolução
face a 2015.
Uma informação mais detalhada sobre os in-
dicadores aqui apresentados pode ser con-
sultada no Anexo III.
3.2.3.1. Interrupções
Em 2016, na RAA, registaram-se cerca de 1,6
milhões de interrupções em pontos de en-
trega da rede de baixa tensão, uma redu-
ção de 20,8% face ao valor registado em
2015. Destas interrupções cerca de 51,5%
correspondem a interrupções de curta dura-
ção.
Tabela 3-28 - N.º de interrupções em PdE da rede
BT (em milhares)
Em 2016, as interrupções de curta duração
apresentam um decréscimo de 17,8% en-
quanto as interrupções longas decresceram
23,9%, em relação ao ano anterior.
Nas ilhas de São Miguel, Terceira, Graciosa,
Pico e Flores verificou-se uma redução do
número de interrupções comparativamente
com o número registado em 2015, com vari-
ações entre -17,0% e -46,6%. O maior incre-
mento relativo deu-se na ilha de Santa Maria
(60,1%), verificando-se aumentos entre 3,5%
e 10,1% nas restantes ilhas.
Tabela 3-29 - Evolução do n.º de interrupções em
PdE da rede BT na RAA (em milhares)
A Tabela 3-29 apresenta as interrupções, em
cada ilha, em PdE da rede de baixa tensão,
com desagregação quanto à duração (cur-
tas: ≤ 3 minutos; longas: > 3 minutos).
Nas ilhas de São Miguel, Terceira, e Pico veri-
fica-se um decréscimo tanto em interrup-
ções longas, como no número de interrup-
ções curtas. Em Santa Maria ambas tipolo-
gias apresentam incrementos, quando com-
parados com 2015. A ilha do Faial regista um
aumento no número de interrupções longas,
e o contrário nas interrupções de curta dura-
N.º Interrupções
2012 2013 2014 2015 2016
Curtas 669 520 998 1 021 839
Longas 1 295 1 002 1 057 1 040 791
Total 1 964 1 522 2 055 2 060 1 631
N.º Interrupções
2012 2013 2014 2015 2016
SANTA MARIA
Curtas 8,0 14,7 15,5 8,7 13,1
Longas 18,2 32,3 42,1 11,1 18,6
SÃO MIGUEL
Curtas 229,9 194,5 541,2 483,7 385,6
Longas 397,3 289,5 263,9 358,9 242,3
TERCEIRA
Curtas 382,6 271,6 323,5 435,8 365,1
Longas 524,3 282,5 324,4 274,0 224,5
GRACIOSA
Curtas 14,3 8,7 27,3 22,2 11,0
Longas 40,4 45,9 29,3 22,1 22,7
SÃO JORGE
Curtas 17,7 6,2 21,2 17,8 20,3
Longas 58,4 78,3 89,0 75,3 77,5
PICO
Curtas 10,0 17,0 35,8 31,2 19,8
Longas 147,2 151,9 210,1 179,3 92,6
FAIAL
Curtas 3,9 5,5 21,3 13,8 13,3
Longas 64,5 92,1 74,0 89,1 99,9
FLORES
Curtas 1,7 1,6 12,1 7,3 10,9
Longas 43,0 27,8 22,7 26,9 10,6
CORVO
Curtas 0,6 0,1 0,3
Longas 1,9 1,8 1,3 2,9 2,8
52 52
ção. Nas restantes ilhas verifica-se uma redu-
ção de interrupções de longa duração e um
aumento de interrupções de curta duração.
A redução relativa mais acentuada em inter-
rupções longas ocorreu na ilha das Flores (-
60,5%).
As interrupções longas registadas em 2016
são apresentadas na Tabela 3-30, com a de-
sagregação pela causa que lhes dão ori-
gem.
Tabela 3-30 - N.º de interrupções longas (103) em
PdE da rede BT, na RAA (apenas se apresentam
causas com mais de um milhar)
Em 2016, verifica-se que o motivo da maioria
das interrupções em pontos de entrega de
baixa tensão foi devido a causas próprias
por razões de segurança em centros produ-
tores na maioria das ilhas (Santa Maria, Ter-
ceira, Pico, Faial, Flores e Corvo).
Nas ilhas de São Miguel (54,1%), Graciosa
(66,9%) e São Jorge (72,9%), as causas pró-
prias mantém-se, comparativamente com o
ano de 2015, como a principal razão do nú-
mero de interrupções registado.
As interrupções previstas por razões de ser-
viço apresentam-se como a segunda maior
causa de interrupções em Santa Maria, Gra-
ciosa, São Jorge e Corvo. Nas ilhas do Pico,
São Miguel e São Jorge. os eventos excecio-
nais têm expressão considerável, 11,6%, 7,1%
e 4,0%, respetivamente.
3.2.3.2. Indicadores de continui-
dade BT
Esta secção analisará sucintamente os indi-
cadores de continuidade de baixa tensão,
para as interrupções longas verificadas em
2016.
RAA
Quando comparado com o ano anterior,
em 2016 verifica-se um decréscimo da dura-
ção média de interrupções (SAIDI) na globa-
lidade das zonas de qualidade de serviço,
com variações relativas entre os -3,4% (zonas
do tipo A) e os -37,5% (zonas do tipo B). A fre-
quência média de interrupções apresenta
valores superiores em zonas do tipo A (3,0%)
e inferiores em zonas do tipo B (-34,5%) e C (-
23,3%). Estas variações incluem interrupções
previstas e acidentais.
Tabela 3-31 - Indicadores de continuidade de ser-
viço BT da RAA, para interrupções longas (SAIFI –
n.º; SAIDI – hh:mm)
A Tabela 3-32 apresenta os indicadores de
continuidade BT da RAA resultantes de inter-
rupções longas, por origem.
N.º Interrupções
2016
12 21 23 24 91 92
SANTA MARIA 6 1 7 5
SÃO MIGUEL 15 1 79 131 17
TERCEIRA 6 171 47
GRACIOSA 5 2 15
SÃO JORGE 11 5 2 56 3
PICO 19 39 23 11
FAIAL 11 2 53 34
FLORES 2 7 2
CORVO 1 2
ImprevistasPrev istas
12 - Previstas 21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 -
Causas Próprias; 91 - Eventos excecionais Fortuitas força-maior/Vento Intensidade
excecional; 92 - Eventos excecionais intervenção terceiros
2012 2013 2014 2015 2016
SAIFI EDA
A 4,9 3,4 3,0 3,2 3,3
B 2,9 4,3 3,0 5,3 3,4
C 13,0 9,4 13,2 12,6 9,6
SAIDI EDA
A 4:42 1:37 3:45 2:15 2:11
B 0:41 1:40 2:05 2:37 1:38
C 10:45 5:16 7:25 5:44 4:18
53
A duração média de interrupções, para in-
terrupções de longa duração, em zonas do
tipo A e C, é maioritariamente devida a in-
terrupções com origem centros produtores.
Nas zonas do tipo C as redes de distribuição
MT são a principal origem. A frequência mé-
dia de interrupções é maioritariamente com-
posta por interrupções com origem em cen-
tros produtores, em todas as zonas de quali-
dade. Os centros produtores têm uma ex-
pressão apreciável no valor destes indicado-
res, cujo peso varia entre 43,8% a 63,0% no
caso do SAIDI e entre 52,9% e 73,5% no caso
do SAIFI.
Tabela 3-32 - Indicadores de continuidade de ser-
viço BT da RAA, para interrupções longas, por ori-
gem (SAI-FI – n.º; SAIDI – hh:mm)
Tabela 3-33 - Indicadores de continuidade de ser-
viço BT da RAA, para interrupções longas, por
causa (SAIFI – n.º; SAIDI – hh:mm)
Na Tabela 3-33 apresentam-se os valores dos
indicadores desagregados pelas causas que
lhes dão origem, onde se verifica que, ao
contrário do verificado historicamente, as ra-
zões de segurança são predominantes. As
causas próprias são o segundo fator mais re-
levante no valor dos indicadores, exceto
para as zonas do tipo C do indicador SAIDI,
onde são as interrupções previstas por razões
de serviço são predominantes e as razões de
segurança o segundo fator mais significativo.
2016
Produção Redes
EDAEDA
RenováveisTransp.
Dist.
MTDist. BT
Inst.
Cliente
SAIFI EDA
A 2,0 0,3 0,2 0,8 0,1 0,0
B 1,5 1,0 0,0 0,8 0,1 0,0
C 3,9 1,2 0,2 4,3 0,1 0,0
SAIDI EDA
A 1:17 0:05 0:03 0:40 0:04 0:00
B 0:45 0:05 0:00 0:42 0:05 0:00
C 1:45 0:07 0:12 2:05 0:06 0:00
2016
Previstas Acidentais
11 12 21 23 24 26 91 92
SAIFI EDA
A 0,4 0,1 1,6 1,2 0,0 0,0
B 0,0 0,2 0,0 2,5 0,7 0,0
C 0,0 0,9 0,1 4,2 4,0 0,0 0,3 0,2
SAIDI EDA
A 0:29 0:02 0:57 0:41 0:00 0:00
B 0:00 0:19 0:00 0:50 0:28 0:00
C 0:00 1:24 0:02 1:20 1:15 0:00 0:02 0:12
11 - Prev istas Acordo Cliente; 12 - Prev istas Razões Serv iço; 21 - Acidentais
Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 26 -
Fato imputáv el cliente; 91 - Ev entos excecionais Fortuitas força-
maior/Vento Intensidade excecional; 92 - Ev entos excecionais
interv enção terceiros
54 54
Tabela 3-34 - Indicadores de continuidade de ser-
viço de BT da RAA, para interrupções longas, não
abrangidas pelo artigo 13º do RQS (SAIFI – n.º;
SAIDI – hh:mm)
Na Tabela 3-34, podem-se consultar os indi-
cadores SAIFI e SAIDI das redes em BT da
RAA, para interrupções longas não excecio-
nadas. Por comparação com o padrão es-
tabelecido para cada zona de qualidade
de serviço demonstra-se o cumprimento do
SAIFI e SAIDI em todas as zonas.
2016 Total Padrão
Acidentais
21 23 24
SAIFI EDA
A 0,1 1,6 1,2 2,9 4,0
B 0,0 2,5 0,7 3,2 7,0
C 0,1 4,2 4,0 8,3 10,0
SAIDI EDA
A 0:02 0:57 0:41 1:41 4:00
B 0:00 0:50 0:28 1:19 6:00
C 0:02 1:20 1:15 2:37 10:00
21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 -
Causas Próprias
55
3.2.4. Indicadores BT – ilhas
3.2.4.1. SAIFI
A Tabela 3-35 apresenta a evolução da fre-
quência média de interrupções de longa du-
ração, por ilha, para pontos de entrega em
baixa tensão, independentemente das cau-
sas ou origens.
Tabela 3-35 - Evolução do SAIFI BT - interrupções
longas (n.º)
Pela análise da Tabela 3-36 constata-se que,
na generalidade dos casos, as interrupções
dos pontos de entrega da rede em baixa
tensão têm origem maioritariamente nos
centros produtores e nas redes de distribui-
ção MT. Desta forma, o comportamento dos
indicadores gerais de continuidade de ser-
viço da rede de baixa tensão segue, invaria-
velmente, o dos indicadores homónimos da
rede MT.
Tabela 3-36 - SAIFI BT - interrupções longas, por ori-
gem (n.º)
Em 2016, de forma global, verifica-se uma re-
dução deste indicador nas ilhas do Pico, Flo-
res, Corvo, nas zonas B e C de São Miguel e
Terceira, e nas zonas A da ilha do Faial. Nas
restantes ilhas e zonas de qualidade registou-
se um aumento do indicador SAIFI, mais signi-
ficativo na ilha de Santa Maria (72,2%) e nas
zonas C da ilha do Faial (22,6%).
SAIFI
2012 2013 2014 2015 2016
SANTA MARIA
C 5,0 8,8 12,9 3,4 5,9
SÃO MIGUEL
A 1,8 0,8 0,6 1,2 1,2
B 2,9 3,5 1,8 3,9 2,1
C 8,7 5,5 7,2 9,3 6,4
TERCEIRA
A 11,8 6,1 5,9 3,8 4,1
B 7,6 7,3 9,8 8,1
C 22,1 10,8 18,9 15,8 12,7
GRACIOSA
C 12,6 14,4 10,0 7,7 8,0
SÃO JORGE
C 10,2 13,8 18,5 15,7 16,6
PICO
C 16,1 16,5 26,3 22,6 11,8
FAIAL
A 2,8 7,5 6,0 10,0 9,7
C 12,6 15,6 14,8 15,6 19,2
FLORES
C 18,1 11,9 10,9 12,7 5,1
CORVO
C 7,3 7,1 5,6 13,0 12,7
SAIFI 2016
Produção Redes
EDAEDA
RenováveisTransp.
Dist.
MT
Dist.
BT
Inst.
Cliente
SANTA MARIA
C 1,5 0,6 3,7 0,1 0,0
SÃO MIGUEL
A 0,5 0,4 0,3 0,0 0,0
B 1,3 0,0 0,7 0,1 0,0
C 1,9 0,0 4,5 0,1 0,0
TERCEIRA
A 2,6 1,4 0,1
B 6,9 1,2 0,1 0,0
C 11,6 1,0 0,2 0,0
GRACIOSA
C 4,1 3,8 0,0
SÃO JORGE
C 1,8 0,1 14,6 0,1
PICO
C 5,3 0,3 1,4 4,7 0,2 0,0
FAIAL
A 8,2 0,1 1,3 0,0 0,0
C 12,3 3,4 3,4 0,1
FLORES
C 0,2 3,1 1,7 0,1
CORVO
C 10,2 2,5 0,0
56 56
Tabela 3-37 - SAIFI BT - interrupções longas, por
causa (n.º)
O SAIFI BT, para interrupções longas, tem
uma forte concentração em interrupções
com origem em centros produtores e nas re-
des em média tensão.
Exceto nas ilhas de Santa Maria, São Jorge e
nas zonas C de São Miguel, onde a origem
das interrupções são maioritariamente nas
deres de distribuição MT, predominam as in-
terrupções com origem nos centros produto-
res.
Nas ilhas de São Jorge (72,9%), Graciosa
(67,1%), zonas C (56,7%) e zonas A (42,9%) e
C (56,7%) de São Miguel, o motivo que pre-
domina no valor do indicador SAIFI são as
causas próprias. Nas restantes ilhas, o resul-
tado deste indicador decorre, maioritaria-
mente, de interrupções acidentais por ra-
zões de segurança.
Os eventos excecionais têm impacto signifi-
cativo nas ilhas do Pico, São Miguel e São
Jorge, com valores relativos que variam en-
tre 3,9% e 11,6% do valor total do indicador.
Tabela 3-38 – SAIFI BT, para interrupções longas,
não abrangidas pelo artigo 13º do RQS (n.º)
Para as interrupções longas não exceciona-
das, apresenta-se o valor do indicador SAIFI
SAIFI
2016
Previstas Acidentais
11 12 21 23 24 26 91 92
SANTA MARIA
C 2,0 0,2 2,1 1,6 0,0
SÃO MIGUEL
A 0,2 0,0 0,5 0,5 0,0
B 0,0 0,1 0,0 1,3 0,7 0,0
C 0,0 0,4 0,0 1,9 3,7 0,5
TERCEIRA
A 0,3 0,0 2,4 1,5
B 0,6 6,8 0,7
C 0,0 0,2 0,0 9,9 2,6 0,0
GRACIOSA
C 1,8 0,9 5,4
SÃO JORGE
C 2,3 1,1 0,5 12,1 0,6
PICO
C 0,0 2,5 0,0 5,0 2,9 1,4
FAIAL
A 1,4 0,6 4,1 3,5 0,0
C 1,9 0,0 11,0 6,2
FLORES
C 0,8 3,3 1,1
CORVO
C 2,5 10,2 0,0
11 - Prev istas Acordo Cliente; 12 - Prev istas Razões Serv iço; 21 - Acidentais
Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 26 -
Fato imputáv el cliente; 91 - Ev entos excecionais Fortuitas força-
maior/Vento Intensidade excecional; 92 - Ev entos excecionais
interv enção terceiros
SAIFI
2016 Total Padrão
Acidentais
21 23 24
SANTA MARIA
C 0,2 2,1 1,6 3,9 13,0
SÃO MIGUEL
A 0,0 0,5 0,5 1,0 4,0
B 0,0 1,3 0,7 2,0 9,0
C 0,0 1,9 3,7 5,6 13,0
TERCEIRA
A 0,0 2,4 1,5 3,9 4,0
B 6,8 0,7 7,5 9,0
C 0,0 9,9 2,6 12,5 13,0
GRACIOSA
C 0,9 5,4 6,2 13,0
SÃO JORGE
C 1,1 0,5 12,1 13,7 13,0
PICO
C 0,0 5,0 2,9 7,9 13,0
FAIAL
A 0,6 4,1 3,5 8,2 4,0
C 0,0 11,0 6,2 17,3 13,0
FLORES
C 3,3 1,1 4,4 13,0
CORVO
C 10,2 0,0 10,2 13,0
21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 -
Causas Próprias
57
para cada uma das ilhas da RAA na Tabela
3-38.
Na generalidade das ilhas e zonas de quali-
dade o padrão estabelecido foi cumprido.
Registam-se incumprimentos na ilha de São
Jorge (zona do tipo C) e nas zonas A e C da
ilha do Faial.
3.2.4.2. SAIDI
A Tabela 3-39 apresenta a evolução do indi-
cador SAIDI, para interrupções longas dos
PdE da rede BT.
Quando comparados com os valores regis-
tados em 2015, os valores da duração média
de interrupções, para PdE da rede BT, exi-
bem variações muito distintas entre as várias
ilhas da Região.
As variações positivas mais significativas
ocorreram na ilha da Graciosa (138,5%),
Corvo (111,8%), zonas A da Terceira (71,9%)
e na ilha de Santa Maria (51,6%). As ilhas e
zonas que apresentam melhorias mais signifi-
cativas, em valor relativo, deste indicador
são a ilha das Flores (-72,8%), zonas B e C de
São Miguel (-70,7% e -56,5%) e zonas A do
Faial (-45,1%).
Tabela 3-39 - Evolução do SAIDI BT - interrupções
longas (hh:mm)
As interrupções com origem nas redes de dis-
tribuição em média tensão foram as que
mais contribuíram para o valor do indicador
SAIDI de 2016 nas ilhas de Santa Maria, São
Jorge, Pico, Flores, Corvo e zonas B e C de
São Miguel. Nas restantes ilhas e zonas foram
os centros produtores que mais pesaram na
duração do indicador, com destaque para
as zonas C da ilha Terceira (88,7%), zonas A
do Faial (86,6%) e para a ilha Graciosa
(82,8%).
SAIDI
2012 2013 2014 2015 2016
SANTA MARIA
C 2:02 12:43 4:05 1:45 2:40
SÃO MIGUEL
A 0:27 0:13 0:20 0:28 0:24
B 0:42 1:05 0:59 2:08 0:37
C 2:58 1:46 3:16 2:58 1:17
TERCEIRA
A 14:18 3:09 10:19 2:24 4:07
B 3:57 5:48 4:17 5:07
C 23:15 4:28 11:41 6:39 5:05
GRACIOSA
C 9:35 4:07 3:43 3:24 8:08
SÃO JORGE
C 21:33 11:39 10:29 10:29 7:45
PICO
C 16:12 13:40 16:20 11:27 10:47
FAIAL
A 1:07 3:47 2:48 8:43 4:47
C 4:57 7:22 7:14 11:54 8:36
FLORES
C 18:48 13:26 14:23 9:02 2:27
CORVO
C 1:32 3:21 1:38 5:03 10:42
58 58
Tabela 3-40 - SAIFI BT - interrupções longas, por ori-
gem (hh:mm)
Em 2016, as principais causas de interrupção,
que contribuem para o valor total da dura-
ção média de interrupções do sistema nas
ilhas de Santa Maria, Graciosa, Pico, zonas A
do Faial, ilha das Flores e Corvo, são interven-
ções previstas por razões de serviço. Com
preponderância também no valor deste in-
dicador, estão as causas próprias que pre-
dominam em São Miguel e em São Jorge. As
razões de segurança representam o maior
peso no indicador da ilha da Terceira e das
zonas C do Faial.
Tabela 3-41 - SAIDI BT - interrupções longas, por
causa (hh:mm)
O indicador SAIDI, para interrupções longas
não excecionadas pode ser consultado na
Tabela 3-42.
SAIDI 2016
Produção Redes
EDAEDA
RenováveisTransp.
Dist.
MTDist. BT
Inst.
Cliente
SANTA MARIA
C 0:07 0:03 2:24 0:05 0:00
SÃO MIGUEL
A 0:09 0:05 0:08 0:01 0:00
B 0:06 0:00 0:26 0:04 0:00
C 0:12 0:00 1:01 0:03 0:00
TERCEIRA
A 2:14 1:41 0:11
B 3:21 1:38 0:08 0:00
C 4:30 0:23 0:11 0:00
GRACIOSA
C 6:44 1:22 0:01
SÃO JORGE
C 0:38 0:00 7:00 0:06
PICO
C 1:55 0:02 1:55 6:44 0:10 0:00
FAIAL
A 4:08 0:00 0:34 0:03 0:00
C 6:10 0:18 2:01 0:05
FLORES
C 0:00 0:18 1:51 0:17
CORVO
C 3:37 7:04 0:00
SAIDI
2016
Previstas Acidentais
11 12 21 23 24 26 91 92
SANTA MARIA
C 1:24 0:04 0:10 1:00 0:00
SÃO MIGUEL
A 0:03 0:00 0:09 0:11 0:00
B 0:00 0:02 0:00 0:06 0:27 0:00
C 0:00 0:02 0:00 0:12 0:56 0:05
TERCEIRA
A 0:28 0:00 2:13 1:25
B 1:15 3:20 0:31
C 0:00 0:09 0:01 4:13 0:40 0:00
GRACIOSA
C 6:46 0:11 1:10
SÃO JORGE
C 3:36 0:18 0:03 3:43 0:04
PICO
C 0:00 5:22 0:01 1:52 1:35 1:55
FAIAL
A 2:07 0:15 1:21 1:03 0:00
C 2:22 0:01 3:13 2:59
FLORES
C 1:29 0:19 0:39
CORVO
C 7:04 3:37 0:00
11 - Prev istas Acordo Cliente; 12 - Prev istas Razões Serv iço; 21 - Acidentais
Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 - Causas Próprias; 26 -
Fato imputáv el cliente; 91 - Ev entos excecionais Fortuitas força-
maior/Vento Intensidade excecional; 92 - Ev entos excecionais
interv enção terceiros
59
Tabela 3-42 – SAIFI 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 interrup-
ções os padrões de qualidade definidos no
RQS foram cumpridos em todas as ilhas.
SAIDI
2016 Total Padrão
Acidentais
21 23 24
SANTA MARIA
C 0:04 0:10 1:00 1:15 12:00
SÃO MIGUEL
A 0:00 0:09 0:11 0:20 4:00
B 0:00 0:06 0:27 0:34 6:00
C 0:00 0:12 0:56 1:09 12:00
TERCEIRA
A 0:00 2:13 1:25 3:39 4:00
B 3:20 0:31 3:52 6:00
C 0:01 4:13 0:40 4:55 12:00
GRACIOSA
C 0:11 1:10 1:21 12:00
SÃO JORGE
C 0:18 0:03 3:43 4:05 12:00
PICO
C 0:01 1:52 1:35 3:29 12:00
FAIAL
A 0:15 1:21 1:03 2:39 4:00
C 0:01 3:13 2:59 6:14 12:00
FLORES
C 0:19 0:39 0:58 12:00
CORVO
C 3:37 0:00 3:38 12:00
21 - Acidentais Fortuitas força-maior; 23 - Razões segurança; 24 -
Causas Próprias
60 60
3.3. Indicadores individuais
Os indicadores de caracter geral aferem a
qualidade de serviço prestado à totalidade
dos clientes, na Região, nas diversas ilhas e
concelhos e nas respetivas zonas de quali-
dade de serviço. Por outro lado, os indicado-
res 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 artigo 54º do RQS.
Com base no número e duração acumu-
lada 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 3-43 - Padrão de número de interrupções
por ano
Tabela 3-44 - Padrão da duração total das inter-
rupções (horas por ano)
No ano de 2016, verificaram-se 805 situações
de incumprimento dos padrões individuais
de qualidade de serviço. Este número repre-
senta cerca de 0,7% do número de clientes
da EDA, S.A.. Das 9 ilhas que compõem o ar-
quipélago dos Açores, 3 tiveram situações
de incumprimento dos padrões individuais.
