RAQS2011

1

1.

2011

1

Sumário 2.

O Relatório Anual da Qualidade de Serviço

(RAQS) tem como objetivo caracterizar a qua-

lidade do serviço prestado pela concessioná-

ria do transporte e distribuição vinculado do

Sistema Elétrico do Serviço Publico da Região

Autónoma dos Açores.

Neste setor, a qualidade de serviço pode ser

analisada pela sua natureza técnica (conti-

nuidade de serviço e qualidade da onda de

tensão) e pela sua componente comercial.

No que diz respeito à continuidade de serviço,

pode ser observado o número e a duração

das interrupções através de diversos indicado-

res. Por sua vez, a amplitude, a frequência, a

forma da onda, bem como a simetria do sis-

tema trifásico avaliam a qualidade da onda

tensão. No âmbito comercial, a qualidade

refere-se, principalmente, ao relacionamento

entre a EDA e os seus clientes, ou seja, analisa

os aspetos relacionados com o atendimento,

pedidos de informação, assistência técnica e

a própria avaliação da satisfação dos mes-

mos.

Qualidade de serviço comercial

Tendo em conta que o bem mais valioso que

a EDA possuí são os seus clientes, e que a qua-

lidade do serviço prestado é condição essen-

cial para o desenvolvimento das atividades

económicas e satisfação das necessidades

da população, foram efetuados inquéritos aos

utentes dos centros de atendimento que acei-

taram responder e, por amostragem, aos cli-

entes residenciais com contacto telefónico

atualizado, aos clientes empresariais e aos

clientes com contacto telefónico que solicita-

ram intervenções do piquete ou que reporta-

ram avarias, bem como aos clientes que

agendaram intervenções nas suas instalações

de forma a avaliar o seu grau de satisfação.

Face aos últimos anos e embora a opinião dos

clientes que responderam aos inquéritos tenha

sofrido um ligeiro decréscimo, de uma forma

global, os inquiridos consideram a caracteri-

zação dos serviços prestados, no que diz res-

peito à “Disponibilidade e Solicitude”, à “Sim-

patia”, ao “Profissionalismo” e à “Apresenta-

ção” como sendo de elevada qualidade.

Ao longo dos últimos anos, embora a opinião

dos inquiridos apresente um decréscimo (pas-

sou em alguns casos de Muito Boa, para Boa)

o serviço prestado pela EDA mantêm o mes-

mo nível. Do ponto de vista dos clientes, os

itens sujeitos a avaliação são referidos como

sendo Bons ou Muito Bons, em pelo menos 96%

dos inquiridos.

Em relação ao atendimento, a opinião dos

clientes considera que também é de elevada

qualidade, com exceção para o atendimento

telefónico que obteve um “score” ligeiramen-

te inferior. Face aos últimos anos os inquiridos

consideram que existiu uma melhoria no

atendimento ao “Balcão” e pelo pessoal do

“Piquete/técnico Comercial”, ao invés do

“telefónico” que viu a avaliação diminuir de

qualidade.

Com exceção do contacto telefónico, o

atendimento comercial da EDA é entendido

pelos seus clientes como sendo bom, obtendo

avaliações desta natureza em todas as suas

vertentes, na opinião de, pelo menos, 60% dos

inquiridos. No que diz respeito ao atendimento

telefónico, o seu decréscimo ficou a dever-se

a um expressivo número de inquiridos (33%)

“Não responderem ou não saberem” qualifi-

car a qualidade do seu desempenho.

2 No que concerne a indicadores gerais de

relacionamento comercial verifica-se uma

melhoria generalizada dos mesmos, face aos

últimos anos, tendo sido cumpridos todos os

indicadores definidos

Os indicadores individuais de relacionamento

comercial apresentam situações pontuais de

incumprimento, apresentando melhorias signi-

ficativas nas retomas de serviço. Os incumpri-

mentos verificados dão origem a compensa-

ções a clientes.

Continuidade de serviço

Em 2011 registaram-se 1610 ocorrências que

afetaram os PdE da rede de distribuição MT

da RAA. Face a 2010, verifica-se uma redução

em cerca de 16% do número de situações

que originaram interrupções, quer com origem

na produção quer nas redes.

Das referidas ocorrências, cerca de 67% são

ocorrências previstas por razões de serviço ou

por acordo com o cliente. Cerca de 33% das

ocorrências são imprevistas, sendo que 20%

são por causas próprias.

As ocorrências, registadas durante 2011, de-

ram origem a cerca de 24 mil interrupções em

PdE da rede de distribuição MT, o que repre-

senta uma expressiva redução face a 2010,

em cerca de 39%.

Para interrupções longas não tendo como

origem os centros produtores verifica-se uma

redução da mesma ordem de grandeza, cer-

ca de 39%, resultando, para a Região Autó-

noma dos Açores, nos indicadores de conti-

nuidade de serviço de MT apresentados nos

gráficos seguintes.

0

500

1000

1500

2000

2009 2010 2011Redes Produção

3

Verifica-se o cumprimento dos padrões esta-

belecidos, concretizando uma melhoria ao

longo dos últimos três anos de todos os indi-

cadores MT.

A nível individual, os padrões estabelecidos

foram cumpridos em todas as ilhas, em média

e baixa tensão.

Santa Maria

Durante 2011, na ilha de Santa Maria, embora

se tenha verificado uma redução do número

de ocorrências registadas em cerca de 21%,

relativamente a 2010, constatou-se um au-

mento do número de interrupções em PdE da

rede MT, face a 2009, em cerca de 14%.

Verifica-se um ligeiro aumento de interrupções

longas, quer com origem nas redes quer em

centros produtores. Predominam as interrup-

ções imprevistas por causas próprias (69%) e

previstas por razões de serviço (23%), sendo de

realçar o peso relevante das interrupções por

razões de segurança - deslastre de cargas

(7%).

Para interrupções longas, não tendo como

origem os centros produtores, verifica-se o

cumprimento dos padrões estabelecidos para

os indicadores gerais de continuidade de

serviço em média tensão.

As interrupções, em PdE da rede de baixa

tensão de Santa Maria, verificadas em 2011

tiveram, maioritariamente, origem a montante

da rede BT. De facto, apenas 2% das interrup-

ções registadas teve origem na própria rede

em baixa tensão, ou instalações de clientes.

Assim, os indicadores apresentados seguem a

tendência dos mesmos indicadores para a

rede MT.

Verifica-se o total cumprimento dos padrões

de qualidade de serviço definidos para os

indicadores SAIFI e SAIDI de baixa tensão.

TIEPI

SAIDISAIFI

2009 2010 2011 Padrão

TIEPI

SAIDISAIFI

2009 2010 2011 Padrão

TIEPI

SAIDISAIFI

2009 2010 2011 Padrão

TIEPI

SAIDISAIFI

2009 2010 2011 Padrão

Zona A

Zona B

Zona C

Zona C

4 São Miguel

No decorrer de 2011, verificaram-se 675 ocor-

rências na ilha de São Miguel, cerca de me-

nos 3% do que o número registado em 2010.

Esta redução traduz-se em cerca de menos

4400 interrupções em PdE da rede MT, cerca

de menos 37%.

Constata-se uma redução de interrupções

curtas (-28%) e longas (-43%) com origem nas

redes, e longas com origem na produção (-

40%) bem como um aumento (+33%) de inter-

rupções longas com origem nos sistemas pro-

dutores, embora tenha reduzida expressão

(2%) no número total de interrupções. As inter-

rupções imprevistas por causas próprias são as

mais frequentes (45%), constatando-se tam-

bém elevado número (15%) de interrupções

na sequência de reengates.

Os padrões estabelecidos para os indicadores

de continuidade de serviço foram amplamen-

te cumpridos, verificando-se uma melhoria do

valor dos indicadores face aos anos transatos.

Na ilha de São Miguel, as interrupções regista-

das na rede BT foram, preponderantemente,

originadas por situações a montante desta

rede. Perto de 1% das interrupções verificadas

teve origem na rede BT, pelo que, os indicado-

res resultantes terão um comportamento idên-

tico aos seus homónimos da rede MT.



indicadores SAIFI e SAIDI de baixa tensão, nas

três zonas de qualidade de serviço.

Terceira

Em 2011, registaram-se menos 193 ocorrências

(-31%) que no ano de 2010, totalizando as 429.

Em consequência as interrupções em PdE da

rede MT reduziram em cerca de 5 mil (-33%).

Em 2011, com exceção de interrupções curtas

com origem na produção, verifica-se uma

redução das demais naturezas de interrup-

ções. Constata-se uma redução de interrup-

ção com origem nas redes entre 27% (longas)

e 50% (curtas), e de interrupções longas com

origem na produção (8%). As interrupções

registadas em 2011 foram maioritariamente

imprevistas por causas próprias (48%) e reen-

gates (25%).

TIEPI

SAIDISAIFI

2009 2010 2011 Padrão

TIEPI

SAIDISAIFI

2009 2010 2011 Padrão

TIEPI

SAIDISAIFI

2009 2010 2011 Padrão

Zona A

Zona B

Zona C

5

Os padrões de qualidade estabelecidos para

os indicadores de continuidade de serviço

foram cumpridos nas duas zonas de qualida-

de, melhorando face a 2010.

Do valor total de interrupções em pontos de

entrega, da rede em baixa tensão da ilha

Terceira, apenas 1% se refere a interrupções

originadas nesta rede. Assim, os indicadores BT

seguem as tendências e distribuições apresen-

tadas pelos mesmos indicadores para a rede

em média tensão.




duas zonas de qualidade de serviço desta

ilha.

Graciosa

Na ilha Graciosa, durante 2011, verificaram-se

mais 11% de ocorrências do que que o regis-

tado no ano anterior. As interrupções resultan-

tes das 120 ocorrências verificadas, foram 31%

inferiores às apuradas em 2010, perfazendo as

1205.

Em 2011, verificou-se uma redução de inter-

rupções curtas com origem nas redes (73%) e

centros produtores (3%), e interrupções longas

com origem nas redes (1%). As interrupções

longas, com origem nos centros produtores,

tiveram um aumento de 71%. A maioria (71%)

das interrupções foi decorrente de causas

próprias, tendo ainda expressão (20%) as inter-

rupções por razões de serviço.

Os padrões para os indicadores que aferem

qualitativamente a continuidade de serviço

foram cumpridos, verificando-se em 2011 uma

melhoria face a anos transatos.

As interrupções registadas, na ilha Graciosa,

ao nível de pontos de entrega de baixa ten-

são, é, sobretudo, resultante de situações

verificadas nas redes MT e em centros produ-

tores. Do valor registado, apenas 1% das inter-

rupções teve origem na rede de baixa tensão.




São Jorge

Em S. Jorge verificou-se uma considerável

redução (26%) do número de ocorrências

registadas em 2011 comparativamente a

2010. Esta variação resultou numa redução de

TIEPI

SAIDISAIFI

2009 2010 2011 Padrão

TIEPI

SAIDISAIFI

2009 2010 2011 Padrão

TIEPI

SAIDISAIFI

2009 2010 2011 Padrão

Zona A

Zona C

Zona C

6 interrupções em PdE da rede MT de

41%,totalizando 927.

Apenas as interrupções curtas e origem nas

redes apresentam um aumento (63%) face a

2010. As interrupções longas, com origem nas

redes, decrescem 40%, as interrupções longas

e origem em sistemas electroprodutores redu-

ziram 80%. Cerca de 62%, das 927 interrupções

verificadas, são por causas próprias à explo-

ração dos sistemas e 25% por razões fortuitas

ou de força maior.

Os limites estabelecidos regulamentarmente

para os indicadores gerais de continuidade

de serviços foram amplamente cumpridos,

verificando-se uma melhoria dos mesmos face

aos anos transatos.

Na ilha de São Jorge, menos de 1% das inter-

rupções verificadas, em pontos de entrega

desta rede, tem origem na mesma. Assim, os

indicadores de baixa tensão terão compor-

tamentos idênticos aos seus equivalentes em

média tensão.




Pico

No decorrer de 2011, verificaram-se menos

47% ocorrências na ilha do Pico do que em

2010. Esta redução de 67 ocorrências resulta

em menos 657 interrupções em PdE das redes

MT, menos 41%.

Assistiu-se a um aumento de interrupções cur-

tas com origem nas redes, de 63%, mais 95

que em 2010. As interrupções longas apresen-

tam decréscimos, de cerca de 80% para as

tendo origem na produção e de 40% para as

com origem nas redes, não se verificando

qualquer interrupção curta com origem na

produção. Aproximadamente 70% das inter-

rupções foram imprevistas e tiveram causas

próprias, sendo que perto de 19% foram pre-

vistas por razões de serviço.

Os padrões de qualidade definidos para indi-

cadores de continuidade de serviço foram

cumpridos na íntegra, tendo melhora subs-

tancialmente face aos anos anteriores.

As interrupções em PdE da rede BT, da ilha do

Pico, tiveram, maioritariamente, origem a

montante desta rede. Cerca de 9% das inter-

rupções tiveram origem na rede BT.




Faial

Durante 2011, verificaram-se 88 ocorrências na

ilha do Faial, cerca de menos 10% do que em

2010. Em resultado da referida redução, o

número de interrupções em PdE da rede MT

baixou 62% para 1088.

Durante o ano em análise não se verificaram

interrupções curtas, com origem em centros

produtores, tendo-se registado menos 38%

TIEPI

SAIDISAIFI

2009 2010 2011 Padrão

TIEPI

SAIDISAIFI

2009 2010 2011 Padrão

Zona C

Zona C

7 deste tipo de interrupções com origem nas

redes. As interrupções longas diminuíram 62%,

quer tendo origem nas redes, quer em centros

produtores. Das interrupções registadas, 90%

foram imprevistas e tiveram causas próprias e

8% foram previstas para efeitos de serviço.

Os padrões de qualidade definidos para os

indicadores de continuidade foram cumpridos

na íntegra, sendo de destacar a redução

superior a 95% dos indicadores em zonas de

qualidade do tipo A.

No Faial, as interrupções, com origem na rede

de distribuição em baixa tensão, foram menos

de 0,5% do valor registado em PdE de BT.




duas zonas de qualidade de serviço desta

ilha.

Flores

Emboras se tenham verificado mais 19 ocor-

rências na ilha das Flores durante 2011, com-

parativamente ao ano de 2010, o número de

interrupções em PdE da rede MT foi inferior em

37%, ou seja, 496.

Durante 2011, verificou-se um expressivo au-

mento de interrupções curtas com origem na

produção e reduções nas restantes naturezas

de interrupções. As interrupções longas, com

origem nas redes, reduziram 58% e as com

origem em centros produtores 15%. As inter-

rupções curtas e com origem nas redes reduzi-

ram 45%. As interrupções imprevistas são as

predominantes, por razões de segurança

(33%) e causas próprias (38%). As razões de

serviço (14%) e razões de força maior (12%)

também têm expressão no valor total.

Os padrões estabelecidos para os indicadores

de qualidade de serviço foram cumpridos,

tendo estes indicadores melhorado face ao

verificado em 2010.

O comportamento dos indicadores de conti-

nuidade de serviço de baixa tensão, para a

ilha das Flores, segue o apresentado para os

homónimos da rede em média tensão. Este

facto justifica-se por apenas 1% das interrup-

ções verificadas ter origem na rede BT.

Corvo

Na ilha do Corvo, no decorrer de 2011, ape-

nas se verificara 4 ocorrências/interrupções

TIEPI

SAIDISAIFI

2009 2010 2011 Padrão

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2009 2010 2011 Padrão

TIEPI

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2009 2010 2011 Padrão

Zona A

Zona C

Zona C

8 longas que tiveram origem no centro produtor

desta ilha.

Verificou-se uma interrupção por razões de

segurança e 3 por causas próprias. Não ha-

vendo interrupções com origem nas redes,

não existem indicadores para comparação

com os padrões de média tensão.

Qualidade da onda de tensão

No plano de monitorização da Qualidade da

Onda de Tensão foram colocados diversos

pontos de medição fixos disperso pelas nove

ilhas da RAA. Os resultados das monitorizações

efetuadas demonstram a qualidade da onda

de tensão, no que diz respeito à sua amplitu-

de, tremulação (Flicker), desequilíbrio do sis-

tema trifásico de tensões, frequência, distor-

ção harmónica, cavas de tensão e sobreten-

sões. As condições estipuladas no RQS e pela

norma NP EN 50 160 foram cumpridos, com

exceção da tremulação (São Jorge e Corvo),

da distorção harmónica (São Miguel e Pico) e

do desequilíbrio do sistema trifásico de tensões

(Flores). Em relação às cavas de tensão e às

sobretensões existiram situações de incumpri-

mentos em todas as ilhas e níveis de tensão,

com exceção da média tensão na ilha de

São Jorge para as cavas, e das ilhas de Santa

Maria (baixa e média tensão), São Miguel

(média tensão), São Jorge (média tensão),

Faial (média e baixa tensão) e Corvo.

9 Índice

Sumário .................................................................................................................................................................... 1 1.

Introdução ............................................................................................................................................................ 13 2.

Qualidade de serviço comercial ...................................................................................................................... 14 3.

3.1. Satisfação dos clientes ................................................................................................................................ 15

3.1.1. Registo de avarias .................................................................................................................................. 15

3.1.2. Visitas ........................................................................................................................................................ 18

3.1.3. Clientes dos centros de atendimento ................................................................................................ 21

3.1.4. Clientes residenciais (clientes família) ................................................................................................ 24

3.1.5. Clientes não residenciais (clientes empresa) ................................................................................... 26

3.2. Qualidade de serviço comercial ............................................................................................................... 29

3.2.1. Indicadores gerais .................................................................................................................................. 29

3.2.2. Indicadores Individuais .......................................................................................................................... 38

3.3. Clientes com necessidades especiais ...................................................................................................... 45

3.4. Ações mais relevantes para garantia da qualidade de serviço de âmbito comercial ................. 46

Continuidade de serviço .................................................................................................................................... 49 4.

4.1. Resumo 2011 .................................................................................................................................................. 49

4.2. Região Autónoma dos Açores .................................................................................................................. 50

4.3. Santa Maria .................................................................................................................................................... 58

4.3.1. Rede de distribuição em média tensão ............................................................................................ 58

4.3.2. Rede de distribuição em baixa tensão ............................................................................................. 62



4.4. Terceira ........................................................................................................................................................... 76


10 4.4.2. Rede de distribuição em baixa tensão ............................................................................................. 84

4.5. Graciosa ......................................................................................................................................................... 87



4.6. São Jorge ........................................................................................................................................................ 94



4.7. Pico ................................................................................................................................................................ 101

4.7.1. Rede de distribuição em média tensão .......................................................................................... 101

4.7.2. Rede de distribuição em baixa tensão ........................................................................................... 105

4.8. Faial ............................................................................................................................................................... 108



4.9. Flores .............................................................................................................................................................. 119



4.10. Corvo ........................................................................................................................................................... 126

4.10.1. Rede de distribuição em média tensão ........................................................................................ 126

4.10.2. Rede de distribuição em baixa tensão ......................................................................................... 127

4.11. Indicadores individuais da continuidade de serviço ......................................................................... 130

Qualidade da onda de tensão ...................................................................................................................... 133 5.

5.1. Plano de monitorização ............................................................................................................................ 133

5.1.1. Indicadores semanais ......................................................................................................................... 137

5.2. Qualidade onda de tensão ...................................................................................................................... 139

5.2.1. Amplitude .............................................................................................................................................. 142

5.2.2. Tremulação (flicker) ............................................................................................................................. 142

11 5.2.3. Desequilíbrio .......................................................................................................................................... 143

5.2.4. Frequência ............................................................................................................................................ 144

5.2.5. Harmónicos ........................................................................................................................................... 144

5.2.6. Cavas ..................................................................................................................................................... 145

5.2.7. Sobretensões ......................................................................................................................................... 147

Principais incidentes .......................................................................................................................................... 151 6.

6.1. Casos fortuitos ou de força maior – incidentes mais relevantes ........................................................ 151

6.1.1. Incidente na ilha de São Jorge a 18 de abril de 2011 .................................................................. 151

6.1.2. Incidente na ilha das Flores a 21 de junho de 2011 ...................................................................... 154

6.1.3. Incidente na ilha da Terceira a 26 de agosto de 2011 ................................................................. 157

6.1.4. Incidente na ilha de São Jorge a 1 de novembro de 2011 ......................................................... 160

6.2. Principais incidentes por causas próprias ............................................................................................... 165

Ações para a melhoria da qualidade serviço ............................................................................................. 169 7.

Anexos ...................................................................................................................................................................... 185

Anexo I - Siglas, abreviaturas e definições .................................................................................................... 185

Anexo II - Classificação das causas das interrupções ................................................................................ 193

Quadro geral de classificação .................................................................................................................... 193

Origem das interrupções............................................................................................................................... 194

Tipos de interrupções ..................................................................................................................................... 194

13

Introdução 3.

Conforme o estabelecido no Regulamento de

Qualidade de Serviço em vigor na RAA, com-

pete à Eletricidade dos Açores S.A., como

entidade concessionária do transporte e dis-

tribuição, elaborar, anualmente, o relatório da

qualidade de serviço. Em cumprimento do

estabelecido nesse Regulamento, em particu-

lar o referido nos artigos 38º a 40º, foi elabora-

do o presente relatório, onde se apresentam

os indicadores que caracterizam a continui-

dade de serviço, a qualidade da onda de

tensão, a qualidade de serviço de âmbito

comercial e os resultados dos inquéritos efetu-

ados a clientes, referentes ao ano de 2011.

Em secção própria são, também, apresenta-

dos relatórios sucintos das principais ocorrên-

cias que afetaram a Região, bem como os

incidentes fortuitos com um valor de END su-

perior a 1 MWh, ou 5 MWh nas ilhas de São

Miguel e Terceira.

14

Qualidade de serviço comercial4.

Considerando que no aspeto comercial a

qualidade de serviço está intimamente ligada

ao relacionamento existente entre o prestador

do serviço e o seu cliente, é percetível que no

âmbito em que a Eletricidade dos Açores

opera, a mesma se expresse através de temas

como a brevidade e capacidade de resposta

às solicitações dos clientes, o nível do atendi-

mento prestado, bem como a assistência

técnica e a avaliação da satisfação dos

mesmos. Assim, a qualidade de serviço co-

mercial é analisada criteriosamente através

de Indicadores Gerais, Indicadores Individuais

e da avaliação do grau de satisfação de

clientes. Os indicadores são baseados em

critérios simples, calculáveis e reguláveis, e

permitem quantificar, qualificar e avaliar o

nível do desempenho técnico e comercial

num determinado período de tempo. Já

quanto à avaliação do grau de satisfação

dos clientes, e apesar de não ser uma tarefa

simples, esta é feita recorrendo ao auxílio de

inquéritos.

Logo, e sabendo que neste mercado só é

possível alcançar o sucesso através de um

serviço de excelência, a EDA garantiu em

2006 a certificação pela Norma NP EN ISO

9001, certificação esta que obedece a requisi-

tos bastante exigentes e que visa promover a

normatização de produtos/serviços para que

a qualidade destes seja permanentemente

melhorada. A adoção da Norma NP EN ISO

9001 é extremamente vantajosa para a em-

presa uma vez que lhe confere maior organi-

zação, produtividade e credibilidade, ele-

mentos que são facilmente identificáveis pelo

cliente.

15 4.1. Satisfação dos clientes

Sabendo que o ponto-chave da qualidade

comercial é a relação entre o operador de

rede/comercializador e o cliente, são realiza-

dos inquéritos anuais aos clientes da Eletrici-

dade dos Açores com o intuito de avaliar o

grau de satisfação dos mesmos. Estes inquéri-

tos são efetuados aos utentes dos centros de

atendimento que aceitam responder e por

amostragem dos clientes residenciais com

contacto telefónico atualizado, dos clientes

não residenciais (empresariais) e dos clientes

com contacto telefónico que solicitaram in-

tervenções do piquete ou que reportaram

avarias, bem como dos clientes que agenda-

ram intervenções nas suas instalações. Os

inquéritos realizados têm como objetivo co-

nhecer a opinião dos clientes relativamente à

qualidade do serviço prestado pela EDA nas

vertentes de atendimento, assistência técnica,

entre outras.

Essencial será realçar que na realidade onde

a EDA atua, enquanto responsável pela pro-

dução/aquisição, transporte, distribuição e

comercialização de energia elétrica, não é

fácil alcançar níveis de desempenho com

elevado “score”, pois nos Açores, um arquipé-

lago com 9 ilhas, deparamo-nos com realida-

des distintas e complexas, tanto do ponto de

vista geográfico, socioeconómico, como

também cultural.

4.1.1. Registo de avarias

Do universo de clientes que comunicaram

avarias por telefone, 50, dispersos pelo arqui-

pélago, foram alvo do presente inquérito.

Caracterização do atendimento por par-

te do assistente da EDA

Analisando a comunicação de avarias por

parte dos clientes no âmbito do atendimento

realizado pelos assistentes da EDA, a satisfa-

ção dos clientes face ao ano anterior man-

tém-se positiva. Isto porque, e apesar de se

verificar um ligeiro decréscimo de 2,2% no que

diz respeito ao “Profissionalismo”, os aspetos

da “Disponibilidade e Solicitude” e da “Simpa-

tia” no serviço prestado, preservaram o seu

excelente resultado, (Gráfico 4-1).

16

Gráfico 4-1- Percentagem de clientes que considera o atendimento Muito bom/Bom – Evolução 2010/11

A avaliação feita pelos clientes ao atendi-

mento dos assistentes da EDA, em 2011, foi

considerada como particularmente positiva

nos aspetos “simpatia”, “profissionalismo” e

“disponibilidade e solicitude” para 90%, 88% e

86% dos clientes alvos do estudo, que classifi-

caram como Bom ou Muito Bom as caracterís-

ticas sujeitas a apreciação, respetivamente.

Gráfico 4-2 Caracterização do Atendimento

83%

84%

85%

86%

87%

88%

89%

90%

91%

Disponibilidade e Solicitude Simpatia Profissionalismo

Ano 2010 Ano 2011

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

Muito Boa Boa Nem Boa/Nem

Mau

Mau NS/NR

Disponibilidade e Solicitude

Simpatia

Profissionalismo

17 Tempo de espera e resolução do pro-

blema

Em 2011, a percentagem de clientes que con-

firmam ter esperado menos de 2 horas pelo

piquete foi de 72%, verificando-se um aumen-

to de sensivelmente 3,4% comparativamente

ao ano anterior. Por outro lado, e em relação

aos clientes que esperaram mais de 4 horas, a

percentagem obtida foi de 10%, dando ori-

gem a uma assinalável diminuição de 11,6%,

já que, em 2010 essa percentagem foi de

21,6% (Gráfico 4-3).

Relativamente ao número de clientes que

viram a sua situação “Total/Parcialmente Re-

solvida”, no ano de 2011, registou-se uma

percentagem de 90%. Comparativamente ao

ano de 2010, assistiu-se a um importante au-

mento de 5,7% (Gráfico 4-4).

Observando as situações em que houve a

necessidade de uma nova intervenção verifi-

ca-se também uma relevante diminuição de

5,7%, pois o resultado obtido em 2011 foi de

10%, ao invés dos 15,7% que haviam sido regis-

tados em 2010.

Gráfico 4-3 Tempo de espera pelo piquete - Evolução 2010/11

Gráfico 4-4 Resolução do problema - Evolução 2010/11

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

Menos de 2 horas Mais de 4 horas

Ano 2010 Ano 2011

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Total/Parcialmente Resolvido Não resolvido/Nova intervenção

Ano 2010 Ano 2011

18 No gráfico abaixo, podemos examinar mais

detalhadamente os parâmetros em questão

para o ano em estudo (Gráfico 4-5).

Gráfico 4-5 Resolução do Problema

4.1.2. Visitas

Da totalidade de clientes que solicitaram por

telefone uma intervenção na sua instalação,

10 foram alvo do presente inquérito. A amos-

tra obtida encontra-se, apenas, dispersa por

duas ilhas, São Miguel e Terceira

Caracterização do serviço prestado no

contacto

Abordando a opinião dos clientes que res-

ponderam ao inquérito e sendo estes solicita-

dores de intervenções nas respetivas instala-

ções, comparativamente a 2010, verifica-se

em 2011 que a EDA mantém o seu serviço de

excelente qualidade como modelo, conse-

guindo mesmo ampliar os seus “scores” a to-

dos os níveis.

Relativamente ao ano em questão, a carac-

terização do serviço prestado no atendimento

demonstra um pouco daquilo que são os hori-

zontes da empresa no que diz respeito à pres-

tação do melhor serviço aos seus clientes,

dado que 100%, 100% e 100% dos inquiridos

considera que a “disponibilidade e solicitude”,

a “simpatia” e o “profissionalismo”, respetiva-

mente, são Muito Bons ou Bons.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

Totalmente resolvido Parcialmente resolvido Não resolvido/Nova

intervenção

19

Gráfico 4-6 Caracterização do serviço prestado no contacto

Aquando da visita às instalações do cliente

efetuada pela equipa técnico-comercial, em

2011, registaram-se valores na ordem dos

100%, 90%, 100% e 90%, quanto à “Disponibili-

dade e Solicitude”, à “Simpatia”, ao “Profissio-

nalismo” e à “Apresentação”, respetivamente.

Comparativamente ao ano anterior, e com

exceção na descida de 10% no aspeto da

“Apresentação”, a prestação volta a ser ex-

traordinária (Gráfico 4-7).

Gráfico 4-7 Clientes que consideram a equipa técnico-comercial Muito Boa/Boa - Evolução 2010/11

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

Muito Boa Boa Nem Boa / Nem

Mau

Mau Muito Mau

Disponibilidade e solicitude

Simpatia

Profissionalismo

84%

86%

88%

90%

92%

94%

96%

98%

100%

102%

Disponibilidade e

solicitude

Simpatia Profissionalismo Apresentação

Ano 2010 Ano 2011

20 Podemos observar mais pormenorizadamente

os parâmetros em análise, para o ano de

2011, no gráfico abaixo.

Gráfico 4-8 Caracterização da equipa técnico-comercial

Dia e horário acordados

Como se pode ver pelo gráfico abaixo

(Gráfico 4-9), não foram registados atrasos na

hora acordada com os clientes que foram

alvo de intervenções nas suas instalações.

No que diz respeito à execução do serviço os

resultados são bastante positivos, pois 90% dos

inquiridos viu a sua situação completamente

resolvida, enquanto apenas 10% indica que a

situação ficou parcialmente resolvida.

Gráfico 4-9 Cumprimento do horário acordado

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%


Mau

Muito Mau NS/NR

Disponibilidade e Solicitude

Simpatia

Profissionalismo

Apresentação

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

Sim Não NS/NR

21

Gráfico 4-10 Resolução do problema

4.1.3. Clientes dos centros de atendimento

Para proceder à avaliação da qualidade do

serviço prestado pelos centros de atendimen-

to da EDA, foram inquiridos 763 utentes, dis-

persos pela Região Autónoma dos Açores,

que visitaram as instalações dos mesmos.

A partir da análise do Gráfico 4-11, podemos

verificar que, para o ano de 2011, os tempos

de atendimento e de espera são inferiores a

quatro minutos para cerca de 79% e 91% dos

inquiridos, respetivamente.

Gráfico 4-11 Atendimento e Tempo de Espera

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Totalmente resolvido Parcialmente Resolvido NS/NR

Ano 2011

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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

Tempo de Atendimento

Tempo de Espera

22 Relativamente à qualidade dos centros de

atendimento, em 2011, a opinião dos clientes

que consideram o serviço como “Muito Bom”

ou “Bom” assume os valores de 98%, 98%, 98%

e 98%, quanto à “Disponibilidade e Solicitude”,

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

sentação”, respetivamente. Neste contexto, e

comparativamente a 2010, os valores estão

muito equilibrados, já que as únicas altera-

ções verificadas são ao nível da “Disponibili-

dade e Solicitude” e da “Apresentação”,

onde, correspondentemente, ocorreu um

aumento e um decréscimo de 1%.

Gráfico 4-12 Clientes que consideram o serviço prestado nos centros de atendimento Muito Bom/Bom - Evolução

2010/11

Os resultados respeitantes exclusivamente ao ano

de 2011 podem ser observados no gráfico que se

segue.