Como podemos comprovar pela tabela
“Número total de compensações” a grande
maioria dos incumprimentos são de baixa
tensão, cerca de 98,1%, e verificaram-se nas
ilhas da Terceira, Faial e São Miguel com
53,3%, 46,1%, e 0,6%, respetivamente.
Tabela 3-45 - Número total de compensações
Zona MT BT
A 8 10
B 15 20
C 30 40
Zona MT BT
A 4 6
B 8 10
C 16 22
BT <= 20,7 BT > 20,7 MT BT <= 20,7 BT > 20,7 MT
SÃO MIGUEL
A 5 5
TERCEIRA
A 3 1 404 5 11 424
B 4 1 5
FAIAL
A 365 2 2 1 1 371
Total EDA 368 2 3 414 6 12 805
ZonaNúmero Duração
Total
61
Tabela 3-46 - Valor total de compensações (€)
O total das situações de incumprimento dos
indicadores individuais de qualidade de ser-
viço totalizou uma quantia de 7 289€. Apesar
da média tensão ter apenas 1,9% do número
de situações de incumprimento, representa,
cerca de, 31,5% do valor das compensa-
ções.
Tabela 3-47 - Compensações que revertem para o fundo de reforço de investimento
De acordo com a Tabela 3-46, de forma a
melhorar a qualidade de serviço, verifica-se
que 0,45€ do total de 7 289€ reverteram para
o Fundo de Reforço dos Investimentos das
respetivas zonas. Das 805 situações de clien-
tes com direito a indemnização, 804 deram,
efetivamente, origem a compensação a cli-
entes enquanto uma reverteu para o Fundo
de Reforço dos Investimentos das respetivas
zonas.
De acordo com a Tabela 3-48, na Região Au-
tónoma dos Açores, em 2016, registaram-se
17 situações onde ocorreram incumprimen-
tos de duração e número em simultâneo.
BT <= 20,7 BT > 20,7 MT BT <= 20,7 BT > 20,7 MT
SÃO MIGUEL
A 19 19
TERCEIRA
A 16 122 3 906 383 1 722 6 150
B 18 307 325
FAIAL
A 606 2 147 2 37 795
Total EDA 622 2 269 3 946 420 2 030 7 289
ZonaNúmero Duração
Total
Número Duração Total Número Duração Total
TERCEIRA
A 1 1 0,45 0,45
Total EDA 1 1 0,00 0,45 0,45
Zona
Número de compensações Montante (€)
62 62
Tabela 3-48 - Nº de situações com incumprimentos de duração e número em simultâneo
Número Duração Número Duração Número Duração
TERCEIRA
A 1 1
FAIAL
A 15 1 16
Total EDA 15 1 1 17
ZonaBT <= 20,7
TotalMTBT > 20,7
63
4. Qualidade da onda de ten-
são
A qualidade da energia entregue aos con-
sumidores está diretamente relacionada
com a qualidade da onda de tensão da
rede. Embora exista uma série de índices
para qualificar a onda de tensão, serão os
equipamentos dos consumidores a determi-
nar a qualidade da mesma. Com a cres-
cente automatização das indústrias, a quali-
dade da forma da onda de tensão torna-se
cada vez mais relevante.
De acordo com o estipulado no Regula-
mento de Qualidade de Serviço (RQS), com-
pete à concessionária de transporte e distri-
buição garantir que a energia elétrica forne-
cida cumpre o especificado nas normas
e/ou regulamentos, sendo que, os parâme-
tros da qualidade da onda de tensão de-
vem ser monitorizados numa amostra da
rede segundo um plano a submeter a apro-
vação à Direção Regional do Comércio, In-
dustria e Energia, competindo à entidade re-
guladora (ERSE) a fiscalização do cumpri-
mento deste plano.
4.1. Plano de Monitorização
O plano de monitorização da Qualidade de
Energia Elétrica para o ano de 2016 resulta
do plano de monitorização desenvolvido
pela EDA, S.A. para os anos 2016-2017, de
acordo com o RQS da RAA em vigor.
A EDA, S.A. propôs-se a efetuar a monitoriza-
ção da qualidade da onda de tensão em
2016 nos pontos da sua rede de transporte e
distribuição apresentados na Tabela 4-1 e na
Tabela 4-2, em 52 instalações (28 SE/PS e 24
PT) durante 53 semanas.
As medições efetuadas, cujos principais re-
sultados são resumidos a seguir, mostram
que nas instalações da EDA, S.A. são, gene-
ricamente, observados os valores de referên-
cia adotados para os parâmetros da quali-
dade da onda de tensão pelo RQS e pela EN
50160.
64 64
4.2. Plano de Monitorização – Redes de transporte e Distribuição
em AT e MT
I lha Concelho Instalação Nome Barramento Ano
S. MARIA VILA DO PORTO SE CT AEROPORTO 10 2016
S.MIGUEL RIBEIRA GRANDE SE CT CALDEIRÃO 60 2016
S.MIGUEL RIBEIRA GRANDE SE CALDEIRÃO 30 2016
S.MIGUEL PONTA DELGADA SE MILHAFRES 30 2016
S.MIGUEL PONTA DELGADA SE PONTA DELGADA 10 2016
S.MIGUEL PONTA DELGADA SE S. ROQUE 10 2016
S. MIGUEL PONTA DELGADA SE AEROPORTO 10 2016
S. MIGUEL LAGOA SE LAGOA 30/10 2016
S. MIGUEL RIBEIRA GRANDE SE FOROS 60/30/10 2016
S. MIGUEL NORDESTE SE PE GRAMINHAIS 60 2016
S. MIGUEL VILA FRANCA DO CAMPO SE VILA FRANCA 30/10 2016
TERCEIRA PRAIA DA VITÓRIA SE CT BELO JARDIM 30/15 2016
TERCEIRA ANGRA DO HEROÍSMO SE VINHA BRAVA 15 2016
TERCEIRA ANGRA DO HEROÍSMO SE ANGRA HEROÍSMO 15 2016
TERCEIRA PRAIA DA VITÓRIA SE LAJES 15/6.9 2016
TERCEIRA PRAIA DA VITÓRIA SE QUATRO RIBEIRAS 15 2016
TERCEIRA PRAIA DA VITÓRIA PS SERRA CUME 30 2016
65
Tabela 4-1 Pontos de monitorização – Redes de transporte e distribuição em AT e MT
I lha Concelho Instalação Nome Barramento Ano
GRACIOSA S.C. GRACIOSA SE CT QUITADOURO 15 2016
S. JORGE VELAS SECT CAMINHO
NOVO15 2016
PICO S.ROQUE SE CT S.ROQUE 30/15 2016
PICO MADALENA SE MADALENA 30/15 2016
PICO LAJES DO PICO SE LAJES 30/15 2016
FAIAL HORTA SE CT STA. BARBARA 15 2016
FAIAL HORTA PS PE SALAO 15 2016
FLORES LAJES DAS FLORES SE CT LAJES 15 2016
FLORES SANTA CRUZ DAS FLORES SE CH. ALÉM FAZENDA 15 2016
FLORES SANTA CRUZ DAS FLORES PS SANTA CRUZ 15 2016
CORVO CORVO SE CT CORVO 15 2016
66 66
4.3. Plano de Monitorização – Rede de distribuição em BT
I lhaZona
geográficaConcelho Instalação Nome
Tipo de
carga
Potência
instaladaAno
S. MARIA C VILA DO PORTO 1PT0045PT B. S.
LOURENÇO
R – 93,4% (*);
I+S – 6,6% (*)250 2016
S. MIGUEL A PONTA DELGADA 2PT0354ASSOCIAÇÃO
DEFICIENTES
R – 67,2% (*);
I+S – 32,8% (*)800 2016
S.MIGUEL C PONTA DELGADA 2PT0059 GAIATOSR – 76,3% (*);
I+S – 23,7% (*)400 2016
S.MIGUEL C RIB. GRANDE 2PT0392LOMBA PICO DA
PEDRA
R – 88,4% (*);
I+S – 11,6% (*)400 2016
S.MIGUEL B RIB. GRANDE 2PT0081ESCOLAS - RIB.
SECA
R – 86,0% (*);
I+S – 14,0% (*)630 2016
S.MIGUEL B LAGOA 2PT0008 ROSÁRIOR – 52,0% (*);
I+S – 48,0% (*)630 2016
S.MIGUEL C V.F.CAMPO 2PT0022ROCHA DOS
CAMPOS
R – 78,6% (*);
I+S – 21,4% (*)200 2016
S.MIGUEL C POVOAÇÃO 2PT0041LOMBA DO
ALCAIDE
R – 87,7% (*);
I+S – 12,3% (*)400 2016
S.MIGUEL C NORDESTE 2PT0028 VILA NORDESTER – 61,7% (*);
I+S – 38,3% (*)630 2016
TERCEIRA A A.HEROÍSMO 3PT0008 BOA NOVAR – 76,6% (*);
I+S – 23,4% (*)400 2016
TERCEIRA C A.HEROÍSMO 3PT0030 S. BARTOLOMEUR – 85,2% (*);
I+S – 14,8% (*)315 2016
TERCEIRA B P.VITÓRIA 3PT0065 PAÚL 1R – 56,6% (*);
I+S – 43,4% (*)400 2016
TERCEIRA C P.VITÓRIA 3PT0071 PECHITAR – 80,6% (*);
I+S – 19,4% (*)250 2016
GRACIOSA CS.C. DA
GRACIOSA4PT0026 MERCADO
R – 66,0% (*);
I+S – 34,0% (*)400 2016
S JORGE C VELAS 5PT0016 QUEIMADAR – 80,2% (*);
I+S – 19,8% (*)160 2016
S. JORGE C CALHETA 5PT0001PORTO DA
CALHETA
R – 40,9% (*);
I+S – 59,1% (*)250 2016
PICO C S. ROQUE 6PT0002 POÇOR – 89,6% (*);
I+S – 10,4% (*)100 2016
PICO C LAJES 6PT0049 RIBEIRA DO MEIOR – 85,5% (*);
I+S – 14,5% (*)160 2016
67
(*): R- percentagem clientes do sector residencial; I+S – percentagem clientes do sector industrial e de serviços
Tabela 4-2 – Pontos de monitorização – Rede de distribuição em BT
4.3.1.1. Observações ao plano
de monitorização
No decorrer do ano de 2016 e para a ilha de
São Miguel, não foi possível cumprir com o
plano de monitorização da qualidade da
onda de tensão previamente estabelecido
(Tabela 4-1) para a instalação “SE CT Caldei-
rão”, barramento de 60 kV, devido a avaria
no equipamento.
Ao nível da rede de distribuição em BT na ilha
de São Miguel e devido a problemas de co-
bertura de rede móvel, a monitorização pre-
vista no plano de monitorização de 2016
para o 2PT0041 foi alterada para o 2PT0502,
no mesmo concelho. De forma a mitigar fu-
turos problemas similares, a EDA, S.A., no de-
correr do presente ano, procedeu à substitui-
ção de todos os cartões SIM das instalações
em monitorização para cartões agnósticos
ao operador de rede.
4.3.1.2. Taxa de realização do
Plano de Monitorização
A taxa de realização do plano de monitori-
zação foi de 91,38%. Os casos de incumpri-
mento do plano deveram-se a anomalias do
sistema de monitorização de qualidade de
onda de tensão, onde se incluem as avarias
de equipamentos e as falhas de comunica-
ção com os equipamentos.
4.3.2. Indicadores semanais
Para a escolha das semanas a reportar, en-
tre as várias semanas e entre os vários locais,
foram criados dois indicadores semanais
para as grandezas em regime permanente –
Continuous Power Quality Índex (CPQI):
Para as grandezas com níveis máximos
e mínimos (como a tensão e a frequência),
I lhaZona
geográficaConcelho Instalação Nome
Tipo de
carga
Potência
instaladaAno
PICO C MADALENA 6PT0026 AREIA FUNDAR – 51,6% (*);
I+S – 48,4% (*)400 2016
FAIAL A HORTA 7PT0038CONSUL
D’ABNEY
R – 54,6% (*);
I+S – 45,4% (*)630 2016
FAIAL C HORTA 7PT0008 CAPELOR – 79,0% (*);
I+S – 21,0% (*)160 2016
FLORES CS. CRUZ DAS
FLORES8PT0002
RIBEIRA DOS
BARQUEIROS
R – 85,0% (*);
I+S – 15,0% (*)250 2016
FLORES C LAJES 8PT0008 VILA DAS LAJES R – 46,8% (*);
I+S – 53,2% (*)400 2016
CORVO C CORVO 9PT0001VILA NOVA DO
CORVO
R – 56,2% (*);
I+S – 43,8% (*)800 2016
68 68
os valores máximos e mínimos e todos os per-
centis são normalizados de acordo com a
expressão:
É retido o maior valor de entre os calcula-
dos para as 3 fases e para todos os per-
centis que se apliquem.
Para as grandezas com níveis máximos
apenas, são normalizados os percentis de
acordo com a seguinte expressão:
É retido o maior valor entre as 3 fases.
Se todos os valores forem inferiores a 1, é re-
tido como CPQI o maior valor. No caso con-
trário, são somados todos os valores superio-
res a 1.
A seleção das semanas apresentadas por
equipamento foi efetuada utilizando o se-
guinte princípio:
a semana cujo valor CPQI corres-
ponde à mediana dos valores (semana re-
presentativa);
a semana com o pior índice do CPQI;
a semana com o melhor índice de
CPQI.
4.4. Qualidade onda de ten-
são
Em todos os pontos de medição referidos no
plano de monitorização, foram monitoriza-
dos os seguintes parâmetros:
Valor eficaz de tensão;
Tremulação (flicker);
Desequilíbrio do sistema trifásico de
tensões;
Frequência;
Tensões harmónicas;
Cavas de tensão;
Sobretensões.
Foram selecionadas três semanas, de
acordo com os critérios expostos no ponto
4.3.2. Os valores registados nos períodos em
análise são apresentados no Anexo IV.
4.4.1. Amplitude
Da análise dos valores registados, conclui-se
a conformidade destes com a NP EN 50160
para a alta, média e baixa tensão nos pon-
tos de rede monitorizados, em todas as ilhas
da Região.
4.4.2. Tremulação (Flicker)
Da análise dos valores registados, conclui-se
a conformidade destes com a EN 50160 para
a alta, média e baixa tensão nos pontos de
rede monitorizados, com exceção das se-
guintes situações de inconformidade descri-
tas de seguida.
4.4.2.1. Ilha Terceira
Para a Baixa Tensão, foi registado o incum-
primento numa das semanas selecionadas
no 3PT0008 “Boa Nova” no período de 17 a
23 de outubro de 2016 numa das fases, em
que se registou uma taxa de cumprimento
de 94,21%.
LIMITE
MEDIDORMS V
VCPQI
)NOMINALVLIMITE(V)NOMINALVMEDIDO(V=RMSCPQI
69
4.4.2.2. Ilha do Corvo
Para a média tensão foi registado o incum-
primento em uma das semanas seleciona-
das para o equipamento instalado na Cen-
tral do Corvo, no período de 27 de junho a 3
de julho de 2016, com uma taxa de cumpri-
mento de 92,16%.
No caso da baixa tensão, foi registado o in-
cumprimento numa das semanas seleciona-
das na instalação 9PT0001, no período de 22
a 28 de fevereiro de 2016, com uma taxa de
cumprimento de 83,73%.
Os valores de tremulação não regulamenta-
res advêm das características do sistema
elétrico existente na ilha do Corvo, e às flutu-
ações de tensão provocadas pelas cargas
existentes na ilha.
4.4.3. Desequilíbrio
Verificou-se a conformidade em 100% dos
valores registados para os diferentes níveis
de tensão, em todas as ilhas da RAA.
4.4.4. Frequência
Verificou-se a conformidade em 100% dos
valores registados para os diferentes níveis
de tensão, em todas as ilhas da RAA.
4.4.5. Tensões harmónicas
Verificou-se a conformidade em 100% dos
valores registados para os diferentes níveis
de tensão, em todas as ilhas da RAA.
4.4.6. Cavas
A classificação de cavas que se segue foi
efetuada com base na extração direta dos
registos dos equipamentos de qualidade de
onda de tensão, utilizando um intervalo de
agregação temporal de um minuto.
De referir que nas tabelas que se seguem es-
tão contempladas as ocorrências registadas
pelos equipamentos, mesmo que não te-
nham afetado clientes por a rede a jusante
estar desligada.
As cavas foram consideradas como mais se-
veras de acordo com os critérios utilizados
pelo regulador sueco em Voltage Quality Re-
gulation in Sweden (Paper 0168; 21st Interna-
cional Conference on Electricity Distribution,
Frankfurt, 2011) [2].
A análise às cavas mais severas foi efetuada
correlacionando a lista de eventos agrega-
dos da aplicação de monitorização da qua-
lidade de onda de tensão (Qweb Report)
com aplicações informáticas da EDA, S.A.
(Servidor de Arquivo Histórico do SCADA e
Sistema de Gestão de Indisponibilidades –
SGI), procurando-se identificar as interrup-
ções que originaram estas cavas mais seve-
ras, classificando-as quanto à origem, tipo e
causa, segundo o Regulamento de Quali-
dade de Serviço do Setor Elétrico em vigor.
4.4.6.1. Ilha de Santa Maria
Média Tensão
Na Tabela 4-3 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a Média Ten-
são na ilha de Santa Maria, tendo-se regis-
tado 74 cavas de tensão. A maioria das ca-
vas registadas na Média Tensão (80% – 59 ca-
vas) foi classificada dentro da área de imu-
nidade para as classes 2 e 3 de equipamen-
tos definida no anexo B da EN50160. Ne-
nhuma cava foi classificada como mais se-
vera de acordo com [2] – zona sombreada
a vermelho.
70 70
Tabela 4-3 Cavas na média tensão na Ilha de
Santa Maria
Baixa Tensão
Na Tabela 4-4 são classificadas as cavas re-
gistadas no 1PT0045 – PT B. S. Lourenço con-
forme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão,
tendo-se registado no total 21 cavas, das
quais nove (43%) estão dentro da área de
imunidade para as classes 2 e 3 de equipa-
mentos definida no anexo B da EN50160. Ne-
nhuma cava poderá ser considerada como
mais gravosas conforme [2] – zona sombre-
ada a vermelho na Tabela 4-4.
Tabela 4-4 Cavas na baixa tensão na Ilha de
Santa Maria
4.4.6.2. Ilha de São Miguel
Alta Tensão
Na Tabela 4-5 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a Alta Tensão
na ilha de São Miguel. Analisando a referida
tabela, constata-se que foram registadas
173 cavas, sendo que a maioria (65% – 112
cavas) está dentro da área de imunidade
para as classes 2 e 3 de equipamentos defi-
nida no anexo B da EN50160 e que cerca de
18 (10%) poderão ser consideradas como
mais severas de acordo com [2] – zona som-
breada a vermelho.
As 18 cavas mais severas foram registadas na
sequência de interrupções classificadas de
acordo com a sua origem, tipo e causa da
seguinte forma:
89% (16) das cavas severas tiveram ori-
gem em interrupções nas linhas de distribui-
ção MT, todas classificadas como do tipo
acidental e causa própria:
75% destas relacionadas com
defeitos na linha MT Lagoa – Vila
Franca (SGI 220160000001479,
220160000001744, 220160000001765,
220160000002607, 220160000002651,
220160000002653 e 220160000002659);
12,5% com origem num defeito
na linha MT Vila Franca – Furnas (SGI
2201600000001337);
12,5% na sequência de um de-
feito na linha MT Foros – Ribeirinha (SGI
220160000002646).
11% (2) das cavas foram registadas na
sequência de uma interrupção com origem
na produção externa SOGEO, do tipo aci-
dental, causa razões de segurança: defeito
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
90 > u >= 80 41 4 6 0 0
80 > u >= 70 4 2 6 4 0
70 > u >= 40 2 0 0 4 0
40 > u >= 5 0 0 0 0 0
5 > u 1 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 4 3 0 0 0
80 > u >= 70 2 0 2 1 0
70 > u >= 40 0 0 0 1 0
40 > u >= 5 0 0 0 0 0
5 > u 8 0 0 0 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
71
entre fases na linha SOGEO – Foros que origi-
nou a saída de paralelo dos grupos 2, 3 e 4
na Central Geotérmica Ribeira Grande (SGI
220160000001225);
Tabela 4-5 Cavas na alta tensão na Ilha de São
Miguel
Média Tensão
Na Tabela 4-6 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a Média Ten-
são na ilha de São Miguel. Pela análise à re-
ferida tabela, conclui-se que foram regista-
das 1550 cavas, sendo que a maioria destas
(66% – 1022 cavas) está dentro da área de
imunidade para as classes 2 e 3 de equipa-
mentos definida no anexo B da EN50160 e
que apenas 2% (25) poderão ser considera-
das como mais severas de acordo com [2] –
zona sombreada a vermelho.
As 25 cavas mais severas foram registadas na
sequência de interrupções classificadas de
acordo com a sua origem, tipo e causa da
seguinte forma:
64% (16) das cavas foram registadas
na sequência de uma interrupção com ori-
gem na produção externa SOGEO, do tipo
acidental, causa razões de segurança: de-
feito entre fases na linha SOGEO – Foros que
originou a saída de paralelo dos grupos 2, 3
e 4 na central geotérmica Ribeira Grande
(SGI 220160000001225);
36% (9) destas tiveram origem em inter-
rupções nas linhas de distribuição MT, todas
classificadas como do tipo acidental e
causa própria:
67% na sequência de defeitos
na linha MT Lagoa – Vila Franca (SGI
220160000001744, 220160000001765,
220160000002607, 220160000002651,
220160000002653 e 220160000002659);
22% relacionadas com um de-
feito na linha MT Vila Franca – Furnas
(SGI 220160000001337);
11% com origem num defeito
na linha MT Foros – Ribeirinha (SGI
220160000002646).
Tabela 4-6 Cavas na média tensão na Ilha de São
Miguel
Baixa Tensão
Na Tabela 4-7 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão
da ilha de São Miguel. Pela análise da refe-
rida tabela conclui-se que, das 710 cavas de
tensão registadas, a maioria (63% – 445 ca-
vas) está dentro da área de imunidade para
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
90 > u >= 80 43 17 0 0 0
80 > u >= 70 13 39 4 6 0
70 > u >= 40 0 29 1 10 0
40 > u >= 5 0 0 0 2 0
5 > u 9 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 >= 80 436 117 9 1 0
80 > u >= 70 148 198 28 36 0
70 > u >= 40 113 214 24 63 0
40 > u >= 5 21 56 3 25 0
5 > u 54 4 0 0 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
72 72
as classes 2 e 3 de equipamentos definida no
anexo B da EN50160.
Apenas 2% das cavas (15) poderão ser con-
sideradas como mais gravosas conforme [2],
tendo sido estas classificadas quando à sua
origem, tipo e causa da seguinte forma:
53% (8) das cavas severas registadas ti-
veram origem na produção externa SOGEO,
na sequência de uma interrupção do tipo
acidental, causa razões de segurança: de-
feito entre fases na linha SOGEO – Foros que
originou a saída de paralelo dos grupos 2, 3
e 4 na central geotérmica Ribeira Grande
(SGI 220160000001225);
47% (7) das cavas foram registadas na
sequência de interrupções classificadas
como tendo origem na distribuição MT, do
tipo acidental, causa própria: defeito nas li-
nhas MT Vila Franca – Furnas (SGI
220160000001337), Foros – Ribeirinha (SGI
220160000002646), Foros – Nordeste (SGI
220160000002095 e 220160000002184) e Mi-
lhafres – Capelas (SGI 220160000002813).
Tabela 4-7 - Cavas na baixa tensão na Ilha de
São Miguel
4.4.6.3. Ilha Terceira
Média Tensão
Na Tabela 4-8 são classificadas as cavas na
Média Tensão conforme EN 50160:2010 para
a ilha Terceira. A análise à referida tabela
permite concluir que foram registadas 2122
cavas de tensão na Média Tensão na ilha
Terceira, sendo que a maioria destas (83% –
1769 cavas) está dentro da área de imuni-
dade para as classes 2 e 3 de equipamentos
definida no anexo B da EN50160.
Observa-se também que apenas 1% (11) das
cavas de tensão poderão ser consideradas
mais gravosas conforme [2], tendo surgido
na sequência de uma interrupção geral com
origem na produção EDA, S.A., do tipo aci-
dental e causa razões de segurança (SGI
320160000001646).