Gráfico 4-13 Qualidade do Serviço Prestado nos Centros de Atendimento

50,0%

60,0%

70,0%

80,0%

90,0%

100,0%

110,0%

Disponibilidade e

solicitude

Simpatia Profissionalismo Apresentação

Ano 2010 Ano 2011

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%


Mau

Mau Muito Mau NS/NR

Disponibilidade e e solicitude

Simpatia

Profissionalismo

Apresentação

23

Tabela 4-1 Aspeto das Instalações

A informação constante nos inquéritos reali-

zados permitiu também concluir que, na opi-

nião dos utentes, o aspeto das instalações em

relação à limpeza, luminosidade, bem como

arrumação, se encontra entre o Bom e/ou

Muito Bom (Tabela 4-1).

Motivo de deslocação aos centros de

atendimento

O principal motivo referido pelos utentes alvo

deste inquérito para a sua deslocação aos

centros de atendimento foi o pagamento de

faturas. Logo de seguida, vêm os pedidos de

informação como segundo motivo de deslo-

cação (Tabela 4-2).

Tabela 4-2 Motivo de Deslocação aos Centros de Atendimento

Lojas

Vertente

Limpeza 4,0 4,1 4,5 4,4 4,2 4,5 5,0 4,2 4,6

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

Luminosidade 4,5 4,2 4,5 4,4 4,2 4,5 5,0 4,2 4,6

Matriz

PDL

Ribeira

Grande

Vila Franca

Campo

Angra

Heroísmo

Praia da

Vitória

Vila do

PortoNordeste Povoação

Levada

PDL

Lojas

Vertente

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

Arrumação 4,2 4,4 4,0 4,6 4,3 4,6 4,3 4,3 4,4

Luminosidade 4,2 4,3 4,5 4,5 4,0 4,6 4,3 4,5 4,4

HortaSanta

Cruz Total

Santa

Cruz Velas Calheta

Madalena

Pico

S. Roque

Pico

Lajes

Pico

Motivo Nº Clientes

Pagamento de facturas 77,9%

Pedido de informações 8,3%

Pedido de alteração de contrato 5,1%

Pedido de fornecimento de energia 2,1%

Verificação de Facturação 2,0%

Pedido de intervenções técnicas diversas 1,2%

Pedido de domiciliação bancária 1,1%

Entregar leitura de electricidade 1,1%

Reclamação 0,3%

Lâmpadas 0,5%

Assinar contrato 0,4%

24 4.1.4. Clientes residenciais (clientes família)

A análise do grau de satisfação dos clientes

residenciais, foi obtida através de um inquérito

realizado aos clientes com contacto telefóni-

co atualizado e abarcou uma amostra de 430

clientes, dispersos por todas as ilhas.

Classificação global do serviço prestado

pela EDA

Abordando a opinião dos clientes residenciais

inquiridos, e tal como já vinha sendo registado

nos anos anteriores, o serviço fornecido pela

EDA manteve os seus “scores” bastante positi-

vos, derivado ao facto do serviço ser classifi-

cado como BOM ao nível do “Fornecimento

de Energia”, do “Prestigio”, da “Confiança” e

do “Dinamismo” (Tabela 4-3).

Na tabela abaixo (Tabela 4-4 Classificação

global do serviço prestado (clientes residenci-

ais)Tabela 4-4) podemos consultar as diversas

classificações alcançadas em cada uma das

ilhas alvo do inquérito.

Tabela 4-3 Comparação do Serviço prestado (clientes residenciais)

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

VertenteTotal

(2009)

Total

(2010)

Total

(2011)

Fornecimento de Electricidade 3,8 3,7 3,9

Prestígio 3,8 3,8 3,9

Confiança 3,9 3,8 3,9

Dinamismo 3,8 3,7 3,8

VertenteSanta

Maria

São

MiguelTerceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo

Fornecimento de

Electricidade3,9 4,0 3,7 4,4 3,9 3,5 3,7 4,3 4,0

Prestígio 3,9 4,0 3,6 4,4 3,7 3,9 3,9 3,7 4,0

Confiança 3,9 4,0 3,7 4,4 3,9 3,9 4,0 4,0 4,0

Dinamismo 3,8 3,9 3,5 4,4 3,9 4,0 3,8 3,8 4,0

25 Classificação global do atendimento por

parte da EDA

O atendimento é efetuado, por parte da EDA,

através do telefone, em loja, ou pela equipa

técnico-comercial.

Em 2011, e para os inquiridos que participaram

neste estudo, o “Atendimento Telefónico”, o

“Atendimento ao Balcão” e o “Serviço pres-

tado pelo pessoal técnico-comercial”, atingi-

ram os valores de 59,1%, 69,5% e 66,3%, valores

estes considerados como “Muito Bom/Bom”,

respetivamente.

Relativamente a 2010, e quanto aos aspetos

em avaliação, denota-se um decréscimo de

10,2% quanto ao “Atendimento Telefónico”,

um ligeiro aumento de 0,9% quanto ao “Aten-

dimento ao Balcão” e uma considerável e

importante subida por parte do “Serviço pres-

tado pelo pessoal técnico-comercial” de 6,1

pontos percentuais.

Gráfico 4-14 Evolução dos clientes residenciais que consideram o atendimento Muito Bom/Bom - Evolução

2010/11

Em suma, e com base no estudo do ano em

questão (Gráfico 4-14), analisando cada clas-

sificação mais pormenorizadamente, conclu-

ímos que, a maioria dos inquiridos avalia o

desempenho, por parte da EDA, como Muito

Bom/Bom.

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Atendimento Telefónico Atendimento Balcão Serviço prestado pelo pessoal

técnico-comercial

Ano 2010 Ano 2011

26

Gráfico 4-15 Caracterização do Atendimento (Clientes Residenciais)

4.1.5. Clientes não residenciais (clientes empresa)

O grau de satisfação dos clientes não resi-

denciais foi obtido através de um inquérito

realizado aos clientes empresariais que

abrangeu um total de 22 clientes, dispersos

por várias ilhas.

Classificação global do atendimento por

parte da EDA

No caso das empresas, o atendimento por

parte da EDA, geralmente, é efetuado por

telefone, ou pela equipa técnico-comercial.

A opinião dos clientes não residenciais que

consideram a qualidade do “Atendimento

Telefónico”, em 2011, como “Muito

Bom/Bom”, atingiu valores bastante satisfató-

rios na ordem dos 59%, sendo que o “Serviço

prestado pela equipa técnico-comercial” não

ficou aquém e obteve um resultado de ele-

vado relevo alcançando os 82%. (Gráfico 3-

16).

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

Muito Bom Bom Nem Bom/Nem

Mau

Mau Muito Mau NS/NR

Atendimento Telefónico

Atendimento Balcão

Serviço prestado pelo pessoal técnico-

comercial

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

Muito Boa Boa Nem Boa /

Nem Mau

Mau Muito Mau NS/NR

Atendimento Telefónico

Serviço prestado pelo pessoal técnico-

comercial

Gráfico 4-16 Caracterização do atendimento (Clientes Não Residenciais)

27 Comparativamente ao ano de 2010, consta-

tamos que em 2011 se verifica um decréscimo

na classificação obtida relativamente ao

“Atendimento Telefónico” e ao “Serviço pres-

tado pela equipa técnico-comercial”,

(Gráfico 4-17).

Gráfico 4-17 Evolução dos clientes empresariais que consideram o atendimento Muito Bom/ Bom - Evolução

2010/11

Classificação global do serviço prestado

pela EDA

O quadro seguinte descreve o score médio

da opinião global dos entrevistados sobre

alguns aspetos relativos à EDA.

Tabela 4-5 Caracterização global do serviço prestado (Clientes não residenciais)

Em relação ao ano anterior, os resultados al-

cançados em 2011, são consideravelmente

melhores em todos os aspetos analisados,

resultados estes que comprovam o esforço da

EDA, na busca do serviço mais apropriado

que permita servir os seus clientes com a me-

lhor eficácia e qualidade possíveis.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Atendimento Telefonico Serviço prestado pelo pessoal técnico-

comercial

Ano 2010 Ano 2011

Vertente São Miguel Terceira Faial Total

Fornecimento de Electricidade 3,9 3,8 4,0 3,9

Prestígio 3,9 4,0 4,0 3,9

Confiança 3,9 3,3 4,0 3,8

Dinamismo 3,6 4,0 3,0 3,6

28

Tabela 4-6 Comparação do serviço prestado (Clientes não residenciais)

VertenteTotal

(2009)

Total

(2010)

Total

(2011)

Fornecimento de Electricidade 3,7 3,5 3,9

Prestígio 3,9 3,7 3,9

Confiança 4,0 3,5 3,8

Dinamismo 3,4 3,4 3,6

29 4.2. Qualidade de serviço comercial

4.2.1. Indicadores gerais

Os indicadores gerais de qualidade de serviço

comercial estabelecem o nível mínimo de

qualidade de serviço a assegurar pelos ope-

radores de rede/comercializadores, permitin-

do ao mesmo tempo avaliar o desempenho,

neste caso da EDA, relativamente ao relacio-

namento comercial que tem com os seus

clientes. Na Tabela 4-7 são apresentados os

indicadores estabelecidos e quantificados no

artigo 30º do RQS em vigor e as respetivas

realizações. A EDA apenas tem contratos com

clientes vinculados, pelo que não apresenta

qualquer indicador para clientes não vincula-

dos. De acordo com a tabela seguinte, po-

demos constatar que, em 2011, todos os indi-

cadores da qualidade de serviço comercial

são plenamente cumpridos por parte da EDA,

havendo mesmo alguns indicadores que su-

peraram os valores obtidos no ano anterior. Tal

como do ponto de vista da gestão do sistema

electroprodutor, como da perspetiva do rela-

cionamento comercial, a existência de 9 ilhas

representa dificuldades acrescidas. A disper-

são de recursos humanos e a necessidade

destes desempenharem múltiplas tarefas, por

vezes em distintas áreas de negócio, são fato-

res determinantes no desempenho qualitativo

do serviço prestado. Em algumas ilhas estes

recursos são escassos, sendo que determina-

das contingências, como por exemplo o ab-

sentismo por razões de saúde (ou outras), são

obstáculos delimitadores ao normal funcio-

namento dos serviços e ao cumprimento dos

padrões de qualidade estabelecidos.

Tabela 4-7 Indicadores Gerais do relacionamento comercial

Indicadores GeraisPadrão

(%)

Realização

2009 (%)

Realização

2010 (%)

Realização

2011 (%)

Percentagem de orçamentos de ramais e chegadas

em BT deverão ser elaborados até 20 dias úteis.95 98,4 98,9 99,7

Percentagem dos ramais e chegadas em BT deverão

ser executados até 20 dias úteis.95 98,0 98,2 98,5

Percentagem de ligações à rede de instalações de BT

que deverão ser executadas até 2 dias úteis, após

celebração do contrato de fornecimento de energia

eléctrica.

90 99,9 100,0 99,7

Percentagem de atendimentos com tempos de espera

até 20 minutos nos centros de atendimento90 100,0 96,6 98,5

Percentagem de atendimentos com tempos de espera

até 60 segundos, no atendimento telefónico centralizado.80 93,2 94,0 93,8

Percentagem de clientes com tempo de reposição de

serv iço até 4 horas, na sequência de interrupções de

fornecimento acidentais.

80 99,1 98,8 99,4

Percentagem de reclamações apreciadas e respondidas

até 15 dias úteis.95 99,5 99,5 99,4

Percentagem de pedidos de informação, apresentados

por escrito, respondidos até 15 dias úteis.90 100,0 100,0 99,4

Percentagem de clientes de BT cujo contador tenha sido

objecto de pelo menos uma leitura durante o último ano

civ il.

98 98,8 98,9 98,7

30 Percentagem de orçamentos de ramais

de baixa tensão elaborados no prazo

máximo de 20 dias úteis

Atendendo ao ponto 7.3.1. do Anexo 7 do

RQS, para o cálculo deste indicador estão

excluídos os casos de inexistência de rede de

distribuição no local onde se situa a instalação

de utilização a alimentar, assim como, os ca-

sos em que existindo rede, seja necessário

reforçar a mesma.

Os desvios do indicador em estudo verificados

em 2011, entre a realização e o padrão exigi-

do pelo RQS (95%), estão representados no

Gráfico 4-18.

Através da análise do seguinte gráfico, po-

demos concluir que o padrão exigido pelo

RQS foi plenamente cumprido em todas as

ilhas, sendo que, na ilha com resultado menos

expressivo (Santa Maria), ainda assim, este

padrão é ultrapassado em 4,43 pontos per-

centuais. É importante salientar que 5 das 9

ilhas (Graciosa, São Jorge, Faial, Flores e Cor-

vo) ultrapassaram o padrão em 5 pontos per-

centuais, ou seja, obtiveram 100% de eficácia.

No geral, verifica-se um acréscimo de 4,70%

face aos 95% exigidos pelo RQS, pois, dos 5602

orçamentos que foram solicitados, 5585 foram

respondidos dentro do prazo dos 20 dias úteis.

…………………………………………………………………………………………………………………………………

Gráfico 4-18 Elaboração de Orçamentos de Pedidos de Fornecimento de Energia

Percentagem de ramais de baixa tensão

executados no prazo máximo de 20 dias

úteis

No cálculo do indicador “Percentagem de

ramais de baixa tensão executados no prazo

máximo de 20 dias úteis”, e de acordo com o

ponto 7.3.1 do anexo 2 do RQS, só devem ser

considerados os tempos que decorrem desde

a data em que são acordadas as condições

económicas de realização dos trabalhos até à

sua conclusão, excluindo-se os casos de inexis-

tência de rede de distribuição no local onde

se situa a instalação de utilização a alimentar,

bem como os casos em que, existindo rede,

seja necessário proceder ao seu reforço.

No Gráfico 4-19, podemos observar as dife-

renças entre a realização e o padrão exigido

no RQS (95%) relativamente ao indicador

“Percentagem de ramais de baixa tensão

executados no prazo máximo de 20 dias

úteis”.

Analisando o gráfico seguinte, podemos con-

cluir que o padrão exigido pelo RQS foi supe-

92%

93%

94%

95%

96%

97%

98%

99%

100%

Santa

Maria

São

Miguel

Terceira Graciosa São

Jorge

Pico Faial Flores Corvo EDA

31 rado em todas as ilhas, sendo que, em 4 das 9

ilhas (Santa Maria, Graciosa, Faial e Corvo)

esse padrão foi suplantado em 5 pontos per-

centuais, demonstrativo da eficácia da EDA

nessas ilhas.

Globalmente, a realização por parte da EDA

ultrapassou o limite mínimo exigido em 3,48%,

resultado da execução atempada de 5235

ramais, dos 5316 solicitados.

…………………………………………………………………………………………………………………………………

Gráfico 4-19 Execução de Pedidos de Fornecimento de energia

Percentagem de ativações de forneci-

mento de instalações de baixa tensão,

executadas no prazo máximo de dois

dias úteis após a celebração do contrato

de fornecimento de energia elétrica

Está estabelecido no ponto 7.3.2 do Anexo 7

do RQS que para o cálculo deste indicador

não são consideradas as ligações em que o

cliente solicite uma data de ligação posterior

aos dois dias úteis regulamentarmente estabe-

lecidos e também não são consideradas situ-

ações onde a ligação não é executada por

facto imputável ao cliente. Por outro lado, no

seu cálculo apenas são tidas em conta as

situações em que o ramal já se encontra es-

tabelecido, que envolvam somente a colo-

cação ou operação de órgãos de corte ao

nível da portinhola, da caixa de coluna, a

ligação ou montagem do contador de ener-

gia elétrica e do disjuntor de controlo de po-

tência, ou ainda situações onde o contador já

está montado.

As variações verificadas entre a realização e o

padrão exigido no RQS (90%) relativamente a

este indicador podem ser observadas no Grá-

fico 4-20.

Constatamos assim que o padrão estipulado

foi largamente ultrapassado, verificando-se

que em 4 das 9 ilhas, foi atingido o máximo de

excelência e rigor possíveis.

Como síntese, e sabendo que 3390 das 3401

ligações à rede de BT que foram solicitadas

ficaram executadas dentro dos 2 dias úteis

exigidos após a celebração do contrato, veri-

fica-se um extraordinário resultado de realiza-

ção na ordem dos 99,68% (correspondendo a

9,68% acima do padrão exigido).

92%

93%

94%

95%

96%

97%

98%

99%

100%

Santa

Maria

São

Miguel


Jorge


32

Gráfico 4-20 Tempo Médio de Ligação

Percentagem de atendimentos com

tempos de espera até 20 minutos nos

centros de atendimento

Conforme o estipulado no ponto 7.3.3 do

Anexo 7 do RQS e no caso concreto do aten-

dimento presencial dos centros de atendimen-

to, o cálculo do respetivo indicador é deter-

minado pelo tempo que medeia entre o ins-

tante em que a senha é retirada, sendo atri-

buído o número de ordem, e o início do aten-

dimento (informação retirada do Inquérito de

Satisfação dos Clientes). Este deve ser calcu-

lado para cada um dos três centros de aten-

dimento com maior número de utentes. Logo,

a análise irá recair nas ilhas de São Miguel e

Terceira, pois é nestas ilhas que se encontram

os centros de atendimento com maior fluxo

de clientes.

A análise do Gráfico 4-21, que representa os

desvios da realização face ao padrão exigido

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

não só cumpriu o limite estabelecido, como

chegou a ultrapassá-lo em 8,49 pontos per-

centuais.

84%

86%

88%

90%

92%

94%

96%

98%

100%

Santa

Maria

São

Miguel


Jorge


33

Gráfico 4-21 Tempo de espera nos centros de atendimento até 20 minutos

Percentagem de atendimentos com

tempos de espera até 60 segundos no

atendimento telefónico centralizado

O disposto no ponto 7.3.3 do Anexo 7 do RQS

diz-nos que o indicador relativo ao atendi-

mento telefónico é determinado tendo em

conta o tempo que decorre entre o primeiro

sinal de chamada e o instante em que a

chamada é atendida.

Considerando que o Gráfico 4-22 representa

as diferenças verificadas entre a realização e

o padrão estabelecido regulamentarmente

(80%) no indicador “Atendimentos com tem-

pos de espera até 60 segundos no atendimen-

to telefónico centralizado”, concluímos que o

padrão estipulado foi plenamente cumprido.

Globalmente, o padrão foi ultrapassado em

13,76 pontos percentuais, o que corresponde

ao atendimento de 206 047 chamadas (para

um total de 219 750), num espaço temporal

inferior a 60 segundos.

Gráfico 4-22 Atendimento telefónico com tempos de espera inferiores a 60 segundos

84%

86%

88%

90%

92%

94%

96%

98%

100%

Matriz de Ponta

Delgada

Angra do Heroísmo Ribeira Grande Total Lojas

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

34 Percentagem de clientes com tempo de

reposição de serviço até 4 horas, na se-

quência de interrupções de fornecimento

acidentais

Está estipulado no ponto 7.3.4 do Anexo 7 do

RQS que, para o cálculo do indicador “Per-

centagem de clientes com tempo de reposi-

ção de serviço até 4 horas, na sequência de

interrupções de fornecimento acidentais”,

apenas deve ser considerada a reposição de

serviço na sequência de interrupções longas

com causas imprevistas.

Pelos desvios existentes entre a realização e o

limite imposto no RQS (80%), é possível consta-

tar (Gráfico 4-23) que, para o indicador em

estudo, o padrão regularmente determinado

foi largamente superado. Em 2011 foram veri-

ficadas cerca de 871 427 interrupções em

clientes da EDA, nas condições anteriormente

descritas, sendo que, destas, apenas 4 844

tiveram tempos de reposição superiores ao

estipulado pelo RQS, o que perfaz uma reali-

zação de excelência atingindo o valor de

99,44%. Este valor inclui interrupções em insta-

lações de iluminação pública.

…………………………………………………………………………………………………………………………………

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

Percentagem de reclamações aprecia-

das e respondidas até 15 dias úteis

No cálculo deste indicador devem ser consi-

deradas todas as reclamações apresentadas,

sejam elas de natureza comercial ou técnica,

de acordo com o estabelecido no ponto 7.3.5

do Anexo 7 do RQS.

Analisando o Gráfico 4-24, onde se encontram

visíveis as variações existentes entre a realiza-

ção e o padrão estabelecido no RQS (95%) do

indicador em estudo, chegámos à conclusão

de que, com exceção das ilhas de São Miguel

e Terceira, o padrão foi ultrapassado em 5

pontos percentuais, demonstrando assim mais

uma vez que a procura da perfeição é o limi-

te.

Olhando para a Região como um todo, apu-

ramos que o desempenho realizado levou a

que fossem alcançados os 99,37%, sendo que,

1420 das 1429 reclamações apresentadas

foram apreciadas e respondidas dentro do

prazo estipulado pelo RQS.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Santa

Maria

São

Miguel


Jorge


35

Gráfico 4-24 Percentagem de reclamações apreciadas e respondidas até 15 dias úteis

Percentagem de pedidos de informação,

apresentados por escrito, respondidos até

15 dias úteis

Relativamente aos pedidos de informação

recebidos pela Empresa por escrito, o RQS

estabelece que 90% destes pedidos sejam

respondidos até 15 dias úteis.

Sabendo que o padrão estipulado pelo RQS

para este indicador é de 90% e os desvios

entre a realização e o padrão exigido

(Gráfico 4-25) são iguais a 10%, com exceção

das ilhas de São Miguel (99,44%), Pico (96,97%)

e a ilha do Corvo onde não se registam pedi-

dos de informação, concluímos que, nas res-

tantes ilhas que fazem parte da Região Autó-

noma dos Açores não só se regista o cumpri-

mento integral do respetivo limite mínimo re-

gulamentar, como se verifica que todos os

pedidos de informação recebidos foram res-

pondidos antes dos 15 dias úteis.

92%

93%

94%

95%

96%

97%

98%

99%

100%

Santa

Maria

São

Miguel


Jorge


36

Gráfico 4-25 Percentagem de pedidos de informação respondidas até 15 dias úteis

Percentagem de clientes de baixa tensão

normal cujo contador tenha sido objeto

de pelo menos uma leitura durante o

último ano civil

Tal como disposto no ponto 7.3.6 do Anexo 7

do RQS e para clientes com potência contra-

tada igual ou inferior a 41,4 kVA, para o cálcu-

lo deste indicador são consideradas as leituras

efetuadas pela entidade concessionária do

transporte e distribuição e pelo cliente. As

segundas habitações em que o contador não

se encontra disponível para a leitura, não são

consideradas no seu cálculo, conforme esta-

belecido regularmente.

Nos termos do RQS, os contadores dos clientes

BT com potência contratada inferior a 41,4

kVA, devem ser lidos uma vez por cada ano

civil.

Tabela 4-8 Contadores não lidos

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Santa

Maria

São

Miguel


Jorge


I lha Contadores não lidos

Santa Maria 31

São Miguel 799

Terceira 380

Graciosa 14

São Jorge 133

Pico 80

Faial 123

Flores 3

Corvo 0

EDA 1.563

37 De acordo com as variações entre a realiza-

ção e o limite estabelecido regulamentarmen-

te (98%) para o indicador “Clientes de baixa

tensão normal cujo contador tenha sido

objeto de pelo menos uma leitura durante o

último ano civil”, patentes no Gráfico 4-26,

constata-se que para a Região o padrão foi

exemplarmente cumprido, com exceção da

ilha do São Jorge, onde a sua realização ficou

aquém do padrão por escassos 0,40 pontos

percentuais.

Gráfico 4-26 Contadores BTN com uma Leitura - 4º trimestre

96,0%

96,5%

97,0%

97,5%

98,0%

98,5%

99,0%

99,5%

100,0%

Santa

Maria

São

Miguel

Terceira Graciosa São Jorge Pico Faial Flores Corvo EDA

38 4.2.2. Indicadores Individuais

Os indicadores individuais de relacionamento

comercial permitem caracterizar e avaliar o

desempenho dos serviços que a entidade

concessionária tem de assegurar para cada

cliente. O artigo 37º do Regulamento de Qua-

lidade de Serviço estabelece os níveis mínimos

exigidos, estando subjacente o pagamento

de uma compensação monetária pelo in-

cumprimento dos mesmos. O pagamento da

referida compensação deve ser efetuado na

primeira fatura emitida até 45 dias úteis após a

data da ocorrência do facto que originou o

direito à compensação. Podemos observar,

na Tabela 2.9, os indicadores individuais da

qualidade no relacionamento comercial do

serviço prestado a avaliar:

Tabela 4-9 Indicadores individuais e padrões da qualidade do comercial

Indicadores Indiv iduais Padrões

Visitas às instalações dos clientesCumprimento do intervalo de 3 horas combinado

para a realização da v isita

Início da intervenção nos seguintes prazos máximos:

- Clientes de baixa tensão (BT):

· Zonas A e B - quatro horas;

· Zonas C - cinco horas;

· Restantes clientes - quatro horas.

Retoma do fornecimento nos seguintes prazos máximos:

·Até às 17 horas do dia seguinte àquele em que

se verificou a regularização da situação, no caso dos

clientes de BT;

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

de regularização da situação, para os restantes clientes.

Apreciação no prazo máximo de 15 dias úteis

Retoma do fornecimento de energia eléctrica após

suspensão do serv iço por facto imputável ao cliente.

Tratamento de reclamações - Facturação ou Cobrança,

características técnicas da tensão e funcionamento do

equipamento de contagem.

Assistência técnica após comunicação, pelo cliente, de

avaria na sua alimentação indiv idual de energia

eléctrica.

39 Visitas às instalações dos clientes

Faz parte do procedimento corrente da estru-

tura de atendimento da EDA, informar os cli-

entes no que se refere ao direito de opção

que lhes assiste para poderem optar pela

marcação de uma ordem programada

(OPCC – Ordem programada com os Clien-

tes), que assegure um intervalo de três horas,

durante o qual os técnicos ao serviço da EDA

garantirão a sua presença para a realização

de qualquer trabalho que exija, também, a

presença dos clientes nos locais da instala-

ção. Como opção, a EDA também informa

que os clientes poderão preferir serem con-

tactados imediatamente antes de se dirigirem

à instalação, combinando uma hora que

possa melhor servir ambas as partes, evitando

esperas prolongadas e situações de absentis-

mo que poderão sobretudo penalizar os clien-

tes que não terão outra alternativa senão a

de faltarem ao serviço ou a solicitarem dis-

pensa do mesmo. A realidade da Região Au-

tónoma dos Açores, onde as acessibilidades

são facilitadas (distâncias mais curtas a cum-

prir), permitem à maioria dos clientes optar por

esta última prerrogativa. Com estas medidas

procura-se otimizar o funcionamento das

equipas, evitando-se deslocações infrutíferas

às instalações dos clientes, possíveis atrasos

nas visitas às instalações de outros clientes,

bem como esperas excessivas por parte des-

tes.

Durante o ano de 2011, e considerando o

procedimento descrito, não se verificaram

visitas às instalações dos clientes fora do inter-

valo de 3 horas previsto no RQS.

…………………………………………………………………………………………………………………………………

Tabela 4-10 Ordens programadas com o cliente

Assistência técnica após comunicação,

pelo cliente, de avaria na sua alimenta-

ção individual de energia elétrica

Sempre que a entidade concessionária do

transporte e distribuição tenha conhecimento

de avarias na interrupção da alimentação

individual de energia elétrica dos seus clientes,

deve dar início à intervenção dos trabalhos

com o objetivo do seu restabelecimento no

máximo de 4 horas, para clientes de baixa

tensão das zonas de qualidade de serviço A e

B, 5 horas se for da zona C. Em 2011 foram

identificadas 65 situações de incumprimento,

Quantidade Fora de intervalo EDA Cliente

Santa Maria 0 0 0 0

São Miguel 39 0 0 0

Terceira 32 0 0 0

Graciosa 0 0 0 0

São Jorge 1 0 0 0

Pico 3 0 0 0

Faial 8 0 0 0

Flores 19 0 0 0

Corvo 1 0 0 0

Totais 103 0 0 0

I lha

OPCCResponsabilidade do fora de

intervalo

40 35 clientes BTN com potência <=20,7 kVA e 5

clientes BTE com potência => 20,7 kW, tendo

sido efetuado o pagamento de compensa-

ções no montante de 650,00€, sendo que as

restantes 25 situações de incumprimento não

foram compensadas por ter havido acordo

com o cliente para a execução dos trabalhos

num período que excedia os tempos previstos.

Se a comunicação da avaria à entidade

concessionária do transporte e distribuição for

efetuada fora do período das 8 às 23 horas, os

prazos atrás indicados apenas começam a

contar a partir das 8 horas da manhã seguin-

te. De salientar que, se a avaria comunicada

à entidade concessionária se situar na instala-

ção individual do cliente e for da sua respon-

sabilidade, a entidade pode exigir-lhe o pa-

gamento de uma quantia referente à deslo-

cação efetuada (preço regulado). Assim, e

de acordo com a Tabela 4-11, durante o ano

de 2011 apuraram-se 1049 avarias comunica-

das que se situaram na instalação do cliente,

sendo 1030 referentes a clientes BTN, 17 a cli-

entes BTE e 2 a clientes MT. Estas avarias de-

ram origem a uma compensação de 8

286,13€ a favor da EDA, dos quais 8 150,00€

são provenientes de consumidores de baixa

tensão (BTN – 7 725,00€ e BTE – 425€) e 136,13€

de consumidores de média tensão.

…………………………………………………………………………………………………………………………………

Tabela 4-11 Compensações pagas pelos clientes

Retoma do fornecimento de energia elé-

trica após suspensão do serviço por facto

imputável ao cliente

O RQS define os factos imputáveis aos clientes

que podem levar à suspensão do fornecimen-

to de energia elétrica. Uma vez ultrapassada

a situação que levou à suspensão do serviço e

liquidados os pagamentos determinados le-

galmente, o RQS estabelece um prazo máxi-

mo para a entidade concessionária de trans-

porte e distribuição restabelecer o forneci-

mento de energia elétrica.

Pela análise da Tabela 4-12, verifica-se que

foram efetuadas 12 085 reposições do forne-

cimento de energia elétrica, após suspensão

do serviço por facto imputável ao cliente, não

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

Santa Maria 35 262,50 0 0,00 0 0,00

São Miguel 304 2280,00 4 100,00 1 75,00

Terceira 507 3802,50 6 150,00 0 0,00

Graciosa 15 112,50 0 0,00 0 0,00

São Jorge 42 315,00 4 100,00 1 61,13

Pico 41 307,50 3 75,00 0 0,00

Faial 64 480,00 0 0,00 0 0,00

Flores 18 135,00 0 0,00 0 0,00

Corvo 4 30,00 0 0,00 0 0,00

Total EDA 1030 7725,00 17 425,00 2 136,13

MT

I lha

BTN BTE

41 existindo situações de incumprimento do pra-

zo estipulado pelo RQS.

Tabela 4-12 Retoma do fornecimento de energia elétrica após suspensão do serviço por facto imputável ao clien-

te

I lhaNúmero Fora do prazo (Nº) Dentro do prazo (Nº) Dentro do prazo (%)

Santa Maria 266 0 266 100%

São Miguel 5417 0 5417 100%

Terceira 3422 0 3422 100%

Graciosa 265 0 265 100%

São Jorge 463 0 463 100%

Pico 1141 0 1141 100%

Faial 938 0 938 100%

Flores 156 0 156 100%

Corvo 17 0 17 100%

EDA 12085 0 12085 100%

42 Tratamento de Reclamações relativas a

Faturação e Cobranças

Sempre que um cliente da concessionária do

transporte e distribuição da RAA apresentar

uma reclamação relativa a faturação ou co-

brança, o RQS obriga a entidade concessio-

nária de transporte e distribuição a apreciar e

informar o cliente do resultado da apreciação

ou propor uma reunião de forma a promover

o completo esclarecimento do assunto, no

prazo máximo de 15 dias, após a data de

receção da reclamação.

De acordo com a Tabela 4-13, e da totalida-

de das 81 reclamações recebidas, verifica-se

apenas um caso de uma reclamação res-

pondida fora do prazo e outra que ficou pen-

dente. Ambas as situações tiveram origem na

ilha Graciosa.