Tabela 4-8 Cavas na média tensão na Ilha Ter-
ceira
Baixa Tensão
Na Tabela 4-9 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão
para a ilha Terceira. Pela análise da tabela
referida, conclui-se que foram registadas 370
cavas na Baixa Tensão da ilha Terceira e que
a maioria (75% – 279 cavas) destas cavas
está dentro da área de imunidade para as
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
90 > u >= 80 189 40 4 2 0
80 > u >= 70 93 78 16 16 0
70 > u >= 40 39 87 9 28 0
40 > u >= 5 11 20 8 11 0
5 > u 43 9 3 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 >= 80 916 131 19 9 0
80 > u >= 70 344 44 6 2 0
70 > u >= 40 306 110 90 0 11
40 > u >= 5 43 15 41 0 0
5 > u 26 6 3 0 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
73
classes 2 e 3 de equipamentos definida no
anexo B da EN50160.
Verifica-se, também, que apenas 1% (4) das
cavas registadas na Baixa Tensão poderão
ser consideradas como mais gravosas de
acordo com [2], sendo que não foi possível
identificar a sua origem.
Tabela 4-9 Cavas na baixa tensão na Ilha Terceira
4.4.6.4. Ilha Graciosa
Média Tensão
Na Tabela 4-10 são classificadas as cavas na
Média Tensão conforme EN 50160:2010 para
a ilha Graciosa. Das 59 cavas de tensão re-
gistadas na Tabela 4-10, a maioria (71% – 42
cavas) está dentro da área de imunidade
para as classes 2 e 3 de equipamentos defi-
nida no anexo B da EN50160 e apenas uma
pode ser considerada como mais severa,
conforme [2]. Esta cava mais severa foi regis-
tada na CT Quitadouro na sequência de
uma interrupção geral, no âmbito da obra
de ampliação da SE da CT da Graciosa,
tendo sido classificada como do tipo pre-
vista e causa razões de serviço (SGI
420160000000108).
Tabela 4-10 Cavas na média tensão na Ilha Gra-
ciosa
Baixa Tensão
Na Tabela 4-11 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão
da ilha Graciosa. Foram registadas no total
30 cavas, sendo que a maioria destas (67% –
20 cavas) estão dentro da área de imuni-
dade para as classes 2 e 3 de equipamentos
definida no anexo B da EN50160. Também se
pode concluir da existência de apenas uma
cava mais severa que todas as outras, se-
gundo [2].
A cava mais severa foi registada no 4PT0026
“Mercado” na sequência de uma interrup-
ção geral, no âmbito da obra de ampliação
da SE da CT da Graciosa, tendo sido classifi-
cada como do tipo prevista e causa razões
de serviço (SGI 420160000000108).
Tabela 4-11 Cavas na baixa tensão na Ilha Graci-
osa
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
90 > u >= 80 131 6 1 1 0
80 > u >= 70 63 3 1 3 0
70 > u >= 40 74 6 20 0 0
40 > u >= 5 7 9 10 0 0
5 > u 26 4 1 0 4
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
90 > u >= 80 20 8 1 0 0
80 > u >= 70 5 8 5 0 0
70 > u >= 40 0 2 0 0 0
40 > u >= 5 0 4 2 1 0
5 > u 2 1 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 15 5 0 0 0
80 > u >= 70 0 0 0 0 0
70 > u >= 40 0 0 0 0 0
40 > u >= 5 0 3 1 1 0
5 > u 3 2 0 0 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
74 74
4.4.6.5. Ilha São Jorge
Média Tensão
Na Tabela 4-12 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a Média Ten-
são da ilha de São Jorge. Foram registadas
92 cavas, sendo que a maioria destas (52% –
48 cavas) estão dentro da área de imuni-
dade para as classes 2 e 3 de equipamentos
definida no anexo B da EN50160. Também se
pode concluir da existência de 10 cavas
mais severas que todas as outras, segundo
[2].
As cavas mais severas tiveram origem na dis-
tribuição MT, na sequência de interrupções
classificadas quanto ao tipo e causa da se-
guinte forma:
80% (8) das cavas severas resultaram
de interrupções classificadas como do tipo
acidental e causa própria:
Defeitos na linha MT Caminho
Novo – São Pedro (SGI
520160000000200, 520160000000262 e
520160000000307);
Defeitos nas linhas MT Caminho
Novo – Relvinha 1/Caminho Novo –
Manadas (SGI 520160000000002,
520160000000020 e 52016000000242).
20% (2) das cavas severas resultaram
de interrupções classificadas como do tipo
acidental e causa fortuita: defeitos nas linhas
MT Caminho Novo – São Pedro e Caminho
Novo – Relvinha 1/Caminho Novo – Mana-
das (SGI 520160000000188).
Tabela 4-12 Cavas na média tensão na ilha de
São Jorge
Baixa Tensão
Na Tabela 4-13 são classificadas as cavas
para a Baixa Tensão para a ilha de São Jorge
conforme EN 50160:2010. Da análise da ta-
bela conclui-se que foram registadas 136 ca-
vas, das quais 38% (51 cavas) estão dentro
da área de imunidade para as classes 2 e 3
de equipamentos definida no anexo B da
EN50160.
A análise à Tabela 4-13 permite concluir da
existência de 16 cavas mais severas que to-
das as outras, conforme [2], tendo a sua mai-
oria (81% – 13 cavas) sido registadas na ins-
talação 5PT0001.
As 16 cavas mais severas surgiram na se-
quência de interrupções com origem na dis-
tribuição MT, sendo classificadas quanto ao
tipo e causa da seguinte forma:
14 (87,5%) cavas severas tiveram ori-
gem em interrupções classificadas como do
tipo acidental e causa própria:
Defeitos na linha MT Caminho
Novo – São Pedro (SGI
520160000000200, 520160000000219,
520160000000262, 520160000000293,
520160000000301 e 520160000000371)
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
90 > u >= 80 24 6 4 7 0
80 > u >= 70 1 5 3 7 0
70 > u >= 40 1 6 6 1 0
40 > u >= 5 2 2 6 9 0
5 > u 1 0 0 1 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
75
– neste caso, as cavas foram regista-
das apenas no 5PT0001;
defeitos nas linhas MT Caminho
Novo – Relvinha 1/Caminho Novo –
Manadas (SGI 520160000000145,
520160000000242 e 520160000000300).
Uma das cavas severas resultou de
uma interrupção classificada como do tipo
acidental e causa fortuita: defeitos nas linhas
MT Caminho Novo – São Pedro e Caminho
Novo – Relvinha 1/Caminho Novo – Mana-
das (SGI 520160000000188);
A restante cava surgiu na sequência
de uma interrupção do tipo prevista e causa
razões de serviço (SGI 520160000000162).
Tabela 4-13 Cavas na baixa tensão na Ilha São
Jorge
4.4.6.6. Ilha do Pico
Média Tensão
Na Tabela 4-14 são classificadas as cavas de
tensão conforme EN 50160:2010 para a Mé-
dia Tensão para a ilha do Pico, tendo-se re-
gistado 319 cavas de tensão, sendo a sua
maioria (70% – 222 cavas) situada dentro da
área de imunidade para as classes 2 e 3 de
equipamentos definida no anexo B da
EN50160.
A análise à Tabela 4-14 permite concluir da
existência de apenas duas cavas mais seve-
ras, conforme [2], que surgiram na sequência
das seguintes duas interrupções, classifica-
das quanto à origem, tipo e causa do se-
guinte modo:
Origem na distribuição, do tipo aci-
dental e com causa própria: defeito na linha
de distribuição MT São Roque – Santa Luzia
(SGI 620160000000163) – cava registada na
SE Lajes, no barramento de 30 kV;
Origem no transporte, do tipo aciden-
tal e com causa fortuita: disparo da linha de
transporte São Roque – Madalena 1, devido
a uma árvore derrubada por um trator para
cima da referida linha (SGI 620160000000314)
– cava registada na SE Madalena, no barra-
mento de 30 kV.
Tabela 4-14 Cavas na média tensão na Ilha do
Pico
Baixa Tensão
Na Tabela 4-15 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão
para a ilha do Pico. Pela análise da referida
tabela conclui-se que foram registadas 130
cavas de tensão, das quais 48% (62) estão
dentro da área de imunidade para as clas-
ses 2 e 3 de equipamentos definida no anexo
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
90 > u >= 80 24 13 9 3 0
80 > u >= 70 0 2 7 6 0
70 > u >= 40 0 7 6 3 0
40 > u >= 5 0 6 11 14 0
5 > u 15 6 2 1 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 82 28 19 14 0
80 > u >= 70 19 29 4 3 0
70 > u >= 40 31 57 4 0 0
40 > u >= 5 15 6 6 1 0
5 > u 0 0 0 0 1
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
76 76
B da EN50160. Nenhuma cava pode ser con-
siderada como mais gravosa que as outras,
de acordo com [2].
Tabela 4-15 Cavas na baixa tensão na Ilha do
Pico
4.4.6.7. Ilha do Faial
Média Tensão
Na Tabela 4-16 são classificadas as cavas
para o ano 2016, conforme EN 50160:2010,
para a Média Tensão da ilha do Faial, cons-
tatando-se que foram registadas 127 cavas.
A maioria das cavas de tensão (59% – 75 ca-
vas) está dentro da área de imunidade para
as classes 2 e 3 de equipamentos definida no
anexo B da EN50160. Apenas 6% (7) das ca-
vas registadas poderão ser consideradas
como mais gravosas de acordo com [2].
As sete cavas consideradas como mais gra-
vosas resultaram de interrupções classifica-
das quanto à origem, tipo e causa da se-
guinte forma:
Cinco cavas tiveram origem na produ-
ção, sendo do tipo acidental e causa razões
de segurança: saída de paralelo do grupo
térmico 6 na CT de Santa Bárbara (SGI
720160000000223) e interrupção geral (SGI
720160000000126);
As restantes duas cavas consideradas
como severas tiveram origem na distribuição
MT, numa interrupção do tipo acidental e
causa fortuita: defeito na linha Santa Bár-
bara 03, devido a um cabo MT danificado
por uma empresa externa (SGI
720160000000268).
Tabela 4-16 Cavas na média tensão na Ilha do
Faial
Baixa Tensão
Na Tabela 4-17 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão
para a ilha do Faial, contabilizando-se um to-
tal de 46 cavas. Da análise à referida tabela
conclui-se que apenas 20% (9) das cavas re-
gistadas na Baixa Tensão estão dentro da
área de imunidade para as classes 2 e 3 de
equipamentos definida no anexo B da
EN50160.
Das quarenta e seis cavas registadas na
Baixa Tensão, apenas seis (13%) poderão ser
consideradas como mais gravosas, con-
forme [2], sendo que apenas foi possível as-
sociar cinco dessas cavas a interrupções
ocorridas na rede, classificadas relativa-
mente à sua origem, tipo e causa da se-
guinte forma:
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
90 > u >= 80 8 4 6 2 8
80 > u >= 70 13 3 0 0 2
70 > u >= 40 26 9 1 0 0
40 > u >= 5 0 1 3 0 0
5 > u 36 8 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 53 2 0 0 0
80 > u >= 70 11 8 1 0 0
70 > u >= 40 1 4 4 1 5
40 > u >= 5 0 2 4 2 0
5 > u 25 2 2 0 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
77
Três cavas severas tiveram origem na
produção EDA, S.A., na sequência das se-
guintes interrupções:
Tipo acidental e causa razões
de segurança: saída de paralelo do
grupo térmico 6 na CT Santa Bárbara
(SGI 720160000000223);
Tipo acidental e causa própria:
interrupção geral devido a erro de
manobra (SGI 720160000000149).
Duas cavas severas surgiram na se-
quência de uma interrupção com origem na
distribuição MT, do tipo acidental e causa
fortuita: defeito na linha Santa Bárbara 03, re-
sultante de um cabo MT danificado por uma
empresa externa (SGI 720160000000268).
Tabela 4-17 Cavas na baixa tensão na Ilha do
Faial
4.4.6.8. Ilha do Flores
Média Tensão
Na Tabela 4-18 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, das 193 cavas regista-
das, a maioria (64% – 123 cavas) está dentro
da área de imunidade para as classes 2 e 3
de equipamentos definida no anexo B da
EN50160. Observa-se que 4% (8) das cavas
poderão ser consideradas como mais gravo-
sas, conforme [2], tendo surgido na sequên-
cia das seguintes indisponibilidades:
Cinco cavas tiveram origem na produ-
ção externa (EDA Renováveis, S.A. – Central
Hídrica Além Fazenda), associadas a uma in-
terrupção do tipo acidental, causa razões
de segurança: interrupção geral (SGI
820160000000119);
Duas cavas tiveram origem na distribui-
ção MT, na sequência de uma interrupção
classificada como do tipo acidental, causa
própria: defeito na linha Santa Cruz 01 (SGI
820160000000015).
Tabela 4-18 Cavas na média tensão na Ilha das
Flores
Baixa Tensão
Na Tabela 4-19 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão
da ilha das Flores, de onde se poderá con-
cluir que foram registadas 51 cavas, sendo
que a maioria (55% – 28 cavas) foi registada
dentro da área de imunidade para as clas-
ses 2 e 3 de equipamentos definida no anexo
B da EN50160.
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
90 > u >= 80 8 0 0 0 0
80 > u >= 70 0 1 0 1 1
70 > u >= 40 0 4 3 0 2
40 > u >= 5 0 1 2 2 1
5 > u 14 3 2 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 50 35 24 9 0
80 > u >= 70 0 0 14 10 0
70 > u >= 40 5 5 1 7 1
40 > u >= 5 0 14 1 2 0
5 > u 10 0 0 5 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
78 78
De acordo com [2], 14% (7) das cavas apre-
sentadas na Tabela 4-19 poderão ser consi-
deradas mais gravosas que as outras, sendo
que apenas foi possível identificar a origem
de duas destas cavas mais severas, conclu-
indo-se que estas surgiram na sequência de
uma interrupção com origem na Produção
Externa (EDA Renováveis, S.A. – Central Hí-
drica Além Fazenda), do tipo acidental e
causa razões de serviço: interrupção geral
(SGI 820160000000119).
Tabela 4-19 Cavas na baixa tensão na Ilha das
Flores
4.4.6.9. Ilha do Corvo
Média Tensão
Na Tabela 4-20 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a Média Ten-
são na ilha do Corvo. Foram registadas 57
cavas, sendo que a maioria destas (56% – 32
cavas) foi registada dentro da área de imu-
nidade para as classes 2 e 3 de equipamen-
tos definida no anexo B da EN50160.
Segundo [2], três (5%) das cavas apresenta-
das na Tabela 4-20 poderão ser considera-
das como mais severas, tendo origem na
produção EDA, S.A., na sequência de inter-
rupções gerais classificadas como do tipo
acidental, com causa razões de segurança
(SGI 920160000000004, 920160000000006 e
920160000000007).
Tabela 4-20 Cavas na média tensão na Ilha do
Corvo
Baixa Tensão
Na Tabela 4-21 são classificadas as cavas
conforme EN 50160:2010 para a Baixa Tensão
da ilha do Corvo, de onde se poderá con-
cluir que foram registadas 40 cavas, das
quais a maioria (55% – 22 cavas) foi registada
dentro da área de imunidade para as clas-
ses 2 e 3 de equipamentos definida no anexo
B da EN50160.
Conforme [2], três (8%) das cavas apresenta-
das na Tabela 4-21 poderão ser considera-
das como mais severas, tendo-se identifi-
cado a origem para apenas uma delas: in-
terrupção geral com origem na produção
EDA, S.A., do tipo acidental e causa razões
de segurança (SGI 920160000000006).
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
90 > u >= 80 16 4 6 0 0
80 > u >= 70 0 0 3 1 0
70 > u >= 40 2 2 0 0 0
40 > u >= 5 0 2 0 0 1
5 > u 4 3 1 5 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 11 8 6 5 0
80 > u >= 70 1 1 2 7 1
70 > u >= 40 0 0 0 2 0
40 > u >= 5 0 0 0 0 0
5 > u 9 1 0 1 2
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
79
Tabela 4-21 - Cavas na baixa tensão na Ilha do
Corvo
4.4.7. Sobretensões
A classificação de sobretensões que se se-
gue foi efetuada com base na extração di-
reta dos registos dos equipamentos de qua-
lidade de onda de tensão, utilizando um in-
tervalo de agregação temporal de 1 minuto.
De referir que nas tabelas que se seguem es-
tão contempladas todas as ocorrências re-
gistadas 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 Qua-
lity Monitoring Systems for Regulatory Purpo-
ses, publicadas a 3 de dezembro 2012 em
conjunto pelo Council of European Energy
Regulators (CEER) e pelo Energy Community
Regulatory Board (ECRB) [1]. No referido do-
cumento é proposta uma curva para sepa-
ração entre major swells e minor swells, ou
seja, entre sobretensões mais gravosas e me-
nos gravosas.
M.Bollen apresentou no 21st CIRED em Frank-
furt, os requisitos utilizados pelo regulador su-
eco para a análise de sobretensões em Vol-
tage Quality Regulation in Sweden (Paper
0168; 21st Internacional Conference on Elec-
tricity Distribution, Frankfurt, 2011) para a
Baixa Tensão (até 1kV) [2], onde define uma
zona C para a qual as sobretensões regista-
das nesta zona poderão danificar equipa-
mentos terminais: i) variação da tensão de
alimentação superior ou igual a 35% da ten-
são declarada; ii) variação da tensão de ali-
mentação superior ou igual a 15% para du-
rações das sobretensões superiores ou iguais
a 5 segundos).
Cruzando a lista de eventos agregados com
aplicações informáticas ao dispor da EDA,
S.A. (Servidor de Arquivo Histórico do SCADA
e Sistema de Gestão de Indisponibilidades –
SGI), são apresentadas as indisponibilidades
que originaram as sobretensões mais seve-
ras, classificando-as quanto à origem, tipo e
causa, segundo o Regulamento de Quali-
dade de Serviço do Setor Elétrico em vigor.
A análise às sobretensões mais severas foi
efetuada correlacionando a lista de eventos
agregados da aplicação de monitorização
da qualidade de onda de tensão (Qweb Re-
port) com aplicações informáticas da EDA,
S.A. (Servidor de Arquivo Histórico do SCADA
e Sistema de Gestão de Indisponibilidades –
SGI), procurando-se identificar as interrup-
ções que originaram estas sobretensões mais
severas, classificando-as quanto à origem,
tipo e causa, segundo o Regulamento de
Qualidade de Serviço do Setor Elétrico em vi-
gor.
10 < t
<= 200
200 < t
<= 500
500 < t
<= 1000
1000 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
90 > u >= 80 6 8 3 4 0
80 > u >= 70 0 0 0 1 0
70 > u >= 40 1 1 0 3 1
40 > u >= 5 0 0 0 0 0
5 > u 8 1 1 2 0
Tensão
residual
U (%)
Duração t (ms)
80 80
4.4.7.1. Ilha de Santa Maria
Média Tensão
Na Tabela 4-22 são classificadas as sobreten-
sões conforme EN 50160:2010 para a Média
Tensão na ilha de Santa Maria. Utilizando a
metodologia definida em [1], verifica-se que
todas as sobretensões registadas (duas) po-
derão ser consideradas como mais gravosas
– zona a sombreado na Tabela 4-22.
As duas sobretensões mais gravosas surgiram
na sequência de uma interrupção com ori-
gem na distribuição MT, classificada como
do tipo acidental e causa própria: defeito na
linha Aeroporto – Santa Bárbara 1, provo-
cado por vento com intensidade excecional
(SGI 120160000000006).
Tabela 4-22 Sobretensões na média tensão na
ilha de Santa Maria
Baixa Tensão
Na Tabela 4-23 são classificadas as sobreten-
sões conforme EN 50160:2010 para a Baixa
Tensão na ilha de Santa Maria, verificando-
se a existência de apenas 2 sobretensões,
sendo que apenas uma pode ser conside-
rada como mais severa, conforme [1] – zona
a sombreado.
A sobretensão mais gravosa teve origem na
produção externa (EDA Renováveis, S.A.), re-
sultando de uma interrupção classificada
como do tipo acidental e causa razões de
segurança: deslastre das linhas MT Aeroporto
03 e Aeroporto 04 devido a perda de potên-
cia de geração no parque eólico (SGI
120160000000153).
No entanto, se utilizarmos a metodologia de-
finida em [2], conclui-se que nenhuma das
sobretensões poderá ser classificada como
mais gravosa.
Tabela 4-23 Sobretensões na baixa tensão na ilha
de Santa Maria
4.4.7.2. Ilha de São Miguel
Alta Tensão
Na Tabela 4-24 são classificadas as sobreten-
sões conforme EN 50160:2010 para o ano de
2016 e para a Alta Tensão na ilha de São Mi-
guel, sendo que as 3 sobretensões foram re-
gistadas no equipamento existente na sub-
estação dos Graminhais.
Utilizando a metodologia definida em [1], ve-
rifica-se que nenhuma das sobretensões re-
gistadas poderá ser considerada como mais
gravosa.
Tabela 4-24 Sobretensões na alta tensão na ilha
de São Miguel
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 0 0
120 > u > 110 0 2 0
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 0
120 > u > 110 3 0 0
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
81
Média Tensão
Durante o ano 2016, não foi registada qual-
quer sobretensão nos equipamentos de mo-
nitorização da qualidade da onda de ten-
são colocados na Média Tensão, de acordo
com a EN 50160:2010.
Baixa Tensão
Na Tabela 4-25 são classificadas as sobreten-
sões conforme EN 50160:2010 para o ano
2016 para a Baixa Tensão da ilha de São Mi-
guel. Da análise da referida tabela, verifica-
se a existência de 3 sobretensões que pode-
rão ser consideradas como mais gravosas,
conforme [1], todas registadas no 2PT0059
“Gaiatos”. Estas sobretensões mais gravosas
tiveram origem na distribuição MT, na se-
quência de três interrupções na linha Lagoa
– Vila Franca, classificadas como do tipo aci-
dental e causa própria (SGI
220160000002651, 220160000002653 e
220160000002659).
Recorrendo ao critério de severidade defi-
nido em [2], verifica-se que nenhuma das so-
bretensões poderá ser classificada como
mais gravosa.
Tabela 4-25 Sobretensões baixa tensão na ilha de
São Miguel
4.4.7.3. Ilha Terceira
Média Tensão
Na Tabela 4-26 são classificadas as sobreten-
sões conforme EN 50160:2010 para a Média
Tensão na ilha Terceira. Da análise à referida
tabela, constata-se que foram registadas
vinte e seis sobretensões, das quais vinte e
uma podem ser consideradas como mais se-
veras, de acordo com [1]. Estas sobretensões
mais severas tiveram origem na produção
EDA, S.A., na sequência de três interrupções
classificadas como do tipo acidental e
causa razões de segurança:
Treze das sobretensões severas regista-
das surgiram na sequência de uma interrup-
ção geral devido à saída de paralelo do
grupo térmico 9 na CT de Belo Jardim (SGI
320160000001646);
Quatro resultaram da saída de para-
lelo do grupo térmico 5 na CT de Belo Jardim
por avaria elétrica, que levou ao deslastre
da linha Vinha Brava – Doze Ribeiras (SGI
320160000000532);
As restantes quatro cavas severas tive-
ram origem na saída de paralelo do grupo
térmico 9 na CT de Belo Jardim devido a
avaria elétrica que resultou em deslastres de
linhas MT (SGI 320160000001494).
Tabela 4-26 Sobretensões na média tensão ilha
Terceira
Baixa Tensão
Na Tabela 4-27 são classificadas as sobreten-
sões conforme EN 50160:2010 para a Baixa
Tensão da ilha Terceira. Analisando a refe-
rida tabela, verifica-se que foram registadas
quarenta sobretensões, das quais 55% (22)
poderão ser consideradas como mais gravo-
sas, conforme [1].
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 0 0
120 > u > 110 0 3 0
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 4 1 12
120 > u > 110 5 4 0
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
82 82
As cavas mais severas (segundo [1]) surgiram
na sequência das seguintes interrupções
classificadas quanto à origem, tipo e causa
da seguinte forma:
64% das sobretensões mais severas ti-
veram origem na distribuição MT, em inter-
rupções do tipo acidental e causa própria:
defeitos nas linhas de distribuição MT Vinha
Brava – Fontinhas (SGI 320160000001320 e
320160000001792), Praia da Vitória 02 (SGI
320160000001122), Praia da Vitória – Fonti-
nhas (SGI 320160000000837) e Angra do He-
roísmo 03 (320160000002129);
23% dessas sobretensões tiveram ori-
gem na produção EDA, S.A., na sequência
de interrupções do tipo acidental e causa
razões de segurança: saída de paralelo do
grupo térmico 9 na CT Belo Jardim, resul-
tando no deslastre de linhas MT (SGI
320160000001266, 320160000001494 e
320160000001570) ou em interrupção geral
(SGI 320160000001646);
As restantes 13% surgiram na sequên-
cia de interrupções com origem na rede de
transporte, do tipo acidental e causa pró-
pria: defeitos nas linhas de transporte Vinha
Brava – Serra do Cume (SGI
320160000002215) e Praia da Vitória – Serra
do Cume (SGI 320160000000427.