Tabela 4-13 Tratamento de reclamações relativas a faturação e cobrança

I lha

Grupo de

AcçãoEntradas Respondidas

Respondidas dentro

do prazo do RQS

Respondidas fora

do prazo do RQSPendentes

Facturação 1 1 1 0 0

Cobrança 0 0 0


Cobrança 0 0 0


Cobrança 0 0 0


Cobrança 0 0 0

Facturação 0 0 0

Cobrança 0 0 0


Cobrança 0 0 0


Cobrança 3 3 3 0 0


Cobrança 1 1 1 0 0

Facturação 0 0 0

Cobrança 0 0 0


Cobrança 4 4 4 0 0Total EDA

Santa Maria

São Miguel

Terceira

Graciosa

São Jorge

Pico

Faial

Flores

Corvo

43

Tabela 4-14 Reclamações relativas às características técnicas da tensão

Reclamações relativas às Características

Técnicas da Tensão

Está estabelecido no artigo 43º do RQS que a

entidade concessionária do transporte e dis-

tribuição deve dar resposta, por escrito, ao

cliente que efetuou o tratamento da recla-

mação, considerando a reclamação impro-

cedente ou justificando a falta de qualidade

da tensão de alimentação, junto com as

ações corretivas e o seu prazo de implemen-

tação. A EDA promoverá sempre uma visita à

instalação do cliente de forma a verificar a

qualidade da tensão e analisar a eventual

causa do sucedido. Estas ações devem ser

implementadas dentro do prazo de 15 dias

úteis, após receção da reclamação.

Quanto ao indicador em estudo, e segundo a

Tabela 4-14, constata-se que na sua totalida-

de, as reclamações relativas às características

técnicas da tensão foram respondidas dentro

do prazo estipulado pelo RQS.

Reclamações relativas a sistemas de con-

tagem

Todas as reclamações relativas ao funciona-

mento do equipamento de contagem devem

ser acompanhadas da descrição de factos

que coloquem em evidência a possibilidade

do equipamento estar a funcionar fora das

margens de erro admitidas regulamentarmen-

te. A entidade concessionária do transporte e

distribuição deve proceder à verificação dos

factos na instalação do cliente num prazo

máximo de 15 dias úteis.

Através da análise da Tabela 4-15, e apesar

de existirem duas reclamações relativas ao fim

do período de 2011 que ainda estão penden-

tes, verifica-se que todas as reclamações fo-

ram respondidas dentro do prazo estabeleci-

do. Assim, conclui-se que das 90 reclamações

respondidas dentro do prazo, 3 reclamações

haviam transitado do fim do período do ano

de 2010.

I lhaEntradas Respondidas

Respondidas fora

do prazo do RQS

Respondidas dentro

do prazo do RQS (%)Pendentes

Santa Maria 0 0 0

São Miguel 31 31 0 31 0

Terceira 20 20 0 20 0

Graciosa 0 0 0

São Jorge 1 1 0 1 0

Pico 1 1 0 1 0

Faial 1 1 0 1 0

Flores 1 1 0 1 0

Corvo

Total EDA 55 55 0 55 0

44

Tabela 4-15 Reclamações relativas a sistemas de contagem

I lha

Grupo de

acçãoEntradas Respondidas

Respondidas fora

do prazo do RQS

Respondidas dentro

do prazo do RQS (%)Pendentes

Santa MariaSistema de

Contagem3 4 0 4 0

São MiguelSistema de

Contagem46 44 0 44 2

TerceiraSistema de


GraciosaSistema de

Contagem0 0 0

São JorgeSistema de

Contagem2 3 0 3 0

PicoSistema de


FaialSistema de

Contagem4 4 0 4 0

FloresSistema de

Contagem2 2 0 2 0

CorvoSistema de

Contagem0 0 0

Total EDASistema de


45

Ilha Concelho Auditivos

Motores c\

cadeiras de

rodas

VisuaisDependentes de

equipamentos médicos

Total

Santa Maria Vila do Porto 1 1 2

Ponta Delgada 1 25 11 37

Lagoa 1 6 1 8

Vila Franca do Campo 0 0

Povoação 0 0

Nordeste 1 0 1

Ribeira Grande 5 2 7

Angra do Heroismo 1 2 6 9

Praia da Vitoria 2 1 3

Graciosa Santa Cruz da Graciosa 0 0

Calheta S. Jorge 1 0 1

Velas 3 3 6

Pico Lajes do Pico 1 1 2

Madalena 4 1 0 5

São Roque do Pico 0 0

Faial Horta 5 3 8

Flores Stª. Cruz das Flores 0 0

Lajes das Flores 0 0

Corvo Vila Nova do Corvo 0 0

Total EDA 3 5 52 29 89

São Miguel

Terceira

São Jorge

4.3. Clientes com necessidades especiais

O Regulamento da Qualidade de Serviço

estabelece nos artigos 27º, 28º e 29º, um con-

junto de regras destinadas a acautelar um

relacionamento comercial com qualidade

entre os operadores de re-

de/comercializadores e os clientes especiais.

Na tentativa de manter a base de dados co-

mercial o mais atualizada possível, a EDA,

para além de manter os contactos anterior-

mente estabelecidos com um vasto conjunto

de associações de deficientes, encontra-se

também a validar todos os dados fornecidos,

previamente, pelas mesmas. Não obstante, a

EDA continua a desenvolver esforços junto da

Direção Regional de Solidariedade e Segu-

rança Social e de outras entidades represen-

tativas dos interesses dos clientes alvo, com

vista à recolha de mais informação correlaci-

onada. Em simultâneo com as ações acima

descritas, encontram-se disponíveis em todos

os centros de atendimento comercial, folhetos

informativos e impressos de registo para clien-

tes com necessidades especiais.

Apesar de todos os esforços desenvolvidos no

sentido de ter o máximo de informação em

relação aos seus clientes com necessidades

especiais, a EDA não tem obtido a reciproci-

dade necessária e legitimamente esperada

da parte dos clientes, o mesmo acontecendo

em relação às suas instituições representati-

vas.

Na Tabela 2.16, encontra-se disposto o núme-

ro de clientes registado com necessidades

especiais.

Tabela 4-16 Número de clientes com necessidades especiais registados

46 4.4. Ações mais relevantes para garantia da qualidade de serviço de

âmbito comercial

Política da Qualidade

Decorrente do processo de confirmação e

acompanhamento da condição de empresa

acreditada segundo a norma ISO 9001/2008,

foram realizadas, como habitualmente, várias

auditorias, incluindo a auditoria externa de

acompanhamento, levada a efeito pela SGS

ICS, com vista a confirmar o desempenho da

empresa em matéria de comercialização de

energia, potência e serviços conexos, sendo

os resultados inteiramente demonstrativos da

excelência dos serviços oferecidos pela EDA.

Importa reforçar a ideia de que a Certifica-

ção da atividade comercial, tem permitido,

ano após ano, encontrar métodos e processos

de trabalho que conduzem à manutenção de

elevados índices de confiança e satisfação

plena das necessidades e expectativas dos

clientes, ao mesmo tempo que assegura, de

forma clara e tangível, a obtenção de indica-

dores de qualidade de serviço demonstrativos

da vitalidade e maturidade que são condição

indispensável para o reconhecimento do de-

sempenho de uma empresa regulada.

Foram reforçadas as iniciativas de gestão,

particularmente em matéria de atendimento,

visando privilegiar a proatividade no apoio às

decisões dos clientes, em particular no que se

refere às opções tarifárias a seguir, disponibili-

zando, nesse domínio, a realização de simula-

ções que projetam consumos e faturação de

energia e potência com base em histórico de

consumos devidamente consolidados e verifi-

cados. Como consequência destas ações

orientadas para o cliente, atingimos excelen-

tes resultados, cujo exemplo é a adesão mas-

siva à tarifa tri-horária, terminando 2011 com

cerca de 11 000 clientes, representando 10,5%

do universo de clientes (3.45 kVA a 17.25 kVA),

onde se incluem a quase totalidade dos nos-

sos clientes domésticos.

Outra meta importante foi o da conclusão do

processo de Acreditação do LCEE – Laborató-

rio de Contadores de Energia Elétrica a cargo

do Instituto Português de Acreditação (IPAC),

que formalmente reconheceu aquela nossa

instalação, como Organismo Nacional de

Acreditação segundo norma NP EN ISO/IEC

17025. A acreditação concedida demonstra a

competência técnica para a realização de

ensaios de contadores de energia elétrica

conforme procedimentos aplicáveis no siste-

ma de gestão de qualidade.

Autonomização da Plataforma aplicaci-

onal de gestão Comercial

Culminando o processo de upgrade da apli-

cação de gestão comercial SAP IS-U, a EDA

tomou a decisão de avançar com a autono-

mização do processo de exploração de infra-

estruturas e manutenção corretiva e aplicaci-

onal de toda a plataforma comercial, incluin-

do, para além da aplicação base, a adoção

do novo sistema SDD – Sistema de Débito Dire-

to, o qual permite uma parametrização à

medida da vontade do cliente no que se

refere a limites de montantes e calendariza-

ção de pagamentos.

Avaliação do grau de satisfação dos cli-

entes

Apesar das limitações decorrentes de uma

atividade que prima pela sistemática redução

de custos, a verdade é que os estudos de

opinião (inquérito de satisfação de clientes),

continuam a registar resultados demonstrati-

vos do elevado grau de reconhecimento dos

clientes pelo trabalho desenvolvido pela EDA,

continuando a conferir à EDA uma posição de

cimeira e relevo enquanto empresa prestado-

ra de um serviço público de enorme relevân-

cia e impacto no desenvolvimento económi-

47 co e nos níveis de conforto e segurança dos

Açorianos.

EDA Online e fatura eletrónica

Desde finais de 2011 que a EDA disponibiliza,

on-line, uma área acessível a todos os seus

clientes de baixa tensão normal (BTN), onde,

para além da comunicação das leituras do

seu contador, é possível aceder, em tempo

real, a muitas outras informações úteis, como

seja consultar e alterar os contratos de forne-

cimento de energia que possuem em seu

nome, visualizar as respetivas faturas, acom-

panhar o histórico de leituras e de consumos,

bem como consultar a sua conta corrente.

Dadas as suas várias funcionalidades, aliada à

comodidade que esta ferramenta oferece, a

EDA tem vindo a efetuar o pré-registo de to-

dos os clientes que dispõem já na base de

dados da EDA de um endereço eletrónico

válido, sem prejuízo da iniciativa dos clientes

que podem registar-se através do nosso site:

www.eda.pt.

Também, no último trimestre de 2011, a EDA

colocou à disposição dos seus clientes BTN a

possibilidade de adesão ao envio da sua fatu-

ra de energia elétrica por via eletrónica (por

e-mail), em substituição da fatura em papel,

permitindo ao cliente rececionar a mesma

num curto espaço de tempo, ao mesmo tem-

po que contribui para aliviar os custos levados

à tarifa e a preservar o ambiente.

Novo fardamento dos Atendedores EDA

Em 2011 a EDA optou por dotar todos os

atendedores comercias (de “front office”), na

sua rede de Lojas próprias, de um novo far-

damento, alinhado com a sua imagem corpo-

rativa e em linha com o amadurecimento já

alcançado no atendimento, que é condição

fundamental para o reconhecimento do bom

desempenho de uma “utility” do ramo elétri-

co.

49

Continuidade de serviço 5.

Ao nível da continuidade de serviço, a quali-

dade é aferida através de indicadores gerais

para as redes de transporte, de distribuição

em média tensão e distribuição em baixa

tensão e indicadores individuais.

O ano de 2011 revela uma melhoria significa-

tiva da continuidade de serviço prestada na

Região Autónoma dos Açores.

Neste capítulo apresentam-se os indicadores

gerais e individuais de continuidade de servi-

ço, com diversas desagregações para me-

lhor compreensão das origens e causas das

interrupções verificadas. Os indicadores refe-

renciados são apresentados com detalhe em

ficheiro anexo (Anexo III).

Na Região existem três níveis de qualidade

de serviço, definidos no regulamento da

qualidade de serviço, designadamente:

zonas do tipo A, B e C. Verifica-se uma forte

concentração de PdE em zonas do tipo C

(77%).

5.1. Resumo 2011

Em 2011 registaram-se 1610 ocorrências que

afetaram os PdE da rede de distribuição MT

da RAA. Face a 2010 verifica-se uma redução

em cerca de 16% do número de situações

que originaram interrupções, quer com ori-

gem na produção quer nas redes.

Das referidas ocorrências cerca de 67% são

ocorrências previstas por razões de serviço ou

por acordo com o cliente. Cerca de 33% das

ocorrências são imprevistas, sendo que 20%

são por causas próprias.

As ocorrências registadas durante 2011 de-

ram origem a cerca de 24 mil interrupções

em PdE da rede de distribuição MT, que re-

presenta uma expressiva redução face a

2010, em cerca de 39%.

Para as interrupções longas não tendo como

origem os centros produtores verifica-se uma

redução da mesma ordem de grandeza,

cerca de 39.

Verifica-se o cumprimento dos padrões esta-

belecidos, concretizando uma melhoria geral

ao longo dos últimos três anos dos indicado-

res de continuidade de serviço.

A nível individual, os padrões estabelecidos

foram cumpridos em todas as ilhas.

50

849

8025

7233

7611

Acordo c/ cliente Razões de serviço Facto imputável ao cliente Fortuitas ou de força maior Razões de segurança Próprias Reengate Facto imputável ao cliente

Interrupções Previstas Interrupções Imprevistas

Produção - Int. Curtas Redes - Int. Curtas Produção - Int. Longas Redes - Int. Longas

5.2. Região Autónoma dos

Açores

Interrupções

Em 2011 verificacaram-se 23718 interrupções

nos pontos de entrega (PdE) da rede de

distribuição de média tensão das 9 ilhas do

arquipelago dos Açores. Nas zonas do tipo

A, verificaram-se 2403 interrupções, em

zonas do tipo B 304 e em zonas do tipo C,

foram registadas 21001 interrupções.

A maioria destas interrupções (64%) teve

duração superior a 3 minutos, classificando-

se como longas.

As interrupções curtas com origem nos

centros produtores (849) deram-se quase

exclisivamente em zonas do tipo C,

devendo-se, maioritariamente, a razões de

segurança e causas próprias.

Neste período, ocorreram total de

7611interrupções curtas com origem nas

redes, a maioria devido a reengates em

resultado de defeitos transitórios (64%) e

também devidos a causas próprias (29%).

Das 7233 interrupções longas com origem

em centros produtores, cerca de 87%

afetaram PdE de zonas do tipo C, na sua

maioria resultantes de causas próprias (79%).

Neste ano foram contabilizadas 8025

interrupções longas com origem nas redes,

51% das quais derivadas de causas próprias,

24% por razões de serviço e 23% resultantes

de casos fortuitos ou de força-maior.

51

778

779

715

1

94

165

54

717

7 153

6 289

6 842

Zona A Zona B Zona C

1




52

0:43:31

0:02:16

3:11:02

0:00:42




Tempo de interrupção equivalente da

potência instalada (TIEPI)

No ano de 2011, registou um TIEPI global

para a Região de 3 horas e 58 minutos. Nas

respetivas zonas de qualidade de serviço

registaram-se os seguintes valores para este

indicador: zona A, 2 horas e 23 minutos; zona

B, 1 hora e 24 minutos; zona C, 4 horas e 59

minutos.

O tempo de interrupção equivalente da

potência instalada para interrupções curtas

é muito baixo, não atingindo os 3 minutos.

Para interrupções longas com origem em

centros produtores, o TIEPI foi de 44 minutos,

maioritariamente por causas próprias.

O valor deste indicador para interrupções

longas, com origem nas redes, foi 3 horas e

11 minutos. Em zonas do tipo A atingiu as 2

horas, sendo que 40% resulta de casos

fortuitos ou de força-maior, 25% de

interrupções por causas próprias e 20 % por

acordo com o cliente. Em zonas do tipo B

51% do valor do indicador refere-se a

situações previstas por razões de serviço, 33%

a interrupções por acordo com o cliente, 9%

por factos imputáveis aos clientes e apenas

5% referente a situações originadas por

causas próprias.

Pela análise do valor do TIEPI da RAA de

2011, constata-se que os padõres previstos

regulamentarmente foram inteiramente

respeitados, nas três zonas de qualidade de

serviço.

53

1:59:41

0:22:10

0:00:41

0:00:01

0:40:50

0:42:03

0:01:21

0:00:56

4:00:33

0:54:05

0:03:07


0:00:01




54

0:02:44

1:00:33

3:58:45

0:01:00




Duração média das interrupções do

sistema (SAIDI)

A duração média das interrupções de

pontos de entrega da rede de média tensão

da Região atingiu as 5 horas e 3 minutos,

variando entre 28 minutos em zonas do tipo

B a 4 horas e 32 minutos em zonas do tipo C.

As zonas do tipo A registaram um valor para

este indicador de 2 horas e 26 minutos.

As interrupções curtas, quer com origem em

centros produtores, quer com origem nas

redes, têm tempos médios de interrupção

irrelevantes.

As interrupções com origem em centros

produtores, de duração longa, tiveram uma

duração média de 1 hora,

predominantemente por causas próprias e

razões de segurança. Este valor reduz-se

significativamente em zonas doi tipo A e B

(com 31 e 45 minutos, respectivamente)

Relativamente às interrupções longas com

origem nas redes, registou-se um SAIDI de 3

horas e 58 minutos. Este indicador, referido a

zonas de qualidade do tipo A, foi de 2 horas

e 26 minutos, sendo resultante de casos

fortuitos ou de força-maior em 43% do seu

valor, de causas próprias (28%) e

interrupções previstas por razões de serviço

(16%).

Face aos padrões definidos no regulamento

da qualidade de serviço para este indicador

e para a Região, constata-se o cumprimento

dos mesmos.

55

2:25:32

0:31:07

0:01:00

0:00:03

0:28:03

0:44:46

0:01:19

0:01:08

4:31:51

1:08:45

0:03:14


0:00:03




56

4,10

3,90

4,33

0,46




Frequência média de interrupções do

sistema (SAIFI)

Nos Açores registaram-se no decorrer de

2011, cerca de 12,8 interrupções por PdE da

rede MT. Em zonas do tipo A, a frequência

de interrupções foi de 6,6, em zonas do tipo

B de 5,1 e em zonas do tipo C, de 14,7.

Neste período registou-se, em média, menos

de 0,5 interrupções por PdE, resultante de

interrupções curtas com origem em centros

produtores.

A frequência média de interrupções curtas

com origem nas redes foi de 4,1, em grande

parte por defeitos transitórios (reengates),

tendo-se verificado um peso relevante para

interrupções por causas próprias.

Os centros produtores foram responsáveis

por cerca de 3,9 interrupções por PdE da

rede MT, na maioria resultante de causas

próprias.

As interrupções longas com origem nas re-

des, resultaram num valor do indicador de

4,3. Cerca de 51% deste valor é consequên-

cia de causas próprias, verificando-se con-

tributos expressivos de interrupções fortuitas

(23%) e razões de serviço (24%).

Os padrões definidos para o SAIFI da rede

MT da RAA foram totalmente respeitados.

57

2,13

2,14

1,96

0,02

1,51

2,67

0,87

0,50

5,01

4,41

4,79


0,02




58

30

116

379

421




5.3. Santa Maria

5.3.1. Rede de distribuição em

média tensão

Durante 2011, na ilha de Santa Maria, embo-

ra se tenha verificado uma redução do nú-

mero de ocorrências registadas em cerca

de 21%, relativamente a 2010, constatou-se

um aumento do número de interrupções em

PdE da rede MT, face a 2009, em cerca de

14%.

Interrupções

Na ilha de Santa Maria, verificaram-se, em

2011, 77 ocorrências que resultaram em in-

terrupções de um ou mais PdE da rede MT

desta ilha.

No total registaram-se 946 interrupções em

PdE da rede MT, 85% das quais têm origem

nas redes.

Durante 2011, registaram-se 30 interrupções

curtas com origem em centros produtores,

80% por causas próprias e as demais por

razões de segurança. Ao nível das redes

foram registadas 116 interrupções curtas,

maioritariamente imprevistas por causas

próprias (72%), seguidas por interrupções

previstas por razões de serviço (31%).

No período em análise, contabilizaram-se

800 interrupções longas, 53% das quais com

origem em centros produtores e as demais

com origem nas redes ou em instalações de

clientes.

Das 421 longas interrupções com origem em

centros produtores registadas em 2011, 86%

tiveram causas próprias e 14% foram por

razões de segurança.

As interrupções longas em PdE da rede MT

que tiveram origem ao nível das redes tive-

ram igual distribuição entre situações previs-

tas por razões de serviço e imprevistas por

causas próprias, cerca de 49%.

59

0:00:57

0:01:50

2:12:03

2:06:06






Na ilha de Santa Maria, em 2011, registou-se

um valor total do indicador TIEPI de 4 horas e

21 minutos.

Conforme seria expectável, o valor deste

indicador para interrupções curtas é residual,

não totalizando um minuto para interrup-

ções tendo origem em centros produtores e

tendo menos de dois minutos para interrup-

ções com origem nas redes.


potência instalada, para interrupções curtas

com origem nos centros produtores, totalizou

duas horas e seis minutos, sendo na quase

totalidade (96%) decorrentes de causas

próprias, verificando-se uma pequena per-

centagem de interrupções por razões de

segurança (3%).

Para interrupções longas com origem nas

redes, verifica-se um valor do indicador de

duas horas e doze minutos, preponderante-

mente devido a interrupções previstas por

razões de serviço (65%). Verifica-se um valor

considerável do indicador para interrupções

por acordo com o cliente (21%) e para inter-

rupções por causas próprias (14%).

O padrão estabelecido para este indicador

foi totalmente cumprido (nesta ilha apenas

existe uma zona de qualidade do tipo C).

A energia não distribuída na zona C da ilha

de Santa Maria, durante 2011, atingiu os

10,42 MWh.

60

0:02:43

2:20:00

2:07:09

0:00:54





sistema (SAIDI)

A duração média das interrupções em pon-

tos de entrega da rede de média tensão, da

ilha de Santa Maria, atingiu as 4 horas e 30

minutos, no decorrer de 2011.

O valor deste indicador, para interrupções

curtas, não tem expressão no valor global

(1%), correspondendo a cerca de 3 minutos

de duração média para interrupções com

origem nas redes e não atingindo um minuto

para interrupções curtas com origem em

centros produtores.

Para as interrupções longas, o indicador

atinge as 4 horas e 27 minutos, constatando-

se uma distribuição entre interrupções com

origem em centros produtores e com origem

nas redes, de 47% e 52%, respetivamente.

O valor do indicador SAIDI, referente a inter-

rupções longas com origem em centros pro-

dutores é resultante, predominantemente,

de interrupções imprevistas por causas pró-

prias (96%) contribuindo, também, as inter-

rupções imprevistas por razões de segurança

(4%).

As interrupções previstas por razões de servi-

ço têm um peso preponderante no valor do

indicador, relativo a interrupções longas

com origem nas redes, cerca de 72%. Para o

valor deste indicador, verifica-se a influência

de interrupções imprevistas por causas pró-

prias (17%) e de interrupções previstas por

acordo com o cliente (11%).

Face aos padrões estabelecidos para este

indicador, verifica-se o cumprimento do

mesmo com elevada margem.

61

1,48

4,78

5,29

0,38





sistema (SAIFI)

Em 2011 verificaram-se, em média, cerca de

12 interrupções em pontos de entrega da

rede MT.

A frequência média de interrupções, relativa

a interrupções curtas com origem em cen-

tros produtores (0,4) refere-se a interrupções

imprevistas por causas próprias (80%), e, por

razões de segurança (20%).

Quando referido a interrupções curtas, com

origem nas redes, verifica-se que a maior

influência é devida a interrupções imprevis-

tas por causas próprias (71%) e interrupções


Durante 2011 verificaram-se, em média, 5,3

interrupções longas com origem em centros

produtores. Destas, 86% referem-se interrup-

ções imprevistas por causas próprias, sendo

as restantes devidas a razões de segurança.

Relativamente às interrupções longas com

origem nas redes, verificaram-se, em média,

4,8 em 2011. Para este valor contribuíram em

igual medida as interrupções previstas por

razões de serviço e imprevistas por causas

próprias com 49%

Comparativamente a padrão estabelecido

para o indicador SAIFI verifica-se que foi

totalmente cumprido.

62

6 320

18 835

18 586

1 328





baixa tensão

Interrupções

Em 2011 foram registadas 45069 interrupções

em pontos de entrega da rede de baixa

tensão. Do valor apurado, 41% são referen-

tes a interrupções longas com origem nas

redes e 42% relativos a interrupções longas

com origem nos centros produtores. As inter-

rupções curtas representam cerca de 3%,

quando com origem em centos produtores,

e 14% relativos a interrupções com origem

nas redes.

As interrupções curtas com origem em cen-

tros produtores, totalizando 1328 situações,

são, na maioria, consequência de causas

próprias (80%) sendo o remanescente resul-

tante de razões de segurança.

Das 6320 interrupções em PdE da rede BT,

com duração curta e origem nas redes,

assumem preponderância as resultantes de

causas próprias, verificando-se que as res-

tantes 27% dizem respeito a situações previs-

tas por razões de serviço.

Neste período, contabilizaram-se 18835 inter-

rupções longas, com origem nas redes, que

afetaram os pontos de entrega da rede em

baixa tensão da ilha de Santa Maria. Cerca

de 87% destas interrupções referem-se a

situações por causas próprias e as restantes

verificaram-se por razões de segurança.

Salienta-se o facto que, das referidas inter-

rupções, apenas 887 (5%) tiveram origem na

rede BT. Desta forma, os indicadores de con-

tinuidade de serviço da rede BT desta ilha

seguem os indicadores homólogos da rede

MT.

63

0:03:05

2:09:09

2:04:22

0:00:53





sistema (SAIDI)

Em Santa Maria, a duração média das inter-

rupções registadas em PdE da rede Bt foi de

4 horas e 17 minutos.

Este indicador apresenta valores residuais

para interrupções curtas, independentemen-

te da origem.

As interrupções longas, com origem em cen-

tros produtores, tiveram uma duração média

de 2 horas e 9 minutos, fundamentalmente,

motivadas por causas próprias (97%).

Para interrupções longas, com origem nas

redes, verificou-se um SAIDI de 2 horas e 4

minutos, com maior relevância para as inter-

rupções por razões de serviço (65%) e com

alguma expressão relativamente a interrup-

ções por causas próprias (35%).

O valor deste indicador, de 2011, cumpriu os

padrões estabelecidos regulamentarmente

64

1,77

5,20

5,15

0,37





sistema

No decorrer de 2011, constataram-se cerca

de 12,5 interrupções por ponto de entrega

da rede em baixa tensão da ilha de Santa

Maria.

Registaram-se, em média, cerca de 0,4 inter-

rupções curtas com origem em centros pro-

dutores, maioritariamente por causas pró-

prias (80%).

Para interrupções curtas com origem nas

redes, verificou-se uma frequência média de

interrupções de 1,8 por PdE. Cerca de 73%

deste tempo é referente a interrupções por

causas próprias, sendo o restante relativo a

interrupções por razões de serviço.

A frequência média de interrupções longas,

com origem em centros produtores, 5,2,

resulta, sobretudo, de interrupções por cau-

sas próprias (87%) e razões de segurança

(13%).

Quanto às interrupções longas com origem

nas redes, constata-se uma frequência mé-

dia de 5,2 interrupções, principalmente resul-

tantes de interrupções por causas próprias

(52%) e por situações previstas por razões de

serviço (48%).

Comparativamente aos valores estabeleci-

dos regulamentarmente, verifica-se o cum-

primento do indicador SAIFI BT da ilha se

Santa Maria.

65

2307

161

3131

1854




São Miguel

No decorrer de 2011, verificaram-se 675

ocorrências na ilha de São Miguel, cerca de

menos 3% do que o número registado em

2010. Isto significa uma redução de 37%, ou

seja, cerca de menos 4400 interrupções em

PdE da rede MT.


média tensão

Interrupções

Durante 2011, contabilizaram-se 7453 inter-

rupções em pontos de entrega da rede de

distribuição em média tensão. Destas inter-

rupções 5% verificaram-se em PdE de zonas

de qualidade A, 4% em zonas do tipo B e as

restantes em zonas do tipo C.

Verificaram-se 161 interrupções curtas com

origem nos centros produtores (todas por

razões de segurança), sendo que nenhum

PdE de zonas do tipo A foi afetado por este

tipo de interrupções e apenas 1 em zonas

do tipo B.

Neste período, registaram-se 2307 interrup-

ções curtas com origem nas redes, 95% das

quais afetaram PdE de zonas do tipo C. Em

termos globais, estas interrupções resultaram

maioritariamente de reengates (49%) e de

interrupções imprevistas por causas próprias

(46%).

Das 1854 interrupções longas com origem

em centros produtores registadas em 2011,

cerca de 88% afetaram PdE de zonas do

tipo C. Estas interrupções imprevistas são

predominantemente por causas próprias

(57%) e razões de segurança (43%).

Cerca de 42% das interrupções registadas

em 2011 foram longas e com origem nas

redes. À semelhança das demais interrup-

ções, e pela concentração de PdE nestas

66

243

64

51

1

94

165

54

160

2 794

1 625

2 202





zonas de qualidade de serviço, preponderam

interrupções em zonas do tipo C (91%). Existe uma

maior dispersão de causas que originam esta

tipologia de interrupções, de forma global: cerca

de 40% são imprevistas por causas próprias; apro-

ximadamente 31% referem-se a casos fortuitos ou

de força-maior; 26% devem-se a casos previstos

por razões de serviço (investimento, manutenção,

etc.) e 3% por acordo com o cliente.

Constata-se que, em zonas o tipo A, existe um

maior contributo de interrupções por acordo com

o cliente, usualmente a pedido do mesmo, para

manutenções, comparativamente às restantes

zonas de qualidade de serviço. Por outro lado,

constata-se uma maior relevância de interrup-

ções devido a situações fortuitas ou de força-

maior, em zonas do tipo C.

67

0:01:44

2:20:11

0:26:46

0:00:18







potência instalada da ilha de São Miguel

totalizou, em 2011, 2 horas e 49 minutos.

Embora o número de interrupções curtas

tenha um valor relevante no número total de

interrupções de 2011, o indicador TIEPI tem

um valor negligenciável, quer para interrup-

ções com origem em centros produtores,

quer nas redes.

Para interrupções longas, com origem em

centros produtores, verifica-se um valor des-

te indicador para São Miguel de 27 minutos,

sendo que em zonas do tipo A não atinge os

5 minutos, e tornando-se mais expressivo em

zonas do tipo B com 42 minutos, onde repre-

senta 50% do valor total do TIEPI. O valor

deste indicador resulta maioritariamente de


em zonas do tipo B e C (59% e 70%, respeti-

vamente) sendo o restante valor resultante

de interrupções por razões de segurança.

Em zonas de qualidade de serviço do tipo A

preponderam as interrupções por razões de

segurança (54%).

As interrupções longas com origem nas redes

verificadas no decorrer de 2011 resultaram

num TIEPI, em São Miguel, de 2 horas e 20

minutos. Ao nível das zonas de qualidade

destaca-se o valor de zonas do tipo B, tam-

bém por influência do baixo número de PdE

aí existentes. Em zonas do tipo A este indica-

dor atingiu uma hora e 5 minutos, predomi-

nantemente devido a interrupções por

acordo com o cliente (51%) e distribuição

semelhante entre interrupções previstas por

razões de serviço (24%) e imprevistas por

causas próprias (23%).Para zonas do tipo B

68

1:05:22

0:04:42

0:00:24

0:00:01

0:40:50

0:42:03

0:01:21

0:00:31

3:23:29

0:37:10

0:02:37





com o valor de 41 minutos, o TIEPI resulta mai-

oritariamente de interrupções previstas por

razões de serviço (51%), por acordo com o

cliente (33%), contribuindo as interrupções

imprevistas por razões de serviço para 5% do

valor do indicador. O indicador TIEPI, para

esta tipologia de interrupções e para zonas do

tipo C, onde se concentra a maioria dos pon-

tos de entrega, em 2011, foi de 3 horas e 23

minutos, contribuindo maioritariamente para

esse número as interrupções previstas por ra-

zões de serviço (38%) e imprevistas por causas

próprias (35%). Nesta zona de qualidade de

serviço, é menos relevante o tempo de inter-

rupção por acordo com o cliente (12%) e

assume maior representatividade o tempo de

interrupção equivalente, relativo a situações

fortuitas ou de força-maior (15%).