Utilizando a metodologia definida em [2], ve-
rifica-se que apenas uma das sobretensões
poderá ser classificada como mais gravosas,
tendo sido registada no 3PT0008 “Boa Nova”
na sequência de uma interrupção classifi-
cada como do tipo acidental e causa ra-
zões de segurança, que se deveu à saída de
paralelo do grupo térmico 9 na CT de Belo
Jardim (SGI 320160000001494).
Tabela 4-27 Sobretensões baixa tensão na Ilha
Terceira
4.4.7.4. Ilha Graciosa
Média Tensão
Na Tabela 4-28 são classificadas as sobreten-
sões conforme EN 50160:2010 para a Média
Tensão da ilha Graciosa, constatando-se
que foram registadas nove sobretensões. Uti-
lizando a metodologia definida em [1] veri-
fica-se a ocorrência de sete sobretensões
que poderão ser consideradas como mais
gravosas tendo sido registadas na sequência
de seis interrupções classificadas quanto à
origem, tipo e causa da seguinte forma:
Duas das sobretensões mais severas ti-
veram origem na produção EDA, S.A. na se-
quência de duas interrupções classificadas
da seguinte forma:
Tipo previsto, causa razões de
serviço: interrupção geral, no âmbito
da obra de ampliação da subesta-
ção da CT da Graciosa (SGI
420160000000108);
Tipo acidental, causa razões de
segurança: saída de paralelo do
grupo térmico 7 na CT da Graciosa ori-
ginando o deslastre das linhas MT Qui-
tadouro – Guadalupe 01 e Quitadouro
– Guadalupe 02 (SGI
420160000000114).
As restantes 5 sobretensões surgiram na
sequência de interrupções com origem na
distribuição MT, do tipo acidental e causa
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 0 0
120 > u > 110 18 18 4
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
83
própria: defeitos nas linhas Quitadouro –
Guadalupe 01 (SGI 420160000000093 e
420160000000118), Quitadouro – Guadalupe
02 (SGI 420160000000090) e Quitadouro –
Guadalupe 01/Quitadouro – Guadalupe 02,
linhas acopladas na mesma proteção de-
vido às obras de ampliação da SE da CT do
Quitadouro (SGI 420160000000115).
Tabela 4-28 Sobretensões na média tensão na
ilha Graciosa
Baixa Tensão
Na Tabela 4-29 são classificadas as sobreten-
sões conforme EN 50160:2010 para a Baixa
Tensão da ilha Graciosa, tendo sido regista-
das dezasseis sobretensões.
Utilizando a metodologia definida em [1], ve-
rifica-se a ocorrência de doze sobretensões
que poderão ser consideradas como mais
gravosas, tendo estas resultado de sete inter-
rupções:
Três das sobretensões mais severas tive-
ram origem na produção EDA, S.A. na se-
quência de duas interrupções classificadas
da seguinte forma:
Tipo previsto, causa razões de
serviço: interrupção geral, no âmbito
da obra de ampliação da SE da CT da
Graciosa (SGI 420160000000108);
Tipo acidental, causa razões de
segurança: saída de paralelo do
grupo térmico 7 na CT da Graciosa ori-
ginando o deslastre das linhas MT Qui-
tadouro – Guadalupe 01 e Quitadouro
– Guadalupe 02 (SGI
420160000000114).
As restantes nove sobretensões surgi-
ram na sequência de interrupções com ori-
gem na distribuição MT, do tipo acidental e
causa própria: defeitos nas linhas Quita-
douro – Guadalupe 01 (SGI
420160000000017, 420160000000099,
420160000000118 e 420160000000132) e Qui-
tadouro – Guadalupe 02 (SGI
420160000000090).
Contudo, se utilizarmos a metodologia des-
crita em [2], conclui-se que nenhuma das so-
bretensões registadas na Tabela 4-29 pode
ser considerada como mais gravosa.
Tabela 4-29 Sobretensões baixa tensão na ilha
Graciosa
4.4.7.5. Ilha São Jorge
Média Tensão
Na Tabela 4-30 são classificadas as sobreten-
sões conforme EN 50160:2010 para a Média
Tensão da ilha de São Jorge, onde se cons-
tata que foram registadas vinte sobreten-
sões. Utilizando a metodologia definida em
[1], verifica-se a ocorrência de doze sobre-
tensões que poderão ser consideradas
como mais gravosas, tendo estas sido regis-
tadas na sequência das seguintes interrup-
ções com origem na distribuição e classifica-
das da seguinte forma:
Tipo acidental, de causa própria: de-
feito nas linhas de distribuição Caminho
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 1 0
120 > u > 110 2 6 0
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 2 0
120 > u > 110 4 10 0
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
84 84
Novo – Relvinha 1/Caminho Novo – Mana-
das (SGI 520160000000002, 520160000000020,
520160000000222, 520160000000242,
520160000000300 e 520160000000360), Cami-
nho Novo – Relvinha 2 (SGI 520160000000072)
e Caminho Novo – São Pedro (SGI
520160000000301);
Tipo acidental, de causa fortuita: de-
feito nas linhas Caminho Novo – Relvinha
1/Caminho Novo – Manadas e Caminho
Novo – São Pedro (SGI 520160000000188).
Tabela 4-30 Sobretensões na média tensão na
ilha de São Jorge
Baixa Tensão
Na Tabela 4-31 são classificadas as sobreten-
sões conforme EN 50160:2010 para a Baixa
Tensão da ilha de São Jorge, observando-se
que foram registadas sessenta e uma sobre-
tensões. Utilizando a metodologia definida
em [1], verifica-se a ocorrência de cin-
quenta e duas sobretensões que poderão
ser consideradas como mais gravosas, tendo
sido registadas na sequência das seguintes
interrupções classificadas da seguinte forma:
Origem Produção EDA, S.A. (2 sobretensões)
Tipo acidental, de causa razões de se-
gurança: saída de paralelo do grupo tér-
mico 7 na CT Caminho Novo, originando o
deslastre por mínima frequência da linha Ca-
minho Novo – Relvinha 1/Caminho Novo –
Manadas (SGI 520160000000357).
Origem Distribuição (50 sobretensões)
82% (41) das sobretensões com origem
na distribuição resultaram de interrupções
do tipo acidental e causa própria devido a
defeitos nas linhas MT:
Caminho Novo – Relvinha
1/Caminho Novo – Manadas (SGI
520160000000145, 520160000000146,
520160000000193, 520160000000207,
520160000000222, 520160000000242,
520160000000300 e 520160000000360);
Caminho Novo – São Pedro
(520160000000191, 520160000000200,
520160000000219, 520160000000293,
520160000000301 e 520160000000307,
520160000000371);
Caminho Novo – Relvinha 2 (SGI
520160000000072 e 520160000000129);
Relvinha – Topo (SGI
520160000000269, 520160000000281,
520160000000322, 520160000000326 e
520160000000330).
As restantes sobretensões (9) com ori-
gem na distribuição surgiram na sequência
de interrupções do tipo acidental e causa
fortuita:
Defeitos nas linhas MT Caminho
Novo – Relvinha 1/Caminho Novo –
Manadas e Caminho Novo – São Pe-
dro (SGI 520160000000188);
Defeitos na linha MT Relvinha –
Topo devido a vento com intensidade
excecional (520160000000284,
520160000000285, 520160000000286 e
520160000000361).
No entanto, se utilizada a metodologia des-
crita em [2] conclui-se que são vinte e uma
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 0 0
120 > u > 110 8 12 0
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
85
as sobretensões que podem ser considera-
das como mais gravosas, tendo estas sido re-
gistadas na sequência de interrupções com
origem na distribuição e classificadas
quanto ao tipo e causa da seguinte forma:
Tipo acidental, de causa própria (41
sobretensões): defeitos nas linhas MT Cami-
nho Novo – Relvinha 1/Caminho Novo – Ma-
nadas (SGI 520160000000145,
520160000000207, 520160000000222,
520160000000242 e 520160000000300), Cami-
nho Novo – Relvinha 2 (SGI 520160000000072)
e Relvinha – Topo (520160000000281);
Tipo acidental, de causa fortuita (9 so-
bretensões): defeito na linha MT Relvinha –
Topo devido a vento com intensidade exce-
cional (SGI 520160000000361).
Tabela 4-31 Sobretensões baixa tensão na ilha de
São Jorge
4.4.7.6. Ilha do Pico
Média Tensão
Na Tabela 4-32 são classificadas as sobreten-
sões conforme EN 50160:2010 para a ilha do
Pico na Média Tensão, de onde se observa
que foram registadas dezasseis sobreten-
sões. Da análise à referida tabela e utilizando
a metodologia definida em [1], conclui-se
da existência doze sobretensões que podem
ser consideradas como mais severas, tendo
sido registadas na sequência das seguintes
interrupções classificadas quanto à origem,
tipo e causa da seguinte forma:
83% (10) das sobretensões severas tive-
ram origem em duas interrupções com ori-
gem na produção EDA, S.A., ambas classifi-
cadas como do tipo acidental e causa ra-
zões de segurança: saída de paralelo, na CT
do Pico, do grupo térmico 6 (SGI
620160000000104 e 620160000000333) e do
grupo térmico 4 (SGI 620160000000281);
As restantes sobretensões (17% – 2 so-
bretensões) surgiram na sequência de uma
interrupção com origem no transporte, do
tipo acidental e causa fortuita: defeito na li-
nha de transporte São Roque – Lajes (SGI
620160000000323).
Tabela 4-32 – Sobretensões na média tensão na
ilha do Pico
Baixa Tensão
Na Tabela 4-33 são classificadas as sobreten-
sões conforme EN 50160:2010 para a Baixa
Tensão da ilha do Pico, observando-se que
foram registadas onze sobretensões, das
quais oito podem ser consideradas sobreten-
sões mais severas, de acordo com [1].
As cinco sobretensões mais severas, surgiram
na sequência das seguintes interrupções,
classificadas à origem, tipo e causa da se-
guinte forma:
Três das sobretensões severas tiveram
origem na rede de transporte, em interrup-
ções classificadas como do tipo acidental e
causa fortuita: defeitos nas linhas de trans-
porte São Roque – Madalena 1 (SGI
620160000000314) e São Roque – Lajes 1 (SGI
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 1 0
120 > u > 110 9 25 26
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 0 0
120 > u > 110 4 8 4
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
86 86
620160000000323), sendo que ambas resulta-
ram de “rebentamentos” de linha durante a
realização de trabalhos, por entidade ex-
terna à EDA, S.A., de abate/decote de árvo-
res;
Uma sobretensão severa surgiu na se-
quência de uma interrupção com origem na
distribuição MT, sendo classificada como do
tipo acidental e causa própria: defeito na li-
nha de distribuição Lajes – São Mateus (SGI
620160000000377);
A outra sobretensão severa resultou de
uma interrupção com origem na produção
EDA, S.A., do tipo acidental e causa razões
de segurança: saída de paralelo do grupo
térmico 6 na CT do Pico (SGI
620160000000333).
Desagregando a informação da Tabela
4-33, conforme documento em [2], conclui-
se que três das sobretensões registadas per-
tencem à zona C, tendo sido registadas na
sequência das seguintes indisponibilidades,
classificadas quanto à origem, tipo e causa
do seguinte modo:
Duas das sobretensões mais severas
surgiram na sequência de uma interrupção
com origem na rede de transporte, do tipo
acidental e causa fortuita (SGI
620160000000323);
A restante sobretensão resultou de
uma interrupção com origem na produção
EDA, S.A., do tipo acidental e causa razões
de segurança (SGI 620160000000333);
Tabela 4-33 Sobretensões baixa tensão na ilha do
Pico
4.4.7.7. Ilha do Faial
Média Tensão
Na Tabela 4-34 são classificadas as sobreten-
sões conforme EN 50160:2010 para a Média
Tensão da ilha do Faial. Da análise à referida
tabela conclui-se que, das três sobretensões
registadas, nenhuma pode ser considerada
como mais severa utilizando a metodologia
definida em [1].
Tabela 4-34 Sobretensões média tensão na ilha
do Faial
Baixa Tensão
Na Tabela 4-35 são classificadas as sobreten-
sões conforme EN 50160:2010 para a Baixa
Tensão da ilha do Faial. Utilizando a metodo-
logia definida em [1], verifica-se que as duas
sobretensões registadas podeerão ser consi-
deradas como mais gravosas, ambas regis-
tadas na instalação 7PT0038 “Consul D’Ab-
ney”, tendo resultado de duas interrupções
com origem na produção EDA, S.A., sendo
ambas do tipo acidental e com causa ra-
zões de segurança: interrupção geral provo-
cado pela saída de paralelo do grupo tér-
mico 7 e, posteriormente, do grupo térmico
6 na CT de Santa Bárbara(SGI
720160000000126); saída de paralelo do
grupo térmico 6 na CT de Santa Bárbara que
originou deslastres de linhas de distribuição
por mínima frequência (SGI
720160000000223).
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 0 0
120 > u > 110 3 2 6
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 0 0
120 > u > 110 3 0 0
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
87
Desagregando a informação da Tabela 4-35
conforme o documento em [2] conclui-se
que nenhuma das duas sobretensões regis-
tadas pode ser considerada como mais gra-
vosa.
Tabela 4-35 Sobretensões baixa tensão na ilha do
Faial
4.4.7.8. Ilha de Flores
Média Tensão
Na Tabela 4-36 são classificadas as sobreten-
sões conforme EN 50160:2010 para a Média
Tensão da ilha das Flores, tendo sido regista-
das dezoito sobretensões, das quais dezas-
sete podem ser classificadas como mais gra-
vosas conforme [1].
As sobretensões mais severas (segundo [1]),
resultaram das seguintes indisponibilidades
classificadas quanto à origem, tipo e causa
do seguinte modo:
94% (16) das sobretensões tiveram ori-
gem em interrupções com origem na produ-
ção externa (EDA Renováveis, S.A.), classifi-
cadas como do tipo acidental e causa ra-
zões de segurança: deslastre de linhas de
distribuição durante ensaios com a Central
Hídrica Além Fazenda (SGI 820160000000089)
e interrupção geral (SGI 820160000000119);
A sobretensão restante mais gravosa
resultou de uma interrupção com origem na
distribuição, sendo do tipo acidental e
causa própria: defeito na linha Lajes – Morro
Alto (SGI 820160000000122).
Tabela 4-36 Sobretensões na média tensão na
ilha das Flores
Baixa Tensão
Na Tabela 4-37 são classificadas as sobreten-
sões conforme EN 50160:2010 para a Baixa
Tensão da ilha das Flores. Utilizando a meto-
dologia definida em [1], verifica-se que, das
nove sobretensões registadas, quatro po-
dem ser consideradas como mais gravosas,
tendo sido possível apenas identificar a ori-
gem de três dessas sobretensões como
tendo origem nas seguintes interrupções
classificadas quanto à origem, tipo e causa
da seguinte forma:
Duas das sobretensões mais severas ti-
veram origem numa interrupção com ori-
gem na produção externa (EDA Renováveis,
S.A.), sendo do tipo acidental e causa razões
de segurança: deslastre de linhas de distri-
buição durante ensaios com a Central Hí-
drica Além Fazenda (SGI 820160000000089);
Uma das sobretensões mais gravosas
resultou de uma indisponibilidade com ori-
gem na distribuição, classificada como do
tipo acidental e causa própria: defeito na li-
nha Lajes – Morro Alto (SGI
820160000000122).
Se utilizarmos a metodologia apresentada
em [2], conclui-se que apenas uma das so-
bretensões pode ser considerada como mais
gravosa, tendo esta sido registada no
8PT0008 “Vila das Lajes” na sequência de
uma interrupção com origem na produção
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 0 0
120 > u > 110 0 2 0
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 5 2
120 > u > 110 1 7 3
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
88 88
externa (EDA Renováveis, S.A.), sendo classi-
ficada como do tipo acidental e causa ra-
zões de segurança: deslastre de linhas de
distribuição durante ensaios com a Central
Hídrica Além Fazenda (SGI
820160000000089).
Tabela 4-37 Sobretensões na baixa tensão na ilha
das Flores
4.4.7.9. Ilha do Corvo
Média Tensão
Na Tabela 4-38 são classificadas as sobreten-
sões conforme EN 50160:2010 para a Média
Tensão da ilha do Corvo, tendo sido regista-
das duas sobretensões, uma das quais po-
derá ser considerada mais severa, conforme
[1].
A sobretensão considerada como mais se-
vera conforme [1] resultou de uma indisponi-
bilidade com origem na produção EDA, S.A.,
sendo classificada como do tipo acidental,
causa razões de segurança: interrupção ge-
ral (SGI 920160000000002).
Tabela 4-38 Sobretensões na média tensão na
ilha do Corvo
Baixa Tensão
Na Tabela 4-39 são classificadas as sobreten-
sões conforme EN 50160:2010 para a Baixa
Tensão da ilha do Corvo, de onde se poderá
concluir que, das dez sobretensões regista-
das, cinco poderão ser consideradas como
mais severas, segundo [1], sendo que ape-
nas foi possível identificar a indisponibilidade
que deu origem a uma dessas sobretensões.
Esta indisponibilidade teve origem na rede
de distribuição, sendo classificada como do
tipo prevista e causa razões de serviço: mon-
tagem de uma nova cela MT no 9PT0001
“Vila Nova do Corvo”, para posterior ligação
de um novo PT (SGI 920160000000003).
Utilizando a metodologia definida em [2],
constata-se que apenas duas das sobreten-
sões podem ser consideradas como mais
gravosas que as restantes, sendo que não foi
possível identificar a origem destas sobreten-
sões.
Tabela 4-39 Sobretensões na baixa tensão na ilha
do Corvo
4.4.8. Evolução da Qualidade
da Onda de Tensão
Na tabela seguinte, apresenta-se a sín-
tese dos pontos de entrega onde se verifica-
ram incumprimentos dos limites regulamen-
tares das características da onda de tensão
no período de 2007-2016.
10 < t <= 500500 < t
<= 5000
5000 < t
<= 60000
u >= 120 0 0 0
120 > u > 110 5 3 1
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 2 1 0
120 > u > 110 5 1 1
Sobretensão
(%Uc)
Duração t (ms)
89
Plt – Tremulação; H5- Harmónica 5; H9- Harmónica 9; H15- Harmónica 15; H21- Harmónica 21; Desql.-Desequilíbrio
Tabela 4-40- Síntese dos pontos de entrega onde se verificaram incumprimentos dos limites regulamentares
das características da onda de tensão no período de 2007-2016.
I lha Equipamento 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
S.M IGUEL PT2PT0045
H5+H15
2PT0391
H5
2PT0299
H15
2PT0103
H5+H9
+H15
2PT0224
H15
2PT0014
H15
S.M IGUEL PT2PT0408
Plt
TERCEIRASE Angra 15kV
B1H5
TERCEIRASE Angra 15kV
B2H5 H5 H5
TERCEIRA PT
3PT0080
Plt
H9+H15
+H21
3PT0203
H5
3PT0210
H5
TERCEIRA PT3PT0159
H5
TERCEIRA PT3PT0180
H5
TERCEIRA PT3PT0012
H5
3PT0016
Plt
3PT0210
Plt
3PT0008
Plt
Graciosa PT4PT0010
Plt
4PT0026
Plt
São JorgeCT Caminho
Novo
São Jorge PT5PT0040
Plt
5PT0032
Plt
5PT0036
Plt
5PT0039
Plt
5PT0039
Plt
Pico PT6PT0014
Plt
6PT0013
Plt
6PT0054
H15
6PT0126
Plt
6PT0027
H5
Faial PT7PT0008
Plt
Flores PT8PT0007
Plt
8PT0009
Plt
8PT0001
H5
Flores
SE Além
Fazenda 15kV
B1
Desql. Desql. Desql. Desql. Desql.
CorvoSE Corvo 15kV
B1Plt Plt Plt Plt Plt Plt Plt Plt Plt
Corvo 9PT0001 Plt
90 90
4.4.8.1. Referências bibliográfi-
cas
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 Internacional Con-
ference on Electricity Distribution (CIRED).
2011.
91
5. Principais incidentes
5.1. Principais incidentes por ilha
Neste capítulo é apresentada uma explica-
ção sintética sobre os incidentes mais relevan-
tes, sejam intervenções programadas ou situa-
ções acidentais. A seleção destes incidentes
foi definida pelo indicador SAIDI.
5.1.1. Santa Maria
23 de janeiro
No dia 23 de janeiro constatou-se o disparo da
linha MT ASB1 (Aeroporto Santa Bárbara 1),
motivado pelo desprendimento, por quebra
junto ao terminal, de um arco condutor
(“shunt”) do seccionador 2010, instalado no
apoio ASB1 19. Esta ocorrência deveu-se aos
fortes ventos sentidos na zona, tendo provo-
cado a atuação da proteção de máxima in-
tensidade homopolar.
Dadas as condições climatéricas adversas
que à data se faziam sentir, a ocorrência em
análise foi resolvida provisoriamente neste dia,
tendo-se procedido à reparação definitiva no
dia seguinte.
O incidente, com início às 19:02 e termo às
19:10, afetou 18 pontos de entrega da rede de
média tensão e 845 locais de consumo. O
tempo de interrupção foi de oito minutos.
24 de janeiro
Este evento está relacionado com a indisponi-
bilidade mencionada no ponto anterior, e de-
veu-se à necessidade de reparar definitiva-
mente a avaria ocorrida no dia anterior.
Esta ocorrência, com início às 08:23 e termo às
09:15, afetou 9 pontos de entrega da rede de
média tensão e 528 locais de consumo. O
tempo de interrupção foi de vinte e seis minu-
tos.
28 de junho
No dia 28 de junho, na sequência de trabalhos
programados para a parametrização das pro-
teções do painel 103 destinado à nova linha
MT ASB3 (Aeroporto Santa Bárbara 3), o inter-
barras abriu por falha de disjuntor, na sequên-
cia de um erro de manobra.
Esta ocorrência, com início às 11:04 e termo às
11:06, afetou 39 pontos de entrega da rede de
média tensão e 1 145 locais de consumo, com
um tempo de interrupção de dois minutos.
10 de setembro
No dia 10 de setembro constatou-se o disparo
da linha MT ASB2 (Aeroporto Santa Bárbara 2)
por atuação da proteção de máxima intensi-
dade homopolar. Por este motivo e uma vez
que existia a indicação que um isolador do
seccionador 2017 se encontrava em muito
mau estado, procedeu-se à substituição do
mesmo, tendo ficado a linha ligada no seu re-
gime normal de exploração.
O incidente, com início às 14:23 e termo às
16:23, afetou 22 pontos de entrega da rede de
média tensão e 659 locais de consumo, com
tempos de interrupção entre os quarenta e
três minutos e as duas horas.
12 de setembro
No dia 12 de setembro, dois dias após a ocor-
rência anterior, voltou-se a constatar o disparo
da linha MT ASB2 por atuação da proteção de
máxima intensidade homopolar. Procedeu-se
a uma pesquisa exaustiva ao longo de toda a
linha e encontrou-se um isolador partido no
apoio ASB2 10 1. Tendo em consideração os
eventos reportados na ocorrência anterior,
92 92
possivelmente a causa de ambas as ocorrên-
cias terá sido a mesma, ou seja, o isolador par-
tido no apoio ASB2 10 1.
O incidente, com início às 04:00 e termo às
06:32, afetou 22 pontos de entrega da rede de
média tensão e 659 locais de consumo, com
tempos de interrupção entre os trinta e três mi-
nutos e as duas horas e trinta e dois minutos.
28 de setembro
No dia 28 de setembro constatou-se o disparo
da linha MT ASB1 devido a um isolador partido,
no apoio ASB1 34 5, tendo provocado a atua-
ção da proteção de máxima intensidade ho-
mopolar.
O incidente, com início às 08:02 e termo às
10:21, afetou 35 pontos de entrega da rede de
média tensão e 1956 locais de consumo, com
tempos de interrupção entre os quatorze mi-
nutos e as duas horas e dezassete minutos.
5.1.2. São Miguel
Zonas de qualidade do tipo A
14 de janeiro
No dia 14 de janeiro de 2016 ocorreu o disparo
do transformador de potência (TP2 60/10 kV)
na SE do Aeroporto por avaria do relé de pro-
teção do transformador de média tensão,
provocando o disparo dos disjuntores das saí-
das AR01, AR02 e AR03 (linhas MT Aeroporto 1,
2 e 3) por mínimo tensão.
Verificado às 10:32, este incidente provocou a
interrupção do fornecimento de energia a 7%
dos PdE da rede MT, com tempos compreen-
didos entre oito e vinte e dois minutos. Foram
afetados 4 215 locais de consumo.
27 de setembro
No dia 27 de setembro de 2016 ocorreu o dis-
paro do disjuntor Aeroporto 1 com MIH (má-
ximo de intensidade homopolar), provocado
pela atuação de dois fusíveis MT no PT 86.
Verificado às 21:42, este incidente provocou a
interrupção do fornecimento de energia a 3%
dos PdE da rede MT, com tempos compreen-
didos entre onze e quarenta e três minutos. Fo-
ram afetados 814 locais de consumo.
6 de outubro
No dia 6 de outubro de 2016 ocorreu o disparo
da cela de proteção do transformador do PT
337, pela atuação de um fusível MT.
Verificado às 04:45, este incidente provocou a
interrupção do fornecimento de energia a 0%
dos PdE da rede MT, com tempo de interrup-
ção de uma hora e trinta e quatro minutos. Fo-
ram afetados 288 locais de consumo, todos cli-
entes BT.
Zonas de qualidade do tipo B
15 de janeiro
No dia 15 de janeiro de 2016 ocorreu o disparo
do disjuntor da linha Foros-Calhetas sinali-
zando MIF (máximo de intensidade de fase) e
terras resistivas, provocado pela avaria de
uma caixa terminal fim de cabo no PT 1428.
Verificado às 11:34, este incidente provocou a
interrupção do fornecimento de energia a 4%
dos PdE (ponto de entrega) da rede MT, com
tempos compreendidos entre cinquenta mi-
nutos e uma hora e seis minutos. Foram afeta-
dos 3 282 locais de consumo.
15 de março
No dia 15 de março de 2016, na sequência de
trabalhos programados, não foi possível o fe-
cho de arcos em TET (trabalhos em tensão),
para religação do PT 1340, devido à existência
de vento com intensidade excecional. Este
facto foi avaliado às 15:49.
Tratando-se de uma instalação que alimenta
diversos pontos de ordenha de uma empresa
de lacticínios, foi contactado o cliente dando-
lhe conhecimento da falta de condições para
a religação em TET. Foi acordada a desliga-
ção de troço da linha Milhafres-Remédios,
93
onde se incluem mais instalações daquela
empresa, a partir das 17:30, para permitir a re-
colha de leite das ordenhas afetadas.
Este incidente, verificado às 15:49, provocou a
interrupção do fornecimento de energia a 2%
dos PdE da rede MT, com tempo de interrup-
ção de quarenta e dois minutos. Foram afeta-
dos 27 locais de consumo.
23 de outubro
No dia 23 de outubro de 2016 ocorreu um dis-
paro intempestivo do disjuntor da linha Foros-
Ribeirinha sinalizando MIF, provocando a sa-
ída de paralelo da central geotérmica do Pico
Vermelho, deslastrando as linhas Foros/Nor-
deste, Milhafres/Capelas e Milhafres/Sete Ci-
dades, por razões não identificadas.
Verificado às 18:47, este incidente provocou a
interrupção do fornecimento de energia a
21% dos PdE da rede MT, com tempos com-
preendidos entre quinze e vinte e um minutos.
Foram afetados 12 104 locais de consumo.
Zonas de qualidade do tipo C
6 de fevereiro
No dia 6 de fevereiro de 2016, ocorreu um dis-
paro intempestivo do disjuntor da linha Vila
Franca/Furnas a 30 KV e consequentemente,
no PS Furnas, do disjuntor da saída Furnas 01
por mínimo de tensão, por razões não identifi-
cadas.
Verificado às 09:56, este incidente provocou a
interrupção do fornecimento de energia a 5%
dos PdE da rede MT, com tempo de interrup-
ção de quarenta e três minutos. Foram afeta-
dos 4 266 locais de consumo.
19 de julho
No dia 19 de julho de 2016, e na sequência de
manobras de pesquisa de avaria na linha La-
goa-Cabouco, num dos ensaios a proteção
diferencial do TP2 60/30 KV da SE Lagoa teve
uma atuação intempestiva, provocando o
disparo do respetivo disjuntor e consequente-
mente o disparo dos disjuntores das linhas La-
goa-Livramento e Lagoa-Vila Franca.
Verificado às 10:16, este incidente provocou a
interrupção do fornecimento de energia a
11% dos PdE da rede MT, com tempos com-
preendidos entre dezassete e trinta e cinco mi-
nutos. Foram afetados 11 110 locais de con-
sumo.
19 de julho
No dia 19 de julho de 2016 ocorreu o disparo
do disjuntor da linha Lagoa-Cabouco sinali-
zando MIF e MIH, provocado pela avaria de
uma cela MT do PT 1422.
Verificado às 09:28, este incidente provocou a
interrupção do fornecimento de energia a 3%
dos PdE da rede MT, com tempos compreen-
didos entre uma hora e seis minutos e uma
hora e nove minutos. Foram afetados 867 lo-
cais de consumo.
29 de setembro
No dia 29 de setembro de 2016 ocorreu um dis-
paro do disjuntor da linha Milhafres-Sete Cida-
des, sinalizando MIF e MIH, provocado por
quebra de uma linha e consequente torção
de apoio MT, no ramal para o PT 193-Rua Di-
reita, Pilar da Bretanha.
Verificado às 16:11, este incidente provocou a
interrupção do fornecimento de energia a 5%
dos PdE da rede MT, com tempos compreen-
didos entre quarenta minutos e três horas e
trinta e oito minutos. Foram afetados 3 849 lo-
cais de consumo.
23 de outubro
O mesmo incidente referido para as zonas de
qualidade do tipo B nesta data, afetou, tam-
bém, várias zonas de qualidade do tipo C.
94 94
3 de dezembro
No dia 3 de dezembro de 2016 ocorreu um dis-
paro do disjuntor da linha Milhafres-Livra-
mento, sinalizando MIH e terra, provocado por
quebra de uma linha no ramal para o PT 1228.
Verificado às 14:48, este incidente provocou a
interrupção do fornecimento de energia a 3%
dos PdE da rede MT, com tempos compreen-
didos entre vinte e nove minutos e uma hora e
quarenta e três minutos. Foram afetados 632
locais de consumo.
5.1.3. Terceira
Zonas de qualidade do tipo A
10 de junho
No dia 10 de junho, pelas 10:33, verificou-se
uma avaria na linha de média tensão Angra
do Heroísmo 03. Esta indisponibilidade foi pro-
vocada por uma avaria no cabo subterrâneo
entre o PT 1147 e o PT 181, devido a interven-
ção de terceiro no subsolo.
A ocorrência atingiu 7% dos clientes MT e teve
tempos de interrupção que variaram entre
quatro minutos e uma hora e vinte e oito minu-
tos. Foram afetados 993 locais de consumo.
23 de julho
No dia 23 de julho pelas 10:40, verificou-se
uma avaria na linha de média tensão Angra
do Heroísmo 03.
Esta avaria foi provocada devido ao erro de
manobras no âmbito da manutenção ao PT
1165 (manutenção executada por emprei-
teiro contratado pelo proprietário do PT),
tendo sido fechado o seccionador de terra da
cela de anel da linha de média tensão.
Como ação corretiva/preventiva, foram insta-
lados cadeados para evitar este tipo de ma-
nobra.
O incidente atingiu 7% dos clientes MT e teve
tempos de interrupção que variaram entre
sete minutos e cinquenta e cinco minutos. Fo-
ram afetados 995 locais de consumo.
6 de agosto
No dia 6 de agosto, pelas 2:24, verificou-se
uma avaria na linha de média tensão Angra
do Heroísmo 05.
Esta indisponibilidade foi provocada por uma
avaria no cabo subterrâneo entre o PT 11 e o
PT 1013. Não foi possível configurar a linha de
forma a alimentar os PT, devido à avaria de
outro cabo subterrâneo a jusante deste troço.
Este troço encontra-se em fase de construção.
O incidente atingiu 12% dos clientes MT e teve
tempos de interrupção que variaram entre um
minuto e oito horas e trinta e nove minutos. Fo-
ram afetados 1 259 locais de consumo.
13 de agosto
No dia 13 de agosto, pelas 08;03, verificou-se
uma avaria na linha Vinha Brava – Fontinhas.
Esta avaria foi provocada devido a um erro de
manobras, no âmbito da manutenção ao PT
1207 (manutenção executada por emprei-
teiro contratado pelo proprietário do PT),
tendo sido fechado o seccionador de terra da
cela de chegada da linha de média tensão.
Como ação corretiva/preventiva, foram insta-
lados cadeados para evitar este tipo de ma-
nobra.
O incidente atingiu 7% dos clientes MT e teve
tempos de interrupção que variaram entre
vinte e cinco minutos e duas horas. Foram afe-
tados 229 locais de consumo.
1 de novembro
No dia 1 de novembro pelas 07:03, verificou-se
uma avaria na linha Vinha Brava – Fontinhas.
Disparo, na SE da Vinha Brava, da linha Vinha
Brava - Fontinhas por MIF. Foram executados
trabalhos de seccionamento para deteção
da avaria, não se tendo encontrado a causa
95
da indisponibilidade. Depois foi-se ligando
troço a troço e a linha ficou ligada.
A ocorrência atingiu 7% dos clientes MT e teve
tempos de interrupção que variaram entre
cinquenta minutos e uma hora e quarenta e
um minutos. Foram afetados 230 locais de
consumo.
16 de dezembro
No dia 16 de dezembro pelas 08:21, verificou-
se uma avaria na linha de média tensão An-
gra do Heroísmo 03.
Foram executados trabalhos de secciona-
mento para deteção da avaria, tendo-se veri-
ficado que a causa da indisponibilidade era
uma cela de proteção ao transformador de
um PT de cliente.
A ocorrência atingiu 7% dos clientes MT e teve
tempos de interrupção que variaram entre
oito minutos e uma hora e dez minutos. Foram
afetados 987 locais de consumo.
Zonas de qualidade do tipo B
8 de junho
No dia 8 de junho pelas 11:45 verificou-se uma
avaria na linha de média tensão Praia da Vi-
tória 01. Esta indisponibilidade foi provocada
por uma avaria no cabo subterrâneo entre o
PT 1162 e o PT 59.
A ocorrência atingiu 6% dos clientes MT e teve
tempos de interrupção que variaram entre
cinquenta e um minutos e uma hora e três mi-
nutos. Foram afetados 646 locais de consumo.
17 de novembro
No dia 17 de novembro pelas 13:32, verificou-
se uma avaria na linha Praia da Vitória – Fonti-
nhas. Disparo, na SE da Vinha Brava, da linha
Vinha Brava - Fontinhas por MIF e MIH. Esta
avaria foi provocada pelo rebentamento de
uma linha do ramal do PT 1212. A avaria foi
provocada pelo número elevado de pombos.
O ramal de alimentação ao PT 1212, ficou des-
ligado até ao dia seguinte para trabalhos de
reparação por acordo com o cliente, visto tra-
tar-se de uma sala de ordenha.
A ocorrência atingiu 10% dos clientes MT e
teve tempos de interrupção que variaram en-
tre os dezassete minutos e vinte e três horas.
Foram afetados 1 004 locais de consumo.
Zonas de qualidade do tipo C
2 de fevereiro
A 2 de fevereiro, pelas 13:18, ocorreu o deslas-
tre das linhas de MT Quatro Ribeiras – Vila
Nova, Quatro Ribeiras - Doze Ribeiras e Vinha
Brava – Doze Ribeiras devido a disparo do
grupo 5 na CTBJ (central térmica de Belo Jar-
dim).
O disparo do grupo foi provocado por um
curto-circuito nas réguas de ligação do sis-
tema de corrente contínua do alternador. Ve-
rificou-se que existia uma vibração excessiva
no alternador, que provocou a rutura do isola-
mento e dos condutores, causando o curto-
circuito.
O problema da vibração foi reduzido pela
adoção de um sistema de fixação dos cabos
mais flexível e com maior capacidade de ab-
sorção das vibrações.
Este incidente provocou a interrupção do for-
necimento de energia a 13 438 locais de con-
sumo, com tempos que variaram entre doze e
vinte e três minutos.
12 de abril
A 12 de abril, pelas 19:30, ocorreu o deslastre
das linhas MT Vinha Brava – Porto Judeu, Vinha
Brava – Doze Ribeiras, Praia da Vitória – Porto
Judeu, Quatro Ribeiras – Vila Nova e Quatro Ri-
beiras – Doze Ribeiras devido a disparo do
grupo 5 na CTBJ. O disparo do grupo foi pro-
vocado por erro de manobra do operador,
que estava a retirar outro grupo de paralelo.
96 96
Este incidente provocou a interrupção do for-
necimento de energia a 25 905 locais de con-
sumo, com tempos que variaram entre nove e
onze minutos.
20 de abril
A 20 de Abril, pelas 06:58, ocorreu o deslastre
das linhas MT Praia da Vitória – Vila Nova, Praia
da Vitória – Porto Judeu, Praia da Vitória – Fon-
tinhas, Vinha Brava – Fontinhas, Vinha Brava –
Porto Judeu, Vinha Brava – Doze Ribeiras, Vi-
nha Brava - São Mateus, Quatro Ribeiras –
Doze Ribeiras e Quatro Ribeiras – Vila Nova de-
vido a disparo do grupo 10 na CTBJ.
O disparo do grupo foi provocado por atua-
ção de proteção de deteção de nuvem de
óleo no cárter. Após inspeção ao grupo e au-
xiliares, não foi detetada nenhuma anomalia,
pelo que se considera atuação intempestiva
da proteção.
Este incidente provocou a interrupção do for-
necimento de energia a 39 353 locais de con-
sumo, com tempos que variaram entre nove e
os dez minutos.
27 de maio
A 27 de maio, pelas 15:50, ocorreu o deslastre
das LMT Quatro Ribeiras – Vila Nova, Quatro Ri-
beiras - Doze Ribeiras, Praia da Vitória – Vila
Nova, Praia da Vitória – Porto Judeu, Praia da
Vitória – Fontinhas, Praia da Vitória 02, Vinha
Brava – Porto Judeu, Vinha Brava – Doze Ribei-
ras e Vinha Brava - São Mateus devido a dis-
paro do grupo 9 na CTBJ.
O disparo do grupo foi provocado por avaria
no módulo eletrónico do atuador do regula-
dor de velocidade.
Este incidente provocou a interrupção do for-
necimento de energia a 38 814 locais de con-
sumo, com tempos que variaram entre os qua-
tro e os doze minutos.
27 de junho
A 27 de junho, pelas 09:51, ocorreu o deslastre
das linhas MT Quatro Ribeiras – Vila Nova, Qua-
tro Ribeiras - Doze Ribeiras e Vinha Brava –
Doze Ribeiras devido a disparo do grupo 7 na
CTBJ.
O disparo do grupo foi provocado por atua-
ção da proteção mecânica de baixa pressão
de água de refrigeração AT. O grupo tinha
acabado de ser colocado em paralelo para
substituição de outra unidade que se encon-
trava com avaria.
Este incidente provocou a interrupção do for-
necimento de energia a 13 565 locais de con-
sumo, com tempos que variaram entre treze e
dezanove minutos.
30 de julho
A 29 de setembro, pelas 12:09, ocorreu o des-
lastre das linhas MT Quatro Ribeiras – Vila Nova,
Quatro Ribeiras - Doze Ribeiras, Vinha Brava –
Porto Judeu, Vinha Brava – Doze Ribeiras, Vi-
nha Brava - São Mateus, Vinha Brava 02, Angra
do Heroísmo 02, Angra do Heroísmo 03, Angra
do Heroísmo 05, Praia da Vitória – Vila Nova,
Praia da Vitória – Porto Judeu, Praia da Vitória
– Fontinhas, Praia da Vitória 01 e Praia da Vitó-
ria 02 devido a disparo do grupo 9 na CTBJ.
O disparo do grupo deveu-se a avaria na
fonte de alimentação do autómato de con-
trolo do grupo. Esta avaria causou igualmente
danos num dos conversores de velocidade,
tendo também sido substituído.
Este incidente provocou a interrupção do for-
necimento de energia a 54 029 locais de con-
sumo, com tempos que variaram entre um e
nove minutos.
30 de julho
A 30 de julho, pelas 14:38, ocorreu o deslastre
das linhas MT Quatro Ribeiras – Vila Nova, Qua-
tro Ribeiras - Doze Ribeiras, Vinha Brava – Fon-
tinhas, Vinha Brava – Porto Judeu, Vinha Brava
– Doze Ribeiras, Vinha Brava - São Mateus,
97
Praia da Vitória – Vila Nova, Praia da Vitória –
Porto Judeu, Praia da Vitória – Fontinhas, Praia
da Vitória 01 e Praia da Vitória 02 devido a dis-
paro do grupo 9 na CTBJ.
O disparo do grupo foi provocado por atua-
ção de proteção de deteção de nuvem de
óleo no cárter. Após inspeção ao grupo e au-
xiliares, não foi detetada nenhuma anomalia,
pelo que se considera atuação intempestiva
da proteção.
Este incidente provocou a interrupção do for-
necimento de energia a 42 902 locais de con-
sumo, com tempos que variaram entre nove e
quinze minutos.
11 de outubro
A 11 de outubro, pelas 17:11, ocorreu o deslas-
tre das linhas MT Quatro Ribeiras – Vila Nova,
Quatro Ribeiras - Doze Ribeiras, Vinha Brava –
Porto Judeu, Vinha Brava – Doze Ribeiras, Vi-
nha Brava - São Mateus, Vinha Brava - Fonti-
nhas, Praia da Vitória – Vila Nova, Praia da Vi-
tória – Porto Judeu, Praia da Vitória – Fonti-
nhas, Praia da Vitória 01 e Praia da Vitória 02
devido a disparo do grupo 9 na CTBJ.
O disparo do grupo foi provocado por atua-
ção de proteção de deteção de nuvem de
óleo no cárter. Após inspeção ao grupo e au-
xiliares, não foi detetada nenhuma anomalia,
pelo que se considera atuação intempestiva
da proteção.
Este incidente provocou a interrupção do for-
necimento de energia a 42 918 locais de con-
sumo, com tempos que variaram entre cinco
e dez minutos.
17 de outubro
A 17 de outubro, pelas 09:59, ocorreu o deslas-
tre das linhas MT Quatro Ribeiras – Vila Nova,
Quatro Ribeiras - Doze Ribeiras, Praia da Vitó-
ria – Porto Judeu, Vinha Brava – Porto Judeu e
Vinha Brava – Doze Ribeiras devido a disparo
do grupo 10 na CTBJ.
O disparo do grupo foi provocado por atua-
ção de proteção de deteção de nuvem de
óleo no cárter. O grupo estava parado há al-
guns dias e no arranque não foram observa-
das as indicações de descativação temporá-
ria do disparo por atuação desta proteção.
Este incidente provocou a interrupção do for-
necimento de energia a 25 906 locais de con-
sumo, com tempos que variaram entre cinco
e dez minutos.
23 de outubro
A 23 de Outubro, pelas 10:33, ocorreu uma in-
terrupção geral devido a disparo do grupo 9
na CTBJ.
O disparo do grupo foi provocado por atua-
ção de proteção de deteção de nuvem de
óleo no cárter. Após inspeção ao grupo e au-
xiliares, não foi detetada nenhuma anomalia,
pelo que se considera atuação intempestiva
da proteção.
O grupo 7 disparou após sete segundos, pro-
vocando a interrupção geral.
Verificaram-se várias falhas na reposição do
sistema, quer da parte da CTBJ, quer de outros
envolvidos. No que respeita à CTBJ, verifica-
ram-se problemas no arranque dos grupos de
emergência, no fecho dos disjuntores das ce-
las de linha e instabilidade no controle de fre-
quência e tensão no inicio das ligações.
Este incidente provocou a interrupção do for-
necimento de energia a 57 432 locais de con-
sumo, com tempos que variaram entre uma
hora e vinte e sete minutos e cinco horas e
trinta minutos.
5.1.4. Graciosa
7 de janeiro
A 7 de janeiro deu-se o disparo da linha de
média tensão QG01 (Quitadouro Guadalupe
01) provocada por um isolador partido. Após
a reparação da avaria, verificação e registo;
98 98
procedeu-se às manobras para religação da
referida linha.
O incidente, ocorrido pelas 08:32, afetou 25%
dos pontos de entrega da rede de média ten-
são, com tempos que variaram entre dezoito
minutos e duas horas e trinta e oito minutos,
atingindo 1 240 locais de consumo.
11 de março
A dia 11 de março verificou-se um disparo da
linha QG01 (Quitadouro Guadalupe 01) e
QS01 (Quitadouro Santa Cruz 01) por atuação
da proteção devido ao arranque homopolar.
Após a normalização dos valores elétricos, ve-
rificação e registo; procedeu-se às manobras
para religação da referida linha.
As linhas estavam em anel, devido a trabalhos
na rede, provocando por isso o disparo das
duas linhas.
O incidente, ocorrido pelas 15:59, afetou 65%
dos pontos de entrega da rede de média ten-
são, com tempos de interrupção de sete mi-
nutos, atingindo 1 964 locais de consumo.
28 de março
A 28 de março deu-se um corte geral provo-
cado por um erro de manobra no grupo 7.
O incidente, ocorrido pelas 22:39, afetou 100%
dos pontos de entrega da rede de média ten-
são, com tempos de interrupção de oito minu-
tos, atingindo 3 197 locais de consumo.
20 de outubro
A dia 20 de outubro verificou-se um curto-cir-
cuito entre a fase 2 e 3 do ramal para o PT 19
na linha QG02 (Quitadouro Guadalupe 02).
Após a reparação da avaria, verificação e re-
gisto; procedeu-se às manobras para religa-
ção da referida linha.
O incidente, ocorrido pelas 15:53, afetou 30%
dos pontos de entrega da rede de média ten-
são, com tempos que variaram entre vinte e
dois minutos e duas horas e quarenta e nove
minutos, atingindo 1 233 locais de consumo.
11 de novembro
A dia 11 de novembro verificou-se um curto-
circuito entre a fase 2 e 3 da linha QG01 (Qui-
tadouro Guadalupe 01). Após a normalização
dos valores elétricos, verificação e registo; pro-
cedeu-se às manobras para religação da re-
ferida linha.
O incidente, ocorrido pelas 15:02, afetou 25%
dos pontos de entrega da rede de média ten-
são, com tempos de interrupção de onze mi-
nutos, atingindo 1 240 locais de consumo.
3 de dezembro
A 3 de dezembro deu-se um corte geral que
terá tido origem num contacto à terra no sis-
tema de corrente contínua da central tér-
mica.
O incidente, que se deu pelas 14:33, afetou
100% dos pontos de entrega da rede de mé-
dia tensão, com tempos de interrupção de
nove minutos, atingindo 3 197 locais de con-
sumo.
4 de dezembro
A 4 de dezembro deu-se um corte geral, ne-
cessário para a montagem dos novos painéis
de linha de transporte, secionamento de bar-
ras, subida de barras e desacoplamento dos
sete primeiros painéis do quadro de média
tensão no âmbito da obra de ampliação da
subestação da central térmica da Graciosa.
Este incidente, que se deu pelas 08:02, provo-
cou a interrupção do fornecimento de ener-
gia a 100% dos pontos de entrega da rede de
média tensão, com tempos que variaram en-
tre quatro horas e quarenta e um minutos e as
seis horas e quarenta e um minutos, tendo afe-
tado 3 199 locais de consumo.
99
11 de dezembro
A 11 de dezembro constatou-se a saída intem-
pestiva de paralelo do grupo 7 devido a uma
avaria na sonda de temperatura. Esta assina-
lou valor elevado de temperatura do cilindro,
o que fez com que fosse dada ordem de pa-
ragem ao grupo.
O incidente, ocorrido pelas 19:01, afetou 55%
dos pontos de entrega da rede de média ten-
são, com tempos de interrupção de vinte mi-
nutos, atingindo 2 476 locais de consumo.
12 de dezembro
A dia 12 de dezembro verificou-se um curto-
circuito entre a fase 1 e 2 da linha QS01 (Qui-
tadouro Santa Cruz 01). Após a normalização
dos valores elétricos, verificação e registo; pro-
cedeu-se às manobras para religação da re-
ferida linha.
As linhas QS01(Quitadouro Santa Cruz 01) e
QS02 (Quitadouro Santa Cruz 02) estavam li-
gadas no mesmo painel MT, devido a traba-
lhos na subestação, provocando por isso o dis-
paro das duas linhas.
O incidente, ocorrido pelas 16:06, afetou 45%
dos pontos de entrega da rede de média ten-
são, com tempos que variaram entre os seis e
os vinte minutos, atingindo 719 locais de con-
sumo.