Quando comparado com os padrões defini-

dos pelo RQS para as diferentes zonas de qua-

lidade de serviço, o indicador TIEPI ficou abai-

xo do estabelecido em todas as zonas.

Em 2011, verificou-se uma END, nas zonas de

qualidade de serviço A, B e C da ilha de São

Miguel, de 59,02 MWh, 70,56 MWh e 204,18

MWh, respetivamente.

69

0:02:13

3:02:10

0:37:42

0:00:32





sistema (SAIDI)

Em 2011, a duração média das interrupções

do sistema (ilha de São Miguel), atingiu as 3

horas e 43 minutos.

O SAIDI resultante de interrupções curtas tem

um valor inferior a 3 minutos, 81% dos quais

referentes a interrupções com origem nas

redes, onde predominam as causas próprias.


centros produtores, o indicador SAIDI foi de

38 minutos. Este tipo de interrupção tem

pouca expressão em zonas do tipo A (6 mi-

nutos), atingindo 45 minutos em zonas do

tipo B e 47 em zonas do tipo C. As interrup-

ções que contribuem para o valor deste

indicador dividem-se entre causas próprias e

razões de segurança, com contributos variá-

veis consoante o tipo de zona de qualidade

de serviço.

A duração média, em 2011, das interrupções

longas com origem nas redes foi, em São

Miguel, de 3 horas e 2 minutos. Face às zo-

nas de qualidade de serviço existentes nesta

ilha, este indicador foi de 1 hora e 3 minutos

em zonas do tipo A, 28 minutos em zonas do

tipo B e 3 horas e 56 minutos em zonas do

tipo C. Para as zonas do tipo A, contribuíram

para o valor do SAIDI, predominantemente

as interrupções por acordo com o cliente

(41%), seguindo-se as interrupções previstas

por razões de serviço (31%) e imprevistas por

causas próprias (27%). Em zonas do tipo B,

destaca-se o elevado valor do indicador

relativo a interrupções por factos imputáveis

aos clientes (11%), correspondendo as de-

mais causas de interrupções a: razões de

serviço (58%); imprevistas por causas próprias

(13%); acordo com o cliente (12%); interrup-

ções fortuitas ou de força-maior (6%).

70

1:03:28

0:05:44

0:00:31

0:00:03

0:28:03

0:44:46

0:01:19

0:00:45

3:56:29

0:47:12

0:02:52





Nas zonas do tipo C, de São Miguel, o SAIDI

para interrupções longas com origem nas

redes foi de 3 horas e 56 minutos, predominan-

temente devido a interrupções previstas por

razões de serviço (43%) e a interrupções im-


O indicador SAIDI respeitou integralmente os

padrões estabelecidos regulamentarmente,

em todas as zonas de qualidade.

71

2,71

3,67

2,17

0,19





sistema (SAIFI)

Durante 2011, verificaram-se, em média,

cerca de 8,7 interrupções por ponto de en-

trega da rede de média tensão da ilha de

São Miguel.

Constata-se um valor residual deste indica-

dor para interrupções curtas com origem nos

centros produtores, 0,19 interrupções, intei-

ramente resultante de interrupções imprevis-

tas por causas próprias.

Durante o período em análise verificaram-se,

em média, 2,7 interrupções curtas com ori-

gem nas redes. Ao nível das zonas de quali-

dade de serviço, este indicador atingiu as

3,68 interrupções em zonas do tipo C e 0,27

e 0,87 para zonas do tipo A e B, respetiva-

mente. Nas zonas A e B são predominantes

as interrupções imprevistas por causas pró-

prias (com 89% e 80%, respetivamente). Em

zonas do tipo C, verifica-se uma forte influ-

ência dos reengates (51%) e de situações

imprevistas por causas próprias (44%).

A frequência média de interrupções longas

com origem nos centros produtores foi de 2,2

por PdE, sendo que, globalmente, este indi-

cador resulta em 57% de interrupções impre-

vistas por causas próprias e 43% de interrup-

ções por razões de segurança. O SAIFI para

zonas de qualidade de serviço do tipo A foi

de 0,33, sendo para zonas do tipo B de 2,67

e para zonas do tipo C de 2,71.

No ano em questão, verificaram-se, em mé-

dia, 3,7 interrupções longas com origem nas

redes. Em zonas de qualidade do tipo A,

com um valor médio de interrupções desta

natureza de 1,3, constata-se uma distribui-

ção semelhante entre interrupções previstas

por razões de serviço (37%) e imprevistas por

causas próprias (36%), bem com entre situa-

ções de acordo com o cliente fortuitas ou

de força-maior (14% cada). Nas zonas do

72

1,26

0,33

0,27

0,02

1,51

2,67

0,87

0,27

4,68

2,71

3,68





tipo B este indicador atingiu as 1,5 interrup-

ções sendo maioritariamente resultantes de

interrupções previstas por razões de serviço

(54%) seguidas por interrupções imprevistas

por causas próprias (30%). Para as zonas do

tipo C, o SAIFI resultante de interrupções lon-

gas com origem nas redes foi de 4,68, 40%

resultante de interrupções imprevistas por

causas próprias, 33% devido a casos fortuitos

ou de força-maior e 24% por interrupções pre-

vistas por razões de serviço.

Os padrões de qualidade de serviço definidos

para este indicador foram totalmente respei-

tados em todas as zonas de qualidade.

73

6

17 882

3 648

2 412

10

14 597

21 424

6 547

11 862

214 784

107 792

143 265






baixa tensão

Interrupções

Na ilha de São Miguel, registaram-se durante

2011 um total de 544229 interrupções em PdE

da rede MT. Pela elevada concentração de

PdE em zonas do tipo C, verifica-se também

uma maior concentração de interrupções

nestas zonas de qualidade. Nesta ilha, apenas

1% das interrupções tem origem na rede BT.


origem em centros produtores, por causas

próprias, quase na totalidade em zonas do

tipo C.

As interrupções curtas, com origem nas redes,

verificadas neste período, num total de

152224, resultam em 49% de causas próprias e

48% de reengates.


ções longas com origem em centros produto-

res, na maioria resultantes de causas próprias

(57%) e de razões de segurança (43%).

Do total de 247263 interrupções longas, regis-

tadas como tendo origem nas redes, a maio-

ria diz respeito a interrupções por causas pró-

prias (41%). Constata-se um valor expressivo

de interrupções por casos fortuitos (33%) e

cerca de 26% de interrupções por razões de

serviço.

74

0:00:00

0:36:00

0:04:28

0:00:23

0:00:00

0:19:59

0:41:19

0:01:11

0:00:50

2:29:22

0:46:54

0:02:49





Duração média das interrupções do sis-

tema

A duração média de interrupções em PdE da

rede BT de São Miguel, registada durante

2011, foi de cerca de 41 minutos para zonas

do tipo A e de 1 hora e 3 minutos para zonas

do tipo C.

O SAIDI relativo a interrupções curtas é negli-

genciável, tanto para interrupções com ori-

gem em centros produtores como nas redes.


tros produtores, resultam num valor do SAIDI

de cerca de 4 minutos para zonas do tipo A,

aproximadamente 41 minutos em zonas do

tipo B e 47 minutos em zonas do tipo C.

Em relação a interrupções longas com origem

nas redes, verificou-se uma duração média,

em zonas do tipo A, de 36 minutos, em zonas

B, de 20 minutos e em zonas do tipo C, cerca

de 2 horas e 29 minutos. Em zonas do tipo A,

para o valor deste indicador predominam as

interrupções por causas próprias (53%) e por

razões de serviço (39%). Para zonas do tipo B,

as interrupções por razões de serviço são pre-

dominantes no valor do indicador (56%), se-

guidas pelas causas próprias (37%). Nas zonas

do tipo C, verifica-se uma predominância de

interrupções por causas próprias (61%), cons-

tatando-se, também, um peso expressivo rela-

tivo a interrupções por casos fortuitos.

Verificou-se o total cumprimento dos padrões

estabelecidos para o indicador SAIDI em BT,

para todas as zonas de qualidade de serviço.

75

0,00

1,40

0,29

0,19

0,00

1,79

2,60

0,80

0,30

5,38

2,67

3,59






sistema

No ano em análise verificaram-se, em média,

cerca de 1,9 interrupções em PdE da rede BT

de zonas do tipo A, 5,2 interrupções para zo-

nas do tipo B e 11,9 interrupções em zonas de

qualidade do tipo C

As interrupções curtas, apresentam uma fre-

quência média muito baixa, apenas com

alguma expressão em zonas do tipo C (0,3).

As interrupções curtas apresentam compor-

tamento idêntico, sendo mais representativo o

indicador para zonas C, onde se fazem sentir

com maior expressão as interrupções curtas,

devido a defeitos transitórios.

A frequência média de interrupções do siste-

ma em BT foi de aproximadamente 1,4 inter-

rupções em zonas A, 1,8 em zonas B e 5,4 em

zonas C. Em zonas do tipo A, cerca de 50% do

valor do indicador resulta de interrupções

previstas por razões de serviço, 33% é referen-

te a interrupções por causas próprias e cerca

de 16% por casos fortuitos ou de força-maior.

Em zonas do tipo B, as razões de serviço têm

maior preponderância (59%), verificando-se

também cerca de 31% de interrupções por

causas próprias e 11% por casos fortuitos. Nas

zonas C, sobressai o peso de interrupções por

causas próprias (42%), sendo o restante valor

do indicador referente a interrupções por

factos fortuitos ou de força-maior (36%) e situ-

ações previstas (22%).


de qualidade em todas as zonas.

76

4472

535

2136

3268




5.4. Terceira

Em 201,1 registaram-se menos 193 ocorrên-

cias (-31%) que no ano de 2010, totalizando

429. Em consequência as interrupções em

PdE da rede MT reduziram em cerca de 5 mil

(-33%).


média tensão

Interrupções

Na ilha Terceira, registaram-se, no decorrer

de 2011, 10441 interrupções nos PdE da rede

MT, 82% dos quais afetaram pontos de en-

trega de zonas do tipo C. Nesta ilha existem

duas classificações de qualidade de serviço:

zonas do tipo A e C.


origem em centros produtores, 72% das quais

resultantes de situações imprevistas por cau-

sas próprias e as restantes por razões de

segurança.

As redes deram origem a 4472 interrupções

curtas, maioritariamente resultante de defei-

tos transitórios (reengates 83%) e cerca de

14% devido a causas próprias, com predo-

minância em zonas de qualidade do tipo C,

pela concentração de PdE, neste tipo de

zona.

Durante este ano, registaram-se 3268 inter-

rupções longas decorrentes de situações

imprevistas em centros produtores. Destas

interrupções, 84% resultaram de causas pró-

prias e as demais ocorreram por razões de

segurança.

Em 2011, verificaram-se 2136 interrupções

longas com origem nas redes, predominan-

temente por causas próprias (58%). Cerca

de 27% do número de interrupções resultou

de casos fortuitos ou de força-maior e 13%

resultaram de interrupções previstas por ra-

zões de serviço. Nas zonas do tipo A, com

77

131

508

578

654

404

1 628

2 690

3 818

Zona A Zona C




508 interrupções desta natureza, constata-se

uma influência relevante de situações fortuitas

ou de força-maior (48%) seguida de interrup-

ções imprevistas por causas próprias (43%).

Para as zonas do tipo C, onde se registaram

1628 interrupções, cerca de 63% são imprevis-

tas por causas próprias, registando-se 21% de

casos fortuitos ou de força-maior.

78

0:03:40

5:21:42

1:05:31

0:02:05






Em 2011, na ilha Terceira, registou-se um

tempo de interrupção equivalente da po-

tência instalada global de 6 horas e 33 minu-

tos.

O valor do indicador TIEPI, para interrupções

curtas com origem em centros produtores,

foi de cerca de 2 minutos, sendo maioritari-

amente devido a causas próprias (69%).

Para as interrupções curtas com origem nas

redes, o valor do indicador é, também, resi-

dual, cerca de 4 minutos, 87% dos quais por

interrupções por causa próprias.


potência instalada, referente a interrupções

longas com origem em centros produtores,

foi de 1 hora e 6 minutos, 83% resultante de


e as restantes por razões de segurança. Em

zonas do tipo A, o indicador para interrup-

ções longas com, origem nas redes, foi de

cerca de 35 minutos com um peso de 79%

relativo a interrupções por causas próprias.

Para a mesma tipologia de interrupções, em

zonas do tipo c verificou-se um TIEPI de 1

hora e 25 minutos, onde as interrupções por

causas próprias têm um peso de 84%.

As interrupções longas com origem nas re-

des, verificadas em 2011, na ilha Terceira,

resultaram num valor global de TIEPI de 5

horas e 22 minutos. Desagregado por zona

de qualidade de serviço verifica-se que , em

zonas do tipo A o TIEPI foi de 4 horas e 44

minutos, 67% resultantes de interrupções

fortuitas ou de força-maior, 27% devido a


e 8% referentes a intervenções por razões de

serviço. Para as zonas do tipo C, onde o

valor do TIEPI atingiu as 5 horas e 46 minutos,

verifica-se que 43% do valor

79

0:01:20

4:44:08

0:35:06

0:01:36

0:02:35

5:46:06

1:25:11

0:05:01

Zona A Zona C




do indicador se deve a interrupções por cau-

sas fortuitas ou de força-maior, 31% é relativo

a interrupções por causas próprias e 21% por

razões de serviço.

Comparando o valor do indicador TIEPI, para

as duas zonas de qualidade de serviço exis-

tentes, com os padrões estabelecidos regu-

lamentarmente, verifica-se o total cumprimen-

to dos mesmos.

NA ilha Terceira, durante o ano de 2011, regis-

tou-se uma energia não distribuída, nas zonas

A e C, de 127,7 MWh e 173,96 MWh, respeti-

vamente.

80

0:03:42

5:33:45

1:29:35

0:02:37





sistema (SAIDI)

Durante 2011, a duração média de interrup-

ções da ilha Terceira foi de 7 horas e 10 mi-

nutos.

As interrrupções curtas, com origem em

centros produtores, tiveram uma duração

média de 3 minutos, preponderantemente

por causas próprias.

Para as interrupções curtas, com origem nas

redes, verificou-se uma duração média de 4

minutos, maioritariamente por causas

próprias (81%).

A duração média das interrupções longas,

com origem em centros produtores, foi de 1

hora e 30 minutos. Em zonas de qualidade

do tipo A este indicador atingiu os 43 minu-

tos, cerca de 79% dos quais resultantes de

interrupções por causas próprias e 21% por

razões de segurança. Nas zonas do tipo C, o

SAIDI, foi de 1 hora e 50 minutos, com 85%

referentes a interrupções imprevistas por

causas próprias e o restante tempo por ra-

zões de segurança

Este indicador, para as interrupções longas

que tiveram origem nas redes, atingiu as 5

horas e 34 minutos, para a ilha Terceira. Nas

zonas de qualidade de serviço do tipo A foi

de 5 horas e 10 minutos, na maioria resultan-

te de interrupções por casos fortuitos ou de

força-maior (58%) e por interrupções por

causas próprias (29%). Em zonas do tipo C,

onde este indicador passou as 5 horas e 44

minutos, preponderaram as interrupções

fortuitas com 46%. As interrupções por cau-

sas próprias, atingiram 34%, e as razões de

serviço, 17%, destacando-se no valor do

indicador.

O valor do indicador SAIDI, de 2011, para a

ilha Terceira, cumpriu plenamente os

81

0:01:58

5:09:43

0:43:54

0:02:02

0:02:54

5:44:24

1:49:34

0:04:25

Zona A Zona C




padrões estabelecidos no regulamento de

qualidade de serviço.

82

10,58

5,06

7,75

1,27





sistema (SAIFI)

Durante 2011, na ilha Terceira, verificaram-

se, em média, cerca de 25 interrupções em

pontos de entrega da rede de média ten-

são.

A frequência média de interrupções curtas,

com origem em centros produtores, foi de

1,3, resultante de interrupções imprevistas:

28% por razões de segurança e 72% por cau-

sas próprias.

As interrupções curtas, com origem nas re-

des, tiveram uma frequência média de 10,6,

predominantemente resultantes de reenga-

tes (83%). Em zonas do tipo A, o valor deste

indicador foi de 5,1 interrupções e em zonas

do tipo B, de 13 interrupções.

O SAIFI, resultante de interrupções longas,

com origem em centros produtores, atingiu

as 7,8 interrupções, com predominância de

situações imprevistas por causas próprias

(84%) sendo o restante valor consequência

de interrupções por razões de segurança.

Para esta tipologia de interrupções, e para

zonas do tipo A, o SAIFI resultante foi de 4,5

interrupções, sendo para zonas do tipo C de

9,2 interrupções.


redes, verificou-se, em 2011, um valor de

SAIFI de 5,1 interrupções. Em zonas de quali-

dade de serviço do tipo A este indicador foi

de 4 interrupções, que se dividem, maiorita-

riamente, entre situações fortuitas ou de

força maior (48%) e interrupções imprevistas

por causa próprias (43%). Nas zonas do tipo

C, o indicador atingiu as 5,5 interrupções,

sendo na maioria resultante de causas pró-

prias (63%), com contributos de situações

fortuitas ou de força-maior (21%) e previstas

por razões de serviço (15%).

Relativamente aos padrões estabelecidos

83

1,02

3,96

4,50

5,10

1,38

5,54

9,17

12,97

Zona A Zona C




regulamentarmente, verifica-se o cumprimen-

to dos mesmos em, ambas as zonas de quali-

dade de serviço.

84

2 687

28 126

14 867

20 784

26 865

125 593

185 674

257 516

Zona A Zona C





baixa tensão

Interrupções

Na ilha Terceira, em 2011, registaram-se

662112 interrupções em PdE da rede de baixa

tensão. Nesta ilha existem duas classificações

de zonas de qualidade de serviço: A e C. Nas

zonas do tipo A foram registadas 66464 inter-

rupções e em zonas do tipo C verificaram-se

595648. Apenas 2% das interrupções têm ori-

gem na rede BT.

Neste período, contabilizaram-se 29552 inter-

rupções curtas com origem em centros produ-

tores, resultantes de causas próprias.

As interrupções curtas com origem nas redes,

num total de 152224, resultam de reengates

(48%) e de causas próprias (49%).

Neste ano verificaram-se 132864 interrupções

de duração longa com origem em centros

produtores, resultantes de causas próprias

(57%) e razões de segurança (43%).

Para interrupções com origem nas redes, de

duração longa, registou-se um total de

247263, 90% das quais afetaram PdE de zonas

do tipo C. Em zonas do tipo A, preponderam

as interrupções por casos fortuitos (56%), ten-

do-se registado, igualmente, interrupções

imprevistas por causas próprias (34%) e por

razões de serviço (11%). Nas zonas C, predo-

minam as interrupções por causas próprias

(67%), constatando-se que cerca de 19% das

interrupções são devidas a casos fortuitos e

14% a razões de serviço.

Este indicador cumpriu os padrões estabeleci-

dos em todas as zonas de qualidade.

85

0:00:46

4:34:37

0:18:53

0:01:26

0:02:50

5:57:26

1:51:29

0:03:38

Zona A Zona C





tema (SAIDI)

No decorrer de 2011, registou-se na ilha Tercei-

ra uma duração média das interrupções de 4

horas e 56 minutos em zonas do tipo A e de 7

horas e 55 minutos em zonas do tipo C.

O valor deste indicador, relativo a interrup-

ções curtas, é residual, sendo maioritariamen-

te resultado de interrupções por causas pró-

prias.


tros produtores, tiveram uma duração média

de 19 minutos em zonas do tipo A e de 1 hora

e 51 minutos para zonas do tipo C. Em zonas

A, o valor do indicador é resultado do contri-

buto em 70% de interrupções por razões de

serviço, de 19% de interrupções por causas

próprias e cerca de 11% devido a razões de

serviço. Para zonas do tipo C, salienta-se o

contributo de interrupções por causas próprias

no valor final deste indicador (42%) e de ra-

zões de serviço (12%). Consequentemente,

verifica-se menor um peso de casos fortuitos

(46%) e de razões de serviço (12%)

Os padrões regulamentares foram inteiramen-

te cumpridos.

86

0,40

4,10

2,21

3,05

1,35

6,33

9,41

12,92

Zona A Zona C





sistema (SAIFI)

Em zonas do tipo A, registou-se, durante 2011,

um valor de SAIFI de 9,8 interrupções e de 30

interrupções para zonas de qualidade do tipo

C.

O valor deste indicador, para interrupções

curtas, com origem em centros produtores, foi

de 0,4 interrupções em zonas A e de 1.4 em

zonas C, sendo na maioria resultantes de situ-

ações próprias.


com origem nas redes, foi de 3,0 e 12,9, em

zonas A e C, respetivamente, sendo a maioria

decorrente de reengates.

Este indicador, referente a interrupções longas

com origem em centros produtores, foi de 2,2

interrupções em zonas do tipo A e de 9,4 em

zonas do tipo C, na maioria por causas pró-

prias.

As interrupções longas com origem nas redes,

verificadas em 2011, resultaram num SAIFI de

4,1 interrupções em zonas A e de 6,3 interrup-

ções em zonas do tipo C. Em zonas do tipo A,

perto de 55% do valor deste indicador resulta

de casos fortuitos, 34% são resultantes de inter-

rupções por causas próprias e 11% devem-se

a razões de serviço. Nas zonas do tipo C, perto

de 67% do valor do indicador diz respeito a

interrupções próprias, 19% a casos fortuitos e

14 % são referentes a interrupções por razões

de serviço.

Os padrões estabelecidos para este indicador

foram plenamente cumpridos.

87

224

66

725

190




5.5. Graciosa

Na ilha Graciosa, durante 2011, verificaram-

se mais 11% de ocorrências do que que o

registado no ano anterior. As interrupções

resultantes das 120 ocorrências verificadas,

foram 31% inferiores às apuradas em 2010,

perfazendo as 1205.


média tensão

Interrupções

Durante o ano de 2011 registaram-se 1205

interrupções em pontos de entrega da rede

de distribuição em média tensão da ilha

Graciosa.

Destas interrupções, 66 caracterizaram-se

como razões de segurança, tendo origem

em centros produtores e duração curta.

Neste período, verificaram-se 224 interrup-

ções curtas com origem nas redes, 70% das

quais por causas próprias e as restantes de-

vido a razões de serviço.

Das 190 interrupções longas, com origem em

centros produtores, 18% deveram-se a razões

de segurança e as restantes a causas pró-

prias.

Cerca de 76%, das 725 interrupções longas,

com origem nas redes, foram devidas a cau-

sas próprias e 24% a razões de serviço, ten-

do-se também verificado 3 interrupções por

acordo com o cliente.

88

0:06:00

9:00:42

0:19:37

0:02:29






O tempo de interrupção equivalente regis-

tado na ilha Graciosa, durante 2011, foi de 9

horas e 29 minutos.

As interrupções curtas têm um contributo

insipiente para o valor global do indicador,

atingindo cerca de 2 minutos para as inter-

rupções com origem em centros produtores

e de 6 minutos para as interrupções que têm

como origem as redes.


tros produtores, resultaram num valor de TIEPI

de cerca de 20 minutos, preponderante-

mente resultante de interrupções por causas

próprias (84% do valor do indicador) e por


Face às interrupções longas, com origem

nas redes, verificou-se, em 2011, um valor de

TIEPI de cerca de 9 horas. Este valor é, sobre-

tudo, resultante de interrupções por razões

de serviço (50%) e por interrupções imprevis-

tas por causas próprias (48%).

Em relação aos valores padrão para este

indicador, verifica-se o total cumprimento do

estabelecido regulamentarmente.

Ao longo do ano de 2011, a energia não

distribuída, na zona C da ilha da Graciosa,

atingiu os 13,36 MWh.

89

0:06:35

10:34:55

0:21:27

0:02:46





sistema (SAIDI)

Na ilha Graciosa, no decorrer de 2011, regis-

tou-se uma duração média das interrupções

do sistema de 11 horas e 6 minutos.

Como seria expectável, o valor deste indi-

cador para interrupções curtas, quer com

origem em centros produtores, quer com

origem nas redes, é residual, cerca de 3 e 7

minutos, respetivamente.

A duração média das interrupções longas

com origem em centros produtores foi de 21

minutos, na maioria (84%) resultante de cau-

sas próprias e por razões de segurança

(16%).

O SAIDI, referente a interrupções longas com

origem nas redes, de 10 hortas e 35 minutos,

é maioritariamente resultante de interven-

ções para manutenção e/ou investimento

(razões de serviço: 55%). Constata-se um

contributo significativo de interrupções im-

previstas por causas próprias (44%) e um

valor residual referente a interrupções por


Face aos padrões estabelecidos em sede do

RQS, verifica-se que os mesmos foram intei-

ramente respeitados.

90

3,67

11,89

3,11

1,08





sistema (SAIFI)

Durante o ano de 2011, verificou-se, na ilha

Graciosa, uma frequência média de 19,8

interrupções por PdE da rede de distribuição

em média tensão.

Neste período, registaram-se, em média, 1,1

interrupções curtas com origem em centros

produtores, por razões de segurança.


com origem nas redes foi de 3,7,sendo 70%

relativo a interrupções por causas próprias e

o restante a interrupções previstas por razões

de serviço.


tros produtores, resultaram num valor de SAIFI

de 3,1, na maioria relativo a causas próprias

(82%) sendo o restante valor do indicador

referente a interrupções por razões de segu-

rança.

O mesmo indicador, para interrupções lon-

gas com origem nas redes, atingiu as 11,9

interrupções, contribuindo maioritariamente

as interrupções por causas próprias (76%)

tendo, também, expressão as interrupções


91

11 736

9 925

34 914

3 608





baixa tensão

Interrupções

Na ilha Graciosa, registaram-se 60183 inter-

rupções em pontos de entrega da rede em

baixa tensão. É de referir que, apenas 1%

das interrupções tem origem na rede em

baixa tensão.

Das referidas interrupções, foram classifica-

das como curtas, com origem em centros

produtores, 3608, quase na totalidade relati-

vas a razões de segurança.

Neste período, contaram-se 11736 interrup-

ções curtas com origem nas redes, das quais

cerca de 71% se referem a causas próprias,

enquanto as restantes se deram por razões

de serviço.

Verificaram-se 9925 interrupções longas com

origem em centros produtores, das quais 82%

se referem a causas próprias e 18% a razões

de segurança.


atingiram as 34914, 82% foram referentes a

causas próprias e as demais a razões de

serviço.

92

0:06:45

0:21:06

8:37:46

0:02:53





sistema (SAIDI)

A duração média das interrupções de pon-

tos de entrega de baixa tensão da ilha Gra-

ciosa atingiu as 9 horas e 8 minutos.

As interrupções curtas, com origem em cen-

tros produtores, contribuíram para o valor

global do indicador com cerca de 3 minu-

tos, referentes a interrupções por causas

próprias.

Para interrupções de duração curta, com

origem nas redes, este indicador totalizou

perto de 7 minutos. Cerca de 73% deste

tempo é relativo a interrupções por causas

próprias e o restante a razões de serviço.

Com uma duração média de cerca de 21

minutos, o SAIDI de interrupções longas, com

origem em centros produtores resultou de

interrupções por causas próprias (84%) e de

razões de segurança (16%).

O SAIFI, para interrupções longas e origem

nas redes, com o valor de 8 horas e 38 minu-

tos, advém de interrupções próprias em 52%

do valor e de interrupções previstas por ra-

zões de serviço em cerca de 48%.

O padrão para este indicador foi cumprido.

.

93

3,66

3,08

10,86

1,13





sistema (SAIFI)

Em 2011, verificou-se uma frequência média

de 18,7 interrupções em PdE da rede BT.

Nesse ano, registaram-se, em média, 1,1

interrupções curtas, com origem em centros

produtores, relativas a razões de segurança.

Quanto a interrupções curtas com origem

nas redes, verificou-se uma frequência mé-

dia de 3,6 interrupções, 71% das quais por

causas próprias.

Neste período, o SAIFI de interrupções lon-

gas, com origem em centros produtores,

totalizou 3,1 interrupções, das quais 81% são

consequência de interrupções por causas

próprias e o restante devido a razões de

segurança.

Para as interrupções longas com origem nas

redes, verificou-se uma frequência média de

10,9 interrupções. Do valor referido, 82% de-

ve-se a interrupções por causas próprias e o

restante a razões de serviço.

O padrão para este indicador foi respeitado.

94

88

592

247




5.6. São Jorge

Em S. Jorge verificou-se uma considerável

redução (26%) do número de ocorrências

registadas, em 2011, comparativamente a

2010. Esta redução, resultou numa redução

de interrupções em PdE da rede MT, de 41%,

totalizando 927.


média tensão

Interrupções

Na ilha de São Jorge, durante 2011, regista-

ram-se 927 interrupções em pontos de en-

trega da rede em média tensão.

Nesta ilha, no ano em análise, não se verifi-

caram interrupções curtas com origem em

centros produtores.

Das interrupções registadas, cerca de 27%

dizem respeito a interrupções curtas com

origem nas redes, sendo que estas são, pre-

dominantemente, por causas próprias (76%)

e devido a factos fortuitos ou de força-maior

(20%).


tros produtores, registadas durante este perí-

odo foram 88, todas decorrentes de causas

próprias.

A maioria das interrupções registada (64%)

teve duração longa e origem nas redes.

Estas interrupções, caracterizam-se por se-

rem predominantemente por causas pró-

prias (51%) verificando-se que 30% são refe-

rentes a casos fortuitos ou de força-maior e

18% por razões de serviço.

95

0:05:50

6:55:38

0:11:28






O TIEPI para pontos de entrega da rede MT,

registado em São Jorge, durante 2011, foi de

7 horas e 13 minutos.


des, contribuem com cerca de 6 minutos

para o valor global do indicador, sendo

preponderantemente resultante de interrup-

ções por causas próprias (73%) e por casos

fortuitos ou de força-maior (20%).

Este indicador, quando referido a interrup-

ções longas, com origem em centros produ-

tores, atinge cerca de 11 minutos, sendo

resultante de interrupções por causas pró-

prias.

As interrupções longas, com origem nas re-

des, resultaram num indicador TIEPI, para o

ano em análise, de 6 horas e 56 minutos.

Destacam-se as interrupções previstas por

razões de serviço (51%) contribuindo, tam-

bém, as interrupções imprevistas por causas

próprias (24%) e os casos fortuitos ou de for-

ça-maior (23%).

Comparando o TIEPI de interrupções longas,

com origem nas redes, por causas próprias,

com o padrão estabelecido regulamentar-

mente, conclui-se que este foi inteiramente

respeitado.

Na zona C da ilha de São Jorge verificou-se,

em 2011, um valor de energia não distribuída

de 25,08 MWh.

96

7:33:09

0:05:54

0:12:14





sistema (SAIDI)

A duração média das interrupções em PdE

da rede MT do sistema da ilha de São Jorge

foi de cerca de 7 horas e 51 minutos.


curtas, com origem nas redes, teve um valor

inferior a 6 minutos, referente a interrupções

por causas próprias (74%) e casos fortuitos

(22%).

Para interrupções longas, com origem em

sistemas produtores registou-se, em 2011, um

valor de SAIDI de 12 minutos, na totalidade

referente a interrupções por causas próprias.

As interrupções longas, com origem nas re-

des, resultaram num indicador SAIDI de 7

horas e 33 minutos, salientando-se que cerca

de 51% deste valor é respeitante a interven-

ções nas redes, para ações de manutenção

ou investimento. Para o valor global contri-

buem também causas próprias (27%) e fac-

tos fortuitos ou de força-maior (20%).

O padrão definido a nível regulamentar

para o SAIDI (Zona de qualidade do tipo C)

foi comprido.

97

6,49

0,96

2,73





sistema (SAIFI)

Em 2011, na ilha de São Jorge, registaram-se,

em média, 10,2 interrupções em PdE da rede

de média tensão.

Constata-se a preponderância das redes

com origem no número médio de interrup-

ções (91%).

Neste período, o valor do SAIFI para as inter-

rupções curtas, com origem nas redes, foi de

2,7, na maioria relativas a interrupções por

causas próprias (76%) e factos fortuitos ou de

força-maior (20%).

Os centros produtores foram responsáveis,

em média, por cerca de uma interrupção

longa por PdE, totalmente devido a inter-

rupções por causas próprias.


redes, constata-se uma frequência média

de interrupções do sistema de 6,5. Aproxi-

madamente 51% do valor deste indicador é


prias, distribuindo-se o restante valor por

interrupções fortuitas (30%), razões de serviço

(18%) e acordo com o cliente (1%).

Comparativamente ao valor padrão, esta-

belecido regulamentarmente para a zona

de qualidade C existente nesta ilha, com-

prova-se o cumprimento do exigido.

98

15 482

5 414

32 446





baixa tensão

Interrupções

Na ilha de São Jorge registaram-se, no de-

correr de 2011, 53342 interrupções em pon-

tos de entrega da rede BT. Menos de 1%

destas interrupções teve origem na rede de

baixa tensão.

Neste período, para a ilha em questão, não

se verificaram interrupções curtas com ori-

gem em centros produtores.

Foram registadas 15482 interrupções curtas

com origem nas redes, das quais 77% dizem

respeito a interrupções por causas próprias e

18% se referem a casos fortuitos ou de força-

maior.

Com origem na produção, apuraram-se

5414 interrupções longas, na totalidade rela-

tivas a causas próprias.

As 32446 interrupções de duração longa e

origem nas redes registadas, repartem-se,

pelas causas que lhes dão origem, da se-

guinte forma: 50% são interrupções por cau-

sas próprias; 30% devem-se a casos fortuitos;

10% referem-se a razões de serviço.

O valor apurado para este indicador cum-

pre o estabelecido regulamentarmente.

99

0:05:56

0:11:46

6:17:45





sistema (SAIDI)

A duração média de interrupções, registada

em 2011 na ilha de São Jorge, foi de 6 horas

e 18 minutos.

O valor do indicador SAIDI, para interrupções

curtas com origem nas redes, foi de cerca

de 6 minutos. Aproximadamente 75% deste

tempo é relativo a interrupções por causas

próprias, 18% a interrupções fortuitas e 6%

deve-se a intervenções por razões de servi-

ço.

As interrupções longas com origem em cen-

tros produtores, que ocorreram totalmente

por causas próprias, atingiram uma duração

média de12 minutos.


redes, registou-se um indicador SAIDI de 6

horas e 18 minutos, sendo que 54% deste

valor é referente a razões de serviço, 28%

devem-se a interrupções por causas próprias

e 18% do tempo referido resulta de casos

fortuitos ou de força-maior.

O indicador SAIDI cumpre inteiramente o

padrão definido no RQS.

100

2,71

0,93

5,64





sistema (SAIFI)

Durante 2011, registaram-se, em média, uma

frequência de 9,3 interrupções em PdE da

rede em baixa tensão desta ilha.


com origem nas redes, foi de 2,7. Aproxima-

damente 77% deste valor resulta de inter-

rupções por causas próprias, verificando-se

também que 18% do valor referido se deve a

casos fortuitos e 5% a intervenções por ra-

zões de serviço.

A frequência média de interrupções longas,

com origem em centros produtores, foi infe-

rior a 1, sendo totalmente referente a inter-

rupções por causas próprias.


tiveram uma frequência média de 5,6 inter-

rupções, valor que resulta em 50% de inter-

rupções por causas próprias, em 31% de

casos fortuitos ou de força-maior e em 20%

de interrupções por razões de serviço.

Os padrões estabelecidos regulamentar-

mente foram inteiramente respeitados.

101

601

428

93




5.7. Pico

No decorrer de 2011, verificaram-se menos

47% ocorrências na ilha do Pico do que em

2010. Esta redução de 67 ocorrências resulta

em menos 657 interrupções em PdE das re-

des MT, menos 41%.


média tensão

Interrupções

No decorrer de 2011, foram registadas 1122

interrupções em PdE da rede MT da ilha do

Pico.

Não se tendo registado qualquer interrup-

ção curta, com origem em centros produto-

res, verificaram-se 93 interrupções desta

natureza com origem nas redes. Estas foram,

na maioria, casos fortuitos ou de força-maior

(60%), tendo-se também verificado uma

elevada percentagem de interrupções por

causas próprias (39%).

No período em análise, foram registadas 428


produtores, na totalidade resultante de cau-

sas próprias.

Registaram-se 601 interrupções longas, com

origem nas redes, a maioria relativa a situa-

ções próprias (54%). Neste período, para a

mesma tipologia de interrupções, 34% destas

deveram-se a intervenções na rede, por

razões de serviço e 4% por acordo com o

cliente.

102

2:32:10

0:32:23

0:00:55






Em 2011, o tempo de interrupção equivalen-

te da potência instalada, da rede em média

tensão, da ilha do Pico, foi de 3 horas e 6

minutos.

O tempo relativo a interrupções curtas com

origem nas redes é inferir a 1 minuto, repar-

tindo-se entre o resultante de interrupções

fortuitas ou de força-maior (60%) e causas

próprias (40%).

Para as interrupções longas, com origem em

centros produtores, obteve-se um valor para

o indicador TIEPI de 32 minutos, totalmente


prias.

O valor atingido por este indicador resulta,

fundamentalmente, de interrupções longas,

com origem nas redes, totalizando 2 horas e

32 minutos. Aproximadamente 72% do tem-

po de interrupção equivalente é resultante

de interrupções por razões de serviço, con-

tribuindo também: causas próprias (15%);

acordo com o cliente (12%) e fortuitas (1%).

O valor do indicador TIEPI, da ilha do Pico,

cumpriu inteiramente o padrão estabelecido

para esta ilha (zona de qualidade do tipo

C).

Na ilha do Pico, o valor de END, registado na

zona de qualidade de serviço C em 2011, foi

de 113,4 MWh.

103

3:24:34

0:41:29

0:01:05





sistema (SAIDI)

A duração média das interrupções regista-

das no Pico, durante 2011, foi de 4 horas e 7

minutos.


des, contribuíram para o valor referido com

cerca de 1 minuto.


tros produtores, todas devido a causas pró-

prias, tiveram uma duração média de 41

minutos.

Quando referido às interrupções longas,

com origem nas redes, o SAIDI atingiu as 3

horas e 25 minutos. A maioria deste tempo

deve-se a interrupções previstas para inter-

venções de manutenção e investimento

(82%), verificando-se que cerca de 14% se

deve a situações imprevistas por causas

próprias e 4% por acordo com o cliente.

O indicador SAIDI, para interrupções longas,

por causas próprias com origem nas redes,

ficou abaixo do padrão, cumprindo o esta-

belecido regulamentarmente.

104

3,53

2,51

0,55





sistema (SAIFI)

Na ilha do Pico, em 2011 registou-se uma

frequência média de interrupções do siste-

ma de 6,6 interrupções.


curtas, com origem nas redes, foi de 0,6 in-

terrupções.


centros produtores verificaram-se, neste

período, o SAIFI foi de 2,5interrupções, total-

mente por causas próprias.

Relativamente a interrupções com origem

nas redes, de duração longa, registou-se um

SAIFI de 3,5 interrupções. Cerca de 54% des-

te valor refere-se a interrupções imprevistas

por causas próprias e 34% a razões de servi-

ço.

O padrão estabelecido regulamentarmente

para este indicador foi totalmente cumprido.

105

5 319

24 500

37 525





baixa tensão

Interrupções

Na ilha do Pico, registaram-se 67344 inter-


baixa tensão. Do número de interrupções

referido, 9% teve origem nas redes em baixa

tensão.

Num total de 5319 interrupções curtas com

origem nas redes, verifica-se que 37% se

devem a causas próprias e 65% são referen-

tes a intervenções nas redes.

As 24500 interrupções longas e origem em

centros produtores foram inteiramente resul-

tantes de causas próprias.

No ano em análise, foram contabilizadas

37525 interrupções longas com origem nas

redes, das quais 51% se referem a interrup-

ções por causas próprias, 42% a razões de

serviço e 7% se devem a situações de força-

maior.

106

0:01:10

0:44:45

5:05:38





sistema (SAIDI)

No ano em análise, foi registado uma dura-

ção média de 5 horas e 52 minutos das inter-

rupções em PdE de baixa tensão da ilha do

Pico.

As interrupções curtas com origem nas redes

tiveram uma duração média de 1 minuto,

na maioria resultante de interrupções por

razões de serviço (63%), com o contributo

em cerca de 37% de interrupções por cau-

sas próprias.


centros produtores, este indicador totalizou

45 minutos, resultante de interrupções por

causas próprias.

Com uma duração média de 5 horas e 6

minutos, relativa a interrupções longas com

origem nas redes, o indicador SAIFI decom-

põe-se em 85% do valor referente a interrup-

ções por razões de serviço, 14% em conse-

quência de interrupções por causas próprias

e 1% devido a factos fortuitos.

O padrão definido no RQS para este indica-

dor foi cumprido.

107

0,59

2,69

4,13





sistema (SAIFI)

Na ilha do Pico, registou-se durante 2011

uma frequência média de 7,4 interrupções

em PdE da rede BT.


têm uma frequência média inferior a 0,6,


prias (37%) e, sobretudo, de casos fortuitos

ou de força-maior (63%).


tros produtores apresentam uma frequência

média de 2,7, resultante de interrupções por

causas próprias.


redes, verificou-se um valor para este indi-

cador de 4,1, o qual é composto em 51% por

interrupções por causas próprias, 42% por

interrupções por razões de serviço e 7% em

consequência de casos fortuitos.

Em relação ao padrão regulamentar para

este indicador, atesta-se o cumprimento do

mesmo.

108

123

270

761




5.8. Faial

Durante 2011 verificaram-se 88 ocorrências

na ilha do Faial, cerca de menos 10% do que

em 2010. Em resultado da referida redução,

o número de interrupções em PdE da rede

MT baixou 62% para 1088.


média tensão

Interrupções

Durante 2011, verificaram-se 1154 interrup-

ções em pontos de entrega da rede MT da

ilha do Faial. Em virtude da maior concen-

tração de PdE em zonas do tipo C, verifica-

se a concentração do número de interrup-

ções nesta zona de qualidade ed serviço.

Desta forma, do valor referido, apenas 27 se

registaram em zonas do tipo A.

Neste período, ocorreram 123 interrupções

curtas, com origem nas redes, 67% relativas a


razões de serviço. Em zonas do tipo A ape-

nas se registaram 10 situações desta nature-

za, 9 das quais por razões de serviço e 1 a

pedido do cliente. Em zonas do tipo C, para

além de intervenções na rede (razões de

serviço), constata-se uma elevada percen-

tagem de causas próprias (73%).

A maioria das interrupções longas, regista-

das nesta ilha, teve origem em centros pro-

dutores. A totalidade dos 761 casos regista-

dos ocorreu por causas próprias.

Das 270 interrupções longas, registadas ten-

do como origem as redes, 75% tiveram cau-

sas próprias. Verifica-se que cerca de 19%

desse valor é referente a razões de serviço e

7% por acordo com o cliente. Nas zonas do

tipo A, registaram-se apenas 27 interrupções,

48% por razões de serviço e 44% por acordo

com o cliente. Nas zonas do tipo C regista-

ram-se 243 interrupções, a maioria das

109

Zona A Zona C

27 243

624624

113113

137

10




quais por causas próprias (82%) e as demais

por razões de serviço (15%) e por acordo com

o cliente (2%).

110

0:58:54

2:10:57

0:01:11






O TIEPI registado na ilha do Faial em 2011

totalizou 2 horas e 10 minutos.

O valor do indicador para interrupções cur-

tas é, como esperado, residual (1 minuto).

À semelhança do verificado com o número

de interrupções, o maior contributo para o

valor global deste indicador é referente a


produtores. Para a ilha do Faial este indica-

dor totalizou 2 horas e 11 minutos, na totali-

dade relativo a interrupções por causas

próprias, correspondendo a: 1 hora e 45

minutos em zonas do tipo A e 2 horas e 38

minutos em zonas do tipo C.

Considerando apenas as interrupções lon-

gas com origem nas redes, o TIEPI resultante

para esta ilha foi de 59 minutos. Este valor

resulta de interrupções por causas próprias

(27%), acordo com o cliente (36%) e razões

de serviço (37%).

Ao nível das zonas de qualidade de serviço

constata-se um valor substancialmente mais

baixo em zonas do tipo A, 25 minutos, quan-

do comparando com zonas do tipo C, onde

este indicador atingiu 1 hora e 38 minutos.

Nas zonas do tipo A, o valor do indicador é

resultante, sobretudo, de razões de serviço e

por acordo com o cliente (48%) Em zonas do

tipo C é mais sentida a influência de inter-

rupções por causas próprias (35%), sendo,

naturalmente, menor a expressão das inter-

rupções por razões de serviço (32%) e por


O indicador TIEPI cumpriu totalmente os pa-

drões definidos em sede do RQS para as

zonas A e C.

Em 2011, o valor da END na ilha do Faial foi

de 12,28 MWh, para a zona de qualidade de

serviço A, e de 24,66MWh para a zona C.

111

0:25:19 1:37:38

2:41:022:41:02

0:02:310:02:31

1:44:44

0:00:01

Zona A Zona C




112

0:55:24

2:26:09

0:01:41





sistema (SAIDI)

A duração média das interrupções regista-

das em PdE da rede MT da ilha do Faial,

durante 2011, foi de cerca de 3 horas e 23

minutos. Quando referido às zonas de quali-

dade de serviço, o SAIDI foi de 2 horas e 11

minutos em zonas do tipo A, e de 3 horas e

58 minutos em zonas do tipo C.

O valor do SAIDI, para interrupções curtas,

com origem nas redes, tem um valor inferior

a 2 minutos. Este valor resulta sobretudo de

interrupções por causas próprias, exceto em

zonas do tipo A, onde estas não ocorreram

durante 2011.

As interrupções de duração longa, com

origem em centros produtores, tiveram uma

duração média de 2 horas e 26 minutos. Nas

zonas do tipo A este indicador teve um valor

de 1 hora e 45 minutos sendo em zonas do

tipo B de 2 horas e 46 minutos. O valor destes

indicadores resulta inteiramente de interrup-

ções por causas próprias.

Para as interrupções longas, com origem nas

redes, verifica-se um valor de SAIDI para a

ilha do Faial de 55 minutos. Em zonas do tipo

A este indicador foi de 27 minutos, sobretudo

por razões de serviço (59%) e por acordo

com o cliente (41%). Para as zonas do tipo C,

com 1 hora e 9 minutos, preponderam as

interrupções por causas próprias (67%). As

razões de serviço tiveram um peso de 22%

no valor deste indicador e as interrupções

por acordo com o cliente tiveram um peso

de 11%.

Face aos padrões estabelecidos regulamen-

tarmente constata-se o cumprimento dos

mesmos nas zonas A e C.

113

0:26:58 1:09:21

2:46:302:46:30

Zona A Zona C

1:44:31




114

2,02

5,69

0,92





sistema (SAIFI)

Na ilha do Faial, no decorrer de 2011, regis-

tou-se uma frequência média de 8,6 de

interrupções por ponto de entrega, da rede

em média tensão. Nas zonas do tipo A este

valor atingiu as 4,0 interrupções e em zonas

do tipo C foi de 10,9 interrupções.


com origem nas redes foi de 0,9, maioritari-

amente por causas próprias (67%). Em zonas

do tipo A o SAIFI foi de 0,2 interrupções e em

zonas C foi de 1,3 interrupções.

O SAIFI do Faial, referente a interrupções

longas com origem em centros produtores

foi de 5,7. Em zonas do tipo A, este indicador

foi de 3,1 interrupções e em zonas do tipo C

de 7,0 interrupções. Estas interrupções foram

imprevistas e tiveram causas próprias.

Ao nível das interrupções curtas, com origem

nas redes, a frequência média foi de 2,0

interrupções para a ilha. Ao nível das zonas

de qualidade de serviço, registaram-se, em

média, 0,6 interrupções em zonas do tipo A e

2,7 em zonas do tipo C. Nas zonas de quali-

dade de serviço A, o valor do indicador

resulta, particularmente, de razões de servi-

ço (48%) e de acordo com o cliente (44%).

Nas zonas do tipo C, a maior parte do valor

do indicador resulta de interrupções por

causas próprias (82%)

Os padrões estabelecidos pelo RQS para

este indicador foram totalmente respeitados.

115

0,61 2,71

6,956,95

1,26

Zona A Zona C

3,11

0,23




116

953 12 563

32 37532 375

5 8235 823

Zona A Zona C

11 723

728





baixa tensão

Interrupções

No ano de 2011, foram assinaladas 64165 inter-

rupções em pontos de entrega da rede BT da

ilha do Faial. Em zonas do tipo A, o número de

interrupções foi de 13404 e em zonas do tipo C

foi de 50761. Salienta-se que menos de 0,5%

das referidas interrupções têm origem na rede

BT.

Neste ano não se registaram interrupções

curtas com origem em centros produtores.

As interrupções curtas com origem nas redes,

registadas neste período, num total de 6551,

atingiram, sobretudo, PdE de zonas do tipo B.

Estas interrupções foram, maioritariamente,

devidas a causas próprias (68%) e as restantes

por razões de serviço, embora com compor-

tamentos distintos nas diferentes zonas de

qualidade.


tros produtores, num total de 44098, registadas

durante este ano foram inteiramente devido a

causas próprias.

O número de interrupções longas com origem

nas redes, 13516, foi predominantemente re-

sultado de causas próprias (85%), tendo-se

registado cerca de 13% deste valor por razões

de serviço e 1% por acordo com os clientes.

117

0:05:09 1:00:55

2:56:242:56:24

0:02:460:02:46

Zona A Zona C

1:58:07

0:00:03





tema (SAIDI)

Em 2011, o indicador SAIDI, para PdE da rede

BT da ilha do Faial, atingiu as 2 horas e 4 minu-

tos em zonas do tipo A e 4 horas em zonas do

tipo C.

Relativo a interrupções curtas com origem nas

redes, o indicador resultante de 2011 é residu-

al: 3 segundos em zonas do tipo A e menos de

3 minutos em zonas do tipo C.


tros produtores, apresentam um valor de SAIDI

de 1 hora e 58 minutos em zonas do tipo A e

de 2 horas e 56 minutos em zonas do tipo C.

Estes valores resultam de interrupções por

causas próprias.

Considerando apenas interrupções longas

com origem nas redes, apuraram-se os seguin-

tes valores do indicador SAIDI: zonas A, 5 minu-

tos, zona C, 1 hora e 1 minuto. Em zonas do

tipo A, 58% do tempo registado é referente a


razões de serviço. Para as zonas do tipo C, a

proporção varia, sendo as interrupções por

causas próprias responsáveis por cerca de

79% daquele tempo e as interrupções previs-

tas por razões de serviço por cerca de 20%.

Os padrões definidos foram cumpridos nas

zonas A e C.

118

0,29 2,88

7,437,43

1,331,33

Zona A Zona C

3,52

0,22





sistema (SAIFI)

Na ilha do Faial, a frequência média de inter-

rupções registada foi de 4,0 em zonas do tipo

A e 11,6 em zonas do tipo C.


apresentaram uma frequência média de 0,2

em zonas do tipo A e 1,3 em zonas do tipo C,

constatando-se uma maior influência de inter-

rupções por causas próprias em zonas do tipo

C, relativamente a zonas do tipo A.

Neste ano, com referência a interrupções

longas com origem em centros produtores,

verificou-se uma frequência média de 3,5

interrupções em zonas A e de 7,4 em zonas do

tipo C, em resultado de interrupções por cau-

sas próprias.

Relativamente às interrupções com origem

nas redes, de duração longa, registou-se uma

frequência média de 0,3 interrupções em

zonas do tipo A e de 2,9 em zonas do tipo C.

Em zonas do tipo A prepondera, no valor do

indicador, a influência de interrupções por

causas próprias (85%) e de razões de serviço

(13%). Nas zonas do tipo C, mantém-se as

causas referidas, com contributos ligeiramente

diferentes: 84% relativos a interrupções por

causas próprias e 16% a razões de serviço.

Os padrões regulamentares foram cumpridos

nas duas zonas.

119

29

57

191

219




5.9. Flores

Emboras se tenham verificado mais 19 ocor-

rências na ilha das Flores, durante 2011,

comparativamente ao ano de 2010, o nú-

mero de interrupções em PdE da rede MT foi

inferior em 37%, ou seja, 496.


média tensão

Interrupções

Na ilha das Flores, em 2011, registaram-se 496

interrupções em pontos de entrega da rede

em média tensão.

Neste ano, verificaram-se 86 interrupções

curtas, 29 das quais com origem nas redes e

57 em centros produtores. As interrupções

curtas, com origem em centros produtores,

são maioritariamente por razões de segu-

rança (96%). Quando com origem nas redes,

estas interrupções devem-se principalmente

a razões de serviço (48%), causas fortuitas ou

de força-maior (34%) e causas próprias

(17%).


ções longas com origem em centros produ-

tores, 50% das quais por razões de seguran-

ça e 50% por causas próprias.

Das 191 interrupções longas com origem nas

redes, 34% são referentes a causas próprias,

28% por razões de serviço e 27% por casos

fortuitos ou de força maior.

120

0:00:57

4:05:22

1:06:15

0:01:51






O indicador TIEPI, de 2011, para a ilha das

Flores, totalizou 5 horas e 14 minutos.

O valor deste indicador para as interrupções

curtas é pequeno, não atingindo os 2 minu-

tos quando a origem das interrupções são os

centros produtores e tendo menos de 1 mi-

nuto para interrupções com origem nas re-

des.

Para interrupções longas com origem nos

centros produtores, apurou-se um valor do

TIEPI de 1 hora e 6 minutos, 52% relativos a



Com um valor, para 2011, de 4 horas e 5

minutos, o indicador TIEPI da ilha das Flores

resulta em grande parte de casos fortuitos

ou de força-maior (39%). Cerca de 35%, do

valor deste indicador, resulta de interrupções

previstas por razões de serviço.

Comparativamente ao padrão estabeleci-

do, verifica-se que o indicador ficou abaixo

do mesmo, cumprindo o estabelecido regu-

lamentarmente.

A END, verificada em 2011 na zona C da ilha

das Flores, foi de 6,84 MWh.

121

0:01:15

5:16:44

1:10:43

0:01:47





sistema (SAIDI)

A duração média das interrupções em PdE

da rede MT da ilha das Flores, em 2011, foi

de 6 horas e 30 minutos.

A duração média de interrupções curtas é

muito reduzida, tanto para as interrupções

com origem em centros produtores como

com origem nas redes.

Totalizando 1 hora e 10 minutos, o TIEPI relati-

vo a interrupções longas, com origem em

centros produtores, teve repartição idêntica

entre situações próprias e razões de segu-

rança.

Para as interrupções longas com origem nas

redes, com 5 horas e 17 minutos de TIEPI

registado em 2011, constata-se que 41% se

refere a interrupções fortuitas ou de força-

maior, 28% são relativas a interrupções por

razões de serviço e 19% por causas próprias.

Face ao padrão estabelecido para este

indicador, verifica-se o cumprimento do

mesmo.

122

0,68

4,43

5,07

1,35





sistema (SAIFI)

Em 2011registaram-se, em média, 11,5 inter-


média tensão da lha das Flores.

O valor do indicador SAIFI para interrupções

curtas com origem em centros produtores

atinge as 1,4 interrupções, sendo que 97%

deste valor se refere a razões de segurança.

Neste ano registou-se, em média, menos de

uma interrupção curta com origem nas re-

des (0,7). Preponderantemente por razões

de serviço (49%), verifica-se que cerca de

34% do valor do indicador é resultante de

casos fortuitos e 17% é relativo a interrupções



tros produtores apresentam uma frequência

média de 5,1 interrupções , 51% referente a

razões de segurança e 49% por causas pró-

prias.

Neste ano registou-se uma frequência mé-

dia de 4,4 interrupções curtas com origem

nas redes. O valor apurado para este indi-

cador, 37% refere-se a interrupções por cau-

sas próprias, contribuindo também de forma

relevante: as interrupções por razões de

serviço (29%) e casos fortuitos (26%).

O padrão estabelecido foi respeitado.

123

1 127

14 666

10 811

2 830





baixa tensão

Interrupções

Na ilha das Flores, contabilizaram-se 29434

interrupções em PdE da rede em baixa ten-

são, das quais apenas 1% teve origem na

própria rede BT.

Verificaram-se 2830 interrupções curtas, com

origem em centros produtores, por razões de

segurança.


registadas neste período totalizaram 1127,

53% das quais por casos fortuitos ou de for-

ça-maior, 32% por causas próprias e 15%

devido a razões de serviço.

Tendo origem em centros produtores, regis-

taram-se, neste período, 14666 interrupções

longas. Destas, 59% referem-se a interrup-

ções por causas próprias e as demais por


Quanto a interrupções longas com origem

nas redes, verificaram-se 10811, com cerca

de 40% a referirem-se a interrupções por

causas próprias, 33% a casos fortuitos e 23%

por razões de serviço.

124

0:00:46

1:19:23

5:58:25

0:01:35





sistema (SAIDI)

Em 2011, a duração média das interrupções

de PdE de BT da ilha das Flores foi de 7 horas

e 20 minutos.


curtas é residual, não representando 1% do

valor do indicador.


centros produtores, registou-se um SAIDI de 1

hora e 19 minutos, valor para o qual contri-

buem as interrupções por causas próprias

(57%) e por razões de segurança (43%).


resultaram num SAIDI de 5 horas e 58 minu-

tos. Verifica-se que cerca de 53% deste

tempo é relativo a interrupções por casos

fortuitos ou de força-maior, 25% de interrup-

ções imprevistas por causas próprias, repre-

sentando as interrupções por razões de ser-

viço cerca de 16% do tempo apresentado.

O padrão definido pelo RQS para este indi-

cador foi integralmente cumprido.

125

0,47

6,12

4,53

1,21





sistema (SAIFI)

No ano em análise, verificou-se uma fre-

quência média de 12,3 interrupções nos PdE

desta ilha.

Este indicador, quando referido a interrup-

ções curtas com origem em centros produ-

tores, foi em 2011 de 1,2 interrupções, na

totalidade refentes a situações por causas

próprias.


apresentam um valor de SAFI de 0,5, resul-

tando em cerca de 52% de interrupções por

casos fortuitos ou de força-maior, em 32% de

interrupções por causas próprias e 16% rela-

tivo a razões de serviço.

Em 2011, verificou-se uma frequência média

de 6,1 interrupções longas com origem em

centros produtores, valor do qual 59% é rela-

tivo a causas próprias e o restante a razões

de segurança.


redes, constata-se uma frequência média

de 4,5 interrupções. Para este indicador con-

tribuem, principalmente: interrupções por

causas próprias (40%); casos fortuitos ou de

força-maior (33%); e interrupções previstas

por razões de serviço (23%).

O padrão estabelecido para este indicador

foi cumprido.

126

4

00:41:50




5.10. Corvo

Na ilha do Corvo, no decorrer de 2011, ape-

nas se verificara 4 ocorrências/interrupções

longas que tiveram origem no centro produ-

tor desta ilha.


média tensão

Interrupções

Durante o ano de 2011, registaram-se 4 inter-

rupções do único ponto de entrega da rede

MT desta ilha, com origem na central térmi-

ca do Corvo. Uma destas interrupções foi

devido a razões de segurança e as restantes




No período em análise, o valor do TIEPI foi de

cerca de 42 minutos.

A energia não distribuída na zona C da ilha

em estudo atinge os 0,11 MWh.


sistema (SAIDI)

Em 2011, o SAIDI da ilha do Corvo foi de 42

minutos.


sistema (SAIFI)

Na ilha do Corvo, verificou-se um SAIFI de 4.

Número de interrupções e SAIFI

TIEPI e SAIDI

127

1 677

836

232





baixa tensão

Interrupções

Em 2011, verificaram-se 2745 interrupções em

pontos de entrega da rede em baixa tensão

da ilha do Corvo. Nesta ilha, cerca de 30%

das interrupções verificadas têm origem na

baixa tensão.


origem na central térmica do Corvo, que se

deram por causas própria.

Das 1677 interrupções longas registadas,

com origem na central térmica, 84% deve-

ram-se a causas próprias e as restantes a


As interrupções longas com origem na rede

(todas com origem na rede BT), num total de

836, repartiram-se entre situações de causas

próprias (54%) e razões de serviço.

128

0:02:37

1:26:52

5:10:41





sistema (SAIDI)

Na ilha do Corvo, verificou-se uma duração

média das interrupções de PdE da rede BT

de 6 horas e 40 minutos.

Do tempo referido, cerca de 3 minutos

correspondem a interrupções curtas com

origem na central térmica, por causas

próprias.

O indicador SAIDI, para interrupções longas

com origem em centros produtores, atingiu 1

hora e 27 minutos, em que 80% deste tempo

é relativo a interrupções por causas próprias

e o restante a razões de segurança.


redes, verifica-se uma duração média de 5

horas e 11 minutos, com cerca de 86% deste

tempo relativo a razões de serviço e o

demais por causas próprias.

O padrão definido pelo RQS para este

indicador foi inteiramente respeitado.

129

0,94

6,65

3,33





sistema (SAIFI)

Na ilha do Corvo, registaram-se, em média,

10,9 interrupções por ponto de entrega da

rede em baixa tensão.

As interrupções curtas com origem no centro

produtor tiveram uma frequência média de

0,9, derivada de interrupções por causas

próprias.

O SAIFI, para interrupções longas com ori-

gem no centro produtor desta ilha, foi de

6,7, 84% devido a interrupções por causas

próprias.

Neste ano registaram-se, em média, 3,3 inter-

rupções longas com origem na rede BT, 55%

das quais por causas próprias e as restantes

por razões de serviço.

Face aos padrões regulamentares, afere-se

o cumprimento do indicador SAIFI.

130 5.11. Indicadores individuais da continuidade de serviço

Se os indicadores de carácter geral referem-se

à totalidade dos clientes, os indicadores de

natureza individual reportam-se por ponto de

entrega, por cliente ou por ponto de ligação

de um produtor. Sempre que se verifique o

incumprimento destes indicadores, os clientes

têm direito às compensações estipuladas no

ponto 1 do artigo 47º do RQS.

Com base no número e duração acumulada

das interrupções em cada PdE da rede de

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

to com os padrões estabelecidos no RQS, a

existência de algumas situações de incumpri-

mento. Seguindo criteriosamente o estabele-

cido neste regulamento, excluindo as inter-

rupções que este prevê, identificaram-se os

clientes cujos padrões individuais de qualida-

de de serviço não tinham sido cumpridos, em

número ou em duração. Nas tabelas seguintes

constam os padrões estipulados no RQS.

No ano de 2011, verificaram-se 536 situações

de incumprimento dos padrões individuais de

qualidade de serviço Este número representa

menos de 1% do número de clientes da EDA.

Das 9 ilhas que compõem o arquipélago dos

Açores, 4 viram clientes serem compensados.

Como podemos constatar pela tabela “Nú-

mero total de compensações” a grande mai-

oria dos clientes a serem compensados são

de baixa tensão, cerca de 95,1%, e perten-

cem às ilhas Santa Maria, São Miguel, Terceira

e Faial com 0,2%, 0,2%, 99,3 e 0,4%, respetiva-

mente.

O total das situações de incumprimento dos

indicadores individuais de qualidade de servi-

ço totalizou uma quantia de 5 171,3€. Apesar

da média tensão ter apenas 4,9% do número

de situações de incumprimento, representa

cerca de 88 % do valor das compensações.

No ano de 2011, verificaram-se 536 situações

de incumprimento dos padrões individuais de

qualidade de serviço Este número representa

menos de 1% do número de clientes da EDA.

Das 9 ilhas que compõem o arquipélago dos

Açores, 4 viram clientes serem compensados.

Gráfico 5-1 Número de interrupções por ano

Gráfico 5-2 Duração total das interrupções (horas por ano)

Zona de Qualidade de Serv iço Média Tensão Baixa tensão

A 9 13

B 22 28

C 44 50

Zona de Qualidade de Serv iço Média Tensão Baixa tensão

A 4 6

B 9 11

C 22 27

131 Como podemos constatar pela tabela “Nú-

mero total de compensações” a grande mai-

oria dos clientes a serem compensados são

de baixa tensão, cerca de 95,1%, e perten-

cem às ilhas Santa Maria, São Miguel, Terceira

e Faial com 0,2%, 0,2%, 99,3 e 0,4%, respetiva-

mente.