30 de dezembro
A 30 de dezembro deu-se o disparo da linha
de média tensão QG01 (Quitadouro Guada-
lupe 01) provocada por um isolador partido.
Após a reparação da avaria, verificação e re-
gisto; procedeu-se às manobras para religa-
ção da referida linha.
Este incidente, ocorrido às 08:31, provocou a
interrupção do fornecimento de 25% dos pon-
tos de entrega da rede de média tensão, com
tempos que variaram entre os quarenta e três
minutos e duas horas e quatro minutos, tendo
afetado 1 241 locais de consumo.
5.1.5. São Jorge
2 de janeiro
A 2 de janeiro deu-se o disparo da linha RLTP
por MIH, devido a um elo de bola partido no
isolador do apoio 98 da referida linha.
Este incidente, ocorrido às 15:30, provocou a
interrupção do fornecimento de 10% dos pon-
tos de entrega da rede de média tensão, com
tempos que variaram entre os três minutos e as
duas horas e cinquenta e três minutos, tendo
afetado 1 521 locais de consumo.
29 de abril
A 29 de abril foi detetado shunt solto no apoio
de derivação para o PT 26 que afetou as ten-
sões ao nível da baixa tensão do referido PT.
A linha RLTP ficou desligada para reposição do
arco.
Este incidente, ocorrido às 17:43, provocou a
interrupção do fornecimento de 10% dos pon-
tos de entrega da rede de média tensão, com
tempos que variaram entre trinta e oito e qua-
renta minutos, tendo afetado 1 524 locais de
consumo.
10 de maio
A 10 de maio deu-se o disparo da linha CNR2
por MIF, ficando sem energia as linhas CNR2,
RLFG e RLTP. Não foi identificado o motivo do
disparo.
Este incidente, ocorrido às 11:33, provocou a
interrupção do fornecimento de 27% dos pon-
tos de entrega da rede de média tensão, com
tempos que variaram entre sete e catorze mi-
nutos, tendo afetado 2 190 locais de consumo.
23 de maio
A 23 de maio deu-se o disparo da linha CMNM
(Caminho Novo-Manadas) por MIH, devido a
um arco solto no apoio do PT 50 (partiu a fixa-
ção do arco no DST – descarregador de sobre-
tensões).
100 100
Este incidente, ocorrido às 00:55, provocou a
interrupção do fornecimento de 43% dos pon-
tos de entrega da rede de média tensão, com
tempos que variaram entre uma hora e cinco
minutos e seis horas e vinte minutos, tendo afe-
tado 1 350 locais de consumo.
27 de maio
A 27 de maio pelas 09:22, no decurso de ma-
nobras de trabalhos programados, a abertura
do AM2022 provocou interrupção do forneci-
mento de energia ao PT 34 devido à abertura,
por proteção, do disjuntor para a linha CNR2
(Caminho Novo-Relvinha 2) no PT 31.O técnico
de despacho, não se apercebendo do dis-
paro da linha CNR2 no PT 31 (desfazendo o
anel), seguiu as manobras do plano de manu-
tenção, abrindo o disjuntor para a linha CNR1
no PT 31 e consequente interrupção do forne-
cimento de energia nas linhas RLFG (Relvinha-
Fajã Grande) e RLTP (Relvinha-Topo) e nos PT
31,1009 e 1020.
Durante as manobras houve vários problemas
no sistema de teleação, atrasando em cerca
de vinte e cinco minutos a reposição de ener-
gia que variou entre trinta e nove minutos e
uma hora e cinquenta e três minutos.
29 de maio
No dia 29 de maio, pelas 07:00, verificou-se
uma interrupção prevista na ilha de São Jorge,
que consistiu na desligação da linha Relvinha-
Topo para trabalhos de manutenção. Trata-se
da instalação que mais impacto negativo tem
na qualidade de serviço, pelo facto de ser
muito extensa (cerca de 23 km) e não ter re-
dundância na alimentação.
Tendo atingido 3% dos pontos de entrega MT
desta ilha, com interrupções entre três minutos
e sete horas e vinte e sete minutos. Esta ocor-
rência afetou 1 520 locais de consumo.
4 de julho
A 4 de julho deu-se o disparo das linhas CNSP
(Caminho Novo - S. Pedro) e CNR1 (Caminho
Novo - Relvinha 2) CMNM por MIF, devido a
curto-circuito entre fases provocado por
bando de pombos no AMRA (aparelho de
manobra da rede aérea) 2041 “São Pedro 4”.
Este incidente, ocorrido às 20:22, provocou a
interrupção do fornecimento de 47% dos pon-
tos de entrega da rede de média tensão, com
tempos que variaram entre quatorze minutos
e vinte e quatro minutos, tendo afetado 3 523
locais de consumo.
6 de setembro
A 6 de setembro deu-se o disparo da linha
CNR1/CMNM com sinalização de MIF por mo-
tivo não identificado.
Este incidente, ocorrido às 18:39, provocou a
interrupção do fornecimento de 43% dos pon-
tos de entrega da rede de média tensão, com
tempos que variaram entre nove e doze minu-
tos, tendo afetado 1 862 locais de consumo.
24 de setembro
A 24 de setembro deu-se o disparo da linha
CNR1/CMNM por MIH e consequente deslas-
tre manual da linha RLTP, devido ao rebenta-
mento e queda de uma linha de média ten-
são.
Este incidente, ocorrido às 04:01, provocou a
interrupção do fornecimento de 53% dos pon-
tos de entrega da rede de média tensão, com
tempos que variaram entre um minuto e sete
horas e dezoito minutos, tendo afetado 3 387
locais de consumo.
5.1.6. Pico
22 de março
Pelas 21:23 do dia 22 de março ocorreu uma
saída imprevista de paralelo do grupo 6, moti-
vada pela desligação de um disjuntor-minia-
tura do sistema de 24V no quadro local do
grupo, relacionado com o circuito de para-
gem de emergência.
Verificou-se mais tarde que a ventilação for-
çada naquela zona tinha sido indevidamente
101
desligada, levando ao sobreaquecimento da-
quele disjuntor e assim à sua desligação.
Deste incidente resultou o deslastre das linhas
de distribuição São Roque - Piedade, Mada-
lena - S. Mateus, Lajes - S. Mateus e Lajes – Pie-
dade. As correspondentes interrupções tive-
ram durações compreendidas entre trinta e
um minutos e uma hora e um minuto.
2 de setembro
No dia 2 de setembro pelas 23:21, verificou-se
uma avaria na linha de distribuição 6LD02 -
São Roque - Piedade.
Disparo da linha por proteção de sobreintensi-
dade de fases na fase S e R, provocado pela
queda de linha entre os apoios 82 e 83. A
queda da linha deveu-se à queda de árvores
sobre a linha por vento forte. Tempo de repo-
sição elevado, pois, devido à hora em que
ocorreu o incidente, e após pesquisa à linha
durante várias horas, só foi possível detetar o
ponto de defeito quando amanheceu.
O incidente atingiu 7% dos clientes MT e teve
tempos de interrupção que variaram entre
vinte e sete minutos e dez horas e trinta e oito
minutos. Foram afetados 947 locais de con-
sumo.
7 de setembro
No dia 7 de setembro pelas 10:01, verificou-se
uma avaria na linha de transporte 6LT01 - São
Roque - Madalena 1.
Disparo da linha por proteção de corrente ho-
mopolar. Uma hora após o disparo, iniciadas
as manobras de reposição possíveis e a inspe-
ção à linha, foi comunicado pelo manobrador
de uma máquina que o trator havia derru-
bado uma árvore para cima da linha de trans-
porte durante o alargamento de um caminho
agrícola.
Na indisponibilidade da linha de transporte
São Roque – Madalena durante o período di-
ário semanal, não é possível alimentar todos os
clientes da Madalena através das linhas de
distribuição.
O incidente atingiu 61% dos clientes MT e teve
tempos de interrupção que variaram entre
quatro minutos e cinco horas e dezanove mi-
nutos. Foram afetados 4 442 locais de con-
sumo.
13 de setembro
No dia 13 de setembro pelas 13:07, verificou-
se uma avaria na linha de transporte 6LT02 -
São Roque - Lajes 1.
Disparo da linha por proteção de corrente ho-
mopolar. Após iniciadas as manobras de repo-
sição possíveis e a inspeção à linha, foi dete-
tada uma hora e seis minutos após a interrup-
ção, uma linha caída pelo corte de uma ár-
vore entre os apoios 69 e 70. A reposição foi
condicionada por haver arcos abertos entre o
AMRA-2052 e o apoio 74 da linha S. Roque –
Piedade para reparações no âmbito de outra
ocorrência verificada no dia dois do mesmo
mês, não permitindo o fecho de anel entre S.
Roque e Lajes pela distribuição.
O incidente atingiu 33% dos clientes MT e teve
tempos de interrupção que variaram entre
trinta e sete minutos e três horas e quarenta e
nove minutos. Foram afetados 3 764 locais de
consumo.
14 de setembro
Às 22:05 do dia 14 de setembro o grupo 6 saiu
de paralelo, levando ao deslastre das linhas
Madalena – S. Mateus, Madalena – Santa Lu-
zia, Lajes – S. Mateus, Lajes – Piedade, São Ro-
que – Santa Luzia e São Roque – Piedade.
A origem deste disparo terá sido uma falha in-
termitente ao nível da máquina motriz, mais
concretamente do sistema de comando e
controle (regulador de velocidade e/ou seu
atuador) ou então na alimentação de com-
bustível.
Os tempos de desligação de clientes situa-
ram-se entre sete e trinta e quatro minutos.
102 102
23 de outubro
No dia 23 de outubro pelas 23:02, verificou-se
uma avaria na linha de distribuição 6LD06 - La-
jes - São Mateus.
Disparo da linha por máxima intensidade ho-
mopolar. Um isolador partido no seccionador
do PT 99, provocou o contacto deficiente da
faca de fecho de uma das fases, originando
um curto-circuito que na sua duração originou
um defeito interno permanente no transforma-
dor. O posto de transformação foi isolado da
rede pela abertura do seccionador, e foi ali-
mentado até à manhã seguinte através do
grupo gerador de emergência, altura em que
foi possível substituir o seccionador e o trans-
formador.
O disparo teve uma abrangência maior do
que seria habitual, pois por indisponibilidade
do transformador de 5MVA da subestação da
Madalena para manutenção do regulador de
tensão em carga, o troço AMRA-2003 / AMRA-
2004 da linha Madalena - São Mateus encon-
trava-se alimentado pela linha Lajes – São Ma-
teus.
O incidente atingiu 17% dos clientes MT e teve
tempos de interrupção que variaram entre
treze minutos e quatro horas e vinte e oito mi-
nutos. Foram afetados 2 118 locais de con-
sumo.
5.1.7. Faial
Zonas de qualidade do tipo A
19 de setembro
A 19 de setembro deu-se o disparo da linha SB
03 (Santa Bárbara 03) provocado pela atua-
ção da proteção MIF. O disparo foi provo-
cado por uma máquina retroescavadora, que
realizava trabalhos na Rua Príncipe Alberto do
Mónaco.
Este incidente, que se deu pelas 11:43, provo-
cou a interrupção do fornecimento de ener-
gia a 6% dos pontos de entrega da rede de
média tensão, por trinta e dois minutos, tendo
afetado 889 locais de consumo.
Zonas de qualidade do tipo A e C
7 de fevereiro
No dia 7 de fevereiro às 06:11, desligou-se a
central, na sequência das manobras para o
pedido de indisponibilidade nº
PIPMO7EPROD16001, para ensaios do sistema
de alimentação de emergência e grupo de
emergência nº2.
Esta desligação programada, iniciada pelas
06:11 e terminada pelas 07:54 de domingo,
afetou o fornecimento de energia a 100 % dos
pontos de entrega da rede de média tensão,
e um total de 7 882 locais de consumo.
9 de março
No dia 29 de março, às 22:13, ocorreu um dis-
paro geral da central que teve como origem
o disparo do grupo 7 por avaria da sonda de
temperatura de gases de escape a jusante do
turbocompressor. Consequente ocorreu a
abertura do disjuntor do QGBT (quadro geral
de baixa tensão), ficando o grupo 6 sem ener-
gia nos seus auxiliares. Por sua vez, o grupo 6
acaba por disparar por atuação das prote-
ções (baixa pressão de água, temperatura
alta da água dos cilindros).
Esta interrupção afetou 100% dos pontos de
entrega da rede de média tensão, e um total
de 7 900 locais de consumo durante os qua-
renta e cinco minutos da duração total da
ocorrência.
18 de abril
No dia 18 de abril pelas 11:20, ocorreu um dis-
paro geral da central que teve origem em erro
humano. No âmbito das melhorias a executar
na instalação, na parametrização dos relés de
mínima tensão do QGBT, provocou inadverti-
damente o disparo da central.
Esta interrupção afetou 100% dos pontos de
entrega da rede de média tensão, e um total
103
de 7 897 locais de consumo durante os trinta e
um minutos da duração total da ocorrência.
25 de maio
No dia 25 de maio pelas 14:30, na sequência
das manobras na central térmica Santa Bár-
bara (CTSB), afim de realizar ensaios no grupo
de emergência nº2, foi necessário proceder
ao isolamento do semi-barramento 1 do
QGBT, para a colocação de carga de auxilia-
res, a fim de se analisar o comportamento de
tomada e saída de cargas no grupo de emer-
gência.
Aquando da realização destes ensaios foram
utilizados os ventiladores dos grupos 6 e 7 em
modo manual, não tendo sido alterados para
automático no final dos ensaios. Durante da
colocação em serviço do grupo 6, verificou-se
o disparo por temperatura alta no circuito de
lubrificação.
No momento do disparo do grupo 6, a CTSB
estava com cerca de 6.2 MW, estando o par-
que eólico com cerca de 1.8 MW. Com o dis-
paro do grupo 6, o parque eólico saiu do pa-
ralelo, e embora atuando os deslastres, o
grupo 8 acabou por disparar pela atuação da
proteção de sobrecarga, resultando numa in-
terrupção generalizada.
Esta interrupção afetou 100% dos pontos de
entrega da rede de média tensão, e um total
de 7 896 locais de consumo durante os 32 mi-
nutos da duração total da ocorrência
5 de julho
No dia 5 de julho pela 01:38, ocorreu um dis-
paro do grupo 6, por temperatura alta no ci-
lindro 5 que levou a deslastre das saídas de li-
nhas de média tensão.
Esteve na origem do disparo do grupo 6, uma
válvula de escape da cabeça do cilindro par-
tida. As seguranças do grupo atuaram por
temperatura excessiva dos gases de evacua-
ção no cilindro.
Esta interrupção afetou 56% dos pontos de en-
trega da rede de média tensão, e um total de
5 929 locais de consumo durante os quarenta
minutos da duração total da ocorrência.
28 de julho
No dia 28 de julho pelas 10:06, ocorreu o dis-
paro geral da central térmica, no decurso de
manobras programadas na rede de distribui-
ção de média tensão, em que inadvertida-
mente foi ligada a saída Santa Bárbara 3 que
ainda se encontrava ligada à terra no PT 40.
As manobras de reposição do serviço ficaram
concluídas às 10h41, afetando 100% dos pon-
tos de entrega da rede de média tensão, e um
total de 7 905 locais de consumo.
9 de outubro
A 9 de outubro deu-se o disparo da linha de
média tensão aérea SBCB (Santa Bárbara –
Castelo Branco) MIF. Este incidente, ocorrido
às 11:47, provocou a interrupção do forneci-
mento de 25% dos pontos de entrega da rede
de média tensão, com tempos que variaram
entre duas e quatro horas, tendo afetado 3886
locais de consumo.
A avaria deveu-se à queda de uma linha MT,
consequência do mau tempo: chuva e vento
muito forte que se fez sentir nesse dia.
A demora na identificação do local da avaria
e na reposição do sistema, deveu-se a falha
de comunicações no repetidor do Pico Verde
que colocou fora de serviço as comunicações
de voz e dados na zona de influência. Por ser
domingo, houve necessidade de contactar
colaboradores para realizar manualmente
manobras, que poderiam e deviam ser realiza-
das por teleação.
21 de dezembro
No dia 21 de dezembro pelas 16:02, na se-
quência de uma manobra indevida no qua-
dro local do grupo 3, aquando de ensaios do
compressor do grupo, verificou-se os deslastres
104 104
de 6 saídas de média tensão devido ao dis-
paro deste grupo, provocada pela paragem
inadvertida da bomba de óleo.
Esta interrupção afetou 48% dos pontos de en-
trega da rede de média tensão, e um total de
5 953 locais de consumo durante os dezassete
minutos da duração total da ocorrência.
5.1.8. Flores
11 de janeiro
Em 11 de janeiro de 2016 deu-se o disparo da
linha MT Lajes – Santa Cruz 2 por atuação da
proteção MIF, e foi provocada pela ação do
vento muito forte que se fazia sentir sobre as
linhas, possivelmente aproximação de linhas,
dado que se fazia sentir nas Flores um forte
temporal com vento e chuva de intensidade
elevada.
Este incidente, que se deu pelas 23:49, provo-
cou a interrupção do fornecimento de ener-
gia a 4% dos pontos de entrega da rede de
média tensão, por um período de três minutos,
tendo afetado 442 locais de consumo.
23 de janeiro
A 23 de janeiro de 2016 deu-se o disparo da
linha Santa Cruz 2 por atuação da proteção
MIF. O disparo foi provocado pelo rebenta-
mento de um DST na derivação para um cli-
ente. Foram substituídos os 3 DST, e cerca de
35 minutos após a reposição, houve necessi-
dade de voltar a desligar a linha porque o su-
porte (novo) de um dos DST encontrava-se
partido, que teve que ser substituído. Este se-
gundo facto deu origem a uma reclamação
para o fabricante porque o material era novo
e não havia razão para se partir.
Este incidente, que se deu pelas 13:57, provo-
cou a interrupção do fornecimento de ener-
gia a 8% dos pontos de entrega da rede de
média tensão, por períodos entre quarenta e
cinco minutos, e quatro horas e trinta e nove
minutos, tendo afetado 481 locais de con-
sumo.
2 de setembro
Em 2 de setembro de 2016 passou próximo das
Flores o furacão GASTON. Esta indisponibili-
dade ocorreu por ação atuação da proteção
MIF e foi provocada pela ação do vento muito
forte que se fazia sentir, sobre as linhas, possi-
velmente aproximação de linhas.
Este incidente, que se deu pelas 12:32, provo-
cou a interrupção do fornecimento de ener-
gia a 35% dos pontos de entrega da rede de
média tensão, por um período de seis minutos,
tendo afetado 718 locais de consumo.
20 e 21de outubro
Nos dias 20 e 21 de outubro, foram realizados
os ensaios programados na central hídrica
Além Fazenda.
Ocorreram três indisponibilidades durante es-
tes ensaios:
- 20/10 ás 09:13 - Disparo das linhas: Lajes Morro
Alto, Lajes-Santa Cruz 2 (Saída SE CTFL – central
térmica das Flores); Lajes-Santa Cruz 2 (Saída
PS SC). A entrada na rede de grupo hídrico
provocou o disparo por subexcitação do
grupo 3 (CTFL).
Religação feita entre três e cinco minutos.
- 20/10 ás 18:23 - Disparo das linhas: Santa Cruz
2, linhas de transporte PS SC - Além Fazenda,
Lajes Santa Cruz 2 (SE CTFL), Lajes Morro Alto,
Lajes Santa Cruz 2 (PS SC). A entrada na rede
de grupo hídrico provocou o disparo por
subexcitação no grupo 3 (CTFL). A religação
foi executada entre três e seis minutos.
- 21/10 ás 02:42 - disparo geral. A alimentação
da rede estava a ser feita a 100% hídrica. Ao
ser feito ensaio com pico de carga de 100 kW,
as máquinas não conseguiram manter a fre-
quência acima dos escalões de deslastre de
linhas provocando o disparo geral.
Religação feita entre dois e sete minutos.
105
Este incidente atingiu a totalidade dos pontos
de entrega da ilha das Flores.
7 de dezembro
A 7 de dezembro, pelas 16:02 verificou-se uma
indisponibilidade provocada pelo disparo dos
grupos hídricos da central hídrica Além Fa-
zenda. Na origem deste disparo esteve a en-
trada abrupta de uma carga de potência
considerável (para o sistema elétrico da ilha),
para o qual as máquinas hídricas não tiveram
capacidade de resposta. Consequentemente
todas as linhas de distribuição deslastraram
por mínima frequência.
Este incidente atingiu a totalidade dos pontos
de entrega da ilha das Flores, tendo sido re-
posta a energia de forma faseada entre sete
e dez minutos.
19 de dezembro
Em 19 de dezembro de 2016 um cliente MT
teve que substituir com a máxima urgência o
transformador do seu PT. Trata-se de um PT aé-
reo em que o ramal MT tem apenas 1 vão, e
não tem interruptor no início. Não havendo
condições de segurança para fazer o traba-
lho só com a abertura do seccionador do pró-
prio PT, foi necessário abrir arcos na derivação
para o cliente. Esta indisponibilidade corres-
ponde ao tempo necessário para abrir e fe-
char os arcos da derivação para o cliente, e
foi tratada como “imprevista – trabalhos ina-
diáveis” porque não houve possibilidade de
previamente informar os outros clientes afeta-
dos.
A intervenção iniciou-se pelas 08:04 e terminou
pelas 15:07, provocou a interrupção do forne-
cimento de energia a 341 locais de consumo
durante trinta e três minutos.
5.1.9. Corvo
24 de abril
Em 24 de abril foi feita a ampliação do barra-
mento MT do PT 1 – Vila do Corvo mediante a
montagem de mais uma cela IM destinada a
alimentar um novo PT de cliente, que seria li-
gado pouco tempo depois.
A intervenção deu-se entre as 04:59 e as 07:44
de um domingo, tendo afetado 100% dos pon-
tos de entrega da rede de média tensão (à
data 1 PT), e afetado 275 clientes.
4 de dezembro
Em 4 de dezembro foi feita a ampliação do
barramento MT do PT 1 – Vila do Corvo medi-
ante a montagem de mais uma cela IM. Esta
cela nesta fase ficou como reserva, mas de-
verá ser utilizada a médio prazo pelo apareci-
mento de um novo PT. Como as celas MT
deste PT são todas telecomandadas e o PT
será a breve prazo objeto de ampliação a
este nível, entendeu-se conveniente montar já
esta cela. Deste modo, quando for feita a in-
tervenção a nível de telecomandos, a cela já
estará disponível.
A intervenção deu-se entre as 05:00 e as 08:02
de um domingo, e afetou 100% dos pontos de
entrega da rede de média tensão (2 PT) sendo
um deles afetado durante duas horas e cin-
quenta e oito minutos e o outro durante dois
minutos. Foram afetados 278 clientes.
106 106
5.2. Incidentes de grande im-
pacto (IGI)
No ano de 2016 com base nos valores limite
definidos no nº 7 da Diretiva N.º 20/2013 que
estabelece os limiares para a classificação de
um incidente, como incidente de grande im-
pacto, previstos no Artigo 18º do RQS, verifica-
ram-se 23 incidentes considerados de grande
impacto e que ocorreram nas ilhas da Terceira
(1), Graciosa (1), São Jorge (6), Pico (8) e Faial
(7).
Destes 23 incidentes de grande impacto, 10
foram devido a trabalhos programados e os
restantes 13 devido a ocorrências imprevistas.
As situações previstas resultaram de:
sete ocorrências pela necessidade
de intervenção nas redes;
três ocorrências pela necessidade de
intervenção em centros produtores.
As situações acidentais resultaram de:
seis ocorrências por razões de segu-
rança em centros produtores;
dois erros de manobra em centros
produtores;
seis incidentes por causas próprias ao
nível das redes.
Na ilha Terceira verificou-se um incidente de
grande impacto, no dia 23 de outubro devido
a interrupção geral com origem na central do
Belo Jardim e por atuação da proteção de
deteção de nuvem de óleo no cárter do
grupo 9 e consequente saída do paralelo do
grupo 7. Esta ocorrência (320160000001646)
afetou os cerca de 26 893 clientes de ambos
os conselhos de Angra do Heroísmo e Praia da
Vitória tendo como energia não fornecida ou
não distribuída 45.22 MWh e uma duração to-
tal da ocorrência de trezentos e trinta minutos.