O total das situações de incumprimento dos

indicadores individuais de qualidade de servi-

ço totalizou uma quantia de 5 171,3€. Apesar

da média tensão ter apenas 4,9% do número

de situações de incumprimento, representa

cerca de 88 % do valor das compensações.

Gráfico 5-3 Número total de compensações

Gráfico 5-4 Valor total de compensações (€)

De acordo com a tabela seguinte, de forma a

melhorar a Qualidade de Serviço, verifica-se

que 388,2€ do total de 5 171,3€ reverteram

para o Fundo de Reforço dos Investimentos

das respetivas zonas. Das 536 situações de

clientes com direito a indemnização, 54 de-

ram, efetivamente, origem a compensação a

clientes enquanto as restantes 482 reverteram

para o Fundo de Reforço dos Investimentos

das respetivas zonas, de forma a melhorar a

sua Qualidade de Serviço.

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

Santa Maria

C 1 1

São Miguel

A 1 1

Terceira

A 306 19 14 174 8 11 532

Faial

A 1 1 2

Total EDA 306 19 15 176 9 11 536

TotalZonaNúmero Duração

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

SANTA MARIA

C 18,6 18,6

SÃO MIGUEL

A 7,0 7,0

TERCEIRA

A 334,1 77,0 1320,0 75,8 111,6 3146,6 5065,1

Faial

A 80,0 0,6 80,6

Total EDA 334,1 77,0 1400,0 95,0 118,6 3146,6 5171,3

TotalZonaNúmero Duração

133

Qualidade da onda de tensão 6.

A qualidade da energia entregue aos consu-

midores, que é definida pela forma da onda

de tensão, está diretamente relacionada com

a qualidade da onda de tensão da rede.

Embora existam uma série de índices para

qualificar a onda de tensão, serão, em última

estancia, os equipamentos dos consumidores

a determinar a qualidade da mesma. Com a

crescente automatização das indústrias, a

qualidade da forma da onda de tensão tor-

na-se cada vez mais relevante considerando

que, a falta de regulação da mesma pode

acarretar custos elevados, principalmente,

para os consumidores industriais.

De acordo com o estipulado no Regulamento

de Qualidade de Serviço, compete à conces-

sionária de transporte e distribuição garantir

que a energia elétrica fornecida cumpre o

especificado nas normas e/ou regulamentos,

sendo que, os parâmetros da qualidade da

onda de tensão devem ser monitorizados

numa amostra da rede segundo um plano a

submeter a aprovação à Direção Regional do

Comércio, Industria e Energia, competindo à

entidade reguladora (ERSE) a fiscalização do

cumprimento deste plano.

6.1. Plano de monitorização

A EDA propôs-se efetuar a monitorização da

qualidade da onda de tensão em 2011, nos

pontos da sua rede de transporte e distribui-

ção e com as durações apresentadas nas

Tabela 6-1,Tabela 6-2 e Tabela 6-3

134

Tabela 6-1 Pontos de monitorização permanente em 2011

I lha SE Barramento Linha PT Nome Tipo de Carga 2011

S. MARIA AEROPORTO 6 - - - PERMANENTE

AEROPORTO 10 - - - PERMANENTE

S. MIGUEL CALDEIRÃO 60 - - - PERMANENTE

CALDEIRÃO 30 - - - PERMANENTE

MILHAFRES 30 - - - PERMANENTE

PONTA DELGADA 10 - - - PERMANENTE

S. ROQUE 10 - - - PERMANENTE

AEROPORTO 10 - - - PERMANENTE

LAGOA 10 - - - PERMANENTE

LAGOA 30 - - - PERMANENTE

FOROS 10 - - - PERMANENTE



VILA FRANCA 10 - - - PERMANENTE

BELO JARDIM 15/30 - - - PERMANENTE

VINHA BRAVA 15 - - - PERMANENTE

ANGRA HEROÍSMO 15 - - - PERMANENTE

LAJES 15/6,9 - - - PERMANENTE

QUATRO RIBEIRAS 15 - - - PERMANENTE

GRACIOSA QUITADOURO 15 - - - PERMANENTE

S. JORGE CAMINHO NOVO 15 - - - PERMANENTE

MADALENA 15 - - - PERMANENTE

LAJES 15 - - - PERMANENTE



FAIAL STA. BARBARA 15 - - - PERMANENTE

FLORES ALÉM FAZENDA 0,4 - - - PERMANENTE

FLORES ALÉM FAZENDA 15 - - - PERMANENTE

CORVO CORVO 15 - - - PERMANENTE

PICO

TERCEIRA

135

Tabela 6-2 Pontos monitorizados no 1º semestre de 2011

I lha SEBarramento

(kV)Linha PT Nome Tipo de carga

S. MARIA AEROPORTO 6 VILA DO PORTO 63 F.S. BRÁS

59% Residencial

29% Com./ Ind.

12% Outros

S. MIGUEL MILHAFRES 30 SETE CIDADES 202 JARDIM

87% Residencial

8% Com./Ind.

4% Outros

S. MIGUEL MILHAFRES 31 CAPELAS 432 Q. DO ROSARIO

77% Residencial

23% Com./Ind.

0% Outros

S. MIGUEL FOROS 30 FOROS CALHETAS 249 CAN. GRANDE

89% Residencial

6% Com./Ind.

4% Outros

S. MIGUEL P.DELGADA 10 PONTA DELGADA 1 103 URB.A.LAR

95% Residencial

2% Com./Ind.

3% Outros

S. MIGUEL MILHAFRES 30 MILHAFRES LIVRAMENTO 480 L.A.ILHA 100% Residencial

S. MIGUEL LAGOA 30 LAGOA LIVRAMENTO 413 DR. L. FRANCO

77% Residencial

13% Com./Ind.

11% Outros

S. MIGUEL FOROS 30 FOROS NORDESTE 40 L.DO LOUÇÃO

90% Residencial

6% Com./Ind.

4% Outros

S. MIGUEL PS FURNAS 30 FURNAS POVOAÇÃO 38 V. POVOAÇÃO

57% Residencial

16% Com./Ind.

27% Outros

TERCEIRA VINHA BRAVA 15VB/FONTINHAS

(ALTARES)27 BARRACA

50% Com./Ind.

50% Outros

TERCEIRA VINHA BRAVA 15VB/SMATEUS

(CIRCUNVALAÇÃO)34 SANTA BÁRBARA

88% Residencial

6% Com./Ind.

5% Outros

TERCEIRA BELO JARDIM 15PRAIA VITORIA 1

(PRAIA A)134 POÇO DA AREIA

75% Residencial

12% Com./Ind.

14% Outros

TERCEIRA VINHA BRAVA 15VB 2

(ANGRA 2)181

PORTÕES SÃO

PEDRO

0% Residencial

0% Com./Ind.

100% Outros

GRACIOSA QUITADOURO 15 SANTA CRUZ 1 40 P. DA JUSTIÇA

87% Residencial

9% Com./Ind.

4% Outros

S. JORGE CAMINHO NOVO 15 RELVINHA/ TOPO 39 CRUZAL

94% Residencial

3% Com./Ind.

3% Outros

PICO LAJES 15 LAJES / PIEDADE 54 SANTA CRUZ

85% Residencial

8% Com./Ind.

7% Outros

PICO MADALENA 15MADALENA /

S. MATEUS35 MIRATECA

86% Residencial

6% Com./Ind.

8% Outros


SANTA LUZIA17 IGREJA

85% Residencial

9% Com./Ind.

5% Outros

FAIAL STA. BARBARA 15STA BARBARA /

COVÕES88 COVÕES

75% Residencial

0% Com./Ind.

25% Outros

FAIAL STA. BARBARA 15 S. BARBARA 2 39 F. DA BALEIA

8% Residencial

17% Com./Ind.

75% Outros

FLORES ALÉM FAZENDA 15 PONTA DELGADA 6 CEDROS

84% Residencial

3% Com./Ind.

13% Outros

136

Tabela 6-3 Pontos monitorizados no 2º semestre de 2011

I lha SEBarramento

(kV)Linha PT Nome

Tipo de

carga

S. MARIA AEROPORTO 10 ALMAGREIRA 61 P. FORMOSA

80% Residencial

9% Com./Ind.

11% Outros

S. MIGUEL MILHAFRES 30 MILHAFRES/ LIVRAMENTO 478 S. OUTEIRO 100% Com./Ind.

S. MIGUEL FOROS 30 FOROS/ CALHETAS 424 MAGNÓLIA

33% Residencial

67% Com./Ind.

0% Outros

S. MIGUEL MILHAFRES 30 MILHAFRES CAPELAS 99 AFLITOS

79% Residencial

9% Com./Ind.

12% Outros

S. MIGUEL MILHAFRES 30 MILHAFRES SETE CIDADES 471 E.B. FERRARIA 100% Com./Ind.

S. MIGUEL FOROS 10 R.GRDE 3 362 URB. S. LUZIA

90% Residencial

5% Com./Ind.

5% Outros

S. MIGUEL LAGOA 10 CABOUCO 420 L. NOBÉLIA MARTINS

91% Residencial

3% Com./Ind.

7% Outros

S. MIGUEL FOROS 30 FOROS/NORDESTE 42 FAIAL DA TERRA

89% Residencial

5% Com./Ind.

6% Outros

S. MIGUEL SÃO ROQUE 10 SRQ2 369 LOT. ATALHADA

93% Residencial

2% Com./Ind.

4% Outros

TERCEIRA ANGRA HEROÍSMO 15 ANGRA 6

(ANGRA 1)110 DESTERRO

91% Residencial

7% Com./Ind.

2% Outros

TERCEIRA VINHA BRAVA 15VB 2

(ANGRA 2)22 DREPA

73% Residencial

19% Com./Ind.

8% Outros

TERCEIRA ANGRA HEROÍSMO 15ANGRA 3

(CIDADE C)7 SÃO GONÇALO

65% Residencial

22% Com./Ind.

14% Outros

TERCEIRA VINHA BRAVA 15VB/SMATEUS

(CIRCUNVALAÇÃO)202 U. Q.TA FRANCESA

75% Residencial

9% Com./Ind.

15% Outros

GRACIOSA QUITADOURO 15 GUADALUPE 1 36 CALHAU MIÚDO

69% Residencial

25% Com./Ind.

6% Outros

S. JORGE CAMINHO NOVO 15CAMINHO NOVO -

RELVINHA 231 RELVINHA

78% Residencial

13% Com./Ind.

9% Outros

PICO SÃO ROQUE 15

SÃO ROQUE /

SANTA LUZIA 7 ALMAS

86% Residencial

8% Com./Ind.

6% Outros


SANTA LUZIA19 CAN. DO MAR

89% Residencial

8% Com./Ind.

3% Outros

PICO LAJES 15LAJES /

PIEDADE125 RUA DIREITA 100% Com./Ind.

FAIAL STA. BARBARA 15 S. BARBARA 3 85 E. SEC. DR. M.ARRIAGA

80% Residencial

11% Com./Ind.

10% Outros

FAIAL STA. BARBARA 15STA BARBARA /

COVÕES23 P. DE BAIXO

88% Residencial

4% Com./Ind.

8% Outros

FLORES ALÉM FAZENDA 15 LAJES 11 LOMBA

78% Residencial

10% Com./Ind.

12% Outros

137 Com exceção da ilha de São Miguel o plano

decorreu conforme previsto. Na Tabela 6-4

consta as instalações que por falta de cober-

tura GPRS provocaram a necessidade da sua

substituição por outra da mesma linha.

Tabela 6-4 Alterações do plano de monitorização de 2011

6.1.1. Indicadores semanais

Para a escolha entre as várias semanas e en-

tre os vários locais foram criados dois indica-

dores semanais:

• Indicador para as grandezas do regi-

me permanente – Continuous Power Quality

Índex (CPQI). Para as grandezas com níveis

máximos e mínimos (como a tensão e a fre-

quência) os valores máximos e mínimos e os

percentis de 5% e 95% são normalizados de

acordo com a expressão (1).

É retido o maior valor de entre os calculados

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

PT Tipo de carga

São Miguel 1 Foros/30 Nordeste2PT0040

L. do Loução

2PT0367

Pé do salto

89 % Residencial

7% Com/Ind

4% Outros

São Miguel 2 MILHAFRES/30MILHAFRES

CAPELAS

2PT0099

AFLITOS

2PT0098

FENAIS DA LUZ

87 % Residencial

7 % Com/Ind

6 % Outro

São Miguel 2 Foros/30FOROS/

NORDESTE

2PT0042

FAIAL DA TERRA

2PT0444

ÁGUA RETORTA

74 % Residencial

18 % Com/Ind

9 % Outro

São Miguel 2 MILHAFRES/30MILHAFRES

SETE CIDADES

2PT0471

E.B. FERRARIA

2PT0453

LOTEAMENTO

GINETES

87 % Residencial

7 % Com/Ind

7 % Outro

I lhaInstalação monitorizada

Instalação previstaLinhaSE/Barramento

(kV)Semestre

)()( NOMINALLIMITENOMINALMEDIDORMS VVVVCPQI (1)

138 • Para as grandezas apenas com níveis

máximos, são normalizados os percentis 95%

de acordo com a seguinte expressão:

É retido o maior valor entre as 3 fases

Se todos os valores forem inferiores a 1, é reti-

do como CPQI o maior valor. No caso contrá-

rio são somados todos os valores superiores a

1.

A seleção das semanas apresentadas por

equipamento foi efetuada utilizando o seguin-

te princípio:

- a semana cujo valor CPQI corresponde à

mediana dos valores;

- a semana com o pior índice do CPQI;

- a semana com o melhor índice de CPQI.

LIMITE

MEDIDORMS V

VCPQI

139 6.2. Qualidade onda de tensão

Em todos os pontos de medição referidos no

plano de monitorização, foram monitorizados

os seguintes parâmetros:

- Valor eficaz de tensão;

- Frequência;

- Cavas de tensão;

- Tremulação (flicker);

- Distorção harmónica;

- Desequilíbrio do sistema trifásico de ten-

sões;

- Sobretensões.

Foram selecionadas três semanas, de acordo

com os critérios expostos no ponto 5.1.1. As

Tabela 6-5, Tabela 6-6 e Tabela 6-7 apresen-

tam as correspondências utilizadas nas insta-

lações monitorizadas.

140

Tabela 6-5 Pontos monitorizados em 2011 – Santa Maria e São Miguel

I lha Instalação (SE/Barramento)Identificação da

instalaçãoZona geográfica

CT AEROPORTO 1SE01_6B1

SE AEROPORTO 1SE01_10B1

PT F.S. BRÁS 1PT0063 C

P. FORMOSA 1PT0061 C

CT CALDEIRÃO / 60 kV 2CP01

SE CALDEIRÃO / 30 kV 2SE02_30B1

SE CALDEIRÃO / 30 kV 2SE02_30B2

SE FOROS / B1-10 kV 2SE03_10B1

SE FOROS / B2-10 kV 2SE03_10B2

SE FOROS / 30 kV 2SE03_30B1

SE FOROS / 60 kV 2SE03_60B1

SE LAGOA / B1 -10 kV 2SE06_10B1

SE LAGOA / B2 -10 kV 2SE06_10B2

SE LAGOA / 30 kV 2SE06_30B2

SE MILHAFRES / B1-30 kV 2SE07_30B1

SE MILHAFRES / B2-30 kV 2SE07_30B2

SE PONTA DELGADA / B1-10 kV 2SE08_10B1

SE PONTA DELGADA / B2-10 kV 2SE08_10B2

SE S.ROQUE/ B1-10 kV 2SE10_10B1

SE S.ROQUE/ B2-10 kV 2SE10_10B2

SE VILA FRANCA / 10 kV 2SE11_10B1

SE AEROPORTO/ B1-10 kV 2SE12_10B1

SE AEROPORTO/ B2-10 kV 2SE12_10B2

PT JARDIM 2PT0202 C

PT Q. DO ROSARIO 2PT0432 C

PT CAN. GRANDE 2PT0249 C

PT URB.A.LAR 2PT0103 A

PT L.A.ILHA 2PT0480 C

PT DR. L. FRANCO 2PT0413 C

PT PE DO SALTO 2PT0367 C

PT V. POVOAÇÃO 2PT0038 C

PT S. OUTEIRO 2PT0478 C

PT MAGNÓLIA 2PT0424 C

PT FENAIS DA LUZ 2PT0098 C

PT LOTEAMENTO GINETES 2PT0453 C

PT URB. S. LUZIA 2PT0362 B

L. NOBÉLIA MARTINS 2PT0420 C

PT ÁGUA RETORTA 2PT0444 C

PT LOT. ATALHADA 2PT0369 B

S. MIGUEL

SANTA MARIA

141

Tabela 6-6 Pontos monitorizados em 2011 – Terceira, Graciosa, São Jorge e Pico

I lha Instalação (SE/Barramento)Identificação da

instalaçãoZona geográfica

SE BELO JARDIM / 15 kV 3SE01_15B1

SE BELO JARDIM / 30 kV 3SE01_30B1

SE VINHA BRAVA / B1 - 15 kV 3SE02_15B1

SE VINHA BRAVA / B2 - 15 kV 3SE02_15B2

SE ANGRA HEROÍSMO / B1 -15 kV 3SE03_15B1

SE ANGRA HEROÍSMO / B2 -15 kV 3SE03_15B2

SE LAJES / 15 kV 3SE04_15B1

SE LAJES / B1 - 6,9 kV 3SE04_6B1

SE LAJES / B2 - 6,9 kV 3SE04_6B2

PS SERRA CUME / B1 – 30 kV 3SE05_30B1

PS SERRA CUME / B2 – 30 kV 3SE05_30B2

SE QUATRO RIBEIRAS / B1 -15 kV 3SE06_30B1

SE QUATRO RIBEIRAS / B2 -15 kV 3SE06_30B2

PT BARRACA 3PT0227 C

PT POÇO DA AREIA 3PT0134 C

PT URB.QUINTA DA FRANCESA 3PT0202 C

PT PORTÕES SÃO PEDRO 3PT0181 A

PT DESTERRO 3PT0110 A

PT DREPA 3PT0022 A

PT SÃO GONÇALO 3PT0007 A

PT SANTA BARBARA 3PT0034 C

CT QUITADOURO 4SE01_15B1

PT P. DA JUSTIÇA 4PT0040 C

PT CALHAU MIÚDO 4PT0036 C

SÃO JORGE CT CAMINHO NOVO 5SE01_15B1

PT CRUZAL 5PT0039 C

RELVINHA 5PT0031 C

SE S. ROQUE / 30 kV 6SE01_30B1

SE S. ROQUE / 15 kV 6SE01_15B1

SE MADALENA / 15 kV 6SE02_15B1

SE LAJES / 15 kV 6SE03_15B1

PT SANTA CRUZ 6PT0054 C

PT MIRATECA 6PT0035 C

PT IGREJA 6PT0017 C

PT ALMAS 6PT0007 C

PT CAN. DO MAR 6PT0019 C

PT RUA DIREITA 6PT0125 C

TERCEIRA

GRACIOSA

PICO

142

Tabela 6-7 Pontos monitorizados em 2011 – Faial, Flores e Corvo

Os valores registados nos períodos em análise

são apresentados no Anexo IV.

6.2.1. Amplitude

O regulamento de qualidade de serviço esta-

belece para a alta tensão, por cada período

de medição de uma semana, que em condi-

ções normais de exploração 95% dos valores

eficazes médios de 10 minutos da tensão de

alimentação deve estar compreendida no

intervalo de Uc±5%, sem ultrapassar a tensão

máxima da rede (onde Uc é a tensão decla-

rada).

A Norma Portuguesa NP EN 50160 define para

a média tensão, por cada período de medi-

ção de uma semana, que a variação da ten-

são de alimentação em 95% dos valores efi-

cazes médios de 10 minutos dos equipamen-

tos monitorizados deve estar compreendida

na gama Uc±10%.

Esta Norma também impõe para a baixa ten-

são, por cada período de medição de uma

semana, que os limites para a variação da

tensão nominal para o percentil de 95% dos

valores eficazes registados esteja dentro do

intervalo (Un±10%), enquanto para 100% dos

valores registados a gama de valores é

Un+10%/-15%.

Da análise dos valores registados, conclui-se a

conformidade, em todas as ilhas da Região,

dos valores registados com o RQS para a alta

tensão e com a NP EN 50160 para a média e

baixa tensão nos pontos de rede monitoriza-

dos.

6.2.2. Tremulação (flicker)

Ao nível da alta tensão, o Regulamento de

Qualidade de Serviço define que em condi-

ções normais, os índices de severidade da

tremulação (curta e longa duração) de 95%

por cada período de medição de uma sema-

na, deverão ser inferiores a 1. É de salientar

que, para a avaliação da severidade dos

“flicker” devem ser excluídas as situações as-

sociadas à reposição de serviço do sistema

produtor.

Para a média e para a baixa tensão, a NP EN

50160 define que em condições normais, para

qualquer período de uma semana, a severi-

dade da tremulação de longa duração deve

ser inferior a 1 (Plt≤1), durante 95% do tempo.

I lha Instalação (SE/Barramento) Identificação da Zona geográficaFAIAL CT STA. BARBARA 7SE01_15B1

PT P. DE BAIXO 7PT0023 C

PT F. DA BALEIA 7PT0039 A

PT COVÕES 7PT0088 A

PT E. SEC. DR. M.ARRIAGA 7PT0085 C

CT ALÉM FAZENDA 8CP01_0,4B1

SE ALÉM FAZENDA / B1 – 15kV 8SE01_15B1

SE ALÉM FAZENDA / B2 – 15kV 8SE01_15B2

PT CEDROS 8PT0006 C

PT LOMBA 8PT0011 C

CORVO CT CORVO 9CP01_15B1

FLORES

143 Da análise dos valores registados, conclui-se a

conformidade destes com o RQS para a alta

tensão na ilha de são Miguel, e com a NP EN

50160 para a média e baixa tensão nos pon-

tos de rede monitorizados, nas ilhas de Santa

Maria, São Miguel, Terceira, Graciosa, Pico,

Faial e Flores. Nas restantes existiram as seguin-

tes situações de inconformidade:

Ilha de São Jorge

Para a baixa tensão, foi registado o incumpri-

mento da NP EN 50 160 no PT 39 - Cruzal na

semana de 30 de maio a 5 de junho. Esta situ-

ação não é alheia à localização do PT na

linha de média tensão Relvinha-Topo onde

está ligado à rede de média tensão o parque

eólico da Ilha de São Jorge. As variações da

velocidade do vento poderão contribuir para

os valores de flicker não regulamentares regis-

tados no PT.

No decorrer do ano de 2012 prevê-se, no âm-

bito de uma obra de investimento da Empresa

de Eletricidade e Gás, a desativação das

cinco torres Nordtank (geradores assíncronos)

e a colocação em serviço de mais duas torres

Enercon (geradores síncronos) esperando-se

que se traduza na redução dos valores de

tremulação na ilha de São Jorge

Ilha do Corvo

Da análise dos valores registados nas semanas

selecionadas, é possível concluir que os valo-

res de tremulação de longa duração cum-

prem a NP EN 50160 no ponto de rede monito-

rizado à exceção de uma das semanas sele-

cionadas (14 a 20 de março).

A rede de distribuição MT da ilha do Corvo

tem origem na central termoelétrica do Corvo

e é explorada com uma tensão de serviço de

15 kV, sendo responsável pelo fornecimento

de energia elétrica em toda a ilha.

O sistema elétrico da ilha do Corvo apenas

possui a subestação do Corvo que contém

dois transformadores de 15/0,4 kV, com uma

potência unitária de 0,4 MVA, totalizando 0,8

MVA. A rede de distribuição desta ilha, com

uma extensão de 1,04 km, alimenta um posto

de transformação com uma potência instala-

da de 800 kVA.

Atendendo ao sistema elétrico existente e às

flutuações de tensão provocadas pelas car-

gas existentes no único posto de transforma-

ção, conduziram a valores de tremulação não

regulamentares.

6.2.3. Desequilíbrio

No que diz respeito ao desequilíbrio das ten-

sões, o Regulamento de Qualidade de Serviço

(para a alta tensão) e a Norma Portuguesa

“NP EN 50 160” (no caso da média e baixa

tensão) estabelecem, para cada período de

uma semana, 95% dos valores eficazes médios

de 10 minutos da componente inversa das

tensões não devem ultrapassar 2% da com-

ponente direta.

Assim, verificou-se a conformidade em 100%

dos valores registados para os diferentes níveis

de tensão, em todas as ilhas da RAA, com

exceção da ilha das Flores que apresentou a

seguinte inconformidade:

Ilha das Flores

Na ilha das Flores, verificou-se a conformidade

em 100% dos valores registados com a norma

NP EN 50160 para os diferentes níveis de ten-

144 são, à exceção das três semanas associadas

ao barramento 1 de 15kV da subestação

Além Fazenda, registando-se um valor máximo

de desequilíbrio de 4,75%. Os valores de dese-

quilíbrio não regulamentar provêm de uma

avaria ou deficiência nas ligações de um TT.

6.2.4. Frequência

Para a alta tensão, o Regulamento de Quali-

dade de Serviço e, para a média e baixa

tensão, a Norma Portuguesa “NP EN 5016”

definem que, em condições normais de explo-

ração o valor médio da frequência, medido

em intervalos de 10 segundos, deve estar

compreendido entre a seguinte gama de

valores:

-50Hz ±2% durante 95% dos valores regis-

tados numa semana;

-50Hz ±15% durante 100% dos valores re-

gistados numa semana.

Por análise dos relatórios disponibilizados pela

aplicação de monitorização, verifica-se a

conformidade em 100% dos valores registados

nos equipamentos no período selecionado.

6.2.5. Harmónicos

Relativamente à distorção harmónica, verifi-

ca-se o cumprimento em todos os pontos

medidos com a NP EN 50160 (para a média e

baixa tensão) e com o Regulamento de Qua-

lidade de Serviço (no caso da alta tensão),

em todas as ilhas do arquipélago, com exce-

ção de São Miguel e do Pico, onde se regista-

ram as seguintes situações:

Ilha de São Miguel

Na média e na baixa tensão verificou-se o

cumprimento em todos os pontos de monitori-

zação com a NP EN 50160, à exceção das

seguintes situações para o 2PT0103 – Urbani-

zação Arcanjo Lar:

• 5ª harmónica (H5), 9ª harmónica (H9) e

15ª harmónica (H15): na semana de

25/abril a 1/maio. THD máxima de 7,4%;

• 15ª harmónica (H15): na semana de

23/maio a 29/maio. THD máxima de

7,0%;

Depois de identificada a situação não con-

forme no 2PT0103 foi colocado na mesma

instalação um outro equipamento de monito-

rização de qualidade de onda de tensão

(Fluke 1760) confirmando-se a existência de

valores não conformes referidos anteriormente

para H5, H9 e H15.

O 2PT0103 é do tipo cabina baixa, está equi-

pado com um TP de 630 kVA, cujo grupo de

ligação é Dyn5, e alimenta uma zona residen-

cial de Ponta Delgada composta por vários

núcleos habitacionais incluindo vários serviços

comerciais, e consequentemente por várias

cargas não lineares. Inicialmente este PT pos-

suía instalado duas baterias condensadores

com 50 kvar cada. Foi desligada uma bateria

e consequentemente a ressonância que se

verificava para a H5, H9 e H15 foi reduzida

para valores regulamentares.

Ilha do Pico

Registou-se o cumprimento em todos os pon-

tos de monitorização com a NP EN 50160, à

exceção de duas semanas (7 a 13 março e

de 18 a 24 de abril) no 6PT0054 - Santa Cruz

145 onde se verificaram valores não conformes

para a 15ª harmónica de 80,83% e 73,78 %

respetivamente numa das fases. Ainda neste

período a distorção total harmónica para a

instalação não ultrapassou os 4,24% para um

limite regulamentar de 8%.

O 6PT0054 está equipado com um TP de 160

kVA, e alimenta uma zona residencial com-

posta por vários núcleos habitacionais (mais

de 80% dos consumidores são residenciais) e

consequentemente por várias cargas não

lineares. A EDA estuda medidas de minimiza-

ção da situação não conforme detetada

procurando a identificação das fontes de

perturbação e diminuição do impacto da 15ª

harmónica.

6.2.6. Cavas

Ilha de Santa Maria

Na média tensão, e de acordo com os valores

registados nas três semanas selecionadas por

equipamento a cava com maior amplitude foi

de 61,0% da tensão declarada com uma du-

ração equivalente de 0, 540 segundos regis-

tada na subestação do Aeroporto (barramen-

to 6kV), na sequência de um defeito na linha

Almagreira (SGI 120110000000039). A cava

com maior duração equivalente foi registada

na subestação do Aeroporto (Barramento

10kV) com uma duração equivalente de 0,82

segundos e uma amplitude de 15,6% da ten-

são declarada com origem numa avaria me-

cânica no grupo VIII da central térmica (SGI

120110000000120).

Para a baixa tensão, e de acordo com os

valores registados nas três semanas selecio-

nadas por equipamento a cava com maior

amplitude foi de 14,4% da tensão declarada

com uma duração equivalente de 0,201 se-

gundos, registada no 1PT0063 – F.S. Brás, na

sequência de uma avaria no grupo VII da

central térmica do Aeroporto (SGI

120110000000031). A cava com maior dura-

ção equivalente, registada no 1PT0063 – F.S.

Brás, teve a duração equivalente de 0,236

segundos com uma amplitude de 13,5% da

tensão declarada, registada na sequência da

mesma indisponibilidade referida anteriormen-

te (SGI 120110000000031).

Ilha de São Miguel

Segundo os valores registados nas três sema-

nas selecionadas por equipamento, e para a

média tensão, a cava com maior amplitude

foi de 77,5% da tensão declarada com uma

duração de 1,221 segundos registada na sub-

estação de Vila Franca (10kV), na sequência

de um defeito na linha MT Vila Franca\Ponta

Garça (SGI 220110000002110). A cava com

maior duração foi de 1,480 segundos, regista-

da na subestação dos Milhafres (barramento

2) e teve uma amplitude de 36,7% da tensão

declarada, na sequência de um defeito na

linha Lagoa-Vila Franca (SGI

220110000001185).

No que diz respeito à baixa tensão, a cava

com maior amplitude foi de 70,7% da tensão

declarada e com uma duração de 0,231 se-

gundos e foi registada no 2PT0432 – PT Quinta

do Rosário, na sequência de um defeito na

linha MT Milhafres Covoada (SGI


ção foi registada no 2PT0444 – PT Água Retor-

ta, com uma duração de 1,594 segundos e

uma amplitude de 14,2% da tensão declara-

146 da e foi registada na sequência de avaria na

CT Caldeirão por avaria (SGI

220110000003286).

Ilha Terceira

Na média tensão, e segundo os valores regis-

tados no período selecionado por equipa-

mento, a cava com maior amplitude foi de

81,9% da tensão declarada e simultaneamen-

te com maior duração equivalente (16,12

segundos) foi registada no PS parque eólico

da Serra do Cume na sequência de uma inter-

rupção geral (SGI 320110000001897).

Na baixa tensão (durante as semanas selecio-

nadas) a cava com maior amplitude foi de

79,9% da tensão declarada com uma dura-

ção de 0,314 segundos e foi registada no

3PT0181 – Portões de São Pedro, na sequência

de um defeito entre fases na linha Vinha Brava

- Porto Judeu (SGI 320110000001053). A cava

com maior duração foi registada no 3PT0134 -

Poço da Areia com 7,208 segundos e uma

amplitude de 24,0% da tensão declarada, na

sequência da saída de paralelo do grupo 10

na central térmica Belo Jardim por avaria

mecânica (SGI 320110000000978).

Ilha Graciosa

Conforme os valores registados nas três sema-

nas selecionadas por equipamento, na média

tensão, a cava com maior amplitude foi de

35,4% da tensão declarada com uma dura-

ção equivalente de 2,764 segundos registada

na subestação da central térmica da Gracio-

sa, na sequência de um defeito entre fases na

linha Quitadouro Santa Cruz 01 (SGI

420110000000040). Esta foi também a cava

com maior duração equivalente.

Na baixa tensão, a cava com maior amplitu-

de foi de 82,5% da tensão declarada regista-

da no 4PT0036 – PT Calhau Miúdo, na sequên-

cia de um defeito entre fases na da linha Qui-

tadouro Guadalupe 02 (SGI 420110000000121).