Na ilha Graciosa, devido à necessidade de
execução de trabalhos programados no âm-
bito da ampliação da subestação da central
térmica da Graciosa, foi necessário proceder
à indisponibilidade total dos 1uadros MT 15 KV
para se efetuar a montagem dos novos pai-
néis de linha de transporte, secionamento de
barras, subida de barras e ARC e ao desaco-
plamento dos sete primeiros painéis do qua-
dro MT. Esta ocorrência (420160000000108) re-
sultou na interrupção de energia aos 3199 cli-
entes com uma duração total das interrup-
ções de quatrocentos e quatro minutos e
energia não fornecida ou não distribuída de
8,06 MWh.
Na ilha de São Jorge, verificaram-se seis ocor-
rências consideradas de incidente de grande
impacto.
Três destas ocorrências, foram devido à neces-
sidade de trabalhos programados:
- No dia 20 de março (520160000000086) para
a reparação programada do troço de média
tensão entre o seccionador AM 3031” Terrei-
ros1” e o PT 44 “Topo”, e que afetou 686 clien-
tes durante os trezentos e doze minutos da in-
tervenção e com uma energia não fornecida
ou não distribuída de 1,24 MWh.
- No dia 29 de maio na linha Relvinha-Topo
(520160000000151) e que afetou 1 520 clientes
durante o total de quatrocentos e quarenta e
sete minutos e com uma energia não forne-
cida ou não distribuída de 2,87 MWh.
- No dia 05 de junho para a manutenção linha
MT Relvinha- Fajã Grande (520160000000162) e
que afetou cerca de 454 clientes ao longo de
quatrocentos e trinta e quatro minutos e com
uma energia não fornecida ou não distribuída
de 2,4 MWh.
As restantes três ocorrências, imprevistas, de-
veram-se a avarias na rede de distribuição,
tendo ocorrido nas seguintes datas:
- No dia 2 de janeiro (520160000000003) de-
vido a condutor da linha MT Relvinha - Topo
apoiado na travessa do apoio nº 98, cau-
sando a interrupção a 1 521 clientes ao longo
de cento e setenta e quatro minutos com uma
energia não fornecida ou não distribuída de
1,20 MWh
107
- No dia 23 de maio (520160000000145) devido
ao arco de derivação no apoio do PT 50 que
estava caído em cima do alongador e ao DST
deste mesmo apoio que também se encon-
trava danificado. Esta interrupção afetou
1_350 clientes ao longo de trezentos e oitenta
minutos e com uma energia não fornecida ou
não distribuída de 2,21 MWh.
- No dia 24 de setembro (520160000000242)
devido a linha MT Caminho Novo – Relvinha 01
rebentada entre os apoios 58 e 59 e também
devido a problemas de telecomando para o
escrutínio da avaria e reposição de serviço, re-
sultando numa duração total de quatrocentos
e trinta e oito minutos e que afetou 1 863 clien-
tes de ambos os concelhos de São Jorge com
uma energia não fornecida ou não distribuída
de 1,66 MWh.
Na ilha do Pico verificaram-se 8 Incidentes de
grande impacto, sendo 4 destas interrupções
de serviço devido trabalhos programados nas
redes de média tensão:
- No dia 30 de abril (620160000000123) devido
a trabalhos de manutenção da linha MT São
Roque – Piedade afetando 1 550 clientes ao
longo de duzentos e seis minutos com uma
energia não fornecida ou não distribuída de
1,45 MWh.
- No dia 08 de maio (620160000000173) para
trabalhos de manutenção da linha de distri-
buição Lajes –São Mateus, troço AMRA-
2028/AMRA-2004 que afetou 1 117 clientes ao
longo de duzentos e catorze minutos com
uma energia não fornecida ou não distribuída
de 1,75 MWh.
- No dia 2 de outubro (620160000000353) de-
vido a montagem do novo apoio na linha MT
15 kV Madalena – Santa Luzia na derivação
do ramal MT para o PS “Natural Reason” que
ao longo de trezentos e vinte e nove minutos
afetou 665 clientes com uma energia não for-
necida ou não distribuída de 1,92 MWh.
- No dia 9 de outubro (620160000000359) de-
vido à remodelação do ramal MT para o PT
1049 e colocação em serviço da nova linha
MT até ao IAT 2004, em que foram afetados
956 clientes ao longo de trezentos e setenta e
três minutos com uma energia não fornecida
ou não distribuída de 2,4 MWh.
Os restantes 4 incidentes de grande impacto,
não programados, deveram-se a duas ocor-
rências com origem na central térmica do
Pico e a duas ocorrências nas redes de media
tensão:
- No dia 22 de março (620160000000104) de-
vido a saída de paralelo do grupo 6 da central
térmica do Pico, originando o deslastre das li-
nhas MT Madalena - São Mateus, Lajes - São
Mateus, Lajes - Piedade, São Roque -Piedade
e São Roque - Santa Luzia afetando ao longo
dos sessenta e dois minutos da ocorrência
6_577 clientes e com uma energia não forne-
cida ou não distribuída de 2,1 MWh.
- No dia 2 de setembro (620160000000311) de-
vido a linha caída entre os apoios 82 e 83 da
linha MT São Roque – Piedade, resultando
numa energia não fornecida ou não distribu-
ída de 1,63 MWh e 947 clientes afetados ao
longo de seiscentos e trinta e oito minutos.
- No dia 14 de setembro (620160000000333)
devido à saída intempestiva de paralelo do
grupo 6 na central térmica do Pico, provo-
cando o deslastre das linhas MT Madalena -
São Mateus, Madalena - Santa Luzia, Lajes -
São Mateus, Lajes - Piedade, São Roque -
Santa Luzia e São Roque – Piedade, afetando
7 670 locais de consumo ao longo de uma du-
ração total de trinta e quatro minutos com
uma energia não fornecida ou não distribuída
de 1,34 MWh
- No dia 23 de outubro (620160000000380) de-
vido a um seccionador danificado no PT 99,
causando a desligação da linha de distribui-
ção Lajes - São Mateus e afetando 2 118 clien-
tes ao longo dos duzentos e cinquenta e três
minutos, com uma END de 1.18 MWh.
108 108
Na ilha do Faial, verificaram-se 7 ocorrências,
cuja a energia não distribuída ultrapassou o li-
miar de 1 MWh e como tal consideradas de
incidentes de grande impacto.
Estiveram na origem de duas destas ocorrên-
cias, erros humanos e nas seguintes datas:
- No dia 18 de abril (720160000000149) du-
rante a execução de trabalhos de manuten-
ção na central térmica de Santa Barbara, e na
sequência de um erro de manobra, ocorreu o
disparo dos grupos 2 e 7, causando uma inter-
rupção geral na ilha cuja a reposição total do
sistema elétrico ficou concluída ao fim de
trinta e um minutos, com uma energia não dis-
tribuída de 2,06 MWh.
- No dia 28 de julho (720160000000241) um dis-
paro generalizado na ilha provocado por um
erro de manobra durante a realização de tra-
balhos programados. Na manobra de reposi-
ção da saída MT Santa Bárbara 02 – cela P216
– foi ligada erradamente a saída MT Santa Bár-
bara 3 – cela P217– que ainda se encontrava
ligada à terra no PT 40 “Santa Bárbara”. A re-
posição do sistema elétrico e que afetou to-
dos os clientes da ilha do Faial, demorou
cerca de trinta e cinco minutos com uma
energia não distribuída de 2,14 MWh.
Devido à necessidade de ensaios do sistema
de alimentação de emergência e grupos de
emergência na central térmica de Santa Bár-
bara, houve necessidade de interromper o for-
necimento de energia à ilha do Faial, pelo que
foi programada uma interrupção geral no dia
7 de fevereiro, domingo, com inicio às 06:11 e
cuja a duração total foi de cento e três minu-
tos. Esta ocorrência teve uma energia não dis-
tribuída de 8,59 MWh.
Devido a avarias na central térmica de Santa
Barbara, verificaram-se 3 ocorrências imprevis-
tas nas seguintes datas:
- No dia 29 de março (720160000000126) verifi-
cou-se um disparo geral devido à saída de pa-
ralelo dos grupos 6 e 7. O disparo do grupo 7
foi provocado pela avaria na sonda de es-
cape na saída do turbo compressor. O disparo
dos transformadores dos serviços auxiliares
provocou a saída de paralelo do grupo 7 por
mínima tensão. Esta interrupção afetou 7900
clientes com uma energia não fornecida ou
não distribuída de 2,85 MWh durante os qua-
renta e cinco minutos da duração total da
ocorrência.
- No dia 25 de maio (720160000000182) verifi-
cou-se um disparo geral na ilha do Faial de-
vido à saída de paralelo do grupo 6 com
alarme de temperatura óleo lubrificação alta.
Esta interrupção afetou 7 896 clientes, com
uma energia não fornecida ou não distribuída
de 2.04 MWh durante os trinta e dois minutos
da duração total da ocorrência.
- No dia 5 de julho (720160000000223) devido
ao disparo do grupo 6, por temperatura ele-
vada do cilindro 5, que provocou o deslastre
das saídas Santa Bárbara 02, Santa Bárbara
04, Santa Bárbara - Feteira, Santa Bárbara -
Castelo Branco, Santa Bárbara - Covões, Co-
vões - Cedros e Covões – Castelo Branco, afe-
tando 5 929 clientes e com uma energia não
fornecida ou não distribuída de 1.8 MWh du-
rante os quarenta minutos da duração total
da ocorrência.
109
5.3. Eventos excecionais
De acordo com o Regulamento da Qualidade
de Serviço consideram-se eventos excecio-
nais os eventos que reúnam cumulativamente
as seguintes características:
a) Baixa probabilidade de ocorrência
do evento ou das suas consequên-
cias;
b) Provoquem uma significativa diminui-
ção da qualidade de serviço pres-
tada;
c) Não seja razoável, em termos econó-
micos, que os operadores de redes,
comercializadores, comercializadores
de último recurso ou, no caso das
RAA e RAM, os produtores evitem a
totalidade das suas consequências;
d) O evento e as suas consequências
não sejam imputáveis aos operado-
res de redes, comercializadores, co-
mercializadores de último recurso ou,
no caso das RAA e RAM, aos produ-
tores.
Um evento só é considerado evento excecio-
nal após aprovação pela ERSE, na sequência
de pedido fundamentado por parte de ope-
radores de redes, de comercializadores ou de
comercializadores de último recurso.
No decorrer de 2016 a EDA, S.A. submeteu, e
viu aprovados, 7 situações que reuniam as
condições elencadas. Destas, três verificaram-
se na ilha de São Miguel, resultantes de ventos
de intensidade excecional, duas na ilha de
São Jorge com a mesma natureza e duas na
ilha do Pico em resultado de intervenção de
terceiros. A aprovação da ERSE pode ser con-
sultada nas tabelas seguintes e no sitio da in-
ternet da EDA, S.A. (www.eda.pt).
110
111
111 111
6. Ações para a melhoria da
qualidade de serviço
Nesta secção apresentam-se sucintamente
algumas das medidas realizadas com o in-
tuito de manter ou melhorar os níveis de qua-
lidade de serviço em cada uma das ilhas da
RAA, bem como os resultados obtidos e/ou
expectáveis.
6.1. Redes
Com o objetivo de zelar pelo bom estado de
conservação dos elementos constituintes da
distribuição (redes AT, MT e BT, postos de
transformação e subestações) e tendo em
vista o cumprimento dos padrões de conti-
nuidade de serviço definidos no RQS e da
qualidade de serviço especificada na EN 50
160, foram tomadas as medidas expostas
nas tabelas seguintes:
Ilha Descrição da acção (I -Investimento / E -Exploração)
S. Maria E - Ações de Manutenção preventiva de 136 apoios e Inspeção de 19 apoios das linhas da rede MT
S. MariaE – Manutenção preventiva de 15 aparelhos de manobra da rede aérea MT, destes 5 são
telecomandados
S. Maria E – Substituição de 2 aparelhos de manobra da rede MT
S. Maria E – Desmatagem dos corredores das linhas MT
S. Maria E – Substituição de QGBT de 1 PTD
S. Maria E – Substituição de Seccionador de 1 PTD
S. Maria E – Melhoria das terras de serviço de 2 PTD
S. Maria E – Inspeção de 61 PTD (postos de transformação públicos)
S. Maria E – Manutenção preventiva de 26 PTD
S. Maria E – Substituição de transformador de 1 PTD
S. Maria E – Substituição de celas de linha de 1 PS
S. Maria E - Inspeção da rede BT de 24 PTD
S. Maria E – Manutenção preventiva da rede BT de 6 PTD
112
Ilha Descrição da acção (I -Investimento / E -Exploração)
S. Maria E – Manutenção de 223 AD (armários de distribuição) da rede subterrânea de BT
S. Maria E – Manutenção preventiva da iluminação publica de 59 PTD
S. Maria
Manutenção de equipamentos de subestações e postes de transformação equipados com sistemas de
proteção comando e controlo:
2 compartimentos barras MT 10 kV
7 painéis linha MT 10 kV
2 painéis transformador MT 10 kV
1 painéis de seccionamento MT 10 kV
2 painel potencial de barras MT 10 kV
2 painéis transformador MT 6 kV
2 transformador 10/6 kV
2 reguladores em carga de transformadores
1 sistema comando controlo / unidade remota
S. MiguelE- Ações de Manutenção Preventiva da Rede BT de cerca de 33 Postos de Transformação;
E- Ações de Inspeção Preventiva da Rede BT de cerca de 73 Postos de Transformação
S. MiguelE - Ações de Manutenção preventiva de 463 apoios e Inspeção de 1100 apoios das Linhas da Rede
MT/AT
S. Miguel
E - Trabalhos diversos no âmbito do SPEA tais como:
a) Passagem de descarregadores de sobretensões (DST), nos PT aéreos, da cabeça do apoio para a
cuba do transformador: PT 1163 e PT 1338
b) Montagem de cabo coberto em alguns apoios da rede MT
S. MiguelE - Ações de Manutenção Preventiva a cerca de 317 Postos de Transformação/Postos de
Seccionamento
S. Miguel E - Ações de Inspeção Preventiva a cerca de 198 Postos de Transformação/Postos de Seccionamento
S. Miguel E - Substituição de transformadores devido a mau estado de conservação: PT 304
S. MiguelI – Estabelecimento de saídas BT nos PT 20 e 534 tendo em vista a melhoria de tensões e repartição
de cargas
S. MiguelI - Substituição do transformador do PT 84 tendo em vista a melhoria de tensões (transformador
muito antigo - 3 "Tap's")
S. Miguel I - Remodelação/Beneficiação da Rede BT de cerca de 7 Postos de Transformação
S. Miguel I - Integração de novos PT na rede BT existente: PT 550
S. Miguel I – Substituição do QGBT no PT 9
S. Miguel I - Montagem de Celas MT equipadas com tecnologia SF6 no PT 409, 301 e 258
S. Miguel I- Alteração de Potência no PT 84
S. Miguel I - Beneficiação de terras de serviço e proteção de 22 PTD
113
113 113
Ilha Descrição da acção (I -Investimento / E -Exploração)
S. Miguel E - Manutenção de AD (armários de distribuição) da rede subterrânea BT do concelho de Povoação
S. MiguelE – Inspeção de AD (armários de distribuição) da rede subterrânea BT do concelho de Vila Franca
Campo
S. Miguel
Manutenção de equipamentos de subestações e postes de transformação equipados com sistemas de
proteção comando e controlo:
7 barramentos 60 kV
16 painéis linha AT 60 kV
8 painéis transformador AT 60 kV
4 painéis de seccionamento AT 60 kV
4 compartimentos barras MT 30 kV
9 painéis linha MT 30 kV
4 painéis transformador MT 30 kV
1 painéis de seccionamento MT 30 kV
1 painel potencial de barras MT 30 kV
20 painéis linha MT 10 kV
3 painéis de seccionamento MT 10 kV
3 painéis baterias condensadores MT 10 kV
3 transformador 60/30 kV
6 transformador 60/10 kV
3 transformador 30/10 kV
4 sistema comando controlo / unidade remota
11 serviços auxiliares C.A.
12 serviços auxiliares C.C.
TerceiraE – Ações de Manutenção preventiva de 231 apoios e Inspeção de 257 apoios das Linhas da Rede
MT/AT
Terceira E – Manutenção preventiva de 59 aparelhos de manobra da rede aérea
Terceira E – Manutenção/Limpeza de 80 AD (armários de distribuição) da rede subterrânea de BT
Terceira E – Substituição de 1 interruptor seccionador do PTD aéreo
Terceira I – Reforço de rede BT de 21 PTD
Terceira E – Manutenção preventiva de 141 PTD
Terceira I – Alteração de Potência em 13 PTD
Terceira I - Montagem de Celas MT equipadas com tecnologia SF6 nos PS 3 e 4
Terceira E – Inspeção de 132 PTD
Terceira E – Manutenção preventiva da rede BT de 13 PTD
114
Ilha Descrição da acção (I -Investimento / E -Exploração)
Terceira I – Beneficiação de terras de serviço e proteção de 14 PTD
Terceira E – Inspeção das redes BT de 16 PTD
Terceira I – Conclusão dos trabalhos de colocação em serviço da nova Subestação da Praia da Vitória
Terceira PS S.Cume: Painel de Linha (P302) interligação com Parque Eólico do CAEN (I)
Terceira
Manutenção de equipamentos de subestações e postes de transformação equipados com sistemas de
proteção comando e controlo:
3 compartimentos barras MT 30 kV
11 painéis linha MT 30 kV
7 painéis transformador MT 30 kV
3 painéis de seccionamento MT 30 kV
3 painel potencial de barras MT 30 kV
4 compartimentos barras MT 15 kV
19 painéis linha MT 15 kV
5 painéis transformador MT 15 kV
4 painéis de seccionamento MT 15 kV
3 painéis baterias condensadores MT 15 kV
5 painéis TSA/RN MT 15 kV
1 painel potencial de barras MT 15 kV
2 painéis transformador MT 6 kV
1 painéis de seccionamento MT 6 kV
2 painéis TSA/RN MT 6 kV
5 transformador 30/15 kV
2 transformador 30/6,9 kV
15 sistema proteções painéis MT (transporte)
9 sistema comando controlo / unidade remota
8 serviços auxiliares C.A.
9 serviços auxiliares C.C.
Graciosa E – Manutenção preventiva de 20 Postos de Transformação/Postos de Seccionamento
Graciosa E - Ações de Inspeção Preventiva de 25 Postos de Transformação/Postos de Seccionamento
Graciosa I – Beneficiação de terras de serviço e proteção de 6 Postos de Transformação
Graciosa I - Montagem/Substituição/Desvio de 99 apoios BT
Graciosa E- Ações de Manutenção Preventiva da Rede BT de cerca de 5 Postos de Transformação;
Graciosa E- Ações de Inspeção Preventiva da Rede BT de cerca de 12 Postos de Transformação
Graciosa E – Substituição de 7 QGBT em Postos de Transformação;
Graciosa E - Manutenção de todos os Armários de Distribuição da rede subterrânea de BT
115
115 115
Ilha Descrição da acção (I -Investimento / E -Exploração)
Graciosa I - Montagem de 5 Celas MT equipadas com tecnologia SF6 em PTD
Graciosa E – Desmatagem dos corredores das linhas MT
Graciosa E – Modificação de rede BT onde a secção do cabo era reduzida
S. JorgeE – Ações de Manutenção preventiva de 21 apoios e Inspeção de 319 apoios das Linhas da Rede
MT/AT
S. Jorge I – Instalação de 2 aparelhos de manobra na rede aérea MT
S. Jorge E – Substituição de 3 aparelhos de manobra da rede aérea MT
S. Jorge E – Manutenção preventiva de 16 aparelhos de manobra da rede aérea MT
S. Jorge E – Manutenção preventiva de 33 PTD, e Inspeção de 39 PTD e 2 PSs
S. Jorge I – Beneficiação de terras de serviço e proteção de 8 PTD
S. Jorge I – Substituição de 5 QGBT em PTD
S. Jorge E – Manutenção de 6 AD da rede subterrânea de BT
S. Jorge E – Manutenção preventiva da rede BT em 15 PTD
S. Jorge E - Montagem/Substituição/Desvio de 122 apoios BT
Pico E – Manutenção preventiva de 56 PTD
Pico E – Inspecção de 132 PTD e inspecção termográfica de 56 PTD
Pico I – Montagem de Celas em 3 PTD
Pico E – Substituição do Transformador de 3 PTD
Pico E – Substituição de QGBT de 2 PTD
Pico E – Substituição de Seccionador de 2 PTD
Pico E – Melhoria das terras de serviço de 5 PTD
Pico E - Substituição/Desvio de 20 apoios BT
Pico I - Substituição de 167 apoios BT
Pico E – Desmatação da rede BT de 21 PTD
Pico E - Inspeção da rede BT de 8 PTD
Pico E – Manutenção preventiva da rede BT de 25 PTD
Pico E – Montagem de 4 armários de distribuição
Pico E – Manutenção preventiva da iluminação publica de 147 PTD e substituição de 21 armaduras
Pico E – Manutenção preventiva de 12 aparelhos de manobra da rede aérea
Pico E – Manutenção da Linha S.Roque-Piedade, com a substituição de 7 travessas
Pico E– Substituição de 1 aparelho de manobra da rede aérea (AMRA 2020)
Pico I – Remodelação das Linhas Madalena-S.Mateus e Lajes-S.Mateus
116
Ilha Descrição da acção (I -Investimento / E -Exploração)
PicoE – Manutenção preventiva dos transformadores das subestações de S. Roque, Lajes e Madalena e
manutenção dos reguladores de tensão dos transformadores das subestações das Lajes e Madalena
Pico I – Substituição de 4 aparelhos de manobra da rede aérea (AMRA 2003, 2004, 2025 e 2026)
Pico
Manutenção de equipamentos de subestações e postes de transformação equipados com sistemas de
proteção comando e controlo:
1 compartimentos barras MT 30 kV
1 painéis linha MT 30 kV
2 painéis transformador MT 30 kV
1 painéis TSA/RN MT 30 kV
1 compartimentos barras MT 15 kV
4 painéis linha MT 15 kV
2 painéis transformador MT 15 kV
1 painéis TSA/RN MT 15 kV
5 transformador 30/15 kV
2 reguladores em carga de tranformadores
2 serviços auxiliares C.A.
2 serviços auxiliares C.C.
FaialE - Ações de Manutenção preventiva de 62 apoios e Inspeção de 85 apoios das Linhas da Rede
MT/AT
Faial E – Manutenção preventiva de 48 PTD
Faial E - Montagem/Substituição/Desvio de 62 apoios BT
Faial E – Manutenção de 112 AD da rede subterrânea de BT
Faial E – Manutenção preventiva da rede BT de 19 PTD
Faial E – Manutenção preventiva de 5 aparelhos de manobra da rede aérea
Faial I – Construção da nova linha Salão – Santa Bárbara
Faial
Manutenção de equipamentos de subestações e postes de transformação equipados com sistemas de
proteção comando e controlo:
1 sistema comando controlo / unidade remota
1 serviços auxiliares C.C.
Faial SE SBR: Painel de Linha (P223) interligação PS do Salão (I)
Flores E – Substituição de 24 apoio na rede BT
Flores E - Melhoria de Terras ed Serviço e Proteção em 6 PT públicos
Flores I - Remodelação de 5 PTD com montagem de equipamento compacto de corte em SF6
FloresE - Remodelação de 1 PTD com substituição de celas de isolamento a SF6 modulares por uma cela
compacta.
117
117 117
Ilha Descrição da acção (I -Investimento / E -Exploração)
Flores E - Montagem de novo interruptor na rede MT
Flores I - Substituição de 4 apoios na rede MT
FloresE - Substituição de troço de cabo MT subterrâneo no ramal MT parta o PT 11, por o existente ser
inadequado.
Flores E - Manutenção preventiva em 6 aparelhos de manobra na rede MT
Flores E - Inspeção em 32 PTD
Flores E - Inspeção a 15 rede BT
Flores E – Manutenção preventiva em 16 PTD
FloresE – Manutenção preventiva em 7 PSD’s anexos a PTC, em simultâneo com a manutenção efetuada
pelo cliente na sua instalação
Flores
Manutenção de equipamentos de subestações e postes de transformação equipados com sistemas de
proteção comando e controlo:
2 sistema comando controlo / unidade remota
1 serviços auxiliares C.C.
Corvo E - Manutenção preventiva a troço de rede BT aérea
Todas as ilhas E - Inspeções termografia a 299 instalações (296 PTD e 3 SE )
Todas as ilhas
Manutenção a 305 equipamentos de subestações (barramentos, painéis de linha, painéis de
transformadores, transformadores, reactâncias, sistemas de proteção comando e controlo, sistemas
de corrente contínua, etc,)
118
6.2. Produção
O quadro seguinte resume as ações de ma-
nutenção preventiva mais importantes reali-
zadas nos grupos geradores. São estas que,
basicamente, garantem a boa operaciona-
lidade dos grupos e consequentemente
contribuem para a redução de indisponibili-
dades por avarias.