Na sequência da mesma indisponibilidade foi

ainda registada, no PT referido anteriormente,

a cava de maior duração equivalente (0.627

segundos) com amplitude 18,2% da tensão

declarada.

Ilha São Jorge

Nas três semanas selecionadas por equipa-

mento não foram registadas cavas na média

tensão.

Enquanto na baixa tensão, a cava com maior

amplitude foi de 54,6% da tensão declarada

com uma duração equivalente de 0,342 se-

gundos, registada no 5PT0031 – Relvinha, na

sequência de um defeito de um defeito entre

fases na linha Relvinha-Topo (SGI


ção equivalente registada (0,716 segundos e

amplitude de 25,8% da tensão declarada) foi

também registada no 5PT0031 – Relvinha na

sequência de um defeito entre fases na linha

Caminho Novo – Relvinha 1 (SGI

520110000000295).

Ilha do Pico



mento, a cava com maior amplitude e com

maior duração foi de 33,8% da tensão decla-

rada com uma duração equivalente de

14,309 segundos e foi registada na subestação

de São Roque (15 kV) na sequência de uma

147 avaria mecânica num dos grupos térmicos

(SGI 620110000000265).

Na baixa tensão (no período em análise), a

cava com maior amplitude foi de 55,7% da

tensão declarada com uma duração equiva-

lente de 0,328 segundos, registada no 6PT0019

– Canada do Mar, na sequência de um defei-

to entre fases na linha na linha Lajes-Piedade

(SGI 620110000000379). A cava com maior

duração equivalente foi registada no 6PT0007

- Almas, com uma duração equivalente de

13,183 segundos e uma amplitude de 34,2%

da tensão declarada, na sequência de uma

indisponibilidade não programada com ori-

gem na produção referida anteriormente

para a média tensão (SGI 620110000000265).

Ilha do Faial

Na média tensão, e de acordo com os valores

registados nas três semanas selecionadas por

equipamento, a cava de maior amplitude foi

de 52,5% da tensão declarada com uma du-

ração de 13 segundos registada na sequência

de uma indisponibilidade imprevista com ori-

gem na produção (SGI 720110000000120). Esta

foi também a cava de maior duração.

Na baixa tensão, e de acordo com os valores

registados nas semanas consideradas a cava

de maior profundidade foi também a cava de

maior duração e foi registada no 7PT0039 na

sequência da indisponibilidade referida ante-

riormente ocorrida num dos grupos da central

térmica (SGI 720110000000120) com uma am-

plitude 52,4% da tensão declarada e com

uma duração de 14,5 segundos.

Ilha do Flores



mento, a cava com maior amplitude foi de

91,9% da tensão declarada, com uma dura-

ção equivalente de 1,4 segundos, registada

na subestação de Além Fazenda (barramento

um) na sequência de um defeito entre fases

na saída MT Santa Cruz 1 (SGI


ção equivalente foi registada na mesma insta-

lação na sequência da mesma indisponibili-

dade e teve duração equivalente de 9,563

segundos com uma amplitude de 10,9% em

relação à tensão declarada.

Na baixa tensão, e para as semanas selecio-

nadas, a cava com maior amplitude foi de

23% da tensão declarada, com uma maior

duração equivalente de 1,154 segundos, ten-

do sido registada no 8PT0006 - Cedros, na

sequência de um defeito entre fases na saída

Lajes (SGI 820110000000101). Esta foi também

a cava com maior duração equivalente regis-

tada para a baixa tensão.

Ilha do Corvo

De acordo com os valores registados nas três

semanas selecionadas a cava com maior

amplitude foi de 48,9% da tensão declarada,

consignando também a maior duração equi-

valente de 1,645 segundos.

6.2.7. Sobretensões

Ilha de Santa Maria

Para a média e para a baixa tensão não fo-

ram registadas sobretensões nas semanas em

análise.

148 Ilha de São Miguel

Na alta e na média tensão para as semanas

selecionadas não foram registadas sobreten-

sões.

Para a baixa tensão foi registada uma sobre-

tensão no 2PT0362 PT Urb. S. Luzia cujo valor

máximo de variação em relação à tensão

declarada foi de 10,6% com uma duração de

0,06 segundos.

Ilha Terceira

Nas três semanas selecionadas, na média

tensão, foram registadas sobretensões, cujo

valor máximo de variação em relação à ten-

são declarada foi de 43,9% com duração de

13,664 segundos registada no PS parque eóli-

co da Serra do Cume na sequência de uma

interrupção geral (SGI 320110000001897).

Na baixa tensão, e para as semanas conside-

radas, a sobretensão com maior variação em

relação à tensão declarada foi de 11,9% e

duração equivalente de 3,513 segundos regis-

tada no 3PT0202 - PT Urb. Quinta da francesa

na sequência de um defeito entre fases na

linha Praia da Vitória 02 na SE Belo Jardim (SGI

320110000001119).

Ilha Graciosa

Tendo em conta as três semanas seleciona-

das, na média tensão foram registadas várias

sobretensões cujo valor máximo de variação

em relação à tensão declarada foi de 22,8%

com duração equivalente de 2,522 segundos,

registada na subestação da central térmica

da Graciosa, na sequência de um defeito

entre fases na linha Quitadouro Santa Cruz 01

(SGI 420110000000040).

Na baixa tensão, e para o mesmo período em

análise, foram registadas várias sobretensões

cujo valor máximo em relação à tensão de-

clarada foi de 18,7% com duração equivalen-

te de 2,174 segundos, registada no 4PT0036 –

PT Calhau Miúdo, na sequência de um defeito

entre fases na da linha Quitadouro Guadalu-

pe 02 (SGI 420110000000121).

Ilha São Jorge

Segundo as três semanas consideras por equi-

pamento, na média, não foram registadas

sobretensões.

Enquanto na baixa tensão a sobretensão com

maior valor em relação à tensão declarada

foi de 14,5% com duração equivalente de

1,595 segundos, registada no 5PT0039 – Cruzal,

na sequência de um defeito entre fases na

linha Caminho Novo - Relvinha 1 (SGI

520110000000053).

Ilha do Pico

Na média tensão, e para o período em análi-

se, foi registada uma sobretensão cujo valor



9,481 segundos registada na subestação das

Lajes na sequência de uma avaria mecânica

num dos grupos da central térmica (SGI

620110000000265).

Na baixa tensão, e para as semanas selecio-

nadas, verificou-se a existência de várias so-

bretensões cujo valor máximo de variação em

relação à tensão declarada foi de 12,9% e

duração de 112,868 segundos registada no

6PT0017 - Igreja, na sequência de um defeito

149 entre fases na linha São Roque -Piedade (SGI

620110000000067).

Ilha do Faial

Na média e na baixa tensão, para o período

em análise, não foram registadas sobreten-

sões.

Ilha de Flores

Na média tensão foram registadas sobreten-

sões cujo valor máximo de variação em rela-

ção à tensão declarada foi de 16,7% e dura-

ção de 1,994 segundos registada na SE Além

Fazenda no barramento 1 de 15kV, na se-

quência de um defeito entre fases na linha

Santa Cruz 1 (SGI 820110000000177).

Na baixa tensão, e nas semanas considera-

das, foi registada uma sobretensão cujo valor



0.041 segundos registada após disparo das

saídas Lajes e Ponta Delgada na sequência

de defeito com origem num isolador partido

no interruptor Lomba (SGI 820110000000119).

Ilha do Corvo

Nas semanas selecionadas não foram regista-

das sobretensões.

151

Principais incidentes 7.

7.1. Casos fortuitos ou de força maior – incidentes mais relevantes

O RQS estabelece as condições específicas

para a qual o fornecimento de energia elétri-

ca, bem como a prestação do serviço de

transporte e distribuição, pode ser interrompi-

do. Sendo uma destas as interrupções por

casos fortuitos ou de força maior.

No entanto, o RQS também estabelece que,

qualquer interrupção cuja origem sejam Casos

Fortuitos ou de Força Maior e que provoque

uma Energia Não Distribuída (END) superior a 5

MWh São Miguel e Terceira, e 1 MWh nas res-

tantes ilhas, a concessionária do transporte e

distribuição deve comunicá-lo à ERSE.

Desta forma, durante o ano de 2011 existiram

3 casos onde END foi igual ou superiores à

mencionada, sendo que a ilha de São Jorge

foi afetada por duas e a ilha da Terceira foi

atingida por uma. Com exceção da interrup-

ção verificada na Terceira (ação de um ani-

mal - Rato), a origem para estas situações

foram os ventos de intensidades, excecional-

mente, fortes sentidos em São Jorge.

7.1.1. Incidente na ilha de São

Jorge a 18 de abril de 2011

Imagem 7-1 Rede MT São Jorge, Linha 5LD06 - Relvinha - Topo – RLTP

152 Localização da avaria

153 Registo de evidência

Imagem 7-2 Relvinha – Topo 1


154


Este incidente teve início às 14h20m, afetando

os clientes das freguesias da Calheta, Ribeira

Seca, santo Antã e do Topo Nossa Senhora do

Rosário, classificadas como Zona C, e teve um

TIEPI de 30m33s. Estimando-se uma END de 1,7

MWh.

7.1.2. Incidente na ilha das Flores

a 21 de junho de 2011

Os colaboradores da delegação da Secreta-

ria Regional da Ciência, Tecnologia e Equi-

pamentos, ao colocarem estacas para mon-

tar os rails metálicos de proteção danificaram

um cabo sem, no entanto, o seccionar. No

momento em que se deu o contacto da esta-

ca com o cabo não se verificou nenhum de-

feito. A avaria só se veio a verificar algumas

horas depois com o disparo do disjuntor da

linha LD02 (Ponta Delgada) com sinalização

de terra resistiva.

A demora na restituição do serviço ficou a

dever-se ao facto do cabo ser enterrado logo

com necessidade de deslocar equipamento

de localização da avaria e um operador, do

exterior da Ilha, para se proceder à resolução

da mesma.

No momento do incidente não havia gerado-

res disponíveis para alimentar toda a carga

em questão, pelo que parte considerável dos

clientes esteve sem energia por um período

prolongado.

155 Configuração de rede

Imagem 7-5 Rede MT das Flores – linha LD02 – Ponta Delgada

8LD02 - Ponta Delgada

156

Imagem 7-6 Esquema unifilar da linha LD02 - Ponta Delgada


Imagem 7-7 Localização da Avaria no esquema unifilar das Flores


todos os clientes das freguesias dos Cedros e

de Ponta Delgada, todos classificados como

Zona C, e teve um TIEPI de 1h11m19s. Estiman-

do-se uma END de 1,56 MWh.

7.1.3. Incidente na ilha da Terceira

a 26 de agosto de 2011

A entrada de um animal (rato) numa cela de

15 kV do transformador de potência 2 (TP2) da

subestação da central térmica do Belo Jardim

provocou um curto-circuito entre o disjuntor e

o conjunto de TI, originando o disparo da pro-

teção de máxima intensidade de fase (MIF)

do TP1 e a proteção de reserva de MIF dos 30

kV do transformador de potência 2, em vez da

proteção diferencial do TP2.

A falta de atuação da deste diferencial ficou

a dever-se ao facto do defeito ter ocorrido a

jusante dos TI e, por consequência, fora da

sua zona de ação.

Aparentemente, o que motivou a Interrupção

geral foi o excesso de tempo que levou a

proteção de máximo de intensidade de fase

dos 30kV do transformador de potência 2, a

disparar (2 seg.).

A particularidade do defeito ter sido fora da

zona de atuação da proteção diferencial do

transformador de potência 2, registou uma

Avaria

158 cava de tensão de aproximadamente 2 se-

gundos, que, por sua vez, desencadeou al-

gumas falhas nos auxiliares da central.

A Central Térmica Belo Jardim deparou-se

com algumas dificuldades para restabelecer

o fornecimento normal de energia elétrica,

originando um elevado tempo de reposição.

Na ocorrência de uma interrupção geral, exis-

tem na central alguns grupos geradores que

exigem um esforço acrescido para voltar a

arrancar, principalmente pelas operações

manuais a que são sujeitos (Operações de

Flushing manual no sistema de combustível ou

de rodagem com o virador).

Na altura da operação de entrada em para-

lelo do grupo de emergência 2, o mesmo

disparou por ter ficado sobrecarregado em

virtude da existência de uma avaria nos vari-

adores de velocidade nos grupos geradores 9

e 10. Esse problema não foi identificado na

altura, pois era muita a preocupação em

arrancar o grupo para gerar energia.

O Grupo gerador 10 teve de ser intervencio-

nado, pois nas várias tentativas falhadas de

arrancá-lo, foi identificada uma avaria no

circuito pneumático.

Em virtude de todos esses fatores, a reposição

do sistema elétrico em exploração normal

demorou mais tempo que o normal.


Imagem 7-8 Esquema unifilar da Subestação da Central Térmica do Belo Jardim


Imagem 7-9 Localização do defeito


todos os clientes da ilha (interrupção geral),

classificadas como Zonas A e C, e teve um

TIEPI de 2h19m19s. Estimando-se uma END de

56,69 MWh.

7.1.4. Incidente na ilha de São

Jorge a 1 de novembro de

2011

Os ventos com intensidades, excecionalmen-

te, fortes provocaram o contacto dos arcos

da derivação do PT 50 (Levadas) para o PT

1023 (Agrogena) com o poste, originando o

disparo do disjuntor da linha 5LD02 - Caminho

Novo - Relvinha 1 - CNR1 e da linha 5LD04 -

Caminho Novo - Manadas – CMNM com sina-

lização de máxima intensidade homopolar e

terra resistiva.

As más condições de visibilidade inviabiliza-

ram efetuar as correções necessárias, optan-

do-se por deixar o PT 1023 (Agrogema) desli-

gado até o dia seguinte.


Imagem 7-10 Rede MT São Jorge, Linha 5LD06 - Relvinha - Topo - RLTP

Localização da avaria

Imagem 7-11 Localização da avaria no esquema unifilar de São Jorge

5LD02 - Caminho Novo -

Relvinha 1 - CNR1

Avaria

162

Imagem 7-12 Localização da avaria na Rede MT de São Jorge

Registo de evidência

Imagem 7-13 Arco de derivação com as alterações solicitadas pelo SPEA - 1

Avaria

163

Imagem 7-14 Arco de derivação com as alterações solicitadas pelo SPEA - 2

164

Imagem 7-15 Arco de derivação com as alterações solicitadas pelo SPEA, que causou os sucessivos disparos


todos os clientes das freguesias das Velas, do

Norte Grande, do Norte Pequeno, de Santo

Amaro, da Calheta, de Santa Bárbara Mana-

das e da Urzelina S. Mateus, classificadas co-

mo Zonas C, e teve um TIEPI de 45m34s. Esti-

mando-se uma END de 2,69 MWh.

165 7.2. Principais incidentes por causas próprias

Santa Maria

A 8 de setembro verificou-se um disparo geral

na sequência da abertura do inter barras por

um empreiteiro provocando o disparo do 2º

inter barras. Esta ocorrência provocou 79 inter-

rupções em PdE da rede MT, resultando num

valor de TIEPI de 1 hora e 23 minutos.

Em 28 de janeiro verificou-se o deslastre de

cargas das linhas 1LD02, 1LD05 e 1LD07. Este

deslastre é consequência da perda total de

carga no grupo 7 (avaria no sistema das rodas

de comando do G7) e a consequente saída

do paralelo através da proteção elétrica,

saindo de paralelo o grupo zero, por máximo

de intensidade de fase. Esta ocorrência pro-

vocou 41 interrupções em PdE da rede MT e

teve um TIEPI de 17 minutos.

A 21 de fevereiro constatou-se um disparo do

disjuntor da linha 1LD07 - Bairro dos America-

nos, tendo-se verificado, também, o disparo

do fecho de barras com defeito homopolar e

atuação das terras resistivas nos transformado-

res auxiliares. Esta ocorrência resultou em 8

interrupções em PdE da rede MT e um TIEPI de

6 minutos

A 11 de dezembro de 2011, na sequência da

rotura total do tubo de entrada de gasóleo do

grupo 8, este saiu de paralelo tendo originado

também a saída de paralelo do grupo 7. Para

evitar o Disparo dos Grupos 4 e 5 foi necessá-

rio desligar as Linhas de Vila do Porto, Alma-

greira e Bairros das Oficinas do Aeroporto. O

tubo foi substituído ficando a situação resolvi-

da. Vão ser tomadas medidas para alterar

estes tubos para tubos flexíveis pois os existen-

tes já originaram várias avarias. Esta ocorrên-

cia provocou 74 interrupções em PdE da rede

MT e teve um TIEPI de 6 minutos.

Em 18 de maio verificou-se a paragem e saída

do paralelo do grupo 8 (atuação da proteção

mecânica), em virtude da avaria da sonda de

temperatura da chumaceira n.º 5. Esta situa-

ção originou o deslastre da linha n.º 7; linha n.º

5; linha de Vila do Porto e linha de S. Pedro. Foi

substituída a sonda ficando o grupo operati-

vo. A ocorrência afetou 44 PdE e teve um TIEPI

de 5 minutos.

São Miguel

No dia 1 de dezembro de 2011 verificou-se a

saída intempestiva do grupo 8 da central tér-

mica do Caldeirão por pressão baixa de óleo.

Em consequência foi necessário efetuar o

deslastre das linhas Sete Cidades, Milhafres -

Capelas, Lagoa 1, Lagoa 2, Lagoa 3, Lagoa -

Caboco, SR01, SR02, SR03 SR04, Caldeirão - R.

Seca, RG3, RG4, Foros - Nordeste e Bateria

Condensadores. O 2º grupo da central térmi-

ca também saiu de paralelo (por 2 minutos) e

disparou também o grupo 2 da central geo-

térmica da Ribeira Grande. Esta ocorrência

provocou 411 interrupções e teve um TIEPI de

11 minutos.

Uma anomalia, motivada pela perda de gás

SF6 na cela de saída do PS 36 para o PT 269,

provocou o disparo das linhas Sete Cidades e

Capelas com sinalização de MIH, MIF e terra.

Esta ocorrência, verificada em 23 de agosto,

resultou em 164 interrupções em PdE da rede

MT e um TIEPI de 9 minutos.

A 26 de novembro a saída de paralelo do

grupo 5 da central térmica do Caldeirão, de-

vido a alarmes de temperaturas de gases de

escape, provocou o disparo de 14 linhas, cau-

sando 390 interrupções em PdE da rede MT e

resultando num TIEPI de 6 minutos.

A 12 de janeiro de 2011, numa altura em que

decorriam manutenções na linha das Cape-

las, estando o sistema numa configuração

especial de exploração, verificaram-se duas

ocorrências, originadas por avaria em caixa

fim de cabo na transição linha/cabo para o

PT 307. A primeira foi responsável por 59 inter-

166 rupções, tendo a segunda afetado 108 PdE

da rede MT. Ambas ocorrências resultaram

num valor de TIEPI de 4 minutos.

Terceira

No dia 3 de janeiro ocorreu um disparo da

linha de distribuição Praia da Vitória – Vila

Nova, por máximo de intensidade de fase.

Constatou-se tratar-se de uma caixa de fim de

cabo queimada, tendo esta ocorrência pro-

vocado 43 interrupções, tendo um valor de

TIEPI de 11 minutos.

Uma avaria no PS 1201, a 12 de setembro de

2011, provocou o disparo da linha de distribui-

ção Praia da Vitória 02 por máximo de intensi-

dade de fase. Foram afetados 15 PdE da rede

MT, resultando num valor de TIEPI de 12 minu-

tos.

A 2 de dezembro o disparo por máximo de

intensidade de fase da linha de distribuição

Vinha Brava - Porto Judeu provocou 29 inter-

rupções. Esta ocorrência, resultante de um

isolador de cadeia MT partido na Zona da

Atalaia, teve um TIEPI de 12 minutos.

No dia 1 de abril, deu-se o disparo por deslas-

tre das linhas de distribuição Praia da Vitória-

Porto Judeu, Praia da Vitória-Fontinhas, Praia

da Vitória-Vila Nova e Praia da Vitória 02 da

SEBJ, V. Brava 02, V. Brava - S. Mateus, V Brava

- P. Judeu e V Brava-Fontinhas da SEVB, Qua-

tro Ribeiras - Serreta e Quatro Ribeiras - V. No-

va da SE Quatro Ribeiras, devido ao disparo

do grupo 10 por avaria mecânica. Esta ocor-

rência afetou 338 PdE da rede MT e teve um

TIEPI de 9 minutos.

A ocorrência registada a 17 de março na

linha de distribuição Praia da Vitória – Vila

Nova, teve origem numa caixa de interliga-

ção danificada entre linha aérea e subterrâ-

nea. Provocou a desligação de 43 Pde da

rede MT e resultou num TIEPI de 8 minutos.

Graciosa

A 3 de outubro ocorreu um curto-circuito entre

fases na linha MT QG02. Na sequência de

manobras de reconfiguração da rede MT,

para se isolar o troço com a avaria, ocorreu

um corte geral da central. Esta ocorrência

provocou 47 interrupções e teve um TIEPI de 2

horas e 13 minutos.

O disparo das linhas QG01 e QG02, devido a

curto-circuito entre fases, verificado a 11 de

novembro, provavelmente terá sido causado

pelo mau tempo e trovoada, suspeitando-se

de um possível DST (descarregador de sobre-

tensão) disparado. Esta ocorrência provocou

47 interrupções em PdE da rede MT, tendo um


Durante a deteção de duas avarias verifica-

das a 21 de janeiro de 2011 nos equipamentos

4PT0019 e IS Estrada Caldeira (2036), causou-

se um disparo na linha QG01 devido a mal

funcionamento do interruptor seccionador da

Serrinha (2043). Esta ocorrência provocou 48

interrupções e teve um TIEPI de 19 minutos.

Em 4 de setembro deu-se um curto-circuito na

linha de distribuição MT QG01. Durante as

manobras de reposição de serviço o grupo 6

da central térmica saiu intempestivamente de

serviço. Totalizaram-se 61 interrupções e o TIEPI

desta ocorrência foi de 17 minutos.

A 1 de julho, o disparo da linha de distribuição

Quitador Guadalupe 1, resultante de um cur-

to-circuito, foi consequência de uma avaria

no seccionador interruptor 2047 (Charco da

Cruz) e 4PT0039 (Charco da Cruz) - isoladores

partidos. Esta ocorrência afetou 26 PdE da

rede MT e teve um TIEPI de 14 minutos.

São Jorge

A 19 de abril de 2011, no âmbito de trabalhos

próprios inadiáveis, foi instalado um apoio MT

na zona da Ribeira Seca, para substituição de

apoio danificado devido a queda de árvore

na sequência de intempérie. Foi necessário

proceder a interrupções em 21 PdE da rede

167 MT. Esta ocorrência teve um TIEPI de 59 minu-

tos.

A saída de paralelo do grupo 12 da central

térmica de São Jorge, a 12 de setembro, pro-

vocou um disparo geral afetando os 88 PdE

da rede MT, resultando num TIEPI de 11 minu-

tos. Este disparo teve um tempo de religação

superior ao previsto por motivo de defeito

mecânico no sistema de arranque dos grupos

7, 8 e 9.

O disparo das linhas Caminho Novo-Relvinha 1

e Caminho Novo-Manadas verificado a 27 de

dezembro deveu-se a um curto-circuito fase-

terra desconhecido e avaria em aparelho de

manobra, tendo provocado 34 interrupções

em PdE e resultando num valor de TIEPI de 11

minutos.

No dia 30 de abril verificou-se um disparo das

linhas 2 e 4, com sinalização de curto-circuito

fase-fase, motivado por avaria em caixa de

extremidade num posto de transformação

particular. Esta ocorrência afetou 33 PdE da

rede MT e teve um TIEPI de 10 minutos.

O disparo das linhas 2 e 4 verificado a 6 de

dezembro de 2011 deveu-se a um curto-

circuito fase-terra desconhecido e falha de

comunicações com aparelho de manobra

telecomandado, tendo provocado 34 inter-

rupções em PdE e resultando num valor de

TIEPI de 9 minutos.

Pico

A 2 de agosto, uma avaria mecânica no gru-

po 4 causou a saída de paralelo do mesmo,

causando o disparo das linhas de distribuição

São Roque Bandeiras e Piedade, na SE Lajes

dispararam as saídas São Mateus e Piedade e

na SE Madalena disparou a saída São Mateus.

Esta ocorrência afetou 120 PdE da rede MT e

resultou num valor de TIEPI de 9 minutos.

O disparo do grupo 4 no dia 21 de julho, por

pressão baixa de combustível, causou o dispa-

ro das linhas de distribuição Piedade e São

Mateus na SE Lajes; São Mateus e Bandeiras

na SE Madalena e na SE São Roque a linha

Piedade. Abrangeu 143 PdE da rede MT desta

ilha, totalizando o indicador TIEPI 9 minutos.

No dia 18 de agosto de 2011 verificou-se um

disparo do grupo 7 da central térmica do

Pico. A saída de paralelo do grupo 7 deveu-se

a temperatura de água alta, provocando o

disparo das linhas Madalena - São Mateus e

Lajes - São Mateus. Foram afetados 67 PdE da

rede MT, e verificou-se um valor do TIEPI de 8

minutos.

A 4 de julho verificou-se o disparo da linha de

transporte São Roque-Lajes por sobreintensi-

dade em duas fases. Esta ocorrência afetou

67 PdE da rede MT, sendo que o indicador

TIEPI totaliza 6 minutos.

O disparo da saída Madalena Bandeiras, na

SE Madalena, por máxima intensidade de

fase, verificado a 6 de dezembro, foi causado

pela queda de uma árvore sobre a linha,

quando se procedia à desmatação da mes-

ma. Esta ocorrência afetou 31 PdE da rede

MT, e teve um TIEPI de 4 minutos.

Faial

No dia 16 de setembro verificou-se um disparo

do grupo 6 em consequência de elevada

concentração de neblina no cárter. Esta ocor-

rência afetou 134 PdE (disparo geral) da rede


Um erro de manobra do empreiteiro (nova

subestação) durante a manutenção ao disjun-

tor do grupo 5 provocou um disparo geral no

dia 27 de janeiro. Esta ocorrência provou inter-

rupções em 133 PdE da rede MT e teve um


No dia 31 de maio ocorreu um curto-circuito

na alimentação 24V DC do grupo 7, atuando

proteções e disparando o grupo, originado

uma interrupção geral. Tendo afetado os 134

PdE em serviço na altura, resultou num valor

de TIEPI de 21 minutos.

168 Um para-raios danificado no PT 36, provocou

o disparo da saída Covões – Castelo Branco

sinalizando máximo de tensão homopolar a 22

de fevereiro. Tratou-se de uma ocorrência

provocada por anomalia nos DST do PT 36

Vale Formoso. Este modelo de DST apresenta

uma elevada taxa de avarias, anormal para

este tipo de equipamento, estando em curso

uma campanha de substituição dos mesmos

com vista à sua erradicação. Esta ocorrência

afetou 36 PdE e resultou num TIEPI de 12 minu-

tos.

No dia 2 de janeiro uma anomalia num para-

raios de um PT provocou o disparo no posto

de seccionamento dos Cedros por máximo de

tensão homopolar. Tratou-se de uma ocorrên-

cia provocada por anomalia nos DST do PTD

61 Areeiro. Este modelo de DST apresenta uma

elevada taxa de avarias, anormal para este

tipo de equipamento, estando em curso uma

campanha de substituição dos mesmos com

vista à sua erradicação. Abrangeu 36 PdE e

teve um TIEPI de 11 minutos.

Flores

No dia 14 de julho de 2011, durante a execu-

ção de testes na nova central termelétrica

das Flores, verificou-se o disparo da linha das

Lajes. Esta ocorrência afetou 23 PdE da rede


Uma anomalia detetada numa caixa fim de

cabo aérea de média tensão esteve na ori-

gem da ocorrência registada a 28 de junho,

que afetou 27 PdE da rede MT. Esta ocorrên-

cia totalizou um tempo de interrupções equi-

valente da potência instalada de 10 minutos.

A ocorrência registada a 2 de agosto, foi resul-

tante do disparo das saídas 3 e 4, com abertu-

ra do inter-barras, motivado por avaria em

aparelho de manobra. Tendo afetado 4 PdE,

esta ocorrência resultou num valor do indica-

dor TIEPI de 10 minutos.

No dia 10 de maio verificou-se o disparo da

saída 4, sinalizando a passagem de corrente à

terra, motivado por avaria em DST do ramal

para o PTD 1018. A ocorrência atingiu 23 PdE

da rede MT e teve um TIEPI de 5 minutos.

A ocorrência registada a 28 de outubro, de-

veu-se a uma avaria no grupo 10 da central

de Além fazenda que saiu de paralelo e pro-

vocou deslastre por mínima frequência da

linha 3 - Lajes.

Corvo

Um defeito no alternador do grupo 3 (alterna-

dor queimado) provocou a ocorrência regis-

tada a 26 de maio de 2011. O TIEPI foi de cer-

ca de 13 minutos.

A avaria na unidade de gestão de carga da

central, a 16 de dezembro, provocou o dispa-

ro geral da central do Corvo, resultando numa

interrupção com um TIEPI de 11 minutos.

A 14 de outubro deu-se um disparo geral da

Central do Corvo devido a avaria no grupo 4.

A interrupção resultante teve um TIEPI de 5

minutos.

169

Ações para a melhoria da qualidade serviço 8.

Nesta secção apresentam-se sucintamente algumas das medidas

realizadas com o intuito de manter ou melhorar os níveis de quali-

dade de serviço em cada uma das ilhas da RAA, bem como os

resultados obtidos e/ou expectáveis.

As ações referidas nas tabelas seguintes têm efeitos distintos ao nível

da qualidade de serviço, quer ao nível da continuidade do serviço

prestado, quer ao nível da qualidade da onda de tensão. Algumas

destas ações têm efeitos imediatos, por exemplo a correção dos

níveis de tensão, outras têm efeitos que apenas ao longo do tempo

se poderão sentir, quer pela redução do número de interrupções

que afetam os clientes, quer pela redução duração das mesmas.

Alguns dos resultados obtidos ou expectáveis destas medidas são:

Melhoria nas intervenções, rentabilização de tempos de in-

tervenção e nenhuma interrupção originada por quedas

de árvores;

Minimização de contratempos do desenvolvimento da ati-

vidade, facilidade de fazer chegar meios e recursos e redu-

ção de acidentes de trabalho;

Redução de incidentes nas redes e centros produtores;

Melhoria das condições de manobra e comando das re-

des;

Redução ou eliminação de reclamações apresentadas pe-

las Câmaras Municipais e pela Secretaria Regional da Ci-

ência, Tecnologia e Equipamentos, bem como de recla-

mações apresentadas por parte dos clientes em geral;

Diminuição de mortandade de aves e redução dos dispa-

ros provocados pela avifauna.