Ilha Descrição da acção (I -Investimento / E -Exploração)
S. Maria - Central do Aeroporto E - Grupo 9 revisão tipo 24000 H
S. Maria - Central do Aeroporto E - Grupo 5 revisão tipo 2000 H
S. Maria - Central do Aeroporto E - Grupo 6 revisão tipo 2000 H
S. Maria - Central do Aeroporto E - Grupo 7 revisão tipo 2000 H
S. Maria - Central do Aeroporto E - Grupo 8 revisão tipo 2000 H
S. Miguel - Central do Caldeirão E - Grupo 7 revisão tipo 3000 H
S. Miguel - Central do Caldeirão E - Grupo 6 revisão tipo 3000 H
S. Miguel - Central do Caldeirão E - Grupo 8 revisão tipo 6000 H
S. Miguel - Central do Caldeirão E - Grupo 4 revisão tipo 3000 H
S. Miguel - Central do Caldeirão E - Grupo 1 revisão tipo 5000 H
Terceira - Central do Belo Jardim E - Grupo 10 revisão tipo 8000 H
Terceira - Central do Belo Jardim E - Grupo 8 revisão tipo 4000 H
Terceira - Central do Belo Jardim E - Grupo 9 revisão tipo 4000 H
Terceira - Central do Belo Jardim E - Grupo 6 revisão tipo 4000 H
Terceira - Central do Belo Jardim E - Grupo 5 revisão tipo 4000 H
Terceira - Central do Belo Jardim E - Grupo 7 revisão tipo 4000 H
Terceira - Central de Belo Jardim I - Substituição Turbocompressores dos grupos 5 A 8 *
Terceira - Central de Belo Jardim I - Revitalização sistema de vapor da CTBJ
Graciosa - Central da Graciosa E - Grupo 1 revisão tipo 11000 H
Graciosa - Central da Graciosa E - Grupo 6 revisão tipo 11000 H
* Teve início com o grupo 6 em 2016 e concluir-se-á em 2017 com os restantes grupos
119
119 119
Ilha Descrição da acção (I -Investimento / E -Exploração)
S. Jorge - Central do Caminho Novo E - Grupo 7 revisão tipo 1000 H
S. Jorge - Central do Caminho Novo E - Grupo 10 revisão tipo 2000 H
S. Jorge - Central do Caminho Novo E - Grupo 9 revisão tipo 1000 H
S. Jorge - Central do Caminho Novo E - Grupo 11 revisão tipo 2000 H
S. Jorge - Central do Caminho Novo E - Grupo 12 revisão tipo 2000 H
Pico - Central Nova E - Grupo 7 revisão tipo 15000 H
Pico - Central Nova E - Grupo 1 revisão tipo 12000 H
Faial - Central Santa Barbara E - Grupo 7 revisão tipo 7.500 H
Faial - Central Santa Barbara E - Grupo 8 revisão tipo 15.000 H
Faial - Central Santa Barbara I - Subst favos do radiador de água do grupo 5
Flores - Central das Flores E - Grupo 2 revisão tipo 10000 H
Flores - Central das Flores E - Grupo 4 revisão tipo 2000 H
Flores - Central das Flores E - Grupo 5 revisão tipo 2000 H
Corvo - Central do Corvo E - Grupo 1 revisão tipo 2.000H
Corvo - Central do Corvo E - Grupo 2 revisão tipo 2.000 H
Corvo - Central do Corvo E - Grupo 3 revisão tipo 20000 H
Corvo - Central do Corvo E - Grupo 4 revisão tipo 2000 H
Corvo - Central do Corvo E - Grupo 5 revisão tipo 2000 H
120
Anexos
Anexo I - Siglas, abreviaturas e definições
Alta Tensão (AT) – tensão entre fases cujo va-
lor eficaz é superior a 45 kV e igual ou inferior
a 110 kV.
Avaria – condição do estado de um equipa-
mento ou sistema de que resultem danos ou
falhas no seu funcionamento.
Baixa Tensão (BT) – tensão entre fases cujo
valor eficaz é igual ou inferior a 1 kV.
Carga – valor, num dado instante, da potên-
cia ativa fornecida em qualquer ponto de
um sistema, determinada por uma medida
instantânea ou por uma média obtida pela
integração da potência durante um determi-
nado intervalo de tempo. A carga pode re-
ferir-se a um consumidor, a um aparelho, a
uma linha ou a uma rede.
Cava (abaixamento) da tensão de alimenta-
ção – diminuição brusca da tensão de ali-
mentação para um valor situado entre 90% e
1% da tensão declarada, Uc (ou da tensão
de referência deslizante, Urd), seguida do res-
tabelecimento da tensão depois de um curto
lapso de tempo. Por convenção, uma cava
de tensão dura de 10 ms a 1 min.
Centro de Condução de uma rede – órgão
encarregue da vigilância e da condução
das instalações e equipamentos de uma
rede.
Cliente – pessoa singular ou coletiva com um
contrato de fornecimento de energia elé-
trica 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 Sis-
tema Elétrico Não Vinculado (SENVA), nos
termos do Regulamento de Relações Comer-
ciais.
Compatibilidade eletromagnética (CEM) –
aptidão de um aparelho ou de um sistema
para funcionar no seu ambiente eletromag-
nético de forma satisfatória e sem ele próprio
produzir perturbações eletromagnéticas into-
leráveis para tudo o que se encontre nesse
ambiente.
Condições normais de exploração – condi-
ções de uma rede que permitem correspon-
der à procura de energia elétrica, às mano-
bras da rede e à eliminação de defeitos pe-
121
121 121
los sistemas automáticos de proteção, na au-
sência de condições excecionais ligadas a
influências externas ou a incidentes impor-
tantes.
Condução da rede – ações de vigilância,
controla e comando da rede ou de um con-
junto de instalações elétricas s asseguradas
por um ou mais centros de condução.
Consumidor – entidade que recebe energia
elétrica para utilização própria.
Corrente de curto-circuito - corrente elétrica
entre dois pontos de um circuito em que se
estabeleceu um caminho condutor ocasio-
nal e de baixa impedância.
Consumidor direto da Rede de Transporte –
entidade (eventualmente possuidora de pro-
dução 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 ins-
talação, procedimentos de segurança e en-
saios específicos.
Concessionária do Transporte e Distribuição –
entidade a quem cabe, em regime de exclu-
sivo e de serviço público, mediante a cele-
bração de um contrato de concessão com
o Governo Regional dos Açores, a gestão
técnica global dos sistemas elétricos de cada
uma das ilhas do Arquipélago dos Açores, o
transporte e a distribuição de energia elétrica
nos referidos sistemas, bem como a constru-
ção e exploração das respetivas infraestrutu-
ras, conforme o disposto no Capítulo V do Re-
gulamento das Relações Comerciais.
Defeito elétrico – anomalia numa rede elé-
trica resultante da perda de isolamento de
um seu elemento, dando origem a uma cor-
rente, 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 consecu-
tivas, 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 ele-
mento ou equipamento, por atuação de um
sistema ou órgão de proteção da rede, nor-
malmente em consequência de um defeito
elétrico.
122
DRCIE – Direção Regional do Comércio, In-
dústria e Energia.
Duração média das interrupções do sistema
(SAIDI - “System Average Interruption Dura-
tion 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 instalação
j (PTD ou PTC), em minutos;
k – quantidade total de pontos de entrega
(PTC e PTD) da ilha, para o cálculo de indica-
dores globais da ilha ou por linha de distribui-
ção; quantidade total dos pontos de entrega
da zona de serviço considerada, da ilha ou
da região, para o cálculo de indicadores por
zona de serviço, por ilha ou para a região;
quantidade total dos pontos de entrega da
região para indicadores globais da região;
x – número de interrupções da instalação j.
Emissão (eletromagnética) - processo pelo
qual uma fonte fornece energia eletromag-
nética ao exterior.
Energia não distribuída (END) - valor estimado
da energia não distribuída nos pontos de en-
trega das redes de distribuição em MT, de-
vido a interrupções de fornecimento, du-
rante um determinado intervalo de tempo
(normalmente 1 ano civil), dado pela se-
guinte 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 consi-
derado
T – período de tempo considerado, em horas.
Energia não fornecida (ENF) - valor estimado
da energia não fornecida nos pontos de en-
trega da rede de transporte, devido a inter-
rupções de fornecimento, durante um deter-
minado intervalo de tempo (normalmente 1
ano civil).
Entrada - canalização elétrica de Baixa Ten-
são compreendida entre uma caixa de colu-
nas, um quadro de colunas ou uma porti-
nhola e a origem de uma instalação de utili-
zação.
ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços
Energéticos.
123
123 123
Eventos excecionais - consideram-se eventos
excecionais os eventos que reúnam cumula-
tivamente as seguintes características:
a) Baixa probabilidade de ocorrência do
evento ou das suas consequências;
b) Provoquem uma significativa diminuição
da qualidade de serviço prestada;
c) Não seja razoável, em termos económicos,
que os operadores de redes, comercializado-
res, comercializadores de último recurso ou,
no caso das RAA e RAM, os produtores evi-
tem a totalidade das suas consequências;
d) O evento e as suas consequências não se-
jam imputáveis aos operadores de redes, co-
mercializadores, comercializadores de último
recurso ou, no caso das RAA e RAM, aos pro-
dutores.
Um evento só é considerado evento exceci-
onal após aprovação pela ERSE, na sequên-
cia de pedido fundamentado por parte de
operadores de redes, de comercializadores
ou de comercializadores de último recurso.
Exploração - conjunto das atividades neces-
sárias ao funcionamento de uma instalação
elétrica, incluindo as manobras, o comando,
o controlo, a manutenção, bem como os tra-
balhos elétricos e os não elétricos.
Flutuação de tensão - série de variações da
tensão ou variação cíclica da envolvente de
uma tensão.
Fornecedor - entidade responsável pelo for-
necimento de energia elétrica, nos termos de
um contrato.
Fornecimento de energia elétrica - venda de
energia elétrica a qualquer entidade que é
cliente da entidade concessionária do trans-
porte 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 sis-
tema (SAIFI - “System Average Interruption
Frequency Index”) - representa o número mé-
dio de interrupções verificadas nos pontos 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 indica-
dores globais da ilha ou por linha de distribui-
ção; quantidade total dos pontos de entrega
124
da zona de serviço considerada, da ilha ou
da região, para o cálculo de indicadores por
zona de serviço, por ilha ou para a região;
quantidade total dos pontos de entrega da
região para indicadores globais da região.
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
condensadores e outros equipamentos de
armazenamento de energia elétrica.
Instalação elétrica eventual - instalação elé-
trica 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 trans-
formação noutra forma de energia.
Interrupção acidental - interrupção do forne-
cimento ou da entrega de energia elétrica
provocada por defeitos permanentes ou
transitórios, na maior parte das vezes ligados
a acontecimentos externos, a avarias ou a in-
terferências.
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 infe-
rior a 1% da tensão declarada Uc, em pelo
menos uma das fases, dando origem, a cor-
tes de consumo nos clientes.
Interrupção longa - interrupção acidental
com uma duração superior a 3 min.
Interrupção prevista - interrupção do forneci-
mento ou da entrega que ocorre quando os
clientes são informados com antecedência,
para permitir a execução de trabalhos pro-
gramados na rede.
Licença vinculada - licença mediante a qual
o titular assume o compromisso de alimentar
o SEPA ou ser por ele alimentado, dentro das
regras de funcionamento daquele sistema.
Limite de emissão (duma fonte de perturba-
ção) - valor máximo admissível do nível de
emissão.
Limite de imunidade - valor mínimo requerido
do nível de imunidade.
125
125 125
MAIFI – Frequência média de interrupções
breves do sistema (sigla adotada internacio-
nalmente a partir da designação em língua
inglesa do indicador “Momentary Average
Interruption Frequency Index”);
Manobras - ações destinadas a realizar mu-
danças de esquema de exploração de uma
rede elétrica, ou a satisfazer, a cada mo-
mento, o equilíbrio entre a produção e o con-
sumo ou o programa acordado para o con-
junto das interligações internacionais, ou
ainda a regular os níveis de tensão ou a pro-
dução de energia reativa nos valores mais
convenientes, bem como as ações destina-
das a colocar em serviço ou fora de serviço
qualquer instalação elétrica ou elemento
dessa rede.
Manutenção - combinação de ações técni-
cas 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.
Manutenção corretiva (reparação) - combi-
nação de ações técnicas e administrativas
realizadas depois da deteção de uma avaria
e destinadas à reposição do funcionamento
de uma instalação elétrica.
Manutenção preventiva (conserva-
ção) - combinação de ações técnicas e
administrativas realizadas com o objetivo de
reduzir a probabilidade de avaria ou degra-
dação do funcionamento de uma instala-
ção elétrica.
Média Tensão (MT) - tensão entre fases cujo
valor eficaz é superior a 1 kV e igual ou inferior
a 45 kV.
Muito Alta Tensão (MAT) - tensão entre fases
cujo valor eficaz é superior a 110 kV.
Nível de compatibilidade (eletromagnética)
- nível de perturbação especificado para o
qual existe uma forte e aceitável probabili-
dade de compatibilidade eletromagnética.
Nível de emissão - nível duma dada perturba-
ção eletromagnética, emitida por um dispo-
sitivo, aparelho ou sistema particular e me-
dido duma maneira especificada.
Nível de imunidade - nível máximo duma per-
turbação eletromagnética de determinado
tipo incidente sobre um dispositivo, aparelho
ou sistema não suscetível de provocar qual-
quer 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
126
de referência associado a um grau de pro-
babilidade de ocorrência.
Nível de referência (de uma perturbação) -
nível máximo recomendado para uma per-
turbação eletromagnética em determinados
pontos de uma rede elétrica (normalmente,
os pontos de entrega).
Nível (de uma quantidade) - valor de uma
quantidade avaliada de uma maneira espe-
cificada.
Ocorrência – acontecimento que afete as
condições normais de funcionamento de
uma rede elétrica.
Operador Automático (OPA) – dispositivo ele-
trónico programável destinado a executar
automaticamente operações de ligação ou
desligação de uma instalação ou a sua repo-
sição em serviço na sequência de um dis-
paro parcial ou total da instalação.
Operação - Acão desencadeada local-
mente ou por telecomando que visa modifi-
car o estado de um órgão ou sistema.
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 en-
trega é, normalmente, o barramento de uma
subestação a partir do qual se alimenta a ins-
talação do cliente. Podem também constituir
pontos de entrega:
Os terminais dos secundários de transforma-
dores de potência de ligação a uma instala-
ção do cliente.
A fronteira de ligação de uma linha à instala-
ção do cliente.
Ponto de ligação - ponto da rede eletrica-
mente identificável a que se liga uma carga,
uma outra rede, um grupo gerador ou um
conjunto de grupos geradores.
Ponto de interligação (de uma instalação
elétrica à rede) – é o nó de uma rede do sis-
tema elétrico de serviço público (SEPA) eletri-
camente 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, en-
globando principalmente as extremidades
de linhas de transporte ou de distribuição, a
aparelhagem elétrica, edifícios e, eventual-
mente, transformadores.
Posto de transformação (PT) - posto desti-
nado à transformação da corrente elétrica
127
127 127
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 especifi-
cação do fabricante, e em condições climá-
ticas 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 canaliza-
ção principal e termina numa portinhola,
quadro de colunas ou aparelho de corte de
entrada de uma instalação de utilização.
Rede – conjunto de subestações, linhas, ca-
bos e outros equipamentos elétricos ligados
entre si com vista a transportar a energia elé-
trica produzida pelas centrais até aos consu-
midores.
Rede de distribuição – parte da rede utilizada
para condução da energia elétrica, dentro
de uma zona de consumo, para o consumi-
dor final.
Rede de transporte – parte da rede utilizada
para o transporte da energia elétrica, em ge-
ral 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 de-
finida pelo método de medição UIE-CEI da
tremulação e avaliada segundo os seguintes
valores:
severidade de curta duração (Pst)
medida num período de 10 min;
severidade de longa duração (Plt)
calculada sobre uma sequência de
12 valores de Pst relativos a um inter-
valo de duas horas, segundo a ex-
pressão:
312
1i=12
Pst3=ltP ∑
Sobretensão temporária à frequência indus-
trial – sobretensão ocorrendo num dado local
com uma duração relativamente longa.
Sobretensão transitória - sobretensão, oscila-
tória ou não, de curta duração, em geral for-
temente amortecida e com uma duração
máxima de alguns milissegundos.
Subestação (ou SE) – posto destinado a al-
gum 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.
128
Tempo de interrupção equivalente da potên-
cia instalada (TIEPI) - representa o tempo de
interrupção da potência instalada nos postos
de transformação (públicos e privados) da
rede de distribuição.
O indicador TIEPI é obtido pelo cálculo da ex-
pressão:
∑
∑∑
k
1=jPIj
x
1=iPIj×DIij
k
1=j=TIEPI
em que:
DIij - duração da interrupção da instalação i,
em minutos;
PIj - potência instalada na instalação j - posto
de transformação de serviço público (PTD)
ou particular (PTC), em kVA;
k - quantidade total dos pontos de entrega
(PTC e PTD) da ilha, para o cálculo de indica-
dores globais da ilha ou por linha de distribui-
ção; quantidade total dos pontos de entrega
da zona de serviço considerada, da ilha ou
da região, para o cálculo de indicadores por
zona de serviço, por ilha ou para a região;
quantidade total dos pontos de entrega da
região para indicadores globais da região;
x - número de interrupções da instalação j.
Tensão de alimentação - valor eficaz da ten-
são entre fases presente num dado momento
no ponto de entrega, medido num dado in-
tervalo de tempo.
Tensão de alimentação declarada (Uc) - ten-
são nominal Un entre fases da rede, salvo se,
por acordo entre o fornecedor e o cliente, a
tensão de alimentação aplicada no ponto
de entrega diferir da tensão nominal, caso
em que essa tensão é a tensão de alimenta-
ção declarada Uc.
Tensão de referência deslizante (aplicável
nas cavas de tensão) - valor eficaz da tensão
num determinado ponto da rede elétrica
calculado de forma contínua num determi-
nado intervalo de tempo, que representa o
valor da tensão antes do início de uma cava,
e é usado como tensão de referência para a
determinação da amplitude ou profundi-
dade 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 avaliadas:
- individualmente - segundo a sua amplitude
relativa (Uh) em relação à fundamental (U1),
em que “h” representa a ordem da harmó-
nica;
129
129 129
- 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 fre-
quência não é um múltiplo inteiro da fre-
quência 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 repar-
tição espectral flutua no tempo.
T&D – Transporte e distribuição – inclui inter-
rupções na instalação do cliente
Utilizador da Rede de Transporte – Produ-
tor, Distribuidor ou Consumidor que está li-
gado 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.
6.2.1.1. Abreviaturas das ilhas
SMA – Santa Maria
SMG – São Miguel
TER - Terceira
GRA - Graciosa
SJG – São Jorge
FAI - Faial
FLO - Flores
COR - Corvo
130
Anexo II - Classificação das causas das interrupções
6.2.2. Quadro geral de classificação
Apresenta-se em seguida o quadro geral de
classificação das interrupções. A recente al-
teração do RQS e a interação da EDA e
ERSE, no que respeita à classificação das
causas de interrupção, culminou num maior
nível de detalhe a este nível.
As alterações introduzidas procuraram, sem-
pre que possível, aliar o aumento de detalhe
e a minimização do impacto quer a nível
operacional, como na perspetiva de análise
evolutiva dos indicadores.
A EDA, para melhor caracterização das mes-
mas, tem em prática, em algumas tipologias
de causas, um nível mais detalhado. A ta-
bela seguinte apresenta as várias classifica-
ções de causas e correspondência com as
causas ERSE.
131
131 131
Tipo Motivo Causa EDA Causa ERSE Código
Acordo c/ cliente (1) Iniciativa Operador (00) Iniciativa Operador (00) 1100
Acordo c/ cliente (1) Por iniciativa do cliente (10) Por iniciativa do cliente (10) 1110
Novos Empreendimentos (10) 1210
Reparação de equipamentos 1220
Conservação de equipamentos 1230
Alterações na configuração da 1240
Trabalhos de abate ou decote
de árvores (50)1250
Facto imputável ao cliente
(4)
Facto imputavel ao Cliente
(RRC)
Facto imputavel ao Cliente
(RRC)140
Vento de intensidade
excepcional (10)Naturais extremas (10) 2110
Inundações imprevisiveis (20) Incêndios / inundações (20) 2120
Descarga atmosférica directa Naturais extremas (30) 2130
Incendio (40) Incêndios / inundações (40) 2140
Terramoto (50) 2150
Greve geral (60) 2160
Alteração da ordem pública
(70)2170
Sabotagem (80) 2180
Malfeitoria (90)Vandalismo / ordem pública
(90)2190
Intervenção de Terceiros* (00) Ação de terceiros (00) 2200
Outras causas (10) Corpos estranhos na rede 2210
Razões de segurança (3) Deslastre de cargas (0) Razões de segurança (00) 2300
Acção atmosférica (1)Fenómenos atmosféricos /
naturais (10)2410
Acção ambiental (2)Fenómenos atmosféricos /
naturais (20)2420
Origem interna -
Protecções/Automatismos (31)
Proteções / automatismos
(31)2431
Origem interna -
Material/Equipamento (32)Material / equipamento (32) 2432
Origem interna - Técnicas (33) Técnicas (33) 2433
Origem interna - Humanas (34) Humanas (34) 2434
Trabalhos inadiaveis (40) Manutenção (40) 2440
Outras causas (50) Desconhecidas (50) 2450
Desconhecidas (60) Desconhecidas (60) 2460
2500
Máxima Intensidade Homopolar
(MIH) (10)2510
Máxima Intensidade Fase (MIF) 2520
MIH + MIF (30) 2530
Facto imputável ao cliente 2600
Deficiência na instalação do
cliente3000
Deslocação do piquete sem
interrupção4000
Deslocação Piquete -
Serv iços na hora5000
Excecional Fort Vento
Intensidade ExcepcionalEvento excecional 9100
Excecional Fort Intervenção
TerceirosEvento excecional 9200
Reengate (5)
PREVISTAS
(PROGRAMADAS)
(1)
Razões de serv iço (2)
Casos Fortuitos/Força maior
(1) e (2)
Próprias (4)IMPREVISTAS
(ACIDENTAIS)
(2)
132
O quadro seguinte apresenta, de uma forma
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 ainda
por razões de serviço, razões de interesse pú-
blico ou por facto imputável ao cliente em
que os clientes são informados com a ante-
cedência mínima fixada no Regulamento de
Relações Comerciais para estes tipos de in-
terrupções.
Acidentais (imprevistas): são as restantes in-
terrupções do fornecimento ou da entrega
de energia elétrica.
Eventos excecionais: ver Anexo I - Siglas,
abreviaturas e definições.
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
40 Deslocação do piquete sem interrupção
50 Deslocação Piquete - Serv iços na hora
91 Excecional Fort Vento Intensidade Excepcional
92 Excecional Fort Intervenção Terceiros
Pre
vis
tas
Imp
rev
ista
s
133
133 133
6.2.2.1. Causas das interrupções
Acordo com o cliente
Razões de serviço
Razões de interesse público· Caracterizadas no Regulamento de Relações Comer-
ciais
Razões de segurança
Facto imputável ao cliente
Causas fortuitas ou de força maior: consideram-se causas fortuitas ou de força-maior as indicadas
no n.º 4 do artigo 2.º do RQS.
Próprias: consideram-se interrupções próprias todas as não caracterizadas anteriormente. Estas
causas podem ser desagregadas do seguinte modo:
Acão atmosférica: inclui as interrupções devidas a fenómenos atmosféricos, designadamente,
descargas atmosféricas indiretas, chuva, inundação, neve, gelo, granizo, nevoeiro, vento ou po-
luição, desde que não sejam passíveis de ser classificadas como causas de força maior;
Acão ambiental: inclui as interrupções provocadas, designadamente, por animais, arvoredo, mo-
vimentos de terras ou interferências de corpos estranhos, desde que não sejam passíveis de ser
classificadas como causas de força maior;
Origem interna: inclui, designadamente, erros de projeto ou de montagem, falhas ou uso inade-
quado de equipamentos ou de materiais, atividades de manutenção, obras próprias ou erro hu-
mano;
Trabalhos inadiáveis: inclui as interrupções por razões de serviço visando a realização de trabalhos
inadiáveis sem o cumprimento do disposto no Regulamento de Relações Comerciais;
Outras causas: inclui, designadamente, interrupções originadas em instalações de clientes;
Desconhecidas: interrupções com causa desconhecida.
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GNOMES