170

Ilha Descrição da Acão (I -Investimento / E -

Exploração) Objetivo

S. Maria E- Manutenção a 10 aparelhos de manobra de linha aérea

MT

Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço

especificados na EN 50 160

S. Maria E - Ações de Manutenção/Inspeção preventiva da em 2

Linhas da Rede MT/AT



S. Maria E -Acão de Manutenção Preventiva a 66 PTD e respetivas

redes BT



S. Maria E - Processo Avifauna – intervenção em 13 Instalações –

Alteração dos DST



S. Maria E - Revisão Tipo 2000 horas Grupo 04 Manter Grupo gerador em boas condições de operação






171



S. Miguel Instalação de sistema de controlo de filas de espera Assegurar o atendimento sequencial e medir com rigor os

tempos efetivos de espera

S. Miguel

E - Ações de Manutenção/Inspeção preventiva da Rede BT

de alguns PTD, tais como: PT 24, PT 25, PT 26, PT 71, PT 73, PT

237, PT 241, PT 256, PT 295, PT 313, PT 379, PT 384, PT 385 e PT

412



S. Miguel E - Ações de Manutenção/Inspeção preventiva da em 22




S. Miguel

E - Trabalhos diversos no âmbito do PPDA/Avifauna como:


especificados na EN 50 160, bem como zelar pela avifauna

a) Montagem/Substituição de 2 seccionadores, incluindo a

alteração da sua posição na linha

b) Alteração da posição de 3 descarregadores de sobre-

tensões (DST)

c) Montagem de Sinalizadores da Avifauna

S. Miguel E - Ações de Manutenção Preventiva a cerca de 420 Pos-

tos de Transformação/Postos de Seccionamento



S. Miguel I - Ampliação de rede BT PTD 58 Cumprimento dos padrões dos valores de tensão especifi-

cados na EN 50 160

S. Miguel I - Integração de novos PTD na rede BT existente, como são

os casos dos PTD 3, 476, 515, 452, 512 e 514

Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e

dos valores de tensão especificados na EN 50 160

S. Miguel I – Substituição de QGBT nos seguintes PTD: 52, 99, 109, 114,

139, 170, 178, 286, 358 e 397



S. Miguel I - Montagem de Celas MT equipadas com tecnologia SF6

nos seguintes PT: 52, 311, 1170 e 1370



172



S. Miguel I - Alteração de Potência nos seguintes PTD: 118, 157, 160,

171, 180, 189, 195, 353, 362, 395 e 444



S. Miguel E - MANUTENÇÃO TIPO 2500 HORAS Grupo 01 Manter Grupo gerador em boas condições de operação

S. Miguel E - MANUTENÇÃO DEPURADORA ÓLEO Grupo 01 Manter Grupo gerador em boas condições de operação













173







S. Miguel E - MANUTENÇÃO DEPURADORA FUEL 5 Manter Grupo gerador em boas condições de operação




Terceira Instalação de sistema de controlo de filas de espera Assegurar o atendimento sequencial e medir com rigor os

tempos efetivos de espera

Terceira I- Remodelação da rede BT Santa Barbara Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e


Terceira I- Remodelação da rede BT Raminho Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço


Terceira I - Reforço Rede PTD 138 - Senhora da Ajuda - Vila Nova Cumprimento dos padrões dos valores de tensão especifi-

cados na EN 50 160

174



Terceira I - Reforço Rede PTD 214 - Canada Alta - Porto Martins Cumprimento dos padrões dos valores de tensão especifi-

cados na EN 50 160

Terceira I - Remodelação da rede BT Cinco Ribeiras Cumprimento dos padrões dos valores de tensão especifi-

cados na EN 50 160

Terceira I - Remodelação da rede BT Altares Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço


Terceira I - Construção de novo PTD nas Cinco Ribeiras Cumprimento dos padrões dos valores de tensão especifi-

cados na EN 50 160

Terceira E - Ações de Manutenção/Inspeção preventiva da em 7




Terceira E- Manutenções preventiva em 102 PTD

Garantir as condições de exploração para respeitar os

padrões de continuidade de serviço especificados na EN

50 160

Terceira I - Foram substituídos 9 transformadores em PTD ( 6 por

aumento de potencia e 3 avaria)



Terceira E- Substituição de 7 aparelhos de corte em PTD aéreos Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço


Terceira I- Substituição de DST, com defeito de fabrico, em 52 PTD Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço


Terceira I -Substituição de 3 Aparelhos de manobra da rede aérea

MT e retirados 4



Terceira I - Relocalização de vários aparelhos de manobra da rede

aérea MT para posição a cota inferior à da travessa Avifauna

Terceira E – Substituição de óleo degradado em 2 transformadores

de potência da SE de Angra



175



Terceira E - Revisão Tipo 36000H (36.000) Grupo 05 Manter Grupo gerador em boas condições de operação

Terceira E - Revisão Tipo 30000H (61.800H) Grupo 06 Manter Grupo gerador em boas condições de operação

Terceira E - Revisão Tipo 3000H (71.600H) Grupo 07 Manter Grupo gerador em boas condições de operação

Terceira E - Revisão 3000H (46.600H) Grupo 09 Manter Grupo gerador em boas condições de operação

Terceira E - Revisão Tipo 8000H (45.900) Grupo 10 Manter Grupo gerador em boas condições de operação



Graciosa

E - Trabalhos diversos no âmbito do PPDA/Avifauna como:


especificados na EN 50 160, bem como zelar pela avifauna

a) Montagem/Substituição de 8 seccionadores, incluindo a

alteração da sua posição na linha

b) Alteração da posição de descarregadores de sobreten-

sões (DST)

c) Montagem de Sinalizadores da Avifauna

Graciosa I - Substituição de DST, com defeito de fabrico, em 20 PTD Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço


Graciosa E - Ações de Manutenção/Inspeção preventiva da em 4




176



Graciosa E – Desmontagem de 30 aparelhos de manobra da reda

aérea MT Redução Disparos MT causados por avarias

Graciosa I - Construção e ligação PTD Feteira (49) Cumprimento dos padrões dos valores de tensão especifi-

cados na EN 50 160

Graciosa I - Construção e ligação PTD Limeira (48) Cumprimento dos padrões dos valores de tensão especifi-

cados na EN 50 160

Graciosa I - Aumento potência Transformador PTD Rochela (29) Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e


Graciosa E - Limpeza, conservação e manutenção de todos (45) os

PTD



Graciosa E - Substituição de quadros CA2 nos PTD 12, 30 e 31 Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço


Graciosa I - Remodelação total PTD 25 Igreja Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço


Graciosa I - Remodelação total PTD 3 Luz Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço


Graciosa

E – Remodelação de 29 armários distribuição (substituição

de estruturas de metálicas degradadas por estruturas de

PVC, substituição de isoladores de barramentos, etc.)



Graciosa Montagem celas SF6 nos PTD 30, 31 e 45 Diminuição de avarias

Graciosa I - Remodelação completa rede BT das zonas das Almas/

Alto da Ribeirinha/ Manuel Gaspar



Graciosa E - Revisão Geral (77000 horas) Grupo 02 Manter Grupo gerador em boas condições de operação

177



Graciosa E - Revisão Geral (37386HF) Grupo 03 Manter Grupo gerador em boas condições de operação

Graciosa E - Revisão extremidade Superior (36795H) Grupo 04 Manter Grupo gerador em boas condições de operação



S. Jorge I – Ligação dos PTD 33, 38 e 45 Cumprimento dos padrões dos valores de tensão especifi-

cados na EN 50 160

S. Jorge

E - Manutenção preventiva (após inspeção) da rede BT dos

PTD 2, 3, 5, 6, 7, 9, 10, 11, 12, 14, 15, 18, 23, 24, 34, 41, 43, 51,

52, 53, 54, 55, 57, 58, 59, 61, 63, 64, 65 e 66



S. Jorge I - Remodelação das redes BT dos PTD 1, 22, 32, 67 e 69 Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e


S. Jorge E - Substituição dos transformadores dos PTD 34 e 48 devido

ao estado de conservação

Evitar interrupções significativas do fornecimento de ener-

gia elétrica devido a avaria

S. Jorge I - Substituição dos transformadores dos PTD 35 e 63 devido

ao aumento do consumo

Evitar interrupções significativas do fornecimento de ener-

gia elétrica devido a avaria

S. Jorge E - Ações de Manutenção/Inspeção preventiva da em 1

Linha da Rede MT/AT



S. Jorge E - Revisão Tipo 24000 HF Grupo 08 Manter Grupo gerador em boas condições de operação

S. Jorge E - Revisão Tipo 8000/12000 HF Grupo 11 Manter Grupo gerador em boas condições de operação

178

S. Jorge E - Revisão Tipo 8000 HF Grupo 12 Manter Grupo gerador em boas condições de operação



Pico I - Remodelação e aumento de potência do PTD 112 Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e


Pico E - Ações de Manutenção/Inspeção preventiva da em 4

Linha da Rede MT/AT



Pico I - Remodelação do ramal MT SRPD-0067 Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e


Pico I - Remodelação e aumento de potência do PTD 100 Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e


Pico I - Remodelação do ramal MT MD01-0100 Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e


Pico I - Remodelação de rede BT no PTD-100 Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e


Pico I - Remodelação de rede BT no PTD 126 Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e


Pico I - Remodelação de rede BT no PTD 66 Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e


Pico E – Substituição de óleo degradado no transformador de

potência da SE de São Roque do Pico



Pico E - Revisão Tipo 6 000 HF Grupo 07 Manter Grupo gerador em boas condições de operação

179

Pico E - Revisão Tipo 100 000 HF Grupo 03 Manter Grupo gerador em boas condições de operação



Faial I – Construção do PTD 90 Rua Ilha do Pico Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço e


Faial I – Construção de ramal MT subterrâneo, de alimentação

ao PTD 90 Rua Ilha do Pico Melhoria das condições de exploração

Faial I – Substituição de DST com defeito de fabrico, em 30 PTD, Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço


Faial E - Manutenção em todos os 89 PTD

Garantir as condições de exploração para respeitar os

padrões de continuidade de serviço especificados na EN

50 160

Faial E - Ações de Manutenção/Inspeção preventiva da em 2

Linha da Rede MT/AT



Faial E - Revisão Tipo 7500 HF Grupo 06 Manter Grupo gerador em boas condições de operação



180



Flores

E – Manutenção em Redes BT em torçada. A Acão incide

principalmente na de conservação dos ligadores de deri-

vação dos traçados principais.

< 6 anomalias significativas por rede BT

Flores

E – Monitorização dos níveis de tensão nos extremos dos

circuitos da rede BT. Montagem de monitorização trifásica

nos extremos dos circuitos BT por períodos de 1 semana

para registo dos valores de tensão de acordo com a nor-

ma EN50160



Flores E - Revisão Tipo 2000 horas Grupo 07 Manter Grupo gerador em boas condições de operação






Corvo E - Revisão Tipo 2000 horas Grupo 03 Manter Grupo gerador em boas condições de operação

Corvo E - Revisão Tipo 2000 horas Grupo 03 Manter Grupo gerador em boas condições de operação

Corvo E - Revisão Tipo 2000 Horas Grupo 04 Manter Grupo gerador em boas condições de operação

Corvo E - Revisão Tipo 2000 Horas Grupo 04 Manter Grupo gerador em boas condições de operação

181



Todas as ilhas Implementação da fatura eletrónica Disponibilizar mais cedo a informação aos clientes e reduzir

custos com portes postais

Todas as ilhas

Promover a realização de auditorias para verificação de

evidências relacionadas com a construção e localização

adequada dos compartimentos técnicos destinados aos

sistemas de contagem da EDA

Assegurar o dimensionamento e caraterísticas adequadas

dos compartimentos onde são instalados os sistemas de

contagem e controlo da potência contratada

Todas as ilhas

Controlo da taxa de redução em % das ordens de corte

programadas, através do pré-aviso telefónico/e-mail dos

clientes que se encontram em situação de previsão de

corte

Reduzir o número de cortes efetivos

Todas as ilhas E - Inspeções termografia a 418 instalações (333 PTD, 4 SE e

81 orgãos de manobra da rede aérea MT) Identificação de defeitos elétricos

Todas as ilhas E – Manutenção a sistemas de teleação e Subestações Cumprimento dos padrões de continuidade de serviço


Complementando as ações sobre equipamentos, sejam de manu-

tenções ou investimento, a EDA tem mantido esforços por dotar o

seu pessoal de competências que contribuem, também, para a

melhoria da qualidade de serviço, seja no âmbito técnico ou no

relacionamento comercial

182

Local Ações de formação Objetivo

Lisboa I - Técnicas Soldadura SER Manter a certificação dos soldadores

Lisboa I - Variadores de Velocidade Dotar colaboradores de conhecimentos necessários à

exploração adequada de novos equipamentos

Lisboa I - Proteções de Média Tensão-Defeitos e Soluções Dotar colaboradores de conhecimentos necessários à


Lisboa I - Técnicas de soldadura TIG Manter a certificação dos soldadores

S. Maria I - Condução de centrais - SIEMENS Dotar colaboradores de conhecimentos necessários à


S. Maria I - Gestão de resíduos - Nível I Sensibilização ambiental

S. Maria I - Gestão de resíduos - Nível II Sensibilização ambiental

S. Maria I - Plano de segurança interno – sensibilização Sensibilização para a Segurança das Instalações

S. Maria I - Plano de segurança interno – grupo coordenador Sensibilização para a Segurança das Instalações

S. Miguel I - Condução de centrais - teórica/prática Dotar colaboradores de conhecimentos necessários à


S. Miguel I - Condução de centrais Dotar colaboradores de conhecimentos necessários à


S. Miguel I - Manobras de segurança em equipamentos de média e

alta tensão

Dotar colaboradores de conhecimentos necessários à


S. Miguel I - Atmosferas explosivas - ATEX Sensibilização para a Segurança das Instalações

S. Miguel I - Reguladores de velocidade Dotar colaboradores de conhecimentos necessários à


S. Miguel I - Sistema de monitorização e comando Dotar colaboradores de conhecimentos necessários à


183

Local Ações de formação Objetivo

S. Miguel I - Gestão de resíduos - Nível I Sensibilização ambiental

Terceira I - Atmosferas explosivas - ATEX Sensibilização para a Segurança das Instalações

Terceira I - SCADA – Sattline Dotar colaboradores de conhecimentos necessários à


Terceira I - Metrologia Ação de reciclagem importante para a atividade da

manutenção certificada (NP EN ISO 9001:2008)

Terceira I - Alinhamentos mecânicos Ação de reciclagem importante para a atividade da

manutenção certificada (NP EN ISO 9001:2008)

S. Jorge I - SIMATIC S7-300 Dotar colaboradores de conhecimentos necessários à


S. Jorge I - Supervisão e coordenação de Redes Dotar colaboradores de conhecimentos necessários à


S. Jorge I - Gestão de resíduos - Nível I Sensibilização ambiental

Faial I - Subestação do FAI - Gestão e Controle Dotar colaboradores de conhecimentos necessários à


Flores I - Condução da central termoelétrica das Flores Dotar colaboradores de conhecimentos necessários à


Flores I - Sistemas de proteção SIPROTEC Dotar colaboradores de conhecimentos necessários à


Flores I - Gestão de resíduos - Nível I Sensibilização ambiental

Corvo I - Gestão de resíduos - Nível I Sensibilização ambiental

Anexos

185

Anexos

Anexo I - Siglas, abreviaturas e

definições

Alta Tensão (AT) – tensão entre fases cujo valor

eficaz é superior a 45 kV e igual ou inferior a

110 kV.

Avaria – condição do estado de um 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 instan-

tânea ou por uma média obtida pela integra-

ção da potência durante um determinado

intervalo de tempo. A carga pode referir-se a

um consumidor, a um aparelho, a uma linha

ou a uma rede.

Cava (abaixamento) da tensão de alimenta-

ção – diminuição brusca da tensão de alimen-

tação para um valor situado entre 90% e 1%

da tensão declarada, Uc (ou da tensão de

referência deslizante, Urd), seguida do resta-

belecimento da tensão depois de um curto

lapso de tempo. Por convenção, uma cava

de tensão dura de 10 ms a 1 min.

Centro de Condução de uma rede – órgão

encarregue da vigilância e da condução das

instalações e equipamentos de uma rede.

Cliente – pessoa singular ou coletiva com um

contrato de fornecimento de energia elétrica

ou acordo de acesso e operação das redes.

Cliente não vinculado – Pessoa singular ou

coletiva, titular de uma instalação consumido-

ra de energia elétrica, a quem tenha sido

concedida autorização de acesso ao Sistema

Elétrico Não Vinculado (SENVA), nos termos do

Regulamento de Relações Comerciais.

Compatibilidade eletromagnética (CEM) –

aptidão de um aparelho ou de um sistema

para funcionar no seu ambiente eletromagné-

tico 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 pelos

sistemas automáticos de proteção, na ausên-

cia de condições excecionais ligadas a influ-

ências externas ou a incidentes importantes.

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 ocasional

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 trans-

porte a entidade concessionária do transporte

e distribuição relativo às condições de liga-

ção: prazos, custo, critérios de partilha de

meios e de encargos comuns de exploração,

condições técnicas e de exploração particu-

lares, normas específicas da instalação, pro-

186 186

186 cedimentos de segurança e ensaios específi-

cos.

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 técni-

ca global dos sistemas elétricos de cada uma

das ilhas do Arquipélago dos Açores, o trans-

porte e a distribuição de energia elétrica nos

referidos sistemas, bem como a construção e

exploração das respetivas infraestruturas, con-

forme o disposto no Capítulo V do Regula-

mento das Relações Comerciais.

Defeito elétrico – anomalia numa rede elétrica

resultante da perda de isolamento de um seu

elemento, dando origem a uma corrente,

normalmente elevada, que requer a abertura

automática de disjuntores.

Desequilíbrio de tensão - estado no qual os

valores eficazes das tensões das fases ou das

desfasagens entre tensões de fases consecuti-

vas, num sistema trifásico, não são iguais.

Despacho Regional de uma rede – órgão que

exerce um controlo permanente sobre as

condições de exploração e condução de

uma rede no âmbito regional.

Disparo - abertura automática de um disjuntor

provocando a saída da rede de um elemento

ou equipamento, por atuação de um sistema

ou órgão de proteção da rede, normalmente

em consequência de um defeito elétrico.

DRCIE – Direção Regional do Comércio, Indús-

tria e Energia.

Duração média das interrupções do sistema

(SAIDI - “System Average Interruption Duration

Index”) - representa a duração média das

interrupções verificadas nos pontos de entre-

ga 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 eletromagné-

tica ao exterior.

Energia não distribuída (END) - valor estimado

da energia não distribuída nos pontos de en-

trega das redes de distribuição em MT, devido

a interrupções de fornecimento, durante um

determinado intervalo de tempo (normalmen-

te 1 ano civil), dado pela seguinte expressão:

T

TIEPI×EFEND= onde:

TIEPI – tempo de interrupção equivalente da

potência instalada, em horas

EF – energia entrada na rede de distribuição

de MT, em MWh, no período de tempo 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-

Anexos

187 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 portinhola

e a origem de uma instalação de utilização.

ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Ener-

géticos.

Exploração – conjunto das atividades ne-

cessárias ao funcionamento de uma instala-

ção elétrica, incluindo as manobras, o co-

mando, o controlo, a manutenção, bem co-

mo os trabalhos elétricos e os não elétricos.

Flutuação de tensão - série de variações da

tensão ou variação cíclica da envolvente de

uma tensão.

Fornecedor - entidade responsável pelo for-

necimento de energia elétrica, nos termos de

um contrato.

Fornecimento de energia elétrica - venda de

energia elétrica a qualquer entidade que é

cliente da entidade concessionária do 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 segun-

do).

Frequência média de interrupções do sistema

(SAIFI - “System Average Interruption Frequen-

cy Index”) - representa o número médio de

interrupções verificadas nos pontos de entre-

ga, 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







quantidade total dos pontos de entrega da

região para indicadores globais da região.

Imunidade (a uma perturbação) - aptidão

dum dispositivo, dum aparelho ou dum siste-

ma para funcionar sem degradação na pre-

sença duma perturbação eletromagnética.

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 equipamen-

tos elétricos utilizados na produção, no trans-

porte, na conversão, na distribuição ou na

utilização da energia elétrica, incluindo fontes

de energia, bem como as baterias, os con-

densadores e outros equipamentos de arma-

zenamento 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 desportiva.

Instalação de utilização – instalação elétrica

destinada a permitir aos seus utilizadores a

aplicação da energia elétrica pela sua trans-

formação noutra forma de energia.

Interrupção acidental - interrupção do forne-

cimento ou da entrega de energia elétrica

provocada por defeitos permanentes ou tran-

sitórios, na maior parte das vezes ligados a

acontecimentos externos, a avarias ou a inter-

ferências.

Interrupção breve - interrupção acidental

com uma duração igual ou inferior a 3 min.

188 188

188 Interrupção do fornecimento ou da entrega -

situação em que o valor eficaz da tensão de

alimentação no ponto de entrega é inferior a

1% da tensão declarada Uc, em pelo menos

uma das fases, dando origem, a cortes de

consumo nos clientes.

Interrupção longa - interrupção acidental

com uma duração superior a 3 min.

Interrupção prevista - interrupção do 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.

Manobras - ações destinadas a realizar mu-

danças de esquema de exploração de uma

rede elétrica, ou a satisfazer, a cada momen-

to, o equilíbrio entre a produção e o consumo

ou o programa acordado para o conjunto

das interligações internacionais, ou ainda a

regular os níveis de tensão ou a produção de

energia reativa nos valores mais convenientes,

bem como as ações destinadas a colocar em

serviço ou fora de serviço qualquer instalação

elétrica ou elemento dessa rede.

Manutenção - combinação de ações técni-

cas e administrativas, compreendendo as

operações de vigilância, destinadas a manter

uma instalação elétrica num estado de ope-

racionalidade que lhe permita cumprir a sua

função.

Manutenção corretiva (reparação) -

combinação de ações técnicas e adminis-

trativas realizadas depois da deteção de uma

avaria e destinadas à reposição do funcio-

namento de uma instalação elétrica.

Manutenção preventiva (conservação) -

combinação de ações técnicas e adminis-

trativas realizadas com o objetivo de reduzir a

probabilidade de avaria ou degradação do

funcionamento de uma instalação 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 probabilida-

de de compatibilidade eletromagnética.

Nível de emissão - nível duma dada perturba-

ção eletromagnética, emitida por um disposi-

tivo, aparelho ou sistema particular e medido

duma maneira especificada.

Nível de imunidade - nível máximo duma per-

turbação eletromagnética de determinado

tipo incidente sobre um dispositivo, aparelho

ou sistema não susceptível 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 qualidade

interno da entidade concessionária do trans-

porte e distribuição relativamente a uma per-

turbação na onda de tensão, mais exigente

ou, no limite, igual ao respetivo nível de refe-

rência associado a um grau de probabilidade

de ocorrência.

Nível de referência (de uma perturbação) -

nível máximo recomendado para uma pertur-

bação eletromagnética em determinados

pontos de uma rede elétrica (normalmente, os

pontos de entrega).

Anexos

189 Nível (duma quantidade) - valor duma quan-

tidade avaliada duma maneira especificada.

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 disparo

parcial ou total da instalação.

Operação - Acão desencadeada localmente

ou por telecomando que visa modificar o

estado de um órgão ou sistema.

Perturbação (eletromagnética) - fenómeno

eletromagnético suscetível de degradar o

funcionamento dum dispositivo, dum aparelho

ou dum sistema.

Ponto de entrega (PdE) - ponto (da rede)

onde se faz a entrega de energia elétrica à

instalação do cliente ou a outra rede.

Nota: Na Rede de Transporte o ponto de en-

trega é, normalmente, o barramento de uma

subestação a partir do qual se alimenta a

instalação do cliente. Podem também consti-

tuir pontos de entrega:

Os terminais dos secundários de transformado-

res de potência de ligação a uma instalação

do cliente.

A fronteira de ligação de uma linha à instala-

ção do cliente.

Ponto de ligação - ponto da rede eletrica-

mente identificável a que se liga uma carga,

uma outra rede, um grupo gerador ou um

conjunto de grupos geradores.

Ponto de interligação (de uma instalação

elétrica à rede) – é o nó de uma rede do 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 apa-

relhagem elétrica, edifícios e, eventualmente,

transformadores.

Posto de transformação (PT) - posto destinado

à transformação da corrente elétrica por um

ou mais transformadores estáticos cujo secun-

dário é de baixa tensão.

Potência nominal - é a potência máxima que

pode ser obtida em regime contínuo nas con-

dições geralmente definidas na especificação

do fabricante, e em condições climáticas

precisas.

Produtor – entidade responsável pela ligação

à rede e pela exploração de um ou mais gru-

pos geradores.

Ramal - canalização elétrica, sem qualquer

derivação, que parte do quadro de um posto

de transformação ou de uma canalização

principal e termina numa portinhola, quadro

de colunas ou aparelho de corte de entrada

de uma instalação de utilização.

Rede – conjunto de subestações, linhas, cabos

e outros equipamentos elétricos ligados entre

si com vista a transportar a energia elétrica

produzida pelas centrais até aos consumido-

res.

Rede de distribuição – parte da rede utilizada

para condução da energia elétrica, dentro

de uma zona de consumo, para o consumidor

final.

Rede de transporte – parte da rede utilizada

para o transporte da energia elétrica, em

geral e na maior parte dos casos, dos locais

de produção para as zonas de distribuição e

de consumo.

190 190

190 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 industri-

al – sobretensão ocorrendo num dado local

com uma duração relativamente longa.

Sobretensão transitória - sobretensão, oscilató-

ria ou não, de curta duração, em geral forte-

mente amortecida e com uma duração má-

xima 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 secundá-

rio é de alta ou de média tensão;

Compensação do fator de potência por

compensadores síncronos ou condensadores,

em alta ou média tensão.

Tempo de interrupção equivalente (TIE) - re-

presenta o tempo de interrupção da potência

média fornecida expectável (no caso de não

ter havido interrupções) num determinado

período.

O indicador TIE é obtido pelo cálculo da ex-

pressão:

Pme

ENF=TIE em minutos

sendo, T

ENF+EF=Pme em

[MWh/minuto]

e:

ENF - energia não fornecida no período

considerado, em MWh;

EF - energia fornecida no período consi-

derado, em MWh;

Pme - potência média expectável, caso

não se tivessem registado interrupções, em

MWh/minuto;

T - duração do período considerado,

em minutos.

Tempo de interrupção equivalente da 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

expressão:

∑

∑∑

k

1=jPI j

x

1=iPI j×DI ij

k

1=j=TIEPI

em que:

DIij - duração da interrupção da instalação i,

em minutos;

PIj - potência instalada na instalação j - posto

de transformação de serviço público (PTD) ou

particular (PTC), em kVA;

k - quantidade total dos pontos de entrega







Anexos

191 quantidade total dos pontos de entrega da

região para indicadores globais da região;

x - número de interrupções da instalação j.

Tempo médio de reposição de serviço do

sistema (SARI - “System Average Restoration

Index”) - representa o tempo médio de repo-

sição de serviço durante um determinado

período (normalmente um ano civil).

O indicador SARI é obtido pelo cálculo da

expressão:

∑

∑∑

k

1=jNI j

jNI

1=iDI ij

k

1=j=SARI [minutos] em que:

DIij - duração da interrupção i no ponto

de entrega j, em minutos;

k - quantidade total de pontos de en-

trega;

NIj - número de interrupções ocorridas no

ponto de entrega j no período considerado.

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 alimentação

declarada Uc.

Tensão de referência deslizante (aplicável nas

cavas de tensão) - valor eficaz da tensão num

determinado ponto da rede elétrica calcula-

do de forma contínua num determinado inter-

valo de tempo, que representa o valor da

tensão antes do início de uma cava, e é usa-

do como tensão de referência para a deter-

minação da amplitude ou profundidade da

cava.

Nota: O intervalo de tempo a considerar deve

ser muito superior à duração da cava de ten-

são.

Tensão harmónica - tensão sinusoidal cuja

frequência é um múltiplo inteiro da frequência

fundamental da tensão de alimentação. As

tensões harmónicas podem ser avaliadas:

individualmente, segundo a sua amplitude

relativa (Uh) em relação à fundamental (U1),

em que “h” representa a ordem da harmóni-

ca;

globalmente, ou seja, pelo valor da distorção

harmónica total (DHT) calculado pela expres-

são seguinte:

402

2

h

h

DHT U

Tensão interharmónica - tensão sinusoidal cuja

frequência está compreendida entre as fre-

quências harmónicas, ou seja, cuja frequência

não é um múltiplo inteiro da frequência fun-

damental.

Tensão nominal de uma rede (Un) - tensão

entre fases que caracteriza uma rede e em

relação à qual são referidas certas caracterís-

ticas de funcionamento.

Tremulação (“flicker”) - impressão de instabili-

dade da sensação visual provocada por um

estímulo luminoso, cuja luminância ou reparti-

ção espectral flutua no tempo.

T&D1 – Transporte e distribuição – inclui inter-

rupções na instalação do cliente

Utilizador da Rede de Transporte – Produtor,

Distribuidor ou Consumidor que está ligado

fisicamente à rede de transporte ou que a

utiliza por intermédio de terceiros para trans-

porte e/ou regulação de energia, ou ainda

para apoio (reserva de potência).

192 192

192 Variação de tensão - aumento ou diminuição

do valor eficaz da tensão, provocados pela

variação da carga total da rede ou de parte

desta.

Abreviaturas das ilhas

SMA – Santa Maria

SMG – São Miguel

TER - Terceira

GRA - Graciosa

SJG – São Jorge

FAI - Faial

FLO - Flores

COR - Corvo

Anexos

193

Anexo II - Classificação das causas das interrupções

Quadro geral de classificação

Apresenta-se em seguida o quadro geral de

classificação das interrupções. O RQS estabe-

lece um nível mínimo para a classificação de

interrupções. A EDA, para melhor caracteriza-

ção das mesmas, e sendo-o permitido no

âmbito do mesmo regulamento, tem em prá-

tica corrente um nível mais detalhado, apre-

sentado na tabela seguinte:

Tipo Motivo Causa Código

Acordo c/ cliente (1) 110

Novos Empreendimentos (1) 121

Reparação de equipamentos (2) 122

Conservação de equipamentos (3) 123

Alterações na configuração da rede (4) 124

Trabalhos de abate ou decote de árvores (5) 125

Razões de interesse público (3) Plano nacional de emergência energética 130

Facto imputável ao cliente (4) Artigo 177. º do RRC 140

Vento de intensidade excecional (1) 211

Inundações imprevisíveis (2) 212

Descarga atmosférica direta (3) 213

Incendio (4) 214

Terramoto (5) 215

Greve geral (6) 216

Alteração da ordem pública (7) 217

Sabotagem (8) 218

Malfeitoria (9) 219

Intervenção de Terceiros* (0) 220

Outras causas (1) 221

Razões de segurança (3) Deslastre de cargas (0) 230

Acão atmosférica (1) 241

Acão ambiental (2) 242

Origem interna (3) 243

Trabalhos inadiáveis (4) 244

Outras causas (5) 245

Desconhecidas (6) 246

Reengate (5) 25

Facto imputável ao cliente (6) Artigo 177. º do RRC 26

Deficiência na instalação do cliente 30

PREVISTAS

(PROGRAMADAS)

(1)

Razões de serv iço (2)

Casos Fortuitos/Força maior (1) e (2)

Próprias (4)

IMPREVISTAS

(ACIDENTAIS)

(2)

194 194

194 O quadro seguinte apresenta, de uma forma

simplificada, a relação existente entre as cau-

sas simples de uma interrupção e o seu descri-

tivo

Origem das interrupções

Produção: são as interrupções do fornecimen-

to ou da entrega de energia elétrica com

origem em centros produtores.

Transporte: são as interrupções do fornecimen-

to 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 repercus-

são 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 inter-

rupções.

Acidentais (imprevistas): são as restantes inter-

rupções do fornecimento ou da entrega de

energia elétrica.

Causas das interrupções

Caracterizadas no regulamento de relações

comerciais:

Acordo com o cliente

Razões de serviço

Razões de interesse público

Razões de segurança

Facto imputável ao cliente

Causas fortuitas ou de força maior: conside-

ram-se causas fortuitas ou de força-maior as

indicadas no n.º 4 do artigo 2.º do RQS.

Próprias: consideram-se interrupções próprias

todas as não caracterizadas anteriormente.

Estas causas podem ser desagregadas do

seguinte modo:

Acão atmosférica: inclui as interrupções devi-

das a fenómenos atmosféricos, designada-

mente, descargas atmosféricas indiretas, chu-

Causa simples Descritivo causa

11 Acordo c/ cliente

12 Razões de serv iço

14 Facto imputável ao cliente

21 Fortuitas ou de força maior

23 Razões de segurança

24 Próprias

25 Reengate

26 Facto imputável ao cliente

30 Deficiência na instalação do cliente

Pre

vis

tas

Imp

rev

ista

s

Anexos

195 va, inundação, neve, gelo, granizo, nevoeiro,

vento ou poluição, desde que não sejam pas-

síveis de ser classificadas como causas de

força maior;

Acão ambiental: inclui as interrupções provo-

cadas, designadamente, por animais, arvore-

do, movimentos de terras ou interferências de

corpos estranhos, desde que não sejam passí-

veis de ser classificadas como causas de força

maior;

Origem interna: inclui, designadamente, erros

de projeto ou de montagem, falhas ou uso

inadequado de equipamentos ou de materi-

ais, atividades de manutenção, obras próprias

ou erro humano;

Trabalhos inadiáveis: inclui as interrupções por

razões de serviço visando a realização de

trabalhos inadiáveis sem o cumprimento do

disposto no Regulamento de Relações Co-

merciais;

Outras causas: inclui, designadamente, inter-

rupções originadas em instalações de clientes;

196 196

196

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